E.ON Ruhrgas GB 2005 D - E.ON Ruhrgas AG

Arbeiten und 

leben mit Erdgas 

Jahresbericht 2005

E.ON Ruhrgas-Engagement 

in Europa 

� � � 

Großbritannien 

� � 

Frankreich 

� � 

Belgien 

� � 

Niederlande 

� � 

Luxemburg 

� Bezugsländer 

� Lieferungen/Liefervereinbarungen 

� Kooperationsvereinbarungen 

� Beteiligungen 

� Büro 

Stand 31.12.2005 

� � 

Schweiz 

� � � 

Italien 

� � � 

Norwegen 

� � � 

Deutschland 

� � 

Schweden 

� � � 

Estland 

� � 

Lettland 

� � 

Dänemark � � 

Litauen 

� 

Liechtenstein 

� � � 

Tschechien 

� � � 

Österreich 

� � 

Slowenien 

� 

Kroatien 

� � � 

Polen 

� � � � 

Slowakei 

� � � 

Ungarn 

� 

Finnland 

� � � 

Rumänien 

� 

Weißrussland 

� � � � 

Russland 

� � 

Ukraine

Kennzahlen E.ON Ruhrgas Konzern 1 

in Mio € 2005 2004 

Umsatzerlöse 17.914 13.227 

Herstellungskosten –13.588 –9.017 

Vertriebskosten –302 –323 

Allgemeine Verwaltungskosten –207 –171 

Jahresergebnis vor Ergebnisabführung 1.754 968 

Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände 10.207 9.373 2 

Finanzanlagen 14.191 9.331 2 

Eigenkapital 15.675 11.943 2 

Verbindlichkeiten 8.859 5.689 2 

Bilanzsumme 30.746 22.721 2 

Mitarbeiter E.ON Ruhrgas AG 

Anzahl am Jahresende 2.495 2.502 

Gaswirtschaftliche Kennzahlen E.ON Ruhrgas AG 

Gasabsatz (Mrd kWh) 690,2 641,4 

Höchster Tagesabsatz (Mio kWh) 3.077 2.862 

Niedrigster Tagesabsatz (Mio kWh) 876 824 

Leitungsnetz (km) 11.273 11.280 

Verdichteranlagen (MW) 853 833 

Untertagespeicher (Arbeitsgaskapazität in Mio m3 ) 5.106 5.207 

1m 3 = 11,5 kWh 

1 Werte bereinigt um Ruhrgas Industries 

2 inklusive Ruhrgas Industries 

Image des gemeinsamen Produktes 

nachhaltig stärken 

Durch Emotionalisierung kann man Menschen für 

sich und sein Produkt einnehmen. Darauf setzt 

die im vergangenen Jahr gestartete neue Produktwerbekampagne 

mit dem Slogan „Menschen 

brauchen Wärme – natürlich unser Erdgas“. E.ON 

Ruhrgas bearbeitete den Markt damit auf nationaler 

Ebene vor; weiterverteilende Kunden der E.ON 

Ruhrgas setzten auf regionaler und lokaler Ebene 

mit adaptierten Motiven nach (Beispiele dafür in 

diesem Bericht). 

Kommunikation wie z.B. Werbung oder Sportmarketing 

für Erdgas ist u.a. notwendig, weil Image 

und Bekanntheit des Produktes Erdgas neben 

dem Preis wettbewerbsrelevante Faktoren sind. 

Die neue Produktwerbekampagne stützt sich auf 

Testimonials: Menschen (Mitarbeiter, Kunden, 

Sportler, Marktpartner) stehen und sprechen für 

Erdgas. Dabei haben die Motive die Anmutung 

von modernen Lebenswelten, die Komfort und 

Wärme symbolisieren. Also nicht Technologie und 

Innovation der Erdgasanwendung, sondern deren 

positiver Einfluss auf Menschen in ihrem privaten 

Umfeld. 

Kati Wilhelm, die mehrfache Olympiasiegerin und 

Gesamt-Weltcup-Gewinnerin 2006, liegt entspannt 

vor ihrem Erdgaskamin – sie fühlt sich sichtlich 

wohl. Martin Bungert, Beschaffung Marketing 

und Fuhrparkmanagement der E.ON Ruhrgas AG, 

steht fröhlich in seiner Küche und schmeckt das 

Essen ab. Antje Dimitrovici, die kaufmännische 

Leiterin der Erdgasversorgungsgesellschaft 

Thüringen-Sachsen mbh, freut sich auf ein Glas 

warme Milch. Neben der positiven Ausstrahlung 

ist ihnen gemeinsam, dass sie persönlich in der 

neuen Kampagne von E.ON Ruhrgas werben.

E.ON Ruhrgas AG in Europa 

E.ON Ruhrgas AG Büro Bratislava 

Jesenského ul. č. 2 

SK-81102 Bratislava/ 

Slowakische Republik 

Telefon 0 04 21/2/54 4189 76 

0 04 21/2/54 41 89 77 

Telefax 0 04 21/2/54 4189 78 

E.ON Ruhrgas AG Büro Brüssel 

Av. des Arts 40 

B-1040 Brüssel 

Telefon 00 32/2/5 03 34 40 

Telefax 00 32/2/2 3115 44 

E.ON Ruhrgas AG Büro Kiew 

wul. Bogdana Chmelnizkoho, 6 

01001 Kiew/Ukraine 

Telefon 00 38/044/2 541746 

Telefax 00 38/044/2 35 43 95 

E.ON Ruhrgas UK North Sea Ltd. 

4th Floor 

Four Millbank 

London SW1P 3JA/United Kingdom 

Telefon 00 44/20 73 40 0100 

Telefax 00 44/20 73 40 0179 

E.ON Ruhrgas AG Büro Mailand 

Via Albricci 3 

I-20122 Mailand 

Telefon 00 39/02/72/00 34 30 

Telefax 00 39/02/72/0168 66 

E.ON Ruhrgas AG Büro Moskau 

Krasnopresnenskaja nab., 18b 

23. Etage 

123317 Moskau/Russische Föderation 

Telefon 007/495/7 8213 50 

Telefax 007/495/7 8213 51 

E.ON Ruhrgas AG Büro Oslo 

Stortingsgaten 8 

N-0161 Oslo 

Telefon 00 47/22 4742 30 

Telefax 00 47/22 4742 33 

E.ON Ruhrgas AG Büro Paris 

3, rue du Quatre Septembre 

F-75002 Paris 

Telefon 00 33/1/40 20 94 46 

Telefax 00 33/1/40 20 99 21 

E.ON Ruhrgas NORGE AS 

Kongsgårdbakken 1 

N-4005 Stavanger 

Telefon 00 47/515174 00 

Telefax 00 47/515174 10 

E.ON Ruhrgas AG Büro Baltikum 

c/o AS Eesti Gaas 

Liivalaia 9 

EE-10118Tallinn 

Telefon 0 03 72/6/30 3127 

Telefax 0 03 72/6/46 62 52 

E.ON Gaz România SA 

Piata Trandafirilor nr. 21 

540049 Târgu Mures/Rumänien 

Telefon 00 40/3 65 40 33 07 

Telefax 00 40/2 65 26 8310 

E.ON Ruhrgas AG Büro Warschau 

ul. Koszykowa 54 

PL-00-675 Warschau 

Telefon 00 48/22/6 25 5144 

00 48/22/6 25 6119 

Telefax 00 48/22/6 25 4159 

E.ON Ruhrgas Austria AG 

Freyung 3/1 

A-1010 Wien 

Telefon 00 43/1/5 32 29 63 

Telefax 00 43/1/5 32 29 6310 

Die Kampagne wurde zum Adaptieren auf drei Ebenen 

konzipiert. Auf der nationalen Ebene werben Mitarbeiter 

der E.ON Ruhrgas und Sportlerinnen aus dem Biathlon. 

Die Ferngasgesellschaften auf der regionalen Ebene und die 

Stadtwerke auf der lokalen Ebene stellen Mitarbeiter der 

Unternehmen, Sportler (aus der nationalen Ebene oder 

regional gesponserte), Marktpartner, Kunden und Models 

vor. Allesamt sorgen – so der Fließtext in den Anzeigen – 

‚mit Erdgas für Wärme im Leben’. 

So werden Menschen, Partnerschaft und Engagement 

in Bezug auf Erdgas in den Vordergrund gerückt, die Qualitäten 

wie Zukunftsbezug, Innovation und Versorgungssicherheit 

sind impliziert: Einerseits wird indirekter Bezug 

genommen – man sieht den abgebildeten Menschen an, 

wie (versorgungs-)sicher und wohl sie sich fühlen. Dabei 

wirken sie authentisch, glaubwürdig und sympathischnatürlich. 

Den direkten Bezug stellen die Interieurs her, die, 

wenn auch im Hintergrund, im Zusammenhang mit Erdgas 

stehen: Küchen, Kamine, das warme Wasser der Badewanne.

Titelseite Plattformarbeiterin auf 

einer Bohrinsel im Njord-Feld in der 

norwegischen Nordsee. E.ON 

verfolgt das strategische Ziel, langfristig 

bis zu 20 Prozent des Gasbedarfs 

aus eigener Produktion zu 

decken. Der Anteil am Njord-Feld 

wurde 2005 auf 30 Prozent 

aufgestockt (siehe dazu Seite 30). 

Magazin 

02 Vorwort des Vorstandsvorsitzenden 

06 Konzentration und Wettbewerb auf dem Gasmarkt 

Geopolitische Entwicklungen/Lehren aus UK-Markt/ 

Neue Herausforderungen 

11 Versorgungssicherheit 

Schlüsselthema der Energieversorgung 

17 Wachstum außerhalb der Landesgrenzen 

Steigender Auslandsabsatz – internationale Beteiligungen 

20 Länderporträt Ungarn 

Drehscheibe für den europäischen Gasmarkt 

23 Untertage-Speicher für Erdgas 

Wichtige Funktion für die bedarfsgerechte Versorgung 

27 Verflüssigtes Erdgas 

Flexible Ergänzung zum Pipeline-Gas 

30 Erdgas aus eigenen Quellen 

Engagement in Richtung Bohrloch 

34 Zukunftspotenzial für Biomasse 

Erdgas plus Biogas: Eine gute Mischung! 

40 Branchenreport: Erdgas im Energiemarkt 2005 

Weltweite Entwicklungen im Überblick 

51 Geschäftsjahr 2005 

01

02 Vorwort des Vorstandsvorsitzenden 

Meine sehr geehrten Damen und Herren, 

Erdgas ist heute fester Bestandteil unseres 

alltäglichen Lebens, so dass seine Verfügbarkeit 

zu jeder Zeit als selbstverständlich vorausgesetzt 

wird. Der Disput um Gaslieferungen 

zwischen Russland und der Ukraine zum Jahreswechsel 

2005/06 und die instabile Versorgungslage 

im UK sowie Liefereinschränkungen 

in anderen europäischen Ländern haben an 

dieser Selbstverständlichkeit zum ersten Mal 

Zweifel aufkommen lassen. Die Versorgungssicherheit 

mit Energie, dem Lebenselexir 

für unsere Industriegesellschaft, ist vor dem 

Hintergrund der Bedarfsentwicklung und 

der geopolitischen Unsicherheiten von elementarer 

Bedeutung für Volkswirtschaften, die 

von Energieimporten abhängig sind. 

Die heimischen Erdgasreserven gehen in den 

nächsten Jahren weiter zurück. Heute schon 

decken sie weniger als ein Fünftel des inländischen 

Verbrauchs. Die Importabhängigkeit 

Deutschlands und Europas wird weiter steigen. 

Gleichzeitig wird in Energieprognosen 

festgestellt, dass der Erdgasverbrauch eben- 

falls weiter zunehmen wird, und zwar in allen 

Ländern Europas. Europa hat zwar heute 

schon wesentliche Mengen zur Deckung des 

zukünftigen Bedarfs langfristig gesichert. 

Aber große Mengen müssen noch beschafft 

werden. Hierbei befindet sich Europa in einem 

harten Nachfragewettbewerb um die mittelfristig 

mobilisierbaren Erdgasreserven mit 

Asien und den USA. Obwohl das keine neuen 

Erkenntnisse sind, waren diese Aspekte 

bislang den Themen Wettbewerb und Preise 

untergeordnet. Insofern kann man von einem 

Paradigmenwechsel in der öffentlichen Diskussion 

sprechen. 

Davon unberührt bleibt die Erwartung von 

Politik und Verbrauchern an die Gaswirtschaft, 

dass sie eine kontinuierliche, unterbrechungsfreie 

Belieferung aller Kunden mit Gas gewährleistet 

und langfristig absichert. Zugleich soll 

dies zu möglichst günstigen Preisen erfolgen. 

Mit der nun von neuem wachsenden Erkenntnis, 

dass Versorgungssicherheit ihren Preis 

hat, rücken Anspruch und Realität näher zusammen. 

Dennoch gibt es noch offene Widersprüche: 

Obwohl es politisch gewollt ist, dass 

die Gaswirtschaft die Versorgung auf Basis 

langfristiger Einkaufsverträge absichert, will

„Versorgungssicherheit ist 

keine Selbstverständ- 

lichkeit, sondern sie erfor- 

dert angesichts der sich 

wandelnden und immer 

globaler werdenden Märkte 

und der zunehmend an 

Einfluss gewinnenden geo- 

politischen Bedingungen 

ständige Aufmerksamkeit.“ 

das Bundeskartellamt langfristige Verträge auf 

der Abnehmerseite gravierend einschränken 

und legt dabei eine enge nationale Betrachtung 

zugrunde, während wir bei der Erdgasbeschaffung 

zunehmend nicht nur europäischen, 

sondern globalen Herausforderungen ausgesetzt 

sind. 

E.ON und E.ON Ruhrgas haben in den vergangenen 

Monaten substanzielle Beiträge für 

mehr Wettbewerb geleistet: Von der Offenlegung 

der Kalkulation der Gaspreise für Haushaltskunden 

bis zur Einführung des neuen 

Netzzugangs-Systems ENTRIX 2 mit einem 

deutlichen Plus an Kundenservice hat E.ON 

wesentliche Impulse gesetzt. Die termingerechte 

Einigung der deutschen Gaswirtschaft 

mit der Bundesnetzagentur über den Netzzugang 

rundet dieses Bild ab. Bei allen Bemühungen 

um den nationalen Wettbewerb dürfen 

wir aber nicht übersehen, dass wir uns an den 

internationalen Maßstäben des Energiemarkts 

orientieren müssen. Eine Zersplitterung der 

Angebotsseite in Deutschland führt nicht zu 

einer Verbesserung der Versorgungssicherheit, 

unsere nationale Nachfragekraft wird nicht 

gestärkt. 

Vorwort des Vorstandsvorsitzenden 

Eine langfristig orientierte Politik muss darauf 

achten, durch kurzfristig orientierte Maßnahmen 

nicht einseitig nur noch auf ein Ziel fixiert 

zu sein. Wohin eine ausschließlich an kurzfristigen 

Zielen orientierte, regulierte Liberalisierung 

führen kann, ist in Großbritannien in 

Form von erheblichen Infrastruktur- und Kapazitätsdefiziten 

mit der Folge von Versorgungsengpässen 

und kräftigen Preissteigerungen 

sichtbar geworden. 

Wir haben im vergangenen Jahr mit der 

Grundsatzvereinbarung zum Bau der „Nordeuropäischen 

Gasleitung“ (NEGP) durch die 

Ostsee unsere Bereitschaft bewiesen, auch 

künftig einen substanziellen Beitrag für die 

Versorgungssicherheit in Europa zu leisten. 

Zudem befasst sich E.ON Ruhrgas damit, neue 

LNG-Kapazitäten zu erschließen, und prüft 

mehrere LNG-Terminalstandorte in Nordwesteuropa 

und in der Adria. Durch entsprechende 

Projekte soll unser Bezugsportfolio weiter 

diversifiziert und die Versorgung mit Erdgas 

langfristig gesichert werden. 

Der Komplexität der gaswirtschaftlichen 

Themen wollen wir mit dem vorliegenden Jahresbericht 

durch Information und Transparenz 

begegnen. Wir stellen die Situation im Welterdgashandel 

vor, informieren über unsere 

eigenen Aktivitäten in der Erdgasexploration 

und -förderung, präsentieren unser LNG-Projekt 

in Wilhelmshaven, zeigen die Bedeutung 

der Gasspeicher für die Versorgungssicherheit 

in Deutschland auf, berichten über unsere 

jüngste Akquisition in Ungarn und beschreiben 

das Marktpotenzial für Biogas. Bildlich aufgelockert 

wird unser Bericht durch plakative 

Doppelseiten mit aufgeschlagenen Zeitschriften, 

auf denen Anzeigen aus unserer im vergangenen 

Jahr gestarteten Produktwerbekampagne 

mit kurzen „redaktionellen“ Statements 

zu zentralen Fragestellungen unserer Branche 

kombiniert werden. Die Botschaft lautet: Erdgas 

ist heute zwar ein selbstverständlicher 

Bestandteil unseres modernen Lebens, aber 

eben nicht von selbst. 

Mit den besten Wünschen für eine interessante 

Lektüre, 

Ihr Burckhard Bergmann 

03

06 Magazin 

Konzentration und Wettbewerb auf dem 

Gasmarkt 

Geopolitische Entwicklungen/Lehren aus UK-Markt/Neue Herausforderungen 

Durch die Auseinandersetzung zwischen Russland und der Ukraine über Erdgaspreise mit 

vorübergehender Lieferreduzierung zum Jahresbeginn 2006 ist augenfällig geworden: 

Eine Energiepolitik, die einseitig die Gestaltung der wettbewerblichen Rahmenbedingungen 

in einer von Energieimporten abhängigen Volkswirtschaft in den Mittelpunkt ihres Handelns 

stellt, ist nicht zielführend. Vielmehr muss im Fokus der Bemühungen die ausreichende und 

sichere Mobilisierung von Energieressourcen für den eigenen Markt stehen. 

Energieinteressen in der Welt Die Beschaffung 

von Energieressourcen wird weltweit 

konfliktträchtiger. Der unaufhaltsame Aufstieg 

Chinas und Indiens zu einflussreichen Wirtschaftsmächten 

mit ungebremstem Energiehunger 

stellt die Welt vor große Herausforderungen. 

Peking investiert dreistellige Milliardenbeträge 

in öl- und gasreiche Regionen und 

bietet damit den USA Paroli, die bislang am 

konsequentesten ihre Energieinteressen in der 

Welt verfolgt haben. Dies löst grundlegende 

Fragen aus: 

• Wandelt sich die Idee von einem freien 

Weltenergiemarkt, eingebettet in die Globalisierung 

einer zunehmend zusammenrückenden 

Welt mit eng verflochtener Wirtschafts- 

und Energiepolitik zu einer Illusion? 

• Werden Angebot und Nachfrage zunehmend 

von geopolitischen Interessen beeinflusst? 

• Vollzieht sich eine Re-Nationalisierung der 

Energiereserven? 

• Wird eine sichere Energiebeschaffung für 

Europa und Deutschland durch eine einseitige 

Liberalisierung der Energiewirtschaft 

in Energieimportländern wirklich gefördert? 

Vortrag von Dr. Burckhard Bergmann, Vorstandsvorsitzender der E.ON Ruhrgas AG, 

anlässlich der 13. Handelsblatt-Jahrestagung „Energiewirtschaft 2006“ vom 17. Januar 2006 

Unübersehbar ist, dass sich die globalen 

Bedingungen auf den Energiemärkten 

heute grundlegend von denen zu Beginn der 

Liberalisierungspolitik vor gut 15 Jahren 

unterscheiden. Ziele, Instrumente und Maßnahmen 

der nationalen und europäischen 

Liberalisierungspolitik können hiervon nicht 

unberührt bleiben. Sie können insbesondere 

nicht in dem engen Korsett des nationalen 

Kartellrechts erfolgreich von Unternehmen 

und Politik gestaltet werden. 

Vor diesem Hintergrund würde man es sich 

zu leicht machen, wenn man an der Vorstellung 

festhalten würde, das UK-Liberalisierungsmodell 

sei das Maß aller Dinge für volkswirtschaftlich 

effizienten und wohlfahrtsteigernden 

Wettbewerb. 

UK-Regulierung: Von Autarkie zu hoher 

Importabhängigkeit Anfang der 90er Jahre 

hatte das UK ideale Voraussetzungen für eine 

autonome nationale Regulierung: 

• staatliche Monopolunternehmen wurden 

privatisiert, 

• Angebot und Nachfrage befanden sich 

in nationaler Jurisdiktion, 

• eine weitestgehende Eigenversorgung 

war sichergestellt, 

• es gab ein reichliches Angebot aus der 

Nordsee und 

• im Inlandsmarkt waren Produzenten 

„gefangen“ (captive producer).

Daraus ergab sich die Konsequenz, dass 

einerseits – solange Versorgungssicherheit aus 

eigenen Lieferquellen existierte – Vorteile 

gegenüber dem EU-Kontinent gegeben waren: 

• niedrigere Gaspreise, 

• geringer Investitionsbedarf, 

• mehr Wahlfreiheit für Kunden, 

• höhere Transparenz. 

Andererseits – nach Rückgang der einheimischen 

Gasproduktion – kam es zur Kehrtwende 

von „splendid isolation“ zu „globalem Wettbewerb 

um die Ressourcen“. 

Das bedeutet auf der Preisebene: hohe Preise 

und hohe Preisvolatilität sowie höchste Spotgaspreise 

in dem immer noch viertgrößten 

Produzentenland. 

Die Kehrtwende hatte auch eine ausgeprägte 

Saisonalität bei Gaspreisen zur Folge mit dem 

Effekt, dass ausgerechnet in Phasen hohen 

Verbrauchs die Preise hoch waren. 

Im Bereich Infrastruktur entwickelte sich zwar 

diskriminierungsfreier Netzzugang, aber um 

den Preis zunächst nicht auskömmlicher Tarife 

mit Risiken für Funktionsfähigkeit und Sicherheit 

der Gasinfrastruktur. 

Die Erwartung, dass hohe Preise in Zeiten 

knappen Erdgases eine sichere, ausreichende 

Versorgung garantieren, wird durch die Realität 

nicht bestätigt. Hohe Preise sind auf einem 

unvollkommenen Markt kurzfristig nicht in 

der Lage, Angebot und Nachfrage physisch in 

Übereinstimmung zu bringen. Der dazu 

erforderliche Ausbau der Gasinfrastruktur und 

die Realisierung neuer Bezugsverträge mit 

den großen Erdgasproduzenten lassen sich 

nicht kurzfristig realisieren. Es gibt eben keine 

„Online-Verbindung“ zwischen Preis und 

Angebot von Erdgas. 

Schlussfolgerungen aus den UK-Entwicklungen 

Das UK-Regulierungsmodell der 

Vergangenheit hatte sehr spezielle Voraussetzungen, 

die so nicht mehr gegeben sind 

(Eigenversorgung). Deshalb ist es keine 

Blaupause für die kontinentale Gaswirtschaft. 

Fortschritte bei der Versorgungssicherheit 

des UK-Gasmarktes sind nicht wirklich durch 

Magazin 

Entwicklung des Erdgasaufkommens in der EU 25 

in Mrd m 3 

600 

525 

450 

375 

300 

225 

150 

75 

0 

2005 2010 2015 2020 

LNG-Anteil 

an Importen 10% 20% 20% 22% 

2005 vorläufig 

* davon: Nigeria 3%, Katar 3% 

Basis für Importe: kontrahierte Mengen, voraussichtliche Vertragsverlängerungen 

Russland ohne Mengen über die Nordeuropäische Gaspipeline (NEPG), 

sind in fortgeschrittenen Projekten berücksichtigt 

bloße Ansprüche aus dem UK auf Versorgungssicherheitsleistungen 

und -einrichtungen 

der kontinentalen Gaswirtschaft zu erreichen. 

Es ist von der Erwartung auszugehen, dass 

sich die beiden Gasmarkt-Modelle annähern 

werden: 

• Das UK dürfte stärkere Anstrengungen 

und entsprechende Modifizierungen seines 

Regulierungsmodells vornehmen, um die 

Versorgungssicherheit nachhaltig zu verbessern, 

so dass die Zustandsbeschreibung 

des britischen Energieministers Wicks 

„We have no risk takers“ überwunden 

werden kann. 

• Die kontinentale Gaswirtschaft wird 

weitere Schritte in Richtung Liberalisierung 

und mehr Transparenz gehen müssen. 

Ausgangslage in Deutschland und Europa: 

Think global, act European! Der weitere 

Verbrauchsanstieg, die rückläufige Eigenförderung 

in Europa und die erheblich gestiegene 

Bedeutung von verflüssigtem Erdgas (LNG) 

stellen die gesamte europäische Gaswirtschaft 

vor neue Herausforderungen. Sie bestehen in 

einem hohen Investitionsbedarf zur Erschließung 

neuer Felder und deren Anbindung über 

neue Infrastrukturprojekte sowie im globalen 

Wettbewerb zwischen den Importregionen 

Europa, USA und Asien. 

Deckungslücke 

Fortgeschrittene Projekte 

Sonstige Nicht-EU-Importe* 

Algerien 

Russland 

Norwegen 

Sonstiger EU-interner Handel 

Niederlande 

Förderung zum 

heimischen Verbrauch 

07

08 Magazin 

Marktkonzentration auf den europäischen Erdgasmärkten – Midstream* 

Marktanteil des größten Suppliers in % 

100 

75 

50 

25 

0 

Durchschnitt 

UK Spanien Italien Deutschland Dänemark Österreich 

Schweden Niederlande Irland Frankreich Belgien 

25% 97% 40% 60% 68% 40% 50% 91% 85% 92% 90% 

* Import und Produktion 

Quelle: Europäische Kommission, 4. Benchmarking Report 

Die Sicherung einer ausreichenden Versorgung 

mit Erdgas ist unter diesen Bedingungen nicht 

im engen Korsett des nationalen Kartellrechts 

zu erreichen. Niemand kann das Faktum leugnen, 

dass der europäische Gasbeschaffungsmarkt 

nicht nach den Spielregeln deutscher 

Wettbewerbsbehörden funktioniert, sondern 

nach den Regeln, die ein enges, mächtiges 

Produzentenoligopol dem importabhängigen 

Europa diktiert. 

Was wird von der nationalen Wettbewerbsaufsicht 

kritisiert bzw. erwartet? 

Stichwort „Unternehmensgröße“: 

Die Schaffung einer „countervailing power“ 

gegenüber den mächtigen Produzenten, das 

Schultern von langfristigen risikoreichen 

Investitionen, die aus Gründen der Kostendegression 

und der Risikoteilung erforderliche 

Bündelung großer Einkaufsmengen über 

lange Lieferzeiten erfordern eine Mindestgröße 

der am globalen Gasmarkt agierenden 

Unternehmen. Innereuropäischer Wettbewerb 

vollzieht sich eben nicht primär auf der lokalen 

Stufe, sondern gerade auch auf der Großhandels- 

und Importstufe. Im Wettbewerb 

innerhalb dieser Champions League auf internationalem 

und europäischem Parkett können 

sich nur große Unternehmen behaupten. 

E.ON mag aus nationaler Sicht zwar als großes 

Unternehmen gelten, im europäischen und 

erst recht im globalen Kontext ist sie allerdings 

nur ein Konzern unter vielen. 

Dies wird auch deutlich, wenn man sich 

die Marktkonzentration midstream und 

downstream in Deutschland im EU-Vergleich 

anschaut; hier sollte es keinen nationalen 

Handlungsbedarf geben. 

Im Übrigen: Der Markteinfluss eines Unternehmens 

bestimmt sich bekanntlich nicht 

allein durch seinen Marktanteil, sondern u.a. 

durch die Stärke der Verfolger, technologische 

Leistungsfähigkeit oder Netzzugang. So zeigt 

die Wettbewerbssituation in Deutschland, 

dass der deutsche Gasmarkt zum Aktionsfeld 

mehrerer ausländischer, schwergewichtiger 

Wettbewerber geworden ist: BP, Exxon, DONG, 

Shell, GDF, Wingas/Gazprom. Somit agieren 

auf dem deutschen Gasmarkt starke Wettbewerber 

mit aggressiver Marktstrategie bei 

offenem Markt- und Netzzugang. Zahl und 

Größe der aktiv auf dem Gasmarkt operierenden 

Unternehmen sind somit kaum als Wettbewerbsproblem 

zu begreifen. 

Stichwort „Niedrigere Gaspreise“: Wer in 

einer solchen Situation deutsche Versorger 

bewusst schwächt, schwächt damit zugleich 

die Intensität des Wettbewerbs ebenso wie 

die Versorgungssicherheit.

Marktkonzentration auf den europäischen Erdgasmärkten – Downstream 

Marktanteil der TOP 3 in % 

100 

75 

50 

25 

Mit funktionierendem Netzzugang in der EU 

werden Unternehmen zunehmend europäisch 

denken und handeln. Auf dem Weg dahin wäre 

es falsch, deutsche Unternehmen einseitig 

zu schwächen. Denn sie wären dann zwangsläufig 

Verlierer im europäischen Wettbewerb 

mit anderen europäischen Unternehmen, 

die von ihren jeweiligen Regierungen nachhaltig 

unterstützt werden. Auch ohne kleinzellige 

Eingriffe in den nationalen Wettbewerb 

wird sich ein europäischer und darüber 

hinaus internationaler Wettbewerb entwickeln. 

Welche Effekte dieser Prozess letztlich auf die 

Gaspreise haben wird, bleibt abzuwarten. 

Stichwort „Ausreichende Versorgungssicherheit“: 

Zweifellos muss die Sicherung 

unserer Energieversorgung im Zentrum der 

nationalen und europäischen Energie- und 

Wirtschaftspolitik stehen. Dabei müssen wir 

uns davon lösen, starke Importgesellschaften 

immer noch als nationale Unternehmen zu 

begreifen. E.ON und E.ON Ruhrgas bewegen 

sich längst international und stehen für große 

internationale Investitionen, um eine wettbewerbsfähige 

und sichere Energieversorgung 

für Deutschland und Europa sicherzustellen. 

Sie sind einer der größten privaten Investoren 

in die Versorgungssicherheit Europas. E.ON 

und E.ON Ruhrgas sind bereit, ihre Versorgungsverantwortung 

auch künftig in weitreichende 

Investitionsentscheidungen umzusetzen. 

Das setzt allerdings angemessene 

und stabile Rahmenbedingungen voraus. 

Magazin 

0 

UK Spanien Italien Deutschland Dänemark Österreich 

Schweden Niederlande Irland Frankreich Belgien 

82% 79% 80% 87% 63% 88% 10% 91% 65% 95% 90% 

Durchschnitt 

Quelle: Europäische Kommission, 4. Benchmarking Report 

Langfristige Lieferverträge in Deutschland 

Die Akzentuierung des Themas Versorgungssicherheit 

erhöht die Attraktivität langfristiger 

Lieferverträge, denen hohe Bedeutung für 

die Verbraucher zukommt. 

Deshalb ist es umso bedauerlicher, dass Auffassungsunterschiede 

zwischen dem Bundeskartellamt 

und E.ON Ruhrgas zu den Konsequenzen 

der Eingrenzung von Lieferverträgen 

mit Weiterverteilern für Versorgungssicherheit 

und Wettbewerb bestehen. E.ON Ruhrgas 

stimmt zwar grundsätzlich der Einschätzung 

des Bundeskartellamtes nicht zu, beide haben 

sich aber gleichwohl unter großen Anstrengungen 

aufeinander zubewegt. Die Auffassungsunterschiede 

zwischen dem Kartellamt 

und E.ON Ruhrgas konzentrieren sich jetzt 

noch auf zwei Punkte: 

• Bei den Altverträgen geht es nicht um die 

ursprüngliche Gesamtlaufzeit, sondern 

um eine angemessene Übergangsfrist, die 

im Hinblick auf den Vertrauensschutz wohl 

nachvollziehbar ist und eigentlich nicht 

Anlass für gerichtliche Auseinandersetzungen 

sein sollte. Hier nimmt E.ON Ruhrgas 

erhebliche Risiken in Kauf im Hinblick 

auf die Import-Verpflichtungen des Unternehmens. 

• Bei Neuverträgen ist die von E.ON Ruhrgas 

eingegangene Selbstverpflichtung weitgehend 

deckungsgleich mit den Forderungen 

des Bundeskartellamtes. 

09

10 Magazin 

• Ein Wettbewerbsbeteiligungsverbot bei 

Neuverträgen ist für E.ON Ruhrgas allerdings 

schon im Grundsatz nicht hinnehmbar, 

denn ein Ausschluss von Wettbewerb um 

Restmengen würde bedeuten, dass (insbesondere 

internationale) Wettbewerber, 

häufig monopolistisch bzw. in Staatsbesitz, 

unter dem Schutz der deutschen Kartellbehörden 

zu Bedingungen Marktanteile in 

Deutschland dauerhaft besetzen können, 

die so bei vollständigem Wettbewerb nicht 

zustande gekommen wären. 

Ausblick Wo sollte mit Verbesserungen 

angesetzt werden? Bei nüchterner Betrachtung 

ist festzustellen: 

• Der Netzzugang ist im technischen Handling 

noch zu verbessern und über alle Stufen 

hinweg zu vereinfachen. Daran arbeiten wir 

intensiv. 

• Die Preistransparenz (auf der Endkundenstufe) 

ist ebenfalls noch verbesserungsfähig. 

• Haushaltskunden müssen zwischen 

mehreren Anbietern wählen dürfen. 

Mit der weitgehenden Anerkennung der Linie 

des Bundeskartellamtes übernimmt E.ON 

Ruhrgas bereits deutlich mehr Risiken, da sie 

im Einkauf weiterhin langfristig gebunden ist, 

dagegen im Verkauf in hohem Maße nur noch 

kurzfristige Lieferverträge abschließen darf. 

Ob diese Risiken, die einen erheblichen Spagat 

darstellen, beherrschbar sein werden, ob die 

Wettbewerbserwartungen und die Erfordernisse 

der Versorgungssicherheit adäquat erfüllt 

werden bzw. besser erfüllt werden als heute, 

kann aktuell nicht beantwortet werden. Dies 

wird die Zukunft zeigen. Es kann jedenfalls 

nicht ausgeschlossen werden, dass Korrekturen 

vorgenommen werden müssen. 

Zusammenfassend kann zu Konzentration und 

Wettbewerb auf dem deutschen und europäischen 

Gasmarkt Folgendes gesagt werden: 

• Wir sind mit einem begrenzten Angebotswettbewerb 

bei einem tendenziell knappen 

Gut konfrontiert. 

• Direkten Zugriff auf dieses Gut haben nur 

wenige, sehr potente Unternehmen. 

Ihnen müssen Vertragspartner auf gleicher 

Augenhöhe gegenüberstehen. 

• Auf der Beschaffungsseite sind die 

Importunternehmen einem intensiven 

grenzüberschreitenden, zunehmend 

globalen Wettbewerb ausgesetzt. 

• Die einseitige Betonung von kurzfristigem 

Preiswettbewerb auf dem nationalen 

Absatzmarkt gefährdet das Ziel der langfristigen 

Versorgungssicherheit. Dies wäre 

in Zeiten tendenzieller Knappheit eine 

verhängnisvolle Fehlentwicklung mit hohen 

Hypotheken für die Zukunft. 

• Die Zersplitterung der Nachfrage gegenüber 

einem weiter an Marktmacht gewinnenden 

Produzentenoligopol kann kein Beitrag zu 

einer angemessenen Versorgungssicherheit 

sein. ¯

Versorgungssicherheit: 

Schlüsselthema der Energieversorgung 

Für ein auf Energieimporte angewiesenes Land geht es in Sachen Energieversorgung nicht 

allein um Wettbewerb, niedrige Energiepreise und Umweltschutz. Versorgungssicherheit 

ist ebenfalls ein Topthema für Energieunternehmen und Energiepolitik. Der Konkurrenzkampf 

um Energie zwischen Europa, Asien und den USA wird härter. 

Neujustierung der Energiepolitik 

Die fundamental veränderten Angebots- und 

Nachfrageverhältnisse auf den internationalen 

Energiemärkten, die geopolitischen Verwerfungen, 

die Entwicklung der Preise, d.h. nicht 

nur ihr steiler Anstieg, sondern auch ihre 

ausgeprägte Volatilität, unter der die Märkte 

zunehmend leiden, und auch das sich verstärkende 

Bewusstsein um die Gefährdung des 

Weltklimas führen gegenwärtig zu einem 

Paradigmenwechsel in der Diskussion um die 

Perspektiven der Energieversorgung. War 

bisher der Blick vornehmlich auf Preise und 

Wettbewerb gerichtet, kommen jetzt zu Recht 

Bemühungen um eine ausreichende und 

sichere Versorgung, um die Vermeidung und 

Beherrschbarkeit von Lieferstörungen und 

ebenso um den Schutz des Klimas stärker 

in den Mittelpunkt. 

Vor diesem Hintergrund wird auf der nationalen 

ebenso wie auf der europäischen Ebene 

eine intensive Debatte über die Notwendigkeit 

einer Neujustierung oder gar grundsätzlichen 

Neuausrichtung der Energieversorgung geführt. 

Viel ist dabei auch die Rede von einer 

größeren Rolle der erneuerbaren Energien und 

stärkeren Fortschritten beim Energiesparen 

bzw. der Verbesserung der Energieeffizienz. 

Energierohstoffe weltweit stark gefragt 

Die Prognosen über die Entwicklung des weltweiten 

Energieverbrauchs sind mit sehr vielen 

Unwägbarkeiten behaftet, doch allen vorliegenden 

Vorhersagen gemeinsam ist die Erwartung, 

dass der Bedarf erheblich anwachsen 

wird. Im so genannten Referenz-Szenario ihres 

„World Energy Outlook 2005“ geht die Internationale 

Energie-Agentur (IEA) davon aus, 

Magazin 

dass der Weltenergiebedarf in 2030 um mehr 

als 50 Prozent über dem derzeitigen Wert 

liegen wird. Fast zwei Drittel dieses Anstiegs 

werden nach dieser Prognose auf die Energierohstoffe 

Mineralöl und Erdgas entfallen. 

Sollte allerdings, so die IEA, die Welt durch 

energische staatliche Maßnahmen in den 

Verbraucherländern auf einen anderen Energienutzungspfad 

gebracht werden können, werde 

das Nachfragewachstum bei den fossilen Energieträgern 

deutlich geringer ausfallen. Das 

entsprechende alternative Szenario kommt zu 

dem Schluss, dass unter solchen Bedingungen 

die weltweite Energienachfrage in 2030 noch 

immer um 37 Prozent höher liegen wird als 

heute. Darüber hinaus bleibt Öl auch in diesem 

Szenario mit einem Anteil von etwa einem 

Drittel am weltweiten Primärenergieverbrauch 

der wichtigste Energieträger. Erdgas verdrängt 

innerhalb der nächsten 25 Jahre die Kohle von 

Platz zwei und wird in 2030 etwa ein Viertel 

des weltweiten Energiebedarfs decken. 

Reserven und Ressourcen „Die globalen 

Reserven an Energierohstoffen lassen, bis 

auf das konventionelle Erdöl, langfristig eine 

ausreichende Deckung des Energiebedarfs 

erwarten.“ Diese Aussage aus einer kürzlich 

vorgelegten Studie der BGR (Bundesanstalt 

für Geowissenschaften und Rohstoffe) ist zunächst 

einmal beruhigend – und mit Zahlen 

untermauert. Die weltweiten Reserven an 

konventionellem Erdgas lagen am Jahresende 

2005 bei 173 Billionen m 3 , wobei mehr als die 

Hälfte dieser schon jetzt wirtschaftlich gewinnbaren 

Vorräte auf die Förderländer Russland, 

Iran und Katar konzentriert ist. Dank seines 

Zugangs zu den bedeutenden Lieferregionen 

Russlands, Nordafrikas und – künftig – auch 

11

12 Magazin 

7,5 

Nordamerika 

Erdgasreserven der Welt 

Sicher gewinnbare Erdgasreserven gesamt: 173,1 Billionen m 3 

7,1 

Südamerika 

Westeuropa 

5,6 

Afrika 

13,8 

des Nahen Ostens befindet sich Europa 

demnach unter geografischen Gesichtspunkten 

in einer relativ komfortablen Situation. 

Erdgas ist also noch über viele Jahrzehnte 

für die Versorgung der Verbraucher vorhanden. 

Engpässe, die allerdings durch vermehrte 

LNG-Lieferungen (Liquefied Natural Gas = 

Flüssigerdgas) gedeckt werden könnten, sieht 

die BGR allenfalls für den nordamerikanischen 

Markt voraus. 

Ausreichend vorhandene Reserven und 

Ressourcen sind aber nur eine Seite der 

Medaille. Mindestens ebenso wichtig für die 

Deckung des nach allen Erwartungen weiter 

steigenden Erdgasbedarfs ist die weit in die 

Zukunft reichende Sicherung der Belieferung 

aus vorhandenen und zukünftigen Erdgasquellen. 

Dazu gehört weit mehr als nur deren Vorhandensein. 

Liefermengen müssen langfristig 

kontrahiert, die entsprechenden Produktionskapazitäten 

und die Infrastruktur müssen 

geschaffen, ausgebaut und erhalten werden. 

72,7 

55,3 

Mittel- und Nahost 

Fernost/ 

Pazifik 

11,1 

GUS/ 

Zentraleuropa 

1m 3 = 11,5 kWh 

Stand 01. 01. 2006 

Hoher Investitionsbedarf Die eigentliche 

Herausforderung wird also sein, die Energiereserven 

für die Märkte verfügbar zu machen. 

Die von der IEA für die weltweite Energieversorgung 

beschriebenen Prognosen machen 

für den Zeitraum von 2005 bis 2030 Gesamtinvestitionen 

in Höhe von 17 Billionen US-$ 

erforderlich. In der Öl- und Gaswirtschaft 

belaufen sich die anstehenden Investitionen 

jeweils auf rund 3 Billionen US-$. Mehr als 

drei Viertel dieser Investitionen entfallen in der 

Ölindustrie auf den Upstream-Bereich, in der 

Gaswirtschaft sind es circa 60 Prozent. Etwa 

die Hälfte der weltweit erforderlichen Investitionen 

im Energiesektor steht in den Entwicklungsländern 

an, da hier die Nachfrage in 

den kommenden Jahren stark ansteigen wird, 

so die IEA. 

Die Mobilisierung des benötigten Kapitals wird 

davon abhängen, ob eine ausreichend hohe 

Rendite zur Kompensation der bestehenden 

Risiken erzielt werden kann. Mit dem anhaltenden 

Rückzug des Staates aus der Bereitstellung 

von Energiedienstleistungen wird das für

die Energieprojekte benötigte Kapital noch 

stärker als bisher privat finanziert werden müssen. 

Es wird daher davon ausgegangen, dass 

in den Nicht-OECD-Regionen direkte ausländische 

Investitionen eine zunehmend wichtige 

Quelle für Kapital darstellen werden. 

Nur wenige Staaten könnten die anstehenden 

Investitionen vollständig finanzieren, selbst 

wenn sie dies wollten, schreibt die IEA. Die 

Beschaffung von Privatkapital wird daher entscheidend 

davon abhängen, inwieweit die 

Staaten die Voraussetzungen für ein attraktives 

Investitionsklima schaffen. 

Energieimporte bleiben integraler Bestandteil 

der Energieversorgung Der Energiebedarf 

in Deutschland wie in Europa kann auch in 

Zukunft nicht ohne Energieimporte in substanziellem 

Ausmaß gedeckt werden. Ziel muss 

es deshalb sein, die Energiezufuhr aus Drittländern 

ökonomisch wie politisch stabil und 

risikominimierend zu gestalten. 

Gebraucht wird heute wie morgen eine breite 

Palette der überwiegend importierten Energieträger 

ebenso wie die der Lieferregionen, 

eine Vielfalt der Lieferanten ebenso wie die der 

Lieferwege. Es besteht aber heute kein Anlass, 

Versorgungskrisen als Folge steigender 

Energieimporte und geopolitischer Risiken 

a priori als unausweichlich an die Wand zu malen 

und importierten Energien den Stempel 

der Unsicherheit aufzudrücken. Für Erdgas gibt 

es in einem solchen Mix gute Möglichkeiten, 

seine Position in der europäischen wie der 

deutschen Energieversorgung im Wettbewerb 

zu festigen. 

Bundeswirtschaftsminister Michael Glos zählt 

Versorgungssicherheit zu den wichtigsten 

energiepolitischen Zielen und äußerte sich auf 

einer energiewirtschaftlichen Tagung Anfang 

2006 zufrieden darüber, dass Deutschland 

„sowohl seitens der Unternehmen als auch 

auf staatlicher Ebene ein funktionsfähiges Instrumentarium 

hat, um auf hypothetische 

Lieferengpässe adäquat reagieren zu können“. 

Magazin 

Erdgasbeschaffung vor großen Herausforderungen 

Auf der Beschaffungsseite steht 

die Gaswirtschaft vor großen Aufgaben und 

Herausforderungen. Hauptaufgabe der importierenden 

Gasunternehmen ist es, die Reserven 

zu mobilisieren und sie – soweit sie noch 

nicht vertraglich bereits gesichert sind – dauerhaft 

auf den europäischen Markt zu lenken. 

Diese Frage erhält ein besonderes Gewicht 

dadurch, dass sich die internationalen Beschaffungsmärkte 

in einem markanten Wandel 

befinden. Neben dem bereits erwähnten 

wachsenden globalen Wettbewerb ist beim 

Erdgas zu berücksichtigen, dass es in steigendem 

Maße aus unwirtlichen Gebieten über 

immer größere Entfernungen in die Verbrauchsregionen 

transportiert werden muss. 

Um vor diesem Hintergrund gegenüber 

anderen Importregionen bestehen zu können, 

erfordert die Mobilisierung aus Sicht Europas 

vor allem die Schaffung positiver Investitionsbedingungen 

und Anreize für Erdgasproduzenten. 

Das gilt mit Blick auf Lieferländer wie 

Norwegen oder Russland, auf die sich die 

Erdgasversorgung in der EU in den kommenden 

Jahrzehnten zu einem großen Teil stützen 

kann. Das gilt aber auch mit Blick auf Lieferregionen, 

die bisher nicht oder nur in begrenztem 

Maße zu unserer Versorgung beitragen. 

Insgesamt zeichnen sich folgende Entwicklungen 

ab: 

Es besteht ein großes Interesse, Erdgas aus 

Norwegen über die bestehenden Vereinbarungen 

hinaus zu beziehen. Denn Norwegen ist – 

nicht nur geografisch gesehen – ein Lieferland 

mit einer besonderen Nähe zu Märkten in der 

EU. Europa wird künftig die Bezüge aus Russland 

maßvoll ausbauen. Algerien ist heute ein 

weiterer externer Lieferant von Bedeutung. 

Insbesondere der südliche Teil des Kontinents, 

d.h. Italien, Frankreich und die Iberische Halbinsel, 

greift heute schon in beachtlichem Maße 

auf algerisches Erdgas zurück. Europäische 

Länder beziehen in nicht unbeträchtlichem 

Maße auch Erdgas in verflüssigter Form aus 

Algerien. Es ist davon auszugehen, dass 

Algerien eine wesentliche Bezugsquelle für 

Europa bleiben wird. 

Länder und Regionen, aus denen heute noch 

kein oder nur in sehr geringen Mengen Erdgas 

nach Europa fließt, werden für die Zukunft 

eine größere Bedeutung für die europäische 

Versorgung gewinnen, sei es mit Erdgas, das 

13

14 Magazin 

per Pipeline nach Europa gebracht wird, oder 

sei es in Form von LNG. Dabei handelt es sich 

um den Mittleren Osten, Afrika und gegebenenfalls 

auch Zentralasien. 

Heute spielt LNG für die Versorgung des europäischen 

Marktes insgesamt erst eine 

begrenzte Rolle. Eine zunehmende Bedeutung 

von LNG bei der Versorgung des europäischen 

Marktes ist aber abzusehen. Begründet ist 

diese Erwartung in erheblichen Kostenreduzierungen 

in der LNG-Lieferkette in den vergangenen 

Jahren und der dadurch gestiegenen wirtschaftlichen 

Attraktivität von LNG. Zahlreiche 

neue Lieferprojekte, die in Planung oder Vorbereitung 

sind, belegen diese Entwicklung und 

sind Indiz für einen global zunehmenden Wettbewerb 

um LNG (s. hierzu auch den Beitrag 

auf Seite 27 ff). 

Langfristige Verträge in der internationalen 

Erdgasbeschaffung unverzichtbar Wichtiges 

Fundament für die Mobilisierung des Erdgases 

bleiben langfristige Lieferverträge, die den 

Produzenten die notwendige Sicherheit zur 

Finanzierung ihrer Investitionen geben. Sie 

spielten bisher und spielen auch künftig eine 

entscheidende Rolle für Projekte, die durch 

hohe Investitionen und lange Vorlaufzeiten 

gekennzeichnet sind und die technische wie 

wirtschaftliche Risiken in sich bergen oder 

aufgrund der klimatischen Verhältnisse eine 

besondere Herausforderung darstellen. Der 

Bedeutung langfristiger Verträge für exportierende 

Erdgasproduzenten steht spiegelbildlich 

ihre Bedeutung auf der Importseite gegenüber. 

Sie garantieren eine verlässliche Versorgung 

und gewährleisten damit eine Sicherheit, die 

mit dem Vertrauen in die kurzfristigen Regelungskräfte 

des Marktes allein offensichtlich 

nicht zu gewährleisten ist. Dies zeigt zum Beispiel 

ein Blick auf die gegenwärtig angespannte 

Versorgungslage auf der britischen Insel. 

Erwähnt werden muss in diesem Zusammenhang, 

dass die 2004 in Kraft getretene 

EU-Richtlinie zur Versorgungssicherheit beim 

Erdgas die Bedeutung langfristiger Verträge als 

Instrument zur Gewährleistung einer sicheren 

Erdgasversorgung Europas bisher und ebenso 

in Zukunft ausdrücklich betont. 

Wettbewerbsorientierte Preisbildung: Den 

Gegebenheiten der Beschaffungsmärkte 

Rechnung tragen Die Preisbildung in langfristigen 

Importverträgen muss auch künftig den 

Gegebenheiten der Beschaffungsmärkte Rechnung 

tragen. Es wäre illusorisch anzunehmen, 

ein Energieimportland wie Deutschland, das 

mengenmäßig in die internationalen Märkte 

eingebunden ist, könne sich preislich von den 

Entwicklungen auf den Weltenergiemärkten 

mit Öl als deren „Leitwährung“ abkoppeln. 

In der einen oder anderen Form müssen sich 

die Preisimpulse des Weltmarktes auch in 

der Erdgas-Importpreisbildung niederschlagen. 

Die sog. Ölpreisbindung – verstanden als Synonym 

für die Bindung der Erdgaspreise an die 

Preise der Wettbewerbsenergien – hat sich 

hierfür bewährt und ist weder ein Dogma noch 

eine deutsche Besonderheit. Sie ist als wettbewerbsorientierte 

Preisbildung nach wie vor 

das richtige Instrument, um in einem importabhängigen 

Markt eine hohe Versorgungssicherheit 

und ein wettbewerbsgerechtes 

Preisniveau miteinander in Einklang zu bringen. 

Eine bessere Alternative, die mehr Sicherheit, 

Verlässlichkeit und Stetigkeit garantiert, ist 

nicht in Sicht. 

Die Ölpreisbindung hat für die Verbraucher 

in Deutschland wie in anderen europäischen 

Importländern gegenwärtig alles andere als 

erfreuliche Konsequenzen. Ob aber die Preisentwicklung 

ohne eine solche Bindung für die 

Verbraucher erfreulicher verliefe, darf, wie 

die Erfahrungen auf Märkten mit einer sog. 

„freien“, entkoppelten Preisbildung zeigen, 

mit einiger Berechtigung bezweifelt werden. 

Es besteht kein Anlass, zu anderen Preissystemen 

zu wechseln, die sich bisher vielleicht 

nur in autarken Märkten bewährt haben, aber 

keine Antwort auf die Frage geben, wie 

eine einseitige Preisbestimmung durch die 

Mengensteuerung der wenigen, dominanten 

Produzenten vermieden werden kann. 

Schlussfolgerungen für die Gestaltung der 

politischen Rahmenbedingungen Aus 

den Befunden zu den Konstellationen und den 

Herausforderungen auf den internationalen, 

zunehmend globaler werdenden Erdgas-Beschaffungsmärkten 

sind die richtigen Schlussfolgerungen 

für die Gestaltung der politischen 

und wettbewerblichen Rahmenbedingungen

Erdgasverbrauch in Deutschland 

sowie für die Ausgestaltung der Regulierung in 

Deutschland und im europäischen Kontext zu 

ziehen. 

Versorgungssicherheit ist integraler 

Bestandteil der Energiepolitik, aber auch 

der Außen- und Sicherheitspolitik Die 

Mobilisierung von Energie für den europäischen 

Markt setzt einen möglichst ungestörten 

Handel und Transit voraus, ebenso eine möglichst 

stabile geopolitische Lage. Das erfordert 

zunehmend auch politische Unterstützung 

und Flankierung von Projekten und laufenden 

Lieferungen. Versorgungssicherheit sollte 

deshalb zu einem integralen Bestandteil der 

Außen- und Sicherheitspolitik werden, und 

zwar national wie auf europäischer Ebene, 

ohne dass dabei die Rollenteilung zwischen 

Politik und Unternehmen grundsätzlich verschoben 

werden darf. Die Versorgungsverantwortung 

liegt auch künftig in erster Linie bei 

den Unternehmen. 

Energiepolitik muss national wie europäisch 

Teil der Außen- und Außenwirtschaftspolitik 

sein. Ziel sollte sein, tragfähige und berechenbare 

politische Beziehungen mit Produzentenund 

Transitländern zu schaffen und zu gewährleisten 

sowie gleichzeitig nach Möglichkeit 

auch zur Stabilität in den betreffenden Ländern 

und Regionen beizutragen. 

Magazin 

in Mrd m 3 in % 

80 32 

70 28 

60 24 

50 20 

40 16 

30 12 

20 8 

10 4 

0 0 

1970 1980 1990 2000 2004 2005 

� Erdgasverbrauch 

in Mrd m 3 14,7 57,9 61,4 79,0 86,6 86,6 

� Erdgasanteil 

am PEV in % 4,3 14,4 15,5 20,7 22,4 22,7 

Dialog und Kooperation mit Produzenten-, 

Transit-, aber ebenso mit anderen Verbraucherländern 

haben auch die EU-Energieminister auf 

ihrem Treffen Mitte März 2006 als wesentliche 

Elemente zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit 

in Europa herausgestellt. In der 

Frage der institutionellen Verankerung ist zu 

sehen, dass es bereits Dialogprozesse gibt, in 

denen die Verbraucher mit den Produzentenländern 

kooperieren – z.B. im EU-Russland- 

Energiedialog oder dem Dialog, den die EU 

bzw. die IEA mit der OPEC/den Ölproduzenten 

installiert haben. 

Hierauf gilt es aufzubauen und handlungsfähige 

Lösungen zu finden, an denen alle mitwirken 

können und wollen – Energie-Produzenten, 

Verbraucherländer, Transitstaaten und 

auch die Energieunternehmen. Mit einem 

Wort: Versorgungssicherheit muss auf kooperativem 

Wege organisiert werden, und dies 

im globalen Rahmen. 

Die Frage einer kohärenten Energie-Außenpolitik 

nimmt auch breiten Raum im energiepolitischen 

Strategiepapier der EU-Kommission 

ein, ihrem Grünbuch „Eine europäische 

Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige 

und sichere Energie (vom 8. März 2006)“, zu 

dem es anlässlich der Energieministerratssitzung 

eine Aussprache gab. 

Die EU-Kommission hält es für erforderlich, 

dass Europa in die Lage versetzt wird, 

zusammen mit Energiepartnern weltweit eine 

15

16 Magazin 

wirksamere internationale Rolle zu spielen 

und hierfür tatsächlich „mit einer Stimme zu 

sprechen“, die Interessen also zu bündeln. Das 

Bundeswirtschaftsministerium brachte nach 

der Energieministerratssitzung zum Ausdruck, 

dass ein europäischer Regulator aber nicht 

gebraucht werde. 

Unternehmensgrößen im globalen Maßstab 

sehen In einer auffälligen Asymmetrie zu 

diesem durchaus überlegenswerten Ansatz 

stehen allerdings die deutsche wie europäische 

Wettbewerbspolitik und kartellrechtliche 

Praxis, die darauf abzielen, die kommerzielle 

Bündelungskraft europäischer Importunternehmen 

zu zersplittern. 

Unternehmensgrößen und Konzentrationsgrade 

dürfen vorrangig nicht mit der Elle des 

nationalen Kartellrechts gemessen werden. 

Es bedarf in Deutschland wie Europa global 

agierender Unternehmen, die Risiken übernehmen, 

sich an internationalen Großprojekten 

beteiligen und die mit ihrer Absorptions- und 

Bündelungskraft gegenüber Produzenten 

und gegenüber potenten Wettbewerbern aus 

anderen Importregionen bestehen können. 

Die Zersplitterung der Nachfrage gegenüber 

einem weiter an Marktmacht gewinnenden 

Produzentenoligopol kann kein Beitrag zur 

Versorgungssicherheit sein. 

Die These, mehr Wettbewerb auf dem 

Absatzmarkt mit möglichst vielen, möglichst 

kleinen Anbietern und mit dem Verzicht auf 

langfristige Bindungen auch in der inländischen 

Lieferkette führe automatisch auch zu einem 

hohen Grad an Versorgungssicherheit, dürfte 

angesichts der Befunde zur Lage und der 

Perspektiven auf den internationalen Beschaffungsmärkten 

einem Praxistest nicht standhalten. 

Auch kleinzellig denkende Wettbewerbsdogmatiker 

können die Augen vor den 

regionalen und globalen Herausforderungen 

nicht verschließen. 

Regulierung darf Sicherheitsaspekte nicht 

vernachlässigen Der Ausgestaltung der Regulierung 

kommt bei der Gewährleistung einer 

zuverlässigen Versorgung der Verbraucher eine 

grundlegende Bedeutung zu. Sie muss so 

gestaltet sein, dass sie ausreichende Anreize 

schafft, damit die Gasnetze in einem guten 

Betriebszustand gehalten und die nötigen Ausbauinvestitionen 

getätigt werden. 

Eine an kurzfristigen Zielen orientierte Regulierungspolitik 

würde zu einem Auszehren der 

Substanz der Netze führen und ließe die wesentlichen, 

für das Gasgeschäft nicht einseitig 

gestaltbaren relevanten Rahmenbedingungen 

auf den Beschaffungsmärkten außer Acht. 

Gebraucht wird eine Regulierung, die mit ausreichendem 

Weitblick die Bedingungen schafft, 

unter denen die Gaswirtschaft weiterhin in 

den Erhalt und den weiteren Ausbau ihrer 

Infrastrukturen investieren kann. Nur so kann 

die Regulierung ihrer Aufgabe gerecht werden, 

dauerhaft eine preiswürdige und sichere 

Versorgung der Verbraucher zu gewährleisten. 

Flexibilitäten und Reservekapazitäten 

Ein weiterer Aspekt verdient in der Diskussion 

um die Sicherheit der Energieversorgung Aufmerksamkeit: 

In einer Zeit immer größerer 

Unsicherheiten und Ungleichgewichte der 

regionalen Bedarfsentwicklung werden ausreichende 

Flexibilitäten und Reservekapazitäten 

benötigt, um auch in außergewöhnlichen 

Situationen Verbraucher sicher versorgen zu 

können. 

Und die Frage ist, wer bereit ist, hierin 

angesichts einer immer stärker wettbewerblich 

geprägten Energiewirtschaft zu investieren. 

Diese Bereitschaft wird sich wohl kaum in ausreichendem 

Maße finden lassen, wenn nur 

kurzfristiges Denken das Handeln bestimmen 

würde. 

Fazit Versorgungssicherheit ist keine Selbstverständlichkeit, 

sondern sie erfordert angesichts 

der sich wandelnden und immer globaler 

werdenden Märkte und der zunehmend an 

Einfluss gewinnenden geopolitischen Bedingungen 

ständige Aufmerksamkeit. 

Es ist unternehmerische Aufgabe und 

Verantwortung, hierauf mit einer auf Nachhaltigkeit 

ausgerichteten Strategie flexibel 

zu antworten. Es ist Aufgabe der Politik, 

die jeweils erforderlichen Neujustierungen 

der Rahmenbedingungen mit Weitblick 

und Augenmaß vorzunehmen. ¯

Wachstum außerhalb der Landesgrenzen 

Steigender Auslandsabsatz – internationale Beteiligungen 

Die E.ON Ruhrgas AG macht zwar nach wie vor ihr Hauptgeschäft in Deutschland, war aber 

schon immer auch international ausgerichtet. Speziell die Erdgasbeschaffung ist aufgrund 

der Reservenverteilung durch grenzüberschreitenden Handel gekennzeichnet. In der Rolle als 

Market Unit Pan European Gas im E.ON Konzern ist E.ON Ruhrgas noch europäischer 

geworden – und das in zweifacher Hinsicht: Der Erdgasabsatz im Ausland wächst weiter und 

die Beteiligungen an mittelund osteuropäischen Gastransport- und Handelsgesellschaften 

werden kontinuierlich ausgebaut. 

Vertriebsaktivitäten im Ausland Die 

Vertriebsaktivitäten der E.ON Ruhrgas im 

Ausland entwickeln sich positiv. Wesentlichen 

Anteil daran haben Lieferungen an andere 

Market Units des E.ON-Konzerns. Nach der 

Belieferung von E.ON UK, die bereits im 

Oktober 2004 aufgenommen wurde, wird seit 

Oktober 2005 auch E.ON Nordic mit Erdgas 

versorgt. Zudem haben die Verlängerung 

bestehender Verträge, Aufstockungen bisheriger 

Liefermengen oder der Abschluss neuer 

Lieferverträge mit Dritten außerhalb des Konzerns 

zur Intensivierung des internationalen 

Geschäfts beigetragen. 

Das zeigt sich in einem deutlichen Anstieg 

der ins Ausland gelieferten Mengen und ihres 

Anteils am Gesamtabsatz. Der Anteil der 

Erdgaslieferungen an Kunden im Ausland belief 

sich 2005 auf 19,6 Prozent, 1998 waren es 

erst fünf Prozent und im vergangenen Jahr 

noch rund 14 Prozent. Insgesamt belieferte 

E.ON Ruhrgas Kunden in 13 europäischen 

Ländern. 

Die weiteren Aussichten sind positiv. So ist 

beabsichtigt, dass E.ON Ruhrgas das erste 

Gaskraftwerk beliefert, das E.ON in Italien, und 

zwar in Livorno Ferraris bei Turin, bauen wird. 

Dieses 800-MW-Gaskraftwerk soll Ende 2007 

in Betrieb gehen. Daneben werden der Ausbau 

der Lieferungen an andere E.ON Market Units 

und die internationalen Beteiligungsunternehmen 

der E.ON Ruhrgas vorangetrieben. 

Magazin 

Energiebeteiligungen in Mittel- und Osteuropa 

Eine strategische Zielsetzung des 

E.ON-Konzerns ist es, die Marktposition in 

Mittel- und Osteuropa durch gezielte Zukäufe 

zu stärken. Dabei hat E.ON Ruhrgas 2005 

weitere Fortschritte gemacht. 

Rumänien Mit E.ON Gaz România (ehemals 

DistriGaz Nord) hält E.ON Ruhrgas eine Mehrheitsbeteiligung 

an einer der beiden großen 

regionalen Gasgesellschaften in Rumänien. Im 

Zuge der Privatisierung der rumänischen 

Gaswirtschaft hatte E.ON Ruhrgas bereits im 

Oktober 2004 den Zuschlag für den Erwerb 

erhalten. Die Transaktion wurde im Juni 2005 

nach Zustimmung der zuständigen Behörden 

abgeschlossen. Seither hält E.ON Ruhrgas 

eine Mehrheitsbeteiligung von 51 Prozent. 

E.ON Gaz România ist für den Gashandel und 

die Gasdistribution im nördlichen und westlichen 

Teil Rumäniens zuständig. Mehr als 

1,2 Mio Kunden werden über ein 17.500 km 

langes Pipelinenetz mit rund 4 Mrd m 3 Erdgas 

pro Jahr versorgt. 

Rumänien verzeichnete 2005 einen deutlichen 

Rückgang des Wirtschaftswachstums auf rund 

4 Prozent (Vorjahr 8,3 Prozent). Insbesondere 

der Agrarsektor war aufgrund der Flutereignisse 

im Frühjahr/Sommer 2005 für diesen 

Rückgang verantwortlich. Dagegen wuchsen 

die Bautätigkeit und der Dienstleistungssektor 

stark. Die Inflationsrate lag bei rund 9 Prozent 

und damit im Vergleich zum Vorjahr etwa 

3,5 Prozentpunkte niedriger. 

17

18 Magazin 

SERBIEN UND 

MONTENEGRO 

Erdgasversorgung in Rumänien 

UNGARN 

Arad 

Timisiora 

Oradea 

Bihor 

Arad 

Timis 

Satu Mare 

Baia Mare 

Zalau 

Deva 

Cluj 

Alba 

Hunedoara 

Resiva 

Gorj 

Förderung 

Speicher 

Mehedinti 

Transportleitungen 

Turmu 

Transportleitungen geplant 

Severin 

DistriGaz Nord (heute E.ON Gaz România) 

DistriGaz Süd 

UKRAINE 

Baia Mare 

Cluj 

Alba 

Targu Jiu 

Bistrita 

Bistrita 

Craiova 

Dolj 

E.ON Gaz România steht vor der Herausforderung, 

sich in diesem schwierigen Umfeld für 

den Wettbewerb im rumänischen Gasmarkt zu 

rüsten und den Regulierungsanforderungen 

der Europäischen Union zu genügen. Die Gesellschaft 

befindet sich daher in einer Restrukturierungsphase, 

die Maßnahmen zur Effizienzsteigerung 

und Modernisierung, insbesondere 

im IT-Bereich und im Pipeline-Netz, sowie die 

Integration in den E.ON Ruhrgas-Konzern umfasst. 

Seit Anfang 2005 befindet sich ein Team 

von rund 15 Mitarbeitern der E.ON Ruhrgas 

vor Ort in Rumänien, das eng mit dem rumänischen 

Management von E.ON Gaz România 

zusammenarbeitet. 2006 soll eine komplett 

neue, moderne Organisationsstruktur eingeführt 

werden. Bis Mitte 2007 ist geplant, das 

Unbundling von Handels- und Transportgeschäft 

der Gesellschaft durchzuführen. Bis 2008 soll 

der Integrationsprozess von E.ON Gaz România 

in den E.ON-Konzern abgeschlossen sein. 

Suceava 

Suceava 

Mures 

Botosani 

Piatra- 

Neamtj 

Bacau 

Iasi 

Bacau 

Vaslui 

Vaslui 

BULGARIEN 

MOLDAWIEN 

Târgu Harghita 

Mures 

Galati 

Sibiu 

Fargas 

Brasov 

Focsani 

Galati 

Sibiu 

Brasov 

Pitesti 

Buzau 

Braila 

Tulcea 

Tulcea 

Valcea 

Pitesti 

Prahova 

Targivist 

Valcea 

Ialomita 

Targoviste 

Calarasi 

Bucharest 

Calarasi 

Giurgiu 

Constanta 

Constanta 

Alexandria 

Giurgin 

Die E.ON Energie AG, Schwestergesellschaft 

der E.ON Ruhrgas und zuständig für das 

zentraleuropäische Stromgeschäft, hat sich 

ebenfalls im rumänischen Markt engagiert und 

den Zuschlag für eine Stromverteilungsgesellschaft 

erhalten, die einen Teil des Versorgungsgebietes 

der E.ON Gaz România abdeckt. Hier 

sind erhebliche Synergien im Downstream- 

Bereich zu erwarten. 

Ungarn Anfang Januar 2006 ist E.ON Ruhrgas 

International (ERI), in der die internationalen 

Beteiligungen der E.ON Ruhrgas gebündelt 

sind, im Hinblick auf die Übernahme des Gasgeschäfts 

der ungarischen MOL zum Zuge 

gekommen. 

Dass sich die seit Oktober 2004 laufenden 

Verhandlungen so langwierig gestalteten, war 

nicht zuletzt den kartellrechtlichen Prüfungen 

geschuldet. Bereits Anfang November 2004 

Schwarzes Meer

hatten ERI und MOL den Vertrag über den 

Erwerb von 75 Prozent minus 1 Aktie des Handels- 

und Speichergeschäftes der MOL sowie 

einer 50-Prozent-Beteiligung an der Panruzgas, 

einer ungarischen Gasimportgesellschaft, 

unterzeichnet. Danach begann die Prüfung 

der Behörden. 

Im Dezember 2005 hatte die EU-Kommission 

dem Erwerb unter Auflagen zugestimmt. Im 

Rahmen dieser Auflagen muss sich MOL 

vollständig vom Gasspeicher- und Gashandelsgeschäft 

trennen. ERI hat daher auch die 

restlichen 25 Prozent an beiden Gesellschaften 

übernommen. Der Erwerb der zusätzlichen 

Gesellschaftsanteile ist Anfang 2006 von den 

ungarischen Energiebehörden genehmigt worden. 

Die Transaktion sichert ERI eine starke 

Position im ungarischen Midstream-Geschäft. 

Insgesamt also ein äußerst schwieriger 

und langwieriger Prozess, der belegt, wie genau 

die Kartellbehörden die Expansion großer 

Unternehmen begleiten. Auf der anderen 

Seite ist festzustellen, dass die Regulierung in 

Mittel- und Osteuropa auch für große Unternehmen 

erhebliche Risiken beinhaltet. So hat 

sich der Regulierungsrahmen in Ungarn wesentlich 

verändert. Ähnlich wie in Rumänien 

zögert man, den starken Importpreisanstieg 

an die Haushalte und Industrie weiterzugeben, 

deren Preise heute noch reguliert sind. 

Dennoch ist Ungarn insgesamt ein attraktiver 

Markt. Die Volkswirtschaft wächst jährlich um 

etwa vier Prozent – zum Vergleich: Deutschland 

plus 0,9 Prozent. Gleichzeitig kann Ungarn 

Erfolge bei der Bekämpfung der Inflation vorweisen: 

Die einst hohen Inflationsraten von 

10 Prozent (Jahr 2000) sind zuletzt auf etwa 

3,6 Prozent (Deutschland: 2 Prozent) gefallen. 

Slowakei In der Slowakei haben sich für 

E.ON Ruhrgas die bisher positiven Erfahrungen 

mit der dortigen Beteiligung an dem landesweit 

tätigen Gasversorger SPP auch 2005 

bestätigt. Nicht zuletzt angesichts des starken 

Importpreisanstiegs ist jedoch auch in der Slowakei 

ein starker Druck aus der Politik auf die 

Tarifgestaltung der Gaswirtschaft zu spüren. 

Italien Das ausländische Engagement der 

Thüga Aktiengesellschaft (Thüga), einer Business 

Unit der E.ON Ruhrgas, konzentriert sich 

auf den italienischen Gasmarkt. Thüga hat 

ihre Beteiligungsaktivitäten in Italien unter der 

Magazin 

Holding Thüga Italia gebündelt. Diese Gesellschaft 

konzentriert ihre Engagements auf den 

wirtschaftsstarken nord- und mittelitalienischen 

Raum. Im Geschäftsjahr 2005 haben die 

Unternehmen der Thüga Italia-Gruppe rund 

18 Mrd kWh Erdgas verkauft. 

Aufgrund der sich bietenden Wachstumspotenziale 

ist der italienische Erdgasmarkt für 

Thüga besonders interessant. Gemessen am 

Erdgasverbrauch zählt der italienische neben 

dem britischen und deutschen Erdgasmarkt zu 

den größten in Europa. Die Struktur des italienischen 

Erdgasmarktes, die durch eine Vielzahl 

auch kleinerer Gasversorger gekennzeichnet 

ist, bietet gute Voraussetzungen für weitere 

Engagements. Die sowohl privaten wie auch 

kommunalen Eigentümer der eher mittelständisch 

geprägten Unternehmen suchen im 

Wettbewerbsumfeld nach strategischen Beteiligungspartnern 

oder sind ganz zur Abgabe 

ihrer Anteile bereit. 

Thüga Italia führt intensive Gespräche mit 

privaten, aber auch mit kommunalen Eigentümern 

mit dem Ziel, neue Beteiligungen zu 

erwerben. Weiteres Wachstum wird durch 

die Übernahme von Gasnetzkonzessionen im 

Rahmen von Ausschreibungsverfahren angestrebt. 

Zudem ermöglicht das Eingehen von 

Vertriebspartnerschaften, insbesondere im 

kommunalen Versorgungsbereich, zusätzliche 

Chancen, die Position auf dem italienischen 

Gasmarkt auszubauen. Die auch in Italien 

bestehende Regulierung der Gasnetze, die 

restriktiven Tarifpreisgenehmigungen und die 

angespannte Wettbewerbssituation führen 

allerdings zu erheblichem Ertragsdruck für die 

Gesellschaften der Thüga Italia-Gruppe. ¯ 

Auslandsabsatz der E.ON Ruhrgas AG 

in Mrd kWh 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

1996 2001 2002 2003 2004 2005 

3,5% 7,4% 10,9% 10,6% 13,7% 19,6% 

Exporte an Großbritannien, Dänemark, Liechtenstein, Benelux, Frankreich, Italien, Polen, 

Österreich, Schweden, Schweiz und Ungarn 

19

20 Magazin 

Länderporträt Ungarn 

Drehscheibe für den europäischen Gasmarkt 

Seit Mai 2004 gehört Ungarn der Europäischen Union an. Das Land verzeichnete 2005 ein 

Wachstum des Bruttoinlandsprodukts von 4,1 Prozent; es wird erwartet, dass es in den nächsten 

Jahren etwa bei einem jährlichen Wachstum in dieser Größenordnung bleibt. Die Inflationsrate 

sank von 10 Prozent in 1999 auf 3,6 Prozent in 2005 – Tendenz weiter sinkend. Ungarn ist 

führend beim Reformprozess in Zentral-Osteuropa. Für Investoren also günstige Konstellationen. 

Die E.ON Ruhrgas AG ist seit den 80er Jahren in der ungarischen Gaswirtschaft engagiert. Sie 

steht durch die Übernahme der Gashandelssparte und der Speicheraktivitäten des ungarischen 

Energiekonzerns MOL vor großen Herausforderungen, aber auch vor großen Chancen in 

dieser Region. 

Das Wirtschaftswachstum in Ungarn ist zwar 

2005 nicht ganz so hoch ausgefallen wie in den 

anderen neuen Mitgliedsländern der Europäischen 

Union, aber dafür sind in Ungarn andere 

Wirtschaftsdaten besser. Weil die Politik ihr 

Schwergewicht auf eine soziale Abfederung 

der Bevölkerung gelegt hat, ist die Arbeitslosenquote 

relativ niedrig. Das verspricht für 

die nächsten Jahre mehr Konsum und initiiert 

damit weiteres robustes Wachstum. 

Struktur des Primärenergieverbrauchs in Ungarn 

in % 

50,0 

37,5 

25,0 

12,5 

0 

Mineralöl Erdgas Kohle Kernenergie Sonstige 

Schwachpunkt der ungarischen Wirtschaft 

bleibt neben dem hohen Leistungsbilanzdefizit 

insbesondere das hohe Haushaltsdefizit. Von 

2002 bis 2004 konnte es von 8,5 Prozent des 

Bruttoinlandsprodukts auf 5,4 Prozent gedrückt 

werden. 2005 ist es entgegen den Planungen 

der Regierung jedoch voraussichtlich wieder 

etwas gestiegen. Es liegt damit weiterhin 

deutlich über dem Maastrichter Referenzwert 

von 3 Prozent des Bruttoinlandsprodukts. Seit 

2004 konnte das Leistungsbilanzdefizit nur 

wenig gesenkt werden. Zusammen mit der 

angespannten Haushaltslage könnte es 2006 

den Forint unter Abwertungsdruck bringen. 

Eine der großen deutschen Banken schreibt 

dazu: „Wegen der Ungleichgewichte in Budget 

und Leistungsbilanz können … plötzliche 

Abflüsse kurzfristigen Auslandskapitals verbunden 

mit starken Wechselkursbewegungen 

und einer harschen realwirtschaftlichen Anpassung 

nicht ausgeschlossen werden.“

SLOWENIEN 

Erdgasleitungen in Ungarn 

ÖSTERREICH 

KROATIEN 

Gyor 

Nagykanizsa 

Pécs 

Wachstumsregion für Erdgas Der Energieverbrauch 

Ungarns beläuft sich auf 26 Mio t OE, 

dies entspricht 7,5 Prozent des deutschen 

Primärenergieverbrauchs. Erdgas ist in Ungarn 

Energieträger Nr. 1, sein Anteil am Energieverbrauch 

in Höhe von 45 Prozent entspricht 

etwa dem der Niederlande. Mineralöl mit 

25 Prozent sowie Kohle und Kernenergie (zusammen 

25 Prozent) stellen die weiteren 

Säulen der ungarischen Energieversorgung dar. 

Die Absatzstruktur für Erdgas nach Sektoren 

sieht wie folgt aus: 50 Prozent Haushalte und 

Kleinverbraucher, 15 Prozent Industrie, 26 Prozent 

Kraftwerke, 9 Prozent Sonstige. In ihren 

Prognosen gehen Experten davon aus, dass 

der Gasverbrauch in Ungarn von heute 

13 Mrd m 3 bis 2020 auf bis zu 16 Mrd m 3 

ansteigen kann. 

Außerdem kommt Ungarn eine strategische 

Bedeutung als gaswirtschaftliche Drehscheibe 

in der Region zu, da die Nachfrage nach Erdgas 

auch in den Nachbarländern weiter steigen 

wird. 

Vor diesem Hintergrund ist für E.ON Ruhrgas 

die Übernahme des Gashandelsgeschäfts 

und der Gasspeicher von MOL eine gute Entscheidung, 

weil sie nicht nur die bereits 

SLOWAKEI 

Budapest 

Szeged 

SERBIEN 

Miskolc 

Magazin 

Debrecen 

Hajdúszoboszló 

bestehenden Gas- und Stromaktivitäten des 

Konzerns in Ungarn sinnvoll ergänzt, sondern 

auch die realistische Möglichkeit eröffnet, 

am Wirtschaftswachstum teilzuhaben. Als 

Gasgroßhändler für regionale Gasunternehmen 

beliefert MOL auch Industriebetriebe und 

Kraftwerke in Ungarn. 

Mit der Übernahme des Gashandelsgeschäfts 

und der Gasspeicher von MOL verbessert sich 

für E.ON Ruhrgas auch die Ausgangsposition 

in den liberalisierten Energiemärkten Mittelund 

Osteuropas. In diesem Zusammenhang ist 

die Kapazität von fünf unterirdischen Erdgasspeichern, 

die zurzeit 3,4 Mrd m 3 Arbeitsgas 

beträgt, zu nennen. 

Energiepolitik in Ungarn Zuständig für die 

Energiepolitik ist in Ungarn das vor einigen 

Jahren geschaffene Wirtschafts- und Verkehrsministerium. 

Innerhalb dieses Ministeriums 

befasst sich eine eigene Behörde (Magyar 

Energia Hivatal, MEH) mit der Energiepolitik, 

die auch für Regulierungsfragen zuständig ist. 

Zu den ersten Aufgaben der MEH-Behörde 

gehörte die Aufsicht über die Gas- und Strom- 

RUMÄNIEN 

UKRAINE 

überregionale Erdgasleitungen 

vorhanden 

Regionalversorgungsleitungen 

vorhanden 

Erdgasübergabestelle 

21

22 Magazin 

preise, die seit Mitte der neunziger Jahre 

durch das Ministerium festgelegt wurden. 

Auch der schwierige Übergang von der ehemaligen 

Planwirtschaft zu einem liberalisierten 

Markt wird weiterhin von der MEH gesteuert. 

Das Ziel dabei ist ehrgeizig: Bis zum Jahr 2007 

soll die Liberalisierung der Energiemärkte 

abgeschlossen sein. 

Am weitesten fortgeschritten ist die Liberalisierung 

der Stromwirtschaft. Inzwischen ist 

der Großteil der ungarischen Kraftwerke in 

privater Hand. Dass sich die Ungarn dabei auf 

Rat und Mithilfe westeuropäischer Regulatoren 

stützten, ist an der konsequenten Umsetzung 

des Unbundling zu erkennen. Mit Know-how 

aus den Niederlanden und aus Großbritannien 

ist die Trennung von Erzeugung, Verteilung 

und Vertrieb innerhalb der Elektrizitätswirtschaft 

in Ungarn umgesetzt worden. Die Liberalisierung 

des ungarischen Gasmarktes ist 

noch nicht so weit fortgeschritten wie im 

Strombereich. Die Energiebehörde lässt aber 

keinen Zweifel daran, dass dieses Ziel bald 

erreicht sein wird. ¯ 

Ungarn: Im Fokus deutscher Investoren Die Struktur des Außenhandels zwischen Ungarn 

und Deutschland verändert sich schnell. Der Anteil technischer Produkte wächst, während 

der Anteil exportierter landwirtschaftlicher Produkte, Nahrungsmittel und Rohstoffe oder 

Energieträger stetig sinkt. Seit den neunziger Jahren haben immer mehr deutsche Unternehmen 

Teile ihrer Produktion nach Ungarn verlagert. 40 Prozent der deutschen Kapitalinvestitionen, 

die für mittelund osteuropäische Länder bestimmt sind, fließen allein nach 

Ungarn. Dabei wird von ungarischer Seite die Beteiligung deutscher Unternehmen an 

der Privatisierung des ungarischen Energie- und Gassektors als bedeutend hervorgehoben. 

Bis Ende 2002 floss ausländisches Kapital in Höhe von mehr als 28 Mrd US-$ nach 

Ungarn. Davon kamen rund 8,7 Mrd US-$ aus Deutschland. Das entspricht 31 Prozent des 

gesamten Kapitaleingangs. In Ungarn sind zurzeit mehr als 7.500 Unternehmen mit deutscher 

Beteiligung tätig. Elf der 50 größten ungarischen Unternehmen, die mit ausländischer 

Investition gegründet wurden, entstanden mit dem Kapital deutscher Großunternehmen. 

Davon profitieren nicht nur die rund 10 Mio Einwohner Ungarns, sondern auch die Bewohner 

in den benachbarten Ländern, denen zum Beispiel bei der Gasversorgung die sich 

weiter verbessernde Infrastruktur zugute kommt.

Magazin 

Untertage-Speicher für Erdgas: Wichtige 

Funktion für die bedarfsgerechte Versorgung 

Die sichere und bedarfsgerechte Versorgung mit Erdgas ist zu einer der Selbstverständlichkeiten 

unseres Alltags geworden. Untertage-Gasspeicher bilden in der gaswirtschaftlichen Infrastruktur 

ein zeitlich ausgleichendes Element zwischen dem nahezu kontinuierlichen Erdgasbezug aus den 

Produzentenländern und der saisonal stark schwankenden, bedarfsabhängigen Belieferung der 

Kunden. Auch zur Überbrückung temporärer Liefereinschränkungen können Untertage-Speicher 

beitragen. 

Die Erdgasbeschaffung von E.ON Ruhrgas 

beruht auf langfristigen Verträgen mit überwiegend 

gleichmäßigen Lieferungen. So 

muss im verbrauchsschwachen Sommer 

nicht benötigtes Erdgas in die Untertage- 

Gasspeicher eingelagert werden, um es im 

verbrauchsstarken Winter, mit Leistungsspitzen 

an besonders kalten Tagen, bedarfsgerecht 

an den Verbraucher abgeben zu 

können. Den Untertage-Gasspeichern als 

unverzichtbaren Bindegliedern zwischen den 

Erdgaslagerstätten und den Verbrauchern 

wird künftig, neben ihrer technischen Aufgabe 

als Instrument zur Anpassung des Angebots 

an den Bedarf, voraussichtlich auch eine 

zunehmende Bedeutung für die Versorgungssicherheit 

zukommen. 

Zwei Typen von Untertage-Gasspeichern 

Grundsätzlich gibt es zwei Möglichkeiten, 

Erdgas unterirdisch zu speichern. Kavernenspeicher 

und Porenspeicher unterscheiden 

sich hinsichtlich Speichergestein und -mechanismus. 

Kavernen sind große, natürliche 

oder künstlich durch Aussolung von Steinsalz 

oder durch Bergbau geschaffene unterirdische 

Hohlräume. Besondere Bedeutung für die 

Untertage-Gasspeicherung kommt den künstlich 

angelegten Kavernen im Steinsalz zu. 

Die petrophysikalischen Eigenschaften von 

Salz garantieren die natürliche Dichtheit der 

Steinsalzkavernen und machen eine zusätzliche 

Auskleidung, wie bei bergmännisch 

geschaffenen Felskavernen, unnötig. 

Die Anlage von Untertage-Gasspeichern 

in Kavernen ist an das Vorkommen von 

mächtigen unterirdischen Salzlagerstätten in 

erreichbaren Tiefen gebunden. Dies ist insbesondere 

durch die Salzaufdomungen in 

Nord- und Mitteldeutschland gegeben. Im 

Steinsalz, das überwiegend in so genannten 

Salzstöcken, nur wenige hundert Meter tief 

unter der Erdoberfläche, mit Bohrungen 

erschlossen werden kann, lassen sich soletechnisch 

große Hohlräume für die Erdgasspeicherung 

erzeugen. Über Bohrungen erfolgt 

die Einleitung von Wasser bis in tief liegende 

Steinsalzschichten und das gelöste Salz wird 

als Sole an die Erdoberfläche gepumpt. Die 

Kavernenform ist meist zylindrisch. Je nach 

Größe variieren die Höhen zwischen 100 bis 

über 500 m und die gespeicherten Gasmengen 

zwischen 40 und 100 Mio m 3 pro Einzelkaverne. 

Die so entstehenden Hohlräume ähneln 

unterirdischen Tanks und sind nur über die jeweilige 

Bohrung zu befüllen bzw. zu entleeren. 

Das Erdgas wird über Kompressoren eingebracht 

und gespeichert und steht in der Kaverne 

unter Druck. So kann es jederzeit kurzfristig 

zur Spitzenlastdeckung abgerufen werden. 

Der Gasinhalt eines jeden Speichers unterteilt 

sich grundsätzlich in Kissengas und Arbeitsgas. 

Das Kissengas besteht aus dem Gasvolumen, 

das in einem Speicher erforderlich ist, um den 

minimal notwendigen Speicherdruck für eine 

optimale Ein- und Ausspeicherung zu ermöglichen. 

In Kavernen ist das Kissengas auch zur 

Gewährleistung der Standfestigkeit erforder- 

23

24 Magazin 

Oberirdische 

Anlagen eines 

Untertage- 

Erdgasspeichers 

lich. Der Kissengasanteil beträgt etwa 1/3 bis 

1/2 vom maximalen Speichervolumen und verbleibt 

permanent im Speicher. Als Arbeitsgas 

definiert man das Gasvolumen, das zusätzlich 

zum Kissengas jederzeit eingelagert oder 

entnommen werden kann. 

Porenspeicher dienen überwiegend der saisonalen 

Grundlastabdeckung, da sie oft über ein 

großes Aufnahmevolumen verfügen und durch 

ihre natürlich vorgegebenen Strömungsverhältnisse 

im Speichergestein, meist Sandstein, 

langsamer auf Veränderungen der Förderraten 

in den Speicherbohrungen reagieren. Porosität 

und Klüftigkeit der Gesteine sind zum Speichern 

von Erdgas ideale Voraussetzungen. 

Porenspeicher sind Untertage-Gasspeicher in 

ausgeförderten Erdgas- oder Erdöllagerstätten 

sowie in Aquiferstrukturen. Durch die vorausgegangene 

Ölförderung und Gasproduktion 

sind die Lagerstätten bereits im Vorfeld der 

Gasspeicherung gut untersucht und in ihrem 

Speicherverhalten bekannt. Die über Millionen 

von Jahren vorhandene natürliche Gasdichtheit 

der abdeckenden Schichten, die meist aus 

Tonstein oder Steinsalz bestehen, garantiert 

einen sicheren Speicherbetrieb in den porösen 

Gesteinen. 

Bei Aquiferstrukturen handelt es sich um 

poröse, wassergefüllte Gesteinsschichten, die 

von undurchlässigem Gestein begrenzt und 

abgedeckt werden. Durch die Einpressung von 

Speichergas wird das Wasser aus den Porenräumen 

verdrängt und so eine künstliche Gaslagerstätte 

geschaffen. Bei der Entnahme 

schiebt das verdrängte Wasser das Speichergas 

zurück in die Bohrungen. 

Status quo in Deutschland Eine jährlich vom 

Niedersächsischen Landesamt für Bergbau, 

Energie und Geologie (früher NLfB) veröffentlichte 

Erhebung zeigt, dass 2005 insgesamt 

44 Untertage-Gasspeicher in Betrieb waren. 

Die Speicherkapazität verteilt sich auf 23 Porenspeicher 

und 21 Kavernenspeicher. Quantitativ 

entfallen etwa 65 Prozent des Arbeits-

gases auf Porenspeicher und 35 Prozent auf 

Kavernenspeicher. Sie enthielten Ende 2005 

insgesamt 19,1 Mrd m 3 nutzbares Arbeitsgas. 

Es gab 2005 in Deutschland über 25 Speicherbetreiber. 

Um dem weiter wachsenden Bedarf 

gerecht zu werden, werden derzeit in Deutschland 

10 Untertage-Gasspeicher weiter ausgebaut 

und 15 neu gebaut oder geplant. 

Die E.ON Ruhrgas AG verfügt über 5,1 Mrd m 3 

Arbeitsgaskapazität in 11 Untertage-Gasspeichern, 

die vom norddeutschen Flachland 

bis in die Voralpenregion verteilt sind. Mit Bierwang, 

einer ehemaligen Gaslagerstätte, betreibt 

E.ON Ruhrgas in 1500 m tiefen Sandsteinschichten 

den drittgrößten Porenspeicher 

Deutschlands. Der Untertage-Gasspeicher 

der E.ON Ruhrgas in Epe ist die mit Abstand 

größte Kavernenspeicheranlage Europas. In 

Epe speichert E.ON Ruhrgas etwa 1,6 Mrd m 3 

nutzbares Arbeitsgas in 32 Salzkavernen. 

Dieser Speicher wird momentan weiter ausgebaut. 

Der Bedarf an Gasspeicherkapazität 

wird auch bei E.ON Ruhrgas sowohl kurzfristig 

als auch auf längere Sicht weiter zunehmen. 

E.ON Ruhrgas hat im Jahr 2005 umfangreiche 

Maßnahmen zum Ausbau der vorhandenen 

Speicher eingeleitet. 

Die technisch und wirtschaftlich aufwändige 

Untergrundspeicherung ist immer noch die 

preiswerteste und gleichzeitig die sicherste 

Magazin 

Art, Erdgas zu bevorraten. Wegen des minimalen 

Flächenbedarfs wird zudem die Umwelt 

geschont und das Landschaftsbild nicht beeinträchtigt. 

In Deutschland besteht noch immer ein 

vergleichsweise gutes Ausbau-Potenzial für 

Untertage-Gasspeicher, allerdings sind neben 

den hohen ingenieurtechnischen Anforderungen 

erhebliche Vorlaufzeiten für Planung 

und Speicherbau zu berücksichtigen. 

Kapazitätsausbau in Europa notwendig 

Nach Schätzungen der internationalen Energieagentur 

müssen in Europa bis zum Jahr 2030 

zum einen rund 600.000 km neue Gasleitungen 

verlegt werden. Zum anderen ist der 

Erneuerungs- und Erweiterungsbedarf in noch 

stärkerem Maße für die Erdgasspeicher gegeben, 

weil deren Kapazität dem deutlich steigenden 

Erdgasverbrauch angepasst werden 

muss. In Deutschland reichen die aktuellen 

Speicherkapazitäten einschließlich der von 

E.ON Ruhrgas aus, um einen etwaigen Lieferausfall 

von mehr als zwei Monaten überbrücken 

zu können. Damit erfüllen die deutschen 

Gasversorger schon jetzt die angekündigten 

25 

Schnittzeichnung 

einer Kavernenspeicher-Anlage

26 Magazin 

Schnittzeichnung 

einer Porenspeicher-Anlage 

Forderungen des EU-Energiekommissars 

Andris Piebalgs, der die 25 Mitgliedsstaaten 

verpflichten will, ständig Gasvorräte für zwei 

Monate vorzuhalten. 

Seit der Liberalisierung der Energiemärkte 

haben die Speicher und die damit zusammenhängenden 

Technologien zunehmend an wirtschaftlicher 

und politischer Bedeutung gewonnen. 

Speicherplatz ist besonders wichtig für 

Handelsgeschäfte und für die Gasbeschaffung. 

Zurzeit können sämtliche Speicherbetreiber 

die freiwilligen Regeln vom April 2005 anwenden, 

die in den Guidelines for Good Practice 

for Storage System Operators (GGPSSO) der 

European Regulatory Group for Electricity 

and Gas (ERGEG) verabredet und festgelegt 

wurden. Die E.ON Ruhrgas hat diese Regeln 

für ihren Speicherbetrieb umgesetzt. ¯ 

90 Jahre Erdgas-Untertage-Speicherung Die Untergrundspeicherung von Erdgas ist eine 

kanadische Erfindung. Schon im Jahr 1915 wurde in Ontario ein Erdgasspeicher in einem 

ausgebeuteten Gasfeld eingerichtet. 1916 folgte die Einrichtung eines Gasspeichers 

im Staat New York (USA). Nachdem sich diese Technik grundsätzlich bewährt hatte, wurde 

1946/47 in Kentucky (USA) erstmals auch mit Aquiferen experimentiert. In Deutschland 

wurde 1953 in Engelbostel bei Hannover der erste Untertage-Gasspeicher in Betrieb 

genommen. 

In den USA begann man 1961 mit der Gasspeicherung in Salzkavernen und 1970 wurde 

diese Technologie auch in Deutschland und Frankreich eingeführt. Weitere Möglichkeiten 

zur Speicherung nutzte man in Belgien in aufgelassenen Kohlegruben. Seit Ende der 

neunziger Jahre werden auch Felskavernen in der Tschechischen Republik für die Gasspeicherung 

genutzt. In Schweden wird derzeit ein weiterer Felskavernenspeicher in 

Betrieb genommen. Der Ausbau von Speicherkapazitäten expandierte weltweit sehr stark. 

Das Speichervolumen hat sich bis heute weltweit auf rund 340 Mrd m 3 gesteigert.

Verflüssigtes Erdgas: 

Flexible Ergänzung zum Pipeline-Gas 

Magazin 

Die Frage, ob es sich lohnt, Erdgas zu verflüssigen und in diesem Zustand zu transportieren, stellt 

sich nicht erst seit kurzem. Schon vor mehr als 30 Jahren wurde von Spezialisten der Ruhrgas AG und 

der Gelsenberg AG intensiv über diese Frage nachgedacht. Auch damals war das große Potenzial 

der Technologie erkannt worden, Erdgas auf minus 161,5°C abzukühlen und so sein Volumen erheblich 

zu reduzieren, damit es für einen wirtschaftlichen Transport größerer Mengen „handlich“ genug ist. 

Durch diese Abkühlung verwandeln sich 

600 m 3 Erdgas in einen Kubikmeter verflüssigtes 

Erdgas. In diesem Zustand kann LNG 

(Liquefied Natural Gas) bei fast atmosphärischem 

Druck in speziellen Tankschiffen mit 

isolierten Lagertanks transportiert werden. 

Am Bestimmungsort wird es dann in einem 

einfachen Prozess erwärmt und wieder in 

den gasförmigen Zustand versetzt, so dass 

es wieder für den Gasleitungstransport per 

Pipeline zur Verfügung steht. 

Die damals begonnene Diskussion mündete 

im Jahr 1972 in die Gründung der Deutschen 

Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft mbH 

(DFTG). Dieses Unternehmen besteht nach 

wie vor. Heutige Gesellschafter sind neben 

E.ON Ruhrgas mit 78 Prozent die BEB Transport 

GmbH & Co. KG, Hannover, mit 12 Prozent 

und die VNG – Verbundnetz Gas AG, Leipzig, 

die 10 Prozent hält. Vor dem Hintergrund der 

E.ON-Konzernstrategie, den Gasbezug auf 

breiter Basis auszubauen und damit die Versorgungssicherheit 

langfristig weiter zu stärken, 

ist verflüssigtes Erdgas eine viel versprechende 

Option. 

Die Gründe liegen auf der Hand: Der Bedarf an 

Erdgas in Deutschland und der EU steigt nach 

wie vor, gleichzeitig ist aber die europäische 

Erdgasförderung rückläufig. Mögliche LNG- 

Lieferquellen für Europa sind insbesondere der 

Nahe Osten sowie West- und Nordafrika. LNG 

kann zukünftig als günstige Alternative zum 

Pipeline-Gas per Schiff aus diesen Erzeugerländern 

zu den Verbrauchern in Europa transportiert 

werden. Die Technik zur Verflüssigung 

in so genannten Verflüssigungsstraßen (LNG- 

Trains) im Erzeugerland und zur Wiederverdampfung 

am Zielort ist so weit entwickelt, 

dass inzwischen weltweit fast 180 Mrd m 3 

Erdgas pro Jahr auf diese Weise transportiert 

werden. Dieses entspricht rund einem Viertel 

des Welterdgashandels oder sechs Prozent 

des weltweiten Erdgasverbrauchs. Experten 

erwarten bis zum Jahr 2010 einen Anstieg 

auf 310 Mrd m 3 . 

Leistungsfähige LNG-Transportketten 

Die Kosten der LNG-Kette (Verflüssigung – 

Seetransport – Wiederverdampfung) sind 

hoch, aber die technischen Weiterentwicklungen 

und die kostensenkenden Effekte haben 

den Aufwand wirtschaftlich vertretbar gemacht. 

Besonders dann, wenn Erdgas aus 

Lieferregionen kommt, die noch nicht an das 

Pipelinenetz angebunden sind oder deren 

Anschluss nicht sinnvoll ist. Dennoch: Obwohl 

die Kosten für LNG in den letzten 20 Jahren 

um rund 20 Prozent gesunken sind, verlangt 

diese Technik immer noch beträchtliche Anfangsinvestitionen 

in Höhe von mehreren Milliarden 

Dollar, abhängig von Projektgröße, geografischen 

Gegebenheiten im Produzentenund 

Empfängerland sowie den Aufwendungen 

für den entfernungsabhängigen Seetransport. 

27

28 Magazin 

Flüssigerdgas (LNG) für Europa 

in Mrd m3 /a 

Lieferungen 2004 

(37,2 Mrd m3 ) 

von 

Trinidad/ 

Tobago 

zukünftige Lieferungen 

aus neuen Verträgen 

von 

Nigeria 

0,8 GdF 

3,8 Enel 

Sines 

Auch bei uns in Mitteleuropa besteht Bedarf 

an leistungsfähigen Hafenanlagen mit entsprechenden 

Anlandeterminals für verflüssigtes 

Erdgas. Die Anforderungen an einen solchen 

Standort sind aber nicht zu unterschätzen. 

Das Terminal muss nicht nur von immer größer 

werdenden Erdgastankern erreicht werden 

können. Genauso wichtig ist es, das Gas von 

dort aus bedarfsgerecht zum Verbraucher zu 

bringen. E.ON Ruhrgas beschäftigt sich intensiv 

mit diesem Thema. Durch die DFTG verfügt 

E.ON Ruhrgas bereits über einen geeigneten 

El Ferrol 

Huelva 

Bilbao 

1,28 Portugal 

2 

17,15 Spanien 

15 

Cartagena 

Sagunto 

Arzew 

Montoir 

9,88* Frankreich 

8 

Barcelona 

Algerien 

* davon 3,8 Mrd m3 /a aus Nigeria über Montoir für Enel/Italien 

Quelle: GIIGNL 

Fos-sur-Mer 

Zeebrügge 

2,88 Belgien 

7 

Skikda 

von 

Norwegen 

La Spezia 

Standort in Wilhelmshaven, dem einzigen 

deutschen Tiefwasserhafen mit einer 18 m 

tiefen Fahrrinne. Wilhelmshaven ist nicht nur 

Deutschlands größter Marinestandort, sondern 

auch seit Jahrzehnten ein bedeutender Umschlagplatz 

für Rohöl und Sitz von Chemieunternehmen. 

Hier bietet sich die Nutzung von 

Synergien an. Eine Machbarkeitsstudie soll 

aktuell klären, ob und wie sich diese Synergien 

nutzen lassen. 

Die DFTG ist Eigentümer eines 84 Hektar 

großen Grundstückes im Industriegebiet 

„Voslapper Groden“. Die Teilerrichtungsgenehmigungen 

für den Bau der landseitigen Anlagen 

liegen vor und der Planfeststellungsbescheid 

für die seeseitigen Anlagen ist in Kraft. 

Rovigo 

1,88 Italien 

12 

Libyen 

Brindisi 

0,44 Griechenland 

Marsa el Brega 

Revithoussa 

Marmara 

Ereglisi 

3,68 Türkei 

Aliaga 

von Ägypten, Oman, 

Katar, Jemen 

von Abu Dhabi, Oman, 

Katar, Brunei, Malaysia

LNG-Kette 

Was besonders für den Standort Wilhelmshaven 

spricht, ist die Nähe zum deutschen 

Ergasverbundsystem und zu Untertagespeichern. 

So müsste zum Beispiel nur eine Pipeline 

von rund 30 km Länge gebaut werden, 

um den Erdgasspeicher Etzel zu erreichen. 

Inbetriebnahme im Jahr 2010 möglich 

Aus ökonomischer Sicht spricht vieles 

für Wilhelmshaven. Nicht zuletzt auch die 

Möglichkeit, dass dort die LNG-Tanker 

der Zukunft mit einer Ladekapazität von rund 

250.000 m 3 problemlos anlanden können. 

Voraussetzung für eine Bauentscheidung für 

den LNG-Terminal ist natürlich der Abschluss 

eines entsprechenden LNG-Bezugsvertrages. 

Hierzu ist E.ON Ruhrgas in Gesprächen mit 

mehreren LNG-Produzenten. Nach Inbetriebnahme 

auf dem Terminalgelände werden 

zwei LNG-Tanks mit einer Kapazität von jeweils 

160.000 m 3 die Fracht der LNG-Tanker aufnehmen. 

Bei einer Entladerate von 18.000 m 3 

flüssiges Erdgas pro Stunde ist die Liegezeit 

der Tanker relativ kurz. Bei der Wiederverdampfung 

ist eine Abgabe in das Leitungsnetz 

von 1,5 bis 1,8 Mio Normkubikmetern pro 

Stunde vorgesehen. ¯ 

• LNG ist eine andere Form des Erdgastransports. 

Magazin 

Gasförderung Verflüssigung 

Seetransport Wiederverdampfung Märkte 

• Früher wurden überwiegend Märkte, die mit Pipelinegas nicht erreichbar 

sind, mit LNG versorgt (Japan, Korea). 

• Heute ist LNG auch für „traditionelle“ Pipelinegasmärkte wettbewerbsfähig. 

• LNG bietet zusätzliche Flexibilität durch Anlandung in verschiedenen Terminals. 

29 

LNG-Tanker können heute bis zu 150.000 m 3 

verflüssigtes Erdgas transportieren. Dies entspricht 

etwa 90 Mio m 3 gasförmigem Erdgas. 

Auf den Energieinhalt umgerechnet kann somit 

ein LNG-Tanker bis zu eine Milliarde Kilowattstunden 

transportieren.

30 Magazin 

Erdgas aus eigenen Quellen 

Engagement in Richtung Bohrloch 

E.ON will langfristig bis zu 20 Prozent des Gasbezugs aus eigenen Quellen decken. Dadurch 

soll das Gasbezugsportfolio von Pan-European Gas – der Market Unit, für die E.ON Ruhrgas 

verantwortlich ist – weiter diversifiziert und gestärkt werden. Für das Upstream-Geschäft, so der 

Fachbegriff für die Erkundung und Förderung von Erdgas, ist die E.ON Ruhrgas E & P GmbH 

zuständig. Mit ihren Tochtergesellschaften E.ON Ruhrgas UK Exploration & Production Ltd. und 

E.ON Ruhrgas Norge AS beteiligt sich dieses Unternehmen an Gasfeldern oder erwirbt Lizenzen 

für Exploration und Produktion. Durch den Erwerb der britischen Gesellschaft Caledonia ist 

das Upstream-Geschäft im Geschäftsjahr deutlich ausgebaut worden. 

Über ihre Tochterunternehmen ist die E.ON 

Ruhrgas E & P GmbH vor allem bei der Gasproduktion 

in der Nordsee aktiv. Die E.ON Ruhrgas 

UK hält Beteiligungen an derzeit sieben 

produzierenden Feldern in der britischen Nordsee, 

aus denen im Geschäftsjahr 2005 rund 

450 Mio m 3 Gas gefördert wurden. Mit Caledonia, 

die in E.ON Ruhrgas UK North Sea 

umbenannt wurde, sind seit Anfang 2006 zusätzlich 

zu 5 produzierenden Feldern auch 

10 Gasfunde in der südlichen britischen Nordsee 

neu hinzugekommen, die in den nächsten 

Jahren erschlossen werden. In der norwegischen 

Nordsee ist die E.ON Ruhrgas Norge am 

Njord-Feld beteiligt. Die Beteiligung wurde im 

September 2005 auf 30 Prozent erhöht. Das 

im Njord-Feld geförderte Gas wird zurzeit noch 

reinjiziert, um die Ölproduktion zu fördern. 

Die Gasproduktion soll 2007 beginnen. 

Neben den Beteiligungen an den Gasfeldern 

erwirbt E.ON Ruhrgas E & P auch so genannte 

Explorations- und Produktionslizenzen, die 

zu seismischen Arbeiten sowie geologischen 

und geophysikalischen Studien und zu Bohrungen 

berechtigen mit dem Ziel, Gasreserven 

nachzuweisen, die dann im Rahmen der Lizenzen 

gefördert werden dürfen. Aktuell verfügt 

das Unternehmen über ein Portfolio von Lizenzen 

im britischen Sektor der Nordsee (südliches 

Gasbecken sowie zentrale Nordsee) 

sowie im norwegischen Sektor (Norwegische 

See und nördliche Nordsee). 

Im Folgenden stellen wir einige der wichtigsten 

grundsätzlichen Zusammenhänge rund 

um die Erdgasproduktion vor. 

Entstehung von Erdgas Erdgas entsteht auf 

ähnliche Art wie Erdöl und wird daher auch 

oft mit diesem zusammen gefunden. Es bildet 

sich hauptsächlich aus pflanzlichen und tierischen 

Kleinstlebewesen, die auf den Meeresgrund 

absinken, im Schlamm eingebettet und 

durch weitere Sedimentation überlagert werden. 

Das organische Material bleibt unter Luftabschluss 

als Faulschlamm erhalten, aus dem 

sich das Muttergestein für Erdöl und Erdgas 

bildet. Durch die fortschreitende Überlagerung 

mit weiterem Gesteinsmaterial gelangt das 

Muttergestein in tiefere Schichten und wird 

dort durch die natürliche Wärme aus dem Erdinneren 

langsam aufgeheizt. Mit Überschreiten 

bestimmter Schwellenwerte für Temperatur 

und Zeit werden die erhalten gebliebenen 

organischen Bausteine in mehreren komplexen 

Prozessen zu Erdöl und Erdgas umgewandelt. 

Der Vorgang der Entstehung dauert in der 

Regel viele Millionen Jahre. Ein Großteil des 

heute verfügbaren Erdgases ist vor 15 bis 

600 Mio Jahren entstanden. 

Suche nach Erdgas Die Exploration von Erdöl 

und Erdgas ist eine komplexe und kapitalintensive 

Wissenschaft. Es müssen aufwändige 

geologische, geophysikalische und geochemische 

Arbeiten durchgeführt werden, bevor mit 

Bohrungen begonnen werden kann. Auf diese

Produzierende Felder der E.ON Ruhrgas E & P 

in der Nordsee 

Teesside 

Canvey Island 

Isle of Grain 

St. Fergus 

Theddlethorpe 

Bacton 

Glenelg 

West Franklin 

Sullom Voe 

Ravenspurn North Hunter 

Johnston Schooner 

Caister 

Rotterdam 

Callantsoog 

Merganser 

Scoter 

Elgin/Franklin 

Dornum 

Kårstø 

Kollsnes 

Bergen 

Emden Wilhelmshaven 

Kærgård 

Nybro 

Kiel 

Hamburg 

Njord 

Magazin 

Lübeck 

Tjeldbergodden 

Ålborg 

Rostock 

31

32 Magazin 

Blick von oben 

auf ein Bohrdeck 

Weise können bohrwürdige Strukturen (in der 

Fachsprache „Prospekte“) entdeckt werden, 

in denen Öl- oder Gasvorkommen erwartet 

werden. Dabei wird die Wahrscheinlichkeit, tatsächlich 

Gas zu finden, mit dem „Geological 

Chance Factor“ bewertet sowie die Größe 

des möglichen Fundes abgeschätzt. Nachdem 

so der Prospekt definiert wurde und auch eine 

wirtschaftliche Abschätzung von Chancen und 

Risiken zu einer positiven Beurteilung kommt, 

beginnt die detaillierte Bohrplanung mit der 

Bestimmung der Koordinaten des Zielpunktes 

und des optimalen Bohrpfads. Danach kann 

das Projekt an die Bohringenieure weitergegeben 

werden. 

Bohrungen nach Erdgas Um Erdgaslagerstätten 

erreichen zu können, müssen Tiefbohrungen 

durchgeführt werden. Das heute gängige 

Verfahren ist das Rotary-Bohrverfahren, bei 

dem ein Meißel in rotierende Bewegung versetzt 

wird und auf diese Weise in das Gestein 

eindringt. Je nach Härte des Gesteins kommt 

der Meißel am Tag wenige Meter oder mehrere 

hundert Meter voran. Das Bohrloch hat 

einen Durchmesser zwischen 10 und 70 cm. 

Mittels einer Spülung wird der Meißel gekühlt, 

die Bohrlochwand gestützt und das zerkleinerte 

Gestein aus dem Bohrloch ausgetragen. 

Um Bohrungen in tiefen Gewässern durchzuführen, 

in denen konventionelle Landbohrmethoden 

nicht mehr angewendet werden 

können, wurden schwimmende Bohranlagen 

entwickelt. Diese Konstruktionen ermöglichen 

Bohrungen in Wassertiefen von bis zu 3.000 m. 

Die weltweiten Sedimentbecken umfassen 

eine Fläche von rund 38 Mio m 2 . 

Moderne Technologien erlauben es, den 

Verlauf einer Bohrung exakt zu steuern. Heute 

ist es auch möglich, eine vertikale Bohrung 

in eine andere Richtung abzulenken – bis hin 

zu horizontalen Bohrungen über mehr als 

1.000 m. Bei so genannten Multilateralbohrungen 

wird ein Bohrloch verzweigt, um mehr als 

nur einen Drainagepunkt in einer Lagerstätte 

zu schaffen. Die tiefste bislang durchgeführte 

Bohrung ist die Bohrung Kola SG-3 auf der 

Kola-Halbinsel in Russland, die 1994 eine 

Endtiefe von 12.262 m erreichte.

Die Kosten für Bohrungen sind ein wesentlicher 

Bestandteil der Explorations- und 

Entwicklungskosten einer Lagerstätte. Bei 

Offshore-Vorkommen machen sie in der Regel 

zwischen 15 und 40 Prozent aus, bei der 

Entwicklung von Erdöl- und Erdgaslagerstätten 

auf dem Festland können die Bohrkosten 

bis zu 80 Prozent der Gesamt-Entwicklungsaufwendungen 

betragen. 

Erdgasreserven Auf rund 173.000 Mrd m 3 

beliefen sich die sicher gewinnbaren Erdgasreserven 

Ende 2005. Als sicher werden Reserven 

bezeichnet, wenn sie unter den aktuellen 

Bedingungen mit heutiger Technik wirtschaftlich 

ausgebeutet werden können. Durch die 

sicheren Erdgasreserven wäre bei konstanter 

Förderung die Erdgasversorgung bis in die 

70er Jahre des 21. Jahrhunderts gedeckt. Die 

weiteren Reserven-Kategorien sind die wahrscheinlichen 

und die möglichen Reserven, 

die sich durch den Grad an Unsicherheit über 

Größe und technisch-wirtschaftliche Förderbarkeit 

unterscheiden. Im Gegensatz dazu bezeichnet 

man jene Mengen an Erdgas und Erdöl 

als Ressourcen, die derzeit wirtschaftlich 

nicht gewinnbar sind. Diese werden wiederum 

in konventionelle und nicht-konventionelle 

Ressourcen unterteilt. Bei den konventionellen 

Ressourcen handelt es sich um nachgewiesene 

Mengen, die auf weit über 200 Billionen m 3 

geschätzt werden. Als nicht-konventionelle 

Magazin 

Ressourcen werden im Wesentlichen „Tight 

Gas“ (Erdgas aus dichten Lagerstätten), Kohleflözgase, 

Gashydrate und Aquifergase bezeichnet. 

Diese Vorkommen sind durch konventionelle 

Fördermethoden praktisch nicht gewinnbar. 

Ihre Mengen sind um ein Vielfaches höher 

als die konventionellen Ressourcen. 

Die größten sicheren Erdgasreserven gibt es 

in Russland und im Mittleren Osten, wo zusammen 

rund 70 Prozent der Vorräte lagern. 

Europa verfügt mit drei Prozent nur über einen 

kleinen Anteil der als sicher eingestuften Erdgasreserven. 

Die Erdgasvorräte Deutschlands 

werden bereits in wenigen Jahren zu einem 

Rückgang der Förderung führen. Bei sinkenden 

eigenen Vorräten und steigender Nachfrage 

wird die Abhängigkeit Europas von Erdgasimporten 

somit weiter zunehmen. Um die Versorgung 

langfristig mit Importen aus Russland 

und dem Mittleren Osten zu sichern, sind hohe 

Investitionen in Infrastrukturprojekte notwendig. 

Außerdem wird Europa zunehmend in 

einem Nachfragewettbewerb um diese Reserven 

mit Asien und Amerika stehen. ¯ 

Helikopter- 

Landeplatz im 

Njord-Feld 

33

34 Magazin 

Zukunftspotenzial für Biomasse 

Erdgas plus Biogas: Eine gute Mischung! 

Die Nutzung regenerativer Brennstoffe wird in ganz Europa politisch forciert und nimmt stetig zu. 

Hintergründe sind nicht zuletzt die gute Ökobilanz sowie die hohe Reserven- und Ressourcen- 

reichweite erneuerbarer Energieträger. Die Nutzung des öffentlichen Erdgasnetzes für den Trans- 

port von Biogas bietet die Möglichkeit, das Portfolio erneuerbarer Energien in Deutschland zu 

ergänzen. Dies wird auch durch den zukünftigen Trend steigender Preise für fossile Brennstoffe 

beeinflusst werden, wobei sich die Biomasse langfristig subventionsfrei durchsetzen muss. 

Gas aus Bioabfällen, das in speziellen Vergärungsanlagen 

gewonnen und anschließend zur 

Erzeugung von Strom und Wärme genutzt 

wird, passte lange nicht ins Bild der Energieversorger. 

Doch die Situation hat sich inzwischen 

grundlegend verändert. Heute wird 

ernsthaft diskutiert, Biogas über das öffentliche 

Erdgasnetz zu transportieren. Obwohl die 

Kosten des eingespeisten Biogases, das – 

nach entsprechender Konditionierung vor der 

Einspeisung – die Beschaffenheit und somit 

die Eigenschaften von Erdgas besitzt, noch etwa 

dreimal so hoch sind wie die kommunalen 

Gasbezugspreise, ist dennoch bei Einsatz für 

die Verstromung eine betriebswirtschaftlich 

sinnvolle Nutzung über das Erneuerbare-Energien-Gesetz 

(EEG) grundsätzlich möglich. 

Biogas entsteht bei der bakteriellen Zersetzung 

von organischen Stoffen. Es besteht 

zu ca. 60 Prozent aus Methan. Der Anteil an 

Kohlendioxid beträgt rund 35 Prozent. Der 

Rest besteht aus Stickstoff, Wasserstoff und 

Schwefelwasserstoff. Frisch erzeugtes Biogas 

muss deshalb zunächst gereinigt werden. 

Durch Zufuhr von Sauerstoff wird es entschwefelt 

und anschließend in einem Kondensatabscheider 

getrocknet. Außerdem wird 

durch den Einsatz einer eisenhaltigen Masse 

der entstandene Schwefelwasserstoff 

chemisch umgewandelt und eliminiert. 

Stand der Technik ist die Verwertung von Biogas 

bei der Kraft-Wärme-Kopplung mit Gasmotoren. 

Dabei werden in Heizkraftwerken 

gleichzeitig Strom und Wärme erzeugt. Der 

produzierte Strom wird entweder vom Erzeuger 

selbst genutzt oder direkt in das öffentliche 

Stromnetz eingespeist. Die anfallende 

Abwärme der Gasmotoren kann lokal zur 

Heizung der Gebäude genutzt und auch direkt 

als Prozesswärme für den Gärbehälter zur 

weiteren Biogaserzeugung verwendet werden. 

Die überschüssige Wärme kann zur Verbesserung 

der Energiebilanz und Wirtschaftlichkeit 

an Wärmekunden wie z.B. nahe Gewerbebetriebe 

abgegeben werden. 

Ausbaufähig Rund 2.500 Biogasanlagen mit 

einer installierten elektrischen Leistung von 

über 250 Megawatt produzieren heute Strom 

aus Gülle, Energiepflanzen oder Mist. Dr. Claudius 

da Costa Gomez, Geschäftsführer des 

Fachverbandes Biogas e.V., erläutert das große 

Potenzial von Biomasse und -gas wie folgt: 

„In Deutschland könnten bei optimaler Ausnutzung 

rund 12 Mio Haushalte mit Strom aus 

Biogas versorgt werden.“ Die Realität: 2.500 in 

Deutschland betriebene Biogasanlagen liefern 

heute Strom und Wärme für rund 500.000 

Haushalte. 

Parallel dazu wird eine weitere viel versprechende 

Technologie erprobt. Es ist geplant, zukünftig 

vermehrt mit Biogas in Brennstoffzellen 

elektrischen Strom zu erzeugen. Um auch die 

Entwicklung dieser Technik mit zu gestalten, 

beteiligt sich E.ON Energie an Pilotprojekten, 

bei denen landwirtschaftlich erzeugtes Biogas 

durch die so genannte „kalte Verbrennung“

in einer Brennstoffzelle direkt in elektrischen 

Strom umgewandelt wird. Die elektrische 

Leistung dieser Anlagen beträgt rund 250 Kilowatt. 

Die ausgewählten MCFC-Brennstoffzellen 

bieten mit ihrer Betriebstemperatur von 

600°C nicht nur bedeutende Vorteile bei der 

zusätzlichen Wärmenutzung; dieser Brennstoffzellen-Typ 

toleriert darüber hinaus problemlos 

das im Biogas enthaltene CO2. Bei der Gasaufbereitung 

konnten sich die Ingenieure deshalb 

auf die Entwicklung eines kostengünstigen 

Verfahrens konzentrieren, um die schwefelhaltigen 

Bestandteile des Biogases auf einen 

Wert zu reduzieren, der kleiner ist als 0,1 ppm. 

Die Brennstoffzellentechnik ermöglicht es, 

die Verstromung von Biogas effizienter als bisher 

zu gestalten und den Nutzungsgrad im Vergleich 

zur klassischen Kraft-Wärme-Kopplung 

noch einmal deutlich zu erhöhen. Die E.ON 

Energie AG führt mit diesen Projekten die 

erfolgreiche Entwicklung von wirtschaftlichen 

Verfahren zur Verstromung von Biomasse fort. 

Einspeisung in das Erdgasnetz Inzwischen 

geht parallel dazu die Entwicklung anderer 

Einsatzmöglichkeiten von Biogas weiter. Ende 

Januar dieses Jahres veröffentlichte eine 

Arbeitsgemeinschaft des Wuppertal Instituts, 

des Instituts für Energetik und Umwelt in 

Leipzig, des Fraunhofer Instituts für Umwelt-, 

Sicherheits- und Energietechnik in Oberhausen 

sowie des Gas-Wärme Instituts Essen eine 

Studie, die sich grundsätzlich mit den Potenzialen 

von Biogas und besonders mit dem Transport 

von Biogas über das Erdgasnetz auseinander 

setzte. An der vom Bundesverband der 

deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW) 

und der Deutschen Vereinigung des Gas- und 

Wasserfachs (DVGW) in Auftrag gegebenen 

Untersuchung waren zudem der Fachverband 

Biogas, der Deutsche Bauernverband, das 

Bundesumweltministerium sowie die Bayerischen 

Staatsministerien für Landwirtschaft 

und Wirtschaft beteiligt. 

Magazin 

Ziel dieser Studie war, die zusätzlichen Potenziale 

von Biomasse zu untersuchen, um die 

Emissionen von Treibhausgasen noch weiter zu 

senken. Die Ergebnisse zeigen Perspektiven 

auf: Es gibt konkrete Ansatzpunkte, die dafür 

sprechen, Biogas direkt ins Erdgasnetz einzuspeisen. 

Mit dieser Maßnahme könnte nach 

Einschätzung der beteiligten Wissenschaftler 

eine zusätzliche Reduzierung um rund 15 Mio t 

CO2-Äquivalent erreicht werden. Bei einer effizienten 

Nutzung der zur Verfügung stehenden 

landwirtschaftlichen Flächen könnte Biogas bis 

2030 einen jährlichen Anteil von 100 Mrd kWh 

oder 10 Prozent des heutigen Erdgasverbrauchs 

in Deutschland decken. 

Damit hätten nach Aussagen von Claudius da 

Costa Gomez Landwirte zukünftig die Chance, 

zum Energiewirt zu werden, der dann nicht 

mehr ausschließlich von schwankenden 

Nahrungsmittelpreisen abhängig wäre. In 

dieselbe Richtung argumentierte auch Gerd 

Sonnleitner, der Präsident des Deutschen 

Bauernverbandes: „Die deutsche Landwirtschaft 

kann nun einen beachtlichen Beitrag zur 

klimaschonenden Energiebereitstellung aus 

Energiepflanzen leisten.“ 

Spezifische Qualitätsanforderungen Laut 

Studie wird Biogas erst dann wirtschaftlich 

optimal genutzt, wenn es zentral zur Stromund 

Wärmeproduktion bereitgehalten wird. 

Der hierzu erforderliche Transport über das 

Gasnetz kann allerdings durch netztechnische 

und gaswirtschaftliche Anforderungen begrenzt 

sein. Eine wesentliche Forderung ist deshalb, 

dass das Biogas vor seinem Transport über 

das Erdgasnetz aufbereitet und gereinigt wird. 

Es muss die Qualität von Erdgas erreichen 

und die Anforderungen des DVGW-Arbeitsblattes 

G 260 erfüllen. Die dazu notwendigen 

technischen Kriterien haben DVGW und der 

Fachverband Biogas bereits in einer technischen 

Regel – DVGW-Arbeitsblatt G 262 – festgelegt. 

Die Technik zur Aufbereitung des Rohbiogases 

zu Biomethan steht zur Verfügung. 

Es wurde auch festgestellt, dass bei der dichten 

Erdgasnetzstruktur in Deutschland und 

bei Transportentfernungen von rund 20 km bis 

zur nächsten Einspeisestelle ein Transport 

möglich ist. 

35

36 Magazin 

BISHER NEU 

noch keine Anlagen 

in Deutschland 

Gärrückstand: 

landwirtschaftliche 

Verwertung 

Funktions- 

Schema einer 

landwirtschaftlichenBiogasanlage 

nachwachsende 

Rohstoffe 

Wärmenutzung, 

sofern möglich! 

Wärme Strom 

Blockheizkraftwerk 

Biogas 

Gasspeicher 

Fermenter 

Stall: 

Wirtschaftsdünger 

(Gülle) 

organische 

Reststoffe 

Wegen der relativ guten Konditionen für 

Strom aus Biomasse im Erneuerbare-Energien- 

Gesetz (EEG) eignet sich auch der Anbau so 

genannter Energiepflanzen wie zum Beispiel 

Mais und Roggen für die Produktion von Biogas. 

Einige Landwirte machen heute schon 

Biogas 

Neue Wege: 

Verstromung nach 

Ein- und Ausspeisung 

Nutzung als Kraftstoff 

Nutzung im Wärmemarkt 

(Haushalte/Industrie) 

Erdgasleitung 

Biomethan 

Methananreicherung 

Kohlenstoffdioxid 

von dieser Möglichkeit Gebrauch. Die Tendenz 

ist hier stark ansteigend. Der Vergleich verschiedener 

Technologien zur Biogaserzeugung 

aus Energiepflanzen ergab unter dem Aspekt 

der Wirtschaftlichkeit, dass die Produktion 

einer Kilowattstunde Gas zwar noch immer 

6 bis 8 Cent kostet, dieser Nachteil aber durch 

die Stromerlöse aus dem EEG kompensiert 

werden könne.

„Mit der Studie haben wir zwei Ziele erreicht: 

zum einen die Ermittlung ökologisch und 

ökonomisch sinnvoller Verwertungspfade von 

Biomasse und zum anderen die Darstellung 

der Biogas-Potenziale zur Einspeisung in das 

bestehende Erdgasnetz.“ So kommentierte 

der Leiter des Wuppertal Instituts, Professor 

Hennicke, bei der Präsentation der Studie die 

Ergebnisse. Darüber hinaus stellte er fest, 

dass Biogas auch als Kraftstoff interessant ist. 

Im Vergleich mit anderen flüssigen Biokraftstoffen 

– insbesondere mit Biodiesel – habe 

Biogas den großen Vorteil, die landwirtschaftlichen 

Flächen deutlich besser auszunutzen. 

Aus ökonomischer Sicht biete Biogas auch bei 

dieser Anwendung gute Möglichkeiten. Die Erzeugungskosten 

für aufbereitetes Biogas zum 

Betrieb von Erdgasfahrzeugen entsprechen 

unter günstigen Voraussetzungen dem aktuellen 

Tankstellenpreis für Erdgas. In der Studie 

wird deshalb empfohlen, diesem Verwendungspfad 

von Biomasse mehr Aufmerksamkeit 

zu widmen. 

E.ON-Konzern und erneuerbare Energien 

Zurzeit beträgt im E.ON-Konzern der Anteil 

erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung 

rund 9,5 Prozent. Eine erweiterte Nutzung 

wird mit Nachdruck verfolgt und gewünscht. 

Dabei liegen die aktuellen Schwerpunkte bei 

der Nutzung von Wasserkraft, der Windenergie 

und von Biomasse. Biomasse wird zurzeit 

vornehmlich in Kohlekraftwerken mitverfeuert. 

E.ON betreibt aber auch vier reine Biomassekraftwerke 

mit je 20 Megawatt elektrischer 

Leistung. Damit ist E.ON bei der Verstromung 

von Biomasse in Europa in einer führenden 

Position. 

Der Transport von Biogas über das öffentliche 

Erdgasnetz und die anschließende Verstromung 

bieten grundsätzlich eine weitere gute 

Möglichkeit, erneuerbare Energien sinnvoll zu 

nutzen. Dazu muss sich die Biomasse allerdings 

langfristig subventionsfrei am Markt 

behaupten können. Steigende Weltmarktpreise 

für fossile Brennstoffe würden die aktuellen 

Biogas-Pläne positiv beeinflussen. Technisch 

ist die deutsche Gasinfrastruktur in der Lage, 

bis zum Jahr 2030 das gesamte Biogaspotenzial 

zu transportieren. In Einzelfällen kann 

es, wie beschrieben, zu lokalen Restriktionen 

Magazin 

durch eine geringe Gasabsatzmenge im Sommer 

kommen, die eine Einspeisung unwirtschaftlich 

machen könnte. Erfolgreich kann 

diese für Deutschland neue Technologie jedoch 

nur sein, wenn Unternehmen aus der Landwirtschaft, 

dem Anlagenbau und der Energiewirtschaft 

zusammenarbeiten. 

Innerhalb des E.ON-Konzerns werden in 

Deutschland die Geschäftschancen des Biogases 

sowie die Errichtung von Pilotanlagen 

zur Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz 

geprüft. Dabei wird auf dem bereits vorhandenen 

Know-how bei E.ON Nordic aufgebaut. In 

Schweden betreibt E.ON zwei Biogasanlagen, 

die ihr Biogas in das Erdgasnetz einspeisen, 

und eine Biomasse-Vergasungsanlage. Das 

dort eingespeiste Biogas wird im Kraftstoffmarkt 

verwendet. ¯ 

37

40 Branchenreport 

Welterdgasverbrauch 

in Mrd m 3 

2.400 

2.100 

1.800 

1.500 

1.200 

900 

600 

300 

0 

Branchenreport: 

Erdgas im Energiemarkt 2005 

Weltweite Entwicklungen im Überblick 

Die internationalen Ölmärkte kamen 2005 nicht zur Ruhe und waren durch eine hohe Schock- 

anfälligkeit geprägt. Bei anhaltendem, wenn auch abgeschwächtem Wachstum der Nachfrage, 

einer insgesamt ausreichenden Versorgung und hoher Auslastung der Förder- und Verarbeitungs- 

kapazitäten, die kaum noch Flexibilitäten und Reserven aufwiesen, lösten politische Spannungen 

in einzelnen Fördergebieten und Wetterphänomene wie die Wirbelstürme im Golf von Mexiko 

zeitweise Verknappungsängste aus. Zudem wurden die Märkte durch die sog. „Peak Oil“- 

Diskussion verunsichert, d.h. durch die Frage, wie weit die globale Ölförderung noch von ihrem 

Maximum entfernt ist. 

Vor diesem Hintergrund setzte sich der 

Ölpreisanstieg verstärkt fort, die Notierungen 

auf den internationalen Märkten erreichten 

neue Höchstwerte. So stieg der Spotpreis 

für Nordsee-Öl der Sorte Brent im Jahresdurchschnitt 

2005 auf gut 54 US-$/bbl und 

übertraf damit das erst 2004 erreichte jahresdurchschnittliche 

Rekordniveau nochmals um 

16 US-$/bbl bzw. mehr als 40 Prozent. Die 

Preisentwicklung war wiederum sehr volatil. 

Den höchsten Tagesnotierungen, die Ende 

August für Brent-Öl mehr als 67 US-$/bbl 

erreichten, standen Tiefstwerte von nur rund 

40 US-$/bbl zu Jahresbeginn gegenüber. Ende 

des Jahres lagen sie bei rund 55 US-$/bbl. 

1996 2001 2002 2003 2004 2005 

2.140 2.370 2.435 2.525 2.600 2.640 

Sonstige 

Fernost/Pazifik 

Europa 30 

GUS 

Nordamerika 

Erdgasförderung und -verbrauch in der Welt 

lagen mit insgesamt rund 2.640 Mrd m 3 (gut 

2,3 Mrd t Öleinheiten) etwa 2 Prozent über 

Vorjahresniveau. Davon wurden knapp 30 Prozent, 

entsprechend etwa 770 Mrd m 3 , grenzüberschreitend 

in die jeweiligen Verbraucherländer 

geliefert, und zwar wie im Vorjahr zu 

drei Viertel per Pipeline und zu einem Viertel in 

verflüssigter Form (LNG: Liquefied Natural 

Gas). Größtes Exportland blieb Russland, auf 

das knapp ein Viertel der Erdgasexportmengen 

entfiel. Mit einigem Abstand folgten Kanada 

(13 Prozent), Norwegen (9 Prozent) sowie 

eine Reihe weiterer Länder. An erster Stelle 

der Importländer lagen die Vereinigten Staaten 

von Amerika (knapp 16 Prozent) vor Deutschland 

und Japan (jeweils 11 Prozent), Italien 

(8 Prozent), Frankreich (6 Prozent) und 

weiteren Ländern. 

Die weltweit sicher gewinnbaren Erdgasreserven 

wurden per Ende 2005 mit insgesamt 

rund 173.000 Mrd m 3 geringfügig höher veranschlagt 

als ein Jahr zuvor. Davon entfielen nach 

wie vor knapp 60 Prozent auf die drei größten 

Reserveländer Russland (27,5 Prozent), Iran 

(16 Prozent) und Katar (15 Prozent). Europas 

Anteil blieb dagegen mit nur 3 Prozent nach 

wie vor sehr gering.

Anteile Russlands am Erdgasaufkommen Europas 2005 

in % 

100 

75 

50 

25 

0 

Regionale Entwicklungen im Einzelnen In 

Russland setzte sich der Anstieg der Erdgasförderung 

fort. Mit rund 575 Mrd m 3 lag sie 

um rund 1 Prozent über der des Vorjahres und 

erreichte damit wieder das hohe Niveau von 

Anfang der 90er Jahre. Auf Russland entfielen 

2005 etwa 22 Prozent der weltweiten Erdgasförderung: 

Damit blieb Russland das mit 

Abstand größte Förderland. 

Von der gesamten Erdgasförderung in 

Russland wurde knapp ein Viertel nach Europa 

(EU30) exportiert. Die Lieferungen in GUS- 

Länder verringerten sich um gut 20 Prozent 

auf rund 39 Mrd m 3 . Davon entfielen rund 

19 Mrd m 3 oder etwa die Hälfte allein auf die 

Ukraine (circa –37 Prozent). 

Die Erdgasförderung in den übrigen GUS- 

Staaten belief sich auf etwa 160 Mrd m 3 . 

In den Vereinigten Staaten von Amerika ging 

die Erdgasförderung um rund 3 Prozent auf 

etwa 475 Mrd m 3 zurück, nicht zuletzt bedingt 

durch die Förderausfälle und -einschränkungen 

im Golf von Mexiko als Folge der dortigen 

Wirbelstürme. 

Branchenreport 

EU (25) Belgien Finnland Griechen- Nieder- Polen Slowenien Ungarn Bulgarien Schweiz 

land lande 

Baltische Deutsch- Frankreich Italien Österreich Slowakei Tschechien Andere euro- Rumänien Türkei 

Länder land päische Länder 

24% 100% 

vorläufig, zum Teil geschätzt 

1% 34% 100% 24% 81% 27% 5% 51% 45% 100% 50% 74% 70% 49% 100% 31% 8% 59% 

Der Erdgasverbrauch in den USA lag mit rund 

465 Mrd m 3 um 2 Prozent unter Vorjahresniveau. 

Dabei setzte die Industrie deutlich weniger 

Erdgas ein (–8 Prozent), während beim 

Erdgaseinsatz in Kraftwerken ein Plus zu verzeichnen 

war (+3 Prozent). Auch der Erdgasverbrauch 

im Sektor Haushalte und Gewerbe 

war rückläufig, und zwar um circa 2 Prozent. 

Insgesamt war die Situation auf den Erdgasmärkten 

in den Vereinigten Staaten von 

Amerika durch einen starken Preisanstieg und 

hohe Preisausschläge gekennzeichnet. So 

lagen z.B. die sog. „Wellhead“-Preise im Jahresdurchschnitt 

2005 um annähernd 40 Prozent 

Entwicklung des Erdgasverbrauchs in Europa 

in Mrd m 3 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

2005* 2010** 2020** 

� EU 25 478 525 – 560 590 – 640 

� EU 30 534 570 – 610 675 – 730 

* geschätzt 

** Prognose 

1 m 3 = 11,5 kWh 

41


Drehscheibe Deutschland im 

europäischen Erdgasverbund 

Erdgasleitungen 

in Planung 

Erdgasimportstelle 

Erdgasfelder 

Bezugsländer 

St. Fergus 

Theddlethorpe 

London 

Teesside 

Bacton 

Canvey 

Barcelona 

Dunkerque 

Gournay 

Toulouse 

Paris 

Lyon 

Zeebrügge 

Brüssel 

Groningen 

Fos-sur-Mer 

Kollsnes 

Kårsto 

Stavanger 

Essen 

Aachen 

Bern 

Oslo 

Flensburg 

Wilhelmshaven 

Emden Hamburg 

Saarbrücken 

Freiburg 

Erfurt 

Frankfurt 

Stuttgart 

Hannover 

München 

La Spezia 

Rostock 

Passau 

Montalto di Castro 

Rom 

Berlin 

Trondheim 

Prag 

Ljubljana 

Wien 

Zagreb 

Bratislava 

Budapest 

Zenica 

Warschau 

Sarajevo 

Helsinki 

Belgrad

über denen des Vorjahres und dabei im Dezember 

2005 um mehr als 80 Prozent über den 

Januar-Preisen. Bei den „City Gate“-Preisen 

betrugen die entsprechenden Erhöhungen 

30 Prozent im Jahresvergleich und 50 Prozent 

im Vergleich Jahresende/Jahresanfang 2005. 

Dies schlug sich in deutlichen Erhöhungen 

der Verbraucherpreise nieder: Bei privaten Verbrauchern 

lagen die Erdgaspreise Ende 2005 

durchschnittlich um ein Drittel höher als zu Jahresbeginn 

und bei industriellen Verbrauchern 

um über die Hälfte. 

Die Erdgasimporte – wie im Vorjahr knapp 

120 Mrd m 3 – stammten nach wie vor zu etwa 

85 Prozent aus Kanada, das damit gut die 

Hälfte seiner gesamten Erdgasförderung per 

Pipeline in die Vereinigten Staaten von Amerika 

lieferte. In verflüssigter Form wurden etwa 

18 Mrd m 3 Erdgas importiert (–4 Prozent), 

und zwar vor allem aus Trinidad/Tobago (rund 

12 Mrd m 3 ) sowie in geringerem Umfang aus 

Algerien und Ägypten, darüber hinaus auch 

aus Katar, Malaysia, Nigeria und Oman. 

Die Erdgasexporte beliefen sich insgesamt 

auf rund 22 Mrd m 3 (2004: 24 Mrd m 3 ) und 

wurden zum größten Teil per Pipeline nach 

Kanada bzw. Mexiko geliefert, das ein Förderaufkommen 

von gut 40 Mrd m 3 hatte. Hinzu 

kamen wie bisher LNG-Lieferungen von Alaska 

nach Japan. 

Welterdgasförderung 2005 

Gesamtvolumen: rund 2.640 Mrd m 3 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

Welterdgasvorräte 2005 

in Billionen m 3 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 


Mittel-/ Afrika Nord- Europa 

Nahost amerika 

GUS/ Fernost/ Latein- 

Zentraleuropa Pazifik amerika 

72,7 55,3 13,8 11,1 7,5 7,1 5,6 

In der Region Fernost/Pazifik lag die Erdgasförderung 

mit rund 350 Mrd m 3 merklich über 

Vorjahresniveau. Davon entfiel etwa die Hälfte 

auf die drei größten LNG-Lieferländer dieser 

Region, Indonesien, Malaysia und Australien. 

In China wurden etwa 50 Mrd m 3 und in Indien 

etwa 30 Mrd m 3 Erdgas gefördert. 

Von der Erdgasförderung in den Ländern 

des Nahen und Mittleren Ostens (etwa 

270 Mrd m 3 ) wurde knapp ein Fünftel in verflüssigter 

Form nach Europa, in die Vereinigten 

Staaten von Amerika und wie bisher vor 

allem in die Region Fernost/Pazifik geliefert. 

In Afrika betrug die Erdgasförderung nahezu 

unverändert rund 170 Mrd m 3 Erdgas. Davon 

entfiel über die Hälfte allein auf Algerien. 

Zweitgrößtes afrikanisches Förderland war 

Ägypten (rund 40 Mrd m 3 ), das 2005 erstmals 

Erdgas in nennenswertem Umfang exportierte, 

vor Nigeria (20 Mrd m 3 ) und Libyen (7 Mrd m 3 ). 

Russland Kanada Großbritannien Indonesien Niederlande Turkmenistan Malaysia Sonstige 

USA Algerien Norwegen Iran Saudi-Arabien VR China Argentinien 

22% 18% 7% 4% 3% 3% 3% 3% 3% 2% 2% 2% 2% 2% 24% 

43


Internationaler Erdgashandel 2005: Exportländer 

Gesamtvolumen: rund 770 Mrd m 3 

200 

150 

100 

50 

0 

Russland Norwegen Niederlande Indonesien Katar Sonstige 

Kanada Algerien Turkmenistan Malaysia USA 

23% 13% 9% 8% 6% 5% 4% 4% 4% 3% 21% 

Internationaler Erdgashandel 2005: Importländer 


200 

150 

100 

50 

0 

USA Japan Frankreich Spanien Türkei Sonstige 

Deutschland Italien Ukraine Südkorea Belgien/Lux. 

16% 11% 11% 8% 6% 6% 4% 4% 3% 3% 28% 

In Lateinamerika wurden 2005 etwa 

130 Mrd m 3 Erdgas gefördert, darunter wie 

bisher zu gut drei Viertel in den drei größten 

Förderländern Argentinien, Venezuela und 

Trinidad/Tobago. Von der Förderung in Trinidad/ 

Tobago wurden etwa 45 Prozent in verflüssigter 

Form in die Vereinigten Staaten von 

Amerika geliefert. 

Europa 

Erdgasverbrauch: Unterschiedliche 

regionale und sektorale Entwicklungen 

Der Erdgasverbrauch in Europa (EU 25 sowie 

Bulgarien, Norwegen, Rumänien, Schweiz 

und Türkei) erreichte bei einer insgesamt weiter 

steigenden Zahl von Verbrauchern mit 

gut 530 Mrd m 3 einen neuen Höchststand 

(+2,5 Prozent ggü. 2004). Insgesamt deckte 

Erdgas damit wie im Vorjahr ein Viertel des 

gesamten Energieverbrauchs in Europa. 

Verbrauchszuwächse waren dabei vor allem 

in südeuropäischen Ländern zu verzeichnen 

mit z.B. einem Plus von 21 Prozent in der 

Türkei, 18 Prozent in Spanien oder 13 Prozent 

in Portugal und 7 Prozent in Italien. Sie waren 

vor allem auf einen signifikanten Anstieg des 

Erdgaseinsatzes in Kraftwerken – in Spanien 

z.B. um mehr als 60 Prozent – sowie auf 

die dort insgesamt kühlere Witterung zurückzuführen. 

Dagegen war der Erdgasverbrauch in den 

meisten Ländern Nord- und Westeuropas rückläufig 

wie z.B. in Finnland (–9 Prozent), den 

Niederlanden (–7 Prozent) und Großbritannien 

(–1 Prozent) oder blieb – wie in Deutschland – 

praktisch unverändert. Ursächlich hierfür waren 

vor allem hohe Gaspreise, ein verstärkter 

Spartrend, ein teilweiser Umstieg auf andere 

Energien sowie zum Teil auch die mildere 

Witterung.

Erdgasaufkommen: Etwa 45 Prozent aus 

Drittländern Die Erdgasförderung in Europa 

belief sich 2005 auf rund 300 Mrd m 3 

(–2 Prozent) und entfiel nach wie vor zu rund 

80 Prozent auf nur drei Länder: 

• Größtes europäisches Förderland blieb 

Großbritannien, wo sich der Förderrückgang 

allerdings beschleunigt fortsetzte. Mit rund 

90 Mrd m 3 lag die Erdgasförderung in der 

britischen Nordsee um etwa 8 Prozent unter 

der des Vorjahres und um knapp 20 Prozent 

unter ihrem Höchststand, der erst 2000 

erreicht worden war. 

• Zweitgrößtes Förderland in Europa blieb 

nach wie vor Norwegen, wo die Förderung 

um 7 Prozent auf rund 86 Mrd m 3 ausgebaut 

wurde. Die geförderten Mengen wurden 

fast vollständig in andere europäische Länder 

exportiert. Sie flossen zum weit überwiegenden 

Teil per Unterwasser-Pipelines 

zum europäischen Kontinent, wo es in 

Deutschland, Belgien und Frankreich insgesamt 

4 Anlandepunkte für norwegisches 

Erdgas gibt, und die übrigen Mengen, 

ebenfalls per Unterwasser-Pipelines, nach 

Großbritannien. 

• An dritter Stelle lagen unverändert die 

Niederlande, wo die Erdgasförderung vor 

dem Hintergrund des dortigen Verbrauchsrückgangs 

um 7 Prozent auf 64 Mrd m 3 

zurückgefahren wurde. Die Erdgaslieferungen 

in andere europäische Länder lagen mit 

rund 44 Mrd m 3 dagegen nur geringfügig 

unter denen des Vorjahres. 

• In den übrigen Ländern in Europa (insbes. 

Deutschland, Italien, Dänemark und 

Rumänien) belief sich die Erdgasförderung 

auf ca. 55 Mrd m 3 . 


Erdgasaufkommen in Europa (EU 30) 2005 


Algerien 11% 

Sonstige* 8% 

Insgesamt stammten damit 55 Prozent des 

gesamten Erdgasaufkommens in Europa aus 

heimischen Vorkommen (2004: 58 Prozent), 

so dass Erdgas – allerdings mit abnehmender 

Tendenz – nach wie vor eine im Schwerpunkt 

europäische Energie blieb. 

Aus Drittländern wurden insgesamt rund 

230 Mrd m 3 Erdgas bezogen, entsprechend 

45 Prozent des gesamten Aufkommens 

(2004: 42 Prozent). 

26% Russland 

55% Europa 

* Ägypten, Abu Dhabi, Australien, Brunei, Iran, Katar, Libyen, Malaysia, Oman, 

Trinidad/Tobago und die Vereinigten Arabischen Emirate 

45


Erdgas aus Russland für Europa 

Erdgasvorkommen 

Erdgasleitungssystem vorhanden 

Erdgasleitungssystem geplant 

oder in Bau 

Paris 

Bonn 

Berlin 

Rom 

Prag 

Wien 

Warschau 

Belgrad 

Budapest 

Sofia 

Athen 

Murmansk 

Helsinki St. Petersburg 

Riga 

Vilnius 

Tallinn 

Minsk 

Kiew 

Shtokman 

Torzhok 

Ankara 

Aus Russland bezogen europäische Importländer 

insgesamt 138 Mrd m 3 Erdgas, 3 Prozent 

mehr als 2004. Russland deckte 26 Prozent 

des europäischen Erdgasbedarfs und blieb 

damit das mit Abstand wichtigste externe Lieferland 

für Europa. 

Aus Algerien wurden insgesamt knapp 

60 Mrd m 3 Erdgas nach Europa geliefert (2004: 

52 Mrd m 3 ), davon etwa 36 Mrd m 3 per Pipeline 

nach Italien, Slowenien und zur Iberischen 

Halbinsel und die übrigen Mengen in verflüssigter 

Form nach Frankreich, Spanien, Türkei, 

Belgien, Italien und Griechenland. 

Moskau 

Astrachan 

Uchta 

Baku 

Kharasavey 

Bovanenko 

Punga 

Orenburg 

Karachaganak 

Vorkuta 

Shatylk 

Medvezhje 

Nadym 

Jamsovey 

Surgut 

Jamburg 

Tjumen 

Sovetabad/ 

Dauletabad 

Aus weiteren Drittländern wurden mit 

insgesamt knapp 40 Mrd m 3 gut 45 Prozent 

mehr Erdgas bezogen als im Vorjahr, und 

zwar im Wesentlichen in verflüssigter Form. 

Urengoy 

Shurtan 

Auf LNG-Bezüge entfielen insgesamt etwa 

11 Prozent des gesamten Erdgasaufkommens 

in Europa (2004: 8 Prozent). LNG-Lieferländer 

waren Ägypten, das 2005 erstmals Erdgas in 

verflüssigter Form nach Spanien und Frankreich 

exportierte, Katar, Libyen, Nigeria, Trinidad/ 

Tobago sowie weitere Staaten der Golfregion. 

Hinzu kamen Lieferungen von Libyen nach 

Italien über die neue Unterwasser-Pipeline 

„Green Stream“. 

Zapoljarnoje 

Yuzhno- 

Russkoje 

Almaty

Insgesamt waren die Bezüge aus Drittländern 

nicht nur durch ihren steigenden Anteil am 

europäischen Erdgasaufkommen gekennzeichnet, 

sondern auch durch eine wachsende 

Bedeutung von LNG und eine Erweiterung des 

Kreises der Lieferländer. 

Deutschland 

Energieverbrauch rückläufig Der deutsche 

Primärenergieverbrauch lag 2005 um 1,3 Prozent 

oder 4,6 Mio t OE unter dem Vorjahresniveau. 

Der Rückgang war im Wesentlichen 

bedingt durch die nur geringe konjunkturelle 

Dynamik und dämpfende Wirkung der hohen 

Energiepreise. Er betraf insbesondere Kernenergie, 

Stein- und Braunkohle sowie das 

Mineralöl. 

Energieimportrechnung kräftig gestiegen 

Die Aufwendungen für den Import von Energie 

(netto, d.h. Importe abzgl. Exporte) erreichten 

2005 mit gut 52 Mrd € einen neuen Höchststand. 

Der bisherige Höchstwert belief sich auf 

gut 42 Mrd € und wurde 1985 erreicht (alte 

Bundesländer). 

Der Anstieg gegenüber 2004 um rund 

14 Mrd € bzw. gut ein Drittel war im Wesentlichen 

preisbedingt: 

• Für den Import von Rohöl mussten 2005 

gut 34 Mrd € aufgewendet werden, etwa 

10 Mrd € mehr als 2004. Hierfür war der 

Anstieg der Importpreise maßgeblich, der 

auf die Preisentwicklung auf den internationalen 

Märkten, aber auch auf die Abwertung 

des Euro gegenüber dem US-Dollar zurückzuführen 

war. Er fiel noch kräftiger aus als 

im Jahresvergleich 2004/2003. Mit 314 €/t 

kostete Rohöl frei Grenze 2005 über 40 Prozent 

mehr als 2004. Der Importpreis erreichte 

damit fast den bisherigen Rekordwert 

(1984: 318 €/t; alte Bundesländer). 

Die Importe von Mineralölprodukten beanspruchten 

mit insgesamt 1,5 Mrd € nur 

unwesentlich mehr als im Jahr zuvor. 


• Die Aufwendungen für den Import von 

Erdgas (netto) erreichten mit 13,6 Mrd € 

nach 2004 (10,0 Mrd €) wiederum einen 

neuen Spitzenwert. Dieser Anstieg um gut 

ein Drittel war vor allem auf einen kräftigen 

Anstieg der Importpreise zurückzuführen. 

Der durchschnittliche Importwert frei Grenze 

war 2005 gut ein Drittel höher als 2004, 

lag damit aber noch unter dem bisherigen 

Höchstwert, der Mitte der 80er Jahre in den 

alten Bundesländern erreicht worden war. 

• Der Import von Steinkohle beanspruchte 

wie im Vorjahr insgesamt knapp 3 Mrd €. 

Höheren Importpreisen standen dabei 

niedrigere Importmengen gegenüber. 

Die gesamten Aufwendungen für den Energieimport 

entsprachen etwa 2,3 Prozent des 

Bruttoinlandsprodukts 2005 in Deutschland 

(2004: 1,7 Prozent). 

Erdgasaufkommen: Höhere Bezüge aus 

dem Ausland Das Erdgasaufkommen in 

Deutschland erhöhte sich im Berichtsjahr um 

2 Prozent; hierbei sank die inländische Förderung 

um rund 3 Prozent, während die Bezüge 

aus dem Ausland um rund 3 Prozent anstiegen. 

Entsprechend ergaben sich leichte Strukturverschiebungen 

zu Lasten der deutschen 

Produktion und zu Gunsten der Importe: Das 

Erdgas stammte 2005 zu 15 Prozent (2004: 

16 Prozent) aus inländischer Förderung und zu 

85 Prozent (2004: 84 Prozent) aus Einfuhren: 

• Die Erdgasbezüge aus Russland betrugen 

rund 35 Mrd m 3 . Russland war mit einem 

Anteil am Erdgasaufkommen von 34 Prozent 

(2004: 35 Prozent) wiederum wichtigstes 

Lieferland. Umgekehrt blieb Deutschland 

größtes Abnehmerland für russisches 

Erdgas, in das nach wie vor etwa ein Viertel 

der russischen Erdgaslieferungen nach 

Europa floss. 

• Die Erdgasbezüge aus Norwegen erhöhten 

sich um 5 Prozent auf rund 26 Mrd m 3 , 

der Anteil des Erdgases aus Norwegen 

auf 25 Prozent (2004: 24 Prozent) des gesamten 

Aufkommens. Die Lieferungen 

nach Deutschland, dem weiterhin größten 

Absatzmarkt für Erdgas aus Norwegen, 

entsprachen gut einem Drittel der gesamten 

norwegischen Erdgasexporte. 

47


Entwicklung des Erdgasverbrauchs in Europa 2005 

Veränderungen in % 

20 

16 

12 

8 

4 

0 

– 4 

– 8 

– 12 

Belgien Deutschland Frankreich Großbritannien Niederlande Portugal Schweiz Spanien 

Dänemark Finnland Griechenland Italien Österreich Schweden Slowakei Ungarn 

1,3 – 4,6 0,0 – 8,9 3,3 6,0 – 1,0 6,9 – 6,8 5,8 12,6 – 4,2 2,7 1,0 17,7 – 2,4 

• Die Erdgaslieferungen aus den Niederlanden 

trugen mit 20 Prozent (2004: 19 Prozent) 

zum deutschen Erdgasaufkommen bei. 

Deutschland blieb mit rund 45 Prozent der 

gesamten Exporte der wichtigste Auslandsmarkt 

für niederländisches Erdgas. 

• Der Anteil der übrigen Länder Großbritannien/Dänemark/Sonstige 

belief sich 

unverändert auf 6 Prozent. 

Insgesamt stützte sich die deutsche Erdgasversorgung 

auch 2005 auf ein breit gefächertes 

Lieferportfolio, dessen Schwerpunkt Erdgasfelder 

in Westeuropa bildeten (66 Prozent). 

Erdgas wurde dabei wie bisher zum weit überwiegenden 

Teil im Rahmen langfristiger Verträge 

mit in- und ausländischen Produzenten 

verfügbar gemacht. 

Erdgasverbrauch: Geringfügig über Vorjahresniveau 

Der Erdgasverbrauch erreichte 

2005 mit 77,3 Mio t OE (= 86,6 Mrd m 3 ) 

wieder das Vorjahresniveau. Der Erdgasanteil 

am insgesamt rückläufigen Primärenergieverbrauch 

stieg leicht auf 22,7 Prozent (2004: 

22,4 Prozent). Die Durchschnittstemperatur 

war mit 9,06°C etwas höher (um 0,05°C) als in 

2004. Unter Ausschaltung dieser minimalen 

Temperatureffekte hätte sich ein geringfügiger 

Anstieg des Erdgasverbrauchs um 0,3 Prozent 

ergeben. 

Während in den ersten neun Monaten kumuliert 

ein Verbrauchsanstieg verzeichnet werden 

konnte, war die Nachfrage im vierten Quartal 

witterungsbedingt rückläufig. Erneut waren die 

Verbrauchstendenzen in den Hauptverwendungssektoren 

des Erdgases unterschiedlich: 

• Der Erdgasverbrauch der privaten Haushalte 

sowie der Gewerbe- und Dienstleistungsunternehmen 

(HuK-Sektor) ging bei leicht 

höherem Temperaturniveau aufgrund verstärkter 

Energiesparbemühungen und des 

vermehrten Einsatzes von Zusatzheizungen 

schätzungsweise um 2 bis 3 Prozent zurück. 

Dabei hielt der Trend zur Erdgasheizung 

auch 2005 an. Der Bestand an erdgasbeheizten 

Wohnungen nahm um ca. 250.000 

zu. Bei den zum Bau genehmigten neuen 

Wohnungen hatte die Erdgasheizung 

wiederum einen Anteil von rund 75 Prozent. 

Insgesamt waren am Jahresende 2005 rund 

18 Mio Wohnungen oder rund 48 Prozent 

(2004: rund 47 Prozent) des Bestands mit 

einer Erdgasheizung ausgestattet. 

• Der industrielle Erdgaseinsatz konnte um 

etwa 1,5 Prozent zulegen; die Nachfrage 

stand im Zeichen der weiterhin starken 

Industriekonjunktur in wichtigen Branchen. 

• Zur Stromerzeugung wurden im Zuge der 

Inbetriebnahme einer Reihe von Anlagen 

der Kraft-Wärme-Kopplung etwa 10 Prozent 

mehr Erdgas eingesetzt. Dennoch fiel Erdgas 

in diesem Marktsegment mit deutlichem 

Abstand hinter Kohle und Kernenergie 

wie bisher lediglich eine Nebenrolle zu.

Die Struktur des Erdgasverbrauchs nach 

Sektoren veränderte sich im Vorjahresvergleich 

leicht: Der HuK-Sektor bildete die mit Abstand 

wichtigste Verbrauchergruppe mit einem 

Anteil von 47 Prozent des gesamten Erdgasverbrauchs 

(2004: 49 Prozent). Auf die Industrie 

(Endenergieverbrauch) entfiel wiederum 

knapp ein Viertel. Zur Stromerzeugung sowie 

in den übrigen Sektoren (insbes. Fernwärmeerzeugung 

und nichtenergetischer Verbrauch) 

wurden jeweils 14 Prozent eingesetzt. 

Einzelaspekte der deutschen Gaswirtschaft 

Die Unternehmen der deutschen Gaswirtschaft 

planten 2005 Investitionen in Sachanlagen 

in Höhe von rund 1,8 Mrd €, im Wesentlichen 

für den weiteren Ausbau des Leitungsnetzes. 

Es hatte Ende 2005 eine Länge von 

rund 390.000 km (Ende 2004: 385.000 km). 

Weitere Investitionsmittel flossen in den Ausbau 

der Untertagespeicher. Ende 2005 waren 

44 Untertagespeicher, vornehmlich eingesetzt 

für den saisonalen Strukturausgleich, mit 

einer Arbeitsgaskapazität von 19,1 Mrd m 3 in 

Betrieb. 

In den rund 700 Unternehmen der deutschen 

Gaswirtschaft (Förderunternehmen, Ferngasbzw. 

Importgesellschaften, regionale und 

kommunale Gasgesellschaften), neben denen 

Gashändler und ausländische Unternehmen 

im Wettbewerb auf dem deutschen Markt 

agierten, waren Ende 2005 schätzungsweise 

etwa 35.000 Mitarbeiter beschäftigt. Die 

fiskalische Belastung des Erdgases durch die 

Verbrauchssteuer auf Erdgas sowie die Förderund 

die Konzessionsabgaben beliefen sich insgesamt 

auf 4,4 Mrd € (2004: 4,2 Mrd €). ¯ 


Wohnungsbeheizung in Deutschland 2005 

Heizöl 31,0% 

Kohle 3,1% 

Strom 5,7% 

47,7% Erdgas 

12,5% Fernheizung 

Wohnungs- Gasbeheizte Anteil 

bestand Wohnungen in % 

in Mio in Mio 

1996 35,7 13,9 39,0 

1997 36,0 14,6 40,6 

1998 36,4 15,3 42,0 

1999 36,7 15,9 43,4 

2000 37,0 16,5 44,5 

2001 37,1 16,8 45,3 

2002 37,3 17,2 46,0 

2003 37,5 17,5 46,6 

2004 37,7 17,8 47,2 

2005* 

* Schätzung 

37,8 18,0 47,7 

49

Inhalt 

Geschäftsjahr 2005 

52 Highlights 

54 Organe der Gesellschaft 

56 Bericht des Aufsichtsrats 

60 Lagebericht E.ON Ruhrgas AG 

60 Geschäftsverlauf und Umfeld 

66 Vertrieb/Marketing: Absatzrekord durch 

starkes Auslandsgeschäft 

69 Erdgasbeschaffung: „Pan-European Gas“ 

stärkt E.ON-Konzern 

70 Entwicklung und Umwelt: Ideen und 

Innovationen für die Zukunft 

73 Technik: Auf zukünftige Anforderungen 

vorbereitet 

76 Investitionen: Schwerpunkt Upstream 

76 Konzernweites Risikomanagement 

79 Geschäftsverlauf im Januar 2006 

82 Mitarbeiter: Über 70 Prozent der 

Arbeitsplätze im europäischen Ausland 

85 Entwicklung der Konzerngesellschaften 

92 Umsatz und Ertragslage des Konzerns 

95 Beteiligungsgesellschaften

52 Highlights 

Juni 2005 

Neue Werbekampagne 

gestartet: Erdgas emotional 

Im Mittelpunkt der neuen Werbekampagne von E.ON Ruhrgas 

stehen nicht Technologie und Innovation, sondern ihr positiver Einfluss 

auf Menschen in ihrem privaten Umfeld. Unter dem Motto 

„Menschen brauchen Wärme. Natürlich unser Erdgas“ wird das 

Produkt Erdgas stärker emotionalisiert. Die Motive zeigen Mitarbeiter 

von E.ON Ruhrgas und von anderen Energieversorgungsunternehmen 

sowie bekannte Persönlichkeiten aus der Erdgas- 

Sportwerbung, wie die Biathlon-Weltmeisterinnen Kati Wilhelm 

und Katrin Apel. 

Juli/Dezember 2005 

Deutscher Architekturpreis 

vergeben 

Mit dem von E.ON Ruhrgas gestifteten Deutschen Architekturpreis 

2005 wurde das BMW-Zentralgebäude in Leipzig ausgezeichnet 

– entworfen und realisiert von der Londoner Architektin 

Zaha Hadid in Zusammenarbeit mit Patrik Schumacher. Die 

hochkarätige internationale Jury würdigte das Gebäude als „völlig 

neuen Typus der Industriearchitektur“. Das Gebäude sei für die 

Entwicklung des Bauens in unserer Zeit beispielhaft und zeichne 

sich aus durch eine ganzheitliche Lösung und Innovation, trage 

zur Gestaltung des öffentlichen Raumes bei und sei vorbildlich in 

der Rücksichtnahme auf die Umwelt. 

Juni 2005 

Übernahme in 

Rumänien 

abgeschlossen 

Im Juni erwarb E.ON Ruhrgas 51 Prozent am 

rumänischen Gasversorger DistriGaz Nord (seit 

1. April 2006 E.ON Gaz România). Die Gesellschaft 

versorgt im nördlichen Teil Rumäniens etwa eine 

Million Kunden mit jährlich rund 4,5 Mrd m 3 Erdgas 

und betreibt ein ca. 17.000 km langes Gasleitungsnetz. 

Rumänien deckt seinen Erdgasbedarf 

derzeit zu rund 65 Prozent aus eigenen Quellen; 

rund 35 Prozent werden aus Russland importiert.

September 2005 

Direkte Anbindung an 

die riesigen Erdgasvorkommen 

Russlands 

Im Beisein von Präsident Wladimir Putin und 

Bundeskanzler Gerhard Schröder haben Gazprom, 

E.ON Ruhrgas und BASF eine Grundsatzvereinbarung 

zum Bau der „North European Gas Pipeline“ 

(NEGP) getroffen. 

Sie soll mit einer Länge von rund 1.200 km von 

der russischen zur deutschen Ostseeküste verlaufen 

und 2010 in Betrieb gehen. Deutschland 

erhält durch die NEGP eine direkte Anbindung an 

die riesigen russischen Erdgasvorkommen – ein 

bedeutender Beitrag zur künftigen Versorgungssicherheit 

in Deutschland. 

Juni/September 2005 

Highlights 

Upstream-Akquise in Großbritannien 

und Norwegen 

Mit der Übernahme des britischen Produzenten Caledonia hat 

E.ON seine Marktposition im Upstream-Geschäft wesentlich 

ausgebaut und sein Erdgas-Bezugsportfolio weiter diversifiziert. 

E.ON Ruhrgas UK North Sea – so der neue Name des Unternehmens 

– betreibt und erschließt mit großen Investitionen 

Gasfelder in der Nordsee. 

Zusätzlich intensiviert wurden die Upstream-Aktivitäten durch 

den Kauf weiterer 15 Prozent am Njord-Feld. An dem Öl- und Gasvorkommen 

in der norwegischen Nordsee ist E.ON Ruhrgas 

nun mit 30 Prozent beteiligt. Mit dem Beginn der Gasproduktion 

Ende 2007 wird E.ON Ruhrgas rund 600 Mio m 3 Erdgas jährlich 

aus dem Feld gewinnen. 

53

54 Organe der Gesellschaft 

Vorstand 

Dr. Burckhard Bergmann, 

Vorsitzender 

Christoph Dänzer-Vanotti (seit 01. 07. 2005), 

Personalwesen 

Dr. Friedrich Janssen, 

Finanzen 

Dr. Jürgen Lenz, 

Technik 

Dr. e.h. Achim Middelschulte (bis 30. 06. 2005), 

Personalwesen 

Dr. Michael Pfingsten, 

Vertrieb/Marketing 

Dr. Jochen Weise, 

Gasbeschaffung/Kurzfristhandel 

Generalbevollmächtigter 

Dr. Wilfried Czernie (bis 31.12. 2005) 

Aufsichtsrat 

Dr. Wulf H. Bernotat, 

Vorsitzender des Vorstands der 

E.ON AG, Düsseldorf, 

Vorsitzender 

Gabriele Gratz, 

E.ON Ruhrgas AG, Essen, 

stellv. Vorsitzende 

Werner Bartoschek, 

E.ON Ruhrgas AG, Essen 

Dr. Christian Beckervordersandforth, 


Pieter Berkhout, 

Chairman of the Board of Directors 

The Greenery B.V., Breda, Niederlande

Von links nach rechts: 

Christoph Dänzer-Vanotti, 

Dr. Friedrich Janssen, 

Dr. Michael Pfingsten, 

Dr. Burckhard Bergmann, 

Dr. Jochen Weise, 

Dr. Jürgen Lenz 

Dr. Gerhard Cromme (bis 31. 08. 2005), 

Vorsitzender des Aufsichtsrats der 

ThyssenKrupp AG, Düsseldorf 

Dr.Thorleif Enger (seit 01. 09. 2005), 

President and Chief Executive Officer 

Yara International, Oslo, Norwegen 

Dr. Hans Michael Gaul, 

Mitglied des Vorstands der 

E.ON AG, Düsseldorf 

Wolfgang Goretzki (bis 12. 09. 2005), 

G. Kromschröder AG, Osnabrück 

Dr. Kerstin Grass (seit 09.12. 2005), 

Thüga AG, München 

Wilhelm Hamann, 


Dr. Hans-Dieter Harig, 

ehem. Vorsitzender des Vorstands der 

E.ON Energie AG, München 

Wolfgang Löbbert, 


Organe der Gesellschaft 

Prof. h.c. (CHN) Dr. rer. oec. Ulrich Middelmann 

(seit 01. 09. 2005), 

stellv. Vorsitzender des Vorstands der 

ThyssenKrupp AG, Düsseldorf 

Harald Norvik (bis 10. 07. 2005), 

Chairman 

Oslo Stock Exchange, Nesoddtangen, Norwegen 

Hartmut Riemann, 

1. Bevollmächtigter der 

IG-Metall, Osnabrück 

Albert Schell (bis 12. 09. 2005), 

ELSTER GmbH, Mainz-Kastel 

Dr. Erhard Schipporeit, 

Mitglied des Vorstands der 

E.ON AG, Düsseldorf 

Klaus Simon (seit 12.12. 2005), 


Kurt F. Viermetz (bis 31.12. 2005), 

ehem. Vice-Chairman und Director of the Board 

J.P. Morgan & Co., Inc., Rye/New York, USA, 

und München 

Ehrenvorsitzender des Aufsichtsrats 

Dr. Klaus Liesen, 

Essen 

55

56 Bericht des Aufsichtsrats 

Bericht des Aufsichtsrats 

Der Aufsichtsrat ist vom Vorstand regelmäßig 

über die Entwicklung und die Lage des Unternehmens 

sowie über wesentliche Geschäftsvorgänge 

unterrichtet worden. Anhand der Berichte 

und der erteilten Auskünfte hat der Aufsichtsrat 

die Geschäftsführung überwacht, Geschäftsvorgänge 

von besonderer Bedeutung eingehend 

beraten und sich von der Ordnungsmäßigkeit 

der Geschäftsführung überzeugt. Gegenstand der 

Beratungen waren vor allem die Beschaffungs-, 

Transport- und Absatzsituation beim Erdgas, die 

wirtschaftliche Lage des Unternehmens, Leitungsnetz- 

und sonstige Investitionsvorhaben, Akquisitionsprojekte 

und wesentliche geschäftliche Vorgänge 

bei verbundenen Unternehmen. Daneben 

wurde eingehend über Maßnahmen zur Stärkung 

der Wettbewerbsfähigkeit, insbesondere vor 

dem Hintergrund der Liberalisierung der Energiemärkte, 

sowie über grundsätzliche Fragen insbesondere 

der Finanz-, Investitions- und Personalplanung 

beraten. 

Der Jahresabschluss zum 31. Dezember 2005 

und der Lagebericht der E.ON Ruhrgas AG 

sind unter Einbeziehung der Buchführung von 

der PricewaterhouseCoopers AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, 

Essen, geprüft und mit 

dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk 

versehen worden. Der Prüfungsbericht wurde 

den Aufsichtsratsmitgliedern ausgehändigt. Der 

Aufsichtsrat hat zustimmend von dem Ergebnis 

der Prüfung Kenntnis genommen. 

Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss und 

den Lagebericht geprüft. Der Abschlussprüfer hat 

an den Beratungen des Aufsichtsrats über diese 

Vorlagen teilgenommen und über die wesentlichen 

Ergebnisse seiner Prüfung berichtet. Der 

Aufsichtsrat erklärt, dass nach dem abschließenden 

Ergebnis seiner Prüfung keine Einwendungen 

gegen den Jahresabschluss und den Lagebericht 

zu erheben sind. Der Aufsichtsrat billigt den vom 

Vorstand aufgestellten Jahresabschluss, der 

damit festgestellt ist.

„Gegenstand der Beratungen waren vor allem die 

Bericht des Aufsichtsrats 

Beschaffungs-, Transport- und Absatzsituation beim Erdgas, 

die wirtschaftliche Lage des Unternehmens, Leitungsnetz- 

und sonstige Investitionsvorhaben, Akquisitionsprojekte und 

wesentliche geschäftliche Vorgänge bei verbundenen 

Unternehmen.“ 

Im abgelaufenen Geschäftsjahr sind Herr Harald 

Norvik zum 10. Juli 2005, Herr Dr. Gerhard Cromme 

zum 31. August 2005, die Herren Wolfgang 

Goretzki und Albert Schell zum 12. September 

2005 und Herr Kurt F. Viermetz zum 31. Dezember 

2005 aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden. Der 

Aufsichtsrat dankt den ausgeschiedenen Mitgliedern 

für ihre konstruktive Mitarbeit und ihren 

wertvollen Rat. 

Herr Dr. Thorleif Enger und Herr Prof. h.c. (CHN) 

Dr. rer. oec. Ulrich Middelmann wurden von 

der außerordentlichen Hauptversammlung mit 

Wirkung zum 1. September 2005 zu Mitgliedern 

des Aufsichtsrats ernannt. Frau Dr. Kerstin Grass 

und Herr Klaus Simon wurden mit Wirkung zum 

9. bzw. 12. Dezember 2005 vom Amtsgericht 

Essen zu Mitgliedern des Aufsichtsrats bestellt. 

Herr Dr. e.h. Achim Middelschulte ist mit 

Wirkung zum 30. Juni 2005 aus dem Vorstand 

ausgeschieden. Der Aufsichtsrat dankt ihm für 

sein engagiertes Wirken und seinen großen 

Einsatz für das Unternehmen. Während seiner 

20-jährigen Mitgliedschaft im Vorstand war Herr 

Dr. Middelschulte für das Ressort Personalwesen 

zuständig und übte zugleich die Funktion des 

Arbeitsdirektors aus. Als sein Nachfolger wurde 

mit Wirkung zum 1. Juli 2005 Herr Christoph 

Dänzer-Vanotti berufen. 

Der Aufsichtsrat spricht dem Vorstand und allen 

Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für ihre im 

Geschäftsjahr 2005 geleistete Arbeit Dank und 

Anerkennung aus. 

Essen, im März 2006 

Der Aufsichtsrat 

Dr. Wulf H. Bernotat 

Vorsitzender 

57

60 Lagebericht E.ON Ruhrgas AG* 

Primärenergieverbrauch in Deutschland 

in Mio t OE 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

1) vorläufig 

Geschäftsverlauf und Umfeld 

Weiterhin schwaches Wirtschaftswachstum 

2005 nahm die gesamtwirtschaftliche Produktion 

in Deutschland nur um knapp 0,9 Prozent zu. 

Wachstumsträger war weiterhin die Auslandsnachfrage 

dank einer erneut kräftig wachsenden 

Weltwirtschaft. Im Inland beschleunigte sich 

zwar der Anstieg der Ausrüstungsinvestitionen; 

der private Verbrauch belebte sich aber nicht. 

Ursachen waren die schlechte Lage auf dem 

Arbeitsmarkt und die stark gestiegenen Energiepreise: 

Die Zahl der registrierten Arbeitslosen 

stieg im Jahresdurchschnitt um rund eine halbe 

Million auf etwa 4,9 Mio. Der Rückgang der 

saisonbereinigten Arbeitslosenzahl seit dem Frühjahr 

2005 lässt aber hoffen, dass der Höhepunkt 

der Arbeitslosigkeit 2005 überschritten wurde. 

1996 2001 2002 2003 2004 2005 

352,2 349,2 342,5 345,2 344,6 340,1 1) 

Erdgasaufkommen in Deutschland 2005 

Gesamtvolumen: 103 Mrd m 3 

Niederlande 20% 

20,5 Mrd m 3 

Inland 15% 

16 Mrd m 3 

Dänemark/ 6% 

Großbritannien 

6,5 Mrd m 3 

* Stichtag 31. Januar 2006 

Sonstige 

Kernenergie 

Mineralöl 

Braunkohle 

Steinkohle 

Erdgas 

34% Russland 

34,5 Mrd m 3 

25% Norwegen 

25,5 Mrd m 3 

Energieverbrauch Der Primärenergieverbrauch 

(PEV) in Deutschland ging 2005 bei hohem Energiepreisniveau 

und gedämpfter wirtschaftlicher 

Entwicklung um 1 Prozent auf rund 340 Millionen 

Tonnen Öleinheiten (Mio t OE) zurück. Vom Rückgang 

betroffen waren insbesondere das Mineralöl, 

die Steinkohle und die Braunkohle. Demgegenüber 

hat der Erdgasverbrauch wieder das Vorjahresniveau 

von 77,3 Mio t OE, rund 995 Mrd Kilowattstunden 

(kWh), erreicht. Dies entspricht temperaturbereinigt 

einem geringfügigen Zuwachs 

um rund 0,3 Prozent. Der Erdgasanteil am PEV 

stieg leicht auf 22,7 Prozent. 

Politische Rahmenbedingungen Im Berichtsjahr 

wurde das Energiewirtschaftsgesetz zur 

Umsetzung der EU-Binnenmarktrichtlinien Erdgas 

und Elektrizität novelliert. Damit wurde ein 

grundlegend veränderter Ordnungsrahmen für die 

Erdgasbranche geschaffen. Das Gesetz trat am 

13. Juli 2005 in Kraft, die ergänzenden Verordnungen 

für Netzzugang und Netzentgelte bei Strom 

und Gas am 29. Juli 2005. Wesentliche Neuregelungen 

betreffen die Verpflichtung zur rechtlichen 

und organisatorischen Entflechtung der Energieversorgungsunternehmen 

sowie die Regulierung 

von Netzanschluss und Netzzugang. Zudem 

wurden zahlreiche Berichtspflichten für die Unternehmen 

festgelegt. Gleichzeitig nahm die Bundesnetzagentur 

für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, 

Post und Eisenbahnen in Bonn (bisherige 

Regulierungsbehörde für Telekommunikation 

und Post) als zuständige Regulierungsbehörde 

ihre Arbeit auf. 

Das neue Energiewirtschaftsgesetz sieht im 

ersten Schritt grundsätzlich eine Genehmigungspflicht 

für alle Netzzugangsentgelte vor (Übergangsfrist 

im Strombereich 3 Monate, im 

Gasbereich 6 Monate). Später soll eine „Anreizregulierung“ 

eingeführt werden. Die Bundesnetzagentur 

will dazu bis zum 1. Juli 2006 einen 

Bericht vorlegen. 

Von der Entgeltgenehmigungspflicht ausgenommen 

sind die Unternehmen der überregionalen 

Ferngasstufe, die bestehendem oder potenziellem 

Leitungswettbewerb unterliegen. Diese 

Unternehmen können ihre Entgelte weiterhin auf 

Vergleichsmarktbasis bilden, müssen dies aber 

der Bundesnetzagentur anzeigen und die in der 

Verordnung genannten Voraussetzungen für die 

Feststellung von bestehendem oder potenziellem 

Leitungswettbewerb nachweisen. E.ON Ruhrgas 

Transport hat diese Anzeige fristgerecht Anfang 

Januar bei der Bundesnetzagentur gestellt.

Neben der Bundesnetzagentur können auch Bundesländer 

Regulierungsaufgaben wahrnehmen. 

Dafür haben sich zehn von 16 Bundesländern entschieden, 

die damit für Netzbetreiber zuständig 

sind, an deren Netze maximal 100.000 Kunden 

angeschlossen sind. 

Gemäß Gasnetzzugangsverordnung müssen 

Unternehmen der überregionalen und regionalen 

Ferngasstufe den Netzzugang auf Basis einer 

Entry/Exit-Systematik anbieten. Umfangreiche 

Pflichten regeln die Kooperation der Netzbetreiber. 

Unter anderem müssen Netzbetreiber ihre 

Zusammenarbeit untereinander so gestalten, 

dass Transportkunden bei betreiberübergreifendem 

Netzzugang nur jeweils einen Ein- und 

einen Ausspeisevertrag abschließen müssen. 

Die Umsetzungsfrist endet am 1. Februar 2006. 

Am 31. Januar 2006 hat die Bundesnetzagentur 

Vorschläge für den Netzzugang bei Gas vorgestellt, 

die die Voraussetzungen für einen intensiveren 

Wettbewerb auf dem deutschen Gasmarkt 

schaffen und damit die Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes 

und der Gasnetzzugangsverordnung 

umsetzen. Die vorgestellten Regelungen 

stellen eine ausgewogene Lösung zwischen 

den Wettbewerbsanforderungen und einer effizienten 

Nutzung der Gasnetze dar, ohne dass es 

zu einer Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit 

kommt. Aus Sicht von E.ON Ruhrgas sind die 

vorgestellten Eckpunkte zum Netzzugangsmodell 

ein Quantensprung in der Vereinfachung des 

Netzzugangs, mit dem man dem Ziel, dass Haushaltskunden 

ihren Lieferanten frei wählen können, 

einen großen Schritt näher gekommen ist. 

Lagebericht E.ON Ruhrgas AG 

Fortschrittsbericht der EU-Generaldirektion 

Energie 2005 hat die EU-Kommission weitere 

Regulierungsmaßnahmen vorbereitet. Im Fortschrittsbericht 

der Generaldirektion Energie 

zum Stand der Energiebinnenmarktentwicklung 

werden die nationale Ausrichtung der Energiemärkte 

sowie die dominierenden Marktanteile der 

jeweils größten nationalen Unternehmen kritisiert. 

Außerdem wird der Erwerb von Beteiligungen in 

anderen EU-Mitgliedstaaten durch diese Unternehmen 

beklagt und eine wirksamere Umsetzung 

der EU-Binnenmarktrichtlinie Gas gefordert. Die 

Generaldirektion Wettbewerb der EU-Kommission 

führte im Sommer 2005 eine wettbewerbsrechtliche 

Untersuchung (Sector Inquiry) der Stromund 

Gasmärkte in der Europäischen Union durch. 

Insgesamt wurden im Gassektor europaweit bei 

über 3.000 Unternehmen Verträge und Daten 

abgefragt. Im ersten Zwischenbericht kritisiert die 

Generaldirektion Wettbewerb die hohe Marktkonzentration, 

mangelnde Liquidität im Markt und 

unzureichende Entflechtung. Am 16. Februar 2006 

plant die Kommission, Ergebnisse der ersten 

Untersuchungsphase zu präsentieren. Daran 

schließen sich öffentliche Konsultationen an, aus 

denen sich konkrete Maßnahmen ergeben können. 

Der Endbericht wird für Ende 2006 erwartet. 

Am 28. September 2005 wurde die Verordnung 

über die Bedingungen für den Zugang zu den 

Erdgasfernleitungsnetzen im EU-Amtsblatt veröffentlicht. 

Die Verordnung ist ab dem 1. Juli 2006 

geltendes Recht. Die Verordnung enthält EU-weit 

gültige Vorgaben für die nationalen Netzzugangssysteme. 

In einem EU-Ausschussverfahren 

(Komitologieverfahren) können ab 1. Juli 2007 

unter Beteiligung der Mitgliedstaaten und der 

EU-Kommission die Leitlinien zu Dienstleistungen 

für den Netzzugang, Kapazitätsmechanismen, 

Engpassmanagement sowie Transparenzanforderungen 

geändert werden. 

Standards für Speicherbetreiber Am 18. März 

2005 wurden im Rahmen des Madrid-Forums 

„Guidelines for Good Practice for Storage System 

Operators” beschlossen. Damit wurde ein „Industriestandard“ 

für Speicherbetreiber formuliert, 

der von den Speicherbetreibern auf freiwilliger 

Basis umgesetzt werden soll. Inhalt der Leitlinien 

sind vor allem höhere Anforderungen an Transparenz, 

Mechanismen der Preisbestimmung von 

Speicherprodukten und die Definition von Speicherprodukten 

im Primärmarkt. Die europäische 

Regulatorenvereinigung ERGEG hat in ihrem am 

9. Dezember 2005 veröffentlichten endgültigen 

61


Kumuliertes Temperaturmittel im Jahresverlauf 

in °C 

+ 12 

+ 10 

+ 8 

+ 6 

+ 4 

+ 2 

0 

– 2 

– 4 

1. Jan 1. Feb 1. Mrz 1. Apr 1. Mai 1. Jun 1. Jul 1. Aug 1. Sep 1. Okt 1. Nov 1. Dez 1. Jan 

�� effektiv 2005 

�� effektiv 2004 

�� langjähriges Mittel 1969/70 – 1998/99 

Monitoringbericht deutliche Fortschritte bei der 

Umsetzung der Leitlinien festgestellt und damit 

verbunden verbesserte Bedingungen für den 

Speicherzugang. Dennoch stellt ERGEG die Leitlinien 

teilweise in Frage und fordert die EU- 

Kommission zu weitergehenden Maßnahmen auf. 

Der nächste Monitoringbericht ist für Mai 2006 

vorgesehen. 

Verfahren des Bundeskartellamts in Sachen 

langfristige Gaslieferverträge In dem Verfahren 

des Bundeskartellamtes gegen die E.ON Ruhrgas 

AG und andere Import- und Ferngasgesellschaften 

geht es im Kern um die Frage der kartellrechtlichen 

Zulässigkeit langfristiger Gaslieferverträge 

mit Weiterverteilern, wie sie im deutschen Erdgasmarkt 

bei der Belieferung dieser Unternehmen 

seit Beginn der Erdgaswirtschaft üblich sind. Das 

Bundeskartellamt hat in dem Verfahren die Auffassung 

vertreten, dass die langfristigen Gaslieferverträge 

mit ihren in der Regel hohen Bedarfsdeckungsquoten 

zu einer mit dem Kartellrecht 

nicht zu vereinbarenden Marktabschottung führen. 

Außerdem sollte ein Lieferant, der einen Kunden 

bereits mit einer Teilmenge beliefert, nach Auffassung 

des Amtes vom Wettbewerb um weitere 

Mengen ausgeschlossen werden, wenn sich daraus 

auch nur zeitweise eine Überschreitung der 

vom Bundeskartellamt für zulässig erachteten 

Laufzeit- und Deckungsgrad-Kombination ergeben 

würde (sog. Wettbewerbsbeteiligungsverbot). 

Zur Gewährung eines angemessenen Bestandsschutzes 

für die Altverträge von E.ON Ruhrgas 

hat sich das Amt nicht bereit erklärt. 

Auf Basis dieser Forderungen des Bundeskartellamts 

war für E.ON Ruhrgas und für andere vom 

Verfahren betroffene Unternehmen eine Einigung 

mit dem Amt nicht möglich. E.ON Ruhrgas hält 

die Vorstellungen des Bundeskartellamts für nicht 

zutreffend: Der deutsche Gasmarkt ist nicht abgeschottet. 

Erhebliche Erdgasmengen stehen im 

Wettbewerb. Für Wettbewerber besteht ein hohes 

Marktzutrittsvolumen, das in naher Zukunft noch 

stark wachsen wird. Das Bundeskartellamt verkennt 

außerdem die negativen Wirkungen, die 

sich vor dem Hintergrund der hohen Importabhängigkeit 

Deutschlands aus seinen Vorstellungen für 

die Sicherheit und Preiswürdigkeit der Versorgung 

mit Erdgas ergeben. Die erzwungene Zersplitterung 

der Nachfrage gegenüber einem weiter an 

Marktmacht gewinnenden Produzentenoligopol 

kann kein Beitrag zu einer angemessenen Versorgungssicherheit 

sein. Letztlich stellt das Konzept 

des Bundeskartellamts keine wettbewerbsfördernde 

Maßnahme dar. Es behindert vielmehr den 

Wettbewerb, indem es den Hauptlieferanten 

vom Wettbewerb um die Restmenge ausschließt, 

selbst wenn der Hauptlieferant der günstigste 

Anbieter ist, und stellt einen unzulässigen Eingriff 

in die Vertragsfreiheit dar.

Nach dem Scheitern einer Verständigung mit 

dem Bundeskartellamt ist E.ON Ruhrgas eine freiwillige 

Selbstverpflichtung eingegangen: E.ON 

Ruhrgas orientiert sich bei neuen Lieferverträgen 

an den vom Bundeskartellamt aufgestellten 

Grundsätzen für Neuverträge hinsichtlich Absatzdeckung 

und Laufzeit. Nicht akzeptiert wird 

aber der Ausschluss vom Wettbewerb um Restmengen. 

Für bestehende Verträge bietet E.ON 

Ruhrgas eine Übergangsregelung an, die den 

Vertrauensschutz angemessen berücksichtigt. 

Obwohl E.ON Ruhrgas der Auffassung ist, dass 

die bestehenden Verträge Bestandsschutz haben, 

werden Änderungen zugestanden: Kunden erhalten 

bei bestehenden Verträgen, die heute mehr 

als 50 Prozent des Absatzes des Kunden decken, 

das Recht, die Mengen auf 50 Prozent ihres Absatzes 

mit Wirkung ab Herbst 2006 oder Herbst 

2007 zu reduzieren. Zum 1. Oktober 2008 sollen 

die heute bestehenden Verträge enden. 

Trotz der freiwilligen Selbstverpflichtung der 

E.ON Ruhrgas hatte das Bundeskartellamt 

angekündigt, gegen E.ON Ruhrgas eine „Grundsatzentscheidung“ 

zu erlassen. 

Mit Verfügung vom 13. Januar 2006 hat das 

Bundeskartellamt E.ON Ruhrgas die Praktizierung 

bestimmter Mengen- und Laufzeitkombinationen 

bestehender langfristiger Gaslieferverträge mit 

regionalen und lokalen Gasweiterverteilern sowie 

den Abschluss gleicher oder gleichartiger Verträge 

untersagt. 

Diese unterschiedlichen Rechtsauffassungen – 

die Grundsatzfragen der Vertrags- und Wettbewerbsfreiheit 

sowie der Versorgungssicherheit 

berühren – können abschließend nur durch die 

Gerichte geklärt werden. E.ON Ruhrgas hat neben 

der Beschwerde gegen die Verfügung beim 

OLG Düsseldorf einen Eilantrag gestellt, um die 

sofortige Vollziehung der Verfügung zu verhindern. 


Upstream-Geschäft ausgebaut Der E.ON- 

Konzern verfolgt das strategische Ziel, langfristig 

bis zu 20 Prozent des Gasbedarfs aus eigener 

Produktion zu decken. Dadurch soll zugleich die 

Versorgungssicherheit erhöht und die eigene 

Position bei der Gasbeschaffung gestärkt werden. 

Im Berichtsjahr wurden wichtige Schritte im 

Upstream-Geschäft gemacht: 

Im Juni erwarb E.ON Ruhrgas Norge AS von 

der britischen Öl- und Gasgesellschaft Paladin 

Resources plc. einen 15-prozentigen Anteil 

am Njord-Feld und stockte damit seinen Anteil 

auf 30 Prozent auf. Der Kaufpreis betrug rund 

75 Mio €. Das Njord-Feld ist ein Öl- und Gasvorkommen 

in der Haltenbank-Region in der 

Norwegischen See. Die Gasproduktion soll Ende 

2007 beginnen. Neben ihrem Anteil an der Ölproduktion 

wird E.ON Ruhrgas rund 600 Mio m 3 

Erdgas jährlich aus diesem Feld gewinnen. 

Im November erwarb E.ON Ruhrgas das britische 

Unternehmen Caledonia Oil and Gas Limited 

(COGL) für rund 690 Mio € inklusive der Finanzschulden. 

Die Gasfördergesellschaft hält Beteiligungen 

an insgesamt 15 Gasfeldern in der 

südlichen britischen Nordsee. Neben den Feldesbeteiligungen 

hält COGL auch 100 Prozent an der 

Gashandelsgesellschaft Caledonia Energy Trading 

Limited (CETL) und Beteiligungen an zwei Pipelinesystemen 

in der Nähe der Gasfelder für den 

Transport an die Küste des UK. COGL wurde in 

E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited umfirmiert. 

Infrastrukturprojekte: Gewinn an Effizienz 

und Versorgungssicherheit Als weiterer Schritt 

einer engeren Zusammenarbeit zwischen OAO 

Gazprom und E.ON AG wurde im September die 

Grundsatzvereinbarung zum Bau der Nordeuropäischen 

Gasleitung (NEGP) in Berlin unterzeichnet. 

Weiterer Partner im Projekt ist die BASF AG. 

Die NEGP wird die russische Ostseeküste bei der 

Stadt Vyborg mit der deutschen Ostseeküste 

verbinden. Vorläufig wurde die Region Greifswald 

als Anlandepunkt vorgesehen. Die Leitung wird 

insgesamt mehr als 1.200 km lang sein. 

Die NEGP soll 2010 in Betrieb gehen, wobei 

laut Plan zunächst ein Leitungsstrang mit einer 

Transportkapazität von rund 27,5 Mrd m 3 Erdgas 

pro Jahr realisiert werden soll. Das Projekt sieht 

den Bau eines zweiten Leitungsstranges und 

dadurch die Verdoppelung der Transportkapazität 

auf rund 55 Mrd m 3 Erdgas pro Jahr vor. Die 

63


Gesamtabsatz und Umsatzerlöse der E.ON Ruhrgas AG 

in Mrd kWh Mrd € 

800 16 

700 14 

600 12 

500 10 

400 8 

300 6 

200 4 

100 2 

0 0 

1996 2001 2002 2003 2004 2005 

� Gesamtabsatz 

in Mrd kWh 637,8 601,3 611,6 617,4** 641,4** 690,2** 

� Umsatzerlöse* 

in Mrd € 6,7 11,8 10,5 12,1 12,8 16,9 

* einschl. Erdgassteuer; 2003 Pro-forma-Wert 

** E.ON Ruhrgas hat die Berichterstattung über den Gasabsatz wegen der im Rahmen des Unbundling erfolgten Ausgliederung des Transportgeschäfts 

auf E.ON Ruhrgas Transport geändert. Für Dritte transportierte Gasmengen wurden aus dem Gasabsatz herausgerechnet. 

Gesamtinvestition beträgt bei zwei Leitungssträngen 

über 4 Mrd €. Gazprom hat mit dem Bau 

der Onshore-Verbindungsleitung in Russland 

bereits im Dezember 2005 begonnen. 

Den Anteil am Interconnector, der Gasleitung, 

die das englische Bacton mit Zeebrügge in 

Belgien verbindet, hat E.ON Ruhrgas 2005 auf 

über 23 Prozent aufgestockt. E.ON Ruhrgas 

hält damit den zweitgrößten Kapitalanteil. 

Planungen für Einstieg ins LNG-Geschäft 

konkretisiert Um den Gasbezug des E.ON- 

Konzerns auf eine noch breitere Basis stellen zu 

können, prüft E.ON Ruhrgas den Einstieg in den 

Import von verflüssigtem Erdgas (LNG = Liquefied 

Natural Gas). 2005 wurde mit der Planung des 

ersten deutschen Anlande- und Regasifizierungsterminals 

für verflüssigtes Erdgas begonnen. Da 

der Gasbedarf in Europa steigt, die europäische 

Erdgasförderung aber rückläufig ist, gewinnt 

LNG für die Versorgung Europas zunehmend an 

Bedeutung. 

Mit der Mehrheitsbeteiligung an der Deutschen 

Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft verfügt 

E.ON Ruhrgas über einen geeigneten Standort in 

Wilhelmshaven an der deutschen Nordseeküste. 

Im Terminal Wilhelmshaven soll verflüssigtes 

Erdgas, das per Schiff angeliefert wird, wieder in 

seinen gasförmigen Zustand zurückversetzt und 

in das deutsche Fernleitungsnetz eingespeist werden. 

Auf diesem Weg könnten nach Fertigstellung 

jährlich bis zu 5 Mrd m 3 Erdgas zusätzlich bezogen 

werden; für weitere 5 Mrd m 3 Erdgas besteht bei 

Bedarf Flexibilität. Zunächst werden im Rahmen 

einer Machbarkeitsstudie die technischen und 

wirtschaftlichen Voraussetzungen für die Errichtung 

der Anlage geprüft. Nach ersten Berechnungen 

würden die Investitionen rund 500 Mio € 

betragen. Mögliche LNG-Lieferquellen für Europa 

sind der Nahe Osten sowie West- und Nordafrika. 

Bislang wird LNG aus diesen Regionen hauptsächlich 

nach Japan, Korea, Australien, in die USA 

sowie in Länder des Mittelmeerraums geliefert. 

Expansion in Europa fortgesetzt Das Ziel, 

die Marktposition in Mittel- und Osteuropa auszubauen, 

hat E.ON Ruhrgas im Juni 2005 durch 

die Akquisition des rumänischen Gasversorgers 

DistriGaz Nord erfolgreich weiterverfolgt. Für 

125 Mio € erwarb E.ON Ruhrgas eine 30-prozentige 

Beteiligung an DistriGaz Nord und hat im 

Zuge einer gleichzeitigen Kapitalerhöhung um 

178 Mio € ihren Anteil auf 51 Prozent vergrößert.

In Italien beteiligt sich E.ON Ruhrgas an einem 

Projekt, bei dem mehrere E.ON-Konzernunternehmen 

zusammenarbeiten: E.ON baut in Livorno 

Ferraris bei Turin ein modernes und umweltschonendes 

Gas- und Dampfturbinen(GuD)-Kraftwerk 

und erschließt sich damit den Zugang zum italienischen 

Strommarkt. Die Investition für die Anlage 

beträgt rund 400 Mio €. Das Kraftwerk soll bereits 

Ende 2007 in Betrieb gehen und setzt mit einem 

Wirkungsgrad von 58 Prozent und seiner Umweltverträglichkeit 

neue Maßstäbe. Die Anlage hat 

eine Leistung von 800 Megawatt. Das Erdgas für 

die Stromproduktion wird E.ON Ruhrgas liefern. 

Ruhrgas Industries veräußert Bereits im 

Geschäftsjahr 2004 war beschlossen worden, 

einen Verkaufsprozess für Ruhrgas Industries 

einzuleiten, da dieses Unternehmen nicht zum 

Kerngeschäft des E.ON-Konzerns zählte. Im 

September 2005 wurde die Veräußerung von 

Ruhrgas Industries an das europäische Beteiligungsunternehmen 

CVC Capital Partners 

vollzogen. Das Transaktionsvolumen betrug 

rund 1,5 Mrd €. 

Zum Geschäftsverlauf 2005 war für die E.ON 

Ruhrgas AG ein schwieriges, aber insgesamt 

erfolgreiches Geschäftsjahr. Der Erdgasabsatz 

stieg um 8 Prozent und erreichte damit einen 

neuen Rekordwert. Auch der Umsatz lag auf 

einem neuen Höchststand. Das Ergebnis lag 

leicht über dem Wert von 2004. 

Der Absatz der E.ON Ruhrgas AG erhöhte sich 

2005 im Vergleich zum Vorjahr um 8 Prozent auf 

690 Mrd kWh. Wesentlichen Anteil am Mengenwachstum 

hatte das Geschäft im Ausland: Der 

Erdgasabsatz außerhalb Deutschlands stieg um 

54 Prozent; in Deutschland lagen die Verkäufe auf 

dem Niveau des Vorjahres. Neben der bereits im 

Oktober 2004 aufgenommenen Belieferung von 

E.ON UK trugen Lieferungen an neue Kunden 

in Frankreich, Dänemark und Italien zur positiven 

Entwicklung des Auslandsgeschäfts bei. 


Entsprechend der verbesserten Absatzsituation 

in Verbindung mit höheren durchschnittlichen Verkaufspreisen 

legte der Umsatz der E.ON Ruhrgas 

AG um 32 Prozent auf 16,9 Mrd € zu. Wesentlichen 

Einfluss auf das Ergebnis nahm 2005 die 

Entwicklung des Ölpreises: Naturkatastrophen 

und durch diese verursachte Schäden an Ölförderanlagen 

trieben den Ölpreis auf Rekordwerte. 

Die Preise für leichtes Heizöl in Deutschland verteuerten 

sich in der Spitze um knapp 50 Prozent, 

schweres Heizöl war 72 Prozent teurer. Aufgrund 

der Wettbewerbsbindung der Gaspreise an die 

Heizölpreise erhöhten sich auch die Bezugskosten 

für Erdgas im Jahresverlauf erheblich. Da die 

Verkaufspreise den Einkaufspreisen zeitlich nachgelagert 

folgten, wurde das Ergebnis erheblich 

belastet. Das 2005 im Erdgashandelsgeschäft in 

Deutschland erzielte Ergebnis lag daher deutlich 

unterhalb des Vorjahreswerts. 

Die Zahl der Mitarbeiter der E.ON Ruhrgas AG 

betrug zum Ende des Berichtsjahres 2.495 im 

Vergleich zu 2.502 Beschäftigten Ende 2004. ¯ 

Kennzahlen der E.ON Ruhrgas AG 

Basis 1980 = 100 

160 

150 

140 

130 

120 

110 

100 

90 

80 

1980 1985 1990 1995 2000 2005 

�� Leitungsnetz in km 11.273 

�� Gasabsatz in Mrd kWh 690,2 

�� Mitarbeiter 2.495 

65


Vertrieb/Marketing: 

Absatzrekord durch starkes Auslandsgeschäft 

Den deutschen Erdgasmarkt kennzeichnete 

auch 2005 eine hohe Wettbewerbsintensität. 

E.ON Ruhrgas behauptete sich gegen in- und 

ausländische Wettbewerber erfolgreich und 

verteidigte seine führende Marktposition. Im Berichtszeitraum 

setzte E.ON Ruhrgas 690 Mrd kWh 

Gas ab; das waren rund 49 Mrd kWh oder 8 Prozent 

mehr als im Vorjahr. Die Absatzsteigerung 

geht insbesondere auf das erfolgreiche Auslandsgeschäft 

zurück sowie auf wettbewerbsfähige 

Preise und marktgerechte Dienstleistungen für 

die Kunden der E.ON Ruhrgas. 

Im Industriemarkt hielt E.ON Ruhrgas ihre Kunden 

weit überwiegend und gewann neue Kunden 

hinzu. Im Kraftwerksbereich war im Berichtszeitraum 

eine starke Nachfrage nach Gaslieferungen 

für neue Kraftwerksprojekte zu verzeichnen. An 

Kunden im Ausland lieferte die E.ON Ruhrgas AG 

im Berichtsjahr 135 Mrd kWh Gas. Das Absatzplus 

von 54 Prozent gegenüber 2004 resultierte 

in erster Linie aus gestiegenen Lieferungen nach 

Großbritannien, in die Niederlande sowie nach 

Belgien und Italien. In Schweden wurde die Belieferung 

der E.ON Nordic aufgenommen. Die Lieferungen 

nach Frankreich und Dänemark wurden 

weiter ausgebaut. Nach Frankreich erfolgten zu 

Beginn des Jahres kurzfristige Aushilfslieferungen 

an Gaz de France. In den Niederlanden wurde der 

erste Liefervertrag mit einem Industriekunden 

abgeschlossen. 

Gesamtgasabsatz der E.ON Ruhrgas AG nach Kundengruppen 

in Mrd kWh 

600 

525 

450 

375 

300 

225 

150 

75 

0 

alte Absatzdefinition neue Absatzdefinition* 

Industrie 

Stadtwerke 

Ferngasgesellschaften 

Der Anteil des Auslandsabsatzes am Gesamtabsatz 

der E.ON Ruhrgas AG erhöhte sich von 14 Prozent 

im Jahr 2004 auf 20 Prozent. Insgesamt 

belieferte E.ON Ruhrgas Kunden in 13 Ländern. 

Der höchste Tagesabsatz ist am 2. März 2005 mit 

3,1 Mrd kWh bei einer Tagesdurchschnittstemperatur 

von –5,6°C erzielt worden. Er lag um fast 

7,5 Prozent über dem Spitzenwert des Jahres 

2004, der bei –3,8°C erreicht wurde. Die Kunden 

der E.ON Ruhrgas AG wurden im Geschäftsjahr 

jederzeit bedarfsgerecht beliefert. 

Gaspreisentwicklung 2005 Das weltweit 

stark gestiegene Energiepreisniveau schlug sich 

im Berichtsjahr in den europäischen Marktpreisen 

für Energieträger nieder und bestimmte somit 

auch die Verkaufspreise der E.ON Ruhrgas AG, 

da Erdgaspreise Marktpreise sind, die sich im 

Wettbewerb zu Konkurrenzenergien bilden. Im 

Vergleich zur Entwicklung der Ölpreise im Jahr 

2005 – der Preis für leichtes Heizöl stieg um 

47 Prozent, schweres Heizöl war über 70 Prozent 

teurer – waren die Preissteigerungen beim Erdgas 

jedoch moderater. Auch im Vergleich zur 

Preisentwicklung an den Erdgas-Spotmärkten, 

die erneut durch hohe Volatilität gekennzeichnet 

waren, wiesen die langfristig vereinbarten, ölpreisgebundenen 

Gaspreise deutlich geringere 

Schwankungen auf. 

1996 2001 2002 2003 2003 2004 2005 

637,8 601,3 611,6 639,5 617,4 641,4 690,2 

* E.ON Ruhrgas hat die Berichterstattung über den Gasabsatz wegen der im Rahmen des Unbundling erfolgten Ausgliederung des Transportgeschäfts 

auf E.ON Ruhrgas Transport geändert. Für Dritte transportierte Gasmengen wurden aus dem Gasabsatz herausgerechnet. 

Industrie (Inland) 

Ortsgasunternehmen 

Ferngasunternehmen 

Verkauf 

im Ausland

Die steigenden Erdgaspreise haben bei den 

Endverbrauchern zu scharfen Preisdiskussionen 

bis hin zu Gerichtsverfahren geführt. Auch von 

E.ON Ruhrgas belieferte Kunden waren betroffen. 

E.ON Ruhrgas bemüht sich gemeinsam mit ihren 

Kunden, die Preisentwicklung so moderat wie 

möglich zu gestalten. Allerdings kann man sich 

von der internationalen Entwicklung der Preise für 

Energieträger nicht abkoppeln. E.ON Ruhrgas 

selbst profitierte nicht von diesen Gaspreiserhöhungen; 

im Jahr 2005 sind die Erdgaseinkaufspreise 

dem Heizölpreisniveau schneller gefolgt 

als die Verkaufspreise. 

Erdgas als Heizenergie weiter gefragt 2005 

setzte sich der Trend zum Erdgas als moderner 

und umweltschonender Heizenergie fort: Bei den 

im Berichtsjahr zum Bau genehmigten neuen 

Wohnungen lag der Erdgasanteil mit rund 75 Prozent 

erneut auf dem hohen Niveau des Vorjahres. 

Insgesamt wurden Ende 2005 rund 48 Prozent der 

deutschen Wohnungen mit Erdgas beheizt. Erdgas 

konnte damit seine führende Position auf dem 

Wärmemarkt weiter ausbauen. 


Neue Produktimage-Kampagne Im Juni 2005 

startete E.ON Ruhrgas unter dem Slogan „Menschen 

brauchen Wärme“ die neu entwickelte 

Produktimage-Kampagne für Erdgas. Die Kampagne 

zeigt Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der 

E.ON Ruhrgas als authentische und glaubwürdige 

Testimonials im Umfeld verschiedener Erdgasanwendungen. 

Daneben werden bekannte Sportler 

wie die Biathletinnen Kati Wilhelm und Katrin Apel 

gezeigt und es wird erstmals eine starke Vernetzung 

zum Sportmarketing geschaffen. Seit Herbst 

2005 wird die Produktimage-Kampagne auch von 

einer Reihe von E.ON Ruhrgas-Kunden mit deren 

Logos in den lokalen Märkten verwendet. 

Sponsoring von Sport und Kultur Auch 2005 

engagierte E.ON Ruhrgas sich als Sponsor in den 

Wintersportarten Biathlon und Skispringen. Zur 

Vierschanzen-Tournee war E.ON Ruhrgas als einer 

der Hauptsponsoren präsent. Bei den Weltcups 

im Biathlon und im Skispringen war E.ON Ruhrgas 

ebenfalls als Werbepartner vertreten. 

Im Dezember 2005 wurde der von E.ON Ruhrgas 

ausgelobte Deutsche Architekturpreis an die in 

London arbeitende Architektin Zaha Hadid verliehen. 

Sie erhielt den Preis zusammen mit Patrik 

Schumacher für das Zentralgebäude des BMW- 

Werkes in Leipzig. Die hochkarätig besetzte Jury 

lobte das Gebäude als „völlig neuen Typus der Industriearchitektur“. 

Der Deutsche Architekturpreis 

wird seit 1971 alle zwei Jahre von E.ON Ruhrgas 

unter der Schirmherrschaft der Bundesarchitektenkammer 

vergeben. 

Entwicklung des höchsten Tagesabsatzes 

der E.ON Ruhrgas AG 

in Mrd kWh 

3,2 

2,8 

2,4 

2,0 

1,6 

1,2 

0,8 

0,4 

0 

alte Absatzdefinition 

neue Absatzdefinition* 

07.02. 15.12. 11.12. 09.01. 09.01. 21.12. 02.03. 

1996 2001 2002 2003 2003 2004 2005 

2,914 2,896 3,109 3,291 3,152 2,862 3,077 

* E.ON Ruhrgas hat die Berichterstattung über den Gasabsatz wegen der im Rahmen des 

Unbundling erfolgten Ausgliederung des Transportgeschäfts auf E.ON Ruhrgas Transport 

geändert. Für Dritte transportierte Gasmengen wurden aus dem Gasabsatz herausgerechnet. 

67


Gasabsatz der E.ON Ruhrgas AG 2005 

Höchster und niedrigster Tagesabsatz in Mrd kWh 

3,2 

2,8 

2,4 

2,0 

1,6 

1,2 

0,8 

0,4 

0 

Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember 

� Maximum 29.01. 28.02. 02.03. 10.04. 10.05. 08.06. 07.07. 23.08. 29.09. 19.10. 29.11. 01.12. 

in Mio kWh 2.976 3.062 3.077 2.000 1.892 1.519 1.280 1.293 1.603 2.101 2.906 2.863 

� Minimum 08.01. 12.02. 26.03. 30.04. 28.05. 19.06. 31.07. 06.08. 11.09. 09.10. 01.11. 25.12. 

in Mio kWh 2.185 2.331 1.663 1.135 891 945 886 979 876 1.340 1.543 2.269 

Klimaschutzerklärung des deutschen Gasfachs 

Reduktion der CO2-Emissionen in Haushalt und Gewerbe in Mio t/a 

45 

40 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004* 2012 

0 4,7 8,5 13,5 17,1 21,7 21,9 28,2 29,6 30,7 33,1 34,3 36,2 37,5 38,8 45,0 

* vorläufig 

Stand: Februar 2006 

Zahlen unter Berücksichtigung der Einsparungen von CO2-Äquivalenten durch Modernisierung der Graugussleitungen 

Vermarktung von Erdgas als Kraftstoff Für die 

Vermarktung von Erdgas als Kraftstoff bot E.ON 

Ruhrgas ihren weiterverteilenden Kunden breite 

Unterstützung: Händlerschulungen, Events zur 

Eröffnung von Tankstellen, Kommunikationsmittel 

und Dialogmarketing-Aktionen. Im Rahmen 

des 2004 gegründeten nationalen „Initiativkreis 

Erdgas als Kraftstoff“ hat E.ON Ruhrgas eine 

erfolgreiche Kooperation mit FIAT entwickelt und 

federführend umgesetzt. Insgesamt wurden 

2005 rund 10.000 erdgasbetriebene Fahrzeuge 

neu zugelassen. Damit erhöhte sich der Bestand 

Ziel 45,0 

an Erdgasfahrzeugen in Deutschland auf etwa 

37.000 Fahrzeuge. Das Erdgas-Tankstellennetz 

wurde weiter verdichtet und auf bundesweit 

über 650 Tankstellen ausgebaut. 

Technische Kundenberatung Die vielfältigen 

Angebote der Industriekundenberatung wurden 

2005 von den E.ON Ruhrgas-Kunden erneut 

stark nachgefragt. Fragestellungen zur Effizienzsteigerung 

und zu Umweltbelangen – hier unter 

anderem auch Unterstützungsleistungen zum 

Emissionsmanagement – standen im Vordergrund. 

So werden beispielsweise die von E.ON Ruhrgas 

entwickelten IT-Produkte zum effizienten 

Management von kommunalen Liegenschaften 

inzwischen von einer Reihe von Kunden erfolgreich 

angewendet. ¯


Erdgasbeschaffung: 

„Pan-European Gas“ stärkt E.ON-Konzern 

E.ON Ruhrgas ist im E.ON-Konzern für die 

zentrale Gasbeschaffung zuständig und nahm 

diese Aufgabe im Geschäftsjahr 2005 erfolgreich 

wahr. E.ON Ruhrgas hat die Erdgasversorgung 

des E.ON-Konzerns vertraglich langfristig gesichert. 

Um die Zusammenarbeit zwischen den 

Konzerngesellschaften weiter zu stärken, stockte 

E.ON Ruhrgas 2005 den Anteil am Interconnector 

auf, der Gasleitung, die das englische Bacton mit 

Zeebrügge in Belgien verbindet. Außerdem wurde 

auch das gaswirtschaftliche Engagement zur Versorgung 

des britischen Marktes weiter ausgebaut. 

Die wichtigsten Quellen: Russland und 

Norwegen Im Geschäftsjahr 2005 bezog die 

E.ON Ruhrgas AG insgesamt 686,1 Mrd kWh 

Erdgas von in- und ausländischen Produzenten. Im 

Vergleich zum Vorjahr entspricht dies einer Steigerung 

von 6 Prozent. Wichtigste Lieferländer waren 

Russland und Norwegen mit einem Anteil von 

jeweils rund 28 Prozent. Die Niederlande trugen 

mit 20 Prozent, Großbritannien mit 5 Prozent und 

Dänemark mit 3 Prozent zum Aufkommen bei. 

Aus inländischer Förderung stammten 16 Prozent 

des E.ON Ruhrgas-Aufkommens. 

Langfristige Importverträge sichern Erdgasversorgung 

Rückgrat der Erdgasbeschaffung 

von E.ON Ruhrgas sind langfristige Lieferverträge 

mit ihrem fairen Risikoausgleich zwischen 

Produzenten und Importeuren. Ergänzt werden 

sie durch kurzfristige Handelsgeschäfte, die ihren 

Schwerpunkt in Großbritannien haben und der 

Optimierung des Portfolios dienen. 

Mit langfristigen Importverträgen bietet E.ON 

Ruhrgas den Erdgasproduzenten die erforderliche 

Sicherheit und Perspektive für Investitionen in 

Milliardenhöhe, die notwendig sind, um Erdgasfelder 

zu erschließen und neue Infrastruktur zu 

schaffen. Gleichzeitig sind langfristige Importverträge 

für die Endkunden in Europa das Fundament 

für die langfristig sichere Versorgung mit Erdgas 

zu wettbewerbsfähigen Preisen. 

Langfristige Importverträge werden im Rahmen 

vertraglich festgelegter Regelungen kontinuierlich 

an veränderte Rahmenbedingungen angepasst. 

Im Berichtsjahr verhandelte E.ON Ruhrgas 

insbesondere mit norwegischen und deutschen 

Lieferanten über Preisstellungen sowie Liefer- 

flexibilitäten und erzielte Einigung über Vertragsanpassungen. 

Im Rahmen der langfristigen 

Lieferbeziehungen mit der Gazprom wurde die 

Verlängerung eines bestehenden Liefervertrages 

bis zum Jahre 2020 vereinbart. 

Mit der Übernahme der Handelsverträge der 

D-Gas B.V. zum 1. Januar 2005 hat E.ON Ruhrgas 

die integrierte Steuerung des Energy Trading 

innerhalb des E.ON Ruhrgas Konzerns umgesetzt. 

Auf dieser Basis leistete das kurzfristige Handelsgeschäft 

im Berichtsjahr einen wichtigen Beitrag 

zur Optimierung des Gesamtportfolios. 

Gas-Release-Programm fortgesetzt Im 

Mai 2005 hat die E.ON Ruhrgas AG zum dritten 

Mal Erdgas aus ihren langfristigen Lieferverträgen 

versteigert. In der internetgestützten Auktion 

gingen rund 39 Mrd kWh Erdgas in der zweiten 

Runde an sieben Bieter. Die Vertragslaufzeit 

beträgt drei Jahre. 2005 wurde, wie bereits in 

der Auktion 2004, zusätzlich ein Drittel der im 

Jahr 2003 nicht verkauften Mengen versteigert. 

Der Übergabepunkt für die im Berichtsjahr auktionierten 

Mengen ist Emden/Bunde. Das Angebot, 

Gas aus den langfristigen Importverträgen von 

E.ON Ruhrgas zu ersteigern, ist Teil einer Auflage 

aus der Ministererlaubnis, die für den Erwerb der 

Ruhrgas AG durch die E.ON AG erteilt wurde. ¯ 

Gesamterdgasaufkommen 

der E.ON Ruhrgas AG 2005 

686 Mrd kWh 

Niederlande 20% 

Inländische 16% 

Produktion 

Großbritannien 5% 

Dänemark 3% 

28% Russland 

28% Norwegen 

69


Entwicklung und Umwelt: 

Ideen und Innovationen für die Zukunft 

Sicherheit und Wirtschaftlichkeit der Gasversorgung 

sind die zentralen Anforderungen, die die 

betriebstechnischen Entwicklungsaktivitäten der 

E.ON Ruhrgas AG bestimmen. 

In den vergangenen Jahren war das lasergestützte 

Erdgasfernerkennungssystem CHARM (CH4 

Airborne Remote Monitoring) entwickelt worden, 

das – getragen von einem Hubschrauber – aus 

der Luft undichte Stellen an Erdgasleitungen frühzeitig 

aufspürt. Im Berichtsjahr hat E.ON Ruhrgas 

dieses System an die betrieblichen Erfordernisse 

angepasst: Geografische Informationssysteme 

liefern genaue Angaben zu den Leitungsverläufen. 

Der E.ON Ruhrgas-Satelliten-Referenzdienst ascos 

erlaubt eine genaue Positionierung durch Satellitensignale. 

Durch das Zusammenwirken beider 

Komponenten wird der CHARM-Lasermessstrahl 

automatisch auf die Leitungstrasse positioniert. 

Mit dem Projekt der European Gas Research 

Group (GERG) „Gas Camera“ sollen Erdgasfreisetzungen 

bei Arbeiten an Leitungen und Anlagen 

besser als bisher in ihrer Ausdehnung identifiziert 

und visualisiert werden, um die Arbeitssicherheit 

weiter zu erhöhen. 

Um Hochdruckgasleitungen schnell absperren zu 

können, wurde das von der EU geförderte Kooperationsprojekt 

„AIRPIPE“ initiiert. Das System, 

das ähnlich wie ein Airbag funktioniert, hat erste 

Tests bestanden. Bis zur Einsatzreife sind jedoch 

noch zusätzliche Entwicklungsschritte erforderlich. 

Weitere Entwicklungsaktivitäten im Geschäftsjahr 

betrafen: 

• die Kondensatausschleusung an Speichern, 

• die Regelung von Vorwärmern an Druckregelstationen 

und 

• Untersuchungen zum Einsatz von Gasströmungswächtern 

in Hausanschlussleitungen 

und in der Gasinneninstallation in Zusammenarbeit 

mit der Deutschen Vereinigung des 

Gas- und Wasserfaches e.V. Technisch-wissenschaftlicher 

Verein (DVGW) und dem Gaswärme-Institut. 

Um thermische und kalorische Eigenschaften von 

Erdgasen genauer berechnen zu können, wurde 

die GERG-2004-Zustandsgleichung erarbeitet. 

Diese Zustandsgleichung ist im gesamten fluiden 

Bereich anwendbar und verbessert insbesondere 

die Aussagen zur Kohlenwasserstoff-Kondensation. 

Die Entwicklung eines Referenzkalorimeters mit 

einer angestrebten Messunsicherheit von weniger 

als 0,05 Prozent soll neue Maßstäbe in der experimentellen 

Brennwertbestimmung von Reingasen 

und Erdgasen setzen. Im Berichtsjahr wurde 

ein testfähiges System bei der PTB (Physikalisch- 

Technischen Bundesanstalt) in Braunschweig 

erarbeitet. In der noch ausstehenden Phase des 

Projektes wird der Nachweis der angestrebten 

Messunsicherheit erbracht. 

Fortschritte in der Anwendungsentwicklung 

Durch die Anwendungsentwicklung der E.ON 

Ruhrgas AG werden die Marktposition des 

Erdgases abgesichert und neue Absatzgebiete 

erschlossen. 

Im Segment Haushalte und Kleinverbraucher wird 

der Gasabsatz im Wesentlichen von Umstellungsprojekten, 

d.h. vom Wechsel von Öl zu Gas, und 

vom Wohnungsneubau beeinflusst. In Deutschland 

ging die Zahl der Neubauten 2005 auf ca. 

250.000 Wohnungen zurück, nachdem in den 90er 

Jahren noch durchschnittlich 500.000 Wohnungen 

pro Jahr gebaut worden waren. Außerdem haben 

politische Maßnahmen zur Energieeinsparung 

den spezifischen Heizwärmebedarf stark gesenkt. 

So brauchen moderne Wohnungen pro m 2 Wohnfläche 

nur noch etwa 20 Prozent der Heizenergie, 

die im Gesamtgebäudebestand notwendig ist. 

Diesen veränderten Anforderungen stellt sich die 

Anwendungsentwicklung.

Ein Ansatzpunkt ist die dezentrale Stromerzeugung 

im kleinen Maßstab über: 

• so genannte Mikro-KWKs (Kraft-Wärme- 

Kopplung), 

• Anwendung von Gaswärmepumpen und 

• spezielle Entwicklungen von Geräten für den 

niedrigen spezifischen Wärmebedarf. 

E.ON Ruhrgas nutzt ihre Kenntnisse der Marktentwicklung 

und der Kundenbedürfnisse und 

kooperiert zum Beispiel bei Feldtests mit Geräteherstellern, 

um die Entwicklung marktgerechter 

Geräte zu unterstützen. Im Bereich der Mini- 

BHKWs (Blockheizkraftwerk) beschäftigt sich der 

E.ON-Konzern mit unterschiedlichen Technologien. 

Während sich E.ON UK auf den Einsatz eines 

Stirling-Motors zur Strom- und Wärmeerzeugung 

konzentriert, werden in Deutschland auch andere 

Mini-BHKW-Konzepte verfolgt, darunter die 

Brennstoffzelle. 

Gemeinsam mit den Versorgungsunternehmen 

Verbundnetz Gas AG (VNG), EWE AG und MVV 

Energie AG hat E.ON Ruhrgas vor einigen Jahren 

die „Initiative Brennstoffzelle“ gegründet, um die 

Erdgas-Brennstoffzelle als dezentralen Strom- 

und Wärmelieferanten technisch und wirtschaftlich 

wettbewerbsfähig zu machen. Die Initiative 

schätzt, dass die Technologie bis zum Jahre 2015 

marktreif sein kann. Allerdings ist die Wirtschaftlichkeit 

zum jetzigen Zeitpunkt noch in Frage 

gestellt. Im Rahmen des von der Europäischen 

Kommission geförderten Brennstoffzellen-Pilotprojektes 

„Virtual Fuel Cell Power Plant“ wurde 

unter Beteiligung von E.ON Ruhrgas in vier europäischen 

Ländern erfolgreich ein Feldtest mit 

Brennstoffzellen-Heizgeräten der Firma Vaillant 

durchgeführt. Das Projekt zeigte den guten 

Entwicklungsstand dieser Systeme. 

Weiter fortgeschritten ist der Entwicklungsstand 

der Gaswärmepumpe. Sie bindet zur Wärmeerzeugung 

Erd- oder Luftwärme mit ein. Die Firma 

Bosch Buderus Thermotechnik hat eine Gaswärmepumpe 

nach dem Diffusions-Absorptionsprinzip 

entwickelt, die – nach intensiven Prüfstandsuntersuchungen 

bei E.ON Ruhrgas – seit 2005 in Feldversuchen 

bei Kunden getestet wird und bei positiven 

Ergebnissen eine Art Nachfolgetechnologie 

für die Brennwertgeräte werden könnte. 


Ein neues Anwendungsfeld bildet die Kühlung 

mit Erdgas, die in der Leistungsklasse von 15 bis 

60 kW gegenüber Wettbewerbslösungen wirtschaftliche 

Vorteile bietet. Entsprechende Geräte 

japanischer Hersteller wurden unter Praxisbedingungen 

getestet und bewiesen – bei Verbesserungsbedarf 

im Detail – ihre Tauglichkeit für den 

deutschen Markt. 

Bedingt durch die Diskussion um Rußpartikelfilter 

bei Dieselfahrzeugen und die steigenden Dieselund 

Benzinpreise erhält Erdgas als Kraftstoff 

zunehmend Bedeutung. Die Gaswirtschaft fördert 

diese Entwicklung – unter maßgeblicher Beteiligung 

von E.ON Ruhrgas – und unterstützt den 

Ausbau des Erdgastankstellennetzes (Projektgesellschaft 

erdgas mobil). Außerdem wirkt sie 

mit bei der Optimierung von Fahrzeugen für den 

Erdgasbetrieb (z.B. strukturoptimierter Tank, 

Kraftstoffzustandserkennung). Eine zusätzliche 

Innovation stellt der Erdgas-Hybridantrieb dar, 

bei dem der Erdgasmotor mit einem Elektromotor 

kombiniert wird. Er verbindet die Vorteile des 

Hybridantriebes mit denen des Erdgasfahrzeugs. 

Gegenüber Benzin-Hybridfahrzeugen weist er bis 

zu 25 Prozent niedrigere CO2-Emissionen auf 

und verursacht zudem niedrigere Kraftstoffkosten. 

Auf Basis eines serienmäßigen Toyota Prius hat 

E.ON Ruhrgas das weltweit erste straßentaugliche 

Erdgas-Hybridfahrzeug realisiert. Bei der 

Erprobung kooperiert E.ON Ruhrgas mit E.ON 

Nordic, wo unter anderem der Betrieb des Fahrzeuges 

mit anderen Gaszusammensetzungen 

(Biogas- und Wasserstoffzumischung) untersucht 

wird. 

Speicherkapazität der E.ON Ruhrgas AG* 

Arbeitsgas in Mio m 3 

6.000 

5.250 

4.500 

3.750 

3.000 

2.250 

1.500 

750 

0 

1996 2001 2002 2003 2004 2005** 

4.076 4.856 5.028 5.215 5.207 5.106 

* einschl. angemieteter Speicherkapazität 

** Kapazitätsabtretung an eine E.ON Ruhrgas-Konzerngesellschaft 

Kavernenspeicher 

Porenspeicher 

71


Entwicklung des monatlichen Gasabsatzes 

in Mrd kWh 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember 

� 2004 � 2005 Veränderung 

Mrd kWh Quartal Mrd kWh Quartal absolut in % 

Januar 80,1 79,7 – 0,4 – 0,5 

Februar 68,6 77,3 + 8,7 + 12,7 

März 62,5 211,2 68,6 225,6 + 6,1 + 9,7 

April 52,9 57,7 + 4,7 + 9,0 

Mai 40,7 44,5 + 3,8 + 9,4 

Juni 31,8 125,4 35,3 137,5 + 3,5 + 11,2 

Juli 35,7 38,9 + 3,2 + 9,0 

August 32,3 36,4 + 4,1 + 12,7 

September 37,8 105,8 38,5 113,8 + 0,7 + 1,8 

Oktober 51,6 51,3 – 0,3 – 0,6 

November 69,0 72,0 + 3,0 + 4,4 

Dezember 78,5 199,0 90,0 213,3 + 11,5 + 14,7 

Gesamt 

Abweichungen durch Rundungen 

641,4 690,2 + 48,8 + 7,6 

Biogasaktivitäten im E.ON Konzern E.ON ist 

einer der größten Biomasse-Verstromer europaweit. 

Biomasse wird vornehmlich in Kraftwerken 

mitverfeuert. Aber auch die Produktion sowie 

die Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in 

das Erdgasnetz werden bei E.ON Nordic bereits 

seit langem durchgeführt. Hauptabnehmer sind 

Erdgas-Tankstellen zur Versorgung von Erdgasfahrzeugen. 

In Deutschland gibt es Beteiligungen 

an Biogaserzeugungsanlagen. Allerdings existiert 

in Deutschland noch keine Anlage, mit der Biogas 

in das Erdgasnetz eingespeist wird. 

Um das Potenzial von Biogas zur Einspeisung 

in das Erdgasnetz zu erforschen, wurde eine 

gemeinsame Studie vom Bundesverband der 

deutschen Gas- und Wasserwirtschaft, Deutsche 

Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V. 

zusammen mit dem Bauernverband und dem 

Fachverband Biogas durchgeführt. Danach beträgt 

das nutzbare Potenzial mit nachwachsenden 

Rohstoffen aktuell jährlich etwa 72 Mrd kWh. 

Davon werden derzeit aber nur rund 6 Prozent 

genutzt. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass 

das Biogaspotenzial bis zum Jahr 2030 auf etwa 

165 Mrd kWh pro Jahr ansteigen kann. 

Biogasproduktion und -einspeisung sind vor 

allem kommunal und regional von Bedeutung. 

E.ON kann mit Biogas das erneuerbare Energien- 

Portfolio in Deutschland ergänzen und bei der 

Biogaseinspeisung eine Vorreiterrolle in der Gaswirtschaft 

einnehmen. Da sich Biomasse langfristig 

subventionsfrei durchsetzen muss, wird die 

Bedeutung des Biogases auch durch die Preise 

für fossile Brennstoffe beeinflusst werden. Um 

die technischen und wirtschaftlichen Aspekte der 

Einspeisung von aufbereitetem Biogas unter 

realistischen Bedingungen bewerten zu können, 

ist die Beteiligung von E.ON Ruhrgas an einem 

Pilotprojekt in Vorbereitung. ¯ 

Die E.ON Ruhrgas AG veröffentlicht zu 

ihren Umweltschutzaktivitäten alle zwei 

Jahre einen Umweltbericht – den nächsten 

im Sommer 2006. Darüber hinaus finden 

Sie weitere Informationen zu diesem Thema 

unter www.eon-ruhrgas.com.


Technik: 

Auf zukünftige Anforderungen vorbereitet 

In der Technik stand das Jahr 2005 ganz im 

Zeichen der Vorbereitungen auf zukünftige Anforderungen 

– wie sie sich aus dem Netzausbau 

sowie dem Betrieb und der Instandhaltung 

abzeichnen. 

Das Gasleitungssystem der E.ON Ruhrgas und 

ihrer Projektgesellschaften muss in den nächsten 

Jahren ausgebaut werden, um neue Märkte und 

Kunden zu beliefern. 2005 wurden Planungen 

erstellt, Optimierungen durchgeführt und einige 

Baumaßnahmen bereits mit Einleitung der behördlichen 

Genehmigungsverfahren vorbereitet. 

Planfeststellungsverfahren wurden eingeleitet für: 

• den Bau einer Leitung zwischen Porz bei Köln 

und Stolberg nahe der belgischen Grenze, 

• den Bau einer Leitung von Lauterbach in 

Hessen zur Verdichterstation Scheidt der METG 

(Mittelrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft 

mbH) und 

• den ersten Abschnitt Lampertheim – Amerdingen 

der Süddeutschen Erdgasleitung (SEL), 

• die beiden letzten Loopleitungsabschnitte der 

TENP (Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH) 

Reichenbach – Mittelbrunn und Iffezheim – 

Schwarzach. 

Begonnen wurde im Geschäftsjahr mit dem 

Ausbau der Verdichterstation Mittelbrunn der 

MEGAL (MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft 

mbH & Co. KG) um zwei neue 

Maschineneinheiten sowie dem Bau der neuen 

Verdichterstation Porz der E.ON Ruhrgas. 

Der Bedarf an Gasspeicherkapazität wird sowohl 

kurzfristig als auch auf längere Sicht zunehmen. 

E.ON Ruhrgas hat daher im Berichtsjahr Maßnahmen 

zum Ausbau der bestehenden Speicher 

eingeleitet: 

• Auf dem Untertageerdgasspeicher Bierwang 

wurden die technischen Voraussetzungen für 

den geplanten Ausbau geschaffen und es wurde 

mit der Anhebung des Gesamtgasinhaltes 

begonnen. 

• Für die Kavernenspeicher Epe und Etzel wurde 

zusätzliches Speichervolumen vertraglich 

gesichert. 

• Am Kavernenspeicher Krummhörn der E.ON 

Ruhrgas wurden Solarbeiten durchgeführt. 

Das Gasleitungsnetz der E.ON Ruhrgas und 

ihrer deutschen Projektgesellschaften war zum 

Jahresende 11.273 km lang. Insgesamt betreut 

E.ON Ruhrgas 12.690 km Leitungen, davon 

1.075 km für Unternehmen, die nicht zum E.ON- 

Konzern gehören. Außerdem werden 28 Verdichterstationen 

mit einer installierten Antriebsleistung 

von 853 MW durch E.ON Ruhrgas betreut. 

Im Herbst 2005 wurde die neue Verdichterstation 

Wardenburg der Projektgesellschaft NETRA 

(NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale 

& Co. KG) in Betrieb genommen. Im Auftrag der 

NETRA hat E.ON Ruhrgas als technischer Dienstleister 

die Wartung und Instandhaltung dieser 

Station übernommen. 

Aus elf eigenen, im Gemeinschaftseigentum 

oder im Besitz von Projektgesellschaften der 

E.ON Ruhrgas befindlichen sowie angemieteten 

Untertageerdgasspeichern stand E.ON Ruhrgas 

am Jahresende 2005 eine Arbeitsgaskapazität von 

5,1 Mrd m 3 mit einer maximalen Ausspeicherleistung 

von 5,8 Mio m 3 pro Stunde zur Verfügung. 

Zusätzlich zu der Betriebsführung des Speichers 

Lehrte für E.ON Avacon unterstützte E.ON 

Ruhrgas auch die Essent Energie Gasspeicher 

GmbH bei der Inbetriebnahme ihres Kavernenspeichers 

Epe und übernimmt dort die First 

Line Maintenance im ersten Betriebsjahr. 

Dienstleistungsgeschäft bestätigt technologische 

Führungsposition Ihre technische 

Kompetenz macht E.ON Ruhrgas zu einem interessanten 

Partner auf dem Gebiet der Gastechnik. 

Die Erfahrungen werden Kunden weltweit zur 

Verfügung gestellt. 

Auf dem Hochdruckversuchsstand Lintorf prüfte 

E.ON Ruhrgas drei Gaszähler im Auftrag der 

Osaka Gas, da Prüfstände mit vergleichbarer 

Flexibilität in Japan nicht zur Verfügung stehen. 

Untersucht wurde das Verhalten der Zähler unter 

verschiedenen Betriebsbedingungen. Auf Basis 

der Ergebnisse will Osaka Gas ihre zukünftige 

Messstrategie entwickeln. 

73


Leitungsnetz der E.ON Ruhrgas AG* 

Länge in km 

12.000 

10.500 

9.000 

7.500 

6.000 

4.500 

3.000 

1.500 

0 

Zusammen mit der PTB (Physikalisch Technische 

Bundesanstalt) und den entsprechenden Behörden 

in den Niederlanden und Frankreich wurde in 

den letzten Jahren unter Federführung von pigsar 

(Nationales Normal der Bundesrepublik Deutschland 

für Hochdruck-Erdgas) ein harmonisiertes 

europäisches Bezugsniveau für Hochdruck-Erdgas- 

Prüfstände etabliert, der europäische „Urkubikmeter“. 

Er stellt seit 2005 faktisch den Welt-Referenzwert 

dar. Auch die chinesischen Metrologen 

werden sich in der Praxis diesem harmonisierten 

Referenzwert anschließen. Im Berichtsjahr wurde 

für China ein mobiler „LKW-Prüfstand“ bei pigsar 

geprüft. Damit sollen zukünftig die Messanlagen 

entlang der 3.700 km langen West-East-Pipeline 

kalibriert werden und auf „pigsar-Niveau“ arbeiten. 

Für Petrobras, Brasilien, wurde die Leitungsintegrität 

untersucht und ein Rahmenvertrag über 

weitere Leistungen abgeschlossen. 

Neue Technologien im Netzbetrieb Um Produktivitätssteigerungen 

bei gleichzeitiger hoher 

Sicherheit und Verfügbarkeit des technischen Systems 

realisieren zu können, setzt E.ON Ruhrgas 

weiterhin konsequent auf die Entwicklung und 

Einführung neuer Technologien. Der mobile 

Arbeitsplatz im Betrieb wurde weiterentwickelt 

und ein Flottenmanagement zur schnelleren 

Störungsbearbeitung installiert. Weiterentwickelt 

wurden auch die Systeme PIMS (Pipeline Integrity 

Management System) und IMMeR ® (Integritäts- 

Management für Mess- und Regelanlagen) 

zur Integritätsbewertung von Leitungen und Gas- 

Druckregel- und -Messanlagen (GDRM). 

1996 2001 2002 2003 2004 2005 

10.251 10.837 10.905 11.233 11.280 11.273 

* einschl. Miteigentum und Projektgesellschaften 

Die anlässlich der ungewöhnlichen Kälteperiode 

Ende Februar/Anfang März 2005 unter Beweis 

gestellte Zuverlässigkeit ihres technischen 

Systems bestätigte das Betriebskonzept der 

E.ON Ruhrgas. ¯

E.ON Ruhrgas-Leitungssystem 

und -Betriebsanlagen 

Stand 31.12. 2005 

Aachen 

Bocholt 

Trier 

Saarbrücken 

Alle Angaben einschließlich 

Miteigentum, 

Nutzungsüberlassung 

und Projektgesellschaften 

Essen 

Meppen 

Köln 

Emsbüren 

Koblenz 

Freiburg 

Bremerhaven 

Bielefeld 

Winterberg 

Gießen 

Frankfurt 

Karlsruhe 

Bremen 

Flensburg 

Hamburg 

Stuttgart 

Hannover 

Würzburg 

Lübeck 

Bamberg 

Nürnberg 


München 

Zwickau 

Regensburg 

Berlin 

Leitungen 

Verdichterstationen 

Untertagespeicher 

Betriebsstellen 

Erdgasimportstellen 

75


Investitionen: Schwerpunkt Upstream 

Die E.ON Ruhrgas AG investierte im Jahr 2005 

insgesamt rund 1,1 Mrd € (Vorjahr: 1,6 Mrd €). 

Den Schwerpunkt bildete das Upstream-Geschäft: 

Am 9. November 2005 wurde die britische Gasfördergesellschaft 

Caledonia Oil and Gas Limited, 

Aberdeen/Großbritannien, mit Beteiligungen an 

insgesamt 15 Gasfeldern in der südlichen 

britischen Nordsee erworben. 

Ende Juni 2005 hatte E.ON Ruhrgas eine 

30-prozentige Beteiligung am rumänischen Gasversorger 

DistriGaz Nord, Târgu Mures/Rumänien, 

Konzernweites Risikomanagement 

Die E.ON Ruhrgas AG und der E.ON Ruhrgas- 

Konzern sind bei ihren nationalen und internationalen 

Aktivitäten auch vor dem Hintergrund 

fortschreitender Liberalisierung bzw. Regulierung 

der Energiemärkte unterschiedlichen Risiken – 

insbesondere Commodity-Preisrisiken – ausgesetzt, 

die untrennbar mit dem unternehmerischen 

Handeln in den verschiedenen Geschäftsfeldern 

verbunden sind. 

Die Risikostrategie der E.ON Ruhrgas AG ist 

darauf fokussiert, dass weitreichende unternehmerische 

Entscheidungen erst nach sorgfältiger 

Bewertung von Chancen und Risiken sowie nach 

Implementierung von Sicherungsmechanismen 

getroffen und festgestellte Risiken gesteuert 

und überwacht werden. 

Der E.ON Ruhrgas-Vorstand formuliert die 

Risikogrundsätze und legt den Risikomanagementprozess 

in der Weise an, dass die verantwortlichen 

Gremien und Mitarbeiter die möglichen 

Risiken nach Risikoarten und Risikofeldern 

erkennen, bewerten und kommunizieren. Über 

wesentliche Risiken und Chancen werden Vorstand 

und Aufsichtsrat zeitnah informiert. Die Risikomanagement-Organisation 

umfasst detaillierte 

Steuerungs-, Berichts- und Kontrollsysteme, in 

die insbesondere das Controlling, die Unternehmensplanung 

und die Interne Revision einbezogen 

sind. Risikoprävention und Risikosteuerung 

sind so organisiert, dass Genehmigungsverfahren, 

Richtlinien, Zertifizierungen und Qualitätssicherungsmaßnahmen 

erarbeitet und praktiziert werden 

und auch deren Einhaltung kontrolliert wird. 

vom rumänischen Staat erworben. Im Zuge 

einer gleichzeitigen Kapitalerhöhung wurde diese 

Beteiligung auf 51 Prozent erhöht. 

Außerdem wurde in Projekte zum Ausbau 

der Infrastruktur investiert. In Sachanlagen und 

immaterielle Vermögensgegenstände flossen 

rund 68 Mio € oder 6 Prozent der Investitionen. 

Auf Finanzanlagen entfielen rund 1 Mrd € oder 

94 Prozent der Investitionen. ¯ 

Die E.ON Ruhrgas AG hat erkennbaren aktuellen 

und künftigen Risiken durch die Bildung von 

Rückstellungen angemessen Rechnung getragen. 

Der Abschlussprüfer der E.ON Ruhrgas AG ist im 

Rahmen seiner Prüfung zum Ergebnis gelangt, 

dass der Vorstand der E.ON Ruhrgas AG über die 

erforderlichen Instrumente eines Risikofrüherkennungssystems 

verfügt und das System geeignet 

ist, seine Aufgaben zu erfüllen. 

Unter Berücksichtigung des Gesamtbildes der 

aktuellen und künftigen Risiken und der Maßnahmen 

zur Risikobewältigung war 2005 keine 

Bestandsgefährdung der E.ON Ruhrgas AG im 

Sinne des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz 

im Unternehmensbereich (KonTraG) erkennbar. 

Bezugs- und Absatzrisiken Der Bezug von 

Erdgas und dessen Absatz in Deutschland und in 

Europa unterliegen den auf den regionalen und 

internationalen Energiemärkten üblichen Preisund 

Mengenrisiken. Um diese Marktrisiken zu 

begrenzen und zu steuern, finden bei der E.ON 

Ruhrgas AG bewährte Instrumente wie langfristige 

Liefervereinbarungen mit Mengenflexibilitäten, 

Preisgleitklauseln und Preisüberprüfungsbestimmungen 

Anwendung. 

In den vom Bundeskartellamt gegen die E.ON 

Ruhrgas AG und weitere Import- und Ferngasgesellschaften 

eröffneten Verfahren hinsichtlich 

der Wirksamkeit langfristiger Gasverkaufsverträge 

vertritt das Bundeskartellamt die Auffassung, 

dass langfristige Gaslieferverträge mit Weiterverteilern 

mit hohen Bedarfsdeckungsquoten zu einer 

kartellrechtswidrigen Marktabschottung führen. 

Danach sollen Verträge mit einer Deckungsquote

von über 80 Prozent nur für zwei Jahre, Verträge 

mit einer Deckungsquote von über 50 bis 80 Prozent 

für vier Jahre und nur Verträge mit einer 

Deckungsquote von unter 50 Prozent auf längere, 

vom Amt nicht näher bestimmte Zeit geschlossen 

werden dürfen. Außerdem soll eine Überschreitung 

dieser Deckungsquoten in der jeweiligen Vertragslaufzeit 

verboten sein. Auf diese Weise soll 

der jeweilige Hauptlieferant von dem Wettbewerb 

um die Restmengen ausgeschlossen werden 

(sog. Wettbewerbsbeteiligungsverbot). Gestützt 

auf diese Grundsätze hat das Amt am 13. Januar 

2006 E.ON Ruhrgas per Verfügung die Praktizierung 

bestehender langfristiger Gaslieferverträge 

und den Abschluss gleicher oder gleichartiger 

Verträge mit regionalen und lokalen Gasweiterverteilern 

untersagt. 

Die E.ON Ruhrgas AG hält die Verfügung des 

Amtes für rechtswidrig, da die behauptete 

Marktabschottung nicht besteht, langfristige 

Lieferverträge selbst bei einer unterstellten Marktabschottung 

sachlich gerechtfertigt wären und 

Altverträge, die im Vertrauen auf die Erforderlichkeit 

und Zulässigkeit langfristiger Lieferverträge 

geschlossen worden sind, Bestandsschutz haben 

müssen. E.ON Ruhrgas hält insbesondere das 

Wettbewerbsbeteiligungsverbot für rechtswidrig, 

weil es möglich sein muss, dass E.ON Ruhrgas 

als wettbewerbsfähiger und günstiger Anbieter 

auch am Wettbewerb um Mengen über die vorgenannten 

Grenzen hinaus teilnehmen kann. 

Die für eine sichere Erdgasversorgung notwendigen 

langfristigen Importverträge machen 

es erforderlich, dass die Importunternehmen die 

eingekauften Gasmengen – zumindest in wesentlichen 

Teilmengen – auch langfristig absetzen 

können. Um mögliche Risikokonzentrationen infolge 

von Lieferanten- oder Kundenabhängigkeiten 

von vornherein zu vermeiden, betreiben wir eine 

Preispolitik nach den Regeln der Wettbewerbspreisbildung 

und streben eine breite Diversifizierung 

der nationalen und internationalen Erdgasbezugsquellen 

an. 

Diese unterschiedlichen Rechtsauffassungen 

von E.ON Ruhrgas und dem Bundeskartellamt – 

die Grundsatzfragen der Vertrags- und Wettbewerbsfreiheit 

sowie der Versorgungssicherheit 

berühren – können abschließend nur durch 

Gerichte geklärt werden. E.ON Ruhrgas hat daher 

neben der Beschwerde gegen die Verfügung des 

Amtes beim OLG Düsseldorf einen Eilantrag gestellt, 

um die sofortige Vollziehung der Verfügung 

zu verhindern. 


Durch die E.ON Ruhrgas AG gewartetes 

Leitungssystem 

Länge in km 

12.000 

10.500 

9.000 

7.500 

6.000 

4.500 

3.000 

1.500 

0 

1996 2001 2002 2003 2004 2005 

9.625 12.281 12.422 12.809 12.665 12.690 

Aus den Aktivitäten der EU oder den nationalen 

Gesetzen, die auf der Umsetzung der EU-Gasrichtlinie 

beruhen, einschließlich der Einführung 

einer Regulierungsbehörde und der Maßnahmen 

des Bundeskartellamtes, können sich künftig 

Ertragsrisiken für E.ON Ruhrgas ergeben, deren 

Höhe sich nur schwer abschätzen lässt. 

Die politischen und rechtlichen Umfeldbedingungen, 

die bezugs- und absatzseitigen Gasmärkte 

sowie deren kurz- und langfristige Entwicklungen 

werden unternehmensweit ständig beobachtet 

und beurteilt. 

Risiken und Unsicherheiten, die mit nicht beeinflussbaren 

Bestimmungsgrößen verbunden sind, 

wie meteorologische Faktoren und gesamtwirtschaftliche 

Entwicklungen, werden fortlaufend 

erfasst und bewertet. Dies wird durch technische 

und organisatorische Maßnahmen anhand von 

langjährigen, statistisch und analytisch unterlegten 

gaswirtschaftlichen Erfahrungswerten, Messverfahren 

und Trendextrapolationen sichergestellt. 

Operative Risiken Die E.ON Ruhrgas AG verfügt 

über ein technisch hoch entwickeltes, leistungsfähiges 

und komplexes Speicher- und Leitungssystem. 

Es ist zudem wesentlicher und zentraler 

Bestandteil des europäischen Erdgasverbundsystems 

und damit ein wichtiger Garant für die 

Versorgungssicherheit unserer Kunden. Um 

betriebstechnischen Risiken und Störungen wirkungsvoll 

zu begegnen und vorzubeugen, werden 

folgende Maßnahmen regelmäßig durchgeführt: 

• Anwendung von detaillierten Arbeits- und 

Verfahrensrichtlinien, 

• interne und externe Mitarbeiterschulungen 

verbunden mit Maßnahmen der Führungskräftequalifikation, 

Gemeinschaftsleitungen 

Dritte 

Beteiligungen 

E.ON Ruhrgas 

77


• Zertifizierungen der Betriebsanlagen und 

-standorte nach überwiegend internationalen 

Normen, 

• periodische Qualitätskontrollen und technologische 

Weiterentwicklungen von Verfahren 

und betrieblichen Abläufen, 

• ständige Wartung und Verbesserung der 

Betriebsanlagen sowie 

• Absicherung gegen Betriebsrisiken durch 

Abschluss von geeigneten Versicherungen. 

Finanzwirtschaftliche Risiken Die E.ON Ruhrgas 

AG ist bei ihrer operativen Geschäftstätigkeit und 

den daraus resultierenden Finanzaktivitäten 

finanzwirtschaftlichen Marktpreisänderungsrisiken 

im Währungs-, Zins- und Commodity-Bereich 

sowie Adressenausfallrisiken ausgesetzt. Zur 

Begrenzung dieser Risiken betreibt die E.ON 

Ruhrgas AG ein systematisches Finanz- und 

Risikomanagement. Dazu werden auch Gasgeschäfte 

mit physischer Lieferung auf Termin 

abgeschlossen und im Markt übliche Instrumente 

eingesetzt. Diese Instrumente werden mit 

Unternehmen des E.ON-Konzerns, Finanzinstituten, 

Brokern und Drittkunden kontrahiert, 

deren Bonität laufend überwacht wird. 

Währungs- und Marktpreisrisiken bestehen in 

Form von potenziellen Verlusten durch nachteilige 

Veränderungen von Marktpreisen oder preisbeeinflussenden 

Parametern. Die Steuerung dieser 

Risiken erfolgt mittels anerkannter Quantifizierungsmodelle. 

Gegen künftige Währungsrisiken 

sichert sich die E.ON Ruhrgas AG zum Teil im 

Rahmen des Treasury-Managements in enger 

Zusammenarbeit mit der E.ON AG durch Einsatz 

geeigneter Finanzinstrumente ab. 

Zur Begrenzung der Risiken aus der Änderung 

von Rohstoff- und Produktpreisen setzt die 

E.ON Ruhrgas AG ebenfalls derivative Finanzinstrumente 

ein. Im Rahmen des Risikomanagements 

werden Gas-, Kohle- und Ölpreissicherungsgeschäfte 

kontrahiert, um Preisänderungsrisiken 

abzusichern, eine Systemoptimierung zu 

erzielen sowie eine Margensicherung zu erreichen. 

Die Ausgestaltung des Risikomanagements 

orientiert sich dabei an den Mindestanforderungen 

für das Betreiben von Handelsgeschäften 

der Kreditinstitute (MaH). Ein Eigengeschäft im 

Commodity-Bereich findet in geringem Umfang 

im Rahmen detailliert festgelegter Richtlinien 

und innerhalb enger Grenzen statt. 

Die rechtzeitige Information der Entscheidungsträger 

(Vorstand, Risikokomitee) wird durch eine 

enge Zusammenarbeit mit dem Risiko- und dem 

Finanz-Controlling sichergestellt. Die Abbildung 

von Sicherungszusammenhängen erfolgt ggf. 

unter der Berücksichtigung gebotener bilanzieller 

Bewertungseinheiten. 

Adressenausfallrisiken sind Risiken eines Verlustes 

oder eines entgangenen Gewinns aufgrund 

des Ausfalls von Geschäftspartnern. Diese Risiken 

und die Risiken aus dem Einsatz der derivativen 

Finanzinstrumente werden systematisch konzernweit 

überwacht und durch angemessene Limite 

gesteuert. Nur soweit die Verfügbarkeit relevanter 

Limite sichergestellt ist, dürfen Transaktionen 

abgeschlossen werden. 

Bezüglich der Anteile an börsennotierten Unternehmen 

bestehen Risiken aus künftigen Kurswertveränderungen, 

die aktuell nicht quantifizierbar 

sind. 

Rechtliche Risiken Die E.ON Ruhrgas AG sah 

sich im Jahre 2005 erstmals gezwungen, die 

in ihren Erdgaseinkaufsverträgen vorgesehenen 

Preisanpassungsansprüche im Wege eines 

Gerichtsverfahrens durchzusetzen. Nachdem die 

Bemühungen der E.ON Ruhrgas AG, eine marktkonforme 

Preisabsenkung auf dem Verhandlungswege 

zu erreichen, im Falle des norwegischen 

Erdgasproduzenten Norsk Hydro Produksjon A.S. 

trotz intensiver Verhandlungen gescheitert waren, 

hat E.ON Ruhrgas AG im Oktober 2005 Schiedsklage 

gegen Norsk Hydro nach den vertraglich 

festgelegten Schiedsregeln der Internationalen 

Handelskammer Paris (ICC) erhoben. Daraufhin 

hat Norsk Hydro ihrerseits Widerklage gegen 

E.ON Ruhrgas auf Preiserhöhung erhoben. Im 

Mittelpunkt dieses Rechtsstreites werden – neben 

Fragen der rechtlichen Auslegung der Lieferverträge 

– im Wesentlichen die richtige Bewertung 

der aktuellen Marktsituation und die daraus für 

den Gaseinkaufspreis zu ziehenden Konsequenzen 

stehen. 

Das mit der Klage verbundene Risiko lässt sich 

jetzt, bei Beginn des Verfahrens, noch nicht verlässlich 

abschätzen. Vor dem Hintergrund, dass 

E.ON Ruhrgas AG sich mit anderen norwegischen 

Produzenten auf eine angemessene Preisanpassung 

geeinigt hat, und angesichts der eindeutigen 

Marktentwicklung wird jedoch mit einem für 

E.ON Ruhrgas günstigen Ergebnis des Verfahrens, 

das voraussichtlich nicht vor Ende 2006 abgeschlossen 

sein wird, gerechnet. ¯

Geschäftsverlauf im Januar 2006 

Der Absatz der E.ON Ruhrgas AG überstieg im 

Januar 2006 witterungsbedingt deutlich den 

Absatz des entsprechenden Vorjahresmonats. 

Zwischen Russland und der Ukraine bestanden 

zu Jahresbeginn Meinungsverschiedenheiten über 

die Nutzung der Transitleitung auf ukrainischem 

Boden sowie über die Preisgestaltung der Gazprom 

bezüglich der Gaslieferungen an die Ukraine. 

Mit Wirkung zum 1. Januar 2006 hatte Russland 

bzw. Gazprom die Erdgaslieferungen an die Ukraine 

bzw. Naftogas eingestellt. Wie die Vorstände 

von Gazprom und Naftogas aber am 3. Januar 

2006 erklärt haben, sei man sich über die zukünftigen 

Bedingungen für russische Gaslieferungen 

an die Ukraine einig geworden. Das Abkommen 

zwischen den beiden Unternehmen soll für die 

kommenden fünf Jahre gelten. Gazprom hatte die 

Lieferungen an die Ukraine bereits zuvor wieder 

aufgenommen, um die Versorgung Westeuropas 

mit Erdgas sicherzustellen. 

Die kurzfristige Unterbrechung der Erdgaslieferungen 

hat nicht zu Beeinträchtigungen der 

Gasbezüge der E.ON Ruhrgas AG und ihrer 

Kunden geführt. Als gegensteuernde Maßnahme 

ist bei einem Lieferausfall der Gazprom der 

Rückgriff auf andere Lieferanten aus dem breit 

diversifizierten Beschaffungsportfolio der E.ON 

Ruhrgas AG sowie auf vorhandene Speichermengen 

vorgesehen. 

Im Januar wurde entschieden, dass E.ON Ruhrgas 

International AG (ERI) das Gashandels- und Speichergeschäft 

des ungarischen Öl- und Gasunternehmens 

MOL vollständig übernehmen wird. Die 

beiden Unternehmen hatten im November 2004 

zunächst vereinbart, dass ERI 75 Prozent des Gashandels- 

und Speichergeschäfts sowie 50 Prozent 

der Gasimportgesellschaft Panrusgáz übernimmt. 

Diesem Erwerb hat die EU-Kommission im Dezember 

2005 unter Auflagen zugestimmt. Neben 

einem umfangreichen Gas- und Contract-Release- 

Programm muss sich MOL im Rahmen dieser 

Auflagen vollständig vom Gasspeicher- und Gashandelsgeschäft 

trennen. ERI wird daher auch die 

restlichen 25 Prozent an beiden Gesellschaften 

übernehmen. Der Erwerb der zusätzlichen Gesellschaftsanteile 

muss noch von den ungarischen 

Energiebehörden genehmigt werden. 


Der Kaufpreis beträgt nunmehr insgesamt rund 

450 Mio €. Darüber hinaus übernimmt E.ON 

Finanzschulden in Höhe von rund 600 Mio €. 

Vereinbart wurde zudem, dass – abhängig von 

der Entwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen 

– bis Ende 2009 Ausgleichszahlungen 

geleistet werden. Die Transaktion wird Ende 

März 2006 vollzogen werden. ¯ 

Leistung der von der E.ON Ruhrgas AG 

betreuten Verdichter 

in MW 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

1996 2001 2002 2003 2004 2005 

730 831 831 831 833 853 

79

82 Mitarbeiter 

Mitarbeiter: Über 70 Prozent der Arbeitsplätze 

im europäischen Ausland 

Ende 2005 belief sich die Gesamtbelegschaft 

der vollkonsolidierten Unternehmen in der Market 

Unit Pan-European Gas auf 13.587 Mitarbeiter 

(inkl. Vorstände und Auszubildende). Seit Mitte 

2005 gehören rund 9.500 rumänische Mitarbeiter 

zur Konzernbelegschaft. Damit befinden sich 

über 70 Prozent der Arbeitsplätze unserer Market 

Unit im europäischen Ausland. 

Erneut als bester Arbeitgeber ausgezeichnet 

Im Februar 2005 wurde E.ON Ruhrgas vom 

Wirtschaftsmagazin „Capital“ zum dritten Mal 

die Auszeichnung „Deutschlands beste Arbeitgeber” 

verliehen. Das Unternehmen gehört damit 

zu den Top 10 der besten deutschen Arbeitgeber. 

Zusätzlich konnte sich E.ON Ruhrgas für den 

Wettbewerb „Beste Arbeitgeber in Europa“ der 

Kommission der Europäischen Union qualifizieren 

und zählt damit zu den 100 besten europäischen 

Unternehmen. Bei der Teilnahme an diesem Wettbewerb 

geht es E.ON Ruhrgas nicht um einen 

einmaligen Aufmerksamkeitseffekt, sondern vielmehr 

um die dauerhafte Weiterentwicklung 

unserer Personal- und Managementsysteme. 

Führung und Entwicklung 

Führen mit Zielen: Zielvereinbarung als einheitliches 

Führungsinstrument Ende 2005 wurden 

gemeinsam mit dem Betriebsrat die Weichen für 

ein einheitliches Zielvereinbarungs- und Tantiemesystem 

für E.ON Ruhrgas gestellt. Dieses Führungsinstrument 

wird ab 2006 für alle tariflich und 

außertariflich Beschäftigten eingeführt. Erstmalig 

erhalten alle Mitarbeiter eine variable Zahlung 

auf Basis eines Tantiemesystems, das auf den 

Messgrößen persönlicher Leistungsfaktor und 

Unternehmenserfolg basiert. Das neue, leistungsund 

unternehmenserfolgsabhängige System 

enthält Zielvereinbarungsgespräche als verpflichtendes 

Element. 

Berufsausbildung fördern: Auch 2006 wird 

E.ON Ruhrgas weit über Bedarf ausbilden und 

damit Jugendlichen im Rahmen ihrer Berufsausbildung 

attraktive Möglichkeiten bieten. Die 

Ausbildungsquote soll bis 2007 in den deutschen 

Unternehmen der Market Unit Pan-European Gas 

auf über 7 Prozent ansteigen und wird sich damit 

gegenüber 2004 von 153 auf 286 Auszubildende 

nahezu verdoppeln. 2005 waren bereits 196 Ausbildungsstellen 

besetzt. Damit unterstützt E.ON 

Ruhrgas die E.ON-Ausbildungsinitiative und eröffnet 

jungen Menschen eine berufliche Perspektive. 

Mit dem E.ON Graduate Program arbeiten die 

vier europäischen Market Units und das Corporate 

Center der E.ON AG erstmals bei der Rekrutierung 

und Ausbildung ihres akademischen Nachwuchses 

zusammen. 

In Ergänzung zum E.ON Graduate Program richtet 

sich das Management-Entwicklungsprogramm 

(ME-Programm) der E.ON Ruhrgas an Absolventen 

mit Berufserfahrung oder abgeschlossener 

Promotion. Die Teilnehmer durchlaufen in 30 Monaten 

durchschnittlich drei Stationen im kaufmännischen, 

gaswirtschaftlichen oder technischen 

Ressort der E.ON Ruhrgas. 

Wie wichtig bei E.ON Ruhrgas die interne 

Entwicklung von Potenzialträgern ist, zeigt das 

Führungskräfteentwicklungsprogramm. In enger 

Abstimmung mit den Fachbereichen und Tochtergesellschaften 

des Hauses werden zzt. rund 

110 Teilnehmer auf weitergehende Führungsaufgaben 

vorbereitet.

Weiterbildung Die Zahl der Weiterbildungstage 

lag 2005 mit 7.692 Tagen auf dem Niveau des Vorjahres 

(7.827 Tage). Der Schwerpunkt der Weiterbildung 

lag bei „Methoden- und Sozialkompetenz“. 

Die Anzahl der Teilnahmetage pro Mitarbeiter blieb 

konstant bei 3,1 Tagen pro Jahr. 

Die Weiterbildungskooperation zwischen E.ON 

Ruhrgas und Gazprom feierte Ende Juni 2005 ihr 

15-jähriges Bestehen in Essen und Düsseldorf. 

Seit 1990 haben mehr als 1.300 Teilnehmer an 

den Schulungen teilgenommen. 

Chancengleichheit durch Vereinbarkeit von 

Familie und Beruf Ende Mai wurde E.ON Ruhrgas 

im Bundeskanzleramt im Rahmen des 

Bundeswettbewerbs „Erfolgsfaktor Familie 2005“ 

unter die zehn besten Unternehmen Deutschlands 

gewählt. Zudem erreichte das Unternehmen die 

Endrunde der besten fünf bei der Verleihung 

des begehrten Innovationspreises, der neuartige 

und zukunftsweisende familienfreundliche Maßnahmen 

prämiert. Damit würdigte die Jury den 

herausragenden Einsatz zur Vereinbarkeit von 

Familie und Beruf. 

Gesundheitsmanagement und Arbeitssicherheit 

Für die Gemeinschaftsaktion des 

E.ON Ruhrgas-Personalwesens und der BKK 

E.ON Ruhrgas „Gesund durch Früherkennung – 

Darmkrebs-Prävention“ erhielt das Unternehmen 

am 21. März 2005 den Felix Burda Award in der 

Kategorie „Beste Corporate-Citizenship-Aktion“. 

Die Jury würdigte bei der Preisverleihung insbesondere, 

dass „Lebenspartner in die Aktion mit 

einbezogen wurden und durch die offene Kommunikation 

des Schicksals eines erkrankten Angestellten 

viele weitere Mitarbeiter für das sensible 

Thema der Darmkrebsfrüherkennung motiviert 

werden konnten“. 

Gemeinsam mit der BKK E.ON Ruhrgas und 

der Sportgemeinschaft organisierte das E.ON 

Ruhrgas-Personalwesen am 21. Juni 2005 

erstmals einen Gesundheitstag. 

Mitarbeiter 

Weniger Unfälle: Die Unfallzahlen der E.ON 

Ruhrgas AG waren auch in 2005 erneut rückläufig. 

Bei den Arbeits- und Dienstwegeunfällen konnte 

ein Rückgang von rund 30 Prozent verzeichnet 

werden, wobei die meldepflichtigen Arbeits- und 

Dienstwegeunfälle um rund 60 Prozent zurückgegangen 

sind. Angestiegen gegenüber dem Vorjahr 

ist dagegen die Anzahl der nicht meldepflichtigen 

Wegeunfälle. Tödliche Unfälle wurden bei E.ON 

Ruhrgas nicht vermeldet. 

Gesellschaftliche Verantwortung 

Nachhaltige Verbesserung der Lebenssituation 

von Kindern: E.ON Ruhrgas fühlt sich dem 

Gemeinwesen verpflichtet und nimmt ihre unternehmerische 

und gesellschaftliche Verantwortung 

(Corporate Social Responsibility) in der Förderung 

von Kindern und im Kultursponsoring wahr. 

E.ON Ruhrgas unterstützt durch das ehrenamtliche 

Engagement seiner Mitarbeiter den größten 

Ortsverband des Deutschen Kinderschutzbundes 

(DKSB) in Essen. Arbeitsfelder des Deutschen 

Kinderschutzbundes umfassen die Beratung, 

Krisenintervention für vernachlässigte und missbrauchte 

Kinder, Therapieangebote und verschiedene 

Präventionsprojekte. Im Projekt „Lernen 

wie man lernt“ erhalten 350 sozial benachteiligte 

Schülerinnen und Schüler zusätzliche Förderungsmöglichkeiten 

und damit Chancengleichheit im 

deutschen Bildungssystem. Vorschul- und Kleinkinder 

erhalten in den Kinder- und Familienzentren 

„Blauer Elefant“ des DKSB ein umfangreiches 

Angebot, das die Basis für eine alters- und kindgerechte 

Entwicklung bildet. 

Personalbestand 

Market Unit Pan-European Gas 2005 

Aufteilung nach Business Units 

Gas 2.647 

(davon E.ON 

Ruhrgas AG 2.495) 

E.ON Ruhrgas E & P 55 

Gesamtbelegschaft: 13.587 

1.477 Thüga 

9.408 E.ON Ruhrgas 

International 

(davon E.ON Gaz 

România 9.301) 

83

84 Mitarbeiter 

Zeichen spontaner Hilfe für russische Terroropfer: 

In einem Gemeinschaftsprojekt haben 

E.ON Ruhrgas und ihr Schwesterunternehmen 

E.ON Energie Kindern, Jugendlichen und Eltern 

aus Beslan (Russland), die während einer Geiselnahme 

in der örtlichen Schule tief traumatisiert 

wurden, einen zweiwöchigen Therapie- und Erholungsaufenthalt 

in Deutschland ermöglicht. Im 

Vordergrund des Aufenthaltes stand die Therapie 

der Familien. Begleitet wurden sie von erfahrenen 

Psychologen und Psychiatern aus Russland und 

Deutschland. 

Erfolgreiches Kunstsponsorprojekt: Mitte 

Januar 2005 endete die in Essen im Museum 

Folkwang gezeigte Ausstellung „Cezanne – Aufbruch 

in die Moderne“. Wie bei früheren Anlässen 

wurde auch diese Ausstellung in Partnerschaft 

Unfälle Januar bis Dezember – Jahresvergleich 

96 

84 

72 

60 

48 

36 

24 

12 

0 

1 meldepflichtige Arbeitsunfälle 

3 nicht meldepflichtige Arbeitsunfälle 

5 meldepflichtige Dienstwegeunfälle 

7 nicht meldepflichtige Dienstwegeunfälle 

2003 2004 2005 

101 85 67 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

2 meldepflichtige Wegeunfälle 

4 nicht meldepflichtige Wegeunfälle 

6 meldepflichtige Sportunfälle 

8 nicht meldepflichtige Sportunfälle 

1 

mit der E.ON Ruhrgas AG realisiert. Es wurden 

mehr als 40 Gemälde von Paul Cézanne zusammen 

mit bedeutenden Arbeiten von Picasso, 

Braque, Derain, Matisse und Leger präsentiert. 

Mit mehr als 380.000 Besuchern gehörte die Ausstellung 

zu den bestbesuchten Kunstausstellungen 

in Deutschland und wurde zudem vom Kunstkritiker-Verband 

zur „Ausstellung des Jahres 

2004“ gewählt. ¯

Entwicklung der Konzerngesellschaften 


E.ON Ruhrgas International: Auslandsengagement 

weiter ausgebaut Die positive operative 

Ergebnisentwicklung der E.ON Ruhrgas International 

AG (ERI) hat sich 2005 weiter fortgesetzt. 

Das Ergebnis lag 2005 zwar unter dem Wert des 

Vorjahres, der Rückgang war aber vor allem eine 

Folge des Wegfalls der Ergebnisbeiträge der 2004 

übertragenen deutschen Beteiligungen und der 

erstmaligen Berücksichtigung des negativen 

Ergebnisbeitrags der DistriGaz Nord im Jahr 2005. 

Die verbliebenen Gesellschaften konnten 2005 

zum Teil deutliche Ergebnissteigerungen erzielen. 

Deutschland Mit der HEAG Südhessische Energie 

AG, Darmstadt, der EWR GmbH, Remscheid, 

und der Stadtwerke Neuss Energie und Wasser 

GmbH, Neuss, sind alle deutschen Endverteiler- 

Beteiligungen der ERI auf die Thüga übertragen 

worden. Die Neuausrichtung der ERI im Rahmen 

des Umstrukturierungsprozesses des E.ON- 

Konzerns ist damit abgeschlossen. 

Westeuropa/Baltikum Angesichts kontinuierlich 

steigender Gasbezugspreise standen die 

baltischen Beteiligungsgesellschaften vor der 

Aufgabe, Bezugskostensteigerungen möglichst 

umgehend in die nationale Preisregulierung 

einzustellen, um sie dadurch an den Markt weitergeben 

zu können. In Litauen verschlechtert sich 

das regulatorische Umfeld kontinuierlich. Der 

dortige Regulierer hat 2005 eine neue Regulierungsmethodik 

eingeführt. Neben der Nichtanerkennung 

der Asset-Neubewertung als Abschreibungsbasis 

wurde insbesondere auch die erlaubte 

Verzinsung im Transport- und Distributionsbereich 

reduziert. 

Die lettische Gesellschaft Latvijas Gāze hat das 

Schiedsverfahren gegen den lettischen Staat 

erfolgreich abgeschlossen. Das Schiedsgericht in 

Stockholm hatte Lettland 2003 zur Schadensersatzzahlung 

verurteilt, weil Lettland gegen eine 

Verpflichtung aus dem Kaufvertrag verstoßen 

hatte. Das von der lettischen Regierung angerufene 

Berufungsgericht hat nun in letzter Instanz 

das Schiedsurteil bestätigt. 

Zentraleuropa In Rumänien wurde das bereits 

bestehende Engagement durch den Erwerb der 

Mehrheitsbeteiligung an der DistriGaz Nord durch 

E.ON Ruhrgas wesentlich ausgebaut. DistriGaz 

Nord firmierte zum 1. April 2006 in E.ON Gaz 

România um. Die diversen Organisations- und 

Restrukturierungsprojekte kamen gut voran. 

Anfang 2006 ist eine neue Organisationsstruktur 

eingeführt worden und bis März 2007 soll das 

Unbundling der Gesellschaft durchgeführt werden. 

Insgesamt soll die Integration der E.ON Gaz 

România in den E.ON-Konzern bis 2008 komplett 

abgeschlossen sein. 

Bei der slowakischen SPP kam die Restrukturierung 

ebenfalls gut voran. Effizienzsteigerungspotenziale 

wurden sukzessive realisiert. Im 

Unbundlingprojekt wurde mit dem Staat eine 

akzeptable Grundkonzeption vereinbart. Die Distributions- 

und Transportaktivitäten sollen bis Mitte 

2006 jeweils in eine 100-prozentige Tochtergesellschaft 

ausgegliedert werden. 

Der Erwerb der ungarischen MOL-Gassparte 

wurde Ende März 2006 abgeschlossen. ERI hatte 

mit MOL im November 2004 zunächst vereinbart, 

75 Prozent des Gashandels- und Speichergeschäfts 

sowie 50 Prozent der Gasimportgesellschaft 

Panrusgaz zu übernehmen. Diesem Erwerb 

hatte die EU-Kommission im Dezember 2005 

unter der Auflage zugestimmt, dass sich MOL 

vollständig vom Gasspeicher- und Gashandelsgeschäft 

trennen und ein umfangreiches Gas- und 

Contract-Release-Programm durchführen müsse. 

ERI wird daher auch die restlichen 25 Prozent an 

beiden Gesellschaften übernehmen. Die ungarische 

Energiebehörde hatte dem vollständigen 

Erwerb Ende Februar 2006 zugestimmt. 

E.ON Ruhrgas E & P: Ausbau des Geschäfts 

Die E.ON Ruhrgas E & P GmbH hat ihr Geschäft 

2005 erheblich ausbauen können und ist damit 

dem Ziel, bis zu 20 Prozent des E.ON Ruhrgas- 

Gasaufkommens für den paneuropäischen Markt 

aus eigener Förderung darzustellen, einen 

wichtigen Schritt näher gekommen. Im November 

wurde das britische Upstream-Unternehmen 

Caledonia Oil and Gas Limited von einer Investorengruppe 

unter Führung des spezialisierten 

Finanzinvestors First Reserve erworben. Die 

Gesellschaft wurde in E.ON Ruhrgas UK North 

Sea Limited umbenannt. Damit verfügt die E.ON 

Ruhrgas AG über vier weitere produzierende 

und elf noch zu entwickelnde Offshore-Felder in 

der britischen Nordsee. 

85


E.ON Ruhrgas Norge AS erwarb im September 

des vergangenen Jahres einen weiteren 15-prozentigen 

Anteil an dem Njord-Feld von Paladin 

Resources Norge AS und Paladin Resources 

(Norway) Limited. Damit erhöhte sich die Beteiligung 

an diesem Offshore-Feld in der norwegischen 

Nordsee auf 30 Prozent. Ende 2007 soll 

die Gasproduktion aus dem Njord-Feld aufgenommen 

werden. Im April erwarb E.ON Ruhrgas 

Norge AS 20 Prozent der Anteile an der Explorationslizenz 

„Ellida“ in der norwegischen Nordsee 

von BP Norge. Sowohl in der britischen als auch 

in der norwegischen Nordsee wurden den E & P- 

Tochtergesellschaften im Rahmen von Lizenzvergaberunden 

Anteile an Explorationsblöcken 

zugeteilt. 

Im August erfolgte die Übertragung von 

29,95 Prozent der Anteile an der österreichischen 

RAG-Beteiligungs-Aktiengesellschaft von E.ON 

Energie AG auf die E.ON Ruhrgas E & P GmbH. 

Produktion deutlich gesteigert Infolge der 

Akquisitionen und höherer Förderung aus den 

bestehenden Feldesbeteiligungen stieg die 

Produktion im Vergleich zum Vorjahr deutlich: Die 

anteilige Gasproduktion erhöhte sich um rund 

130 Mio m 3 auf über 480 Mio m 3 . Die anteilige Ölund 

Kondensatproduktion stieg von 4,1 Mio bbl 

auf 4,8 Mio bbl. Während die Förderung aus dem 

Elgin/Franklin-Feld, an dem E.ON Ruhrgas UK 

Exploration and Production mit 5,2 Prozent beteiligt 

ist, auf dem Niveau des Vorjahres lag, produzierte 

das Scoter-Feld erstmals ganzjährig. Am 

Scoter-Feld ist E.ON Ruhrgas UK Exploration and 

Production mit 12 Prozent beteiligt. Die Produktion 

des Njord-Feldes lag ebenfalls über dem 

Niveau des Vorjahres. Beide Gesellschaften profitierten 

von hohen Öl- und Gaspreisen, die nur zu 

einem geringen Teil durch Wechselkurseffekte 

gemindert wurden. 

Mit der Produktionsaufnahme von weiteren, sich 

gegenwärtig in der Entwicklungsphase befindenden 

Feldern ist eine Ausweitung der Produktion in 

den kommenden Jahren geplant. Darüber hinaus 

ist in den nächsten Jahren das Abteufen von Explorationsbohrungen 

in zum Portfolio gehörenden 

Explorationslizenzen vorgesehen. Im Erfolgsfall 

führen die Explorationsaktivitäten zu einer Ausweitung 

der Reservenbasis. Nicht fündige Explorationsbohrungen 

belasten das Konzernergebnis. 

E.ON Ruhrgas Transport: Größter Anbieter 

Die E.ON Ruhrgas AG hat Anfang 2004 ihr Transportgeschäft 

in die „E.ON Ruhrgas Transport AG & 

Co. KG“ ausgegliedert. Seitdem ist das Tochterunternehmen 

für das gesamte Transportgeschäft 

verantwortlich und auch die E.ON Ruhrgas AG ist 

Transportkunde. Bei ihrer bisherigen Geschäftstätigkeit 

war die E.ON Ruhrgas Transport erfolgreich. 

In einem Umfeld sich rasch ändernder Rahmenbedingungen 

wurden ein sicherer Netzbetrieb 

und eine bestmögliche Betreuung aller Transportkunden 

gewährleistet. Im Berichtszeitraum war 

das Unternehmen größter Anbieter im deutschen 

Gastransportgeschäft. 

Die lebhafte Entwicklung des Transportgeschäfts 

seit dem Sommer 2000 hat sich weiter fortgesetzt. 

Die Vermarktung der Transportkapazitäten 

erfolgt über das zum 1. November 2005 eingeführte 

Entry/Exit-System. In Fortführung des 

Transportgeschäfts der Ruhrgas AG wurden über 

600 Transportverträge abgeschlossen, so dass 

sich die Zahl der insgesamt abgeschlossenen 

Verträge bis Ende 2005 auf rund 1.000 erhöhte. 

Um die eigene Position im sich deutlich verschärfenden 

Transportwettbewerb mit anderen überregionalen 

Transportgesellschaften zu verbessern, 

hat E.ON Ruhrgas Transport in mehreren Fällen 

auf Basis von langfristigen Transportverträgen den 

weiteren Ausbau des Leitungsnetzes veranlasst. 

Thüga AG: In Deutschland und Italien aktiv 

Die Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) ist Kern 

einer im gesamten Bundesgebiet und in Italien 

präsenten Unternehmensgruppe. In Deutschland 

ist Thüga an fast 100 Energie- und Wasserversorgungsunternehmen 

mit eigenen Verteilernetzen 

beteiligt – hierbei handelt es sich überwiegend 

um Minderheitsbeteiligungen an kommunalen 

Stadtwerken und Regionalversorgern. Daneben 

versorgt Thüga über Betriebsstellen Verbraucher in 

Baden-Württemberg, Bayern und Rheinland-Pfalz 

mit Elektrizität und Gas. Die Beteiligungsgesellschaften 

und Thüga bilden ein Netzwerk von 

Energiedienstleistern, das regionale Kundennähe 

mit überregionaler Stärke verbindet. Thüga stellt 

ihren Beteiligungsunternehmen im Rahmen ihres 

partnerschaftlichen Beteiligungs- und Beratungskonzeptes 

Fachkompetenz zur Verfügung. Im 

Geschäftsjahr 2005 wurden die Beteiligungsunternehmen 

vor dem Hintergrund des in Kraft getretenen 

neuen Energiewirtschaftsgesetzes vor allem 

hinsichtlich der Umsetzung der Unbundling-Anforderungen 

und des Regulierungsmanagements 

beraten.

Transportgeschäft 

E.ON Ruhrgas Transport AG & 

Co. KG, Essen, 

GK: 100,0 100,00% 

Ferngas Nordbayern GmbH*, 

Nürnberg, 

GK: 33,0 53,10% 

Gas-Union GmbH*, 

Frankfurt/Main, 

GK: 23,0 25,93% 

Saar Ferngas AG*, 

Saarbrücken, 

GK: 50,0 20,00% 


Energiebeteiligungen E.ON Ruhrgas International AG, Essen, GK: 156,0 100,00% 

Deutschland 

Europa 

Gasnor AS, 

Karmoy/Norwegen, 

GK: 57,7 NOK 14,00% 

AB Lietuvos Dujos, 

Vilnius/Litauen, 

GK: 469,1 LTL 38,91% 

EUROPGAS a.s., 

Prag/Tschechische Republik, 

GK: 5.651,0 CZK 50,00% 

E.ON Ruhrgas Mittel- und 

Osteuropa GmbH, Essen, 

GK: 0,025 100,00% 

S.C. Congaz S.A., 

Konstanza/Rumänien, 

GK: 47,9 RON 28,59% 

Gazprom** 

OAO Gazprom, Moskau/ 

Russische Föderation, 

GK: 325.194,0 RUB 6,4% 

Nova Naturgas AB, 

Göteborg/Schweden, 

GK: 120,0 SEK 29,59% 

Inwestycyjna Spó´lka 

Energetyczna Sp. z o.o. (IRB), 

Warschau/Polen, 

GK: 11,0 PLN 50,00% 

beteiligt an: 

SPP Bohemia a.s., 

Prag/Tschechische Republik, 

GK: 1.100,0 CZK 50,00% 

beteiligt an: 

Slovak Gas Holding B.V., 

Zoetermeer/Niederlande, 

GK: 0,5 50,00% 

Ekopur d.o.o., 

Ljubljana/Slowenien, 

GK: 2,1 SIT 100,00% 

E.ON Gaz România** 

E.ON Gaz România, 

Târgu Mures/Rumänien, 


Gasum Oy, 

Espoo/Finnland, 

GK: 178,3 20,00% 

Szczecińska Energetyka 

Cieplna Sp. z o.o. (SEC), 

Stettin/Polen, 

GK: 126,5 PLN 32,13% 

beteiligt an: 

Moravské naftové doly a.s. 

(MND), Hodonín/ 

Tschechische Republik, 

GK: 806,0 CZK 51,82% 

beteiligt an: Slovenský 

plynárenský priemysel a.s. 

(SPP), Bratislava/Slowakische 

Republik, 

GK: 52.287,0 SKK 24,50% 

beteiligt an: 

Geoplin d.o.o., 

Ljubljana/Slowenien, 

GK: 7.388,0 SIT 6,52% 

* über RGE Holding GmbH, 

Essen 

GK: 0,05 ERI-Anteil: 100,00% 

AS Eesti Gaas, 

Tallinn/Estland, 

GK: 155,2 EEK 33,66% 

therminvest Sp. z o.o., 

Danzig/Polen, 

GK: 0,8 PLN 100,00% 

Nafta a.s., 

Gbely/Slowakische Republik, 

GK: 3.231,0 SKK 40,27% 

Holdigaz SA, 

Vevey/Schweiz, 

GK: 20,5 CHF 2,21% 

** Beteiligung der 

E.ON Ruhrgas AG 

Gezeichnetes Kapital (GK) in 

Mio € bzw. in Landeswährung 

Beteiligung in % 

Stand: 31.12.2005 

87 

JSC Latvijas Gāze, 

Riga/Lettland, 

GK: 39,9 LVL 47,23% 

CCNE Colonia Cluj-Napoca 

Energie S.R.L., 

Klausenburg/Rumänien, 


SOTEG Société de 

Transport de Gaz S.A., 

Luxemburg/Luxemburg, 

GK: 20,0 20,00%


Deutschland 

Stadtwerke Hannover 

Aktiengesellschaft, 

Hannover, 

EK: 236,3 24,00% 

HEAG Südhessische 

Energie AG (HSE), 

Darmstadt, 

EK: 302,8 40,01% 

Italien 

Thüga Italia S.r.l., 

Verona/Italien, 

EK: 221,6 100,00% 

Thüga Mediterranea S.r.l. 

San Giuseppe di 

Comacchio/Italien, 

EK: 35,2 100,00% 

Thüga Triveneto S.r.l., 

Cremona/Italien, 

EK: 18,1 100,00% 

N-ERGIE Aktiengesellschaft, 

Nürnberg, 

EK: 248,0 39,80% 

DREWAG – Stadtwerke 

Dresden GmbH, 

Dresden, 

EK: 300,8 10,00% 

E.ON Vendita S.r.l., 

Verona/Italien, 

EK: 63,7 100,00% 

Thüga Orobica S.r.l., 

Mantova/Italien, 

EK: 17,9 100,00% 

AMGA Azienda Multiservizi 

S.p.A., Udine/Italien, 

EK: 71,1 21,60% 

Mainova Aktiengesellschaft, 

Frankfurt/Main, 

EK: 356,7 24,44% 

Erdgas Südbayern GmbH, 

München, 

EK: 111,1 50,00% 

Thüga Laghi S.r.l., 

Verbania/Italien, 

EK: 28,0 100,00% 

Thüga Padana S.r.l., 

Cremona/Italien, 

EK: 58,3 100,00% 

G.E.I. Gestione Energetica 

Impianti S.p.A., Crema/Italien, 

EK: 22,0 48,94% 

Das ausländische Engagement der Thüga konzentriert 

sich auf den italienischen Gasmarkt, der 

neben dem deutschen und britischen Gasmarkt zu 

den größten in Europa zählt. Thüga hält über ihre 

100-prozentige Tochter Thüga Italia S.r.l. (Thüga 

Italia) im Wesentlichen Beteiligungen an fünf 

Netzgesellschaften und einer Vertriebsgesellschaft. 

Darüber hinaus werden zwei Minderheitsbeteiligungen 

gehalten. Als Landesgesellschaft 

betreut Thüga Italia ihre Beteiligungsgesellschaften 

in allen relevanten Fragen der Energiewirtschaft. 

Thüga Aktiengesellschaft, München, GK: 221,8 81,10% 

GASAG Berliner Gaswerke 


Berlin, 

EK: 512,9 36,85% 

Stadtwerke Duisburg AG, 

Duisburg, 

EK: 151,2 20,00% 

alle Angaben in Mio € 

badenova AG & Co. KG, 

Freiburg, 

EK: 219,4 47,30% 

Stadtwerke Essen AG, 

Essen, 

EK: 115,2 20,00% 

EK = Eigenkapital gem. § 285 Nr. 11 HGB 

(Aufstellung des Anteilsbesitzes zum 31.12.2005) 

GK = gezeichnetes Kapital der Thüga beträgt 221,8 Mio € 

Beteiligungen Deutschland entsprechen einer Auswahl der 

Gesellschaften der Thüga-Gruppe 

Beteiligungsportfolio Deutschland Für Thüga 

als Holdinggesellschaft für Energiebeteiligungen 

ist das Beteiligungsvermögen die wichtigste 

Bilanzposition. Wesentliche Zugänge im Beteiligungsvermögen 

resultierten 2005 aus der Übernahme 

von Minderheitsbeteiligungen der E.ON 

Ruhrgas International. Durch konzerninterne Übertragungen 

erwarb Thüga von ERI Anteile an der 

EWR GmbH (20,0 Prozent) und an der Stadtwerke 

Neuss Energie und Wasser GmbH (15,0 Prozent). 

Die Beteiligung an der HEAG Südhessische Energie 

AG (HSE) hat Thüga auf 40,0 Prozent (plus 

21,2 Prozent) aufgestockt. Darüber hinaus erwarb 

Thüga 2005 keine neuen Beteiligungen an kommunalen 

Stadtwerken. Hintergrund ist die mit 

Blick auf die großen Energieunternehmen nach 

wie vor bestehende stark restriktive kartellrechtliche 

Genehmigungspraxis bei Zusammenschlussvorhaben.

Exploration und Produktion 

E.ON Ruhrgas E & P GmbH, 

Essen, 

GK: 0,05 100,00% 

E.ON Ruhrgas North Sea Ltd., 

Aberdeen/Großbritannien, 

GK: 79,6 GBP 100,00% 

Projektgesellschaften 

BBL Company V.O.F.**, 

Groningen/Niederlande, 

GK: 46,9 20,0% 

Interconnector (UK) Limited, 

London/Großbritannien, 


NETRA GmbH 

Norddeutsche Erdgas 

Transversale & Co. KG, 

Emstek/Schneiderkrug, 

GK: 161,3 40,6% 

Sonstige 

E.ON Engineering GmbH, 

Gelsenkirchen, 

GK: 19,8 43,0% 

beteiligt an: 

E.ON Ruhrgas UK Exploration 

and Production Limited, 

London/Großbritannien, 


Rohöl-Aufsuchungs-AG, 

Wien/Österreich*, 

GK: 4,0 22,5% 

DEUDAN – Deutsch/ 

Dänische Erdgastransport- 

Gesellschaft mbH & Co. KG, 

Handewitt, 

GK: 16,9 25,0% 

MEGAL Mittel-Europäische- 

Gasleitungsgesellschaft 

mbH & Co. KG, Essen, 

GK: 20,5 51,0% 

Trans Europa Naturgas 

Pipeline GmbH & Co. KG 

(TENP), Essen, 

GK: 7,7 51,0% 

GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft 

deutscher 

Gasversorgungsunternehmen 

mbH & Co. KG, Straelen, 

GK: 41,0 25,0% 

Im Zusammenhang mit der Neuordnung von 

Beteiligungsstrukturen in Bayern und Thüringen 

hat Thüga ihre 30,6-prozentige Beteiligung an der 

Gasversorgung Unterfranken GmbH an E.ON 

Bayern AG sowie ihre Anteile an der Stadtwerke 

Suhl/Zella-Mehlis GmbH (28,4 Prozent) an E.ON 

Thüringer Energie AG veräußert. 

Beteiligungsportfolio Italien Die 2004 eingeleiteten 

Maßnahmen zur Vereinfachung der Beteiligungsstrukturen 

wurden 2005 abgeschlossen. 

Nachdem Thüga Italia Ende 2003 Beteiligungen an 

rund 40 Unternehmen hielt, bestehen zum Ende 

des laufenden Geschäftsjahres 100-prozentige Beteiligungen 

– im Wesentlichen – an fünf regionalen 

Netzgesellschaften und einer Vertriebsgesellschaft. 

Daneben werden an der G.E.I. Gestione 

Energetica Impianti S.p.A. (48,9 Prozent) und 

AMGA Azienda Multiservizi S.p.A. (AMGA) zwei 


E.ON Ruhrgas Norge AS, 

Stavanger/Norwegen, 

GK: 89,9 NOK 100,00% 

* über RAG-Beteiligungs- 


Wien/Österreich 

Etzel Gas-Lager 

GmbH & Co. KG, 

Friedeburg-Etzel, 

GK: 24,9 74,8% 

Mittelrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft 

mbH, Haan (Rhld.), 

GK: 29,0 100,0% 

erdgas mobil GmbH & Co. KG, 

Essen, 

GK: 3,0 19,0% 

Gezeichnetes Kapital (GK) in 

Mio € bzw. in Landeswährung 

Beteiligung in % 

Stand: 31.12.2005 

GHG-Gasspeicher 

Hannover GmbH, Hannover, 

GK: 102,3 13,2% 

Nordrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft 

mbH & Co. KG, 

Haan (Rhld.), 

GK: 23,5 50,0% 

** über E.ON Ruhrgas BBL, B.V., 

Den Haag/Niederlande 

E.ON IS GmbH, 

Hannover, 

GK: 5,1 14,0% 

Wesentliche mittelbare und 

unmittelbare Beteiligungen 

Minderheitsbeteiligungen gehalten. Die Beteiligung 

an AMGA ist 2005 durch den Erwerb weiterer 

Aktien auf 21,6 Prozent aufgestockt worden. 

Die Gesellschaften der Thüga Italia-Gruppe 

versorgten Ende 2005 insgesamt rund 750.000 

Kunden mit Erdgas. ¯ 

89

92 Umsatz und Ertragslage 

Umsatz und Ertragslage des Konzerns 

Umsatz und Ertragslage 

Eckdaten Geschäftsfelder nach US-GAAP 1 

in Mio € Up-/ Downstream- Sonstige/ Pan-European 

Midstream Beteiligungen Konsolidierung Gas 

Umsatzerlöse2 2005 16.365 1.973 –424 17.914 

2004 12.076 1.479 –328 13.227 

Adjusted EBIT 2005 988 551 –3 1.536 

2004 862 486 –4 1.344 


2 inkl. Erdgas- und Stromsteuer 

Der Konzernabschluss der E.ON Ruhrgas AG, 

Essen, nach US-GAAP wird mit den dargestellten 

Zahlen in den Konzernabschluss der E.ON AG, 

Düsseldorf, einbezogen. Er umfasst das europäische 

Up- und Midstream-Gasgeschäft sowie 

Mehr- und Minderheitsbeteiligungen an Gesellschaften 

im Downstream-Gasgeschäft. Das 

Geschäftsfeld Sonstige/Konsolidierung enthält 

nach der Veräußerung der Ruhrgas Industries 

Gruppe ausschließlich Konsolidierungseffekte. 

In der Market Unit Pan-European Gas ist E.ON 

Ruhrgas als Führungsgesellschaft für das Management 

der vertikal integrierten Wertschöpfungskette 

im europäischen Gasgeschäft verantwortlich. 

E.ON Ruhrgas E & P beteiligt sich im Upstream- 

Bereich an der Gasförderung und der Suche nach 

entsprechenden Vorkommen. Im Midstream- 

Geschäft werden Gaseinkauf, Gasverkauf und 

Gasspeicherung gebündelt und das gesamte technische 

System gesteuert und optimiert. Das 

Gastransportnetz wird von der E.ON Ruhrgas 

Transport vermarktet. 

Für Downstream-Beteiligungen sind E.ON Ruhrgas 

International und Thüga zuständig. Während 

sich Thüga überwiegend auf deutsche Minderheitsbeteiligungen 

und italienische Mehrheitsbeteiligungen 

an regionalen Energieversorgern 

konzentriert, liegt der Fokus der E.ON Ruhrgas 

International auf Energiebeteiligungen im übrigen 

europäischen Ausland. 

Umsatz gesteigert, Adjusted EBIT um 14 Prozent 

über Vorjahreswert Im September 2005 

wurde die Veräußerung von Ruhrgas Industries 

an das europäische Beteiligungsunternehmen 

CVC Capital Partners vollzogen. Für das Geschäftsjahr 

2004 sind die Werte für E.ON Ruhrgas zur 

besseren Vergleichbarkeit um die Werte für Ruhrgas 

Industries bereinigt worden. 

Der Umsatz konnte im Geschäftsjahr 2005 mit 

17.914 Mio € gegenüber dem Vorjahreswert von 

13.227 Mio € um 35 Prozent gesteigert werden. 

Der Anstieg des Umsatzes resultiert im Wesentlichen 

aus höheren durchschnittlichen Verkaufspreisen, 

bedingt durch die stark gestiegenen 

Heizölpreise und die bestehende Wettbewerbsbindung, 

sowie einem höheren Gasabsatz im 

Midstream-Segment. Im Upstream-Geschäft führten 

die gestiegene Produktion sowie höhere 

Verkaufspreise, bedingt durch die Energiepreisentwicklung, 

zu einem Umsatzplus. Die Erhöhung 

der Umsatzerlöse im Geschäftsfeld Downstream 

ist vor allem auf die erstmalige Einbeziehung 

von DistriGaz Nord, die Umsatzentwicklung bei 

Ferngas Nordbayern sowie die Erweiterung des 

Konsolidierungskreises bei Thüga Italia zurückzuführen.

E.ON Ruhrgas-Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung 1 

Das Adjusted EBIT von 1.536 Mio € lag im Geschäftsjahr 

2005 um 192 Mio € oder 14 Prozent 

über dem Vorjahreswert. Die einzelnen Geschäftsfelder 

entwickelten sich wie folgt: 

Das Geschäftsfeld Up-/Midstream verzeichnet 

einen Anstieg von 126 Mio €. Diese Entwicklung 

wurde wesentlich durch das Upstream-Geschäft 

beeinflusst, welches im Geschäftsjahr 2005 insbesondere 

von im Vergleich zum Vorjahr höheren 

Ölpreisen sowie gestiegenen Produktionsmengen 

profitierte. Das Midstream-Geschäft wurde im 

Geschäftsjahr 2005 von unterschiedlichen Einflussfaktoren 

geprägt. Durch die 2005 stark gestiegenen 

Heizölpreise und die bestehende Wettbewerbsbindung 

erhöhten sich die Bezugskosten 

für Erdgas erheblich. Weil die Verkaufspreise den 

Einkaufspreisen zeitlich nachgelagert angepasst 

werden, wurde das Adjusted EBIT deutlich belastet. 

Das Ergebnis im operativen Gasgeschäft in 

Deutschland ging sowohl absolut als auch spezifisch 

zurück. Gegenläufig wirkten positive Preissicherungsgeschäfte, 

höhere Leistungserlöse, 

der deutlich höhere Absatz sowie die Rückzahlung 

von zu viel gezahlten Entgelten für den Gebrauch 

und die Überlassung von Erdgasleitungen auf das 

Adjusted EBIT im Geschäftsfeld Up-/Midstream. 

Umsatz und Ertragslage 

in Mio € 2005 2004 

Umsatzerlöse (brutto) 17.914 13.227 

Erdgas-/Stromsteuer 3.110 2.923 

Umsatzerlöse (netto) 14.804 10.304 

Herstellungskosten –13.588 –9.017 

Bruttoergebnis vom Umsatz 1.216 1.287 

Vertriebskosten –302 –323 

Forschungs- und Entwicklungskosten –7 –7 

Allgemeine Verwaltungskosten –207 –171 

Sonstiges betriebliches Ergebnis 258 111 

Finanzergebnis 567 466 

Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit 1.525 1.363 

Steuern vom Einkommen und Ertrag –389 –356 

Anteile Konzernfremder –16 –74 

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten 1.120 933 

Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten 634 35 

Konzernergebnis vor Ergebnisabführung 1.754 968 


Das Adjusted EBIT im Geschäftsfeld Downstream 

liegt um 65 Mio € über dem Vorjahreswert. Während 

das Ergebnis von ERI durch die erstmalige 

Einbeziehung der DistriGaz Nord belastet wurde, 

sorgten vor allem höhere Beteiligungsergebnisse 

von assoziierten Unternehmen und die positive 

Ergebnisentwicklung bei Thüga Italien für den Anstieg 

des Adjusted EBIT im Downstream-Bereich. 

Bilanzstruktur Das Bilanzvolumen des 

E.ON Ruhrgas-Konzerns nach US-GAAP beträgt 

30,7 Mrd € und hat sich damit gegenüber dem 

Vorjahr um 8,0 Mrd € erhöht. Der Anstieg geht im 

Wesentlichen auf Wertsteigerungen in den Finanzanlagen 

zurück. Mit dem Verkauf der RI-Gruppe 

2005 sind alle Vermögenswerte und Schulden 

der RI-Gruppe abgegangen. In den Bilanzwerten 

für das Geschäftsjahr 2004 sind die Aktiva und 

Passiva der RI-Gruppe dagegen noch enthalten. 

Aktiva Das Anlagevermögen dominiert mit 

79 Prozent (Vorjahr 82 Prozent) der Bilanzsumme 

die Aktiva der E.ON Ruhrgas. Neben dem Goodwill 

in den immateriellen Vermögensgegenständen 

und der gaswirtschaftlichen Infrastruktur im 

Sachanlagevermögen sind die Finanzanlagen mit 

58 Prozent des Anlagevermögens die größte Vermögensgruppe 

innerhalb des Anlagevermögens. 

Der Anstieg der Finanzanlagen im Jahr 2005 ist 

vor allem auf Marktbewertungen und auf Beteiligungserwerbe 

zurückzuführen. 

93

94 Umsatz und Ertragslage 

E.ON Ruhrgas-Konzernbilanz 

in Mio € 31.12.2005 1 31.12. 2004 

Aktiva 

Anlagevermögen 

Immaterielle Vermögensgegenstände 4.846 4.483 

Sachanlagen 5.361 4.890 

Finanzanlagen 14.191 9.331 

Umlaufvermögen 

Das Umlaufvermögen wird dominiert von den 

Forderungen aus dem Gasgeschäft, den Finanzforderungen 

sowie den Gasvorräten. 

Passiva Die Eigenkapitalquote des E.ON 

Ruhrgas-Konzerns beträgt 2005 51 Prozent und 

liegt damit nur leicht unter dem Vorjahreswert von 

53 Prozent. Das Eigenkapital steigt um 3,7 Mrd € 

auf 15,7 Mrd €. Der Anstieg ist im Wesentlichen 

auf erfolgsneutrale Marktwertveränderungen 

zurückzuführen. 

Die Rückstellungen enthalten die Pensionsrückstellungen, 

Steuerrückstellungen sowie sonstige 

Rückstellungen, die insbesondere für noch ausstehende 

Abrechnungen und die Risiken des 

internationalen Gasgeschäftes gebildet werden. 

Die Verbindlichkeiten resultieren vor allem aus 

dem Gasgeschäft und beinhalten die Ergebnisabführung. 

Die sonstigen Passiva enthalten vor 

allem die passiven latenten Steuern. ¯ 

24.398 18.704 

Vorräte 591 696 

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände 5.414 3.034 

Wertpapiere 45 2 

Flüssige Mittel 229 236 

Sonstige Aktiva 69 49 


E.ON Ruhrgas-Konzernbilanz 

6.348 4.017 

30.746 22.721 

in Mio € 31.12.2005 1 31.12. 2004 

Passiva 

Eigenkapital 15.675 11.943 

Anteile anderer Gesellschafter 845 709 

Rückstellungen 2.182 2.298 

Verbindlichkeiten 8.859 5.689 

Sonstige Passiva 3.185 2.082 

30.746 22.721 

1 Werte bereinigt um Ruhrgas Industries

Wesentliche Beteiligungen im 

Energie- und Projektbereich 

• E.ON Ruhrgas International AG, Essen 

Deutschland 

• Ferngas Nordbayern GmbH, Nürnberg* 

• Gas-Union GmbH, Frankfurt/Main* 

• Saar Ferngas AG, Saarbrücken* 

• Erdgasversorgungsgesellschaft 

Thüringen-Sachsen mbH, Erfurt** 

Beteiligungsgesellschaften 

Europa 

• Gasnor AS, Karmoy/Norwegen 

• Nova Naturgas AB, Göteborg/Schweden 

• Gasum Oy, Espoo/Finnland 

• AS Eesti Gaas, Tallinn/Estland 

• JSC Latvijas Gāze, Riga/Lettland 

• AB Lietuvos Dujos, Vilnius/Litauen 

• Inwestycyjna Spó´lka Energetyczna 

Sp. z o.o. (IRB), Warschau/Polen 

• EUROPGAS a.s., Prag/Tschechische Republik, 

beteiligt an: 

• SPP Bohemia a.s., 

Prag/Tschechische Republik 

• Moravské naftové doly a.s., 

Hodonín/Tschechische Republik*** 

• E.ON Ruhrgas Mittel- und Osteuropa GmbH, 

Essen, 

beteiligt über: 

• Slovak Gas Holding B.V., 

Zoetermeer/Niederlande, 

an: 

• Slovenský plynárenský priemysel a.s. (SPP), 

Bratislava/Slowakische Republik*** 

• Nafta a.s., Gbely/Slowakische Republik 

• E.ON Földgáz Trade Rt. 

(vormals MOL Földgázellátó Rt.), 

E.ON Földgáz Storage Rt. 

(vormals MOL Földgáztároló Rt.), 

Budapest/Ungarn****/***** 

• E.ON Gaz România S.A. 

(vormals DistriGaz Nord S.A.), 

Târgu Mures/Rumänien**/****** 

• Colonia Cluj-Napoca Energie S.R.L., 

Klausenburg/Rumänien 

• S.C. Congaz S.A., Konstanza/Rumänien 

• Ekopur d.o.o., Ljubljana/Slowenien, 

beteiligt an: 

• Geoplin d.o.o., Ljubljana/Slowenien 

• Holdigaz SA, Vevey/Schweiz 

• SOTEG – Société de Transport de Gaz S.A., 

Luxemburg/Luxemburg 

• OAO Gazprom, 

Moskau/Russische Föderation******* 

* über RGE Holding GmbH 

** durch E.ON Ruhrgas AG, betreut von E.ON Ruhrgas International AG 

*** mittelbar über eine Holdinggesellschaft 

**** Umfirmierung 2006 

***** Erwerbsverträge unterzeichnet 

****** Erwerb durch E.ON Ruhrgas AG; Übertragung auf E.ON Ruhrgas International AG in Vorbereitung 

******* durch E.ON Ruhrgas AG 

95

96 Beteiligungsgesellschaften 

• Thüga Aktiengesellschaft, München 

Deutschland 

• badenova AG & Co. KG, Freiburg 

• DREWAG – Stadtwerke Dresden GmbH, 

Dresden 

• Erdgas Südbayern GmbH, München 

• Gasag Berliner Gaswerke Aktiengesellschaft, 

Berlin 

• HEAG Südhessische Energie AG (HSE), 

Darmstadt 

• Mainova Aktiengesellschaft, Frankfurt/Main 

• N-ERGIE Aktiengesellschaft, Nürnberg 

• Stadtwerke Duisburg AG, Duisburg 

• Stadtwerke Hannover Aktiengesellschaft, 

Hannover 

• Stadtwerke Essen AG, Essen 

Italien 

• Thüga Italia S.r.l., Verona/Italien 

• E.ON Vendita S.r.l., Verona/Italien 

• Thüga Laghi S.r.l., Verbania/Italien 

• Thüga Mediterranea S.r.l., 

San Giuseppe di Comacchio/Italien 

• Thüga Orobica S.r.l., Mantova/Italien 

• Thüga Padana S.r.l., Cremona/Italien 

• Thüga Triveneto S.r.l., Cremona/Italien 

• AMGA Azienda Multiservizi S.p.A., Udine/Italien 

• G.E.I. Gestione Energetica Impianti S.p.A., 

Crema/Italien 

• Transportgeschäft 

E.ON Ruhrgas Transport AG & Co. KG, Essen 

• Projektgesellschaften und sonstige 

Beteiligungen 

• E.ON Ruhrgas BBL, B.V., 

Den Haag/Niederlande 

beteiligt an: 

• BBL Company V.O.F., 

Groningen/Niederlande 

• DEUDAN – Deutsch/Dänische Erdgastransport- 

Gesellschaft mbH & Co. KG, Handewitt 

• Etzel Gas Lager GmbH & Co. KG, 

Friedeburg-Etzel 

• GHG-Gasspeicher Hannover GmbH, Hannover 

• E.ON Ruhrgas UK E & P Ltd., 

London/Großbritannien 

beteiligt an: 

• Interconnector (UK) Limited, 

London/Großbritannien 

• MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft 

mbH & Co. KG, Essen 

• Mittelrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft 

mbH, Haan (Rhld.) 

• Nordrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft 

mbH & Co. KG, Haan (Rhld.) 

• NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas 

Transversale & Co. KG, Emstek/Schneiderkrug 

• Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH & Co. 

KG (TENP), Essen 

• E.ON Engineering GmbH, Gelsenkirchen 

• GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft 

deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH 

& Co. KG, Straelen 

• erdgas mobil GmbH & Co. KG, Essen 

• E.ON Ruhrgas Norge AS, Stavanger/Norwegen 

• E.ON Ruhrgas North Sea Ltd., 

Aberdeen/Großbritannien 

• Rohöl-Aufsuchungs-AG, Wien/Österreich 

• E.ON IS GmbH, Hannover

Gestaltung: 

Kuhn, Kammann & Kuhn AG, Köln 

Redaktion: 

Michael Böckling, Dieter Krause 

(Unternehmenskommunikation) 

Bildnachweis: 


Christoph Fein 

KBB Underground Technologies GmbH 

Atle Kårstad 

Helge Hansen 

Claudia Kempf 

BMW AG 

Martin Leclaire 

Druck: 

Tuschen GmbH, Dortmund 

Das verwendete Papier ist chlorfrei gebleicht 

(TCF). 

Redaktionsschluss: 

Lagebericht Januar 2006 

Magazin März 2006 

Impressum


Unternehmenskommunikation 

Huttropstraße 60 

45138 Essen 

Telefon 02 01/184-38 57 

Telefax 02 01/184-31 71 

E-Mail: info@eon-ruhrgas.com 

http://www.eon-ruhrgas.com

E.ON Ruhrgas GB 2005 D - E.ON Ruhrgas AG

Sie wollen auch ein ePaper? Erhöhen Sie die Reichweite Ihrer Titel.

Template löschen?

Als Template speichern?