Bachelorarbeit - Logistics Baden-Württemberg

Logistik 

fossiler Energieträger 

Bachelorarbeit 

im Fach Logistik 

Studiengang Betriebswirtschaft 

für kleine und mittlere Unternehmen 

der 

Hochschule für Technik und Wirtschaft 

Aalen 

Jens Schleicher 

Matrikelnummer: 25867 

Erstprüfer: Prof. Dr. Ulrich Morlock 

Zweitprüfer: Prof. Dr. Eugen May 

Bearbeitungszeitraum: 

01. November 2009 bis 30. April 2010 

Aalen, April 2010

Inhaltsverzeichnis 2 

Inhaltsverzeichnis 

Inhaltsverzeichnis .......................................................................................................2 

Abbildungsverzeichnis ...............................................................................................4 

Tabellenverzeichnis ....................................................................................................5 

Abkürzungsverzeichnis ..............................................................................................6 

Vorwort ........................................................................................................................8 

1 Einleitung..........................................................................................................9 

1.1 Aufgabenstellung..............................................................................................10 

1.2 Vorgehensweise...............................................................................................11 

2 Energiemarkt ..................................................................................................12 

2.1 Energie.............................................................................................................12 

2.2 Energienachfrage.............................................................................................16 

2.3 Deckung des Energiebedarfs ...........................................................................22 

2.4 Fossile Energieträger .......................................................................................24 

2.4.1 Zusammensetzung...........................................................................................24 

2.4.2 Entstehung .......................................................................................................25 

2.4.3 Geschichtliche Nutzungsentwicklung................................................................26 

2.5 Fossile Energievorkommen ..............................................................................27 

2.5.1 Reserven..........................................................................................................28 

2.5.2 Ressourcen ......................................................................................................32 

2.5.3 Reichweite........................................................................................................33 

2.6 Deutsche Lieferabhängigkeiten ........................................................................35 

3 Logistischer Prozess Erdöl ...........................................................................40 

3.1 Erdölgewinnung................................................................................................43 

3.1.1 Exploration .......................................................................................................43 

3.1.2 Bohrung ...........................................................................................................43 

3.1.3 Förderung.........................................................................................................46 

3.2 Transport vom Förderort in die Verbraucherregion ...........................................48 

3.2.1 Pipeline ............................................................................................................49 

3.2.2 Schiff ................................................................................................................56 

3.3 Transport zur Weiterverarbeitung in Raffinerie .................................................64 

3.3.1 Pipeline ............................................................................................................64 

3.3.2 Tankmotorschiff................................................................................................67 

3.4 Verarbeitung in der Raffinerie...........................................................................71 

3.4.1 Destillation........................................................................................................71

Inhaltsverzeichnis 3 

3.4.2 Konversion .......................................................................................................72 

3.4.3 Reformierung ...................................................................................................73 

3.4.4 Mineralölprodukte.............................................................................................74 

3.5 Lagerung der Fertigprodukte ............................................................................74 

3.5.1 Lagerhaltung von Mineralölprodukten...............................................................75 

3.5.2 Pflichtbevorratung ............................................................................................77 

3.6 Transport der Fertigprodukte zum Endverbraucher ..........................................78 

3.6.1 Straßentankfahrzeug........................................................................................79 

3.6.2 Eisenbahnkesselwagen....................................................................................85 

3.6.3 Pipeline ............................................................................................................89 

3.6.4 Tankmotorschiff................................................................................................90 

4 Logistischer Prozess Erdgas ........................................................................91 

4.1 Erdgasförderung...............................................................................................93 

4.1.1 Exploration .......................................................................................................93 

4.1.2 Bohrung ...........................................................................................................93 

4.1.3 Förderung.........................................................................................................94 

4.2 Transport vom Förderort in die Verbraucherregion ...........................................95 

4.2.1 Pipeline ............................................................................................................95 

4.2.2 Schiff ..............................................................................................................100 

4.3 Gasspeicherung .............................................................................................105 

4.3.1 Notwendigkeit von Erdgasspeichern...............................................................106 

4.3.2 Erdgasspeichertypen......................................................................................107 

4.4 Transport zum Endverbraucher ......................................................................110 

5 Zusammenfassung und Ausblick................................................................113 

Anhang A: Regionale Gruppierungen....................................................................116 

Anhang B: Umrechnungsfaktoren .........................................................................117 

Anhang C: Raffineriestandorte...............................................................................118 

Anhang D: Mitglieder der Internationalen Energieagentur...................................119 

Literaturverzeichnis ................................................................................................120 

Ehrenwörtliche Erklärung.......................................................................................130

Abbildungsverzeichnis 4 

Abbildungsverzeichnis 

Abbildung 1: Klassifizierung der Energieträger............................................................13 

Abbildung 2: Energieumwandlungskette fossiler Energieträger ...................................14 

Abbildung 3: Entwicklung des Weltprimärenergieverbrauchs ......................................17 

Abbildung 4: Weltweiter Primärenergieverbrauch nach Regionen 2008 ......................18 

Abbildung 5: Rangliste der Länder mit dem höchsten Primärenergieverbrauch 

2008.................................................................................................................19 

Abbildung 6: Pro-Kopf-Energieverbrauch 2008 in ausgewählten Ländern und 

Regionen .........................................................................................................21 

Abbildung 7: Primärenergieverbrauch der Welt nach Energieträgern 2008 .................22 

Abbildung 8: Primärenergieverbrauch in Deutschland nach Energieträgern 2008 .......23 

Abbildung 9: Welt-Erdölreserven 2008 nach Regionen ...............................................28 

Abbildung 10: Welt-Erdölreserven 2008 nach Ländern................................................29 

Abbildung 11: Welt-Erdgasreserven 2008 nach Regionen...........................................30 

Abbildung 12: Welt-Erdgasreserven 2008 nach Ländern.............................................30 

Abbildung 13: Welt-Kohlereserven 2008 nach Regionen.............................................31 

Abbildung 14: Welt-Kohlereserven 2008 nach Ländern...............................................32 

Abbildung 15: Gegenüberstellung der Ressourcen und Reserven...............................33 

Abbildung 16: Reichweite der weltweiten Reserven an Energieträgern 2008 ..............34 

Abbildung 17: Energieimportabhängigkeit Deutschlands 2008 ....................................35 

Abbildung 18: Energieträgerlieferanten Deutschlands 2008 ........................................36 

Abbildung 19: Strategische Ellipse ..............................................................................38 

Abbildung 20: Erdöltransportströme 2008 ...................................................................40 

Abbildung 21: Rangliste der größten Erdölförderländer 2008 ......................................41 

Abbildung 22: Erdölversorgungskette..........................................................................42 

Abbildung 23: Bohrturm beim Rotary-Verfahren ..........................................................44 

Abbildung 24: Bohrmeißel beim Abtransport des Bohrkleins .......................................45 

Abbildung 25: Fördermethoden ...................................................................................47 

Abbildung 26: Tanklager .............................................................................................50 

Abbildung 27: Pumpstation..........................................................................................51 

Abbildung 28: Druschba-Pipeline ................................................................................54 

Abbildung 29: BTC-Pipeline ........................................................................................54 

Abbildung 30: Tengiz–Noworossisk-Pipeline...............................................................55 

Abbildung 31: Trans-Alaska-Pipeline...........................................................................55 

Abbildung 32: Tankschiff .............................................................................................58 

Abbildung 33: Aufbau eines Tankschiffes....................................................................60 

Abbildung 34: Doppelhüllentanker...............................................................................60 

Abbildung 35: Hafen in Rotterdam...............................................................................63 

Abbildung 36: Raffineriestandorte und Pipelineverbindungen in Deutschland .............65 

Abbildung 37: Tankmotorschiff ....................................................................................68 

Abbildung 38: Deutsches Wasserstraßennetz.............................................................70 

Abbildung 39: Rohöldestillationsanlage.......................................................................72 

Abbildung 40: Transportmittel von der Raffinerie bis zum Großtanklager ....................75

Tabellenverzeichnis 5 

Abbildung 41: Standorte der Großtanklager ................................................................76 

Abbildung 42: Kosten des Mineralöltransports in Abhängigkeit von der 

Transportweite und dem Transportmittel..........................................................79 

Abbildung 43: Straßentankfahrzeug ............................................................................81 

Abbildung 44: Kraftfahrzeug mit Sattelauflieger...........................................................81 

Abbildung 45: Gefahrzettel ..........................................................................................84 

Abbildung 46: Warntafel ..............................................................................................84 

Abbildung 47: Eisenbahnkesselwagen ........................................................................86 

Abbildung 48: Beladung von Eisenbahnkesselwagen..................................................87 

Abbildung 49: Entladung von Eisenbahnkesselwagen.................................................88 

Abbildung 50: Erdgastransportströme 2008 ................................................................91 

Abbildung 51: Rangliste der größten Erdgasförderer 2008..........................................92 

Abbildung 52: Erdgasversorgungskette.......................................................................93 

Abbildung 53: Europäisches Ferngasnetz ...................................................................97 

Abbildung 54: Nord-Stream-Pipeline ...........................................................................98 

Abbildung 55: Nabucco-Pipeline..................................................................................99 

Abbildung 56: South-Stream-Pipeline........................................................................100 

Abbildung 57: LNG-Transportkette............................................................................101 

Abbildung 58: LNG-Tankschiff mit Kugel- bzw. Membrantanks .................................102 

Abbildung 59: LNG-Tankschiff...................................................................................103 

Abbildung 60: LNG-Anlandeterminals in Europa .......................................................105 

Abbildung 61: Speicherung zum Ausgleich von Förderung und Absatz.....................106 

Abbildung 62: Poren- bzw. Kavernenspeicher...........................................................108 

Abbildung 63: Lage der deutschen Gasspeicher .......................................................109 

Abbildung 64: Hoch- und Mitteldruckleitungen im deutschen Erdgasnetz..................111 

Tabellenverzeichnis 

Tabelle 1: Abkürzungen für Zehnerpotenzen...............................................................15 

Tabelle 2: Schiffsgrößenklassen beim Öltransport ......................................................58 

Tabelle 3: Anlandestationen von Rohöl der BRD 2007................................................62 

Tabelle 4: Rohölpipelines in Deutschland....................................................................66 

Tabelle 5: Nationale und internationale Gefahrgutvorschriften ....................................83 

Tabelle 6: Ausgewählte Mineralölprodukte mit Kennnummern ....................................83 

Tabelle 7: Mineralölpipelines in Deutschland...............................................................89

Abkürzungsverzeichnis 6 

Abkürzungsverzeichnis 

°C Grad Celsius 

3D dreidimensional 

AFM+E Außenhandelsverband für Mineralöl und Energie 

AG Aktiengesellschaft 

AGEB Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 

BDB Bundesverband der Deutschen Binnenschifffahrt 

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft 

BGR Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe 

Bill. Billionen 

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 

BP British Petroleum 

BRD Bundesrepublik Deutschland 

BTC Baku-Tiflis-Ceyhan 

cm Zentimeter 

CPC Caspian Pipeline Consortium 

DDR Deutsche Demokratische Republik 

DNK Deutsche Nationale Komitee des Weltenergierates 

EBV Erdölbevorratungsverband 

EIA Energy Information Administration 

EU Europäische Union 

EV Erdöl-Vereinigung Schweiz 

EWI Energiewissenschaftliches Institut an der Universität Köln 

FVMI Fachverband der Mineralölindustrie Österreichs 

IEA Internationale Energie-Agentur 

IMO International Maritime Organization 

km Kilometer 

km/h Kilometer pro Stunde 

LKW Lastkraftwagen 

LNG Liquefied Natural Gas

Abkürzungsverzeichnis 7 

LPG Liquefied Petroleum Gas 

m 3 

Kubikmeter 

mbar Millibar 

MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitung 

MIDAL Mitteldeutsche Anbindungsleitung 

Mio. Millionen 

mm Millimeter 

Mrd. Milliarden 

MVL Mineralölverbundleitung 

MWV Mineralölwirtschaftsverband 

NATO North Atlantic Treaty Organization 

NWO Nord-West-Ölleitung 

OMV Österreichische Mineralölverwaltung 

o.V. ohne Verfasser 

RÖE Rohöleinheiten 

RRP Rotterdam-Rhein-Pipeline 

RWE Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk AG 

SEPL Südeuropäische-Pipeline 

SI Système international d’unités (Internationales Einheitensystem) 

SKE Steinkohleeinheiten 

t Tonnen 

TAL Transalpine Ölleitung 

tdw tons deadweight 

TENP Trans-Europa-Naturgas-Pipeline 

tkm Tonnenkilometer 

ULCC Ultra Large Crude Carrier 

UN United Nations 

USA United States of America 

USD United States Dollar 

v. Chr. vor Christus 

VLCC Very Large Crude Carrier 

WEG Wirtschaftsverband Erdöl- und Gasgewinnung

Vorwort 8 

Vorwort 

Die vorliegende Bachelorarbeit mit dem Titel „Logistik fossiler Energieträger“ wurde im 

Zeitraum vom 01. November 2009 bis 30. April 2010 im Rahmen des Studiengangs 

Betriebswirtschaft für kleine und mittlere Unternehmen an der Hochschule für Technik 

und Wirtschaft in Aalen erstellt. 

Besonders herzlich bedanken möchte ich mich bei Herrn Professor Dr. Ulrich Morlock, 

der die Betreuung meiner Bachelorarbeit übernommen hat. Seine wertvollen Ratschlä- 

ge und Anregungen lenkten die Arbeit in die richtige Richtung und waren mir stets eine 

große Hilfe. Zudem war mir seine tatkräftige Unterstützung zu jeder Zeit sicher. 

Mein weiterer Dank gilt der Hermann Bantleon GmbH in Ulm, im Besonderen Frau 

Kletting und Herrn Janz, die mich durch ihr Unternehmen führten und mich mit 

Informationen unterstützten. 

Altheim/Alb, April 2010 

Jens Schleicher

1 Einleitung 9 

1 Einleitung 

Energie besitzt eine grundlegende Bedeutung für den Menschen. 1 Jeder „Normalbür- 

ger“ nutzt sie täglich in den verschiedensten Erscheinungsformen. Schon der Früh- 

stückskaffee benötigt reichlich Energie, bevor er dampfend in der Tasse zum Trinken 

bereit steht. Ebenso die tägliche Autofahrt zur Arbeit, die beheizte Wohnung, das be- 

leuchtete Zimmer, das Telefonat mit dem Handy und so weiter. Energie wird bei nahe- 

zu jeder Aktivität benötigt und ist aus unserem alltäglichen Leben nicht mehr wegzu- 

denken. 

Zum allergrößten Teil schöpft die Menschheit ihren Energiebedarf aus den fossilen 

Energieträgern Erdöl, Erdgas und Kohle. Diese natürlich vorkommenden Energieträger 

sind jedoch global verhältnismäßig ungleich verteilt. Aus diesem Grund muss der 

überwiegende Teil der in Deutschland benötigten Rohstoffe aus dem Ausland impor- 

tiert werden. 2 Häufig tauchen Themen zu diesen Einfuhren in den Medien auf und wer- 

den öffentlich diskutiert. 

Im Januar 2009 sorgte beispielsweise der Gasstreit zwischen Russland und der Ukrai- 

ne für Schlagzeilen. Der Streit über höhere Gaspreise eskalierte als Russland seine 

Gaslieferungen in die Ukraine vorübergehend einstellte. Da der Großteil des in der EU 

benötigten Gases durch ukrainische Pipelines führt, beeinträchtigte der Lieferstopp die 

europäische Gasversorgung beträchtlich. Auch in Deutschland wurden aufgrund der 

vorübergehenden Lieferengpässe größere Versorgungsschwierigkeiten befürchtet. 3 

Aber auch weitere Vorfälle wie z.B. das Tankerunglück in Norwegen im Juli 2009, bei 

dem ca. 300 Tonnen Rohöl aus einem havarierten Öltanker ins Meer entwichen, ma- 

chen immer wieder auf den Transport von Energieträgern aufmerksam. 4 Allerdings ist 

über die logistischen Prozesse der fossilen Energieträger, trotz ihrer großen Relevanz, 

nur wenig bekannt. Es scheint also die Notwendigkeit gegeben sich grundlegend mit 

dieser Thematik auseinanderzusetzen. Die vorliegende Arbeit beschäftigt sich detail- 

liert mit der „Logistik fossiler Energieträger“ und zeigt dem Leser, wie breit gefächert 

dieses Themengebiet ist. 

In den folgenden Unterkapiteln wird die Aufgabenstellung der Bachelorarbeit definiert, 

das Thema abgegrenzt und die Zielsetzung der Arbeit näher erläutert. Zudem wird auf 

die in der Arbeit angewandte Vorgehensweise eingegangen. 

1 

Vgl. Rebhan, E. (2002): Energiehandbuch. S. VII. 

2 

Vgl. Zahoransky, R. (2009): Energietechnik. S. 1. 

3 

Vgl. http://www.zeit.de/online/2009/02/gasstreit-russland-ukraine-3, vom 16.12.09. 

4 Vgl. http://www.zeit.de/online/2009/31/norwegen-oelpest, vom 16.12.09.


1.1 Aufgabenstellung 

Die Aufgabe der vorliegenden Bachelorarbeit „Logistik fossiler Energieträger“ ist es, 

den logistischen Prozess von Erdöl und Erdgas von der Förderung bis zum End- 

verbraucher zu analysieren und eingehend darzustellen. Zudem soll die Arbeit einen 

umfassenden Überblick über die aktuelle globale Energienachfrage und die Deckung 

dieses Energiebedarfs ermöglichen. Des Weiteren sollen die gegenwärtigen weltweiten 

Vorkommen an fossilen Energieträgern aufgezeigt und die Lieferabhängigkeiten 

Deutschlands dargelegt werden. 

Der logistische Bereich der fossilen Energieträger Erdöl und Erdgas steht somit im Fo- 

kus dieser Ausarbeitung. Die verschiedenartigen Transportabläufe der Energieträger 

nehmen dabei eine übergeordnete Stellung ein, da der Ort des Energievorkommens 

und des Energieverbrauchs in der Regel nicht direkt beieinander liegt. Hierzu gehören 

Informationen über die diversen Transportmittel und die verschiedenen Umschlagspro- 

zesse, die zur Veranschaulichung der Versorgungskette dienen. Zudem zeigt die Arbeit 

die Exploration, die Förderungstechnik, die Aufbereitung und die Speicherung bzw. 

Lagerung der Energieträger auf. 

Abgrenzung 

In dieser Arbeit wird ausschließlich der logistische Prozess der fossilen Energieträger 

Erdöl und Erdgas behandelt. Allerdings werden im zweiten Kapitel, das den gesamten 

Energiemarkt und insbesondere die fossilen Energievorkommen umfasst, alle fossilen 

Energieträger betrachtet. Auf die nuklearen Energieträger und die erneuerbaren Ener- 

gien wird hingegen nicht näher eingegangen. 

Die Betrachtung des logistischen Prozesses beginnt jeweils mit der Förderung des 

Energieträgers und endet mit dem Transport zum Endverbraucher. Die Darstellung der 

Versorgungskette ist dabei grundsätzlich auf den Transport nach Deutschland ausge- 

richtet und es werden lediglich die relevanten und gebräuchlichen Transportmittel auf- 

gezeigt. Zudem werden Mineralölprodukte die bereits im Ausland hergestellt wurden 

und anschließend nach Deutschland befördert werden nicht betrachtet. Außerdem wird 

beim logistischen Prozess von Erdgas nur auf die wichtigsten Transportmittel Pipeline 

und Schiff eingegangen. 

Das große und komplexe Themengebiet dieser Bachelorarbeit bringt jedoch mit sich, 

dass gewisse Abstriche im Bezug auf den Detaillierungsgrad gemacht werden müssen, 

um nicht den Rahmen der Arbeit zu sprengen. Beispielsweise werden die physikali- 

schen und technischen Grundlagen nur eingeschränkt dargestellt. 

Ziel der Arbeit 

Ziel der Arbeit ist es, in einer ganzheitlichen Darstellung die verschiedenartigen Ener- 

gieversorgungswege der fossilen Energieträger Erdöl und Erdgas vom Ort der Förde- 

rung bis zum Endverbraucher aufzuzeigen. Die einzelnen Stufen der Erdöl- bzw. Erd- 

gasversorgungskette sollen dabei zusammenhängend und eingehend erläutert werden. 

Zudem sollen die unterschiedlichen Transportmittel die dabei zum Einsatz kommen


ausführlich vorgestellt werden, um differenzieren zu können wann und weshalb die 

Transportmittel auf der Versorgungskette eingesetzt werden. Dem Leser soll dadurch 

ein umfassender Einblick in das Thema „Logistik fossiler Energieträger“ ermöglicht 

werden, um zu verstehen wie Erdöl und Erdgas nach Deutschland und letztendlich 

zum Verbraucher gelangen. 

1.2 Vorgehensweise 

Das erste einleitende Kapitel führt anhand der Aufgabenstellung in die Bachelorarbeit 

ein, schränkt den Umfang des zu bearbeitenden Themas ein und erläutert das damit 

verbundene Ziel der Arbeit. Zudem wird die angewandte Vorgehensweise in dieser 

Arbeit aufgezeigt. 

In Kapitel zwei wird ein Überblick über den Energiemarkt gegeben. Energiebegrifflich- 

keiten, die aktuelle weltweite Energienachfrage und die gegenwärtige globale und nati- 

onale Deckung des Energiebedarfs werden erläutert. Ebenso werden die fossilen 

Energieträger detailliert vorgestellt und deren weltweiten Vorkommen anhand der Re- 

serven und Ressourcen aufgezeigt. Außerdem wird die Abhängigkeit Deutschlands 

von fossilen Energieimporten näher beschrieben. 

In Kapitel drei wird der logistische Prozess von Erdöl dargestellt. Dabei wird der Weg 

des Erdöls von der Gewinnung bis zum Endverbraucher detailliert aufgezeigt. Neben 

den eingesetzten Transportmitteln wird insbesondere auf die Förderung des Erdöls, die 

Verarbeitung des Rohöls in der Raffinerie und die Lagerung der Mineralölprodukte ein- 

gegangen. 

Der logistische Prozess von Erdgas wird in Kapitel vier ausführlich beschrieben. Dort 

wird der Weg, den das Erdgas von der Förderung bis zum Endverbraucher zurücklegt, 

eingehend erläutert. Dabei werden vor allem die dort zum Einsatz kommenden Trans- 

portmittel und die Speicherung des Erdgases betrachtet. 

In Kapitel fünf wird ein Ausblick auf die zukünftige Entwicklung des logistischen Pro- 

zesses von Erdöl und Erdgas gegeben. Zudem wird der grundlegende Kerngedanke 

dieser Arbeit zusammengefasst und dargestellt. 

Den Abschluss bilden der Anhang, das Literaturverzeichnis und die eidesstattliche Er- 

klärung.

2 Energiemarkt 12 

2 Energiemarkt 

Im Kapitel Energiemarkt werden zuerst einige grundlegende Energiebegriffe erläutert, 

die diversen Energieträger klassifiziert und die Energiemaßeinheiten vorgestellt. Des 

Weiteren werden die Energienachfrage und die Deckung des Energiebedarfs anhand 

der gegenwärtigen globalen und nationalen Situation dargestellt. Anschließend werden 

die fossilen Energieträger und deren weltweiten Vorkommen aufgezeigt. Im letzen Teil 

dieses Kapitels wird die Abhängigkeit Deutschlands von fossilen Energieimporten nä- 

her beschrieben. 

2.1 Energie 

Mit Energie gehen wir täglich um und umgangssprachlich wird der Begriff kontinuierlich 

verwendet. Doch was bedeutet Energie tatsächlich? Ursprünglich geht der Begriff 

Energie auf das griechische "energeia" zurück, zu deutsch Wirksamkeit und tauchte 

erstmals bei dem antiken Philosophen Aristoteles auf. 5 

Allgemein definiert ist Energie „das in einem Körper oder Stoff vorhandene Potenzial, 

physikalische Arbeit zu verrichten oder Wärme abzugeben.“ 6 Eine weitere, wenn auch 

nicht allumfassende Definition besagt, „Energie ist gespeicherte Arbeit.“ 7 Aufgrund der 

vielfältigen Erscheinungsformen der Energie, existieren jedoch zahlreiche weitere Defi- 

nitionen und Beschreibungen zu dem Begriff. Die Erscheinungsformen der Energie 

unterteilen sich in chemische, elektrische, mechanische, thermische Energie, Kern- 

und Strahlungsenergie. 8 

Die zum Gebrauch benötigte Energie wird aus einer Vielfalt verschiedener, in der Natur 

vorhandener Energiequellen bezogen, die sich in der Energieform als auch in der Zu- 

gänglichkeit unterscheiden. 9 Diese Energiequellen werden Energieträger genannt und 

werden definiert als „Stoffe, die Energiepotentiale mit hoher Arbeitsfähigkeit enthalten, 

welche technisch genutzt werden können und wirtschaftlich nutzbar sind.“ 10 

Generell wird bei den Energieträgern zwischen erneuerbaren und nicht erneuerbaren 

Energien unterschieden (Abbildung 1). Zu den erneuerbaren bzw. regenerativen Ener- 

gien zählen Biomasse, Geothermie (Erdwärme), Photovoltaik, Solarthermie, Wasser- 

kraft und Windkraft. Die erneuerbaren Energien werden aus natürlichen Prozessen 

5 Vgl. http://www.thema-energie.de/energie-im-ueberblick/technik/physikalische-grundlagen/ 

energie- in-der-geschichte.html, vom 16.12.09. 

6 Kraus, M. (2004): Lexikon der Energiewirtschaft. S. 68. 

7 http://www.energieanalyse.info/seiten/energie.php?commentStart=5&PHPSESSID=e6ef0i04 

65k1gjus3v5f2ed2u0, vom 16.12.09. 

8 Vgl. Konstantin, P. (2009): Praxisbuch Energiewirtschaft. S. 1. 

9 Vgl. Rebhan, E. (2002): Energiehandbuch. S. 36. 

10 Schiffer, H. (2008): Energiemarkt Deutschland. S. 25.


gewonnen und sind prinzipiell unerschöpflich. Die nicht erneuerbaren Energien glie- 

dern sich in fossile und nukleare Energieträger. Die fossilen Energieträger umfassen 

Erdgas, Erdöl, Stein- und Braunkohle. Zu den nuklearen Energieträgern gehören Plu- 

tonium, Thorium und Uran. Die nicht erneuerbaren Energieträger können nur einmal 

verwendet werden und stehen somit nur begrenzt zur Verfügung. 11 

Energieträger 

Nicht erneuerbare Energien Erneuerbare Energien 

Fossile Energieträger Nukleare Energieträger Biomasse 

Erdgas Plutonium Geothermie 

Erdöl Thorium Photovoltaik 

Stein- und Uran Solarthermie 

Braunkohle 

Wasserkraft 

Abbildung 1: Klassifizierung der Energieträger 12 

Windkraft 

Bis zur gewünschten Dienstleistung beim Verbraucher durchlaufen die Energieträger 

verschiedene Umwandlungsprozesse, in denen Energie von einer Form in eine andere 

transformiert wird. 13 Auf jeder Umwandlungsstufe geht dabei ein Teil der Arbeitsfähig- 

keit z.B. durch Abwärme, Transport und Verarbeitung verloren. In der Energieumwand- 

lungskette werden deshalb Primär-, Sekundär-, End- und Nutzenergie unterschieden. 14 

Primärenergie ist die Energie, die in der Natur vorkommt und noch nicht von den 

Menschen verändert wurde. Hierzu zählen alle Energieträger die noch unverarbeitet 

sind, wie beispielsweise Kohle oder Erdöl. 15 Die für den Verbraucher bestimmte Ener- 

gie entsteht durch Umwandlung aus Primärenergie und wird als Sekundärenergie 

bezeichnet. Die Sekundärenergie ist in der Regel leicht speicher-, nutz- und transpor- 

tierbar. Beispielweise wird in Kraftwerken Kohle zu Strom umgewandelt und in Raffine- 

rien Erdöl in Benzin oder Diesel transformiert. 

Der Anteil der Sekundärenergie, der schließlich an den Verbraucher geliefert wird, wird 

als Endenergie bezeichnet. Dem Verbraucher werden beispielsweise Heizöl, Benzin, 

11 

Vgl. Schiffer, H. (2008): Energiemarkt Deutschland. S. 25. 

12 

In Anlehnung an Schiffer, H. (2008): Energiemarkt Deutschland. S. 25. 

13 


14 

Vgl. http://www.thema-energie.de/energie-im-ueberblick/technik/physikalische-grundlagen/ 

energieformen.html, vom 16.12.2009.


Gas oder Strom in Form von Endenergie zur Verfügung gestellt. Die bei der Nutzung 

durch den Verbraucher tatsächlich verwendete Energie wird Nutzenergie genannt. 16 

Sie ist die Energie, die nach der letzten Umwandlung dem Verbraucher in Geräten, 

z.B. in Form von mechanischer Energie, Wärme oder Licht, zur Verfügung steht. 17 Die 

gesamte Energieumwandlungskette fossiler Energieträger ist in Abbildung 2 darge- 

stellt. 

Primärenergie 

z.B. Erdöl, Kohle 

Sekundärenergie 

z.B. Benzin, Diesel, Strom 

Endenergie 

z.B. Diesel im Tank, Strom aus Steckdose 

Nutzenergie 

z.B. Licht, Wärme 

unverarbeitete Energieträger 

für Verbraucher bestimmte Energie 

Abbildung 2: Energieumwandlungskette fossiler Energieträger 18 

bereitgestellte Energie für Endverbraucher 

vom Endverbraucher verwendete Energie 

Bei den diversen Umwandlungsprozessen geht ein Teil der Energie ungenutzt verlo- 

ren. Werden diese Umwandlungsverluste subtrahiert, beträgt die Endenergie noch ca. 

66 % der Primärenergie. Wird die Endenergie unter weiteren Umwandlungsverlusten in 

Nutzenergie transformiert, bleiben ca. 33 % der primären Energiequelle erhalten. 19 

Die Energienachfrager sind somit nicht an den Energieträgern interessiert, sondern an 

den Energiedienstleistungen, die unter dem Einsatz von Energieträgern erstellt wer- 

den. Die Nachfrage nach Energieträgern ist deshalb eine abgeleitete Nachfrage aus 

dem Bedarf an beispielsweise Wärme, Helligkeit oder motorischer Kraft. 20 

Energiemaßeinheiten 

Energiemengen werden zumeist bezogen auf das Volumen, das Gewicht und den 

Energiegehalt ausgewiesen. International anerkannte Einheiten sind Kubikmeter (m 3 ), 

15 Vgl. Kraus, M. (2004): Lexikon der Energiewirtschaft. S. 159. 

16 Vgl. Zahoransky, R. (2009): Energietechnik. S. 11. 

17 Vgl. Kraus, M. (2004): Lexikon der Energiewirtschaft. S. 146. 

18 In Anlehnung an Rebhan, E. (2002): Energiehandbuch. S. 41. 

19 Vgl. Rebhan, E. (2002): Energiehandbuch. S. 38-39.


Tonnen (t) und Joule (J). Diese Größen werden von den im internationalen System von 

Einheiten (SI) festgelegten Basiseinheiten Meter, Kilogramm und Sekunde abgeleitet. 21 

Die so genannten SI-Einheiten wurden im Jahr 1960 eingeführt und sind international 

in Wissenschaft und Technik als Grundlage angenommen. 22 

Die SI-Einheit zur Messung von Energie ist das Joule. Da das Joule im Verhältnis zu 

Energieangaben recht klein ist, werden meist Abkürzungen für die Zehnerpotenzen 

verwendet, um eine unübersichtliche Schreibweise mit vielen Nullen zu vermeiden. 23 

Die Vorsätze sind in Tabelle 1 dargestellt. 

Tabelle 1: Abkürzungen für Zehnerpotenzen 24 

Vorsatz Abk. Faktor Zahlenname 

Joule J 1 J - 

Kilojoule kJ 1 kJ = 10 3 

J Tausend 

Megajoule MJ 1 MJ = 10 6 

J Million 

Gigajoule GJ 1 GJ = 10 9 

J Milliarde 

Terajoule TJ 1 TJ = 10 12 J Billion 

Petajoule PJ 1 PJ = 10 15 J Billiarde 

Exajoule EJ 1 EJ = 10 18 J Trillon 

Die Verwendung der Einheit Joule als gemeinsamer Standard für verschiedene Ener- 

giearten ist in der Praxis jedoch eher die Ausnahme. 25 In der Energiewirtschaft werden 

Energievorräte, Energieverbrauch und Energiebedarf auf Grund der Anschaulichkeit 

häufig in Rohöleinheiten (RÖE) ausgewiesen. Die RÖE beruht auf den Heizwertei- 

genschaften und wird verwendet, um Öl mit anderen Energieformen zu vergleichen. In 

der Vergangenheit wurde Energie hingegen bevorzugt in Steinkohleinheiten (SKE) 

ausgedrückt, was aber durch die erhöhte Bedeutung von Erdöl durch RÖE, auch Öl- 

äquivalent genannt, ersetzt wurde. 26 Eine t RÖE entspricht 41,868 GJ und sollte nicht 

mit der in t angegebenen Masse verwechselt werden. 

Im Bezug auf die fossilen Energieträger wird Erdgas in Volumenangaben, zumeist m 3 , 

gemessen. Bei Kohle ist hingegen die Gewichtsangabe in t üblich. Erdöl und Mineral- 

ölprodukte werden prinzipiell in den Maßeinheiten t, RÖE oder Barrel angegeben. 27 

Das Barrel (engl. für Fass) ist ein bekanntes Beispiel für eine Volumenmaßeinheit, die 

sich weltweit durchgesetzt hat. Die Bezeichnung geht auf die Anfänge der Erdölindust- 

20 


21 

Vgl. IEA. (2005): Handbuch Energiestatistik. S. 205. 

22 

Vgl. http://www.ptb.de/de/wegweiser/einheiten/si/geschichte.html, vom 17.12.09. 

23 

Vgl. IEA. (2005): Handbuch Energiestatistik. S. 207. 

24 

In Anlehnung an IEA. (2005): Handbuch Energiestatistik. S. 207. 

25 

Vgl. IEA. (2005): Handbuch Energiestatistik. S. 207-208. 

26 

Vgl. http://www.enbw.com/content/de/impulse/_media/_pdf/lehrerportal/EnBW_Energie.pdf, 

vom 17.12.09. 

27 

Vgl. RWE. (2005): Weltenergiereport 2005. S. 15.


rie in den USA im Jahr 1859 zurück. Der Transport und die Lagerung des Erdöls stell- 

ten damals ein großes Problem dar, woraufhin Heringsfässer verwendet wurden. He- 

ringe wurde zu diesem Zeitpunkt in großen Mengen in Holzfässern verkauft, so dass 

die Fässer günstig erworben werden konnten. Diese Holzfässer besaßen eine Stan- 

dardgröße von 42 US-Gallonen bzw. 158, 987 Liter und wurden um Verwechslungen 

auszuschließen am Fassboden blau angestrichen. Die Maßeinheit ist der Erdölindust- 

rie bis heute erhalten geblieben. 28 

In der vorliegenden Arbeit werden Erdöl und Mineralölprodukte grundsätzlich in Mrd. t 

und RÖE aufgeführt. Erdgas in m 3 , Kohle in t und der Energieverbrauch in GJ. Die ein- 

zelnen Umrechnungsfaktoren der relevanten Einheiten sind in Anhang B dargestellt. 

2.2 Energienachfrage 

Die weltweite Energienachfrage ist von vielen Faktoren abhängig. Dazu zählen die 

Verfügbarkeit und die Preise der Energieträger, die Bevölkerungsentwicklung, die 

rechtlichen und politischen Rahmenbedingungen, das Wirtschaftswachstum und die 

technologischen Entwicklungen. 29 Im folgenden Kapitel erfolgt allerdings keine detail- 

lierte Betrachtung dieser Faktoren. Es wird ausschließlich die historische Entwicklung 

des weltweiten Energiebedarfs, die aktuelle globale Nachfrage nach Energie und die 

Volatilität der Energiepreise aufgezeigt. 

Entwicklung des Weltprimärenergieverbrauchs 

Der weltweite Gesamtenergieverbrauch der Menschen hat in seiner Entwicklung be- 

ständig zugenommen. 30 Im Jahr 2008 befand sich der globale Primärenergieverbrauch, 

also der Verbrauch von Energieträgern vor deren Umwandlung, mit ca. 11.300 Mio. t 

RÖE auf einem neuen Höchststand. 31 Auch zukünftig wird der Weltenergiebedarf wei- 

ter steigen und somit eine enorme Nachfrage nach Energie hervorrufen. 32 Die histori- 

sche Entwicklung des weltweiten Primärenergieverbrauchs ab dem Jahr 1860 ist in 

Abbildung 3 dargestellt. 

Im vorindustriellen Zeitalter wurde der geringe Energiebedarf überwiegend durch ge- 

sammelte Brennstoffe wie Holz, körperliche Arbeit und Nutztiere gedeckt. Mit dem Be- 

ginn der Industrialisierung Mitte des 19. Jahrhunderts und den damit verbundenen 

technischen Veränderungen, wurden jedoch immer mehr Maschinen genutzt. Um de- 

ren Betrieb zu gewährleisten, mussten Energieträger, zunächst Kohle und später auch 

Erdöl und Erdgas, eingesetzt werden, wodurch sich deren Bedarf langsam erhöhte. 

Während den Weltkriegen und der Weltwirtschaftskrise im Jahr 1929 wurde das 

Wachstum des Energieverbrauchs kurzzeitig unterbrochen. Mit dem Ende des Zweiten 

28 

Vgl. Hohensee, J. (1996): Der erste Ölpreisschock 1973-74. S. 24. 

29 

Vgl. BMWi. (2009): Energie in Deutschland. S. 8. 

30 

Vgl. Rebhan, E. (2002): Energiehandbuch. S. 41. 

31 

Vgl. BP. (2009): Statistical Review of World Energy. S. 40. 

32 

Vgl. BMWi. (2006): Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030. S. 14.


Weltkrieges und dem damit verbundenen wirtschaftlichen Aufschwung wuchs der 

Energiebedarf der Welt, vor allem in den Industriestaaten, kontinuierlich an. 33 

Mio. Tonnen Rohöleinheiten 

12.000 

10.000 

8.000 

6.000 

4.000 

2.000 

0 

1860 

Der weltweite Primärenergieverbrauch steigt beständig an 

1870 

1880 

1890 

1900 

Abbildung 3: Entwicklung des Weltprimärenergieverbrauchs 34 

1910 

1920 

1930 

In den Jahren 1973 und 1979 schwächte sich das Wachstum durch die Ölkrise und die 

damit verbundenen Erdölpreisanstiege leicht ab. In den neunziger Jahren wirkte sich 

die Asienkrise negativ auf das Wachstum aus. Der zunehmende Energiebedarf der 

Entwicklungs- und Schwellenländer sorgte jedoch zu Beginn des 21. Jahrhunderts für 

einen erneuten großen Zuwachs. 35 Durch die Finanzkrise und der dadurch verursach- 

ten Rezession im Jahr 2008 schwächte sich das Wachstum des Energiebedarfs jedoch 

erneut leicht ab. 36 

Ein wichtiger Faktor für die konstante Entwicklung des Energieverbrauchs zwischen 

1950 und heute ist der immense Anstieg der Weltbevölkerung. Die globale Bevölke- 

rung ist von 1950 mit 2,54 Mrd. Menschen auf 6,75 Mrd. Menschen im Jahr 2008 an- 

gewachsen. 37 Da die Anzahl der Weltbevölkerung stark mit dem Energiebedarf korre- 

liert, versechsfachte sich der weltweite Energieverbrauch in diesem Zeitraum. 38 

33 

Vgl. RWE. (2003): Weltenergiereport 2003. S. 7. 

34 

Vgl. RWE. (2005): Weltenergiereport 2005. S. 7-8. 

35 

Vgl. DNK. (2009): Energie für Deutschland 2009. S. 33-34. 

1940 

36 Vgl. DNK. (2009): Energie für Deutschland 2009. S. 9. 


38 Vgl. Rebhan, E. (2002): Energiehandbuch. S. 43. 

1950 

1960 

1970 

1980 

1990 

2000 

2008


Primärenergieverbrauch nach Regionen und Ländern 

Wie bereits erwähnt, betrug der gesamte Primärenergieverbrauch im Jahr 2008 welt- 

weit rund 11.300 Mio. t RÖE. Der Verbrauch nahm aufgrund des geringen weltweiten 

Wirtschaftswachstums gegenüber dem Vorjahr lediglich um 1,4 % zu. Dies entsprach 

der geringsten Wachstumsrate seit dem Jahr 2001. Regional betrachtet, steht der asia- 

tisch-pazifische Raum mit einem Anteil von 36 % an der Spitze (Abbildung 4). Europa 

und Eurasien, sowie Nordamerika befinden sich mit jeweils rund einem Viertel des 

weltweiten Verbrauchs auf den Plätzen zwei und drei. Es folgen der Nahe Osten (5 %), 

Mittel- und Südamerika (5 %) sowie Afrika (3 %). Eine detaillierte Aufstellung mit den 

Zugehörigkeiten der einzelnen Länder zu den Regionen befindet sich im Anhang A: 

Regionale Gruppierungen. 

Mehr als ein Viertel des weltweiten Primärenergieverbrauchs entfällt auf Europa 

Asiatischpazifischer 

Raum 

Europa und 

Eurasien 

Nordamerika 

Naher Osten 

Mittel- und 

Südamerika 

Afrika 

356 (3 %) 

614 (5 %) 

580 (5 %) 

2.965 (26 %) 

2.799 (25 %) 

3.982 

(36 %) 

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 


Abbildung 4: Weltweiter Primärenergieverbrauch nach Regionen 2008 39 

Der Spitzenplatz des asiatisch-pazifischen Raums in dieser regionalen Gegenüberstel- 

lung überrascht zunächst. Werden jedoch die Hauptkonsumenten dieser Region (z.B. 

China, Japan, Indien und Südkorea) betrachtet, wird das Ergebnis nachvollziehbar. Die 

mäßige Energienachfrage in Afrika sowie Mittel- und Südamerika ist damit zu erklären, 

dass es sich bei diesen Ländern fast ausschließlich um Entwicklungsländer handelt. 

Deren Hauptenergiequellen bestehen zumeist aus nicht kommerziellen Brennstoffen 

wie z.B. Brennholz, tierischen und pflanzlichen Abfallprodukten. 40 Diese nicht kommer- 

39 Vgl. BP. (2009): Statistical Review of World Energy. S. 40. 

40 Vgl. RWE. (2005): Weltenergiereport 2005. S. 18.


ziellen Brennstoffe werden jedoch nicht in den Energiestatistiken geführt. Nach wie vor 

sind weltweit schätzungsweise noch immer rund zwei Mrd. Menschen ohne Zugang zu 

einer sicheren Energieversorgung. 41 

Die beiden Hauptkonsumenten im Jahr 2008 waren die USA mit 20,4 % und China mit 

17,7 % am globalen Verbrauch. In der Rangliste der Länder mit dem größten Primär- 

energieverbrauch (Abbildung 5) folgen Russland (6,1 %), Japan (4,5 %), Indien (3,8 %) 

und Kanada (2,9 %). Deutschland rangiert mit 311 t RÖE, was einem weltweiten Anteil 

von 2,8 % entspricht, auf dem siebten Platz. Mit einem vergleichsweise geringen Pri- 

märenergieverbrauch befinden sich beispielsweise Neuseeland (17,9 t RÖE), Ecuador 

(12,3 t RÖE) und Island (3,9 t RÖE) im hinteren Teil der Rangliste. 

Die USA hatte im Jahr 2008 den weltweit höchsten Primärenergieverbrauch 

USA 

China 

Russland 

Japan 

Indien 

Kanada 

Deutschland 

Frankreich 

Südkorea 

Brasilien 

330 (2,9 %) 

311 (2,8 %) 

258 (2,3 %) 

240 (2,1 %) 

228 (2,0 %) 

508 (4,5 %) 

433 (3,8 %) 

685 (6,1 %) 

2.003 (17,7 %) 

2.299 

(20,4 %) 

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 


Abbildung 5: Rangliste der Länder mit dem höchsten Primärenergieverbrauch 2008 42 

Die wichtigsten Veränderungen der Nachfrage 2008 im Vergleich zum Vorjahr ergaben 

sich in den zwei Ländern mit dem höchsten Energieverbrauch. China verzeichnete mit 

einem Verbrauchsanstieg von 7,2 % das weltweit größte Wachstum, während in den 

USA die Nachfrage um 2,8 % zurück ging. Der Energieverbrauch der anderen Export- 

und Industrienationen zeigte sich hingegen relativ stabil. 43 

Das langsame und teilweise sogar stagnierende Wachstum in diesen Nationen hatte 

verschiedene Gründe. Die schlechte wirtschaftliche und konjunkturelle Lage wirkte sich 



43 Ebenda


im Jahr 2008 negativ auf den Energieverbrauch aus. 44 Weitere Faktoren sind bereits 

über einen längeren Zeitraum zu beobachten. In vielen Industrieländern wächst die 

Bevölkerung nur noch schwach oder ist sogar rückläufig. Zudem ist durch den techni- 

schen Fortschritt eine effizientere Energienutzung möglich. Außerdem sind Bedürfnisse 

wie z.B. Mobilität, deren Befriedigung nur mit einem hohen Energieaufwand möglich 

ist, bereits zum Großteil erfüllt. 

Während der Energieverbrauch in den meisten Industrieländern stagniert oder zurück 

geht, steigt die Energienachfrage vor allem in den Entwicklungs- und Schwellenlän- 

dern. Dieser ansteigende Energiebedarf ist bereits seit einiger Zeit zu beobachten und 

ist vor allem auf das starke Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum in einiger dieser 

Länder zurückzuführen. 45 Die erheblichen Veränderungen der Anteile dieser Länder- 

gruppen am Primärenergiebedarf werden durch die Gegenüberstellung des Energie- 

verbrauchs der Jahre 1970 und 2008 verdeutlicht. Der Anteil der Industrienationen am 

Primärenergieverbrauch der Welt betrug im Jahr 1970 mehr als zwei Drittel und redu- 

zierte sich bis zum Jahr 2008 auf ca. 50 %. Im selben Zeitraum steigerten die Ent- 

wicklungs- und Schwellenländer (mit China) ihren Weltenergieverbrauch rasant auf 

ebenfalls rund 50 % im Jahr 2008. 46 

In Zukunft wird die Energienachfrage der Entwicklungs- und Schwellenländer weiter 

ansteigen und einen noch größeren Anteil am globalen Energiebedarf einnehmen. In- 

ternationale Prognosen gehen davon aus, dass der weltweite Bedarf an Energie bis 

zum Jahr 2030 um etwa 40 % steigen wird. Zwei Drittel dieses Wachstums werden 

allein auf die Entwicklungs- und Schwellenländer entfallen. 47 

Pro-Kopf-Energieverbrauch nach Regionen und Ländern 

Die Betrachtung des jährlichen Pro-Kopf-Energieverbrauchs gibt weitere Aufschlüsse 

über die Energieintensität diverser Länder. Den höchsten Pro-Kopf-Energieverbrauch 

im Jahr 2008 wiesen die USA mit 315 GJ auf (Abbildung 6). Weitere Länder mit einem 

überdurchschnittlich hohen Verbrauch pro Kopf waren Deutschland mit 170 GJ, Japan 

mit 161 GJ und Russland mit 151 GJ. China und Indien verbrauchten hingegen nur 65 

bzw. 23 GJ. Der weltweite Pro-Kopf-Durchschnittsverbrauch lag bei 78 GJ. Wird der 

regionale Verbrauch pro Kopf betrachtet, steht Nordamerika (259 GJ) an erster Stelle, 

gefolgt von Europa (148 GJ), dem Nahen Osten (119 GJ), Südamerika (51 GJ), Asien 

(41 GJ) und Afrika (28 GJ). 48 

44 

Vgl. DNK. (2009): Energie für Deutschland 2009. S. 9. 

45 


46 


47 

Vgl. EIA. (2009): International Energy Outlook 2009. S. 7. 

48 

Vgl. http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/Binaer/Energiedaten/internationaler-energiemarkt 

2-indikatoren-energieverbrauch,property=blob,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.xls, vom 

19.12.2009.


Die USA hatte 2008 den mit Abstand größten Pro-Kopf-Verbrauch an Energie 

USA 

Deutschland 

Japan 

Russland 

Europa 

Welt 

China 

Südamerika 

Asien 

Afrika 

Indien 

23 

28 

41 

51 

65 

78 

151 

148 

161 

170 

0 50 100 150 200 250 300 350 

Energieverbrauch pro Kopf in Gigajoule/pro Jahr 

Abbildung 6: Pro-Kopf-Energieverbrauch 2008 in ausgewählten Ländern und Regio- 

nen 49 

Der extrem hohe Energieverbrauch in den USA ist damit zu erklären, dass die durch- 

schnittlichen Entfernungen für gewerbliche und private Zwecke in den USA deutlich 

größer sind als z.B. in Europa. Außerdem sind Fahrzeuge mit einem hohen Energie- 

verbrauch weit verbreitet, was durch eine geringe Besteuerung von Treibstoffen be- 

günstigt wird. Durch die preisgünstige Versorgung mit Energie entwickelten sich dort 

über die Jahre Verbrauchsgewohnheiten mit einer extrem hohen Energieintensität. 50 

Der deutsche Pro-Kopf-Verbrauch entspricht fast der Hälfte des Wertes der USA, je- 

doch auch mehr als das Doppelte des weltweiten Durchschnitts. Verglichen mit den 

Industrienationen verbrauchen die Entwicklungs- und Schwellenländer nur einen 

Bruchteil an Energie. So lag beispielsweise der durchschnittliche Pro-Kopf-Verbrauch 

Indiens bei 14 % des deutschen und 4 % Prozent des US-amerikanischen Wertes. 

Energiepreise 

Im Zusammenhang mit der Energienachfrage nehmen die Energiepreise eine signifi- 

kante Stellung ein, da die Nachfrage grundsätzlich von den Preisen abhängt. In den 

letzten Jahren zeichneten sich die Energiepreise vor allem durch ihre auffallende Vola- 

tilität aus. Insbesondere ist dabei Erdöl zu nennen, das im Juli 2008 mit rund 150 USD 

pro Barrel einen historischen Höchststand erreichte und infolge der Weltwirtschaftskri- 

se Ende des Jahres 2008 ca. 40 USD pro Barrel kostete. 51 Aufgrund der führenden 

49 Vgl. http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/Binaer/Energiedaten/internationaler-energiemarkt 

2-indikatoren-energieverbrauch,property=blob,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.xls, vom 

19.12.2009. 

50 Vgl. RWE. (2005): Weltenergiereport 2005. S. 10. 

51 Vgl. DNK. (2009): Energie für Deutschland 2009. S. 10-11. 

315


Rolle des Erdöls auf dem Energiemarkt ist der Erdölpreis der Leitpreis für Energie, vor 

allem für die fossilen Energieträger. 52 Während der Erdgaspreis sehr stark an den Erd- 

ölpreis gebunden ist, orientiert sich der Kohlepreis weitaus weniger daran. 

Die teilweise erheblichen Schwankungen der Energiepreise sind jedoch nicht mit der 

Verknappung der weltweiten Reserven und Ressourcen der fossilen Energieträger zu 

erklären. Die Preisbildung ist eine äußerst komplexe Angelegenheit die von einer Viel- 

zahl schwer kalkulierbarer Faktoren beeinflusst wird. Verantwortlich sind eher kurzfris- 

tige Nachfragesteigerungen auf den Weltmärkten, insbesondere durch Entwicklungs- 

und Schwellenländer, wodurch das Angebot vorübergehend sinkt und die Preise stei- 

gen. 53 Zudem wirken sich Spekulationen an den Börsen zunehmend auf die Preise 

aus. Außerdem werden die Preise der Energieträger besonders durch Krisen, Unruhen 

und wirtschaftliche Unsicherheiten in den Förderländern beeinflusst. 54 

2.3 Deckung des Energiebedarfs 

Die fossilen Energieträger trugen im Jahr 2008 mit 89 % am weltweiten Primärenergie- 

verbrauch von 11.300 Mio. t RÖE die Hauptlast der Energieversorgung. Davon entfie- 

len 36 % auf Erdöl, 29 % auf Kohle und 24 % auf Erdgas. Weitere bedeutsame Beiträ- 

ge leisteten die erneuerbaren Energien mit 6 % und die Kernenergie mit 5 % 

(Abbildung 7). 

Abbildung 7: Primärenergieverbrauch der Welt nach Energieträgern 2008 55 




55 Vgl. BP. (2009): Statistical Review of World Energy. S. 41.


Bei dem weltweiten Energiemix zeigen sich jedoch beträchtliche Unterschiede zwi- 

schen einzelnen Regionen und Ländern. In den meisten Regionen ist Erdöl der wich- 

tigste Energieträger. In China und weiten Teilen Asiens ist jedoch Kohle der Haupt- 

energieträger, während in Russland Erdgas an erster Stelle steht. Außerdem weichen 

weitere kleine Länder aufgrund von Naturbedingungen vom globalen Primärenergie- 

verbrauch ab. So deckt beispielsweise Norwegen den Großteil seines Energiebedarfs 

mit Wasserkraft. 56 

Die Deckung des deutschen Energiebedarfs ist dem globalen Energiemix recht ähnlich. 

Im Jahr 2008 trugen die fossilen Energieträger in Deutschland mit 81 % ebenfalls die 

Hauptlast des Primärenergieverbrauchs von 311 t RÖE. Erdöl hatte einen Anteil von 35 

%, Kohle von 24 % und Erdgas von 22 %. Die Kernenergie trug mit 12 % zur Deckung 

des Energiebedarfs bei. Die erneuerbaren Energien erbrachten einen Anteil von 7 % 


Abbildung 8: Primärenergieverbrauch in Deutschland nach Energieträgern 2008 57 

Wird die globale Bedarfsdeckung der deutschen gegenübergestellt, können nur mini- 

male Unterschiede festgestellt werden. Während die Anteile der Kernenergie und der 

erneuerbaren Energien in Deutschland um 6 % bzw. 2 % höher sind als im weltweiten 

Vergleich, ist der nationale Kohleverbrauch um 5 % geringer als der globale. Die Antei- 

le an Erdöl und Erdgas sind annähernd ausgeglichen. 

Um den immensen Bedarf an Erdöl, Erdgas und Kohle zu decken, ist Deutschland wei- 

testgehend auf Importe angewiesen. Diese Importabhängigkeit ist durch die bestehen- 


57 Vgl. AGEB. (2009): Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2008. S. 2.


de globale Verteilung fossiler Energievorkommen zu erklären. Im Unterkapital 2.5 wird 

auf die fossilen Energievorkommen näher eingegangen. 

2.4 Fossile Energieträger 

Der Name „fossile“ Energieträger stammt aus dem Lateinischen. „Fossilis“ steht für 

ausgraben und beschreibt somit die Herkunft und Gewinnung der Energieträger. 58 Wie 

bereits erwähnt, zählen Erdöl, Erdgas und Kohle zu den fossilen Energieträgern. Sie 

sind in großen Mengen und in den verschiedensten Formen in der Erdkruste eingela- 

gert. 59 Im Folgenden wird die Zusammensetzung, Entstehung und geschichtliche Ent- 

wicklung dieser Energieträger näher erläutert. 

2.4.1 Zusammensetzung 

Aufgrund der chemischen Zusammensetzung unterscheiden sich die diversen fossilen 

Energieträger erheblich voneinander. 

Erdöl 

Erdöl ist ein komplexes, flüssiges Gemisch aus Kohlenwasserstoffen und enthält zum 

Teil Sauerstoff-, Stickstoff-, Schwefel- und Wasserstoffverbindungen. Die Zusammen- 

setzung variiert jedoch sehr stark aufgrund der Herkunft. Die Farbe differiert zwischen 

schwarz und hellgelb. 60 Der Energiegehalt des Erdöls hängt vom jeweiligen Kohlestoff- 

gehalt ab. Um verkaufsfähige Produkte herzustellen, muss das Erdöl zunächst in einer 

Raffinerie aufbereitet werden. 61 Aufgrund des flüssigen Aggregatzustands ist Erdöl 

relativ einfach zu fördern, zu transportieren und zu lagern. 62 

Erdgas 

Erdgas ist ein Gemisch aus verschiedenen gasförmigen Substanzen. Davon sind rund 

97 % reines Methan. Der Rest setzt sich aus Ethan, Propan, Butan und nicht brennba- 

ren Stoffen wie Kohlendioxid und Stickstoff zusammen. Je nach Herkunft des Erdgases 

differiert die genaue Zusammensetzung. 63 Je mehr Methan im Erdgas enthalten ist, 

desto höher ist die Qualität und der Brennwert. 

Durch den hohen Methananteil besitzt Erdgas einen geringen Kohlenstoffgehalt und 

einen sehr hohen Wasserstoffgehalt. Aufgrund des hohen Wasserstoffanteils werden 

bei der Verbrennung nur geringe Mengen Kohlendioxid gebildet. Deshalb handelt es 

sich bei Gas um eine verhältnismäßig umweltfreundliche Energieform. 64 Das geruchlo- 

58 Vgl. Pruschek, R. (2002): Energiehandbuch. S. 112. 

59 Vgl. BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 17. 


61 Vgl. Kosinowski, M. (2002): Energiehandbuch. S. 69-70. 


63 Vgl. OMV. (2009): Erdgas – Energie aus der Natur. S. 6. 

64 Vgl. http://www.erdgasautos.at/erdgasinfo/, vom 03.01.2010.


se und unsichtbare Erdgas muss, bevor es genutzt werden kann, ebenso wie Erdöl, 

aufbereitet werden. 65 Durch den gasförmigen Aggregatzustand ist Erdgas jedoch ein 

technisch äußerst anspruchsvoller Energieträger, insbesondere beim Transport und bei 

der Speicherung. 66 

Kohle 

Kohle besteht zum Großteil aus Kohlenstoff, Sauerstoff, Stickstoff, Schwefel und Was- 

serstoff. Auch hier unterscheidet sich die Zusammensetzung nach der Herkunft. Die 

Farbe des festen Gemisches ist in der Regel schwarz oder braun. Als Kriterium zur 

Unterscheidung der Kohlearten dient der Wassergehalt. Bei einem Wasseranteil von 8 

bis 10 % wird die Kohle als Steinkohle klassifiziert. Liegt der Anteil des Wassers zwi- 

schen 10 und 75 % handelt es sich um Braunkohle. Der Brennwert der Kohle nimmt 

jedoch mit abnehmendem Wassergehalt zu. Deshalb ist der Brennwert von Steinkohle 

in der Regel um ein Vielfaches höher als der von Braunkohle. Zudem hängt die Quali- 

tät der Kohle vom Kohlenstoffanteil ab. 67 Der Nachteil der Kohlenutzung besteht jedoch 

darin, dass bei der Verbrennung von Kohle prozentual mehr Kohlendioxid als bei Öl 

oder Gas entsteht, was eine erhebliche Belastung der Umwelt zur Folge hat. 68 

2.4.2 Entstehung 

Die Entstehung fossiler Energieträger vollzieht sich über einen Zeitraum von mehreren 

100 Mio. Jahren durch biologische, chemische und physikalische Prozesse. Die Grund- 

lage für diesen Entstehungsprozess sind organische Substanzen, meist Pflanzen und 

Kleinstlebewesen. Diese organischen Substanzen lagern sich nach ihrem Absterben 

auf dem Meeresboden ab und verwesen dort größtenteils. Teilweise wird die Verwe- 

sung jedoch durch Sauerstoffmangel behindert, wodurch die organischen Stoffe erhal- 

ten bleiben und sich zusammen mit Gesteinsmaterial am Meeresboden sammeln. Die- 

ses Gemenge wird als Faulschlamm bezeichnet und wird im Laufe der Zeit weiter von 

Sedimenten überdeckt. 

Durch geologische Vorgänge werden die abgelagerten Substanzen großem Druck und 

hohen Temperaturen von bis zu 180 °C ausgesetzt. 69 Unter diesen Bedingungen wird 

das abgelagerte Material in ein Gemisch aus verschiedenen Kohlenwasserstoffen ver- 

wandelt. Je nach der Zusammensetzung der organischen Substanzen, dem Druck und 

der Temperatur bilden sich dann Erdöl, Erdgas, Kohle oder Mischprodukte wie bei- 

spielsweise Ölsande. 70 

65 

Vgl. Kosinowski, M. (2002): Energiehandbuch. S. 78. 

66 

Vgl. RWE. (2005): Weltenergiereport 2005. S. 36. 

67 

Vgl. http://www.geographie.uni-wuerzburg.de/fileadmin/09010000/_temp_/Kohle_Geologie. 

pdf, vom 03.01.2010. 

68 

Vgl. http://www.braunkohle-forum.de/index.php?article_id=69, vom 03.01.2010. 

69 Vgl. WEG. (2008): Erdgas – Erdöl: Entstehung, Suche, Förderung. S. 8-10. 

70 Vgl. http://www.energieinfo.de/eglossar/node56.html, vom 03.01.2010.


Während Kleinstlebewesen (z.B. Algen) den Großteil des Ausgangsmaterials für die 

Entstehung von Erdöl ausmachen, sind es bei Erdgas und Kohle zumeist Pflanzen. 71 

Derzeit wird jährlich ca. die Menge an Erdöl, Erdgas und Kohle verbraucht, die in der 

Natur in etwa einer Mio. Jahre gebildet wird. 72 

2.4.3 Geschichtliche Nutzungsentwicklung 

Die geschichtliche Entwicklung der Nutzung zeigt erhebliche Unterschiede zwischen 

den einzelnen fossilen Energieträgern, vor allem im Bezug auf die historische Entde- 

ckung und Verwendung. 

Erdöl 

Erdöl war der Menschheit bereits in den frühen Hochkulturen und der Antike bekannt. 

Das natürlich an die Erdoberfläche tretende Öl wurde damals als Baumaterial, Konser- 

vierungs- und Beleuchtungsmittel verwendet. Während des Mittelalters und bis etwa 

zum Beginn des 19. Jahrhunderts wurde Erdöl als Brennstoff, Heilmittel und Schmier- 

mittel für Achsen und Räder genutzt. 73 

Die wirtschaftliche Förderung von Erdöl startete am 27. August 1859 in den USA in 

Titusville (Pennsylvania) am Oil Creek. Die Erschließung dieser Ölquelle war der Be- 

ginn der kommerziellen Erdölgewinnung. Ab diesem Zeitpunkt wurde Öl vor allem zur 

Beleuchtung von Räumen und Straßen verwendet. 74 Ab dem Jahr 1876 wurden Erdöl- 

produkte wie Benzin und Diesel erstmals für den Antrieb von Verbrennungsmotoren 

eingesetzt. Bereits 1883 wurde die erste große Ölpipeline vom Kaspischen zum 

Schwarzen Meer gebaut, deren Transportweg bis heute erhalten ist. 75 

Im 20. Jahrhundert entwickelte sich Erdöl schnell zu einem der wichtigsten Energieträ- 

ger der Welt. Gegenwärtig wird Erdöl überwiegend zur Beheizung, Benzin- und Stro- 

merzeugung verwendet. Aber auch in der chemischen Industrie zur Produktion von 

Kunststoffen und anderen Chemieprodukten wird es vielfach eingesetzt. 76 

Erdgas 

Erdgas wird von der Menschheit schon länger genutzt als Erdöl. Bereits 6.000 v. Chr. 

wurde Erdgas im Iran entdeckt und damals für ein göttliches Zeichen gehalten. 5.000 

Jahre später wurde auch in China Erdgas gefunden und zur Trocknung von Salz ein- 

gesetzt. 



73 Vgl. http://www.wissen.de/wde/generator/wissen/ressorts/natur/naturwissenschaften/indexoff 

line,page=1093614,chunk=5.html, vom 04.01.2010. 


75 Vgl. http://www.chids.online.uni-marburg.de/dachs/expvortr/648/index.html, vom 04.01.2010 

76 Vgl. http://www.energievergleich.de/energiequellen/fossile-energietraeger.htm, vom 04.01. 

2010.


In Europa ist Erdgas erst seit Mitte des 17. Jahrhunderts bekannt. Im Jahr 1799 erfand 

Philippe Lebon die erste Gaslampe. 1860 entwickelte Etienne Lenoir das erste gasbe- 

triebene Auto, mit dem er eine 15 km lange Strecke bewältigte. Die ersten Gasquellen 

in Deutschland wurden 1910 entdeckt. Ab 1945 wurden die technischen Vorausset- 

zungen für den Transport in Pipelines entwickelt. Im Jahr 1960 wurde dann Erdgas 

erstmalig zum Heizen von Häusern genutzt. 77 

Derzeit wird Erdgas zur Stromversorgung und zum Antrieb von Kraftfahrzeugen ge- 

nutzt. Hauptsächlich wird es jedoch zur Beheizung verwendet. In Deutschland heizen 

momentan über die Hälfte aller Haushalte mit Erdgas. 78 

Kohle 

Der Kohlebergbau startete im Jahr 1195 in Lüttich. Nur kurze Zeit später wurde auch in 

Aachen Kohle abgebaut. Die Förderung im Ruhrgebiet folgte etwa im Jahr 1370. Auf- 

grund des damaligen Holzmangels waren die Menschen dazu gezwungen neue Ener- 

giequellen zu suchen und schaufelten in einfachen Gruben nach Kohle. Die Kohle wur- 

de damals insbesondere zur Wärmeerzeugung genutzt, da Holz knapp war. Die Tech- 

nik des Kohleabbaus entwickelte sich schnell weiter und im Jahr 1350 wurde bereits in 

Tiefen von 150 m abgebaut. Die Kohle wurde mit Schaufeln, Eimern und Seilzügen aus 

den Gruben befördert und mit Pferden weitertransportiert. Bereits Ende des 14. Jahr- 

hunderts wurde Kohle per Schiff transportiert. 

Um etwa 1550 erfuhr der Abbau von Kohle in England einen großen Aufschwung. Mit 

dem Beginn der Industrialisierung Mitte des 18. Jahrhunderts steigerte sich der Kohle- 

abbau nochmals erheblich, insbesondere in Europa und Nordamerika. Kohle wurde vor 

allem als Brennstoff für Dampfmaschinen und Lokomotiven benötigt. Ende des 19. 

Jahrhunderts wurden die ersten Dampfkraftwerke mit Kohle betrieben. 79 Heutzutage 

wird Kohle vor allem zur Stromerzeugung in Kohlekraftwerken genutzt. Die direkte 

Raumheizung findet nur noch in Einzelfällen Anwendung. 80 

2.5 Fossile Energievorkommen 

Die weltweiten Vorkommen an fossilen Energieträgern sind äußerst ungleich verteilt. 81 

Zahlreichen Ländern mit extrem limitierten Energievorkommen, steht eine geringe An- 

zahl an Ländern mit beträchtlichen Vorkommen an Energieträgern gegenüber. Im Be- 

zug auf die fossilen Energievorkommen wird eine Reihe von Begriffen wie Reserven, 

Ressourcen und Reichweite verwendet. All diese Bezeichnungen beschreiben die 

77 

Vgl. http://www.gasanbieter.com/gas-geschichte.html, vom 04.01.2010. 

78 

Vgl. http://www.energievergleich.de/energiequellen/fossile-energietraeger.htm, vom 04.01. 

2010. 

79 

Vgl. http://www.planet-wissen.de/laender_leute/nordrhein_westfalen/steinkohlebergbau/inde 

x.jsp, vom 04.01.2010. 

80 

Vgl. http://www.energievergleich.de/energiequellen/fossile-energietraeger.htm, vom 04.01. 

2010. 

81 

Vgl. RWE. (2005): Weltenergiereport 2005. S. 22.


Nutzbarkeit der fossilen Energieträger und sind eindeutig voneinander abzugrenzen. In 

den folgenden Unterkapiteln werden die globalen fossilen Energievorkommen anhand 

dieser Begrifflichkeiten aufgezeigt. 

2.5.1 Reserven 

Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) definiert Reserven als 

„Mengen eines Energierohstoffes, die mit großer Genauigkeit erfasst wurden und mit 

den derzeitigen technischen Möglichkeiten wirtschaftlich gewonnen werden können.“ 82 

Damit Vorkommen als Reserven klassifiziert werden, müssen sie also drei Bedingun- 

gen erfüllen. Das Vorkommen muss durch Bohrungen bestätigt sein und mit heutiger 

Technik zu wirtschaftlichen Preisen gefördert werden können. 83 

Es ist jedoch zu beachten, dass es sich bei den Reserven um eine dynamische Größe 

handelt, die sich mit variierenden Rahmenbedingungen verändert. Beispielsweise wer- 

den Reserven durch ständige Förderung abgebaut und durch technologische Neue- 

rungen wieder erhöht. 84 

2.5.1.1 Erdöl 

Die weltweiten Reserven an Erdöl betrugen Ende 2008 rund 195 Mrd. t ROE. Die un- 

gleiche regionale Verteilung ist dabei ausgesprochen auffällig (Abbildung 9). 

Mehr als die Hälfte der weltweiten Erdölreserven befinden sich im Nahen Osten 

Naher Osten 

Nordamerika 

Europa und Eurasien 

Mittel- und Südamerika 

Afrika 

Asiatisch-pazifischer-Raum 

5,6 

(3 %) 

19,2 

(10 %) 

17,6 

(9 %) 

16,6 

(8 %) 

34,2 

(18 %) 

102 

(52 %) 

0 20 40 60 

Mrd. Tonnen 

80 100 120 

Abbildung 9: Welt-Erdölreserven 2008 nach Regionen 85 

82 BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 23. 

83 

Vgl. WEG. (2009): Reserven und Ressourcen. S. 2. 

84 

Vgl. Bothe, D. & Seeliger, A. (2006): Erdgas – Sichere Zukunftsenergie oder knappe Ressource. 

S. 6. 

85 

Vgl. BP. (2009): Statistical Review of World Energy. S. 6.


So entfallen auf den Nahen Osten mit 102 Mrd. t ROE ca. 52 % der Weltreserven. Mit 

weitem Abstand folgt Nordamerika, vor allem aufgrund der Ölsandvorkommen, mit 18 

% als zweitreichste Region. Auf dem dritten Rang liegen Europa und Eurasien mit rund 

10 %. Bereits im einstelligen Bereich befindet sich Mittel- und Südamerika sowie Afrika 

mit 9 bzw. 8 %. Der asiatisch-pazifische Raum bildet mit 3 % das Schlusslicht. 

Das Land mit den größten globalen Erdölreserven ist Saudi-Arabien mit 18 %. An zwei- 

ter Stelle liegt Kanada, aufgrund der enormen Ölsandvorkommen, mit 11%,. Auf den 

weiteren Plätzen folgen der Iran mit 10 %, der Irak mit 8 %, sowie Venezuela, Kuwait 

und die Vereinigten Arabischen Emirate mit jeweils 7 % (Abbildung 10). 

Saudi Arabien verfügt über die größten Erdölreserven der Welt 

Saudi Arabien 

Kanada 

Iran 

Irak 

Venezuela 

Kuwait 

Vereinigte Arabische Emirate 

Russland 

Libyen 

Kasachstan 

5,7 (3 %) 

5,3 (3 %) 

13 (7 %) 

10,8 (6 %) 

15,5 (8 %) 

14,3 (7 %) 

14 (7 %) 

18,9 (10 %) 

21,6 (11 %) 

36,3 

(18 %) 

0 5 10 15 20 

Mrd. Tonnen 

25 30 35 40 

Abbildung 10: Welt-Erdölreserven 2008 nach Ländern 86 

Die deutschen Erdölreserven sind dagegen äußerst gering. Sie betragen ca. 3 Mio. t 

RÖE, was einem extrem geringen Anteil an den weltweiten Reserven entspricht. Die 

deutschen Reserven befinden sich überwiegend in Schleswig-Holstein (63 %) und Nie- 

dersachsen (34 %). Ohne Neufunde sind sie jedoch in absehbarer Zeit erschöpft. 87 

2.5.1.2 Erdgas 

Die globalen Erdgasreserven beliefen sich Ende des Jahres 2008 auf rund 185 Bill. m 3 . 

Die geographische Verteilung zeigt bei den Erdgasreserven ebenfalls eine starke Do- 

minanz des Nahen Ostens mit 41 %. Eine weitere Schwerpunktregion ist Europa und 

Eurasien mit 34 %. Es folgen der asiatisch-pazifische Raum und Afrika mit jeweils rund 

8 %. Auf den hinteren Plätzen befinden sich Nordamerika mit 5 % und Mittel- und Süd- 

amerika mit 4 % (Abbildung 11). 


87 Vgl. WEG. (2009): Jahresbericht Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung. S. 51.


41 % der globalen Erdgasreserven entfallen auf den Nahen Osten 

Naher Osten 



Afrika 

Nordamerika 


8,9 (5 %) 

7,3 (4 %) 

15,4 (8 %) 

14,7 (8 %) 

62,9 (34 %) 

75,9 

(41 %) 

0 10 20 30 40 

Billionen Kubikmeter 

50 60 70 80 

Abbildung 11: Welt-Erdgasreserven 2008 nach Regionen 88 

Die drei Länder mit den größten Erdgasreserven der Welt verfügen mit 53 % über mehr 

als die Hälfte des verbleibenden Erdgases. Dazu zählen Russland mit 23 %, der Iran 

mit 16 % und Katar mit 14 %. Auf den weiteren Plätzen folgen Turkmenistan mit (4 %), 

Saudi-Arabien (4 %), die USA (4 %) und die Vereinigten Arabischen Emirate (3 %) 


Russland besitzt 23 % der weltweiten Erdgasreserven 

Russland 

Iran 

Katar 

Turkmenistan 

Saudi Arabien 

USA 

Vereinigte Arabische Emirate 

Nigeria 

Venezuela 

Algerien 

6,7 (4 %) 

6,4 (3 %) 

5,2 (3 %) 

4,9 (3 %) 

4,5 (2 %) 

7,9 (4 %) 

7,6 (4 %) 

25,5 (14 %) 

29,6 (16 %) 

43,3 (23 %) 

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 

Billionen Kubikmeter 

Abbildung 12: Welt-Erdgasreserven 2008 nach Ländern 89 



Die Erdgasreserven Deutschlands betragen hingegen nur 0,12 Bill. m 3 , was einem 

weltweiten Anteil von 0,1 % entspricht. Auf das Bundesland Niedersachsen entfallen 

98 % der gesamten deutschen Erdgasreserven. 90 

2.5.1.3 Kohle 

Kohle ist der fossile Energieträger mit den größten globalen Reserven. Sie belaufen 

sich insgesamt auf 826 Mrd. t weltweit. Regional betrachtet sind die Kohlereserven 

relativ gleichmäßig auf der Erde verteilt. Europa und Eurasien verfügen über 33 %, der 

asiatisch-pazifische Raum über 31 % und Nordamerika über 30 %. Auf den nachfol- 

genden Plätzen rangieren Afrika mit 4 %, Mittel- und Südamerika mit 1,8 % sowie der 

Nahe Osten mit 0,2 % (Abbildung 13). 

Ein Drittel der globalen Kohlereserven befindet sich in Europa und Eurasien 



Nordamerika 

Afrika 


Naher Osten 

32 (4 %) 

15 (1,8 %) 

1,4 (0,2 %) 

259,3 

(31 %) 

272,3 

(33 %) 

246,1 (30 %) 

0 50 100 150 

Mrd. Tonnen 

200 250 300 

Abbildung 13: Welt-Kohlereserven 2008 nach Regionen 91 

Die Kohlereserven konzentrieren sich zu 62 % auf drei Länder. Die USA mit 29 %, 

Russland mit 19 % und China mit 14 %. Eine Reihe weiterer Länder verfügt über deut- 

lich kleinere Reserven. Dazu zählen Australien mit 9 %, Indien mit 7 %, sowie die Uk- 

raine, Kasachstan und Südafrika mit jeweils 4 % (Abbildung 14). 

Die deutschen Reserven belaufen sich auf 6,7 Mrd. t, was einem weltweiten Anteil von 

1 % entspricht. Die Reserven befinden sich zum Großteil in den Bundesländern Nord- 

rhein-Westfalen, Brandenburg, Sachsen und dem Saarland. Aufgrund der ungünstigen 

geologischen Bedingungen sind die Abbaumöglichkeiten jedoch stark eingeschränkt. 92 


90 Vgl. WEG. (2009): Jahresbericht Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung. S. 44. 


92 Vgl. Schiffer, H. (2008): Energiemarkt Deutschland. S. 34.


USA 

Russland 

China 

Australien 

Indien 

Ukraine 

Kasachstan 

Südafrika 

Deutschland 

In den USA lagern 29 % der weltweiten Kohlereserven 

6,7 (1 %) 

33,9 (4 %) 

31,3 (4 %) 

30,4 (4 %) 

58,6 (7 %) 

76,2 (9 %) 

114,5 (14 %) 

157,1 (19 %) 

238,3 (29 %) 

0 50 100 150 

Mrd. Tonnen 

200 250 300 

Abbildung 14: Welt-Kohlereserven 2008 nach Ländern 93 

2.5.2 Ressourcen 

Ressourcen werden definiert als „die Mengen eines Energierohstoffes, die geologisch 

nachgewiesen sind, aber derzeit nicht wirtschaftlich gewonnen werden können und die 

Mengen, die nicht nachgewiesen sind, aber aus geologischen Gründen in dem Gebiet 

erwartet werden können.“ 94 Ein Beispiel dafür sind die kanadischen Ölsande. Die Vor- 

kommen waren seit langem bekannt, die Produktion war jedoch noch nicht wirtschaft- 

lich, weshalb die Ölsande als Ressourcen klassifiziert wurden. Nachdem sich die Pro- 

duktionskosten durch technischen Fortschritt senkten, wurden die Vorkommen den 

Reserven zugeordnet. 95 

Die Ressourcen der fossilen Energieträger erreichten Ende des Jahres 2008 etwa 

564.905 EJ. Der dominierende Energieträger ist dabei Kohle, mit einem Anteil von 76 

% an den gesamten weltweiten Ressourcen. Mit knapp 20 % rangiert Erdgas an zwei- 

ter Stelle. Die Erdölressourcen folgen mit lediglich 4 % auf dem letzten Platz. Bei der 

Gegenüberstellung der Ressourcen und Reserven wird ersichtlich, dass Kohle mit 57 

% ebenfalls über die größten weltweiten Reserven verfügt. Auf dem zweiten Platz folgt 

jedoch Erdöl mit 24 %. Erdgas befindet sich mit 19 % an den globalen Reserven an 

letzter Stelle (Abbildung 15). 



95 Vgl. ExxonMobil. (2009): Oeldorado 2009. S. 3.


Gesamt 

Kohle 

Erdgas 

Erdöl 

Kohle ist der Energieträger mit den größten geologischen Ressourcen 

37.062 (100 %) 

21.119 (57 %) 

7.159 (19 %) 

22.291 (4 %) 

8.784 (24 %) 

114.546 (20 %) 

428.068 (76 %) 

Ressourcen 

Reserven 

564.905 

(100 %) 

0 100.000 200.000 300.000 

Exajoule 

400.000 500.000 600.000 

Abbildung 15: Gegenüberstellung der Ressourcen und Reserven 96 

Allerdings sind die Angaben zu den Ressourcen mit einer gewissen Unsicherheit be- 

haftet, da es sich größtenteils um Schätzungen und Annahmen handelt. 97 Namhafte 

Institutionen, wie z.B. die Internationale Energie-Agentur (IEA), stufen jedoch die glo- 

bale Energieversorgung der Menschheit bis weit in das 21. Jahrhundert als gesichert 

ein. Die fossilen Energieträger werden deshalb global und national in naher Zukunft 

eine bedeutende Rolle spielen. 98 

2.5.3 Reichweite 

Ein weiterer wichtiger Begriff ist die Reichweite der Energieträger. Die Reichweite wird 

berechnet, indem die Reserven der jeweiligen Energieträger durch deren weltweiten 

Verbrauch dividiert werden. Das Ergebnis ist eine Jahreszahl, die besagt ab welchem 

Zeitpunkt der Energieträger aufgebraucht ist. 99 Dabei handelt es sich um eine statische 

Betrachtungsweise, da zukünftige Entwicklungen wie z.B. ein veränderter Energiekon- 

sum, technische Innovationen, die Entdeckung neuer Lagerstätten und die Neubewer- 

tung von Lagerstätten unberücksichtigt bleiben. 100 

Die Reichweite der fossilen Energieträger ist naturgemäß begrenzt. Braunkohle besitzt 

derzeit mit 336 Jahren die größte Reichweite und kann über einen langen Zeitraum die 

Energieversorgung sicherstellen. An zweiter Stelle steht die Steinkohle, die nach heuti- 


97 

Vgl. Bothe, D. & Seeliger, A. (2006): Erdgas – oder knappe Ressource. S. 6. 

98 

Vgl. DNK. (2009): Energie für Deutschland 2009. S. 34-35. 

99 

Vgl. BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 235. 

100 Vgl. ExxonMobil. (2009): Oeldorado 2009. S. 3


ger Berechnung noch 130 Jahre als Energieträger zur Verfügung steht. Es folgt Erdgas 

mit einer Reichweite von 61 Jahren. Erdöl kann hingegen voraussichtlich nur noch 42 

Jahre den weltweiten Bedarf decken (Abbildung 16). 101 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

336 

Jahre Braunkohle besitzt die größte statistische Reichweite aller fossilen Energieträger 

130 

Braunkohle Steinkohle Erdgas Erdöl 

Abbildung 16: Reichweite der weltweiten Reserven an Energieträgern 2008 102 

Die mangelnde Aussagekraft dieser statischen Werte zeigt sich beispielsweise an der 

Entwicklung der Erdölreichweite. 1940 betrug die Erdölreichweite 21 Jahre, wonach es 

im Jahr 1960 kein Erdöl mehr gegeben hätte. Die Reichweite hatte sich jedoch 1960 

bereits auf 38 Jahre und zum heutigen Zeitpunkt auf 42 Jahre erhöht. 103 

Erdölfördermaximum 

Im Zusammenhang mit der Erdölreichweite muss auch das globale Erdölfördermaxi- 

mum betrachtet werden. Unter dem Fördermaximum, im englischsprachigen Raum 

Peak Oil genannt, wird die „weltweit maximal pro Jahr jemals geförderte Menge an 

Erdöl verstanden.“ 104 Die Peak Oil-Theorie beruht darauf, dass die Erdölförderung zu- 

nächst stetig ansteigt und dann kontinuierlich sinkt, wenn die Hälfte des insgesamt 

förderbaren Erdöls abgebaut wurde. Der Zeitpunkt an dem Peak Oil erreicht ist, also 

die Hälfte der Erdölmenge verbraucht ist, wird auch Depletion Midpoint genannt. 

Das Jahr in dem die Förderung von Erdöl das Fördermaximum erreicht, ist unter Erdöl- 

experten eine umstrittene Frage. Trotz der verschiedenen Ansichten scheinen sich alle 

101 

Vgl. http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/energiestatistiken,did=177112.html, vom 

10.01.2010. 

102 

Vgl. BMWi. (2009): Energie in Deutschland. S. 9. 

103 Vgl. WEG. (2009): Reserven und Ressourcen. S. 2. 


61 

42


Experten darüber einig zu sein, dass der Depletion Midpoint spätestens in den nächs- 

ten 15 bis 20 Jahren erreicht sein wird und sich danach eine sinkende Verfügbarkeit 

von Erdöl einstellt. 105 

2.6 Deutsche Lieferabhängigkeiten 

Die deutsche Energieversorgung ist besonders durch die große Abhängigkeit von Im- 

porten gekennzeichnet. 106 Im Jahr 2008 mussten über 75 % der fossilen Energieträger 

importiert werden. Der wichtigste Energieträger war Erdöl, mit einer Importquote von 

97 %. Bei Erdgas betrug der Anteil der Einfuhren 86 % und bei Steinkohle 73 %. Dem- 

gegenüber wurde der gesamte deutsche Bedarf an Braunkohle durch heimische För- 

derung gedeckt (Abbildung 17). 107 


Erdöl ist in Deutschland am stärksten von Importen abhängig 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

115 

(97 %) 

4 

(3 %) 

63 

(86 %) 

10 

(15 %) 

32 

(73 %) 

12 

(27 %) 

Importe 

Inlandsförderung 

0 

(0 %) 

37 

(100 %) 

Erdöl 1 Erdgas 2 Steinkohle 3 Braunkohle 4 

Abbildung 17: Energieimportabhängigkeit Deutschlands 2008 108 

Die nach den einzelnen Energieträgern unterschiedliche Abhängigkeit von Importen ist 

durch die bestehende Reservensituation in Deutschland zu erklären (Kapitel 2.5.1). Die 

deutsche Inlandsförderung beschränkt sich im Wesentlichen auf Kohle und sehr gerin- 

ge Mengen an Erdöl und Erdgas. 109 Deshalb ist Deutschland in beträchtlichem Maß 

von den Herkunftsländern der fossilen Energieträger abhängig. 

105 Vgl. Erdmann, G. & Zweifel, P. (2008): Energieökonomik. S. 177. 

106 Vgl. Schiffer, H. (2008): Energiemarkt Deutschland. S. 34. 


108 Ebenda 



Der wichtigste Energielieferant Deutschlands ist Russland. Bei den Erdöl-, Erdgas- und 

Kohleimporten steht Russland jeweils auf dem ersten Platz der mengenmäßig größten 

Lieferländer. Auf den weiteren Plätzen der wichtigsten deutschen Energielieferanten 

folgen mit Norwegen, den Niederlanden und Großbritannien drei westeuropäische 

Staaten. Weitere wichtige Bezugsländer sind Libyen, Südafrika und Polen (Abbildung 

18). 110 

Großbritannien 

Wichtigster deutscher Energielieferant ist Russland 

Russland 

Norwegen 

Niederlande 

Libyen 

Südafrika 

Polen 

USA 

Nigeria 

Kolumbien 

Erdöl 

Erdgas 

Steinkohle 

0 10 20 30 40 50 60 70 80 


Abbildung 18: Energieträgerlieferanten Deutschlands 2008 111 

Bei den Erdöllieferungen 2008 kamen ca. 70 % aller Einfuhren aus den vier wichtigsten 

Bezugsländern. Russland lag mit einem Importanteil von 32 % an erster Stellte, gefolgt 

von Großbritannien und Norwegen mit jeweils 14 % sowie Libyen mit 10 %. Weitere 

Lieferländer waren Nigeria, Algerien, Saudi-Arabien und Venezuela. 112 

Die Erdgasimporte 2008 verteilten sich im Wesentlichen auf drei Lieferländer, die ins- 

gesamt 95 % aller Einfuhren erbrachten. Bedeutendster Lieferant mit einem Importan- 

teil von 43 % war ebenso Russland. Die nächst wichtigsten Lieferländer waren Norwe- 

gen mit 30 % und die Niederlande mit 22 %. Die restlichen Bedarfsmengen wurden 

überwiegend aus Dänemark und Großbritannien importiert. 113 


111 Vgl. Statistisches Bundesamt. (2009): Energie auf einen Blick 2009. S. 40-44. 

112 Vgl. Statistisches Bundesamt. (2009): Energie auf einen Blick 2009. S. 40-41. 

113 Vgl. Statistisches Bundesamt. (2009): Energie auf einen Blick 2009. S. 42.


Die Steinkohleeinfuhren verteilten sich ausgewogener auf mehrere Herkunftsländer. 

Die wichtigsten Lieferanten für die heimische Versorgung waren Russland mit einem 

Importanteil von 20 %, Südafrika mit 19 % und Polen mit 18 %. Weitere wichtige Liefer- 

länder waren die USA, Kolumbien und Australien. 114 

Insbesondere die fossilen Energieträger haben sich weltwirtschaftlich und geopolitisch 

zu einem bestimmenden Faktor entwickelt. So setzen einige Länder ihren Ressourcen- 

reichtum zunehmend für ihre politischen Interessen und Ziele ein. Russland verwende- 

te beispielsweise sein Erdgas im Gasstreit gezielt gegen die Ukraine. 115 Um die Risiken 

solcher strategischen Lieferabhängigkeiten zu minimieren, muss eine Diversifikation 

der Lieferländer erfolgen. Je mehr Bezugsquellen vorhanden sind, desto breiter sind 

die Risiken gestreut und die Abhängigkeit von großen Energieträgerlieferanten sinkt, 

wodurch eine Verbesserung der Versorgungssicherheit erreicht wird. 116 

Strategische Ellipse 

Wie bereits aufgezeigt, konzentrieren sich die globalen Erdöl- und Erdgasgasreserven 

in ihrer regionalen Verteilung auf wenige Länder. Eine besonders wichtige Rolle spielt 

dabei die strategische Ellipse, die sich vom Nahen Osten über den Kaukasus bis nach 

Westsibirien erstreckt. 117 In dieser Region, zu der unter anderem der Irak, der Iran, Ka- 

sachstan, Katar, Kuwait, Russland, Saudi-Arabien und die Vereinigten Arabischen Emi- 

rate zählen, lagern rund 70 % der weltweiten Reserven an Erdöl und Erdgas 

(Abbildung 19). 118 

Problematisch ist jedoch, dass diese Region, vor allem der Nahe Osten, sehr stark 

durch politische Instabilität und religiöse Spannungen gekennzeichnet ist. Darin liegt 

eine besonders große Gefahr für die Weltversorgung mit Erdöl und Erdgas, da eine 

erhebliche Abhängigkeit von den Ländern der strategischen Ellipse gegeben ist. 119 Ins- 

besondere durch den immer weiter fortschreitenden Ressourcenabbau, muss zukünftig 

verstärkt auf die Vorkommen in diesem Gebiet zurückgegriffen werden. Dies verdeut- 

licht die enorme strategische Bedeutung dieser Region für die Energieversorgung der 

Zukunft. 120 

114 Vgl. Statistisches Bundesamt. (2009): Energie auf einen Blick 2009. S. 44. 

115 Vgl. Fröhlich, S. (2008): Energiesicherheit im 21.Jahrhundert. S. 14. 

116 

Vgl. http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/ziele-der-energiepolitik.html, vom 

08.02.2010. 

117 

Vgl. Gabriel, E. & Florin, M (2008): Weltverträgliche Energiesicherheitspolitik. S. 86. 


119 Vgl. Altmann, F. (2008): Weltverträgliche Energiesicherheitspolitik. S. 86. 

120 Vgl. BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 253.


Abbildung 19: Strategische Ellipse 121 

Organisation erdölexportierender Länder 

Strategische Ellipse 

Am Beispiel der Organisation erdölexportierender Länder, kurz OPEC (Organization of 

Petroleum Exporting Countries), zeigt sich die Lieferabhängigkeit des Erdöls von dieser 

politischen Gruppierung. Die OPEC wurde im Jahr 1960 in Bagdad gegründet, der 

Hauptsitz befindet sich in Wien. 122 Insgesamt haben sich zwölf erdölexportierende Län- 

der zusammengeschlossen, zu denen Algerien, Angola, Ecuador, der Irak, der Iran, 

Katar, Kuwait, Libyen, Nigeria, Saudi-Arabien, Venezuela und die Vereinigten Arabi- 

sche Emirate gehören. 123 

Das Ziel der OPEC ist die gemeinsame Interessenvertretung der Mitgliedsstaaten, ins- 

besondere im Hinblick auf die Erdölpreise. Um die Preise auf dem internationalen Öl- 

markt zu stabilisieren, wird jedem Mitgliedsland eine spezielle Förderquote zugeteilt. 

Durch die Absprache der Förderquote entsteht eine künstliche Verknappung oder Stei- 

gerung der Ölförderung, wodurch die Preise auf dem Weltmarkt bewusst gesteuert und 

in einem bestimmten Preiskorridor gehalten werden können. 124 

Die besondere Bedeutung der OPEC für den Erdölmarkt ergibt sich daraus, dass deren 

Mitgliedsstaaten insgesamt 76 % der gesamten weltweiten Erdölreserven besitzen und 

einen Anteil von rund 45 % an der derzeitigen globalen Erdölförderung haben. 125 Die- 

ser Sachverhalt zeigt die Relevanz der OPEC-Staaten, besonders im Bezug auf die 

zukünftige Weltölversorgung. Die Lieferabhängigkeit der restlichen Welt von den 

121 

In Anlehnung an BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. 

S. 253. 

122 

Vgl. Kneissl, K. (2008): Der Energiepoker: Wie Erdöl und Erdgas die Weltwirtschaft beeinflussen. 

S. 54. 

123 

Vgl. http://www.opec.org/aboutus/, vom 09.02.20010. 

124 

Vgl. Eschlbeck, D. (2005): Internationale Wirtschaft. S. 132. 

125 Vgl. BP. (2009): Statistical Review of World Energy. S. 6-8.


OPEC-Ländern und der Einfluss der Organisation wird deshalb in den kommenden 

Jahrzehnten immens zunehmen. 126 

Neben der OPEC zeichnet sich derzeit beim Erdgas ebenfalls ein Zusammenschluss 

von mehreren Ländern ab. Bis jetzt ist es zwar noch nicht zu der Bildung einer Gas- 

OPEC gekommen, jedoch sind die drei Länder mit den größten Erdgasreserven offen- 

bar kurz davor ein Abkommen über eine wirtschaftliche Zusammenarbeit zu schlie- 

ßen. 127 Russland, Katar und der Iran verfügen derzeit über ca. 53 % der weltweiten 

Erdgasreserven. 128 




3 Logistischer Prozess Erdöl 40 

3 Logistischer Prozess Erdöl 

Die fossilen Energieträger werden aufgrund der globalen Reserven- und Ressourcensi- 

tuation auch in den kommenden Jahrzehnten die Hauptlast der Energieversorgung 

tragen. 129 Die Energieträger müssen jedoch vom Ort der Gewinnung zum Endverbrau- 

cher transportiert werden. Deshalb stellt vorerst nicht die Energieversorgung das Prob- 

lem dar, sondern vielmehr die Handhabung der erheblichen Mengen- und Volumen- 

ströme der fossilen Energieträger, die teilweise über weite Distanzen in die Verbrau- 

cherregionen importiert werden müssen. Zudem erfordern die großen Mengen zum Teil 

aufwendige Transport- und Speichertechniken. Aufgrund dieser Faktoren besitzt die 

Logistik bei den fossilen Energieträgern eine besondere Relevanz. 130 Der logistische 

Prozess von Erdöl wird in diesem Kapitel eingehend beschrieben. 

Um zunächst einen Überblick über die weltweiten Transportströme von Erdöl zu erhal- 

ten, sind in Abbildung 20 die Transportströme des Jahres 2008 in Megatonnen (Mt) 

veranschaulicht. Die Transporte innerhalb der Regionen wurden dort jedoch nicht be- 

rücksichtigt. 

Abbildung 20: Erdöltransportströme 2008 131 


130 Vgl. Sauer, E. (2003): Energietransport, -speicherung, -verteilung. S. 7. 

131 BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 49.


Die wichtigsten Exportregionen waren der Nahe Osten und Afrika. Die führenden Ex- 

portländer waren Saudi Arabien, Russland, der Iran, Nigeria und Venezuela. Die domi- 

nanten Importländer waren hingegen die USA, Japan, China und Südkorea. Insgesamt 

wurden im Jahr 2008 3.929 Mio. t Erdöl gefördert, von denen ca. zwei Drittel grenz- 

überschreitend und teilweise über große Distanzen transportiert wurden. Die Rangliste 

der weltweit größten Förderländer des Jahres 2008 ist in Abbildung 21 dargestellt. 

Saudi Arabien war im Jahr 2008 der größte Erdölförderer der Welt 

Saudi Arabien 

Russland 

USA 

Iran 

China 

Mexiko 

Kanada 

Vereinigte 

Arabische Emirate 

Kuwait 

Venezuela 

158 (4,0 %) 

157 (4,0 %) 

140 (3,6 %) 

137 (3,5 %) 

132 (3,4 %) 

210 (5,3 %) 

190 (4,8 %) 

305 (7,8 %) 

515 

(13,1 %) 

489 (12,4 %) 

0 100 200 300 400 500 600 

Mio. Tonnen 

Abbildung 21: Rangliste der größten Erdölförderländer 2008 132 

Saudi Arabien war im Jahr 2008 mit einem Anteil von 13,1 % an der weltweiten Erdöl- 

förderung das Hauptförderland. In der Rangliste folgen Russland mit 12,4 %, die USA 

mit 7,8 %, der Iran mit 5,3 % und China mit 4,8 %. Insgesamt wurde in diesen Ländern 

43,4 % der gesamten Erdölfördermenge gewonnen. Die vorderen Plätze der USA und 

China erscheinen in dieser Aufstellung ungewöhnlich, da diese Länder über äußerst 

geringe Erdölreserven verfügen. Allerdings zählen sie zu den Hauptkonsumenten von 

Erdöl und fördern deswegen die maximal möglichen Mengen, die ihnen zur Verfügung 

stehen. 133 

Erdölversorgungskette 

In der vorliegenden Ausarbeitung wird die Erdölversorgungskette in sechs Stufen un- 

terteilt. Zuerst findet die Erdölförderung statt, die die Suche, Bohrung und Förderung 




des Erdöls umfasst. 134 Zudem wird das Erdöl aufbereitet und in der Folge Rohöl ge- 

nannt. 135 Anschließend erfolgt der Transport vom Förderort in die Verbraucherregi- 

on mit Pipelines oder Tankschiffen. Ist das Rohöl in der Verbraucherregion angelangt, 

wird es entweder zwischengelagert oder direkt in die Raffinerie transportiert. Der 

Transport zur Raffinerie erfolgt dabei mit Pipelines oder Tankmotorschiffen. Bei der 

Verarbeitung in der Raffinerie wird das Rohöl zu verkaufsfähigen Produkten verwan- 

delt. Die Erdölversorgungskette ist in Abbildung 22 graphisch dargestellt. 

Abbildung 22: Erdölversorgungskette 136 

Nachdem der Raffinerieprozess abgeschlossen ist, erfolgt die Lagerung der Fertig- 

produkte in Großtanklagern oder der unmittelbare Transport der Fertigprodukte 

zum Endverbraucher. Die Belieferung der Endverbraucher wird dabei mit verschiede- 

nen Transportmitteln ausgeführt. Die privaten Haushalte und Tankstellen werden 

überwiegend mit Straßentankfahrzeugen beliefert. Großkunden werden hingegen auch 

mit Pipelines, Tankmotorschiffen und Eisenbahnkesselwagen versorgt. 137 Die einzel- 

134 Vgl. BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S. 11-18. 

135 Vgl. http://www.avia.de/cms/index.php?page=791, vom 22.02.2010. 

136 In Anlehnung an http://www.energiewirtschaft.net/HTML/SCM.html, vom 22.02.2010. 

137 Vgl. http://www.energiewirtschaft.net/HTML/SCM.html, vom 22.02.2010.


nen Stufen der Erdölversorgungskette werden in den nachfolgenden Unterkapiteln de- 

tailliert aufgezeigt. 

3.1 Erdölgewinnung 

Die Gewinnung von Erdöl gliedert sich in drei Phasen. Die Exploration, Bohrung und 

Förderung, die im Folgenden näher erläutert werden. Andere Gewinnungsverfahren, 

(beispielsweise die Extraktion von Öl aus Ölsanden) werden hingegen nicht berück- 

sichtigt. 

3.1.1 Exploration 

Die Suche nach Erdölvorkommen wird in der Fachsprache Exploration genannt und 

basiert auf geophysikalischen Untersuchungsmethoden. Das wichtigste Verfahren ist 

die 3D- Seismik, das der Bohrung vorausgeht und deren Erfolgschancen deutlich ver- 

bessert. 138 Die Kosten einer seismischen Messung sind jedoch enorm hoch, weshalb 

sich die Intensität der Explorationstätigkeit zumeist an der Höhe des Ölpreises orien- 

tiert. 139 

Die 3D-Seismik beruht auf dem Prinzip der reflektierten Schallwellen. Dabei werden 

durch künstliche Sprengungen zahlreiche Erschütterungen ausgelöst. 140 Die entste- 

henden Schallwellen dringen in den Boden ein und breiten sich dort in Tiefen von 

5.000 bis 6.000 m aus. Von den unterschiedlichen Gesteinsschichten werden die 

Schallwellen reflektiert und von empfindlichen Messgeräten, so genannten Geopho- 

nen, aufgezeichnet. 141 

Die gewonnen Daten werden von Computerprogrammen ausgewertet und ergeben ein 

aussagekräftiges dreidimensionales Bild über den Aufbau des Untergrunds. Dadurch 

lassen sich Bereiche erkennen, in denen gute Voraussetzungen für eine erfolgreiche 

Bohrung bestehen. Allerdings kann das 3D-Seismikverfahren die Frage ob Erdöl im 

Untergrund tatsächlich vorhanden ist, nicht mit allerletzter Sicherheit beantworten. 

Endgültige Klarheit darüber bringt eine Bohrung. 142 

3.1.2 Bohrung 

Die Erdölvorkommen werden durch eine Tiefenbohrung erschlossen, bei der in der 

Regel das Rotary-Verfahren oder die Horizontalbohrtechnik angewendet wird. Neben 

diesen häufig verwendeten Bohrtechniken gibt es zahlreiche weitere spezielle Verfah- 

138 Vgl. WEG. (2008): Erdgas – Erdöl: Entstehung, Suche, Förderung. S. 13. 

139 Vgl. Kosinowski, M. (2002): Energiehandbuch. S. 71. 

140 Vgl. EV. (2003): Erdöl – Entstehung, Förderung und Verarbeitung. S. 11. 

141 Vgl. Kosinowski, M. (2002): Energiehandbuch. S. 70-71. 

142 Vgl. WEG. (2008): Erdgas – Erdöl: Entstehung, Suche, Förderung. S. 14.


ren, die aufgrund der gegebenen geologischen Verhältnisse zur Anwendung kom- 

men. 143 

Das wesentliche Merkmal des Rotary-Verfahrens besteht in seinem rotierenden Bohr- 

gestänge. Das Bohrgestänge, an dessen Spitze sich ein Stahlmeißel befindet, wird 

dabei mit Hilfe eines Bohrturms senkrecht in den Boden getrieben. Durch die Drehbe- 

wegung, die durch einen Elektromotor Übertage erzeugt wird, zertrümmert der Meißel 

die Gesteinsschichten und frisst sich durch die Absenkung des Flaschenzugs immer 

tiefer in das Bohrloch (Abbildung 23). 144 

Abbildung 23: Bohrturm beim Rotary-Verfahren 145 

Damit das zerkleinerte Gestein, Bohrklein genannt, an die Oberfläche transportiert 

werden kann, wird eine wässrige Tonlösung durch das Bohrgestänge zum Meißel ge- 

pumpt. Diese Spülflüssigkeit kühlt zum Einen den Meißel und befördert zum Anderen 

das Bohrklein zum Auslauf des Bohrlochs (Abbildung 24). Die austretende Spülflüssig- 

keit wird vom Bohrklein gereinigt und wieder in das Loch gepumpt. 

143 

Vgl. WEG. (2008): Erdgas – Erdöl: Entstehung, Suche, Förderung. S. 16-17. 

144 

Vgl. BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S. 16. 

145 

In Anlehnung an EV. (2003): Erdöl – Entstehung, Förderung und Verarbeitung. S. 12.


Der Meißel wird je nach Härte des Gesteins mehr oder weniger schnell stumpf und 

muss unter großem Zeitaufwand bei einer Bohrung mehrmals ausgetauscht werden. 

Um die Bohrlochwand zu stabilisieren und einen Einsturz zu verhindern, werden Stahl- 

rohre einzementiert. Damit das Erdöl beim Anbohren des Vorkommens nicht aus dem 

Bohrloch schießt, ist eine spezielle Vorrichtung an der Bohrstange vorhanden. 146 

Abbildung 24: Bohrmeißel beim Abtransport des Bohrkleins 147 

Die Horizontalbohrtechnik bzw. Richtbohrtechnik kommt in zunehmendem Umfang 

zum Einsatz, da die Erdölvorkommen mit diesem Verfahren effektiver genutzt werden 

können. Ebenso wie beim Rotary-Verfahren erfolgt zunächst eine vertikale Bohrung 

zum Vorkommen. Allerdings wird, wenn das Ölvorkommen erreicht ist, horizontal zu 

den optimalen Förderpunkten weitergebohrt. Da sich die Vorkommen überwiegend in 

horizontaler Richtung erstrecken, ist somit ein größerer Zufluss zum Bohrloch möglich 

und es kann insbesondere bei weitflächigen Ölfeldern eine höhere Förderrate erzielt 

werden. 148 

Mit diesen beiden Bohrtechniken lassen sich Löcher mit der Tiefe mehrerer Kilometer 

bohren. Die Gesteinsschichten wirken sich jedoch auf das Vorankommen der Bohrung 

aus. Der tägliche Fortschritt kann im günstigsten Fall mehrere Meter betragen und im 

ungünstigsten nur einige Zentimeter. Bohrungen die nicht auf Erdöl stoßen, werden 

wieder aufgefüllt. Wird Erdöl entdeckt, werden mittels physikalischer Untersuchungen 

und Berechungen die dort lagernden Reserven ermittelt und über eine endgültige För- 

derung entschieden. Die Kosten für eine Bohrung sind jedoch immens hoch. Für eine 


147 BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S. 17. 

148 Vgl. BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S. 18.


typische Bohrung von rund 5.000 m Tiefe entstehen Kosten zwischen 7 und 12 Mio. 

Euro. 149 

Ein großer Teil der Erdölvorkommen liegt nicht auf dem Festland (onshore), sondern 

unter den Meeren (offshore). Offshore-Bohrungen erfolgen von verankerten oder 

schwimmenden Bohrplattformen. Es werden jedoch grundsätzlich dieselben Bohrtech- 

niken wie auf dem Festland verwendet. Allerdings sind die Offshore-Bohrungen auf- 

grund der schwierigen Umweltbedingungen um ein vielfaches aufwändiger und teu- 

rer. 150 

3.1.3 Förderung 

Zur Förderung von Erdöl wird in das Bohrloch ein Steigrohr eingebaut, das bis zum 

tiefsten Punkt des Vorkommens reicht. Damit das Erdöl nach dem Einbau in das Rohr 

eintreten kann, wird dieses mit kleinen Sprengsätzen geöffnet. 151 

In der ersten Förderungsphase, der Primärförderung, steht das Erdöl unter einem 

Gas- und Randwasserdruck, der durch die umliegenden Gesteinsschichten entsteht. 

Deshalb steigt das Erdöl zunächst ohne weitere Hilfe aus dem Bohrloch auf. Mit der 

Zeit lässt der Druck in dem Vorkommen jedoch nach und es müssen zusätzliche 

Pumptechniken eingesetzt werden. Neben Tiefenpumpen kommen dabei vor allem die 

so genannten Plumperpumpen, die auf- und abwippen und einem Pferdekopf ähneln, 

zum Einsatz. Mit der Primärförderung können durchschnittlich 18 % des vorhandenen 

Erdöls gefördert werden. 152 

Sind die Möglichkeiten der Primärförderung erschöpft, kommen die Techniken der Se- 

kundärförderung zum Einsatz. Dabei wird der Druck im Erdölvorkommen wieder auf- 

gebaut. Die Verfahren dazu sind die Gaslift-Förderung und das Wasserfluten. Dabei 

wird fortlaufend Wasser oder Gas in das Speichergestein gepumpt, wodurch das Erdöl 

an die Oberfläche gedrückt wird. 153 Im Durchschnitt können somit ca. 32 % des Erdöls 

gewonnen werden. 

Die Tertiärförderung ist die letzte Möglichkeit Erdöl aus dem Vorkommen zu gewin- 

nen. Durch Dampfinjektionen (Wasserdampf) und verschiedene chemische Zusätze 

kann die Fließfähigkeit des Erdöls erhöht werden, so dass es sich leichter vom Gestein 

löst. Der Nutzungsgrad des Erdölvorkommens kann durch die Tertiärförderung auf ca. 

45 bis 50 % gesteigert werden. Die diversen Fördermethoden sind in Abbildung 25 

veranschaulicht. 154 






154 Vgl. BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S.16.


Trotz aller Fördermethoden kann nicht das gesamte Erdöl an die Oberfläche gepumpt 

werden. In den Gesteinsporen wird ein großer Teil zurückgehalten. Somit lassen sich 

nur selten mehr als 50 % des im Vorkommen vorhandenen Erdöls gewinnen. Aller- 

dings konnte der Nutzungsgrad der Erdölvorkommen enorm gesteigert werden. Vor 25 

Jahren betrug dieser noch ungefähr 25 %. 155 

Abbildung 25: Fördermethoden 156 

Die Erdölförderung findet zumeist unter extremen Witterungsbedingungen statt, bei- 

spielsweise in den heißen Wüsten Saudi Arabiens, den kalten Steppen in Russland 

oder auf Bohrinseln im Meer. Deshalb haben sich einige Unternehmen (z.B. die fran- 

zösische Firma Schlumberger oder der amerikanische Konzern Halliburton) aus- 

schließlich auf die Erdölgewinnung spezialisiert und übernehmen diesen Prozess größ- 

tenteils für die Mineralölkonzerne. 157 

Die Summe der Explorations-, Bohrungs- und Förderungskosten sind die Gestehungs- 

kosten für die Erdölproduktion. Sie bestimmen ob ein Vorkommen wirtschaftlich in Pro- 

duktion genommen werden kann. 158 


156 EV. (2003): Erdöl – Entstehung, Förderung und Verarbeitung. S. 14. 

157 Vgl. http://www.energiewirtschaft.net/HTML/SCM.html, vom 26.02.2010. 

158 Vgl. Kosinowski, M. (2002): Energiehandbuch. S. 71.


Verarbeitung 

Das unmittelbar aus dem Bohrloch geförderte Erdöl ist zunächst ein Gemisch aus Öl, 

Gasen, Salzwasser und Verunreinigungen (z.B. Sand) und ist für die Weiterverarbei- 

tung in Raffinerien ungeeignet. 159 Es sind deshalb verschiedene Prozesse erforderlich, 

um das Erdöl für den Transport in die Verbraucherregion vorzubereiten. In Verarbei- 

tungsanlagen wird das Erdöl zunächst von Salzwasser und Verunreinigungen befreit. 

In einem Gasabscheider werden anschließend die Gasanteile entfernt, sowie die Was- 

serreste und Salzrückstände herausgefiltert. 160 

Hat das Erdöl diese Verarbeitungsstufen durchlaufen, wird es Rohöl genannt. 161 Die 

Verarbeitung des Erdöls erfolgt jedoch grundsätzlich in der Nähe der Förderstelle, da 

die zu transportierende Menge, insbesondere durch das Herausfiltern des Salzwas- 

sers, verringert wird und dadurch Kosten beim späteren Transport eingespart werden 

können. 162 Mit Pumpen wird das aufbereitete Rohöl zu Sammelpunkten befördert, wo 

es bis zum Weitertransport in die Verbraucherregion in großen oberirdischen Tankla- 

gern zwischengelagert wird. 163 

In der Fachsprache wird die Exploration, Bohrung, Förderung und Bereitstellung des 

aufbereiteten Rohöls auch teilweise als Upstream-Prozess bezeichnet. Die restlichen 

nachgelagerten Stufen auf der Erdölversorgungskette werden hingegen Downstream- 

Prozess genannt. 164 

3.2 Transport vom Förderort in die Verbraucherregion 

Um die erheblichen Rohölmengen aus den entlegenen Fördergebieten in die Verbrau- 

cherregionen zu transportieren, kommen in erster Linie Pipelines und Tankschiffe in 

Frage. 165 Der Transport innerhalb der Kontinente erfolgt zumeist durch Pipelines, wäh- 

rend die Beförderung zwischen den Kontinenten in der Regel mit Tankschiffen abgewi- 

ckelt wird. 

Im Jahr 2008 überwog der weltweite Tankertransport mit einem Anteil von 75 % ge- 

genüber der Pipelinebeförderung. 166 Deutschland bezieht ausschließlich über die russi- 

sche Drushba-Pipeline Rohöl direkt über eine Pipeline aus der Förderregion. Nahezu 

alle anderen Lieferungen kommen über den Seeweg mit Tankschiffen nach Deutsch- 

land. 167 Im Folgenden werden diese beiden Transportmittel eingehend beschrieben. 

159 

Vgl. http://www.cac-chem.de/felder_raffinerie_entgasung.php, vom 26.02.2010. 

160 


161 

Vgl. http://www.avia.de/cms/index.php?page=791, vom 26.02.2010. 

162 

Vgl. http://www.eagleburgmann.com/lexikon/de/lex-art-1298.htm, vom 26.02.2010. 

163 

Vgl. Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 337. 

164 

Vgl. http://www.energiewirtschaft.net/HTML/SCM.html, vom 26.02.2010. 

165 

Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 3. 

166 

Vgl. BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 49-50. 

167 Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 7.


3.2.1 Pipeline 

Rohrfernleitungen, die umgangssprachlich Pipelines genannt werden, sind ein Trans- 

portmittel für flüssige und gasförmige Massengüter. 168 Typischerweise werden Rohöle, 

Mineralölprodukte, Erdgas und Wasser transportiert. Der Transport erfolgt dabei in 

geschlossenen Rohrleitungen bzw. einem Rohrleitungssystem. Es handelt sich um 

einen eigenständigen Verkehrsträger, der zugleich Transportbehälter, Transportmittel 

und Transportweg ist. 169 In der Regel werden Pipelines für die Beförderung großer 

Mengen über weite Strecken eingesetzt. Überwiegend werden sie dort gebaut, wo 

durchgehende Schienen- oder Wasserwege nicht vorhanden sind. 170 

3.2.1.1 Geschichtlicher Rückblick 

Die Nutzung von Rohrleitungen hat ihren historischen Ursprung in China. Bereits 6.000 

v. Chr. wurde dort Wasser durch Bambusrohre über längere Distanzen transportiert. 

Etwa 3.000 v. Chr. wurden in Indien bereits Wasserleitungen aus Tonrohren genutzt. 

Allgemein bekannt sind die Aquädukte, mit denen die Römer zu Beginn der Zeitrech- 

nung ihre Wasserversorgung sicherstellten. 

Im Mittelalter wurden ausgehöhlte Baumstämme zur Beförderung von Wasser verwen- 

det. An den Verbindungsstellen wurden diese mit Metallstreifen zusammengefügt. Im 

Jahr 1361 hatte die Stadt Nürnberg auf diese Weise die Wasserversorgung aufge- 

nommen. 171 Erst im 19. Jahrhundert wurden die Rohrleitungen für die Wasser- und 

Gasversorgung aus Gussstahl gefertigt. Die erste Ölrohrleitung wurde im Jahr 1865 in 

Pennsylvania (USA) in Betrieb genommen. Über eine Strecke von 8 km wurden da- 

mals Eisenbahnkesselwagen befüllt. Damit konnten die Pferdefuhrwerke des Straßen- 

güterverkehrs verdrängt werden. Zu Beginn des 20. Jahrhunderts hatte das Rohrlei- 

tungsnetz in den USA bereits eine Länge von 2.000 km. 

Mit dem steigenden Ölbedarf ging auch die Entwicklung der Pipelines voran. 1906 

wurde bereits die Pipeline von Baku am kaspischen Meer nach Batum am Schwarzen 

Meer, mit einer Länge von 883 km, erstellt. Es folgte der Bau weiterer Rohölpipelines in 

Russland und dem Nahen Osten. In Westeueropa gewannen die Rohrleitungen erst 

nach dem Zweiten Weltkrieg an Bedeutung. In Deutschland wurde die erste Rohölpipe- 

line 1958 in Betrieb genommen. Die Nord-West-Ölleitung (NWO) verbindet bis heute 

die Tankschiffanlandestation in Wilhelmshaven mit mehreren Raffinerien in Nord- 

deutschland. 

Nach und nach kamen weitere Pipelines aus dem Rotterdamer-Raum und der Mittel- 

meerregion hinzu, die das damalige Westdeutschland mit Rohöl versorgten. Das Ge- 

biet der ehemaligen DDR wurde hingegen ausschließlich über die russische Druschba- 

168 


169 

Vgl. Gleißner, H. & Femerling, J. (2008): Logistik, Grundlagen – Übungen – Fallbeispiele. S. 

64. 

170 


171 Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 5-6.


Pipeline beliefert. Unabhängig davon entwickelte sich aufgrund militärischer Maßnah- 

men ein NATO-Pipelinenetz für Rohöl und Mineralölprodukte, welches infolge der poli- 

tischen Veränderungen nach 1989 überwiegend zivil genutzt wurde. Die Länge des 

deutschen Pipelinenetzes beträgt derzeit ca. 5.600 km. Es wird geschätzt, dass das 

gesamte weltweite Rohrfernleitungssystem heute mehr als 650.000 km umfasst und 

überwiegend zum Rohöltransport genutzt wird. 172 

3.2.1.2 Pipelinetransport 

In diesem Abschnitt wird zunächst auf die Bestandteile von Pipelines, dann auf den 

Transportvorgang und zuletzt auf die Überwachung der Pipelines eingegangen. 

Bestandteile von Pipelines 

Pipelines bestehen aus Rohrleitungen, Haupt- und Nebeneinrichtungen und Lagern. 173 

Die Rohrleitungen sind aus Stahl und werden aneinander geschweißt. Die Wandstärke 

der Rohre ergibt sich aus dem vorhergesehenen Betriebsdruck der Pipeline. 174 Der 

Rohrdurchmesser hängt von der geplanten Menge ab, die durch die Pipeline fließen 

soll. 175 Durch Beschichtungen werden die Rohre innen und außen gegen Korrosion 

geschützt. 

Zu den Haupt- und Nebeneinrichtungen gehören Pumpstationen, Entlastungsventile, 

Entlastungstanks und Absperreinrichtungen. Das Lager dient zum Ausgleich von 

verbrauchs- und lieferbezogenen Schwankungen. Die Zwischenlagerung erfolgt dabei 

in großen oberirdischen Tanklagern (siehe Abbildung 26). 176 

Abbildung 26: Tanklager 177 

172 Vgl. Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 333-334. 

173 Vgl. Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 342. 

174 Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 8. 



177 Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 341.


Transportvorgang 

Bei Ölpipelines wird zwischen Förder- und Fernleitungen unterschieden. Die Förderlei- 

tungen werden beim Transport des Erdöls vom Vorkommen zur Verarbeitung und ab- 

schließend zu den Tanklagern verwendet (siehe Kapitel 3.1.3). Sie besitzen einen 

Durchmesser von rund 10 cm und werden mit einem geringen Druck, der durch eine 

Pumpe erzeugt wird, betrieben. Abgehend von den Tanklagern beginnen die Fernlei- 

tungen, die einen Rohrdurchmesser von bis zu 1,6 m erreichen. 178 

Aus den Tanklagern gelangt das Rohöl in die Kopfstation der Pipeline und wird dort 

durch Druck in Bewegung gesetzt. Der Förderdruck wird durch elektrische Pumpen, in 

Pumpstationen, erzeugt (siehe Abbildung 27). 

Abbildung 27: Pumpstation 179 

Die durchschnittliche Fließgeschwindigkeit die das Rohöl erreicht, beträgt dabei etwa 5 

bis 7 km/h. 180 So dauert beispielsweise der Transport über die Druschba-Pipeline von 

Samara in Russland bis nach Deutschland rund vier Wochen für die 2.280 km lange 

Strecke. 181 

Um den Druck in der Pipeline aufrecht zu erhalten, sind je nach Distanz und Relief der 

Strecke mehrere Pumpstationen an verschiedenen Standorten angebracht. Es wird 

jedoch bereits beim Bau der Pipeline darauf geachtet, dass übermäßige Steigungen 

und Gefälle nach Möglichkeit vermieden werden, um einen wirtschaftlichen Betrieb zu 

gewährleisten. 182 

Druckentlastungsstationen sorgen dafür, dass die Pipeline vor unzulässigen Druckwer- 

ten geschützt wird. Bei einem zu hohen Druck öffnet ein Überdruckventil und das aus- 

178 Gleißner, H. & Femerling, J. (2008): Logistik, Grundlagen – Übungen – Fallbeispiele. S. 64. 

179 Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 341. 

180 Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 8-9. 


182 Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 8-9.


tretende Rohöl wird in einem Tank aufgefangen. Nach der Störung wird es wieder in 

die Pipeline zurückgepumpt. 183 

Der Transport des Rohöls erfolgt in so genannten Partien (engl. batches). Die Partie- 

größen liegen dabei in der Regel zwischen 5.000 und 30.000 m 3 . Die Rohölpartien 

werden nacheinander und ohne Trennung transportiert, da keine Vermischungen statt- 

finden können. 184 

Da es verschiedene Empfänger für das Rohöl gibt, müssen die verschiedenen Partien 

am Zielort wieder getrennt werden. Dabei werden spezielle Verfahren angewendet. 

Zuerst wird durch eine Mengemessung das Ende der Partie, an der die Trennung er- 

folgen soll, ermittelt. Die genaue Schnittstelle wird mit Dichtemessern vorgenommen. 

Die beiden Partien werden dann durch das Öffnen und Schließen verschiedener Ab- 

sperreinrichtungen getrennt und in den entsprechenden Rohrleitungen zu den Abneh- 

mern befördert. 185 

Beim Transport des Rohöls durch die Pipeline spielt die Fließfähigkeit eine wichtige 

Rolle. Diese wird vor allem durch die Viskosität und den Paraffingehalt beeinflusst. Die 

Viskosität des Rohöls nimmt mit abnehmender Temperatur zu und muss deshalb ge- 

gebenenfalls durch Heizstationen und wärmeisolierte Rohrleitungen aufrecht erhalten 

werden. 186 

Die Paraffine und andere Bestandteile des Rohöls setzten sich mit der Zeit an den 

Rohrwänden ab, was zu einer Reduzierung der Fließgeschwindigkeit führt. Um diese 

Ablagerungen weitestgehend zu verhindern, werden so genannte Reinigungsmolche 

eingesetzt. Sie haben denselben Innendurchmesser wie das Rohr und verfügen über 

Bürsten und Schaber. Die Reinigungsmolche werden mit dem Rohöl durch die Pipeline 

befördert und sorgen dafür, dass die Ablagerungen entfernt werden. Zudem kann da- 

durch der Korrosion innerhalb der Rohre entgegengewirkt werden. 187 

Bei den Rohrfernleitungen wird außerdem zwischen Onshore-Pipelines und Offshore- 

Pipelines unterschieden. Onshore-Pipelines sind Rohrfernleitungen die sich auf dem 

Festland erstrecken. Offshore-Pipelines verlaufen hingegen auf dem Meeresboden. 

Die sich in Gewässern befindenden Pipelines überbrücken entweder Meere (z.B. Alge- 

rien-Italien-Pipeline) oder sie verbinden Offshore-Bohrungen mit dem Festland (z.B. 

Ekofisk-Emden-Pipeline in der Nordsee). Der Bau einer solchen Offshore-Pipeline ist 

jedoch mit einem extrem hohen Aufwand verbunden und äußerst kostenintensiv. 188 

183 

Vgl. Sauer, E. (2003): Energietransport, -speicherung, -verteilung. S. 13. 

184 


185 


186 


187 


188 

Vgl. http://www.uni-protokolle.de/Lexikon/Pipeline_%28Transport%29.html, vom 02.03.2010.


Überwachung 

Die Steuerung und Überwachung der Pipelines erfolgt grundsätzlich von einer zentra- 

len Stelle, die rund um die Uhr besetzt ist. Die Steuerzentrale verfügt über Verbindun- 

gen zu allen Messstationen, Pumpen und Schiebern, die mit Hilfe von Prozessrechnern 

gesteuert werden können. Betriebsstörungen der Pipeline werden umgehend in der 

Steuerzentrale gemeldet. Es liegen somit permanent alle wichtigen Informationen zu 

der Pipeline und dem Transportgut vor. 

Zudem prüfen spezielle Computerprogramme kontinuierlich die gesamte Pipeline auf 

potentielle Schwachstellen und orten diese gegebenenfalls. Somit können mögliche 

Defekte umgehend beseitigt werden. Die meisten Schäden an Pipelines werden jedoch 

bei Grabungsarbeiten durch Dritte verursacht. Um diese Gefahr zu reduzieren, werden 

die Pipelines monatlich mehrfach begangen und mit Hilfe von Hubschraubern kontrol- 

liert. 189 

Für den Bau und Betrieb von Pipelines existieren weltweit, aufgrund der ausgehenden 

Gefahren für die Umwelt, zahlreiche Rechtsgrundlagen. Allein in Deutschland sind rund 

30 Gesetze, Verordnungen, Vorschriften und Richtlinien einzuhalten. Beispielsweise 

müssen Pipelines grundsätzlich in vorgeschriebenen Mindesttiefen in der Erde verlegt 

werden. Die Einhaltung dieser Gesetzesgrundlagen wird durch den Staat überwacht 

und gewährleistet ein beträchtliches Sicherheitsniveau. 190 

3.2.1.3 Bedeutende Rohölpipelines 

Im Folgenden werden ausgewählte Pipelines vorgestellt, die das Rohöl vom Förderort 

in die Verbraucherregion bzw. zum Verschiffungshafen transportieren. Die weiteren 

relevanten Pipelines, die die Anlandehäfen mit den Raffinerien verbinden, werden in 

Kapitel 3.3.1 aufgezeigt. 

Die russische Druschba-Pipeline (zu deutsch „Pipeline der Freundschaft“) verbindet in 

drei Strängen die Ölfelder im Westen Sibiriens mit einigen westeuropäischen Raffine- 

rien. An der Grenze zu Weißrussland teilt sich die Leitung in einen nördlichen und süd- 

lichen Abschnitt. Der nördliche Teil verläuft über Polen nach Deutschland. Der südliche 

Abschnitt teilt sich in der Ukraine erneut. Das erste Teilstück führt über Ungarn nach 

Kroatien, das andere über die Slowakei nach Tschechien. Der Bau des Abschnitts zwi- 

schen Prag und Karlsruhe ist bereits geplant (Abbildung 28) 191 . 

Die Transportkapazität der Druschba-Pipeline beträgt täglich ca. zwei Mio. Barrel. 

Nach Deutschland gelangen pro Tag rund 0,5 Mio. Barrel, womit die Pipeline eine 

wichtige Rolle für die deutsche Rohölversorgung spielt. Betrieben wird sie von dem 

189 

Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 12-15. 

190 


191 

Vgl. http://www.agenda21-treffpunkt.de/lexikon/Druschba-Pipeline.htm, vom 03.03.2010.


Unternehmen Transneft, das vom russischen Staat gelenkt wird. Insgesamt ist die Pi- 

peline mehr als 5.000 km lang und wurde im Jahr 1964 fertiggestellt. 192 

Abbildung 28: Druschba-Pipeline 193 

Die Baku-Tiflis-Ceyhan-Pipeline (BTC-Pipeline), die auch Transkaukasische Pipeline 

genannt wird, führt von den Erdölvorkommen nahe des Kaspischen Meers bei Baku 

über Tbilisi (Georgien) an die Küste des Mittelmeers bei Ceyhan (Türkei). In dem türki- 

schen Mittelmeerhafen befindet sich eine Verladestation für Tankschiffe (Abbildung 

29). 194 

Abbildung 29: BTC-Pipeline 195 

Die insgesamt 1.750 km lange Pipeline wurde im Jahr 2005 in Betrieb genommen. 196 

Die Kapazität beträgt rund eine Mio. Barrel pro Tag. Die Pipeline besitzt außerdem 

eine beträchtliche strategische Bedeutung, da das Rohöl aus der kaspischen Region in 

den Westen transportiert werden kann, ohne russischen oder iranischen Boden zu be- 

rühren. Aufgrund der Verladestation im Hafen in Ceyhan kann zudem die Durchfahrt 

der Tankschiffe durch die gefährlichen türkischen Meerengen (Bosporus und Dardanel- 

len) vermieden werden. 197 

192 Vgl. http://www.agenda21-treffpunkt.de/lexikon/Druschba-Pipeline.htm, vom 03.03.2010. 

193 http://www.20min.ch/interaktiv/pipelines/film.html, vom 03.03.2010. 

194 Vgl. http://www.agenda21-treffpunkt.de/lexikon/BTC-Pipeline.htm, vom 03.03.2010. 

195 

http://www.20min.ch/interaktiv/pipelines/film.html, vom 03.03.2010. 

196 

Vgl. http://www.ilf.com/index.php?id=90&L=0, vom 03.03.2010. 

197 

Vgl. http://www.agenda21-treffpunkt.de/lexikon/BTC-Pipeline.htm, vom 03.03.2010.


Die Tengiz–Noworossisk-Pipeline ist auch unter der Abkürzung CPC, welche für 

Caspian Pipeline Consortium steht, bekannt. Sie verbindet die Erdölvorkommen in 

Tengiz am Kaspischen Meer (Kasachstan) mit dem russischen Schwarzmeerhafen 

Noworossisk (Abbildung 30). 198 

Abbildung 30: Tengiz–Noworossisk-Pipeline 199 

Die Pipeline ist 1.510 km lang und verfügt über eine Kapazität von derzeit 650.000 Bar- 

rel pro Tag. Der Betrieb startete im Jahr 2001. 200 

Die Trans-Alaska-Pipeline besitzt eine enorme Bedeutung für die Rohölversorgung 

der USA. Sie verläuft durch Alaska von Prudhoe Bay im Norden zum eisfreien Hafen 

von Valdez im Süden. 201 

Abbildung 31: Trans-Alaska-Pipeline 202 

Die Transportkapazität beläuft sich auf rund 760.000 Barrel Rohöl pro Tag. Die Pipeli- 

ne hat insgesamt eine Länge von 1.287 km und startete ihren Betrieb im Jahr 1977. 203 

198 

Vgl. http://www.20min.ch/interaktiv/pipelines/film.html, vom 03.03.2010. 

199 

http://www.20min.ch/interaktiv/pipelines/film.html, vom 03.03.2010. 

200 

Vgl. http://www.cpc.ru/portal/alias!press/lang!en-US/tabID!3357/DesktopDefault.aspx, vom 

03.03.2010. 

201 

Vgl. http://www.alyeska-pipe.com/Pipelinefacts/FINALfacts%202007.pdf, vom 03.03.2010. 

202 http://www.knowledgerush.com/kr/encyclopedia/Trans-Alaska_Pipeline_System/, vom 

03.03.2010.


3.2.1.4 Vor- und Nachteile des Pipelinetransports 

Pipelines verfügen über eine Reihe von Eigenschaften die beim Transport von flüssi- 

gen und gasförmigen Massengütern vorteilhaft gegenüber anderen Transportmitteln 

sind. Es ist ein Punkt-Punkt-Verkehr von großen Mengen über weite Entfernungen 

möglich, d.h. es sind keine Umschlagsvorgänge nötig und somit fallen keine Zeitverlus- 

te an. Es wird ausschließlich das Transportgut bewegt und nicht das Transportmittel 

oder das Transportgefäß. 

Der Pipelinetransport ist unabhängig von Witterungseinflüssen (z.B. Hoch- und Nied- 

rigwasser) und entlastet die Schienen-, Straßen- und Schifffahrtswege. Es werden kei- 

ne Abgase produziert und die Lärmbelastung ist auf ein Minimum reduziert. Zudem 

wird durch die Nutzung des natürlichen Fließvermögens des Transportgutes ein hoher 

Wirkungsgrad beim Transport erzielt, was die Pipeline zu einem der umweltschonends- 

ten Transportmittel macht. 

Den zahlreichen Vorteilen stehen jedoch einige Nachteile gegenüber. Der Bau einer 

Pipeline ist äußerst kapitalintensiv. Die Investitionskosten liegen im Durchschnitt zwi- 

schen ein und zwei Mio. Euro je km Pipeline. Deshalb erfordern Pipelines eine hohe 

Auslastung und können lediglich bei langfristigen und kontinuierlichen Transportbezie- 

hungen wirtschaftlich betrieben werden. Eine räumliche Flexibilität ist nicht gegeben, 

da sich der Lieferort ausschließlich an der Lage der Pipeline orientiert und somit keine 

flächendeckenden Transporte möglich sind. Zudem kann auf Schwankungen der 

Transportmengen nur in geringem Umfang Einfluss genommen werden, da die Kapazi- 

tät bestimmte Grenzen erreicht. 204 

3.2.2 Schiff 

Rohöltransporte zwischen den Kontinenten werden prinzipiell mit Tankschiffen ausge- 

führt. Dabei werden die Ozeane, die rund 70 % der Erdoberfläche bedecken, als 

Transportinfrastruktur für die Seeschifffahrt genutzt. 205 Unter der Seeschifffahrt wird 

grundsätzlich die Schifffahrt auf dem Meer verstanden. 206 So wurden im Jahr 2008 

mehr als 50 % des gesamten weltweit geförderten Rohöls über den Seeweg mit Tank- 

schiffen transportiert. 207 Zudem ist Rohöl das am häufigsten transportierte Massengut 

im Seegüterverkehr. 208 


Die Geschichte der Schifffahrt beginnt im 4. Jahrtausend v. Chr. mit der Erfindung des 

Segels im Indischen Ozean und Roten Meer. Die Nutzung der Windkraft war damals 

203 Vgl. http://www.alyeska-pipe.com/Pipelinefacts/FINALfacts%202007.pdf, vom 03.03.2010. 

204 Vgl. Bayernoil (2009): Pipelinesicherheit. S. 5. 


206 Vgl. http://www.logistikbranche.net/verkehrstraeger/seeschifffahrt.html, vom 03.03.2010. 

207 Vgl. EV. (2008): Jahresbericht 2008. S. 5.


für die Menschheit ein großer Fortschritt. Insgesamt wurden die mit Segeln ausgestat- 

teten Holzschiffe mehr als 5.000 Jahre genutzt. 

Mit der Erfindung der Dampfmaschine wurden Mitte des 19. Jahrhunderts erstmals 

maschinell angetriebene Schiffe gebaut. Eine weitere Innovation war der Ersatz des 

Baustoffes Holz durch Eisen und Stahl. Im 20. Jahrhundert setzte sich dann der Die- 

selmotor als Schiffsantrieb durch. 209 

Ab dem Jahr 1859 wurde Erdöl in Fässern auf Schiffen transportiert. 1886 wurde das 

erste Tankschiff in Betrieb genommen, bei dem der Schiffskörper als Behälter für die 

zu transportierende Flüssigkeit genutzt wurde. Das Schiff „Glückauf“ wurde in New- 

castle (Großbritannien) gebaut und für den Transport von Erdöl eingesetzt. Die „Glück- 

auf“ verfügte über eine Tragfähigkeit von 2.750 tdw (tons deadweight). 210 Die Frachtka- 

pazität von Schiffen wird in tdw (1 tdw = 1.016 kg) angegeben, die die Gesamttragefä- 

higkeit eines Schiffes einschließlich der Betriebslast ausdrückt. 211 

Während des Zweiten Weltkriegs setzte die USA bereits größere Tankschiffe ein, die 

Frachtkapazitäten von bis zu 16.600 tdw erreichten. Im Jahr 1953 wurde das bekannte 

Tankschiff „Tina Onassis“ in Hamburg fertiggestellt. Mit einer Kapazität von 48.000 tdw 

war es damals das größte Tankschiff der Welt. Bereits im Jahr 1964 wurde der erste 

Tanker mit einer Frachtkapazität von 100.000 tdw gebaut. 212 Die Entwicklung immer 

noch größerer Tankschiffe hält bis heute Einzug. Das größte jemals gebaute Tankschiff 

besitzt eine Ladekapazität von 650.000 tdw. 213 

3.2.2.2 Tankschiff 

In der Schifffahrt gibt es zahlreiche unterschiedliche Schiffstypen. Für den maritimen 

Rohöltransport werden jedoch ausschließlich Tankschiffe eingesetzt. Tanker sind 

Schiffe für flüssige Massengüter wie z.B. Wasser, Rohöl und Mineralölprodukte. 214 Die 

Tanker haben bis auf die Schiffsbrücke ein flaches Deck, das ansonsten keine Aufbau- 

ten trägt. 215 

Die weltweite Flotte an Tankschiffen ist mit der Zeit stetig angewachsen. Heute sind 

rund ein Drittel aller Schiffe, die die Welthandelsflotte umfasst, Tankschiffe. 216 Dies ent- 

spricht einer Anzahl von rund 7.400 Tankern. 217 International werden die Tankschiffe in 

verschiedene Größenklassen eingeteilt, die in Tabelle 2 aufgeführt sind. 

208 


209 


210 

Vgl. Sauer, E. & Zeise, R. (1982): Energietransport, -speicherung und –verteilung. S. 14. 

211 Vgl. Vahrenkamp, R. (2007): Logistik – Management und Strategien. S. 317. 

212 Vgl. Sauer, E. & Zeise, R. (1982): Energietransport, -speicherung und –verteilung. S. 14. 

213 Vgl. http://www.uni-protokolle.de/Lexikon/Tankschiff.html, vom 03.03.2010. 




217 EV. (2003): Erdöl – Entstehung, Förderung und Verarbeitung. S. 17.


Tabelle 2: Schiffsgrößenklassen beim Öltransport 218 

Größenklassen Abkürzung Frachtkapazität in tdw 

Ultra Large Crude Carrier ULCC ≥ 300.000 

Very Large Crude Carrier VLCC 150.000 - 300.000 

Suezmax-Tanker 120.000 - 150.000 

Large Range Carrier 45.000 - 150.000 

Panamax-Tanker 45.000 - 80.000 

Handy Size-Tanker 20.000 - 45.000 

Panamax-Tanker können aufgrund ihrer Frachtkapazität den Panamakanal noch 

durchfahren. Das gleiche gilt für die Suezmax-Tanker, die noch durch den Suezkanal 

fahren können. ULCC und VLCC sind hingegen so groß, dass sie beispielsweise beim 

Transport von Rohöl aus dem Persischen Golf um das Kap der Guten Hoffnung herum- 

fahren müssen, da sie für den Suezkanal zu groß sind. 219 Ein Tankschiff ist in 

Abbildung 32 dargestellt. 

Abbildung 32: Tankschiff 220 

Generell wird ein Tankschiff als Supertanker bezeichnet, wenn es ein Gesamtgewicht 

von 250.000 tdw überschreitet. 221 Das größte jemals gebaute Tankschiff trägt den Na- 

men „Jahre Viking“ und besitzt eine Frachtkapazität von 650.000 tdw. Allerdings sind 

218 In Anlehnung an Kugeler, K. & Kugeler, O. & Dienhart, M. (2002): Energiehandbuch. S. 681. 


220 BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S. 28.


solche riesigen Schiffe recht selten, da sie im Betrieb relativ unflexibel sind. 222 Bei- 

spielsweise hat ein ULCC mit 300.000 tdw eine Länge von 350 m, eine Breite von 55 m 

und einen Tiefgang von 22 m. 

Weltweit sind nur wenige Häfen für Schiffe dieser Dimensionen geeignet. In Europa 

gehören dazu z.B. Genua, Hamburg, Marseille, Rotterdam oder Wilhelmshaven. 223 Die 

geringeren Kosten, die für den Transport über See aufgrund der beförderten Mengen 

anfallen, werden durch längere Be- und Entladezeiten und die benötige Hafeninfra- 

struktur wieder aufgehoben. 224 Ebenso wird die Nutzung der großen Kanäle und Meer- 

engen durch die immensen Größen der Supertanker eingeschränkt. Deswegen werden 

überwiegend Tankschiffe mit der Standardgröße von rund 200.000 tdw eingesetzt. 225 

Aufbau eines Tankschiffes 

Schiffe werden ausschließlich aus Stahl gefertigt. Angetrieben werden sie größtenteils 

von Dieselmotoren. Dampf- und Gasturbinen kommen hingegen nur selten zum Ein- 

satz. Der Motor bringt dabei Propeller in Gang, die ihre Kraft an das Wasser weiterge- 

ben. 226 Die Tankschiffe erreichen dabei eine Geschwindigkeit von 14 bis 17 Seemeilen 

pro Stunde, was rund 30 km/h entspricht. Für eine Transportdistanz von 10.000 km 

werden für die Hin- und Rückfahrt des Schiffes ca. 3 % der transportierten Energie für 

den Antrieb verbraucht. 227 Die Navigation in den Ozeanen erfolgt mit technischen Ein- 

richtungen. 

Am Heck des Schiffes befinden sich die Schiffsbrücke und der Maschinenraum. Der 

davorliegende Teil dient dem Gütertransport. 228 Tankschiffe haben in diesem Bereich 

mehrere zellenförmige Tanks. Die zahlreichen Tanks gewährleisten die Stabilität des 

Schiffes und tragen zur Sicherheit bei (Abbildung 33). Bei einem kleineren Unfall kön- 

nen beispielsweise nur geringe Mengen der Ladung entweichen. Zudem können auf- 

grund der Vielzahl der Tanks verschiedene Produkte gleichzeitig transportiert werden. 

Die Ladetanks sind zusätzlich mit Heizschlangen durchzogen. Zum Einen wird durch 

die Beheizung das Rohöl pumpfähig gehalten und zum Anderen werden Veränderun- 

gen des Volumens beim Transport durch verschiedene Klimazonen vermieden. 229 Die 

Ladetanks bestehen aus Edelstahl und werden mit einer speziellen Beschichtung 

überzogen. 230 



223 Vgl. Kugeler, K. & Kugeler, O. & Dienhart, M. (2002): Energiehandbuch. S. 681. 

224 

Vgl. Vahrenkamp, R. (2007): Logistik – Management und Strategien. S. 326. 

225 


226 


227 

Vgl. Kugeler, K. & Kugeler, O. & Dienhart, M. (2002): Energiehandbuch. S. 681-682. 

228 


229 


230 

Vgl.http://www.donauschifffahrt.info/index.php?id=504&no_cache=1&sword_list[0]=tank 

schiff, vom 04.03.2010.


Abbildung 33: Aufbau eines Tankschiffes 231 

Ein technischer Fortschritt der in den letzten Jahren im Tankerschiffsbau erzielt wurde, 

ist der Bau von so genannten Doppelhüllentankern. Der Tankerrumpf verfügt dabei 

über eine doppelwandige Hülle, die im Falle einer Beschädigung des Schiffsrumpfes 

den Austritt des Ladegutes erschwert (Abbildung 34). 232 

Abbildung 34: Doppelhüllentanker 233 

Die innovative Bauweise setzt sich in der Praxis jedoch nur sehr langsam durch, da die 

Betriebsdauern der Schiffe relativ lang sind und ausschließlich neue Tankschiffe über 



233 BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S. 29.


diese Technik verfügen. Ein Verbot des Anlaufens europäischer Häfen durch Einhül- 

lentanker ist allerdings bereits für das Jahr 2015 beschlossen. 234 

Umweltaspekte 

Der Rohöltransport stellt vor allem für die Umwelt ein großes Risiko dar. Aufgrund der 

immensen Transportmengen haben Tankerunglücke beträchtliche Auswirkungen auf 

die Umwelt. So wurden in der Vergangenheit durch Verschmutzungen der Meere und 

Strände große Schäden im Ökosystem verursacht. Als Beispiele dafür können die Un- 

fälle mit der Amoco Cadiz, Exxon Valdez und Prestige genannt werden. 235 

Der Tanker Amoco Cadiz kollidierte im Jahr 1978 mit einem Felsen an der Küste der 

Bretagne (Frankreich) und brach auseinander. Daraufhin gelangten rund 223.000 t 

Rohöl ins Meer und verseuchten 200 km des Strandes bei Brest. Aufgrund menschli- 

chen Versagens stieß das Tankschiff Exxon Valdez 1989 mit einem Riff zusammen. 

Dabei strömen ca. 42.000 t Rohöl ins Meer und verschmutzen die Küste Alaskas. Im 

Jahr 2002 havarierte der Tanker Prestige bei einem Sturm vor der Küste Galiciens. Es 

gelangten rund 64.000 t Öl ins Meer, das die spanische und französische Küste ver- 

schmutzte. 236 

Zahlreiche internationale Vorschriften (z.B. Internationale Maritime Dangerous Goods 

Code) und nationale Verordnungen (z.B. Gefahrgutverordnung See) sollen deshalb die 

Gefahren für die Umwelt minimieren. 237 Global zuständig für die Sicherheitsstandards 

der Tankfahrt ist die International Maritime Organization (IMO). 238 Insbesondere ist die 

Reinigung der Tanks, die in der Vergangenheit auf See ausgeführt wurde, nur noch in 

den Häfen erlaubt. 239 

Umschlagsprozess und Transport 

Der Transport des Rohöls von den Tanklagern des Föderorts zum Seehafen erfolgt 

grundsätzlich per Pipeline (siehe Kapitel 3.2.1). Wichtige Erdölladehäfen befinden sich 

beispielsweise in Arzew (Algerien), Ceyhan (Türkei), Mena al Ahmadi (Kuwait), Nowo- 

rossisk (Russland), Ras Tanura (Saudi Arabien) und Suspa (Georgien). 240 Im Hafen 

wird das Rohöl zunächst in großen oberirdischen Tanklagern, mit einer Kapazität von 

bis zu 100.000 m 3 , zwischengelagert. Anschließend erfolgt der Umschlag auf das 

Tankschiff. 241 

Die technischen Einrichtungen die für den Umschlagsprozess benötigt werden, befin- 

den sich zum größten Teil an Bord des Tankschiffes. Die restlichen technischen Kom- 



236 

Vgl. Niedek, I. & Frater, H. (2003): Naturkatastrophen. S. 183. 

237 


238 

Vgl. EV. (2003): Erdöl – Entstehung, Förderung und Verarbeitung. S. 17. 


240 Vgl. http://www.20min.ch/interaktiv/pipelines/film.html, vom 08.03.2010. 

241 Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 7.


ponenten (z.B. Rohrleitungen und Schläuche) werden vom Hafen bereitgestellt. 242 In 

der Mitte des Tankers befindet sich ein so genannter Manifoldkran. Mit ihm werden die 

Schläuche für den Umschlag von Land an Bord gehoben, um sie mit dem Leitungssys- 

tem des Schiffes zu verbinden. 243 

Nachdem die Schläuche des Tankschiffes mit den Rohrleitungen der Tanklager des 

Hafens verbunden sind, erfolgt der Umschlag mit dem schiffseigenen Pumpsystem. 244 

Die Ladepumpen erreichen dabei eine Leistung von bis zu 10.000 t pro Stunde. Der 

gesamte Umschlagsprozess wird dabei mit einem Ladungsrechner, der sich an Bord 

des Tankschiffes befindet, überwacht. Mit dessen Hilfe lassen sich alle Kräfte, die auf 

das Schiff einwirken, vorhersagen. 245 Ist das Tankschiff vollständig beladen, wird das 

Leitungssystem wieder getrennt. 

Ist der Umschlagsprozess abgeschlossen, begibt sich das Tankschiff auf die Reise 

zum Anlandehafen. Die Rohöllieferungen nach Deutschland erfolgen jedoch nicht nur 

in deutsche Häfen, sondern in logistisch günstig gelegene Standorte. 246 In Tabelle 3 

sind die Anlandestationen für die Rohölversorgung Deutschlands im Jahr 2007 aufge- 

führt. 

Tabelle 3: Anlandestationen von Rohöl der BRD 2007 247 

Anlandestationen 

Erdölanlandungen 

in Mio. t 

Weser-/Jade-/Ems-Häfen (Bremen, Wilhelmshaven, Emden) 30,4 Mio. t 

Triest 23,5 Mio. t 

Heinersdorf/Schwedt 21,2 Mio. t 

Rhein-/Schelde-Häfen (Rotterdam, Antwerpen) 13,9 Mio. t 

Marseille/Lavera 8,9 Mio. t 

Elbe-Hafen (Hamburg-Brunsbüttel) 7,5 Mio. t 

Rostock 0,9 Mio. t 

insgesamt 106,3 Mio. t 

Auf die Nordseehäfen Bremen, Wilhelmshaven und Emden entfielen insgesamt 30,4 

Mio. t, wobei Wilhelmshaven den weitaus größten Anteil besaß. In Triest wurden ins- 

gesamt 23,5 Mio. t und in den Häfen Rotterdam und Antwerpen zusammen 13,9 Mio. t 

angelandet, die anschließend nach Deutschland befördert wurden. Weitere Lieferun- 

gen entfielen auf die Anlandestationen in Marseille und Lavera, den Elbe-Hafen und 

den Hafen in Rostock. In Abbildung 35 ist der Rotterdamer Hafen zu sehen. 





246 Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. S. 7. 

247 In Anlehnung an Schiffer, H. (2008): Energiemarkt Deutschland. S. 58.


Abbildung 35: Hafen in Rotterdam 248 

Hat das Tankschiff den Hafen erreicht, wird es in das entsprechende Anlandeterminal 

gewiesen. Dort erfolgt der Umschlagsprozess der Entladung, der gleichermaßen ab- 

läuft wie bei der Beladung. Der Unterschied besteht jedoch darin, dass das Rohöl aus 

den Ladetanks des Schiffes in die oberirdischen Tanklager des Hafens gepumpt wird. 

Nachdem das Rohöl aus dem Tankschiff entladen wurde, wird es bis zum Weitertrans- 

port in Tanks zwischengelagert. 

Die Zwischenlagerung ist notwendig, da die gesamte Ladung die ein Tanker anliefert 

nicht umgehend weitertransportiert werden kann. Weder eine Pipeline noch Binnen- 

schiffe können das Ladevolumen eines Tankschiffes innerhalb des Entladezeitraums 

bewältigen. Zudem wird in den meisten Rohölhäfen ein gewisser Vorrat gelagert, damit 

der Rohölfluss zu den Raffinerien nicht unterbrochen wird und ein kontinuierlicher Pipe- 

linebetrieb möglich ist, wenn beispielsweise eine Rohöllieferung verspätet eintrifft. 249 

Die Lagerung erfolgt in großen Tankbehältern aus Stahl, die zumeist durch doppelte 

Wände gegen Leckagen geschützt sind. Große überirdische Tanks unterscheiden sich 

aufgrund ihres Daches. Bei Festdachtanks entsteht bei der Be- und Entfüllung ein Luft- 

austausch, der zu Geruchsbelästigung und Verdunstung führt. Deshalb kommen oft 

Schwimmdachtanks zum Einsatz. Sie besitzen eine aufschwimmende Folienabde- 

ckung und umgehen die Nachteile des Festdachtanks. Durch unterirdische Leitungen 

sind die Tanks miteinander verbunden. 250 

3.2.2.3 Vor- und Nachteile des Seeschiffstransportes 

Der Seeschiffstransport besitzt zahlreiche Vorteile gegenüber anderen Transportmit- 

teln. Durch die enorm hohe Massenleistungsfähigkeit können gegenüber anderen 



250 Vgl. Zahoransky, R. (2009): Energietechnik. S. 357.


Transportmitteln extrem große Mengen transportiert werden. 251 Der Seeschifffahrts- 

transport ist besonders geeignet für die Beförderung von Gütern zwischen Kontinenten 

und hat dadurch eine hohe Netzbildungsfähigkeit, die jedoch an den Küsten der Meere 

endet. 252 Zudem ist der Seegüterverkehr mit einer hohen Transportsicherheit ausges- 

tattet und ist verhältnismäßig umweltfreundlich, da der Energieverbrauch je Transport- 

einheit äußerst gering ist. Außerdem ist die Beförderung durch die große Anzahl an 

Transporteinheiten relativ kostengünstig und deshalb wirtschaftlich. 

Der Seegüterverkehr weist jedoch auch einige Nachteile auf. Die Schiffe sind aufgrund 

ihrer geringen Geschwindigkeit bei Transporten über größere Distanzen lange Zeit 

unterwegs. Die Beförderung ist von den gegebenen Witterungsverhältnissen abhän- 

gig. 253 Es besteht eine eingeschränkte räumliche Flexibilität im Bezug auf Transporte 

ins Binnenland. Zudem haben größere Kollisionen, insbesondere mit Rohöltankern, 

verheerende Auswirkungen auf das Ökosystem. 254 

3.3 Transport zur Weiterverarbeitung in Raffinerie 

Das Rohöl, das per Pipeline oder Tankschiff in die Verbraucherregion gelangt, wird 

überwiegend mit Pipelines zu den Raffinerien weitertransportiert. 255 In Abhängigkeit 

von der geografischen Lage werden jedoch auch einzelne Raffineriestandorte mit Bin- 

nentankschiffen beliefert. 256 Das Rohöl wird jedoch nicht immer direkt in die Raffinerie 

weitertransportiert. Aufgrund der gesetzlich geregelten Pflichtbevorratung wird Rohöl in 

Deutschland für einen Krisenfall gelagert. Auf die Pflichtbevorratung von Rohöl und 

Mineralölprodukten wird allerdings erst in Kapitel 3.5 eingegangen. Im Folgenden wer- 

den die Pipelinetransportwege und das Transportmittel Binnentankschiff näher betrach- 

tet. 


Da das Transportmittel Pipeline bereits in Kapitel 3.2.1 eingehend beschrieben wurde, 

werden in diesem Abschnitt ausschließlich die für Deutschland relevanten Pipelinever- 

bindungen zu den Raffineriestandorten aufgezeigt. 

In Deutschland existieren insgesamt 14 Raffinerien, die Rohöl weiterverarbeiten und 

die alle über eine direkte Rohölpipelineanbindung verfügen. Die bedeutenden Standor- 

te mit den höchsten Produktionskapazitäten befinden sich in Karlsruhe, Wilhelmsha- 

251 


54. 

252 


253 


54. 

254 


255 Vgl. MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. S. 8. 



ven, Gelsenkirchen, Spergau und Schwedt (Abbildung 36). Eine genaue Auflistung der 

Raffineriestandorte befindet sich im Anhang C. 

Der Standort der Raffinerie ist von entscheidender Bedeutung, denn dort trennt sich 

der Rohölstrom in eine Vielzahl kleinerer Produktströme. Grundsätzlich werden die 

Raffinerien in der Nähe der Verbraucherregionen gebaut. Dies verlängert zwar den 

Weg des Rohöls, die Transportwege der Fertigprodukte werden jedoch verkürzt. 257 

Die von den Raffinerien angeforderten Rohölpartien gelangen über das deutsche Pipe- 

lineversorgungsnetz an die entsprechenden Standorte (Abbildung 36). 258 Die Betreiber 

der Pipelines sind in der Regel die gleichen Firmen wie die Beteiligungsgesellschaften 

der Raffinerien. 259 

Abbildung 36: Raffineriestandorte und Pipelineverbindungen in Deutschland 260 

257 

Vgl. MWV. (2003): Mineralöl und Raffinerien. S. 13. 

258 


259 

Vgl. MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. S. 14. 

260 

In Anlehnung an http://www.mwv.de/cms/front_content.php?idcat=25, vom 09.03.2010.


Das Pipelinesystem zu den Raffinerien entstand als die Raffinerien nicht nur in Küs- 

tennähe, sondern auch in den Verbraucherregionen gebaut wurden und Rohrleitungen 

zur direkten Rohölversorgung benötigt wurden. 261 Im Folgenden werden einige für 

Deutschland bedeutende Pipelines kurz vorgestellt. 

Die Mineralölverbundleitung (MVL) ist der deutsche Anschluss an die russische 

Druschba-Pipeline und führt zunächst von Polen nach Schwedt. Der nördliche Teil der 

MVL wurde im Jahr 1969 gebaut und erstreckt sich über 201 km von Schwedt nach 

Rostock. Der südliche Teil existiert bereits seit 1967 und hat von Schwedt bis Spergau 

eine Gesamtlänge von 338 km. Die Transportkapazitäten der beiden Teilstücke betra- 

gen 6,8 bzw. 13,5 Mio. t pro Jahr. 

Die Nord-West-Ölleitung (NWO) ging 1958 als erste deutsche Pipeline in Betrieb. Sie 

führt über 391 km vom Hafen in Wilhelmshaven nach Köln und verfügt über eine Kapa- 

zität von 15,5 Mio. t pro Jahr. Die Rotterdam-Rhein-Pipeline (RRP) verläuft von Rot- 

terdam über Venlo nach Köln. Die Gesamtlänge der RRP erstreckt sich über 280 km 

und die Transportkapazität beträgt 13,6 Mio. t pro Jahr. Die Südeuropäische-Pipeline 

(SEPL) verbindet den Hafen von Lavera bei Marseille mit Karlsruhe und überbrückt 

eine Entfernung von 770 km. Die SEPL ist bereits seit 1963 in Betrieb, die Kapazität 

beläuft sich auf 35 Mio. t pro Jahr. 

Die Transalpine Ölleitung (TAL) ist insgesamt 759 km lang und führt vom Hafen 

Triest über Ingolstadt nach Karlsruhe. Dabei überquert sie die Alpen und führt durch 

italienisches und österreichisches Gebiet. Im Jahr 1967 wurde die TAL in Betrieb ge- 

nommen und verfügt über eine Transportkapazität von 42 Mio. t pro Jahr. 262 

Alle wichtigen deutschen Rohölleitungen sind nochmals in Tabelle 4 zusammenge- 

fasst. 

Tabelle 4: Rohölpipelines in Deutschland 263 

Abk. 

Völlständige Bezeichnung 

(teilweise Leistungsbetreiber) 

Anfangs-/ Endpunkt 

Inbetriebnahme 

Kapazität 

in Mio. t 

pro Jahr 

Länge in km 

in 

gesamt Deutschland 

- Shell Brunsbüttel - Heide 1959 8,5 31 31 

MERO Mitteleuropäische Rohölleitung Vohburg - Nelahozeves (CZ) 1995 10 340 180 

MVL Mineralölverbundleitung Schwedt - Spergau 1967 13,5 338 338 

MVL Mineralölverbundleitung Schwedt - Rostock 1969 6,8 201 201 

NDO Norddeutsche-Ölleitung Wilhelmshaven - Hamburg 1983 8 144 144 

NWO Nord-West-Ölleitung 

Österreichische 

Wilhelmshaven - Köln 1958 15,5 391 391 

OMV Mineralölverwaltung Steinhöring - Burghausen 1967 3,4 62 62 

RRP Rotterdam-Rhein-Pipeline Rotterdam (NL) - Köln 1960 13,6 280 103 

SEPL Südeuropäische Pipeline Lavera (F) - Karlsruhe 1963 35 770 24 

TAL Transalpine Ölleitung Triest (I) - Karlsruhe 1967 42 759 464 

261 


262 

Vgl. MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. Anhang. 

263 

In Anlehnung an MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. Anhang.


3.3.2 Tankmotorschiff 

Für den Transport des Rohöls zur Weiterverarbeitung in die Raffinerie werden auch 

Tankmotorschiffe im Rahmen der Binnenschifffahrt eingesetzt. Unter Binnenschifffahrt 

wird die Schifffahrt auf den Binnengewässern, zu denen Flüsse, Kanäle und Seen zäh- 

len, verstanden. 264 Die Raffineriestandorte die im Landesinneren gelegen sind, müssen 

jedoch einen Anschluss an das Binnenwasserstraßennetz besitzen. In der Praxis 

kommen die Tankmotorschiffe zumeist dann zum Einsatz, wenn Bedarfsspitzen in den 

Raffinerien abgedeckt werden müssen und die Transportkapazität der Pipelines nicht 

ausreicht. 265 


Die Binnenschifffahrt gehört zu den ältesten Verkehrsträgern. Boote, Einbäume, Flöße 

und Schiffe gehörten Jahrtausende lang zu den wichtigsten Transportmitteln im Bin- 

nenland. Bereits 10.000 v. Chr. wurden Flöße auf dem Nil genutzt. Etwa 9.000 v. Chr. 

kamen Fellboote in Europa zum Einsatz. Große Flüsse zählten zu der wichtigsten Inf- 

rastruktur des alten Ägyptens, Chinas und Südostasiens. 

Neben den Römern nutzten vor allem die Wikinger und Friesen die Handelsschiffe. Sie 

drangen mit ihren Schiffen, die zunächst auch für die Seeschifffahrt geeignet waren, 

weit in die Flüsse des Binnenlandes ein. Die Schiffe wurden damals gerudert und ge- 

segelt. Im 12. Jahrhundert trennte sich die Entwicklung der Binnenschiffe von den 

Seeschiffen, da immer noch größere Schiffe gebaut wurden, mit denen Flüsse nicht 

mehr befahren werden konnten. 

Zu Beginn des 17. Jahrhunderts wurden Menschen und Pferde eingesetzt, die die 

Schiffe flussaufwärts vom Ufer aus zogen. Anfang des 19. Jahrhunderts wurde die 

Dampfkraft zum Antrieb der Binnenschiffe genutzt. Durch die Industrialisierung erfuhr 

die Binnenschifffahrt ein immenses Wachstum, was den Ausbau der Wasserstraßen in 

Europa beschleunigte. Ab 1910 gingen die ersten Dieselmotoren in Betrieb. Mit der 

Einführung der Container in den 70er Jahren begann die Containerisierung, die zu ei- 

nem Wandel in der Binnenschifffahrt führte. 266 

3.3.2.2 Transport mit Tankmotorschiffen 

Tankmotorschiffe dienen ebenso wie Tankschiffe zum Transport von flüssigen und 

gasförmigen Massengütern und werden ausschließlich in der Binnenschifffahrt einge- 

setzt. 267 Zu Beginn des Jahres 2009 umfasste die deutsche Binnenflotte insgesamt 398 

Tankmotorschiffe, die zusammen eine Frachtkapazität von 683.924 t besaßen. Im 

264 Vgl. http://www.logistikbranche.net/verkehrstraeger/binnenschifffahrt.html, vom 10.03.2010. 

265 http://www.energiewirtschaft.net/HTML/SCM.html, vom 10.03.2010. 

266 Vgl. Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 309-310. 

267 Vgl. http://www.seefracht-lotse.de/binnenschifffahrt.html, vom 10.03.2010.


Durchschnitt verfügt somit jedes deutsche Tankmotorschiff über eine Kapazität von 

rund 1.720 t. 268 

Aufbau eines Tankmotorschiffes 

Tankmotorschiffe ähneln in ihrem Aufbau weitestgehend Tankschiffen. Der Antrieb 

erfolgt zumeist über Dieselmotoren und Propeller. Stromaufwärts erreichen die Tank- 

motorschiffe eine Durchschnittsgeschwindigkeit von 8 bist 10 km/h, stromabwärts hin- 

gegen von 18 bis 20 km/h. Höhere Geschwindigkeiten sind derzeit nicht möglich, da 

die Uferbefestigungen gegen einen stärkeren Wellenschlag geschützt werden müssen. 

An der Bordwand des Schiffes befindet sich in der Regel eine Tiefgangsskala. Die 

Schiffsbrücke und die Maschinenräume befinden sich am Heck. Der davor liegende 

Teil wird für den Gütertransport genutzt (Abbildung 37). 269 In diesem Bereich verfügen 

die Tankmotorschiffe über zellenförmige Tanks, die häufig mit einer Beheizung ausges- 

tattet sind (siehe Kapitel 3.2.2.2). 

Abbildung 37: Tankmotorschiff 270 

Um einen optimalen Schutz bei Kollisionen zu gewährleisten, werden in der Binnen- 

schifffahrt, ebenso wie bei der Seeschifffahrt, immer mehr Doppelhüllentankschiffe 

eingesetzt. In Deutschland wurde eine stufenweise Umstellung von Einhüllen- auf 

Doppelhüllentankschiffe gesetzlich veranlasst. Ab dem Jahr 2018 ist der Einsatz von 

Einhüllentankschiffen für alle Flüssigkeiten verboten. 271 

Extrem große Motortankschiffe transportieren bis zu 6.000 t, sind aber aufgrund der 

größenbedingten Anforderungen der meisten Wasserstraßen ungeeignet. 272 Beispiels- 

weise hat ein großes Tankmotorschiff eine Länge von 135 m, eine Breite von 11,5 m, 

einen Tiefgang von bis zu 3 m und eine Frachtkapazität von 3.000 t. 273 

Umschlagsprozess 

Die Tankmotorschiffe werden dabei mit dem in den Tanks der Seehäfen zwischenge- 

lagerten Rohöl beladen. Der wichtigste deutsche Rohölverladehafen für Binnenschiffe 

268 Vgl. BDB. (2009): Daten und Fakten. Seite 3. 


270 Österreichische Wasserstraßen-GmbH. (2005): Handbuch der Donauschifffahrt. S. 44. 

271 Vgl. BDB. (2009): Geschäftsbericht. Seite 3. 

272 Vgl. http://www.seefracht-lotse.de/binnenschifffahrt.html, vom 10.03.2010. 

273 Vgl. Österreichische Wasserstraßen-GmbH. (2005): Handbuch der Donauschifffahrt. S. 44.


befindet sich in Wilhelmshaven. Für den Umschlag werden Schläuche, ein Pumpsys- 

tem und Rohrleitungen zu den Lagertanks benötigt. 274 

Neben den zur Verfügung stehenden stationären Hafenpumpen hat der Großteil der 

Tankmotorschiffe ein schiffseigenes Pumpsystem. Haben die Schiffe an der Ladebrü- 

cke im Hafen angelegt, werden die Schläuche des Tankmotorschiffes mit den Rohrlei- 

tungen der Tanklager verbunden. Mit Hilfe des Pumpsystems erfolgt nun die Beladung 

des Schifftanks, die anhand der Tiefgangsskala an der Bordwand verfolgt werden 

kann. Ist das Tankmotorschiff vollständig beladen, wird das Leitungssystem wieder 

getrennt. 275 

Ist der Umschlagsprozess beendet, begibt sich das Tankmotorschiff auf den Weg zur 

Raffinerie. Beispielsweise wird die Raffinerie in Karlsruhe über einen so genannten 

Ölhäfen beliefert, der direkt an der Raffinerie gelegen ist. Der Karlsruher Ölhafen ist 

der bedeutendste Umschlagsplatz dieser Art in Deutschland. Er verfügt über vier Lade- 

und Entladestationen für die gleichzeitige Be- und Entladung von acht Tankmotorschif- 

fen. 276 

Hat das Schiff den Ölhafen erreicht, legt es an der vorgegebenen Entladestation an. Es 

folgt die Entladung, die gleichermaßen abläuft wie die Beladung. Der Unterschied be- 

steht jedoch darin, dass das Rohöl aus dem Tankmotorschiff in die Tanklager der Raf- 

finerie gepumpt wird. 277 In den Raffinerietanks wird das Rohöl bis zur Weiterverarbei- 

tung zwischengelagert. Ist die Entladung vollständig abgeschlossen, wird das Schiff in 

der Regel mit Fertigprodukten der Raffinerie beladen. 

3.3.2.3 Deutsches Wasserstraßennetz 

Die „Binnenwasserstraßen sind natürliche oder künstliche Gewässer, wie Flüsse, Seen 

und Kanäle“. 278 Insgesamt umfasst das deutsche Wasserstraßennetz rund 7.500 km. 279 

Es zeichnet sich vor allem durch seine Süd-Nordausrichtung der Flüsse Rhein, Weser, 

Elbe und Oder aus. Während in Nordwest- und Ostdeutschland eine ausgeprägte Ver- 

netzung der Wasserstraßen vorzufinden ist, beschränkt sich das Netz im Süden auf 

den Rhein und die Donau. Das deutsche Wasserstraßennetz ist in Abbildung 38 dar- 

gestellt. 

Die Nutzung der zahlreichen verschiedenen Binnenwasserstraßen hängt von verschie- 

denen Faktoren ab. Die Schiffsgröße, zu der die Länge, Breite und Tragfähigkeit zäh- 

len, sowie der zulässige Tiefgang müssen eingehalten werden. Zudem müssen 

Schleusenöffnungszeiten und Durchfahrtshöhen an Brücken beachtet werden. 280 

274 Vgl. http://www.uni-protokolle.de/Lexikon/Tankschiff.html, 10.03.2010. 


276 Vgl. http://www.rheinhafen.de/ger/html/miro.htm, 10.03.2010. 



279 Vgl. http://www.binnenschiff.de/, vom 10.03.2010. 

280 Vgl. Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 316.


Abbildung 38: Deutsches Wasserstraßennetz 281 

Die Tankmotorschiffe müssen besonders die Wasserstände berücksichtigen, die durch 

Niederschlags- und Trockenperioden ständigen Schwankungen unterliegen. Bei so 

genanntem Niedrigwasser verringert sich beispielsweise die Transportkapazität der 

Schiffe, da aufgrund niedriger Pegelstände der Tiefgang eingeschränkt ist. Während 

bei Hochwasser ebenfalls nur eine bedingte Nutzung möglich ist. Die Pegelstände 

müssen deshalb permanent beobachtet werden. 282 

3.3.2.4 Vor- und Nachteile des Binnenschifftransportes 

Der Binnenschifftransport weist im Verhältnis zu den anderen Transportmitteln eine 

Reihe von Vorteilen auf. Die Massenleistungsfähigkeit ist im Vergleich mit dem Schie- 

nen- und Straßengüterverkehr deutlich höher, da extrem große Gütermengen über 

weite Distanzen transportiert werden können. Es handelt sich aufgrund des geringen 

Energieverbrauchs je Transporteinheit und der minimalen Lärmentstehung um einen 

umweltfreundlichen Transport. 283 Es ist eine hohe Transportsicherheit gegeben, da es 

im Verhältnis zum Beförderungsaufkommen relativ wenige Unfälle gibt. Zudem ist die 

281 

http://www.wsv.de/service/karten/bundeseinheitlich/index.html, vom 10.03.2010. 

282 


283 


59.


Binnenschifffahrt relativ kostengünstig und kann rund um die Uhr sowie an Sonn- und 

Feiertagen betrieben werden. 284 

Diesen Vorteilen stehen jedoch einige Nachteile gegenüber. Die Netzbildungsfähigkeit 

des Transportmittels Binnenschiff ist äußerst gering, da eine Bindung an die Wasser- 

straßen erforderlich ist. 285 Die geringe Transportgeschwindigkeit wirkt sich auf die Be- 

förderungsdauer aus, die durch ausgeprägte Flussläufe noch weiter verzögert wird. Die 

Binnenschiffe unterliegen zudem einer starken Wetterabhängigkeit, die beispielsweise 

durch Nebel, Vereisung, sowie hohe und niedrige Wasserstände verursacht wird. 286 

3.4 Verarbeitung in der Raffinerie 

Die chemische Zusammensetzung des Rohöls variiert je nach Herkunftsland. Weltweit 

existieren mehrere tausend Erdölsorten wie z.B. Brent, West Texas Intermediate oder 

Dubai Fateh. Trotz der Unterschiede enthalten die Rohöle im Kern dieselben Bestand- 

teile. Es handelt sich um ein Gemisch aus Kohlenwasserstoffen, geringen Schwefel- 

mengen und Spuren von Sauerstoff, Stickstoff und Metallen. Damit aus dem weitest- 

gehend unbrauchbaren Rohöl Mineralölprodukte wie Benzin, Gas oder Heizöl entste- 

hen, muss es in Raffinerien verschiedene chemische und physikalische Prozesse 

durchlaufen. Der Umwandlungsprozess besteht aus der Destillation, Konversion und 

Reformierung. 287 

3.4.1 Destillation 

Der grundlegende Verarbeitungsprozess in einer Raffinerie ist die Rohöldestillation, bei 

der das Rohöl in seine einzelnen Bestandteile zerlegt wird. Das Rohöl das getrennt 

nach Sorten in Tanks zwischengelagert wurde, gelangt zunächst in einen Ofen und 

wird dort vorgewärmt. 288 Das auf 350 bis 370 °C erhitzte Rohöl verwandelt sich in Gas 

und strömt in den Destillationsturm, der unter atmosphärischem Druck steht. 

In dem rund 50 m hohen Destillationsturm, der in unterschiedliche Temperaturbereiche 

unterteilt ist, steigen die Kohlenwasserstoffe auf. Beim Aufsteigen kühlen die Kohlen- 

wasserstoffe wieder langsam ab und verflüssigen sich unterhalb ihrer jeweiligen Siede- 

temperatur in so genannte Fraktionen (siehe Abbildung 39). 289 

Die Fraktionen können nun in den diversen Ebenen des Destillationsturms abgeleitet 

werden. Am Boden des Turms setzten sich schwere Stoffe wie z.B. Bitumen ab. Dar- 

über sammelt sich Schwergasöl (z.B. Diesel und Heizöl) bei etwa 370 °C. Stoffe wie 

284 


285 


59. 

286 


287 Vgl. BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S. 36. 

288 Vgl. MWV. (2003): Mineralöl und Raffinerien. S. 22. 

289 Vgl. Kosinowski, M. (2002): Energiehandbuch. S. 75-76.


Kerosin und Petroleum verteilen sich in der Mitte bei rund 200 bis 300 °C. Flüssiggas 

und Leichtbenzin steigt in den obersten Bereich auf, in dem Temperaturen von 20 bis 

150 °C herrschen. 

Abbildung 39: Rohöldestillationsanlage 290 

Die aufgespalteten Fraktionen werden über Rohrleitungen in Lagertanks geleitet. 291 Die 

atmosphärischen Rückstände die sich am Boden gesammelt haben, werden in einen 

weiteren Destillationsturm mit weniger Druck geleitet. Bei dem Unterdruck werden die 

Rückstände erneut in Fraktionen für die Schmierstoff- und Bitumenherstellung aufge- 

teilt. 292 

3.4.2 Konversion 

Die Produkte die bei der Destillation entstehen, entsprechen jedoch nicht dem Bedarf 

des Marktes. Beispielsweise ist die Nachfrage nach den leichten Bestandteilen (z.B. 

Benzin, Kerosin, leichtes Heizöl) deutlich höher als nach den schweren Bestandteilen. 

Deshalb müssen die weniger nachgefragten Produkte in solche umgewandelt werden, 

die einer stärkeren Nachfrage unterliegen. 293 






Dieser Prozess wird in einer Konversionsanlage durchgeführt. Dabei werden langketti- 

ge und schwere Kohlenwasserstoffe in kürzere und leichtere aufgespaltet. Dieser Vor- 

gang wird Cracken, was zu deutsch zerbrechen oder spalten heißt, genannt. Beim 

Cracken werden wiederum katalytisches Cracken, thermisches Cracken und Hydrocra- 

cken unterschieden. 294 

Beim katalytischen Cracken werden die Fraktionen mit einem Katalysator erhitzt. 

Katalysatoren beschleunigen die chemische Reaktion und verändern sich dabei selbst 

nicht. Bei Temperaturen von bis zu 600 °C brechen die Kohlenwasserstoffmoleküle 

auseinander. 295 Das thermische Cracken erfolgt durch eine kurze Überhitzung der 

Fraktionen unter Druck in einem Spaltofen. Die Kohlenwasserstoffe geraten dabei in 

eine starke Schwingung und brechen bei etwa 360 °C. 296 

Beim Hydrocracken handelt es sich um ein katalytisches Spaltverfahren. Die Fraktio- 

nen werden mit Wasserstoff vermischt und bei einem Druck von 100 bis 150 bar durch 

einen Reaktor geschickt. Dabei werden die großen Kohlenwasserstoffmoleküle in klei- 

ne zerbrochen. 297 Bei allen drei Verfahren muss das entstandene Gemisch, das von 

Methan bis zu Schweröl reicht, anschließend erneut destilliert werden. 298 

3.4.3 Reformierung 

Nach den Prozessen der Destillation und Konversion entsprechen die Produkte in der 

Regel noch nicht der geforderten Qualität. Deshalb ist der Prozess der Reformierung 

erforderlich, bei dem die Produkte veredelt werden. Beispielsweise ist Benzin noch 

nicht als Kraftstoff für Ottomotoren geeignet. Um die benötigte Klopffestigkeit (Oktan- 

zahl) zu erreichen, wird das Benzin in einem so genannten Reformer erhitzt und mit 

verschiedenen Katalysatoren gemischt. Durch die Katalysatoren verlieren die Kohlen- 

wasserstoffverbindungen einige Wasserstoffatome und werden zu hochoktanigen Ben- 

zinmolekülen. Dann werden die gewonnen Produkte mit zahlreichen Komponenten wie 

z.B. Additiven gemischt, um eine gleichbleibende Qualität zu erhalten. 299 

Abschließend wird das zu verkaufsfertigen Produkten verarbeitete Rohöl bis zur weite- 

ren Verteilung zwischengelagert. Da aus den wenigen Rohölsorten viele Fertigprodukte 

entstehen, sind aufgrund der Produktvielfalt zahlreiche Tanks für die Lagerung not- 

wendig. 

294 


295 

Vgl. MWV. (2003): Mineralöl und Raffinerien. S. 26-27. 

296 

Vgl. MWV. (2003): Mineralöl und Raffinerien. S. 24-25. 

297 

Vgl. http://www.aral.de/aral/sectiongenericarticle.do?categoryId=4000017&contentId=56242, 

vom 12.03.2010. 

298 


299 Vgl. MWV. (2003): Mineralöl und Raffinerien. S. 32-33.


3.4.4 Mineralölprodukte 

Aus dem Rohöl entstehen zahlreiche Mineralölprodukte. Die wichtigsten werden im 

Folgenden vorgestellt. Flüssiggas, das auch Liquefied Petroleum Gas (LPG) genannt 

wird, umfasst die leichtesten Bestandteile des Rohöls. Dies sind überwiegend Butan 

und Propan, die bei Raumtemperatur einen gasförmigen Zustand besitzen. Das Gas 

wird verflüssigt und in Tanks gelagert. Es dient vor allem zu Heizzwecken und wird 

vermehrt als Treibstoff für Flüssiggas-Autos eingesetzt. Benzin enthält die leichten 

flüssigen Bestandteile des Rohöls. Der Großteil davon wird als Motorenbenzin genutzt. 

Außerdem werden Flugbenzine für Sportflugzeuge und Spezialbenzine für die chemi- 

sche Industrie daraus gewonnen. 

Flugpetrol, zu dem Petroleum und Kerosin gehören, ist schwerer als Benzin und wird 

überwiegend als Flugtreibstoff eingesetzt. Um den Antrieb der Flugzeugturbinen zu 

gewährleisten, unterliegen diese Treibstoffe strikten Qualitätsbestimmungen. Diesel 

besteht aus längerkettigen Kohlenwasserstoffen und wird bevorzugt bei LKW, Schiffen, 

Personenwagen und Baumaschinen als Treibstoff eingesetzt. Leichtes Heizöl zählt zu 

den Mitteldestillaten und umfasst somit die Anteile des Rohöls, die bei mittlerer Tempe- 

ratur sieden. Es besitzt einen besonders hohen Heizwert und wird vorwiegend zu Heiz- 

zwecken eingesetzt. 

Schweres Heizöl besteht aus langkettigen Kohlenwasserstoffen und bildet eine zäh- 

flüssige Masse, die für den Transport und die Verbrennung erwärmt werden muss. 

Verwendung findet es vor allem in der Industrie, beispielsweise bei der Zementherstel- 

lung und in Papierfabriken. Bitumen ist ein zähflüssiger Rückstand, der bei der Destil- 

lation nicht verdampft. Es wird zum größten Teil im Straßenbau und als Dichtungs-, 

Isolations- und Verpackungsmittel verwendet. Schmiermittel bestehen ebenfalls aus 

langkettigen und schweren Kohlenwasserstoffen. Sie werden aus speziellen Basisölen, 

die während dem Raffinerieprozess anfallen, hergestellt. Zum Einsatz kommen sie vor 

allem in Motoren und Maschinen als Betriebsstoff, um die Abnutzung und den Ver- 

schleiß zu vermindern. 300 

3.5 Lagerung der Fertigprodukte 

Nachdem das Rohöl in der Raffinerie zu Mineralölprodukten verarbeitet wurde, werden 

die Fertigprodukte grundsätzlich zwischengelagert bevor der Transport zum End- 

verbraucher erfolgt. 301 Im folgenden Kapitel werden die Besonderheiten der Lagerhal- 

tung von Mineralölprodukten und die gesetzlich vorgeschriebene Pflichtbevorratung 

näher beschrieben. 

300 Vgl. EV. (2008): Erdöl – Anwendungen und Produkte. S. 7-11. 



3.5.1 Lagerhaltung von Mineralölprodukten 

Ein direkter Transport vom Raffineriestandort zum Endverbraucher erfolgt in der Regel 

recht selten. Die Mineralölprodukte werden überwiegend in Großtanklagern, die sich 

fernab der Raffinerien befinden, zwischengelagert. Die Großtanklager werden dabei 

mit Eisenbahnkesselwagen, Pipelines oder Tankmotorschiffen bedient (Abbildung 

40). 302 Auf die Transportmittel wird in Kapitel 3.6 näher eingegangen. 

Abbildung 40: Transportmittel von der Raffinerie bis zum Großtanklager 303 

Von den Großtanklagern werden abschließend die im Umkreis gelegenen Endverbrau- 

cher, zumeist mit Straßentankfahrzeugen, beliefert (Kapitel 3.6). Die Standorte der 

zahlreichen Tanklager sind regional über das gesamte Gebiet der BRD verteilt (siehe 

Abbildung 41). 

Die direkte Versorgung der Endverbraucher vom Raffineriestandort ist in der Regel 

nicht wirtschaftlich, da die zum Teil großen Transportentfernungen mit Straßentank- 

fahrzeugen hohe Kosten verursachen. Zu den Großtanklagern können hingegen er- 

hebliche Mengen mit Eisenbahnkesselwagen, Pipelines und Tankmotorschiffen trans- 

portiert werden. Deshalb ist die Zwischenlagerung in Großtanklagern und die Versor- 

gung der Endverbraucher über kurze Distanzen günstiger, als die direkte Belieferung 

der Kunden von der Raffinerie. 

Ein weiterer Grund für die Errichtung von Großtanklagern ist die regionale Verteilung 

der immensen Mineralölproduktmengen, wodurch die geballte Lagerung an den Raffi- 

neriestandorten vermieden wird. Dies streut zum Einen das Risiko bei möglichen Un- 

glücksfällen und zum Anderen wir dadurch eine höhere Flexibilität bei kurzfristigen Be- 


303 In Anlehnung an BP. (2008): Erdöl bewegt die Welt. S. 48.


darfsschwankungen erreicht. 304 Die Lagerung erfolgt dabei überwiegend in Tankbehäl- 

tern die aus Stahl bestehen und bis zu 125.000 m 3 aufnehmen können. 305 

Abbildung 41: Standorte der Großtanklager 306 

In der Praxis bestehen für die Lagerung von Mineralölprodukten besondere Anforde- 

rungen. Da es sich bei den Produkten um Gefahrgut handelt, unterliegen diese speziel- 

len sicherheitstechnischen Bestimmungen. Beispielsweise müssen die Tanks durch 

doppelte Wände gegen Leckagen geschützt sein und über so genannte Gasrückge- 

winnungsanlagen verfügen. Damit die umweltschädlichen und gesundheitsgefährden- 

den Kohlenwasserstoffdämpfe, die sich bilden wenn Brennstoffe und Kraftstoffe mit 

Luft in Berührung kommen, nicht entweichen, werden sie mit Gasrückgewinnungsanla- 

gen bei der Befüllung und Entleerung der Tanks zurückgehalten. 307 



306 MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. Anhang. 



Bei einer Bestandsführung in Volumeneinheiten ist insbesondere die temperaturbe- 

dingte Veränderung des Volumens zu beachten, da es sich bei Rohöl und Mineralöl- 

produkten um Flüssiggüter handelt. Das spezifische Volumen von Flüssigkeiten hängt 

von der jeweiligen Temperatur ab, weshalb bei jeglichen Bestandsbewegungen die 

Dichte der Produkte und die Temperatur gemessen werden muss. Anhand diesen In- 

formationen kann mit Hilfe von Umrechnungstabellen die exakte ab- bzw. zugegange- 

ne Menge berechnet werden. Erfolgt die Bestandsführung in Gewichtseinheiten, muss 

dies nicht beachtet werden. 308 

Die Lagerung der Mineralölprodukte erfüllt insbesondere die Bereitstellungs-, Überbrü- 

ckungs- und Sicherungsfunktion. 309 Die Bereitstellungsfunktion umfasst die Bereitstel- 

lung der erforderlichen Mineralölprodukte zu der vom Endverbraucher geforderten Zeit, 

Menge und Qualität. Die Überbrückungsfunktion überbrückt den Zeitpunkt zwischen 

der Produktion und Auslieferung. 310 Durch die Sicherungsfunktion entsteht ein Schutz 

vor unvorhersehbaren Liefer- und Bedarfsschwankungen auf den Beschaffungs- und 

Absatzmärkten. So können z.B. Transportstörungen, Lieferzeitüberschreitungen oder 

schwankende Absatzmengen ausgeglichen werden. 311 

3.5.2 Pflichtbevorratung 

Deutschland ist verpflichtet einen Vorrat an Rohöl und Mineralölprodukten für Krisenfäl- 

le zu lagern, um mögliche Versorgungsstörungen auszugleichen. Dabei muss die 

Menge bevorratet werden, die dem deutschen Verbrauch von 90 Tagen entspricht. Zu 

der internationalen Vorratspflicht sind neben den EU-Mitgliedsstaaten auch alle Mit- 

glieder der Internationalen Energieagentur (IEA) verpflichtet (die IEA-Mitglieder befin- 

den sich im Anhang D). 312 

National wird die Verpflichtung über das Erdölbevorratungsgesetz umgesetzt. Im Jahr 

1978 wurde mit diesem Gesetz der Erdölbevorratungsverband (EBV) gegründet, der 

die gesamten deutschen Reserven verwaltet. Die Zielsetzung war die Sicherstellung 

der Verfügbarkeit der Bestände in einem Krisenfall. Das Gesetz löste die vorhergehen- 

de Pflichtbevorratung ab, die für Ölgesellschaften galt und bereits 1966 veranlasst 

wurde. Die Finanzierung des EBV erfolgt über die Beiträge der Ölgesellschaften, die 

die Beiträge im Preis an den Verbraucher weitergeben. 313 

Die Vorräte an Rohöl und Mineralölprodukten gliedern sich dabei in drei Erzeugnis- 

gruppen: 

- Erzeugnisgruppe 1: Benzine 

308 

Vgl. http://www.energiewirtschaft.net/HTML/Lagerung.html, vom 15.03.2010. 

309 

Ebenda 

310 

Vgl. Schmidt, A. (2008): Handbuch Logistik. S. 751. 

311 

Vgl. Schulte, G. (2001): Material- und Logistikmanagement. S. 246-247. 

312 

Vgl. http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/mineraloelversorgung,did=159688.html, 

vom 15.03.2010. 

313 

Vgl. EBV. (2008): Mineralölpflichtbevorratung in der BRD. S. 2.


- Erzeugnisgruppe 2: Dieselkraftstoff, Heizöl leicht und Flugturbinenkraftstoff 

- Erzeugnisgruppe 3: Heizöl schwer und Rohöl 

Mindestens 40 % der Vorräte müssen Fertigprodukte sein. Der Rest kann dagegen 

vollständig aus Rohöl bestehen. Für die Erzeugnisgruppen gilt die Vorratspflicht in Hö- 

he der Raffinerieerzeugung und Importmengen die in 90 Tagen anfallen. Zu der ge- 

nauen Berechnung wird der Durchschnitt der vergangenen drei Jahre gebildet. 

Die Fertigprodukte werden überwiegend in großen Tanklagern oberirdisch bevorratet. 

Die Rohölvorräte werden hingegen in Kavernen gelagert und verfügen über eine direk- 

te Pipelineverbindung zu Raffinerien. 314 Kavernen sind künstlich geschaffene Hohlräu- 

me in Salzstöcken und sind für Erdöl undurchlässig. 315 In den Kavernen fallen geringe 

Lagerkosten an und es ist eine sichere Lagerung über einen langen Zeitraum möglich. 

Sie befinden sich überwiegend in Norddeutschland, vor allem im Raum Wilhelmsha- 

ven. Grundsätzlich sind die Bestände jedoch regional über das gesamte Gebiet der 

BRD verteilt. 

Tritt ein Krisenfall ein, werden die Reserven vom Bundesministerium für Wirtschaft und 

Technologie (BMWi) durch eine Verordnung freigegeben. 316 Die aktuellen Reserven in 

Deutschland betragen rund 25 Mio. t, die sich zu etwa 50 % auf Rohöl und Fertigpro- 

dukte verteilen. 317 Obwohl sich die Bevorratungspflicht auf 90 Tage bezieht, sind die 

deutschen Gesamtbestände deutlich höher. Beispielsweise werden große Mengen von 

den Verbrauchern im Heizölsektor gelagert und Raffinerien halten Bestände zur Siche- 

rung des Produktionsbetriebs vor. 318 

3.6 Transport der Fertigprodukte zum Endverbraucher 

Der Transport der Fertigprodukte von den Raffinerien und Großtanklagern zum End- 

verbraucher erfolgt mit Straßentankfahrzeugen, Eisenbahnkesselwagen, Pipelines und 

Tankmotorschiffen. Die Wahl des Transportmittels hängt dabei von verschiedenen Fak- 

toren ab, die individuell abgewogen werden müssen. Zu den maßgeblichen Faktoren 

zählen die Eignung der Beförderung großer Mengen, die optimale Bedienung der Flä- 

che (Netzbildungsfähigkeit), die Anpassungsfähigkeit an Relationen und Mengen, die 

Schnelligkeit und die Wirtschaftlichkeit. 319 

Die Wirtschaftlichkeit des Transportmittels spielt bei der Auswahl häufig eine wichtige 

Rolle. In Abbildung 42 sind die relativen Kosten des Mineralöltransports in Abhängig- 

keit von der Transportweite und dem eingesetzten Transportmittel abgebildet. 

314 

Vgl. EBV. (2008): Mineralölpflichtbevorratung in der BRD. S. 3-4. 

315 


316 

Vgl. EBV. (2008): Mineralölpflichtbevorratung in der BRD. S. 5-6. 

317 

Vgl. http://www.ebv-oil.de/cms/cms2.asp?sid=60&nid=&cof=60, vom 15.03.2010. 

318 Vgl. EBV. (2008): Mineralölpflichtbevorratung in der BRD. S. 6. 

319 Vgl. MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. S. 8-9.


Abbildung 42: Kosten des Mineralöltransports in Abhängigkeit von der Transportweite 

und dem Transportmittel 320 

Bei der Pipeline sind die Kosten pro Tonnenkilometer (tkm) unabhängig von der Trans- 

portweite konstant. Allerdings sind die Kosten für den Bau einer Pipeline extrem hoch. 

Deshalb sind Pipelines auf Massentransporte angewiesen und erst aber einer be- 

stimmten Durchleitungsmenge wirtschaftlich. Bei den übrigen Transportmitteln nehmen 

die relativen Transportkosten mit zunehmender Transportweite ab. Das Straßentank- 

fahrzeug ist dabei das teuerste Transportmittel, aber auch das Flexibelste. 321 Im Weite- 

ren wird auf die verschiedenen Transportmittel näher eingegangen. 

3.6.1 Straßentankfahrzeug 

Für den Transport der Mineralölprodukte von der Raffinerie bzw. dem Großtanklager 

zum Endverbraucher werden häufig Straßentankfahrzeuge, im Rahmen des Straßen- 

güterverkehrs, eingesetzt. 322 Von Straßengüterverkehr wird dann gesprochen, wenn 

das Gewicht der Kraftwagen 3,5 t übersteigt und Güter auf der Straße transportiert 

werden. 323 Straßen werden definiert als „planmäßig angelegte und befestigte Ver- 

kehrswege“. 324 

In der Praxis kommen die Straßentankfahrzeuge vermehrt zum Einsatz, wenn die Mi- 

neralölprodukte über kurze Entfernungen transportiert werden müssen und dabei eine 

hohe Netzbildung erforderlich ist. 325 Beispielsweise erfolgt die Belieferung von Tank- 

320 

MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. S. 11. 

321 


322 


323 


324 Vgl. Stieglitz, A. (1997): Straßennetz. S. 1029. 

325 Vgl. MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. S. 10.


stellen und privaten Haushalten mit Diesel- und Ottokraftstoffen bzw. Heizöl üblicher- 

weise mit Straßentankfahrzeugen. 


Die ersten Fahrzeuge entstanden vor etwa 6.000 Jahren mit der Erfindung des Rades 

und wurden von Tieren gezogen. Nach und nach entwickelte sich deren Technik. Zu- 

nächst durch Deichseln und Sturzfelgen, wodurch das Lenken erleichtert und die Trag- 

fähigkeit der Fahrzeuge erhöht wurde. Zu Beginn des 19. Jahrhunderts kamen erste 

dampfbetriebene Fahrzeuge zum Einsatz. 

Ein Fortschritt für den Straßengüterverkehr war allerdings erst die Erfindung des 

Verbrennungsmotors. Bereits 1896 wurden die ersten Lastwagen in Serie hergestellt. 

Die 20er Jahre des 20. Jahrhunderts waren durch die Einführung der Luftbereifung und 

des Dieselmotors gekennzeichnet, wodurch die Leistungsfähigkeit der Fahrzeuge 

stieg. Noch vor dem Zweiten Weltkrieg wurden Sonderfahrzeuge wie z.B. das Straßen- 

tankfahrzeug entwickelt. 

Die ersten leistungsfähigen Straßen wurden schon vor 4.000 Jahren in China gebaut. 

Es folgte das römische Straßennetz, das etwa 140.000 km lang war und vor allem für 

militärische Zwecke genutzt wurde. Nach dem Niedergang des Römischen Reiches 

zerfiel das Straßennetz für einen langen Zeitraum und wurde durch schlechte Wege 

ersetzt. 

Erst im 18. Jahrhundert wurden in Frankreich und England leistungsfähige Straßen 

gebaut. Das deutsche Straßennetz war bis 1930 für Lastkraftwagen (LKW) ungeeignet. 

Dann wurden jedoch die ersten Straßen gebaut die für LKW geeignet waren. 326 Bis 

heute entwickelte sich in Deutschland ein Netz aus Kraftverkehrsstraßen, das rund 

650.000 km umfasst. 327 

3.6.1.2 Transport mit Straßentankfahrzeugen 

Straßentankfahrzeuge dienen zum Transport von flüssigen und gasförmigen Gütern, 

die in größeren Mengen transportiert werden. Aus technischer Sicht werden das Fahr- 

gestell, der Antriebsstrang und die Aufbauten unterschieden. Das Fahrgestell nimmt 

die bei der Fahrt auftretenden Kräfte auf und besteht aus Stahl. Der Antrieb erfolgt 

größtenteils durch Dieselmotoren. 328 Die Tankaufbauten sind grundsätzlich in mehrere 

Kammern unterteilt, die von außen nicht erkennbar sind. Zum Einen können dadurch 

verschiedene Sorten gleichzeitig transportiert werden und zum Anderen wird bei Teil- 

ladungen ein gefährliches Schwappen der Ladung bei der Kurvenfahrt und beim Brem- 

sen minimiert. 329 Ein Straßentankfahrzeug ist in Abbildung 43 dargestellt. 

326 

Vgl. Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 257-258. 

327 


45. 

328 




Abbildung 43: Straßentankfahrzeug 330 

Im Straßengüterverkehr in Deutschland sind gesetzliche Eckwerte im Bezug auf Maße 

und Gewichte einzuhalten. Die LKW dürfen maximal 2,55 m breit, 4 m hoch und 16,50 

m lang sein. Das höchstzulässige Gesamtgewicht beträgt grundsätzlich 40 t, wodurch 

eine Lademenge von rund 25 t transportiert werden kann. Weltweit werden die Vorga- 

ben jedoch diskutiert, da mit größeren Ladekapazitäten das ansteigende Verkehrs- 

wachstum bewältigt werden könnte. 

Straßenfahrzeuge mit Tanks gibt es in verschiedenen Erscheinungsformen. Ein übli- 

ches Straßentankfahrzeug verfügt über eine integrierte Ladefläche, auf der ein Tank 

angebracht ist (siehe Abbildung 43). An diese Straßentankfahrzeuge kann in der Regel 

noch zusätzlich ein Anhänger mit Tankaufbau angebracht werden. Zudem gibt es 

Straßentankfahrzeuge die aus einem Sattelauflieger und einem separaten Kraftfahr- 

zeug, das über einen eigenen Antrieb und eine eigene Lenkvorrichtung verfügt, beste- 

hen (Abbildung 44). 331 

Abbildung 44: Kraftfahrzeug mit Sattelauflieger 332 

Während die meisten Straßentankfahrzeuge über eigene Pumpen und Schläuche für 

den Umschlag verfügen, gibt es reine Transportfahrzeuge die außer dem Tank keine 

weitere Ausrüstung haben. 333 Die Beladung in den Raffinerien bzw. Großtanklagern 

erfolgt grundsätzlich durch die Öffnung auf den Tanks. Die Straßentankfahrzeuge fah- 

ren dabei Füllstation an, in denen sie über ein Pumpsystem automatisch von oben be- 

330 

http://www.mupsped.at/galerie/gefahrgut/Tankwagen%20richtig%20gekennzeichnet.jpg, vom 

17.03.2010. 

331 





laden werden. Über eine in die Füllstation integrierte Waage wird das Straßentankfahr- 

zeug mit der exakten Menge beladen. 

Bei der Entladung werden in der Regel die seitlichen Auslaufhähne des Tanks mit 

Schläuchen verbunden. Beim Entladen in unterirdische Tanks ist die Wirkung der 

Schwerkraft ausreichend. Erfolgt hingegen der Umschlag in oberirdische Tanks, müs- 

sen die Mineralölprodukte mit einer Pumpe entladen werden. 334 

3.6.1.3 Gefahrgut und Gefahrstoff 

Der gesamte logistische Prozess auf der Erdölversorgungskette erfordert beim Trans- 

port, der Lagerung und dem Umschlag besondere sicherheitstechnische Anforderun- 

gen. Dabei ist die eindeutige Unterscheidung der Begriffe Gefahrgut und Gefahrstoff 

wichtig. 

Im Zusammenhang mit dem Transport erfolgt die Bezeichnung Gefahrgut. Als Gefahr- 

gut werden Stoffe bezeichnet, von denen aufgrund ihrer Eigenschaften Gefahren für 

Mensch und Umwelt beim Transport ausgehen können. Demgegenüber wird der Beg- 

riff Gefahrstoff für die Lagerung verwendet. Gefahrstoffe sind gefährliche Stoffe die z.B. 

explosionsgefährlich, brandfördernd, hochentzündlich, usw. sind. Die Einteilung der 

Stoffe erfolgt im Gefahrgut- und Gefahrstoffrecht jedoch nicht nach den gleichen Krite- 

rien. So können Produkte beispielsweise als Gefahrstoff, aber nicht als Gefahrgut be- 

zeichnet werden. 335 

Die Regelungen für die Beförderung von Gefahrgütern basieren auf nationalen und 

internationalen Vorschriften, die nach Verkehrsträgern differenziert sind (siehe Tabelle 

5). Das Hauptziel der Gefahrgutvorschriften besteht in der Minimierung der Risiken 

beim Transport gefährlicher Güter. 336 Die Grundanforderungen, die in den internationa- 

len Vorschriften vorgegeben sind, werden in der Regel durch die nationalen Bestim- 

mungen präzisiert. Für die verschiedenen Rechtsgrundlagen sind zahlreiche Gremien 

zuständig. 337 

Die Vorgaben, die durch die Gefahrgutvorschriften zum Tragen kommen, beziehen 

sich insbesondere auf die Transportmittel (Prüfung und Zulassung), die Kennzeichnung 

der Transportmittel, die Ladungssicherung und die Zusammenladung. Um die relevan- 

ten Beförderungsvorschriften zu ermitteln, werden die Güter nach ihren Gefährlich- 

keitsmerkmalen in neun Gefahrgutklassen unterteilt. 338 

Rohöl und Mineralölprodukte sind vor allem aufgrund ihrer Entzündbarkeit für den 

Transport auf der Straße, der Schiene, den Binnenwasserstraßen und der See als Ge- 


335 Vgl. Müller, T. (2008): Handbuch Logistik. S. 548. 


337 Vgl. MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. S. 17. 

338 Vgl. Müller, T. (2008): Handbuch Logistik. S. 551.


fahrgüter einzustufen. 339 Der weitaus größte Anteil der Mineralölprodukte befindet sich 

in Klasse 3 „entzündbare flüssige Stoffe“. Ein weiterer Teil gehört zu Klasse 2 „Gase“ 

sowie in Klasse 9 „verschiedene gefährliche Stoffe und Gegenstände“. 340 

Tabelle 5: Nationale und internationale Gefahrgutvorschriften 341 

Verkehrsträger 

Binnenschiff GGVBinSch Gefahrgutverordnung 

Deutsche Vorschriften Internationale Vorschriften 

ADNR 

Binnenschifffahrt 

Reglement pour le transport de 

matiers dangereuses sur le Rhin 

Schiene GGVE 

Straße GGVS 

See GGVSee 

Gefahrgutverordnung 

Eisenbahn 


Straße 


Seeverkehr 

RID 

ADR 

IMDG-Code 

Reglement concernant le transport 

international ferroviare des 

marchandises dangereuses 

Accord européen relatif au transport 

international des marchandises 

Dangereuses par Route 

International Maritime Dangerous 

Goods Code 

Jedem Gut, das in eine der Klassen eingestuft wurde, wird eine vierstellige UN-Nr. 

(United-Nations-Number) zugeordnet. Hinter der UN-Nr. steht ein Gefahrgut oder eine 

Gruppe von Gefahrgütern mit dem identischen Gefährdungspotential. 342 Zudem wird 

jedes Gut mit einer mindestens zweistelligen Kemler-Zahl gekennzeichnet, die die vom 

Transportgut ausgehende Gefahr aufzeigt. Die erste Ziffer gibt dabei immer die Haupt- 

gefahr an (z.B. 2 = Gas, 3 = entzündbarer flüssiger Stoff, 9 = spontan heftig reagieren- 

der Stoff). Gleichlautende Doppelziffern weisen auf eine verstärkte Hauptgefahr hin. 

Die folgende Ziffer steht für Nebengefahren, die nach dem gleichen Schema wie bei 

der Hauptgefahr aufgebaut ist. 343 

In Tabelle 6 sind die wichtigsten zur Verladung kommenden Mineralölprodukte mit Zu- 

ordnung zur Gefahrenklasse, Stoffbezeichnung, Kemler-Zahl und UN-Nr. aufgeführt. 

Tabelle 6: Ausgewählte Mineralölprodukte mit Kennnummern 344 

Gefahrenklasse 

Stoffbezeichnung Kemler-Zahl UN-Nr. 

2 Propen 23 1077 

3 Benzin 33 1203 

3 Rohöl 33 1267 

3 Dieselkraftstoff 30 1202 

3 Heizöl (leicht) 30 1202 

3 Kerosin 30 1223 

3 Methanol 336 1230 

9 Bitumen 99 3257 

339 


340 


341 

Müller, T. (2008): Handbuch Logistik. S. 552. 

342 

Vgl. Müller, T. (2008): Handbuch Logistik. S. 552. 

343 


344 

In Anlehnung an MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. S. 20-21.


Für den Transport müssen die Tanks mit Gefahrzetteln und Warntafeln gekennzeichnet 

werden. Die Gefahrzettel sind auf einer Spitze stehende Quadrate, die je nach Gefahr- 

gutklasse unterschiedlich gefärbt sind. Auf ihnen befindet sich ein Gefahrensymbol und 

der Zahlencode der Gefahrgutklasse. Beispielsweise handelt es sich in Abbildung 45 

um einen entzündbaren flüssigen Stoff der Gefahrenklasse drei. 345 

Abbildung 45: Gefahrzettel 346 

Die orangefarbene rechteckige Warntafel weist auf eine Gefahrgutbeförderung hin. Auf 

ihr befinden sich zwei übereinander stehende Nummern. Die obere Kemler-Zahl zeigt 

die vom Transportgut ausgehende Gefahr an. Die untere UN-Nr. steht für das Gut das 

transportiert wird. Diese Angaben sind vor allem bei Unfällen wichtig. In Abbildung 46 

handelt es sich z.B. um Benzin (1203) das leicht entzündlich (33) ist. 347 

Die Gefahrzettel werden zusammen mit den Warntafeln zur Kennzeichnung an den 

jeweiligen Transportmitteln angebracht. Sie müssen gut sichtbar an dem Transportmit- 

tel befestigt werden, um im Falle einer Gefahrensituation richtig handeln zu können. 

Die Kennzeichnung ist vor Beförderungsbeginn anzubringen und muss während dem 

gesamten Transport gewährleistet sein. 348 

Abbildung 46: Warntafel 349 

345 Vgl. http://www.bmvit.gv.at/verkehr/gesamtverkehr/gefahrgut/index.html, vom 18.03.2010. 

346 http://www.lagerlogistik-help.de/index.php?page=articles&op=readArticle&title=Gefahrgut, 

vom 18.03.2010. 

347 Vgl. http://www.bmvit.gv.at/verkehr/gesamtverkehr/gefahrgut/index.html, vom 18.03.2010. 


349 MWV. (1999): Mineralöl-Logistik. S. 22.


Während die Gefahrgüter im deutschen Recht einheitlich klassifiziert werden, existiert 

eine solche Regelung für Gefahrstoffe nicht. Es bestehen zahlreiche Vorschriften, von 

denen vor allem das Chemikaliengesetz und die Gefahrstoffverordnung zu nennen 

sind. Die darin enthaltenen Regelungen sind jedoch äußerst komplex, da für beinahe 

jedes Gefährlichkeitsmerkmal eine eigene Lagerungsvorschrift besteht. Generell hat 

das Gefahrstoffrecht das Ziel, mögliche Gefährdungen beim direkten Umgang mit ge- 

fährlichen Stoffen zu vermeiden. 350 

3.6.1.4 Vor- und Nachteile des Straßengüterverkehrs 

Der Transport im Straßengüterverkehr weist eine Reihe von Vorteilen auf. Aufgrund 

des engmaschigen Straßennetzes in Europa, ist eine extrem hohe Netzbildungsmög- 

lichkeit vorhanden. 351 Dadurch sind flächendeckende Transporte in nahezu jeden Ort 

möglich. Die Beförderung über kurze und mittlere Distanzen erfordert geringe Trans- 

portzeiten, bei einem relativ kleinen Transportrisiko. Zudem ist der Transport ausge- 

sprochen flexibel im Bezug auf Transporttermine und Veränderungen bei den zu beför- 

dernden Gütern. 352 

Der Straßengüterverkehr besitzt jedoch auch einige Nachteile. Durch den hohen Ener- 

gieverbrauch der LKW, ist der Transport auf der Straße äußerst belastend für die Um- 

welt. Es besteht keine Massenleistungsfähigkeit, da nur geringe Mengen transportiert 

werden können. Zudem ist die Beförderung auf der Straße von den Witterungsverhält- 

nissen abhängig. 353 

3.6.2 Eisenbahnkesselwagen 

Eisenbahnkesselwagen werden in der Regel nur für lange und direkte Transporte von 

Mineralölprodukten eingesetzt. Entweder werden Großtanklager oder große Industrie- 

kunden direkt von der Raffinerie mit Eisenbahnkesselwagen beliefert. 354 Von Schiengü- 

terverkehr ist dann die Rede, wenn spurgebundene Transportmittel auf Schienenbah- 

nen zum Einsatz kommen und dabei Güter transportieren. 355 Insgesamt umfasst das 

deutsche Schienennetz rund 34.000 km und wird von der Deutschen Bahn betrie- 

ben. 356 In Deutschland gibt es derzeit ca. 40.000 Eisenbahnkesselwagen, von denen 

rund 10.000 für den Transport von Mineralölprodukten genutzt werden. 357 



352 Vgl. Schulte, C. (2005): Logistik – Wege zur Optimierung der Supply Chain. S. 171. 

353 


354 

Vgl. http://www.energiewirtschaft.net/HTML/SCM.html, vom 22.03.2010. 

355 


356 

Vgl. Siegmann, J. (2008): Handbuch Logistik. S. 751. 

357 

Vgl. http://www.storck-verlag.de/gtt/2008/09_werner-jochems.pdf, vom 22.03.2010.



Die ersten Spurbahnen wurden bereits in der Antike für Wagenverkehre genutzt. Im 

Mittelalter wurden in Bergwerken bereits Holzschienen für den Transport eingesetzt. 

Mit der Erfindung der doppel-T-förmigen Stahlschienen im Jahr 1820 wurde der 

Grundstein für die Ausbreitung des Schienengüterverkehrs gelegt. Die erste Bahnlinie 

wurde im Jahr 1825 in Großbritannien gebaut und führte von Darlington nach Stockton. 

In Deutschland wurde die erste Strecke 1835 zwischen Nürnberg und Fürth errichtet. 

Die Lokomotiven für die Güterwagen stammten zunächst aus England. Im Jahr 1814 

wurde dort die erste Dampflokomotive konstruiert. Elektrisch angetriebene Lokomoti- 

ven wurden schon 1879 von Siemens in Deutschland gebaut, allerdings konnten diese 

die Dampflokomotiven nicht ablösen. Ab dem Jahr 1960 wurden dann verstärkt 

Elektro- und Dieselantriebe für die Lokomotiven genutzt. 358 

3.6.2.2 Transport mit Eisenbahnkesselwagen 

Für den Transport im Schienengüterverkehr sind Triebfahrzeuge, Güterwagen und ein 

Schienennetz erforderlich. Die Triebfahrzeuge sind überwiegend moderne Eisenbahn- 

lokomotiven, die von Diesel- oder Elektromotoren angetrieben werden. 359 Das Schie- 

nennetz besteht aus Gleisanlagen, einem Zugsteuerungssystem und gegebenenfalls 

der Energieversorgung, wenn es sich um eine elektrifizierte Strecke handelt. Die Gleise 

unterscheiden sich dabei durch technische Größen wie z.B. die Spurweiten und die 

Belastbarkeit. Zur Verbindung der Fahrspuren dienen Weichen und Kreuzungen. 360 

Der Transport der Mineralölprodukte erfolgt in Eisenbahnkesselwagen. Die Eisen- 

bahnwagen mit Tanks sind bestimmt für die Beförderung von flüssigen und gasförmi- 

gen Gütern. Die Tanks werden aus Stahl gefertigt und haben je nach Ausführung ein 

Ladevolumen von 34 bis 120 m 3 . Die Nutzlänge der Kesselwagen variiert je nach Aus- 

führung zwischen 12 und 22 m. 361 Die meisten Wagen verfügen über zwei Drehgestelle 

(siehe Abbildung 47), teilweise jedoch auch über zwei Achsen. 

Abbildung 47: Eisenbahnkesselwagen 362 




361 Vgl. Berndt, T. (2001): Eisenbahngüterverkehr. S. 141-142. 



Ein Drehgestell ist ein bewegliches Laufwerk, das die Schienenfahrzeuge im Gleis 

führt. Die Drehgestelle besitzen dabei zwei bis drei Radsätze. Die bewegliche Lage- 

rung des Drehgestells sorgt während der Fahrt für eine verbesserte Laufruhe, insbe- 

sondere in Kurven. 363 

Aus den Triebfahrzeugen und Eisenbahnkesselwagen werden Züge gebildet. Mit Hilfe 

einer Kupplungstechnik werden dabei die Kesselwagen mit dem Triebfahrzeug ver- 

bunden. Die zulässige Gesamtzuglänge ist in Deutschland derzeit jedoch auf 700 m 

begrenzt. 364 Bei Zügen wird zwischen Einzelwagenverkehr und Ganzzugverkehr unter- 

schieden. Von Einzelwagenverkehr wird gesprochen, wenn die Transportobjekte einen 

einzelnen bzw. mehrere Güterwagen auslasten, nicht aber den gesamten Zug. Dies ist 

allerdings bei Massengütern (z.B. Mineralölprodukten) nicht profitabel. Beim Ganzzug- 

verkehr hingegen ist der gesamte Zug mit demselben Transportobjekt ausgelastet und 

transportiert dieses ohne Unterbrechung vom Versender zum Empfänger. 365 

Die Eisenbahnkesselwagen führen in der Regel keine eigenen Umschlagsmittel (z.B. 

Pumpen und Schläuche) mit. Diese werden an den Be- und Entladestationen zur Ver- 

fügung gestellt. Die Befüllung der Eisenbahnkesselwagen erfolgt zumeist durch die 

Öffnung von oben, mit Schläuchen oder durch Beladeterminals (Abbildung 48). Bei den 

Beladeterminals kommen spezielle Pumpsysteme zum Einsatz. 

Abbildung 48: Beladung von Eisenbahnkesselwagen 366 

Die Eisenbahnkesselwagen werden meistens nach unten entleert. Dort befinden sich 

Auslaufhähne die mit Schläuchen verbunden werden. Dabei wird das Ladegut aus dem 

363 

Vgl. http://www.wissen.de/wde/generator/wissen/ressorts/technik/mobilitaet/index,page= 

1086612.html, vom 23.03.2010. 

364 

Vgl. Siegmann, J. (2008): Handbuch Logistik. S. 754. 

365 Vgl. Siegmann, J. (2008): Handbuch Logistik. S. 744-745. 

366 http://www.mfx-systems.de/doku_1/1816/01%20Additivation/Sales%20Literature/1739-0001- 

0049.pdf, vom 22.03.2010.


Kesselwagen gepumpt oder die Schwerkraft genutzt (Abbildung 49). Es ist jedoch auch 

ein Absaugen des Transportgutes durch die obere Tanköffnung möglich. 367 

Abbildung 49: Entladung von Eisenbahnkesselwagen 368 

Die Raffinerien, Großtanklager und Endkunden müssen jedoch über einen Gleisan- 

schluss verfügen, der die Verbindung an das öffentliche Schienennetz herstellt. 369 Der 

geringe spezifische Energieverbrauch des Schienengüterverkehrs kommt dann vor 

allem bei Punkt-zu-Punkt-Verkehren über weite Entfernungen zum tragen, wodurch 

wettbewerbsfähige Transportkosten erreicht werden. 370 

3.6.2.3 Vor- und Nachteile des Schienengüterverkehrs 

Der Schienengütertransport besitzt einige Vorteile. Es können hohe Ladegewichte 

transportiert werden, wodurch eine beträchtliche Massenleistungsfähigkeit gegeben ist. 

Bei direkten und langen Beförderungen ist der Schienengütertransport relativ schnell. 

Es handelt sich um ein ausgesprochen sicheres Transportmittel, das deshalb beson- 

ders für Gefahrguttransporte geeignet ist. Zudem ist eine hohe Termintreue gegeben, 

da Fahrpläne vorliegen und eine Unabhängigkeit vom Verkehrsaufkommen sowie Wit- 

terungsverhältnissen besteht. Außerdem ist es im Hinblick auf die Emissionen eine 

verhältnismäßig umweltfreundliche Transportmethode. 

Den Vorteilen stehen jedoch auch etliche Nachteile gegenüber. Der Schienengüterver- 

kehr verfügt über eine geringe Netzdichte, da die Transporte durch die Bindung an das 

Schienennetz räumlich eingeschränkt sind. Direkte Haus-zu-Haus-Transporte sind so- 

mit nur in begrenztem Umfang möglich, wodurch sich der Zeitbedarf und die Kosten 

367 Vgl. http://www.ekkehardt-lauffen.de/wagen/kesselwagen/index.html, vom 22.03.2010. 

368 http://www.mfx-systems.de/doku_1/1816/01%20Additivation/Sales%20Literature/1739-0001- 

0049.pdf, vom 22.03.2010. 

369 Vgl. Siegmann, J. (2008): Handbuch Logistik. S. 748. 

370 Vgl. Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 283.


durch zusätzliche Umschlags- und Umladevorgänge erhöhen. 371 Zudem ist der Schie- 

nengütertransport an Fahrpläne gebunden, womit die zeitliche Flexibilität einge- 

schränkt ist. Die Beförderungsgeschwindigkeit wird vor allem durch aufwändige Ran- 

giermanöver verringert. 372 


Nur vereinzelt verfügen Endverbraucher oder Großtanklager über eine direkte Pipeli- 

neverbindung zu einer Raffinerie. Pipelines werden nur dann für die Verteilung von 

Mineralölprodukten eingesetzt, wenn kontinuierlich große Abnahmemengen vorliegen. 

Dies trifft beispielsweise auf die weiterverarbeitende Chemieindustrie oder Großab- 

nehmer wie Flughäfen zu. 373 

Die Bestandteile einer Pipeline und der Transportvorgang wurden bereits ausführlich in 

Kapitel 3.2.1 beschrieben. Allerdings muss beim Transport verschiedener Mineralöl- 

produkte darauf geachtet werden, dass eine Trennung zwischen den verschiedenen 

Komponenten erfolgt, um eine Vermischung dieser zu verhindern und somit die gefor- 

derte Produktqualität zu gewährleisten. 

Die erforderliche Trennung erfolgt mit Trennbällen, die zwischen die einzelnen Partien 

gesetzt werden und die nur einen geringfügig kleineren Durchmesser als die Pipeline 

besitzen. Die Trennbälle bleiben während dem gesamten Transport in der Pipeline und 

werden erst am Beförderungsziel wieder entnommen. Zudem müssen die Mineralöl- 

produkte mit einem höheren Druck wie Rohöl durch die Pipeline befördert werden, da 

sie leichter sind. 374 

In der folgenden Tabelle 7 sind die bedeutendsten deutschen Mineralölpipelines aufge- 

führt. Deren Verlauf in Abbildung 36 in Kapitel 3.3.1 ersichtlich ist. 

Tabelle 7: Mineralölpipelines in Deutschland 375 

Abk. 

Völlständige Bezeichnung 

(teilweise Leistungsbetreiber) 

Anfangs-/ Endpunkt 

Inbetriebnahme 

Kapazität 

in Mio. t 

pro Jahr 

Länge in 

km in 

Deutschland 

- Shell Heide - Brunsbüttel 1953 5,5 31 

MIPRO Mitteldeutsche Produktenleitung 

Österreichische 

Spergau - Hartmannsdorf 1997 3 107 

OMV Mineralölverwaltung Burghausen - Feldkirchen 

Rotterdam (NL) - 

1967 1,7 87 

RMR Rhein-Main-Rohrleitungen Ludwigshafen/Raunheim 1967 12,5 523 

RRB Rohstoffpipeline Rostock-Böhlen Rostock - Böhlen 1997 2,5 437 

371 


48. 

372 

Vgl. Schulte, C. (2005): Logistik – Wege zur Optimierung der Supply Chain. S. 173. 

373 


374 


65.


3.6.4 Tankmotorschiff 

Tankmotorschiffe kommen in der Regel beim Transport beträchtlicher Mineralölpro- 

duktmengen zu den Großtanklagern und Großkunden zum Einsatz. Die Empfänger der 

Mineralölprodukte müssen jedoch über eine Anbindung zum Wasserstraßennetz und 

einen Werkshafen mit entsprechenden Entlademöglichkeiten verfügen. 376 Da das Tank- 

motorschiff, das deutsche Wasserstraßennetz und die Vor- und Nachteile des Binnen- 

schifftransportes bereits in Kapitel 3.3.2 beschrieben wurden, wird nun nicht weiter auf 

dieses Transportmittel eingegangen. 

375 In Anlehnung an MWV. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. Anhang. 


4 Logistischer Prozess Erdgas 91 

4 Logistischer Prozess Erdgas 

Da Erdgas bisher überwiegend mit Pipelines transportiert wird, sind die Entfernungen 

zwischen dem Förderort und der Verbraucherregion relativ limitiert. Aus diesem Grund 

gibt es für Erdgas bisher keinen Weltmarkt wie bei Erdöl, sondern ausschließlich regio- 

nal begrenzte Märkte. Innerhalb dieser Märkte haben sich die Produzenten und 

Verbraucher durch langfristige Lieferverträge abgesichert, um die hohen Investitions- 

kosten für die Infrastruktur abzusichern. Global werden der asiatische, europäische, 

nordamerikanische und südamerikanische Erdgasmarkt unterschieden. 377 

Einen Überblick über die weltweiten Transportströme von Erdgas verschafft Abbildung 

50. Darin sind die Transportströme des Jahres 2008 in Mrd. m 3 dargestellt. Die Trans- 

porte innerhalb der Regionen sind in der Abbildung jedoch nicht berücksichtigt. 

Abbildung 50: Erdgastransportströme 2008 378 

Im Jahr 2008 wurden rund 30 % der weltweiten Erdgasförderung grenzüberschreitend 

gehandelt, wovon auf Liquefied Natural Gas (LNG) ca. ein Viertel entfiel. Die wichtigs- 

ten Exportländer waren Russland, Kanada, Norwegen, Algerien, und die Niederlan- 


378 BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 87.


de. 379 Die führenden Importländer von Erdgas waren die USA, Japan, Deutschland, 

Italien und Frankreich. 

Insgesamt wurden im Jahr 2008 weltweit ca. 3.066 Mrd. m 3 Erdgas gefördert. Die zehn 

größten Förderländer sind in Abbildung 51 dargestellt. 

Russland war im Jahr 2008 der bedeutendste Erdgasförderer 

Russland 

USA 

Kanada 

Iran 

Norwegen 

Algerien 

Saudi Arabien 

Katar 

China 

Großbritannien 

99 (3,2 %) 

86 (2,8 %) 

78 (2,5 %) 

77 (2,5 %) 

76 (2,5 %) 

70 (2,3 %) 

116 (3,8 %) 

175 (5,7 %) 

602 

(19,6 %) 

582 (19,3 %) 

0 100 200 300 400 500 600 700 

Milliarden Kubikmeter 

Abbildung 51: Rangliste der größten Erdgasförderer 2008 380 

Russland lag im Jahr 2008, mit einem Anteil von 19,6 % an der weltweiten Erdgasför- 

derung, an der Spitze der Förderländer. Auf den weiteren Plätzen folgen die USA mit 

19,3 %, Kanada mit 5,7 %, der Iran mit 3,8 % und Norwegen mit 3,2 %. Insgesamt wur- 

den in den zehn größten Förderländern rund 64 % des Erdgases gefördert. Die vorde- 

ren Plätze der USA und Kanada erscheinen zunächst ungewöhnlich, da die Erdgasre- 

serven dieser Länder relativ gering sind. Allerdings zählen sie zu den Hauptverbrau- 

chern von Erdgas und fördern deshalb die ihnen maximal zur Verfügung stehenden 

Mengen. 381 

Erdgasversorgungskette 

Die Erdgasversorgungskette wird in der vorliegenden Ausarbeitung in vier Stufen ge- 

gliedert. Zunächst findet die Erdgasförderung statt, die die Exploration, Bohrung und 

Förderung beinhaltet. Im Anschluss erfolgt der Transport vom Förderort in die 





Verbraucherregion mit Pipelines oder als Liquefied Natural Gas (LNG) in speziellen 

Tankschiffen. Hat das Erdgas die Verbraucherregion erreicht, erfolgt entweder eine 

Gasspeicherung, um Schwankungen des Bedarfs auszugleichen, oder es wird direkt 

zum Endverbraucher transportiert. Der Transport zum Endverbraucher erfolgt dabei 

mit Pipelines innerhalb des deutschen Transportnetzes zu privaten Haushalten, Indust- 

riekunden oder Kraftwerken 382 . Die Erdgasversorgungskette ist in Abbildung 52 veran- 

schaulicht. 

Abbildung 52: Erdgasversorgungskette 383 

Die einzelnen Stufen auf der Erdgasversorgungskette werden in den nachfolgenden 

Unterkapiteln eingehend dargestellt. 

4.1 Erdgasförderung 

Die Förderung von Erdgas gliedert sich ebenso wie die Gewinnung von Erdöl in drei 

Phasen. Im Folgenden wird auf die Exploration, Bohrung und Förderung näher einge- 

gangen. 

4.1.1 Exploration 

Die Erdgasexploration ist identisch mit der Suche nach Erdölvorkommen. Es werden 

jeweils geophysikalische Untersuchungsmethoden eingesetzt, mit deren Hilfe sich ein 

aussagekräftiges Bild über den Aufbau des Untergrunds ergibt. 384 Da die Exploration 

bereits in Kapitel 3.1.1 ausführlich beschrieben wurde, wird nun nicht weiter darauf 

eingegangen. 

4.1.2 Bohrung 

Die Tiefenbohrung nach Erdgas erfolgt mit denselben Verfahren wie bei Erdöl. Da die 

wichtigsten Bohrverfahren bereits in Kapitel 3.1.2 erläutert wurden, wird nun auf eine 

genauere Darlegung verzichtet. Im Gegensatz zum Erdöl, müssen bei der Bohrung 


383 In Anlehnung an Kugeler, K. & Kugeler, O. & Dienhart, M. (2002): Energiehandbuch. S. 682. 



nach Erdgas mehrere Sicherheitsschieber, so genannte Preventer, in das Bohrloch 

integriert werden, um einen unkontrollierten Gasaustritt zu verhindern. 385 

4.1.3 Förderung 

Zur Förderung des Erdgases wird in das Bohrloch ein Steigrohr eingebaut, das bis zum 

tiefsten Punkt des Vorkommens reicht. Damit das Gas in das Rohr eintreten kann, wird 

das untere Teilstück mit kleinen Sprengsätzen geöffnet. Da das Erdgas unter natürli- 

chem Druck steht, strömt es aus eigener Kraft aus dem Vorkommen. Dies wird als 

Primärförderung bezeichnet. Aufgrund des gasförmigen Aggregatzustandes und den 

guten Strömungseigenschaften können so ca. 75 % des Gases aus dem Vorkommen 

gewonnen werden. 

Mit fortschreitender Förderung nimmt der Druck im Vorkommen jedoch ab, wodurch 

sich die Produktionsraten vermindern. In der Regel sind dann zusätzliche Bohrungen 

notwendig. In extrem tiefen Erdgasvorkommen, in denen äußerst geringe Produktions- 

raten erzielt werden, lässt sich durch das so genannte Frac-Verfahren eine verbesserte 

Förderung erzielen. Dabei werden mit speziellen Verfahren künstliche Fließwege ge- 

schaffen, womit die Erdgasabgabe erhöht wird. Das Frac-Verfahren zählt zu den se- 

kundären Förderungsmethoden. 386 Generell liegt der Nutzungsfaktor eines Erdgasvor- 

kommens bei durchschnittlich 85 %. 387 

Aufbereitung 

Über Sammelleitungen gelangt das geförderte Erdgas in zentral gelegene Gasaufbe- 

reitungsanlagen. Dort werden Verunreinigungen in Form von Wasserdampf, Schwefel- 

wasserstoff und anderen Schwefelverbindungen, Stickstoff, Kohlendioxid sowie aus 

dem Gestein mitgerissenem Sand und Wasser abgetrennt. 

Zunächst durchläuft das Erdgas eine Trocknungsanlage, in der der Wasserdampf ab- 

geschieden wird. Dabei wird in der Regel das flüssige Trocknungsmittel Glykol einge- 

setzt, mit dem das Gas in Kontakt gebracht wird und dabei den Wasserdampf an sich 

bindet. 388 Die Trocknung verhindert eine Kondensation des Wasserdampfs in der Pipe- 

line, wodurch einer Korrosion in der Leitung entgegengewirkt wird. 389 Die weiteren Be- 

gleitstoffe im Erdgas werden mit verschiedenen chemischen und physikalischen Ver- 

fahren aus dem Erdgas entfernt. 390 

Das Ziel der Rohgasaufbereitung besteht darin, eine definierte und gleichbleibende 

Qualität des Rohgases zu gewährleisten. 391 Nach der Trocknung und Reinigung ist das 

385 Vgl. OMV. (2009): Erdgas - Energie aus der Natur. S. 13. 


387 Vgl. Perner, J. (2002): Die langfristige Erdgasversorgung Europas. S. 12. 

388 Vgl. http://micro.eon-ruhrgas.com/erdgas/stat05.htm, vom 27.03.2010. 


390 Vgl. OMV. (2009): Erdgas - Energie aus der Natur. S. 14. 

391 Vgl. Kosinowski, M. (2002): Energiehandbuch. S. 84.


Erdgas verbrauchsgerecht aufbereitet und kann in das Gasleitungsnetz eingespeist 

werden. 392 

4.2 Transport vom Förderort in die Verbraucherregion 

Da der Förderort und die Verbraucherregion für Erdgas nicht immer identisch ist, muss 

das Gas zum Teil über große Entfernungen transportiert werden. Der Transport des 

Erdgases erfolgt dabei entweder gasförmig über Pipelines oder im verflüssigten Zu- 

stand als LNG in speziellen Tankschiffen. 393 Wie bereits erwähnt, überwog der globale 

Pipelinetransport im Jahr 2008 mit einem Anteil von rund 75 % gegenüber dem Trans- 

port mit LNG-Tankschiffen. 394 Die beiden Transportmittel werden im Folgenden detail- 

liert beschrieben. 


Der Transport von Erdgas in Pipelines ist ähnlich dem des Öls, unterscheidet sich je- 

doch in einigen Punkten. Deshalb werden im folgenden Kapitel ausschließlich die Be- 

sonderheiten des Erdgastransportes mit Pipelines aufgezeigt. Generell wurde die Pipe- 

line bereits ausführlich in Kapitel 3.2.1 behandelt. 

4.2.1.1 Pipelinetransport 

Nachdem das Erdgas für den Transport aufbereitet wurde, wird es in das Fernleitungs- 

netz eingespeist und über groß dimensionierte Hochdruckleitungen vom Förderort in 

die Verbraucherregion transportiert. 395 Dabei muss das Erdgas zunächst auf den ent- 

sprechenden Fernleitungsdruck justiert werden, der in der Regel ca. 80 bar beträgt. 396 

Während der Beförderung über weite Entfernungen reduziert sich der Druck in der Pi- 

peline durch die Reibung der Gasmoleküle im Gasstrom und an den Wänden der Rohr- 

leitungen um etwa 0,1 bar pro km. 397 Um den Weitertransport in einer optimalen Trans- 

portgeschwindigkeit zu gewährleisten, muss der verminderte Druck wieder aufgebaut 

werden. Dies geschieht durch Verdichterstationen, die im Fernleitungsnetz in einem 

Abstand von 100 bis 200 km installiert sind. 398 

Die Verdichterstationen verdichten das Erdgas dabei mit Hilfe von Kompressoren. Dar- 

in besteht auch der Hauptunterschied zu den Ölpipelines, in denen Pumpen anstelle 






397 Vgl. Cerbe, G. (2008): Grundlagen der Gastechnik. S. 177. 

398 Vgl. Cerbe, G. (2008): Grundlagen der Gastechnik. S. 243.


von Kompressoren für den Druck in der Leitung sorgen. 399 In der Verdichterstation wird 

das Erdgas zunächst gereinigt. Dazu strömt es durch Filter, in denen Staub und kleine 

mechanische Verunreinigungen herausgefiltert werden. 

Im Anschluss fließt das Erdgas zu der Verdichtereinheit. In dieser wird am häufigsten 

der so genannte Turboverdichter eingesetzt, der ähnlich wie die Turbine eines Flug- 

zeuges arbeitet. Dabei schleudern Schaufeln das Gas mit hoher Geschwindigkeit in die 

Strömungsrichtung, wodurch sich das Erdgas verdichtet und unter erhöhtem Druck 

weiter fließt. Durch die Verdichtung erhöht sich die Temperatur des Gases. Überschrei- 

tet die Temperatur 50 °C, muss das Gas mit speziellen Anlagen gekühlt werden. 

Die Fernleitungen bestehen aus Stahlrohren, die zu einem Rohrstrang zusammenge- 

schweißt werden. Die einzelnen Rohrstücke besitzen einen Durchmesser von bis zu 

160 cm, haben Wandstärken von rund 16 mm und sind in der Regel 18 m lang. Bei der 

Herstellung erhalten die Rohre bereits eine spezielle Außenbeschichtung aus Kunst- 

stoff, um einer möglichen Korrosion vorzubeugen. Die innere Beschaffenheit der Erd- 

gasleitungen dient weniger dem Korrosionsschutz, sondern vielmehr einer möglichst 

geringen Rohrrauhigkeit, damit eine optimale Transportgeschwindigkeit gewährleistet 

werden kann. 400 

Das Erdgas erreicht beim Transport eine Durchflussgeschwindigkeit von rund 30 

km/h. 401 Somit dauert beispielsweise der Transport eines Gasmoleküls von den sibiri- 

schen Förderstätten nach Deutschland mehr als eine Woche. 402 In der Regel verlaufen 

die Erdgasleitungen unterirdisch. Eine Ausnahme bilden z.B. die Pipelines in Sibirien, 

die aufgrund des Dauerfrostbodens oberirdisch geführt werden müssen. 403 

Ebenso wie bei den Ölpipelines durchfahren Molche die Rohrleitungen in regelmäßigen 

Abständen. Die Molche reinigen dabei die Pipeline und überprüfen sie auf mögliche 

Beschädigungen. Durch die Molchuntersuchungen können somit kleinste Leckagen 

exakt lokalisiert werden. 404 Die Verluste durch Leckagen werden deshalb auf nur 1 % 

des Erdgastransportvolumens geschätzt. 405 Zudem werden Pipelineabschnitte alle zwei 

Monate begangen, wenn sie näher als 20 km an Gebäuden vorbeiführen. Dabei wird 

teilweise ein oberirdisches Absaugverfahren eingesetzt, mit dem nach Undichtigkeiten 

gesucht wird. 406 

399 


64. 

400 

Vgl. http://micro.eon-ruhrgas.com/erdgas/stat06.htm, vom 28.03.2010. 

401 

Vgl. OMV. (2009): Erdgas - Energie aus der Natur. S. 16. 

402 


403 


404 


405 

Vgl. BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 83. 

406 Vgl. Cerbe, G. (2008): Grundlagen der Gastechnik. S. 193.


4.2.1.2 Bedeutende Erdgaspipelines 

Im Folgenden werden einige ausgewählte Erdgaspipelines vorgestellt. Die Erdgasex- 

porte aus Russland für Westeuropa fließen über ein von der russischen, ukrainischen, 

slowakischen und tschechischen Gaswirtschaft errichtetes Leitungssystem nach 

Deutschland. An der Grenze zu Deutschland beginnt die Mittel-Europäische- 

Gasleitung (MEGAL). 

Die MEGAL besteht aus einem nördlichen Teil, der an der deutsch-tschechischen 

Grenze bei Waidhaus (östlich von Nürnberg) beginnt und einem südlichen Teil der an 

der deutsch-österreichischen Grenze bei Wildenranna (östlich von Passau) startet. In 

Rothenstadt trifft die MEGAL-Nord mit der MEGAL-Süd zusammen und transportiert 

von dort das Erdgas weiter nach Frankreich. 407 Insgesamt ist die MEGAL 1.070 km 

lang und wurde im Jahr 1980 in Betrieb genommen. 408 In Abbildung 53 ist das gesamte 

europäische Ferngasnetz dargestellt, das rund 25.000 km lang ist. 

Erdgasfeld 

LNG- Anlandeterminal 

Haupt-Erdgasleitung 

Abbildung 53: Europäisches Ferngasnetz 409 

407 Vgl. Schiffer, H. (2008): Energiemarkt Deutschland. S. 174. 


409 In Anlehnung an Schieck, A. (2008): Internationale Logistik. S. 340.


Das für Deutschland bestimmte Erdgas aus Großbritannien wird zunächst in Zeebrüg- 

ge (Belgien) angelandet und gelangt von dort an die deutsche Grenze bei Aachen. 410 

Dort beginnt die Trans-Europa-Naturgas-Pipeline (TENP) die bis zur deutsch- 

schweizerischen Grenze bei Schwörstadt verläuft. Die Inbetriebnahme der 830 km lan- 

gen Pipeline erfolgte im Jahr 1974. 411 

Die Erdgaspipeline Europipe verbindet die norwegischen Erdgasvorkommen bei Eko- 

fisk in der Nordsee mit dem deutschen Festland bei Dornum in Ostfriesland. 412 Sie wur- 

de im Jahr 1995 fertiggestellt und ist 620 km lang. Die Mitteldeutsche Anbindungs- 

leitung (MIDAL) verläuft von der Nordseeküste nach Süddeutschland. Sie umfasst 

insgesamt 702 km und wurde im Jahr 1993 in Betreib genommen. 413 

Die folgenden Pipelines befinden sich derzeit im Bau oder in Planung und sollen die 

europäische Erdgasversorgung in den kommenden Jahren sicherstellen. 414 Die Nord- 

Stream-Pipeline wird das europäische Erdgasnetz direkt mit den russischen Erdgas- 

vorkommen in Sibirien verbinden. Sie führt von Wyborg nordwestlich von St. Peters- 

burg durch die Ostsee direkt nach Greifswald, ohne dabei Transitländer zu durchque- 

ren (Abbildung 54). 415 

Abbildung 54: Nord-Stream-Pipeline 416 

Die Pipeline, die eine Gesamtlänge von 1.220 km besitzt, soll im Jahr 2011 zunächst 

mit einer jährlichen Kapazität von etwa 27,5 Mrd. m 3 in Betrieb gehen. Nach der Fertig- 

stellung wird die Transportkapazität rund 55 Mrd. m 3 pro Jahr betragen. Bereits im Jahr 

410 


411 

Vgl. Perner, J. (2002): Die langfristige Erdgasversorgung Europas. S. 44. 

412 


413 


414 

Vgl. BDEW. (2009): Warum ist Erdgas sicher? S. 8. 

415 

Vgl. http://www.nord-stream.com/de/the-pipeline/pipeline-route.html, vom 28.03.2010. 

416 http://i.telegraph.co.uk/telegraph/multimedia/archive/00866/money-graphics- 

2008_866706a.gif, vom 28.03.2010.


2005 begannen die Bauarbeiten für den ersten Landabschnitt. Die Gesamtinvestitionen 

für das Projekt belaufen sich auf 7,4 Mrd. Euro. 417 

Das Nabucco-Pipeline-Projekt soll die EU aus der russischen Gasabhängigkeit be- 

freien, indem es die Erdgasvorkommen im kaspischen Raum mit Europa verbindet. Der 

Baubeginn der Pipeline, der bereits mehrere Male verschoben wurde, ist für 2011 ge- 

plant. Die Inbetriebnahme ist für das Jahr 2013 vorgesehen. 418 Die Nabucco-Pipeline 

soll in Erzurum (Türkei) an die Südkaukasus-Pipeline anschließen (Abbildung 55). 419 

Abbildung 55: Nabucco-Pipeline 420 

Von der Türkei soll sie über Bulgarien, Rumänien und Ungarn nach Österreich (Baum- 

garten) führen und eine Länge von rund 3.300 km aufweisen. 421 Nach der ersten Bau- 

phase soll die Pipeline jährlich 10 bis 15 Mrd. m 3 Erdgas transportieren. Ist der Bau 

abgeschlossen, ist eine jährliche Transportkapazität von 31 Mrd. m 3 geplant. Das ge- 

samte Investitionsvolumen beträgt nach heutigem Stand ca. 7,9 Mrd. Euro. 422 

Die South-Stream-Pipeline ist ein geplantes russisches italienisches Gemeinschafts- 

projekt. Die Pipeline soll die russische Hafenstadt Noworossijsk mit der bulgarischen 

Stadt Warna verbinden und dabei über den Grund des Schwarzen Meeres verlegt wer- 

den. Von Bulgarien aus soll South-Stream dann auf jeweils einem Strang nach Italien 

und Österreich weiterführen (Abbildung 56). 423 

417 Vgl. http://www.nord-stream.com/de/the-pipeline/pipeline-route.html, vom 28.03.2010. 

418 

Vgl. FVMI. (2009): Mineralölbericht 2008. S. 20. 

419 

Vgl. http://www.agenda21-treffpunkt.de/lexikon/Erdgas.htm, vom 28.03.2010. 

420 

http://www.wieninternational.at/de/node/14313, vom 28.03.2010. 

421 

Vgl. http://www.nabucco-pipeline.com/project/project-description-pipeline-route/projectdescription.html, 

vom 28.03.2010. 

422 

Vgl. FVMI. (2009): Mineralölbericht 2008. S. 20. 

423 Vgl. BDEW. (2009): Warum ist Erdgas sicher? S. 8.


Abbildung 56: South-Stream-Pipeline 424 

Ersten Planungen zufolge soll die Pipeline eine Durchleitungskapazität von ca. 30 Mrd. 

m 3 besitzen. Die Investitionskosten werden auf 19 bis 24 Mrd. Euro geschätzt. Einen 

konkreten Zeitplan für die Fertigstellung der Pipeline gibt es derzeit nicht. 425 

4.2.2 Schiff 

Erdgas kann durch ein technisches Verfahren zu so genanntem LNG verflüssigt wer- 

den. Der Transport von LNG bietet den Vorteil einer enormen Flexibilität, da keine Bin- 

dung an ein starres Pipelinesystem besteht. Die Tankschiffe können zwischen beliebi- 

gen Belade- und Anlandeterminals verkehren, allerdings sind sie an die Weltmeere 

gebunden. Grundsätzlich ist die Beförderung von LNG günstiger als der Pipelinetrans- 

port, wenn eine Entfernung von über 3.000 km zurückgelegt wird. 

Das erste verflüssigte Erdgas wurde im Jahr 1964 von Algerien nach Großbritannien 

transportiert. Der Transport in Form von LNG hat seitdem zunehmend an Bedeutung 

gewonnen. In den kommenden fünf Jahren wird mit einer Verdopplung des Handels mit 

LNG gerechnet. 426 In den folgenden Unterkapiteln werden die LNG-Transportkette, 

LNG-Tankschiffe und bedeutende Verlade- und Anlandeterminals näher erläutert. 

4.2.2.1 LNG-Transportkette 

Die LNG-Transportkette umfasst mehrere Stufen. Zunächst wird das aufbereitete Erd- 

gas vom Vorkommen mit Pipelines an die Küste transportiert. Im Hafen angelangt, wird 

das Erdgas in speziellen Anlagen verflüssigt. Grundsätzlich stehen zur Verflüssigung 

mehrere Verfahren zur Verfügung, allerdings wird das Gas bei allen auf -161,5 °C her- 

untergekühlt. Bei dieser Temperatur hat der Hauptbestandteil Methan seinen Siede- 

punkt erreicht und wechselt vom gasförmigen in den flüssigen Aggregatzustand. Es 

entsteht dabei eine klare Flüssigkeit, die farb-, geschmacks- und geruchsneutral ist. Im 

424 

http://www.novinite.com/view_news.php?id=103733, vom 28.03.2010. 

425 

Vgl. BDEW. (2009): Warum ist Erdgas sicher? S. 8. 

426 

Vgl. BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 84.


verflüssigten Zustand verliert das Erdgas einen Großteil seines Volumens und nimmt 

nur noch rund 1/600 des normalen Raumbedarfs ein. 

Ein weit verbreitetes Verflüssigungsverfahren ist das Kaskadenverfahren, bei dem die 

Temperatur des Erdgases in zahlreichen Stufen reduziert wird. Dieses Verfahren ist 

zwar leistungsfähig, aber äußerst komplex. Bei anderen Verfahren kommen weitaus 

weniger Kühlstufen zum Einsatz, wodurch sich die Anzahl der Anlagekomponenten 

reduziert und die Anlagen somit flexibler einsetzbar sind. 427 Die Energiemenge die zur 

Herstellung des verflüssigten Erdgases eingesetzt werden muss, beträgt durchschnitt- 

lich 15 % der gesamten umzuwandelnden Gasmenge. 

Nachdem das Erdgas verflüssigt ist, wird es in isolierten Lagertanks zwischengelagert. 

Diese befinden sich in der Nähe des Verladeterminals. Die Speicherbehälter besitzen 

in der Regel eine Kapazität zwischen 35.000 m 3 und 200.000 m 3 und erhalten die nied- 

rige Temperatur der Flüssigkeit. 428 An speziellen Verladeterminals erfolgt der Umschlag 

auf die LNG-Tankschiffe (die Tankschiffe werden detailliert in Kapitel 4.2.2.2 beschrie- 

ben) mit Pumpen. Ist der Umschlag beendet begibt sich das Tankschiff auf den Weg 

zum Zielhafen. 429 Die gesamte LNG-Transportkette ist in Abbildung 57 veranschaulicht. 

Abbildung 57: LNG-Transportkette 430 

Hat das LNG-Tankschiff das Anlandeterminal erreicht, wird das flüssige Erdgas mit 

bordeigenen Pumpen aus den Schiffstanks entnommen und in Lagertanks zwischen- 

gespeichert. Dann erfolgt die Wiederverdampfung des flüssigen Gases. Bei der Ver- 

dampfung kommen entweder Verdampfer, die Seewasser direkt als Wärmeträger nut- 

zen, oder Wasserbäder, die mit Erdgas beheizt werden, zum Einsatz. Das LNG wird 

dabei in Röhren durch das Seewasser bzw. die beheizten Wasserbäder geleitet, wobei 

427 Vgl. Perner, J. (2002): Die langfristige Erdgasversorgung Europas. S. 22-23. 



430 In Anlehnung an OMV. (2009): Erdgas - Energie aus der Natur. S. 18-19.


ein Wärmeaustausch stattfindet. 431 Abschließend wird das Erdgas in das Gasnetz der 

Verbraucherregion eingespeist. 432 

4.2.2.2 LNG-Tankschiffe 

Der Transport erfolgt in speziellen Tankschiffen. Diese verfügen über ein Kühlsystem, 

damit sich das LNG bei der teilweise wochenlangen Fahrt nicht erwärmt und dadurch 

an Volumen gewinnt. Deshalb sind die LNG-Tankschiffe deutlich teurer als normale 

Tankschiffe. 433 Bei den Ladetanks der doppelwandig gebauten LNG-Tankschiffe kom- 

men Kugeltanks und Membrantanks zum Einsatz (siehe Abbildung 58). 

Abbildung 58: LNG-Tankschiff mit Kugel- bzw. Membrantanks 434 

Das Kugeltanksystem besteht aus großen kugelförmigen Behältern mit Durchmessern 

von mehr als 40 m. Bei den Kugeltanks handelt es sich um eine selbsttragende Kon- 

struktion, das heißt die Behälter tragen das Gewicht der Ladung und ihr Eigengewicht 

ohne seitliche Abstützung. Gebaut werden die temperaturfesten Kugeltanks aus Alu- 

minium oder Edelstahl. Die Materialdicke der Tanks beträgt 40 bis 70 mm. Beim Ab- 

kühlen auf die Ladungstemperatur können die Tanks ohne Beeinträchtigung des 

Schiffskörpers schrumpfen. 435 Der große Nachteil der Kugeltanks besteht jedoch darin, 

dass durch die Tankgeometrie der Schiffskörper nicht optimal genutzt wird. 436 Ein LNG- 

Tankschiff mit Kugeltanks ist in Abbildung 59 dargestellt. 

Membrantanks sind Tanks, deren Wände über die gesamte Fläche der Innenhülle des 

Schiffskörpers befestigt sind. Dadurch ist eine optimale Ausnutzung des Schiffsvolu- 

mens gegeben. Die Doppelhülle des Schiffes bildet die tragende Tankstruktur. Das 

Tankgewicht und das Ladungsgewicht werden dabei über die Tankwand auf den 

Schiffskörper übertragen. 437 Die innere Tankwand ist in der Regel eine rund 0,7 mm 

dicke Metallmembran, hinter der sich eine Isolierschicht befindet. Eine äußere gasdich- 

te Membran aus Metall schließt den Aufbau der Tankwand ab. Die Membranschichten 

weisen eine sehr geringe Ausdehnung auf, wodurch die temperaturbedingten Span- 

nungen zwischen dem Gas und der Außenhülle ausgeglichen werden. 438 

431 Vgl. Cerbe, G. (2008): Grundlagen der Gastechnik. S. 15-16. 


433 Vgl. Seeliger, A. (2004): Die europäische Erdgasversorgung im Wandel. S. 14. 



436 Vgl. http://micro.eon-ruhrgas.com/lng/, vom 30.03.2010. 


438 Vgl. http://micro.eon-ruhrgas.com/lng/, vom 30.03.2010.


Abbildung 59: LNG-Tankschiff 439 

Während des Transportes des komprimierten und verflüssigten Erdgases verdampfen 

etwa 0,2 % LNG des Tankvolumens pro Tag, was in der Fachsprache „boil off“ genannt 

wird. Das verdampfte LNG wird dann als Treibstoff für die Antriebsmaschinen des 

Schiffes genutzt. Eine Rückverflüssigung während der Beförderung auf See ist derzeit 

technisch noch nicht möglich. 440 

Die Größenzuwächse der LNG-Tankschiffe sind ebenso wie bei den anderen Schiffs- 

typen enorm. Während die ersten LNG-Tanker im Jahr 1964 ein Ladevolumen von 

rund 20.000 m 3 aufwiesen, beträgt die heutige Standardgröße 135.000 m 3 . Zukünftig 

wird ein Anstieg der Tankergrößen auf bis zu 200.000 m 3 erwartet. 441 Ein durchschnittli- 

ches LNG-Tankschiff mit einem Ladevolumen von 135.000 m 3 ist rund 300 m lang, et- 

wa 50 m breit, hat einen Tiefgang von ca. 12 m und erreicht Geschwindigkeiten von bis 

zu 20 Seemeilen (ca. 37 km/h). 442 

Die Gasmenge die ein durchschnittliches LNG-Tankschiff mit einem Ladevolumen von 

135.000 m 3 transportiert, deckt ungefähr den Jahresverbrauch von 55.000 Haushalten 

in Deutschland. 443 Die Belade- und Entladezeit eines LNG-Tankschiffes beträgt zwi- 

schen ein und zwei Tagen. Generell gelten bei der LNG-Schifffahrt strenge Sicher- 

heitsstandards, weshalb bis jetzt noch keine schwerwiegenden Unfälle vorgekommen 

sind. 444 Reines LNG ist auch nicht entzündbar und kann keine Explosion verursachen. 

Allerdings wird es äußerst entzündbar und explosiv, wenn die Flüssigkeit verdampft 

und die Konzentration des Gases mehr als 5 % beträgt. 445 

439 


440 


441 

Vgl. Cerbe, G. (2008): Grundlagen der Gastechnik. S. 14. 

442 


443 

Vgl. http://micro.eon-ruhrgas.com/lng/, vom 30.03.2010. 

444 


445 

Vgl. http://www.erneuerbareenergiequellen.com/erdgas_flussigerdgas.html, vom 30.03.2010.


4.2.2.3 Bedeutende Verlade- und Anlandeterminals 

Im Jahr 2008 exportieren weltweit 16 Länder 227 Mrd. m 3 LNG. Der größte Exporteur 

war Katar mit 40 Mrd. m 3 , was einem globalen Anteil von 18 % entspricht. Es folgen 

Malaysia mit 29 Mrd. m 3 (13 %), Indonesien mit 27 Mrd. m 3 (12 %), Algerien mit 22 Mrd. 

m 3 (10 %), Nigeria und Australien mit jeweils 20 Mrd. m 3 (9 %), sowie Trinidad und To- 

bago mit 17 Mrd. m 3 (8 %). Nur geringe Mengen exportierten beispielsweise Guinea, 

die USA und Libyen. 446 

Zu den bedeutendsten LNG-Verladeterminals zählen das Qatargas- und Rasgas-LNG- 

Plant in Katar, das Satu-, Dua- und Tiga-Plant in Malaysia, sowie das Arun-, Bontang- 

und Tangguh-Plant in Indonesien. Weitere wichtige Verladeterminals sind das Algeria- 

LNG-Plant (Algerien), das North West Shelf LNG-Plant (Australien) und das Atlantic 

LNG-Plant (Trinidad und Tobago). 447 

Insgesamt 18 Länder importierten im Jahr 2008 LNG. Japan dominierte hier mit einem 

Anteil von über 40 % (92 Mrd. m 3 ). Weitere wichtige LNG-Importeure waren Südkorea 

(37 Mrd. m 3 ), Spanien (29 Mrd. m 3 ), Frankreich (13 Mrd. m 3 ), Taiwan (12 Mrd. m 3 ), 

Indien (11 Mrd. m 3 ) und die USA (10 Mrd. m 3 ). Aus regionaler Sicht ist der asiatische 

LNG-Markt mit einem globalen Anteil von ca. 69 % vorherrschend. Es folgen Europa 

mit 24 %, Nordamerika mit 6 % und Südamerika mit 1 %. 448 

In Europa existieren derzeit 17 LNG-Anlandeterminals. Davon befinden sich sechs in 

Spanien, zwei in Frankreich, Großbritannien, Italien und der Türkei, sowie je eines in 

Belgien, Griechenland, und Portugal (siehe Abbildung 60). Zahlreiche weitere LNG- 

Anlandeterminals befinden sich derzeit im Bau oder in fortgeschrittener Planung. Unter 

anderem sind solche in Deutschland, Irland, Kroatien, den Niederlanden und Zypern 

geplant. 449 

In Deutschland ist bereits seit längerem der Bau eines Anlandeterminals in Wilhelms- 

haven im Gespräch. Die E.ON Ruhrgas AG, der größte deutsche Gasversorger und 

potentielle Betreiber, wird den Bau in nächster Zukunft nicht realisieren. Die Voraus- 

setzungen für einen zukünftigen Bau eines solchen Terminals sind allerdings geschaf- 

fen. 450 Deutschland besitzt allerdings eine Anbindung an das Anlandeterminal in 

Zeebrügge. 451 

446 


447 

Vgl. http://www.globallnginfo.com/World%20LNG%20Plants%20&%20Terminals.pdf, vom 

30.03.2010. 

448 


449 

Vgl. http://www.kslaw.com/library/pdf/LNG_in_Europe.pdf, vom 30.03.2010. 

450 Vgl. http://www.wilhelmshaven.de/nachrichten/archiv/9763.htm, vom 30.03.2010. 



Abbildung 60: LNG-Anlandeterminals in Europa 452 

Durch den LNG-Transport werden besonders Lieferländer interessant, die bisher gar 

nicht oder nur mit besonders hohem Aufwand an die Verbraucherregion per Pipeline 

angeschlossen werden konnten. Durch das Vorhandensein mehrerer Bezugsquellen 

wird somit eine Diversifizierung der Lieferländer ermöglicht. Deshalb kann LNG eine 

wichtige Rolle bei der Verringerung der Abhängigkeit von einzelnen Erdgaslieferanten 

spielen. 453 

4.3 Gasspeicherung 

Nachdem das Erdgas die Verbraucherregion erreicht hat, wird es entweder zwischen- 

gespeichert oder direkt per Pipeline zum Endverbraucher transportiert. Im Folgenden 

wird die Notwendigkeit von Erdgasspeichern aufgezeigt und die verschiedenen Erd- 

gasspeichertypen werden erläutert. 

452 In Anlehnung an EWI (2006): Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030. S. 48. 

453 Vgl. BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 84.


4.3.1 Notwendigkeit von Erdgasspeichern 

Erdgas wird zu verschiedenen Zeiten in unterschiedlichen Mengen benötigt und weist 

deshalb hohe Verbrauchsschwankungen auf. 454 Der Verbrauch in Deutschland kann im 

Winter etwa das Vierfache des Gasabsatzes im Sommer betragen. Zudem sind 

Schwankungen des Verbrauchs über die Woche (Wochentage, Wochenende) und über 

den Tag (Tag, Nacht) auszugleichen. 455 

Da die Förderregionen in der Regel weit von den Verbraucherregionen entfernt sind, 

können die Schwankungen nicht in vollem Umfang durch erhöhte Lieferungen ausge- 

glichen werden. 456 Deshalb kommen Erdgasspeicher zum Einsatz. Ihnen wird bei nied- 

rigem Verbrauch, wenn das Gasaufkommen größer ist als der Absatz, Erdgas zuge- 

führt. Übersteigt der Bedarf die Erdgasanlieferungen erfolgt eine Ausspeicherung und 

das Gas wird an das Erdgasnetz abgegeben. 457 

Wie in Abbildung 61 ersichtlich ist, erfolgt die Befüllung der Speicher mit Erdgas über- 

wiegend in den verbrauchsschwachen Sommermonaten. In der verbrauchsstarken 

Winterzeit wird es dann an die Endverbraucher abgegeben. 

Abbildung 61: Speicherung zum Ausgleich von Förderung und Absatz 458 

Die Gasspeicher dienen somit in erster Linie dem Ausgleich von Verbrauchsschwan- 

kungen. 459 Ein weiterer Grund für die Speicherung von Erdgas ist die Sicherstellung der 

Versorgung im Falle von Betriebsstörungen oder zeitweiligen Lieferunterbrechungen. 





458 WEG. (2008): Erdgas – Erdöl: Entstehung, Suche, Förderung. S. 25. 

459 Vgl. Perner, J. (2002): Die langfristige Erdgasversorgung Europas. S. 25.


Die Speicherung gewinnt insbesondere für mögliche Krisenzeiten immer mehr an Be- 

deutung. Ein Beispiel dafür ist der Gasstreit zwischen Russland und der Ukraine und 

der damit verbunden Unterbrechung der Gaslieferungen. 460 

Allerdings besteht in Deutschland keine Verpflichtung für die Mindestbevorratung von 

Erdgas, wie beispielsweise bei Erdöl. Von den diversen Erdgasverbänden wird jedoch 

seit geraumer Zeit eine solche gesetzlich vorgeschriebene Pflichtbevorratung gefor- 

dert. 461 Die Erdgasbevorratung in den deutschen Speichern wird eigenständig von den 

diversen Gasgesellschaften (z.B. E.ON, RWE, Wintershall) vorgenommen. 462 

4.3.2 Erdgasspeichertypen 

Für die Speicherung des Erdgases stehen verschiedene Erdgasspeichertypen zur Ver- 

fügung. Für die Einlagerung großer Erdgasmengen eigenen sich vor allem unterirdi- 

sche Speicher. Die wichtigsten Speichertypen bei der unterirdischen Lagerung sind die 

Poren- und Kavernenspeicher. 463 

Bei Porenspeicher handelt es sich zumeist um ausgeförderte Erdöl- und Erdgasfelder, 

diese liegen bis zu 3.000 m unter der Erde (siehe Abbildung 62). Mit Druck wird das 

Erdgas dort hineingepresst und lagert genauso wie zuvor in der Natur im Porenraum 

des porösen Gesteins. 464 Je nach Größe und Tiefe können die Porenspeicher zwischen 

100 Mio. m 3 und mehreren Mrd. m 3 Gas fassen. 465 

Bei Kavernenspeicher werden die Hohlräume für die Erdgasspeicherung hingegen 

künstlich geschaffen (siehe Abbildung 62). Gebaut werden solche Speicher in Salzstö- 

cken, die über ausgezeichnete Speichereigenschaften verfügen. Mit einer Tiefenboh- 

rung in den Salzstock lässt sich das Salz mit Wasser aus dem Untergrund herausspü- 

len. 466 Der dabei entstandene Hohlraum liegt zwischen 100 und 1.800 m unter der Erd- 

oberfläche und besitzt ein Speichervolumen von etwa 30 bis 100 Mio. m 3 . Die Hohl- 

räume können Durchmesser von bis zu 80 m und Höhen zwischen 50 und 500 m errei- 

chen. 467 

Porenspeicher verfügen in der Regel über eine größere Speicherkapazität als Kaver- 

nenspeicher. Demgegenüber weisen die Kavernenspeicher eine höhere Ein- und Aus- 

speicherleistung aus. Deshalb werden die Porenspeicher überwiegend zum Ausgleich 

460 

Vgl. Sedlacek, R. (2009): Untertage-Gasspeicherung in Deutschland. S. 413. 

461 

Vgl. AFM+E (2008): Gasbevorratung in Deutschland. S. 7-8. 

462 

Vgl. http://www.bundestag.de/dokumente/analysen/2009/gasreservehaltung.pdf, vom 

31.03.2010. 

463 


464 Vgl. E.ON. (2009): Erdgas speichern – Zukunft sichern. S. 9. 


466 Vgl. E.ON. (2009): Erdgas speichern – Zukunft sichern. S. 9. 



von saisonalen Bedarfsschwankungen genutzt. Kavernenspeicher kommen zum Ein- 

satz, wenn erhebliche Verbrauchsspitzen abzugleichen sind. 468 

Abbildung 62: Poren- bzw. Kavernenspeicher 469 

In Deutschland waren zu Beginn des Jahres 2009 47 Untertageerdgasspeicher mit 

einer Gesamtkapazität von rund 20 Mrd. m 3 in Betrieb (Abbildung 63). 470 Die Speicher- 

kapazität entspricht somit in etwa einem Viertel des deutschen Jahresverbrauchs und 

reicht beispielsweise aus, um den gesamten Erdgasbedarf Deutschlands an 40 Winter- 

tagen zu decken. 471 Damit verfügt Deutschland über das größte Erdgasspeichervolu- 

men in der EU und ist nach den USA (111 Mrd. m 3 ), Russland (94 Mrd. m 3 ) und der 

Ukraine (32 Mrd. m 3 ) die weltweit viertgrößte Speichernation. 472 

Die Untertagespeicherkapazität verteilt sich dabei auf 23 Porenspeicher und 24 Kaver- 

nenspeicher. Davon sind etwa zwei Drittel des gespeicherten Gases in Porenspeicher 

und ein Drittel in Kavernenspeichern vorhanden. 473 Die Standorte der zahlreichen Po- 

ren- und Kavernenspeicher sind in Abbildung 63 veranschaulicht. Ergänzend zu den 

Gasspeichern ist ebenfalls die geographische Lage der Untertagespeicheranlagen für 

Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas dargestellt. 

468 


469 

Kugeler, K. & Kugeler, O. & Dienhart, M. (2002): Energiehandbuch. S. 652. 

470 

Sedlacek, R. (2009): Untertage-Gasspeicherung in Deutschland. S. 415. 

471 

Vgl. http://www.bundestag.de/dokumente/analysen/2009/gasreservehaltung.pdf, vom 

31.03.2010. 

472 


473 Vgl. Sedlacek, R. (2009): Untertage-Gasspeicherung in Deutschland. S. 415.


Abbildung 63: Lage der deutschen Gasspeicher 474 

Ein weiterer unterirdischer Speichertyp, der jedoch nur selten Anwendung findet, ist der 

Röhrenspeicher. Röhrenspeicher sind in Bodenschichten parallel verlegte und unter- 

einander verbundene Rohre. Sie kommen größtenteils dort zum Einsatz, wo die Ein- 

speicherung in Poren- und Kavernenspeicher nicht möglich ist. 475 

Oberirdische Speicher dienen grundsätzlich dem Ausgleich von wochen- und tages- 

bezogenen Verbrauchsschwankungen. Es gibt sie in zahlreichen Ausführungen wie 

z.B. Kugel-, Membran- oder Glockengasbehälter. Diese Speichertypen können jedoch 

474 Sedlacek, R. (2009): Untertage-Gasspeicherung in Deutschland. S. 412.


nur vergleichsweise geringe Erdgasmengen aufnehmen. Allerdings werden diese 

Speichertypen auch nur begrenzt eingesetzt. 476 

Neben der Nutzung unterirdischer und oberirdischer Gasspeicher, kann auch das Gas- 

netz als Speicher zum Ausgleich kurzfristiger Verbrauchsschwankungen eingesetzt 

werden. Da Erdgas kompressibel ist, kann durch eine Veränderung des Gasdrucks den 

Pipelines Gas zugeführt oder entnommen werden. Allerdings können dadurch nur ge- 

ringe Mengen zwischengespeichert werden und somit ausschließlich tägliche 

Verbrauchsschwankungen ausgeglichen werden. 477 

4.4 Transport zum Endverbraucher 

Im folgenden Unterkapitel wird ausschließlich der Transport zum Endverbraucher mit 

Pipelines betrachtet, auf alle weiteren Transportmöglichkeiten wird nicht eingegangen. 

Das Erdgas gelangt über Mittel- und Niederdruckleitungen zu den Endverbrauchern. 

Die Übergabe des Gases von den Ferntransporten in die regionalen Verteilernetze 

erfolgt an Übergabestationen. In ihnen werden die Gasbeschaffenheit und der Gasvo- 

lumenstrom gemessen, sowie der Gasdruck auf das erforderliche Niveau reduziert. 

Zunächst wird das Erdgas in den Übergabestationen von Verunreinigungen befreit, in 

dem es gefiltert wird. Entspricht die Gasbeschaffenheit (z.B. der Brennwert) nicht den 

vorgegebenen Anforderungen, werden Erdgase aus verschiedenen Quellen zu einer 

einheitlichen Qualität gemischt. Dies erfolgt in vollautomatischen Mischanlagen, in de- 

nen das Erdgas an die benötigte Beschaffenheit angepasst wird. 478 

Damit der Druck an den Übergabestationen zum Verteilernetz nicht zu hoch ist, wird er 

durch Erdgasentspannungsanlagen auf ein niedrigeres Niveau heruntergeregelt. In der 

Entspannungsanlage wird der Erdgasdruck mit Hilfe einer Turbine gedrosselt. Die da- 

bei freigesetzte Energie erzeugt in einem Generator Strom, der in der Regel in das 

Stromnetz eingespeist wird. 479 

Zur Bestimmung der Erdgasdurchflussmenge werden spezielle Gaszähler eingesetzt. 

Bei der Gasmessung wird neben dem Druck und der Temperatur auch die Kompressi- 

bilität des Erdgases für die genaue Erfassung des Volumens berücksichtigt. 480 Zumeist 

kommen dabei Turbinenradgaszähler zum Einsatz. 481 

Vor dem Verlassen der Übergabestation wird dem geruchlosen Erdgas ein intensiv 

riechender Warnstoff beigemischt. In der Fachsprache wird diese Maßnahme Odorie- 

rung genannt. Die Odorierung ist in erster Linie eine Sicherheitsmaßnahme, um auf 






480 Vgl. http://micro.eon-ruhrgas.com/erdgas/stat07.htm, vom 07.04.2010.


ausströmendes Erdgas aufmerksam zu machen. 482 Als Odoriermittel werden in der 

Regel Schwefelverbindungen eingesetzt, die über eine ausgesprochen hohe Geruchs- 

intensität verfügen. 483 

Bei der Übergabe des Erdgases innerhalb der regionalen Leitungsnetze, z.B. bei der 

Einleitung in das örtliche Leitungsnetz, wo ein noch geringerer Druck erforderlich ist, 

erfolgt eine Druckreduzierung in Druckreglerstationen. Sie verfahren nach demselben 

Prinzip wie die Übergabestationen. Zunächst wird das Erdgas gefiltert, bevor es auf 

den benötigten Gasdruck reduziert und die Gasdurchflussmenge gemessen wird. 

Das deutsche Erdgasnetz ist insgesamt rund 375.000 km lang. Im Vergleich zum Erdöl 

ist das Erdgasnetz sehr fein verästelt, was auf die Art der Endverteilung zurückzufüh- 

ren ist. Es besteht zu ca. 27% aus Hochdruckleitungen, zu rund 38% aus Mitteldruck- 

leitungen und zu ca. 35% aus Niederdruckleitungen. 484 Die wichtigsten deutschen 

Hoch- und Mitteldruckleitungen sind in Abbildung 64 veranschaulicht. 

Abbildung 64: Hoch- und Mitteldruckleitungen im deutschen Erdgasnetz 485 

481 


482 


483 


484 

Vgl. http://www.eon-ruhrgas.com/cps/rde/xchg/SID-7F150E5F-2636F772/ercorporate/hs.xsl/678.htm, 

vom 07.04.2010. 

485 

E.ON. (2008): Erdgaswirtschaft im Überblick. S. 11.


Die Transportgeschwindigkeiten im regionalen und örtlichen Leistungsnetz sind we- 

sentlich geringer als im Fernleitungsnetz. Bei einer Mitteldruckleitung beträgt der Druck 

etwa 100 mbar bis 1 bar. Die Niederdruckleitungen haben hingegen nur noch einen 

Druck von weniger als 100 mbar. Deshalb besitzen die Rohrleitungen, die dabei zum 

Einsatz kommen, weitaus geringere Durchmesser und bestehen teilweise aus Kunst- 

stoff. 486 Industriekunden und Kraftwerke werden meist an das Hochdrucknetz ange- 

schlossen, Gewerbebetriebe und private Haushalte hingegen an das Mittel- und Nie- 

derdrucknetz. 487 

Die Transportentgelte für Erdgas sind in der Regel nach Verbrauchergruppen gestaf- 

felt. Private Haushalte mit Anbindung an das Niederdrucknetz haben spezifisch höhere 

Preise in Kauf zu nehmen als Industriekunden mit Zugang zum Hochdrucknetz, weil in 

ihrer absoluten Höhe relativ identische Versorgungs- und Anschlusskosten auf einem 

deutlich geringeren Gasverbrauch umgelegt werden. 488 


487 Vgl. http://www.eon-ruhrgas.com/cps/rde/xchg/SID-46433CA2-47B75B56/ercorporate/hs.xsl/678.htm, 

vom 07.04.2010. 

488 Vgl. BMWi. (2009): Energie in Deutschland. S. 33.

5 Zusammenfassung und Ausblick 113 

5 Zusammenfassung und Ausblick 

Der weltweite Primärenergieverbrauch der Menschheit hat sich in seiner Entwicklung 

kontinuierlich gesteigert. Im Jahr 2008 befand sich dieser mit ca. 11.300 Mio. t RÖE 

auf einem neuen Höchststand. Die Hauptkonsumenten im Jahr 2008 waren die USA 

mit 20,4 % und China mit 17,7 % am gesamten Energieverbrauch. Deutschland ran- 

gierte mit einem weltweiten Anteil von 2,8 % auf dem siebten Platz. Die fossilen Ener- 

gieträger trugen bei der Deckung des globalen Energiebedarfs mit 89 % die Hauptlast 

der Energieversorgung. Davon entfielen 36 % auf Erdöl, 29 % auf Kohle und 24 % auf 

Erdgas. 489 

Die Vorkommen an fossilen Energieträgern sind jedoch weltweit äußerst ungleich ver- 

teilt. So stehen zahlreichen Ländern mit überaus limitierten Energievorkommen, weni- 

ge Länder mit erheblichen Vorkommen an Energieträgern gegenüber. Beispielsweise 

entfallen die größten Erdöl- und Erdgasreserven der Welt auf den Nahen Osten, insbe- 

sondere auf Saudi Arabien, die Vereinigten Arabischen Emirate, Kuwait, den Iran und 

Irak. 490 

Da die fossilen Energieträger aufgrund der ungleichen regionalen Verteilung in der 

Regel über weite Entfernungen aus der Förderregion zum Endverbraucher transportiert 

werden, besitzt der logistische Prozess eine besondere Relevanz. Dabei stellt vor al- 

lem die Handhabung der erheblichen Mengen- und Volumenströme eine große Her- 

ausforderung dar, vor allem bei den Transport- und Lagertechniken. 491 

Der logistische Prozess von Erdöl umfasst zahlreiche Schritte. Zunächst findet die Erd- 

ölförderung statt. Diese beinhaltet die Suche, Bohrung und Förderung. Anschließend 

wird das aufbereitete Rohöl vom Förderort in die Verbraucherregion transportiert. Der 

Transport erfolgt dabei entweder mit Pipelines oder großen Tankschiffen. Ist das Rohöl 

in der Verbraucherregion angelangt, wird es mit Pipelines oder Tankmotorschiffen in 

die Raffinerie befördert und zu Mineralölprodukten weiterverarbeitet. Die verkaufs- 

kaufsfähigen Mineralölprodukte werden dann mit Eisenbahnkesselwagen, Pipelines, 

Straßentankwagen oder Tankmotorschiffen in Großtanklager oder direkt zum End- 

verbraucher transportiert. 

Der logistische Prozess von Erdgas beinhaltet ebenfalls mehrere Schritte. Zuerst wird 

das Erdgas im Rahmen der Exploration, Bohrung und Förderung gewonnen. Im An- 

schluss erfolgt der Transport vom Förderort in die Verbraucherregion mit Pipelines 

oder als LNG in speziellen Tankschiffen. In der Verbraucherregion angekommen, wird 

das Erdgas entweder zwischengespeichert oder direkt mit Pipelines an den End- 

verbraucher weitergeleitet. 

489 Vgl. BP. (2009): Statistical Review of World Energy. S. 40-41. 

490 Vgl. BP. (2009): Statistical Review of World Energy. S. 6-22.


Bei den fossilen Energieträgern werden in den kommenden Jahrzehnten keine Eng- 

pässe erwartet. Die Reichweiten von Erdöl (42 Jahre), Erdgas (61 Jahre), Steinkohle 

(130 Jahre) und Braunkohle (336 Jahre) sind zwar begrenzt, die Energieträger werden 

jedoch in naher Zukunft weiterhin zur Verfügung stehen. Allerdings werden die Versor- 

gungsrisiken enorm zunehmen, da die Lieferabhängigkeiten von politisch und ökono- 

misch instabilen Förderländern wachsen. 

Der weltweite Primärenergieverbrauch wird bis zum Jahr 2030 um etwa 40 % anstei- 

gen. Allein zwei Drittel dieses Zuwachses werden auf Entwicklungs- und Schwellen- 

länder entfallen, was vor allem auf das Wachstum der Weltbevölkerung von 6 auf 8 

Mrd. Menschen zurückzuführen sein wird. Die Entwicklungs- und Schwellenländer, 

deren Anteil an der Weltbevölkerung bis dahin mehr als 80 % beträgt, werden dann 

rund 50 % der globalen Primärenergie verbrauchen. 492 

Im Jahr 2030 werden die fossilen Energieträger rund 82 % des Primärenergie- 

verbrauchs der Welt decken. Im Gegensatz zu heute reduziert sich der Anteil um 7 %. 

Erdöl wird dann mit ca. 35 %, wie bisher, die Hauptlast der Energieversorgung tragen. 

Der Kohleanteil wird sich von 29 auf 22 % verringern. Demgegenüber steigt Erdgas 

zum zweitwichtigsten Energieträger auf und erhöht seinen Anteil von 24 auf 25 %. Der 

Beitrag der Kernenergie erhöht sich von derzeit 6 auf 9 %. Der Anteil der erneuerbaren 

Energien steigt ebenfalls von 5 auf 9 %. 493 

Der deutsche Primärenergieverbrauch sinkt bis zum Jahr 2030 um mehr als 15 %. Dies 

ist insbesondere auf die steigende Energieproduktivität in Deutschland zurückzuführen. 

Die Deckung des deutschen Energiebedarfs verändert sich in diesem Zeitraum ebenso 

deutlich. Erdöl ist auch im Jahr 2030 mit 38 % (bisher 35 %) der wichtigste Energieträ- 

ger. Der Anteil von Erdgas steigt von heute 22 auf 32 %. Der Beitrag von Kohle verrin- 

gert sich von 24 auf 18,5 %. Während die Kernenergie im Jahr 2030 nicht mehr im 

Energiemix enthalten ist, steigt der Anteil der erneuerbaren Energien von 7 auf 11,5 

%. 494 

Während sich beim Erdöltransport in den nächsten Jahren nur geringfügige Verände- 

rungen ergeben werden, wird bei Erdgas mit einem beträchtlichen Wandel gerechnet. 

Für das Jahr 2030 prognostiziert die IEA einen LNG-Anteil am Erdgashandel von über 

50 %. Besonders große Importzuwächse werden dabei von den USA, China und Indien 

erwartet. Allerdings ist eine vollständige Deckung des Erdgasbedarfs in der EU mit 

LNG bis zum Jahr 2030 aus Kapazitätsgründen undenkbar. Generell ist damit zu rech- 

nen, dass für Europa die Versorgung mit Pipelinegas aus Russland bestimmend bleibt. 

Auf längere Sicht wird LNG jedoch einen wichtigen Beitrag zu der Diversifizierung der 

Erdgasversorgung in Europa leisten. 495 


492 Vgl. BMWI. (2005): Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030. S. 5. 

493 Vgl. BMWI. (2005): Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030. S. 16. 

494 Vgl. BMWI. (2005): Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030. S. 36-37. 

495 Vgl. BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. S. 85-86.


Aufgrund des steigenden Verbrauchs an Erdgas und des gleichbleibenden Erdöl- 

verbrauchs weltweit in den kommenden Jahren, wird der logistische Prozess dieser 

beiden Energieträger in naher Zukunft noch mehr an Bedeutung gewinnen und einen 

wichtigen Beitrag für die künftige Energieversorgung erbringen.

Anhang A: Regionale Gruppierungen 116 

Anhang A: Regionale Gruppierungen 496 

Afrika: 

Ägypten, Algerien, Angola, Äthiopien, Benin, Botsuana, Burkina Faso, Burundi, 

Dschibuti, Elfenbeinküste, Eritrea, Gabun, Gambia, Ghana, Guinea, Kamerun, Kap 

Verde, Kenia, Komoren, Kongo, Lesotho, Liberia, Libyen, Madagaskar, Malawi, Mali, 

Marokko, Mauretanien, Mauritius, Mosambik, Namibia, Niger, Nigeria, Ruanda, 

Sambia, Senegal, Seychellen, Sierra Leone, Simbabwe, Somalia, Südafrika, Sudan, 

Swasiland, Tansania, Togo, Tschad, Tunesien, Uganda, Zentralafrikanische Republik 

Asiatisch-pazifischer Raum: 

Afghanistan, Australien, Bangladesch, Brunei, Indien, Kambodscha, China, Hongkong, 

Indonesien, Japan, Laos, Malaysia, Mongolei, Myanmar, Nepal, Neuseeland, Nordko- 

rea, Ozeanien, Pakistan, Papua-Neuguinea, Philippinen, Singapur, Sri Lanka, Südko- 

rea, Taiwan, Thailand, Vietnam 

Europa und Eurasien: 

Albanien, Armenien, Aserbaidschan, Belgien, Bosnien-Herzegowina, Bulgarien, Dä- 

nemark, Deutschland, Estland, Finnland, Frankreich, Georgien, Griechenland, Großbri- 

tannien, Irland, Island, Italien, Kasachstan, Kirgisien, Kroatien, Lettland, Litauen, Lu- 

xemburg, Mazedonien, Malta, Moldawien, Niederlande, Norwegen, Österreich, Polen, 

Portugal, Rumänien, Russland Schweden, Serbien-Montenegro, Slowakei, Slowenien, 

Spanien, Schweiz, Tadschikistan, Tschechische Republik, Türkei, Turkmenistan, Uk- 

raine, Ungarn, Usbekistan, Weißrussland, Zypern 

Mittel- und Südamerika: 

Bolivien, Brasilien, Costa Rica, Ecuador, Französisch-Guayana, Guatemala, Guyana, 

Kolumbien, Nicaragua, Panama, Peru, Surinam, Venezuela, alle Länder der Karibik 

Naher Osten: 

Bahrain, Iran, Irak, Israel, Jemen, Jordanien, Katar, Kuwait, Libanon, Oman, Saudi- 

Arabien, Syrien, Vereinigte Arabische Emirate 

Nordamerika: 

Kanada, Mexiko, USA 


Anhang B: Umrechnungsfaktoren 117 

Anhang B: Umrechnungsfaktoren 

Erdöl 497 

7 Barrel = 1 t Rohöl 

1 Gallone (US) = 158,987 l 

Einheit l kg t SKE GJ 

1 Barrel 159 137 0,196 5,743 

1 t RÖE - - 1,429 41,868 

1 t SKE - - 1 29,308 

498, 499 

Erdgas 

Vorsatz Abk. Faktor 

Kubikmeter m 3 

- 

Millionen Kubikmeter Mio. m 3 

1 Mio. m 3 

= 10 6 m 3 

Milliarden Kubikmeter Mrd. m 3 

1 Mrd. m 3 

= 10 9 m 3 

Billionen Kubikmeter Bill. m 3 

1 Bill. m 3 

= 10 12 m 3 

Milliarden 

m 3 Millionen Millionen 

Erdgas t RÖE t LNG 

1 Milliarde m 3 Erdgas 1 0,90 0,73 

1 Million t RÖE 1,11 1 0,805 

1 Millon t LNG 1,38 1,23 1 

Kohle 500 

Vorsatz Abk. Faktor 

Tonne t 1 t = 10 3 kg 

Kilotonne kt 1 kt = 10 3 

t 

Megatonne Mt 1 Mt = 10 6 

t 

Gigatonne Gt 1 Gt = 10 9 

t 

Teratonne Tt 1 Tt = 10 12 t 

497 

In Anlehnung an Konstantin, P. (2009): Praxisbuch Energiewirtschaft. S. 5. 

498 

In Anlehnung an BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. 

S. 281. 

499 

In Anlehnung an BP. (2009): Statistical Review of World Energy. S. 44. 

500 

In Anlehnung an BGR. (2009): Energierohstoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbar- 

keit. S. 281.

Anhang C: Raffineriestandorte 118 

Anhang C: Raffineriestandorte 501 

Raffinerie/Gesellschaft Ort Postleitzahl Rohöldestillationskapazität 

in Mio. t 

MiRO Mineraloelraffinerie Oberrhein GmbH & Co. KG Karlsruhe 76187 14,9 

Wilhelmshavener Raffineriegesellschaft mbH Wilhelmshaven 26388 13,5 

Ruhr Oel GmbH Gelsenkirchen 45876 12,7 

TOTAL Raffinerie Mitteldeutschland GmbH Spergau 06237 12 

PCK Raffinerie GmbH Schwedt Schwedt 16303 10,8 

Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH Ingolstadt 85008 10,3 

Rheinland Raffinerie Werk Godorf Köln 50972 9,3 

501 Vgl. http://www.mwv.de/cms/front_content.php?idcat=24, vom 09.03.2010. 

Rheinland Raffinerie Werk Wesseling Wesseling 50389 7 

Elbe Mineralölwerke Raffineriezentrum Hamburg-Harburg Hamburg 21107 5,2 

Petroplus Raffinerie Ingolstadt GmbH Ingolstadt 85003 5 

Holborn Europa Raffinerie GmbH Hamburg 21079 4,7 

Erdöl-Raffinerie Emsland Lingen 49808 4,5 

Erdölwerk Holstein Heide 25734 4,5 

OMV Deutschland GmbH Burghausen 84480 3,5

Anhang D: Mitglieder der Internationalen Energieagentur 119 

Anhang D: Mitglieder der Internationalen 

Energieagentur 502 

Australien, Belgien, Dänemark, Deutschland, Finnland, Frankreich, Griechenland, 

Großbritannien, Irland, Italien, Japan, Kanada, Luxemburg, Neuseeland, Niederlande, 

Norwegen, Österreich, Polen, Portugal, Schweden, Schweiz, Slowakei, Slowenien, 

Spanien, Südkorea, Tschechische Republik, Türkei, Ungarn, USA 

502 Vgl. http://www.iea.org/about/membercountries.asp, vom 10.03.2010.

Literaturverzeichnis 120 

Literaturverzeichnis 

Literatur 

AFM+E (Außenhandelsverband für Mineralöl und Energie), o.V. (2008): Gasbevorra- 

tung in Deutschland. URL: http://afm-verband.de/release/AFME_Gasbevorratung.pdf, 

Zugriff am 30.03.2010. 

AGEB (Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen), o.V. (2009): Energieverbrauch in 

Deutschland im Jahr 2008. URL: http://www.ag- 

energiebilanzen.de/viewpage.php?idpage=62, Zugriff am 03.01.2010. 

Altmann, F. (2008): Weltverträgliche Energiesicherheitspolitik, 1. Auflage. München: 

Oldenbourg Wissenschaftsverlag. 

Bayernoil (2010): Pipelinesicherheit. URL: http://www.bayernoil.de/fileadmin/down 

loadpool /Info-Material/Pipelinefolder_Einzelseiten.pdf, Zugriff am 03.03.2010. 

BDB (Bundesverband der Deutschen Binnenschifffahrt), o.V. (2009): Daten und Fak- 

ten. URL: http://www.binnenschiff.de/downloads/daten_und_fakten/Daten_und_ Fak- 

ten_2008_2009.pdf, Zugriff am 10.03.2010. 

BDB (Bundesverband der Deutschen Binnenschifffahrt), o.V. (2009): Geschäftsbericht 

09/10. URL: http://www.binnenschiff.de/downloads/geschaeftsbericht/BDB- 

Geschaeftsbericht_2008_2009.pdf, Zugriff am 10.03.2010. 

BDEW (Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft), o.V. (2009): Warum ist 

Erdgas sicher? Fakten, Zahlen und mehr. URL: 

http://www.vdew.net/bdew.nsf/id/DE_Fakten_Warum_ist_Erdgas_sicher_Fakten_Zahle 

n_und_mehr/$file/BDEW_Fakten%20VII_Erdgasversorgungssicherheit%202009.pdf, 

Zugriff am 29.03.2010. 

Berndt, T. (2001): Eisenbahngüterverkehr, 1. Auflage. Stuttgart: Teubner-Verlag. 

BGR (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe), o.V. (2009): Energieroh- 

stoffe 2009 – Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. URL: 

http://www.bgr.bund.de/cln_117/nn_322848/DE/Themen/Energie/Produkte/energierohs 

toffe__2009.html, Zugriff am 04.11.2009. 

BMWI (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie), o.V. (2009): Energie in 

Deutschland. URL: http://www.energie- 

verstehen.de/Dateien/Energieportal/PDF/energie-in- 

deutschland,property=pdf,bereich=energieportal,sprache=de,rwb=true.pdf, Zugriff am 

18.12.2009. 

BMWI (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie), o.V. (2005): Die Entwick- 

lung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030. URL:


http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Service/publikationen,did=65014.html, Zugriff am 

19.12.2009. 

Bothe, D. & Seeliger, A. (2006): Erdgas – sichere Zukunftsenergie oder knappe Res- 

source. URL: http://www.ewi.uni-koeln.de/fileadmin/user/WPs/ewiwp0602.pdf, Zugriff 

am 05.01.2010. 

BP (British Petroleum), o.V. (2008): Erdöl bewegt die Welt. Direkt erhalten von BP auf- 

grund telefonischer Bestellung. 

BP (British Petroleum), o.V. (2009): Statistical Review of World Energy. Direkt erhalten 

von BP aufgrund telefonischer Bestellung. 

Cerbe, G. (2008): Grundlagen der Gastechnik. Gasbeschaffung, Gasverteilung und 

Gasverwendung, 7. vollständig neu bearbeitete Auflage. München: Hanser Verlag. 

DNK (Deutsche Nationale Komitee des Weltenergierates), o.V. (2009): Energie für 

Deutschland 2009. URL: 

http://www.worldenergy.org/documents/efd_2009__schwerpunktthema_energie_fr_mo 

bilitt_1.pdf, Zugriff am 17.12.2009. 

EBV (Erdölbevorratungsverband), o.V. (2005): Mineralölpflichtbevorratung in der BRD. 

URL: http://www.ebv-oil.de/cms/pdf/pflicht2008.pdf, Zugriff am 15.03.2010. 

EIA (Energy Information Administration), o.V. (2009): International Energy Outlook 

2009. URL: http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/, Zugriff am 19.12.2009. 

E.ON, o.V. (2008): Erdgaswirtschaft im Überblick. Direkt erhalten von E.ON aufgrund 

telefonischer Bestellung. 

E.ON, o.V. (2008): Erdgas speichern – Zukunft sichern. Direkt erhalten von E.ON auf- 

grund telefonischer Bestellung. 

Erdmann, G. & Zweifel, P. (2008): Energieökonomik: Theorie und Anwendungen, 1. 

Auflage. Berlin: Springer-Verlag. 

Eschlbeck, D. (2005): Internationale Wirtschaft: Rahmenbedingungen, Akteure, räum- 

liche Prozesse, 1. Auflage. München: Oldenbourg Wissenschaftsverlag. 

EV (Erdöl-Vereinigung Schweiz), o.V. (2003): Erdöl – Entstehung, Förderung und Ver- 

arbeitung. URL: http://www.erdoel-vereinigung.ch/UserContent/Shop/Erd% 

C3%B6l%20-%20Entstehung.pdf, Zugriff am 26.02.2010. 

EV (Erdöl-Vereinigung Schweiz), o.V. (2008): Jahresbericht 2008. URL: 

http://www.erdoel-vereinigung.ch/de/erdoelvereinigung/Publikationen/Jahresbericht. 

aspx, Zugriff am 04.03.2010. 

EV (Erdöl-Vereinigung Schweiz), o.V. (2008): Erdöl – Anwendungen und Produkte. 

URL: http://www.erdoel-vereinigung.ch/UserContent/Shop/Erd%C3%B6l%20- 

%20Produkte%20und%20Anwendungen.pdf, Zugriff am 12.03.2010.


EWI (Energiewissenschaftliches Institut an der Universität Köln), o.V. (2006): Die Ent- 

wicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030 - Energiewirtschaftliche Referenzprog- 

nose, 1. Auflage. München: Oldenbourg Verlag. 

ExxonMobil, o.V. (2009): Oeldorado 2009. URL: 

http://www.esso.de/ueber_uns/info_service/publikationen/downloads/files/oeldorado09 

_de.pdf, Zugriff am 09.01.2010. 

Fröhlich, S. (2008): Energiesicherheit im 21.Jahrhundert. Internationales Magazin für 

Sicherheit. 04/2008. 

FVMI (Fachverband der Mineralölindustrie Österreichs), o.V. (2008): Mineralölbericht 

2008. URL: http://portal.wko.at/wk/startseite_dst.wk?AngID=1&DstID=308, Zugriff am 

29.03.2010. 

Gabriel, E. & Florin, M. in: Altmann, F. (2008), (Hrsg.): Weltverträgliche Energiesi- 

cherheitspolitik. München: Oldenbourg Wissenschaftsverlag. 

Gleißner, H. & Femerling, J. (2008): Logistik, Grundlagen – Übungen – Fallbeispiele, 

1. Auflage. Wiesbaden: GWV-Fachverlage. 

Hohensee, J. (1996): Der erste Ölpreisschock 1973-74: die politischen und gesell- 

schaftlichen Auswirkungen der arabischen Erdölpolitik auf die Bundesrepublik Deutsch- 

land und Westeuropa, 1. Auflage. Stuttgart: Franz Steiner Verlag. 

IEA (Internationale Energie-Agentur), o.V. (2005): Handbuch Energiestatistik. URL: 

http://www.statistik.at/web_de/statistiken/energie_und_umwelt/energie/index.html, 

Zugriff am 17.12.2009. 

Kneissl, K. (2008): Der Energiepoker: Wie Erdöl und Erdgas die Weltwirtschaft beein- 

flussen, 2. überarbeitete Auflage. München: FinanzBuch Verlag. 

Konstantin, P. (2009): Praxisbuch Energiewirtschaft: Energieumwandlung, -transport 

und -beschaffung im liberalisierten Markt. 2. bearbeitete und aktualisierte Auflage. Ber- 

lin: Springer Verlag. 

Kosinowski, M. in: Rebhan, E. (2002), (Hrsg.): Energiehandbuch; Gewinnung, Wand- 

lung und Nutzung von Energie. Berlin: Springer-Verlag. 

Kraus, M. (2004): Lexikon der Energiewirtschaft : liberalisierte Strom- und Gasmärkte 

von A bis Z, 1. Auflage. Köln: Deutscher Wirtschaftsdienst. 

Kugeler, K. & Kugeler, O. & Dienhart, M. in: Rebhan, E. (2002), (Hrsg.): Energie- 

handbuch; Gewinnung, Wandlung und Nutzung von Energie. Berlin: Springer-Verlag. 

Müller, T. in: Arnold, D., et. al., (2008), (Hrsg.): Handbuch Logistik, 3. neu bearbeitete 

Auflage. Berlin: Springer-Verlag. 

MWV (Mineralölwirtschaftsverband), o.V. (1999): Mineralöl-Logistik. URL: 

http://www.mwv.de/cms/front_content.php?idcat=27, Zugriff am 26.02.2010. 

MWV (Mineralölwirtschaftsverband), o.V. (2003): Mineralöl und Raffinerien. URL: 

http://www.mwv.de/cms/front_content.php?idcat=27, Zugriff am 26.02.2010.


MWV (Mineralölwirtschaftsverband), o.V. (2006): Mineralölversorgung mit Pipelines. 

URL: http://www.mwv.de/cms/front_content.php?idcat=27, Zugriff am 26.02.2010. 

Niedek, I. & Frater, H. (2003): Naturkatastrophen: Wirbelstürme, Beben, Vulkanaus- 

brüche. Entfesselte Gewalten und ihre Folgen, 1. Auflage. Berlin: Springer-Verlag. 

Österreichische Wasserstraßen GmbH, o.V. (2005): Handbuch der Donauschifffahrt. 

URL: http://www.donauschifffahrt.info/index.php?id=1909&no_cache=1&sword_list[0]= 

handbuch, Zugriff am 10.03.2010. 

OMV (Österreichische Mineralölverwaltung), o.V. (2009): Erdgas - Energie aus der 

Natur. URL: http://www.omv.at/SecurityServlet/secure?cid=1172146687619, Zugriff am 

04.01.2010. 

Perner, J. (2002): Die langfristige Erdgasversorgung Europas, 1. Auflage. München: 

Oldenbourg Verlag. 

Pruschek, R. in: Rebhan, E. (2002), (Hrsg.): Energiehandbuch; Gewinnung, Wandlung 

und Nutzung von Energie. Berlin: Springer-Verlag. 

Rebhan, E. in: Rebhan, E. (2002), (Hrsg.): Energiehandbuch; Gewinnung, Wandlung 

und Nutzung von Energie. Berlin: Springer-Verlag. 

RWE (Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk AG), o.V. (2005): Weltenergiereport 

2005 – Bestimmungsgrößen der Energiepreise. URL: 

https://rwe.com/web/cms/mediablob/de/289906/data/0/8440/blob.pdf, Zugriff am 

18.12.2009. 

RWE (Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk AG), o.V. (2003): Chancen und Risi- 

ken der weltweiten Energieversorgung. URL: 

http://www.rwe.com/web/cms/mediablob/de/130680/data/130684/2902/rwe/angebote- 

services/business-services/ratgeber/weltenergiereport/weltenergiereport.pdf, Zugriff am 

18.12.2009. 

Sauer, E. (2003). Energietransport, -speicherung, -verteilung. Veröffentlichtes Skript, 

Universität Duisburg-Essen. http://duepublico.uni-duisburg- 

essen.de/servlets/DocumentServlet?id=11177, Zugriff am 10.02.2010. 

Sauer, E. & Zeise, R. (1982): Energietransport, -speicherung und -verteilung, Hand- 

buchreihe Energie, Band 11. Köln: Technischer Verlag Resch. 

Schieck, A. (2008): Internationale Logistik – Objekte, Prozesse und Infrastrukturen 

grenzüberschreitender Güterströme, 1. Auflage. München: Oldenbourg Wissenschafts- 

verlag. 

Schiffer, H. (2008): Energiemarkt Deutschland, 10. Auflage. Köln: TÜV Media Verlag. 

Schmidt, A. in: Arnold, D., et. al., (2008), (Hrsg.): Handbuch Logistik, 3. neu bearbeite- 

te Auflage. Berlin: Springer-Verlag. 

Schulte, C. (2005): Logistik – Wege zur Optimierung der Supply Chain, 4. überarbeite- 

te und erweiterte Auflage. München: Verlag Vahlen.


Schulte, G. (2001): Material- und Logistikmanagement, 2. wesentlich erweiterte Aufla- 

ge. München: Oldenbourg Wissenschaftsverlag. 

Sedlacek, R. (2009): Untertage-Gasspeicherung in Deutschland. Zeitschrift: Erdöl 

Erdgas Kohle. Heft 11/2009. 

Seeliger, A. (2004): Die europäische Erdgasversorgung im Wandel. URL: 

http://www.ewi.uni-koeln.de/fileadmin/user/WPs/Ewiwp042.pdf, Zugriff am 30.03.2010. 

Siegmann, J. in: Arnold, D., et. al., (2008), (Hrsg.): Handbuch Logistik, 3. neu bearbei- 

tete Auflage. Berlin: Springer-Verlag. 

Statistisches Bundesamt, o.V. (2009): Energie auf einen Blick 2009. URL: 

http://www.destatis.de/jetspeed/portal/cms/Sites/destatis/Internet/DE/Content/Publikati 

onen/Fachveroeffentlichungen/Produzierendes_20Gewerbe/EnergieWasserversorgung 

/EnergieBlick.psml, Zugriff am 09.01.2010. 

Stieglitz, A. in: Bloech, J. & Ihde, G., (1997), (Hrsg.): Vahlens Großes Logistiklexikon, 

1. Auflage. München: Beck-Verlag. 

Vahrenkamp, R. (2007): Logistik – Management und Strategien, 6. überarbeitete und 

erweiterte Auflage. München: Oldenbourg Wissenschaftsverlag. 

WEG (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe), o.V. (2009): Reserven 

und Ressourcen. URL: http://www.erdoel- erd- 

gas.de/Reserven_und_Ressourcen___Potenziale_f%FCr_die_Erdgas__und_Erd%F6l 

versorgung-136-1-68b.html, Zugriff am 04.11.2009. 

WEG (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe), o.V. (2009): Jahresbe- 

richt Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung. URL: http://www.erdoel- 

erdgas.de/Jahresbericht-75-1-68b.html, Zugriff am 04.11.2009. 

WEG (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe), o.V. (2008): Erdgas – 

Erdöl: Entstehung, Suche, Förderung. URL: http://www.erdoel- 

erdgas.de/Erdgas_Erd%F6l___Entstehung___Suche___F%F6rderung-134-1-68b.html, 

Zugriff am 04.11.2009. 

Zahoransky, R. (2009): Energietechnik – Systeme zur Energieumwandlung, 4. aktuali- 

sierte und erweiterte Auflage. Wiesbaden: GWV Fachverlage. 

Internetquellen 

20 Minuten AG (2010). Zugriff am 03.03.2010 unter: 

http://www.20min.ch/interaktiv/pipelines/film.html 

Alyeska Pipeline Service Company (2010). Zugriff am 03.03.2010 unter: 

http://www.alyeska-pipe.com/Pipelinefacts/FINALfacts%202007.pdf 

Aral AG (2010). Zugriff am 12.03.2010 unter: 

http://www.aral.de/aral/sectiongenericarticle.do?categoryId=4000017&contentId=56242


Bauer, M. (2010). Zugriff am 02.03.2010 unter: http://www.uni- 

protokolle.de/Lexikon/Pipeline_%28Transport%29.html 

Bauer, M. (2010). Zugriff am 03.03.2010 unter: http://www.uni- 

protokolle.de/Lexikon/Tankschiff.html 

BDB (Bundesverband der Deutschen Binnenschifffahrt) (2010). Zugriff am 10.03.2010 

unter: http://www.binnenschiff.de/ 

BMVIT (Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie), (2010). Zugriff 

am 18.03.2010 unter: 

http://www.bmvit.gv.at/verkehr/gesamtverkehr/gefahrgut/index.html 

BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie), (2010). Zugriff am 

19.12.2009 unter: 

http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/Binaer/Energiedaten/internationaler- 

energiemarkt2-indikatoren-energieverbrauch,property=blob,bereich=bmwi,sprache=de,rwb=true.xls 


10.01.2010 unter: 

http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/energiestatistiken,did=177112.html 


08.02.2010 unter: http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/ziele-der- 

energiepolitik.html 


15.03.2010 unter: 

http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/mineraloelversorgung,did=159688.html 

Bockhorst, M. (2009): Zugriff am 03.01.2010 unter: 

http://www.energieinfo.de/eglossar/node56.html 

Caspian Pipeline Consortium (2010). Zugriff am 03.03.2010 unter: 

http://www.cpc.ru/portal/alias!press/lang!en-US/tabID!3357/DesktopDefault.aspx 

Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH. (2010). Zugriff am 26.02.2010 unter: 

http://www.cac-chem.de/felder_raffinerie_entgasung.php 

Compress VerlagsgesmbH & Co KG (2010). Zugriff am 28.03.2010 unter: 

http://www.wieninternational.at/de/node/14313 

Deutsche AVIA Mineralöl-GmbH (2010). Zugriff am 22.02.2010 unter: 

http://www.avia.de/cms/index.php?page=791 

Deutsche Energie-Agentur (2009). Zugriff am 16.12.2009 unter: http://www.thema- 

energie.de/energie-im-ueberblick/technik/physikalische-grundlagen/energie-in-der- 

geschichte.html 

Deutscher Braunkohlen-Industrie-Verein e.V. (2010). Zugriff am 03.01.2010 unter: 

http://www.braunkohle-forum.de/index.php?article_id=69


Deutscher Bundestag (2010). Zugriff am 31.03.2010 unter: 

http://www.bundestag.de/dokumente/analysen/2009/gasreservehaltung.pdf 

Eagle Burgmann Germany GmbH & Co. KG. (2010). Zugriff am 26.02.2010 unter: 

http://www.eagleburgmann.com/lexikon/de/lex-art-1298.htm 

EBV (Erdölbevorratungsverband), (2010). Zugriff am 15.03.2010 unter: http://www.ebv- 

oil.de/cms/cms2.asp?sid=68&nid=&cof=68 

EBV (Erdölbevorratungsverband), (2010). Zugriff am 15.03.2010 unter: http://www.ebv- 

oil.de/cms/cms2.asp?sid=60&nid=&cof=60 

EnBW Energie Baden-Württemberg AG (2009). Zugriff am 17.12.2009 unter: 

http://www.enbw.com/content/de/impulse/_media/_pdf/lehrerportal/EnBW_Energie.pdf 

E.ON Ruhrgas AG (2010). Zugriff am 28.03.2010 unter: http://micro.eon- 

ruhrgas.com/erdgas/stat05.htm 




ruhrgas.com/lng/ 

E.ON Ruhrgas AG (2010). Zugriff am 07.04.2010 unter: http://www.eon- 

ruhrgas.com/cps/rde/xchg/SID-46433CA2-47B75B56/er-corporate/hs.xsl/678.htm 



E.ON Ruhrgas AG (2010). Zugriff am 07.04.2010 unter: http://www.eon- 

ruhrgas.com/cps/rde/xchg/SID-7F150E5F-2636F772/er-corporate/hs.xsl/678.htm 

Fachverband Gas Wärme (2010). Zugriff am 03.01.2010 unter: 

http://www.erdgasautos.at/erdgasinfo/ 

Global LNG Limited (2010). Zugriff am 30.03.2010 unter: 

http://www.globallnginfo.com/World%20LNG%20Plants%20&%20Terminals.pdf 

IEA (Internationale Energie-Agentur), (2010). Zugriff am 10.03.2010 unter: 

http://www.iea.org/about/membercountries.asp 

ILF Beratende Ingenieure ZT GmbH (2010). Zugriff am 03.03.2010 unter: 

http://www.ilf.com/index.php?id=90&L=0 

King & Spalding LLP (2010). Zugriff am 30.03.2010 unter: 

http://www.kslaw.com/library/pdf/LNG_in_Europe.pdf 

Knowledgerush (2010). Zugriff am 03.03.2010 unter: 

http://www.knowledgerush.com/kr/encyclopedia/Trans-Alaska_Pipeline_System 

KVVH GmbH – Geschäftsbereich Rheinhäfen (2010). Zugriff am 10.03.2010 unter: 

http://www.rheinhafen.de/ger/html/kontakt04.htm


Mess- und Fördertechnik Gwinner GmbH & Co, (2010). Zugriff am 17.03.2010 un- 

ter: http://www.mfx-systems.de/doku_1/1816/01%20Additivation/Sales%20Literature/ 

1739-0001-0049.pdf 

Michelsen, J. (2010). Zugriff am 04.01.2010 unter: http://www.gasanbieter.com/gas- 

geschichte.html 

Montscher und Partner Internationale GmbH, (2010). Zugriff am 17.03.2010 unter: 

http://www.mupsped.at/galerie/gefahrgut/Tankwagen%20richtig%20gekennzeichnet.jp 

g 

MWV (Mineralölwirtschaftsverband), (2010). Zugriff am 09.03.2010 unter: 

http://www.mwv.de/cms/front_content.php?idcat=25 

Nabucco Gas Pipeline International GmbH (2010). Zugriff am 28.03.2010 unter: 

http://www.nabucco-pipeline.com/project/project-description-pipeline-route/project- 

description.html 

Nord Stream AG (2010). Zugriff am 28.03.2010 unter: http://www.nord- 

stream.com/de/the-pipeline/pipeline-route.html 

Novinite Limited (2010). Zugriff am 28.03.2010 unter: 

http://www.novinite.com/view_news.php?id=103733 

Österreichische Wasserstraßen GmbH (2010). Zugriff am 04.03.2010 unter: 

http://www.donauschifffahrt.info/index.php?id=504&no_cache=1&sword_list[0]=tank 

schiff 

OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries), (2010). Zugriff am 

09.02.2010 unter: http://www.opec.org/aboutus/ 

Our-Energy.com (2010). Zugriff am 30.03.2010 unter: 

http://www.erneuerbareenergiequellen.com/erdgas_flussigerdgas.html 

PTB (Physikalisch-Technische Bundesanstalt), (2009). Zugriff am 17.12.2009 unter: 

http://www.ptb.de/de/wegweiser/einheiten/si/geschichte.html 

Rosendorf, E. (2010). Zugriff am 22.03.2010 unter: http://www.ekkehardt- 

lauffen.de/wagen/kesselwagen/index.html 

Schmitz Media (2010). Zugriff am 04.01.2010 unter: 

http://www.energievergleich.de/energiequellen/fossile-energietraeger.htm 

Simon, F. (2010). Zugriff am 18.03.2010 unter: http://www.lagerlogistik- 

help.de/index.php?page=articles&op=readArticle&title=Gefahrgut 

Stadt Wilhelmshaven (2010). Zugriff am 30.03.2010 unter: 

http://www.wilhelmshaven.de/nachrichten/archiv/9763.htm 

Stanger Media (2010). Zugriff am 04.03.2010 unter: 

http://www.logistikbranche.net/verkehrstraeger/seeschifffahrt.html


Stanger Media (2010). Zugriff am 10.03.2010 unter: 

http://www.logistikbranche.net/verkehrstraeger/binnenschifffahrt.html 

Storck-Verlag (2010). Zugriff am 22.03.2010 unter: http://www.storck- 

verlag.de/gtt/2008/09_werner-jochems.pdf 

Süßmeyer, V. (2010). Zugriff am 22.02.2010 unter: 

http://www.energiewirtschaft.net/HTML/SCM.html 

Süßmeyer, V. (2010). Zugriff am 15.03.2010 unter: 

http://www.energiewirtschaft.net/HTML/Lagerung.html 

Telegraph Media Group Limited (2010). Zugriff am 28.03.2010 unter: 

http://i.telegraph.co.uk/telegraph/multimedia/archive/00866/money-graphics- 

2008_866706a.gif 

Tesch, J. (2010). Zugriff am 10.03.2010 unter: http://www.seefracht- 

lotse.de/binnenschifffahrt.html 

Tranel, F. (2009). Zugriff am 16.12.2009 unter: http://www.energieanalyse.info/seiten 

/energie.php?commentStart=5&PHPSESSID=eef0i04%2065k1gjus3v5f2ed2u0 

Universität Marburg (2010). Zugriff am 04.01.2010 unter: http://www.chids.online.uni- 

marburg.de/dachs/expvortr/648/index.html 

Universität Würzburg (2010). Zugriff am 03.01.2010 unter: http://www.geographie.uni- 

wuerzburg.de/fileadmin/09010000/_temp_/Kohle_Geologie.pdf 

Wasser- und Schifffahrtsverwaltung des Bundes (2010). Zugriff am 10.03.2010 

unter: http://www.wsv.de/service/karten/bundeseinheitlich/index.html 

Westdeutscher Rundfunk Köln (2010). Zugriff am 04.01.2010 unter: 

http://www.planetwissen.de/laender_leute/nordrhein_westfalen/steinkohlebergbau/inde 

x.jsp 

Wissenmedia GmbH (2010). Zugriff am 04.01.2010 unter: http://www.wissen.de/wde 

/generator/wissen/ressorts/natur/naturwissenschaften/indexoffline,page=1093614, 

chunk=5.html 

Wissenmedia GmbH (2010). Zugriff am 23.03.2010 unter: 

http://www.wissen.de/wde/generator/wissen/ressorts/technik/mobilitaet/index,page=%2 

01086612.html 

Zeit Online GmbH (2009). Zugriff am 15.12.2009 unter: 

http://www.zeit.de/online/2009/02/gasstreit-russland-ukraine-3 

Zeit Online GmbH (2009). Zugriff am 15.12.2009 unter: 

http://www.zeit.de/online/2009/31/norwegen-oelpest 

Ziegeldorf, H. (2010). Zugriff am 03.03.2010 unter: http://www.agenda21- 

treffpunkt.de/lexikon/Druschba-Pipeline.htm



treffpunkt.de/lexikon/BTC-Pipeline.htm 


treffpunkt.de/lexikon/Erdgas.htm

Ehrenwörtliche Erklärung 130 

Ehrenwörtliche Erklärung 

Hiermit erkläre ich, dass ich die vorliegende Bachelorarbeit selbständig angefertigt ha- 

be. Es wurden nur die in der Arbeit ausdrücklich benannten Quellen und Hilfsmittel 

benutzt. Wörtlich oder sinngemäß übernommenes Gedankengut habe ich als solches 

kenntlich gemacht. 

Aalen, den 30. April 2010 

Ort, Datum Unterschrift

Bachelorarbeit - Logistics Baden-Württemberg

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

Template löschen?

Als Template speichern?