Deutsche Versorgungssicherheit im europäischen Kontext E.ON Global Commodities SE Wilhelmshaven, 3. Juni 2015
E.ON: eines der größten privaten Strom- und Gasunternehmen weltweit Wer wir sind Headquarters in Düsseldorf Globale Präsenz mit Niederlassungen in: Europa Brasilien Russland Singapur U.S. Türkei Naher Osten 58,500 Mitarbeiter #18 in Fortune Global 500 Unsere Aktivitäten Erzeugung (Kohle, Gas, Öl, Kernkraft) Erneuerbare Energien (Wind, Hydro, Solar, andere) Dezentrale Erzeugung Exploration & Produktion Optimierung & Handel Distribution & Vertrieb Neubau- und Technologie-Dienstleistungen 2
Starke regionale Supply-Diversifizierung sichert Deutschlands Erdgasversorgung Diversifizierung der Lieferregionen wird ermöglicht durch: Gut ausgebaute Infrastruktur (Netz und Speicher) Zentrale Stellung im europäischen Erdgasverbund Zunehmend integrierter und liquider europäischer Erdgasbinnenmarkt Deutschland 10% Erdgaslieferregionen für Deutschland, Stand 2013, Quelle: BDEW 3
Liquide Handelsplätze und vernetzter EU-Binnenmarkt sichern die gesamteuropäische Gasversorgung Prinzipiell sichere Versorgung, jedoch lokale Einschränkungen aufgrund von ineffizienter Infrastrukturnutzung und in Krisensituationen denkbar 4
Pipelinenetz, Speicher und LNG gewährleisten Versorgungssicherheit in Nordwesteuropa auch im Unterbrechungsfall ENTSO-G Szenario: Unterbrechung russischer Transitflüsse durch Ukraine oder Polen EWI Szenario: komplette Einstellung der Transitflüsse (Analyse von 11/2014) Source: ENTSO-G, TYNDP 2013-2022 Source: Institute of Energy Economics, University of Cologne, 3.9.2014 5
Neue langfristige Bezugsquellen zur Sicherung einer nachhaltigen Energieversorgung erforderlich Europäische Supply-Demand-Balance [bcm/a] 600 European import need Supply: Eigenförderung aus NOR, UK und NL nimmt im Zeitraum 2008 bis 2030 um 40% ab Diverse Supply Optionen (i.w. Russland, Nordafrika, LNG und 4. Korridor) Demand: 2010 2015 2020 2025 Import gap EU indigenous Norwegen Europäische Gasnachfrage Während die Europäische Eigenförderung abnimmt, steigt die Nachfrage nach Erdgas weiter an Europäischer Importbedarf steigt auf 50-75% im Jahr 2030 (heute 50%) 6 Sources: Woodmac 2014 H1, IEA
Russland Europäische Supply-Diversifizierung in letzten Jahren stetig verbessert Traditionelle Versorgungsquellen Gegenwärtige & künftige Versorgungsmöglichkeiten Nordsee Nordsee 4. Korridor (2) LNG Russland Nordafrika (1) Nordafrika (1) Östl. M.meer (4) LTCs Russland / Nordafrika Nordseeproduktion LTCs Russland / Nordafrika LNG-Importe Vierter Korridor Östliches Mittelmeer 7 1) Nur Pipeline 2) Aserbaidschan, Irak, Iran, Turkmenistan 3) inkl. Unconventionals ab 2015 4) Leviathan
Fazit: Neue Ressourcen erfordern (neue) strategische Partnerschaften Gasressourcen Pipeline und LNG Infrastrukturen erfordern zur Finanzierung langfristige Verträge Partnerschaften Partnerschaften erlauben längerfristige Bindung von Ressourcen Historisch und aktuell gibt es erfolgreiche Partnerschaften Rolle der Wirtschaft Sicherung von langfristigen Absatzmärkten Investition in Gasinfrastruktur up/midstream Rolle der Politik Schaffung stabiler langfristiger Rahmenbedingungen Flankierung neuer strategischer Partnerschaften und Pflege existierender Partnerschaften 8
Umfangreiche weltweite Gasreserven vorhanden 58% konventionelle Ressourcen 811 tcm 1 m³ = 11.5 kwh Quelle: IEA World Energy Outlook 2013 42% unkonventionelle Ressourcen Statistische Reichweite: 240 Jahre (bei gegenwärtigen Produktionsraten) Russische Barentsee Norwegische Barentsee 3,500 300 Westsibirien Norwegische See 700 (Urengoy, Yamburg, Norwegische Nordsee Bovanenko 1,600 Russland u.a.) Dänemark Großbritannien 200 84 32,000 4,100 Niederlande 1,000 Deutschland100 1,300 Usbekistan Kasachstan Italien 100 1,100 Algerien 4,500 5,200 Nigeria Iran 33,000 Libyen 1,500 8,200 Saudi- Arabien 25,000 17,000 Turkmenistan 6,100 V.A.E. 9 9
Wachsende Importerfordernisse für Europas Gasmärkte Gas demand and supply [bscma] 600 European import need ~250 ~450 2010 2015 2020 2025 Range min max Import gap NOR EU indigenous Demand Sources: Woodmac 2014 H1, IEA, E.ON sources 10
Südlicher Korridor mit erheblichem Potential und auch erheblichem Ausbaubedarf Southern Corridor 2030 (bcm/a) 388 Supply 312 76 Own Use 5) Available 13* Imports 2013 TAP (10 bcm/a) Bulgary-Austria TANAP (16 bcm/a) South Stream (63 bcm/a) White Stream (> 8 bcm/a) South Caucasus Pipeline (+16 bcm/a) Trans Caspian Gas Pipeline IGI / Poseidon (8 bcm/a) East Med (8 bcm/a) Israel-Turkey/ Medstream Iran-Turkey Southern corridor Existing pipeline planned pipeline Southern Corridor: Azerbaijan, Iraq, Iran, Israel, Cyprus Volumes to Turkey Own use: Demand in producing countries 11
EU COM wählt Projects of Common Interest aus -- Prioritäten je nach Region unterschiedlich Connecting markets Increasing flexibility Integrating Iberian peninsula New imports 12