ENERGIEPOLITIK

Österreichs Energieaufkommen 2012  lt. Statistik Austria
Öl: 35 %  Kohle: 9,2 %  Erneuerbare: 30 %   Erdgas :22 %   Brennbare Abfälle: 2,6 %
Österreichs Energieaufkommen 2013 Quelle: BMWFW "Energiestatus Österreich 2015"
Öl: 36,2 %  Kohle: 9,7 %  Erneuerbare: 31,6 %   Erdgas :20,6 %   Brennbare Abfälle: 1,9 %
Österreichs Energieaufkommen 2017 Quelle: BMWFW "Energiestatus Österreich 2017"
Öl: 37,9 %  Kohle: 1,6 %  Elektrische Energie: 20,1 %  Biogene Brennstoffe + Sonst. EE: 15,1 %  Fernwärme: 7,1 %  Erdgas: 17,1 %   Brennbare Abfälle: 1,2 %

Erzeugungsstruktur Strom 2017 Quelle: E-Control
Wasserkraft 63 %  Thermische Kraftwerke (fossil) 19 %  Biogene + Sonstige Brennstoffe 9 %  Wind 8 %  Photovoltaik 1 %
ÖKOSTROM  2017 in GWh
Windkraft  5.746  Biomasse 1.999  Kleinwasserkraft 1.625  Photovoltaik 574  Biogas 565  Andere 18
Ökostrom-Anteil am Endverbrauch 17,9 %   Strom aus Wasserkraft  57,1 %   GESAMT 75 %   Quelle: www.e-control.at
Erzeugungsstruktur Strom 2020 Quelle: Denkfabrik Agora Energiewandel
Wasserkraft 62 %  Thermische Kraftwerke (Kohle, Gas, Andere) 20 %   Wind + Photovoltaik 12 %, Biomasse 6 %

Deutschlands Energieaufkommen 2015  lt. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen  www.ag-energiebilanzen.de
Öl: 34 %  Kohle: 24,5 %  Erneuerbare: 12,5 %   Erdgas :21 %   Sonstige: 2,6 %
Deutschlands Energieaufkommen 2020
Öl: 34 %  Kohle: 15,8 %  Erneuerbare: 16,5 %   Erdgas :26,6 %   Sonstige: 7,3 % - (davon 6% Kernenergie)
Erzeugungsstruktur Strom 2020
Erneuerbare: 44,5 %   Erdgas :16,3 %  Braunkohle: 16,2 %  Mineralölprodukte: 11,4 %  Kernenergie: 7,6%  Quelle BUNDESWIRTSCHAFTSMINISTERIUM

Schweizer Energieaufkommen 2018  lt. Bundesamt für Energie
Öl: 35 %  Kohle: 9,2 %  Erneuerbare: 30 %   Erdgas :22 %   Brennbare Abfälle: 2,6 %
Schweizer Energieaufkommen 2021  lt. Bundesamt für Energie
Öl: 35 %  Kohle: 9,2 %  Erneuerbare: 30 %   Erdgas: 15 %   Brennbare Abfälle: 15 %

Beginnen wir klein. Daher daheim. Im Nordosten Österreichs, im Weinviertel.
Dort erstrecken sich unter Weinbergen, Äckern und Wiesen große Öl- und Erdgasfelder. Ab 1942 wurde in diesem Gebiet mehr als die Hälfte der Erdölproduktion des "Großdeutschen Reiches" gefördert. Nach dem Krieg war das Weinviertel 10 Jahre sowjetische Besatzungszone. 10 Mio. Tonnen Erdöl hatten die Russen in diesem Zeitraum gewonnen, noch einmal soviel ließen sie sich als Ablöse für die Unterzeichnung des Staatsvertrags zusichern. Bis zur letzten Lieferung (1963) haben sie sich allerdings mit insgesamt 6,5 Mio. t zufrieden gegeben.

Mess- und Handelseinheiten:
1 Barrel = 159 Liter = 0,136 t      1 Tonne = 7,33 Barrel = 1.160 Liter = 1,16 m³     1 Barrel/Tag = 50 t/Jahr
 

RAG

OMV AG - Konzern

RAG

OMV AG - Konzern

Österreichs in Mio. t

Deutschlands in Mio. t

 1990

2005

2010

2018

2013

2018

 Quellen: Statistik Austria, Fachverband der Mineralölindustrie Österreichs , ÖMV, Mineralölwirtschaftsverband www.mwv.de

• Ö 7,6 Mio. t  Rohöl aus 16 Staaten und 7,1 Mio. t  Fertigprodukte (hauptsächlich Benzin und Diesel)
• D 106,7 Mio. t  Rohöl und 28,6 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 11,4 Mio. t  Rohöl

2008 importierte

• Ö 7,9 Mio. t  Rohöl aus 16 Staaten und 6,7 Mio. t  Fertigprodukte (Benzin,  Diesel, Heizöl, Bitumen, ...)
• D 105,2 Mio. t  Rohöl und  34,6 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 12,2 Mio. t  Rohöl

2009 importierte

• Ö 7,4 Mio. t  Rohöl aus 17 Staaten und 6,2 Mio. t  Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
• D 98,1 Mio. t  Rohöl  und  32,7 Mio. t  Fertigprodukte
• CH  11,7 Mio. t  Rohöl

2010 importierte

• Ö 6,77 Mio. t  Rohöl aus 16 Staaten und 6,9 Mio. t  Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
• D 93 Mio. t  Rohöl  und  35,3 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 12 Mio. t  Rohöl (davon 75 % aus Aserbeidschan)

2011 importierte

• Ö  7,25 Mio. t  Rohöl aus 15 Staaten und 6,9 Mio. t  Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
• D  90,5 Mio. t  Rohöl  und  32,9 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 11,483 Mio. t  Rohöl + Erdölprodukte

2012 importierte

• Ö  7,42 Mio. t  Rohöl aus 19 Staaten und 6,9 Mio. t  Fertigprodukte aus D, I, SK (Benzin, Diesel, Heizöl, ...)
• D  93,2 Mio. t  Rohöl  und  32,263 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 11,7 Mio. t  Rohöl + Erdölprodukte

2013 importierte

• Ö  7,78 Mio. t  Rohöl aus 17 Staaten und 6,2 Mio. t  Fertigprodukte
• D  90,5 Mio. t  Rohöl  und  37,650 Mio. t  Fertigprodukte
• CH 11,9 Mio. t  Rohöl + Erdölprodukte

2014 importierte

• Ö  7,51 Mio. t  Rohöl aus 17 Staaten und 6,02 Mio. t  Fertigprodukte
• D  89,4 Mio. t  Rohöl  und  37,040 Mio. t  Fertigprodukte 
• CH  11,3 Mio. t  Rohöl + Erdölprodukte

2015 importierte

• Ö 8,11 Mio. t  Rohöl aus 18 Staaten und 6,02 Mio. t  Fertigprodukte
• D 91,3 Mio. t  Rohöl  und  37,40 Mio. t  Fertigprodukte  www.ag-energiebilanzen.de
• CH  10,8 Mio. t  Rohöl + Erdölprodukte

2016 importierte

• Ö 7,21 Mio. t  Rohöl aus 17 Staaten und 6,2 Mio. t  Fertigprodukte
• D 91,2 Mio. t  Rohöl  und  38,70 Mio. t  Fertigprodukte   www.mwv.de 
• CH  2,875 Mio. t  Rohöl + 7,777 Mio. tErdölprodukte

2017 importierte

• Ö 7,32 Mio. t  Rohöl aus 14 Staaten und 6,7 Mio. t  Fertigprodukte
• D 90,7 Mio. t  Rohöl  und  41,0 Mio. t  Fertigprodukte   www.mwv.de 
• CH  2,837 Mio. t  Rohöl + 7,773 Mio. t Erdölprodukte

2018 importierte

• Ö 8,3 Mio. t  Rohöl aus 14 Staaten und 6,67 Mio. t  Fertigprodukte
• D 85,2 Mio. t  Rohöl  und  40,3 Mio. t  Fertigprodukte   www.mwv.de 
• CH

2019 importierte

• Ö 8,6 Mio. t  Rohöl aus 14 Staaten und 6,64 Mio. t  Fertigprodukte
• D 
• CH

2020 importierte

• Ö 7,5 Mio. t  Rohöl aus 17 Staaten und 6,22 Mio. t  Fertigprodukte

2021 importierte

• Ö 7,6 Mio. t  Rohöl aus 13 Staaten und 6,06 Mio. t  Fertigprodukte

Mit dem ERDÖLBEVORRATUNGSGESETZ 2012 (78. Bundesgesetz über die Haltung von Mindestvorräten an Erdöl und Erdölprodukten) trifft Österreich Vorsorge um Lieferengpässe aus politischen Gründen oder wegen technischer Problemen ohne wirtschaftlichen Schaden zu überbrücken:

§ 4.(1) Importeure von Erdöl, Erdölprodukten, Biokraftstoffen oder Rohstoffen zur direkten Erzeugung von Biokraftstoffen haben nach Maßgabe der Bestimmungen dieses Bundesgesetzes Pflichtnotstandsreserven zu halten (Vorratspflichtige). Sofern es sich um Importeure mit dem Sitz in einem Drittland oder in einem anderen EU-Mitgliedstaat handelt, ist der erste inländische Warenempfänger vorratspflichtig.

    (2) Das Befördern von Treibstoffen, die im Hauptbehälter von Fahrzeugen oder deren Reservebehältern eingeführt werden, stellt keinen Export im Sinne des § 3 ..... dar.

§ 5.(1) Vorratspflichtige haben ab 1. April jeden Jahres (Beginn einer Bevorratungsperiode) je 25 % des Importes an Erdöl und den einzelnen Erdölprodukten sowie Biokraftstoffen und Rohstoffen zu direkten Erzeugung von Biokraftstoffen im vorangegangenen Kalenderjahr (Vorjahresimport) als Pflichtnotstandsreserven im Inland zu halten. ...

§ 7.(1) Die Vorratspflicht kann nach Wahl des Vorratspflichtigen auf folgende Weise erfüllt werden:
1. durch Haltung von Pflichtnotstandsreserven durch den Vorratspflichtigen;
2. durch gemeinsame Haltung von Pflichtnotstandsreserven durch zwei od. mehrere Vorratspflichtige;
3. durch privatrechtlichen Vertrag, der den Vertragspartner verpflichtet eine bestimmte Menge an Erdöl od. Erdölprodukten, Biokraftstoffen od. Rohstoffen zur direkten Erzeugung von Biokraftstoffen zur Verfügung zu halten, wobei sich diese Mengen entweder im Eigentum des Vorratspflichtigen oder des Vertragspartners befinden müssen;
4. durch Übernahme der Vorratspflicht durch Lagerhalter gem. § 8.  siehe Inserat weiter unten
.....

§ 9.(1) Als zentrale Bevorratungsstelle (ZBS) wird die Erdöl-Lagergesellschaft m. b. H. eingerichtet. ... Für die ZBS gelten folgende zusätzliche Bestimmungen:
1. Die ZBS muss eine Kapitalgesellschaft mit Sitz in Österreich sein, deren Unternehmensgegenstand die Übernahme der Vorratspflicht nach diesem Bundesgesetz ist. ...
2. Die ZBS darf keine Geschäfte betreiben, die nicht unmittelbar oder mittelbar dem Unternehmensgegenstand dienen.
3. Die ZBS hat bei der Standortwahl der Lager regionale Versorgungsgesichtspunkte zu berücksichtigen. ...

   (4) Die ZBS hat dem Bundesminister für Wirtschaft, Familie und Jugend über Aufforderung jederzeit nachzuweisen, dass die in Triest gelagerten Rohölbestände ständig verfügbar sind und über das Pipelinesystem der TAL und der Adria-Wien Pipeline GmbH (AWP) innerhalb angemessener Zeit in das Inland gebracht werden können.

§ 12.(1) Wer Erdöl oder Erdölprodukten sowie Biokraftstoffen oder Rohstoffen zu direkten Erzeugung von Biokraftstoffen ... zu importieren beabsichtigt, hat vor der Aufnahme einer solchen Tätigkeit dies dem  Bundesminister für Wirtschaft, Familie und Jugend schriftlich zu melden. ...

§ 14.(1) Die Pflichtnotstandsreserven sind so zu lagern, dass die Beschaffenheit der gelagerten Energieträger erhalten bleibt. ...

§ 23.(1) Der Bundesminister für Wirtschaft, Familie und Jugend kann den Stand der Pflichtnotstandsreserven, deren Beschaffenheit sowie die Beschaffenheit und Ausstattung der Lager jederzeit während der üblichen Geschäftszeiten überprüfen. ....

§ 24.(1) Sofern die Tat nicht den Tatbestand einer in die Zuständigkeit der Gerichte fallenden strafbaren Handlung bildet, begeht eine Verwaltungsübertretung, wer seiner Vorratspflicht nach § 4 nicht nachkommt, und ist von der Bezirksverwaltungsbehörde mit Geldstrafen bis zu 58.120 Euro, im Fall ihrer Uneinbringlichkeit mit einer Ersatzfreiheitsstrafe bis zu sechs Monaten zu bestrafen und für den Fall der fahrlässigen Begehung mit Geldstrafe bis zu 29.060 Euro, im Fall ihrer Uneinbringlichkeit mit einer Ersatzfreiheitsstrafe bis zu drei Monaten zu bestrafen. ...

§ 28.(1) Zur Sicherstellung der Elektrizitätsversorgung haben Betreiber von mit fossilen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken Brennstoffvorräte in einem Umfang zu halten, der es jederzeit ermöglicht, die Lieferung elektrischer Energie im Umfang der Engpassleistung für die Dauer von 30 Tagen fortzusetzen oder den Eigenbedarf zu decken. ....

Strategische Erdölreserven in Mio. t   /  Reserven in Tagen bei Ausfall der Importe
 

• Koordinierung der Erdölpolitik in den Förderstaaten
• Stabilisierung der Weltmarktpreise durch Regulierung der Fördermengen
• "faire Erträge" für Investoren in die Erdölindustrie

In den letzten Jahren haben einzelne OPEC-Mitglieder versucht, durch Androhung einer Reduzierung der Fördermengen politische Ziele durchzusetzen.
Das klappt nicht immer, weil es einigen Mitgliedern an der Förderdisziplin mangelt. Besonders locker nehmen es Venezuela und der Iran. Libyen, Algerien und Ecuador halten ihre Förderquoten eher nur verbal ein; Nigeria  und Angola sind froh, wenn sie es schaffen, die ihnen erlaubten Mengen zu fördern. Für den Irak sind keine Quoten festgelegt.

Mitgliedstaaten sind Algerien, Indonesien¹, Irak, Iran, Katar, Kuwait, Libyen, Nigeria, Saudi-Arabien, Vereinigte Arabische Emirate, Venezuela, Ecuador und Angola (seit 1. 1. 2007).
In halbjährlichen Abständen hält die OPEC eine Konferenz ab, an der die Erdöl- und Finanzminister der Mitgliedstaaten teilnehmen. Dabei gefasste - oder ausbleibende - Beschlüsse haben unmittelbare Auswirkungen auf den Erdölpreis. Dieser wird in US-Dollar pro Tonne oder Barrel (Fass mit 159 Liter) angegeben.
Die OPEC-Staaten produzieren zusammen ~42 % des weltweit geförderten Erdöls und verfügen über 71,5 % der von der EIA mit 171 Mrd. t bezifferten Weltreserven. (Stand 1. 1. 17 Quellen: Internationale Energieagentur IEA; US-Behörde Energy Information Administration EIA).
Katar  OPEC-Austritt Ende 2018.

Europa bezieht 38 % seines Erdöls aus OPEC-Staaten. Stand 1/2011

Bei einer Blockade folgender Seewege fallen pro Tag ... Prozent des Weltölhandels aus:

• Straße von Hormuz   20 % (Das waren 2011 im Durchschnitt 17 Mio. Fass Rohöl pro Tag. Durch die Meerenge zwischen Oman und Iran müssen Tanker, die Öl aus Iran, Irak, Kuwait, VAR und Saudi-Arabien transportieren.)
   19 % (Das waren 2016 18,5 Mio. Fass Rohöl pro Tag.)
• Straße von Malakka   13 %
• Bab al Mandab - Das Tor der Tränen (Golf von Aden)  3 %
  5 % (Das waren 2016 4,8 Mio. Fass Rohöl pro Tag.)
• Bosporus 3 %
• Suezkanal 2 %
• Panamakanal 1 %

Die OPEC prognostiziert eine für sie erfreuliche Energieverbrauchszukunft. Von gesamt 286 Mio. Fass Öläquivalenten/Tag 2018 (linke Säule) auf 358 im Jahr 2040 (rechte Säule):

2009 betrug der Jahres- Weltbedarf 3,82 Mrd. Tonnen (2008: 3,93 Mrd. Tonnen).  Laufend werden neue Vorkommen entdeckt, so dass derzeitige Prognosen von Vorräten bis mindestens 2055 sprechen - vorausgesetzt, es werden keine zusätzlichen Lagerstätten entdeckt und der Verbrauch bleibt auf gleichem Niveau.

Die bestätigten, wirtschaftlich gewinnbaren Ölreserven betrugen zum 31. 12. 09 185 Mrd. t.
Bei unverändertem Weltverbrauch reicht diese Menge noch für 46 Jahre sollte. Mineralölbericht 2009

Im Jahr 2010 stiegen die globalen Erdölreserven um 8,5 %. Die größte Zunahme - +113 % - verzeichnete Venezuela. Damit besitzt es hinter Saudi Arabien die zweitgrößten Vorkommen.
Wenn Saudi Arabien die aktuelle Produktionsmenge beibehält, reichen seine Reserven noch 80 Jahre, ohne dass eine neue Quelle angezapft werden müsste.  Oil & Gas Journal   Feb. 2011

Aber wer weiß schon, wie die Welt in 50 Jahren aussehen wird und was die Technik bis dahin ermöglicht.
Wobei, es gibt auch Stimmen, welche die Erdölzukunft ganz anders sehen. Colin Campell, ein Geologe, der für BP und Amoco Erdölfelder erschlossen hat, ist eine davon. Seiner Meinung nach wird die Erdölförderung 2010 den absoluten Höhepunkt erreichen, bis zu diesem Zeitpunkt wird die Hälfte aller Erdölvorkommen verbraucht sein. Der Bedarf wird jedoch weiterhin steigen.
 
Großen Einfluss auf die zeitliche Reichweite der Versorgung mit Erdöl werden die ständigen Verbesserungen der Fördertechniken haben. Häufig verbleiben aus technischen Gründen mehr als die Hälfte des Vorkommens in der Lagerstätte. Könnte die Ausbeute auf 60 % erhöht werden würde das den Zeithorizont um einige Jahre verlängern. Auch ohne Entdeckung neuer Lagerstätten.

2012 schätzte BP die globalen Erdölreserven auf 235,8 Mrd. t - gegenüber 2002 ein Plus von20 %(!). Bei gleich bleibendem Verbrauch reichen die Vorräte noch 57 Jahre.

2013 bezifferte BP die globalen Erdölreserven auf 238,2 Mrd. t. Bei gleich bleibendem Verbrauch (Förderung 2013: 4,126 Mrd. t / Verbrauch: 4,209 Mrd. t) reichen die Vorräte noch 58 Jahre.

2015 bezifferte BP die globalen Erdölreserven auf 239,4 Mrd. t. Bei gleich bleibendem Verbrauch (Förderung 2015: 4,361 Mrd. t / Verbrauch: 4,331 Mrd. t) reichen die Vorräte noch 55 Jahre.  Quelle: BP Statistical Review 2016

2016 bezifferte BP die globalen Erdölreserven auf 241 Mrd. t. Bei gleich bleibendem Verbrauch (Förderung 2016: 4,382 Mrd. t / Verbrauch: 4,418 Mrd. t) reichen die Vorräte noch 55 Jahre.  Quelle: BP Statistical Review 2017

2018 bezifferte BP die globalen Erdölreserven auf 244 Mrd. t. Bei gleich bleibendem Verbrauch (Förderung 2018: 4,474 Mrd. t / Verbrauch: 4,662 Mrd. t) reichen die Vorräte noch 55 Jahre.  Quelle: BP Statistical Review 2019

Das CIA World Factbook (https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/) veröffentlichte im Frühjahr 2011 eine Reihung der Staaten mit den größten Ölreserven (inkl. Ölschiefervorkommen) und bezifferte deren Wert, wobei man von einem Preis von 112 $ je Barrel ausging:

Australien

15

   Allzeit-Höchststand am 11. Juli 2008: 147,50 $

• West Texas Intermediate (WTI), das qualitativ beste Erdöl, erzielt lange Zeit die höchsten Preise. Es ist besonders schwefelarm, wird nur in den USA (Börse: New York - NYMEX) gehandelt - [seit den Weltkriegen besteht ein Exportverbot für Erdöl, nur Raffinerieprodukte dürfen ausgeführt werden] -  und ist daher für den europäischen Markt völlig bedeutungslos. Dennoch argumentierten die Ölkonzerne ihre Preisgestaltung in Europa - sobald es ihnen einen Vorteil brachte - mit dem WTI-Preis.
  Lagerstand im Oktober 2014: 19 Mio. Barrel, im März 2015: 51,5 Mio. Barrel
   
  Allzeithöchst (Börsenschluss) am 11. 7. 2008 mit 147,27 $.      Stand 15. 9. 08 95,72 $           Stand  28. 9. 2021  76,67 $*
   
• DATED BRENT** (Handelsplatz Londoner Börse - ICE), das  - ohne dessen Qualität zu erreichen - mehr oder weniger knapp über dem Preis der Sorte WTI notiert.
  Seit 2010 ist Dated Brent teurer als WTI.
   
  Börsenschluss 30. 11.2001 19,29 $ / 11. 7. 2008 147,50 $ Allzeithöchst  / Stand 15. 9. 08 92,60 $  / Stand 28. 9. 2021  80,07 $*
   
• Das qualitativ schlechtere (hoher Schwefelgehalt), spezifisch schwerere, "saure" Dubai Fateh aus dem OPEC-Raum (Handelsplatz Dubai Mercantile Exchange - DME aber auch an der ICE)

*Preis am Spotmarkt zur sofortigen Lieferung
Zwischen dem Spotmarktpreis und dem Terminpreis gibt es mehrere Preisstufen, welche die Auslieferungsbedingungen und die unterschiedlichen Erdölqualitäten abbilden:
**DATED BRENT wird der Preis für die Nordsee-Sorten Brent, Forties, Oseberg und Ekofisk (BFOE) in den nächsten 21 Tagen ab Handelstag genannt.
FORWARD BRENT nennt man den Preis der o. a. Sorten für Lieferungen ab frühestens 21 Tagen bis zu neun Monaten.

Undurchsichtig ist die Festsetzung der Preise von Rohöl, Benzin, Biotreibstoffen, ... . Die Händler der Marktteilnehmer (Raffinerien, Großkunden, Fluglinien, ...) melden die Preise, die sie für Kontrakte bezahlen an "unabhängige" Preisagenturen (PLATTS, ARGUS MEDIA, ...). Ob die Preisangaben wirklich stimmen und wer welchen Preis gemeldet hat, bleibt geheim.
 
Weltweit werden etwa 130 Rohölsorten gefördert. Ihre Preisen richten sich nach dem Qualitätsunterschied zur leichten, schwefelarmen Sorte Brent (Dated Brent):

• Nigeria, Angola, Kongo
  Bonny Light, Brass River, EA, Escravos, Forcados, Qua Iboe, Gabinda, Hurgo, Nemba, N`Kossa
• Russland + GUS
  Urals, Sibirian Light, Azeri Light
• Mittelmeer Sorten
  Suez Blend, Algerian Light, Es Sider, Brega
• GB + Norwegen
  Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk, Flotta, Foinaven, Gulfaks
• Sudan
  Dar Blend (ist so dickflüssig, dass ein Transport nur in erhitztem Zustand möglich ist), Nile Blend
• Vietnam + Australien
  Cossak, Bach Ho, Minas
• Arabischer Golf
  Arab Light, Burgan (Kuwait), Iranian Heavy, Iranian Light

Lediglich für Nord- und Südamerika ist der Preis der Sorte WTI maßgeblicher Referenzwert.

Bei großen Preisstürzen (zuletzt 2008 und 2014/15) hoffen die Händler auf steigende Preise bei Lieferungen zu einem späteren Zeitpunkt. Sie befüllen zuerst kostengünstige Lager am Festland, danach nutzen sie Tankschiffe als schwimmende Lager. Ein großes Tankschiff fasst 2 Mio. Barrel, täglich fallen etwa 100.000,- $ an Miete an.

Für einen ausgeglichenen Staatshaushalt benötigen die folgenden Nationen einen Fasspreis von

• Saudiarabien 87 $
• Oman 87 $
• VAR 70 $
• Bahrain 95 $

90 % der Staatseinnahmen des IRAK stammen aus Erdölverkäufen.  Daten 27. April 2020  Quelle NZZ-International  S 3

Irak

Weltverschwender Nr. 1 im Bereich Energie waren bis 2009 die USA.  Bei Erdöl sind sie immer noch mit Abstand größter Verbraucher. Im Vergleich mit China (2009: 420 Mio. t) ist der US-Verbrauch doppelt so hoch.
Sie "konsumieren" jeweils mehr als ein Fünftel des Weltverbrauchs an Erdöl (US-Verbrauch 2009: 835 Mio. t) bzw. Erdgas. Die Öl-Eigenförderung beträgt 8,94 Mio. Fass pro Tag 2016, der tägliche Verbrauch 21 Mio. Fass, was einen Importanteil von ~65 % ergibt. 2009 förderten die USA mit 325 Mio. t nur noch 3/4 der Menge von 1990. Daher reagieren sie besonders sensibel auf jeden politischen Ausschlag in "ihren" Lieferstaaten:
Jeweils 12 % der Einfuhren kommen aus Saudi Arabien und Nigeria, Venezuela liefert 10 %, Angola 6 %, Irak 5 %, je 3 % werden aus Kolumbien, Ecuador und Algerien bezogen. 1/3 kommt aus "sicheren" Staaten (18 % aus Kanada, 15 % aus Mexiko). Die restlichen 13 % entfallen auf mehrere Staaten. Stand Ende 2005 Quelle: EIA
Im Sommer 2012 begann Shell mit Probebohrungen vor der Küste Alaskas. Auf dem dortigen Kontinentalschelf werden abbaubare Ölreserven von 26 Mrd. Barrel und Gasvorkommen von 3,7 Bio. m³  (132 Bio. Kubikfuß) vermutet.
 
Ein weiterer Lichtblick war die Entdeckung von Feldern im Golf von Mexiko im Jahr 2006. Die dort in 9000 m (!) Tiefe eingeschlossenen Ölmengen wurden auf 3 Mrd. bis 15 Mrd. Barrel geschätzt. Die Förderkosten auf ca. 40 $ pro Barrel.
30 $ bis 70 $ pro Barrel betragen die Kosten für die Gewinnung von Erdöl aus Schiefergestein (siehe auch Schiefergas). Die US-Vorräte (1,5 Bio. t) sind fünfmal größer als jene Saudi Arabiens (260 Mrd. t) 10/2011
[Zum Vergleich: Lukoil fördert in Sibirien zu durchschnittlichen Kosten von 2,5 $ pro Fass - Stand 2007
Die Förderkosten der weltweit größten privaten Ölkonzerne liegen zwischen 6 und 10 $ pro Barrel, inkl. Explorations-, Erschließungs-, Administrations- und Finanzierungskosten kostet das Barrel rund 30 $.Stand 12/2007]
Eine "stille" Reserve stellen erstens die schon vor Jahren "geschlossenen" alten Erdölfelder dar. Sie wurden nur zu 30 % ausgebeutet. Mit neuen Fördermethoden können ihnen noch beachtliche Mengen entnommen werden.
Zweitens bleibt noch die Hoffnung auf Aufhebung des 1982 vom Kongress beschlossenen Förderverbotes in 85 Prozent der amerikanischen Küstengewässer. In diesem Gebiet werden 20 Mrd. Barrel Erdöl und 2.500 Mrd. m³ Erdgas vermutet.
Das 1973 erlassene Ausfuhrverbot für US-Rohöl wurde im Dezember 2015 aufgehoben.
Täglicher Ölbedarf: 16 Mio. Barrel, die Hälfte davon wird importiert Juni 2014
Täglicher Ölbedarf: 18 Mio. Barrel, davon werden 7 Mio. Barrel importiert März 2015

Tägliche Ölproduktion: 15 Mio. Barrel    Quelle: "Steingarts Morning Briefing" 23. April 2019
 
Ölverbrauch 1965: 552 Mio. t  Ölförderung 1965: 428 Mio. t
Ölverbrauch 2011: 834 Mio. t  Ölförderung 2011: 352 Mio. t
Ölverbrauch 2013: 831 Mio. t  Ölförderung 2013: 446 Mio. t
US-Energieaufkommen lt. IAEA 1. 1. 2011
Fossile Energie: 71 %   Wasserkraft: 6,5 %   Kernenergie:20 %   Erneuerbare Energieformen: 3,4 %
 

 
2010 förderte Kanada 3,1 Mio. Barrel / Tag
2011 förderte Kanada 2,8 Mio. Barrel / Tag davon 1,5 Mio. aus Ölsand.
2012 förderte Kanada 4 Mio. Barrel / Tag
2014 förderte Kanada 4,3 Mio. Barrel / Tag
2016 förderte Kanada 3,54 Mio. Barrel / Tag
Ölverbrauch 2013: 103 Mio. t  Ölförderung 2013: 196 Mio. t Ölförderung 2014: 213 Mio. t

In Mexiko, 2003 noch fünftwichtigster Erdölproduzent, 2009 mit 148 Mio. t bereits an siebenter Stelle, gehen die Vorräte (12,9 Mrd. Barrel 2012) zur Neige. Bei einer täglichen Förderung von 2,55 Mio. Barrel 2012 (2004 waren es noch 3,8 / 2008 3,2) geht die Hälfte in den Export. Die Vorräte in den erschlossenen Lagerstätten gehen rasch zur Neige. Bei unveränderter Förderung wird Mexiko spätestens 2021 zum Ölimporteur.
Geschätzte 30 Mrd. Barrel sollen vor der Küste in mindestens 500 Metern Tiefe lagern. Eine Sondierungsbohrung nach diesem Schatz kostet 150 Mio. $ und hat eine Trefferwahrscheinlichkeit von 15 %.
40 % der Staatseinnahmen Mexikos stammen aus den Abgaben der staatlichen Erdölgesellschaft PEMEX (führt 60 % seiner Einnahmen als Steuern ab. 2006 zahlte PEMEX 54 Mrd. $ an den Staat, 2012 trug PEMEX mit 53 Mrd. $ rund ein Drittel zum Staatshaushalt bei.
2012 förderte Mexiko 2,55 Mio. Barrel / Tag
2014 förderte Mexiko 2,7 Mio. Barrel / Tag
2019 förderte Mexiko 1,7 Mio. Barrel / Tag

Norwegen, siebtgrößter Öl- und zweitgrößter Erdgasexporteur, hat neue Reserven entdeckt. 200 km vor der norwegischen Küste fand der Ölkonzern Statoil in der Barentsee ein Feld mit rund 500 Mio. Barrel Öläquivalenten. In Öläquivalenten wird der Energiegehalt einer Fundstätte angegeben, da neben Erdöl immer auch Erdgas vorhanden ist. Quelle: Handelsblatt  4. 4. 11
Im August 2011 informierte Statoil über einen weiteren Fund. In den beiden Feldern "Aldous" und "Avaldsnes" liegen förderbare Reserven zwischen 0,5 bis 1,2 Mrd. Barrel. Im Oktober revidierte Statoil die Schätzungen für "Aldous" auf 900 Mio. bis 1,5 Mrd. Barrel.
Nächste Erfolgsmeldung im August 2012. 200 km westlich vor Stavanger findet Statoil das Feld "Geitungen", das 140 bis 270 Mio. Barrel Öl und Gas enthalten soll. 40 % des Feldes gehören Statoil, 30 % Petoro, 20 % Det Norske Oljeselskap (alle Norwegen), 10 % Lundin (Schweden). Quelle: Handelsblatt  28. 8. 12
2013 förderte Norwegen 82,6 Mio. t
Demnächst wird im "Johan-Sverdrup-Feld", einem der reichsten Vorkommen, die jemals auf dem norwegischen Kontinentalsockel entdeckt worden sind, die Produktion aufgenommen. Man rechnet, dass im Jahr 2023 fast der Produktionsspitzenwert von 2004 erreicht werden wird. Quelle: NZZ  28. 1. 2019   S 7

Großbritannien förderte 2014 täglich 1,4 Mio. Fass Erdöläquivalente (im Jahr 2000: 4,5 Mio. Fass) und deckt damit nur noch 2/3 seines Bedarfs. 2015 beliefen sich die Förderkosten je Barrel auf 17 Pfund.
2013 förderte GB 38,6 Mio. t

Weit besser steht der Iran da. Bei gleich bleibendem Verbrauch langen seine Ölvorräte noch für 90 Jahre, bei Erdgas sieht es mit 220 Jahren noch besser aus. Stand Juli 2007
Knapp10 % der Tagesförderung von 4,2 Mio. Barrel bezieht Indien, das 2010 dafür 12 Mrd. $ bezahlte. Handelsb. 5. 1. 11
Ein Jahr später förderte das Land 3,615 Mio. Barrel / Tag, Hauptabnehmer ist China mit täglich 0,55 Mio. Barrel.
Es folgen Japan (0,327 Mio.), Indien (0,31 Mio.), Rest-Asien (0,24 Mio.), Südkorea (0,228 Mio.), Türkei (0,20 Mio.), Italien (0,185 Mio.), Spanien (0,161 Mio.), Griechenland (0,103 Mio.), Südafrika (0,08 Mio.). Quelle: EIA Feb. 12
Sanktionen des Westens ließen die Exporte von 2,5 Mio. Barrel / Tag (2012) zunächst auf 1,26 Mio. Barrel / Tag (Sep. 2013) und schließlich auf 0,715 Mio. Barrel / Tag (Okt.. 2013) abstürzen. Quelle: EIA
Die Tagesproduktion lag vor den Sanktionen bei 3,5 Mio. Barrel / Tag (2012), im Oktober 13 wurden 2,7 Mio. Barrel / Tag  gefördert. Quelle: JBC Energy
2016 wurden 3,89 Mio. Barrel / Tag  gefördert
2013 förderte Iran 152,7 Mio. t

Saudi Arabien erwirtschaftet 50 bis 60 Prozent seines BIP aus dem Verkauf von Erdöl. Von den Gesamtexporten entfallen 85 % auf Erdöl. 9 bis 10 Mio. Fass werden täglich gefördert, in Krisenfällen kann die Förderung auf 12,5 Mio. gesteigert werden.
2010 gingen 57 % des saudischen Öls in den Fernen Osten, 14 % in die USA, 4 % nach Europa.
2010 förderte Saudi Arabien 10 Mio., 2012 12 Mio. Barrel / Tag, Barrel / Tag, 2012 12 Mio. Barrel / Tag, 2014 11,5 Mio. Barrel / Tag, 2016 10,4 Mio. Barrel / Tag
2013 förderte Saudi Arabien 536,6 Mio. t
90 % der Exporteinnahmen und 80 % der Steuereinnahmen Saudi Arabiens stammen aus Ölverkäufen.

China, der fünftgrößte Erdölproduzent der Welt, verbrauchte im Sommer 2008 fast 10 % der täglichen Weltförderung (>8 von weltweit 85 Mio. Barrel ); die Lieferanten waren: 675.000 Barrel aus Angola, 656.000 aus Saudiarabien, 433.000 aus Iran, 285.000 aus Oman, 252.000 aus Russland, 216.000 aus dem Sudan, 200.000 aus Venezuela, 109.000 aus Kasachstan, 97.000 aus Libyen, 95.000 aus dem Kongo, 628.000 aus anderen Staaten. Quelle: Rohstoffreport
Bis 1995 noch Selbstversorger, musste es 2003 91 Mio. t importieren. Das entsprach 37 % seines Gesamtbedarfs. 2004 betrugen die Einfuhren schon 110 Mio. t bzw. 2,5 Mio. Fass pro Tag, das entsprach schon 40 % seines Verbrauchs. Damit war China innerhalb von nur zehn Jahren zum zweitgrößten Importeur geworden. 2006 waren schon 7 Mio., 2007 sogar 7,6 Mio. Fass erforderlich um den täglichen Bedarf zu decken. 2009 musste China 230 Mio. t Erdöl einführen.
2009 förderte China 190 Mio. t selbst - womit es seinen Bedarf zu knapp 45 % decken konnte. Offiziell werden die wirtschaftlich nutzbaren Reserven mit 2,04 Milliarden Tonnen (= 14,9 Mrd. Fass) beziffert.
2010 förderte China 4,1 Mio. Barrel / Tag, 2012 4 Mio. Barrel / Tag, 2016 4,03 Mio. Barrel / Tag
2013 förderte China 210,8 Mio. t
2009 war China erstmals mit 2.252 Mio. t Erdöleinheiten weltweit der größte Energieverbraucher vor den USA mit 2.170 Mio. t.
2010 verbrauchte China 20 % des weltweiten Energieaufkommens. An zweiter Stelle folgen die USA mit 19 %.
Chinas Energieaufkommen 2013   lt. BP Statistical Review of World Energy 2014
Kohle: 67 %   Erdöl: 18 %   Erdgas: 5 %  Wasserkraft: 7 %   Kernenergie:1 %   Erneuerbare Energieformen: 2 %

Japan, mit einem Tagesbedarf von 5 Mio. Fass der drittgrößte Erdölverbraucher, fördert aus 145 eigenen Quellen täglich wenig beeindruckende 19.000 Fass. Stand: 2010
Ein Territorialstreit mit China um die Gewässer rund um die Senkaku-Inseln (chinesische Bezeichnung: Diaoyu-Inseln), in denen große Erdöl- und Erdgasvorkommen vermutet werden, ist aufrecht.

Russland förderte 2004 450 Mio. t (2003: 421 Mio. t) und war weltgrößter Produzent (vor Saudi Arabien). Mit einer Exportmenge von 260 Millionen Tonnen lag Russland an zweiter Stelle (hinter Saudi Arabien) der Weltrangliste.
2006 steigerte Russland die Erdölförderung auf 485 Mio. t, davon verbrauchte es für den Eigenbedarf 136 Mio. t.
Seit 2011 wird China mit 300.000 Barrel / Tag über die ESPO-Pipeline (Länge: 4.000 km Kosten: 25 Mrd. $) versorgt.
Russland hat die EU an der Energiegurgel. Es liefert 36,4 % aller EU-Rohölimporte und 36,7 % aller EU-Gasimporte. Quelle: Directorate General Energy and Transport 2005

2013 förderte Russland 10,5 Mio. Barrel / Tag (524 Mio. t / Jahr), kein anderer Ölproduzent erreichte diesen Wert. Täglich wurden ~7,5 Mio. Barrel (bpd) exportiert. Im November 2013 wurde mit 10,6 Mio. Barrel / Tag ein Höchststand erreicht.

2014 förderte Russland 10,58 Mio. Barrel / Tag (527 Mio. t / Jahr)
2015 förderte Russland 10,7 Mio. Barrel / Tag
2016 förderte Russland 10,43 Mio. Barrel / Tag

Kasachstan förderte 2012 79 Mio. t (1,6 Mio. Fass / Tag 2014) und will die Produktion bis 2018 auf 110 Mio. t / Jahr erhöhen.
Am 11. 9. 2013 begann die Förderung auf dem Offshore-Feld Kaschagan. Die förderbaren Reserven des Feldes werden auf 13 Mrd. Barrel geschätzt. In der Anfangsphase werden 180.000 Fass pro Tag gefördert, ab 2015 370.000. Die Aufschließung des Feldes dauerte 13 Jahre, das Betreiberkonsortium (Eni, Total, Shell, ...) musste ~50 Mrd. $ investieren.
2013 förderte Kasachstan 81,8 Mio. t

Deutschland fördert aus nationalen Quellen 2,06 Mio. t / Jahr 2018 (2,6 Mio. t / Jahr 2013). Die Reserven betragen 32 Mio. t 2013. Deutschlands Rohölimporte kamen 2018 zu 30,9 % (2013: 34 %) aus Russland.
Deutschlands Stromerzeugung  Quellen: www.bundesnetzagentur.de   www.kernenergie.de   www.ag-energiebilanzen.de   www.bdew.de
2000: Braunkohle: 25,7 %   Steinkohle: 24,8 %   Erdgas: 8,5 %   Kernenergie: 29,5 %   Erneuerbare Energieformen: 6,6 %  Übrige: 4,9 %
2013: Braunkohle: 25,8 %   Steinkohle: 19,7 %   Erdgas: 10,5 %   Kernenergie: 15,4 %   Erneuerbare Energieformen: 23,4 %  Übrige: 5 %
2014: Braunkohle: 25,4 %   Steinkohle: 17,8 %   Erdgas: 9,4 %   Kernenergie: 15,8 %   Erneuerbare Energieformen: 26,2 %  Übrige: 4,4 %
2015: Braunkohle: 24,0 %   Steinkohle: 18,3 %   Erdgas: 9,4 %   Kernenergie: 14,2 %   Erneuerbare Energieformen: 29,0 %  Übrige: 5,1 %
2016: Braunkohle: 23,0 %   Steinkohle: 17,0 %   Erdgas: 12 %   Kernenergie: 13,0 %   Erneuerbare Energieformen: 30,0 % (gerundet; davon 12 % Windkraft; 3 % Wasserkraft; 8 % Biomasse; 6 % Photovoltaik)  Übrige: 5 %
2017:

AFRIKAs nachgewiesene Ölreserven werden mit 132,1 Mrd. Barrel beziffert. Afrikanisches Tiefseeöl ist leicht und schwefelarm.
Verteilung: Libyen 46,4 Mrd. Barrel; Nigeria 46,4 Mrd. Barrel; Angola 13,5 Mrd. Barrel; Algerien 12,2 Mrd. Barrel; Sudan 6,7 Mrd. Barrel; Ägypten 4,5 Mrd. Barrel; Gabun 3,7 Mrd. Barrel; Kongo 1,9 Mrd. Barrel; Äquatorial Guinea 1,7 Mrd. Barrel. Quelle: BP 2011
Im Golf von Guinea werden Vorkommen von mehr als 70 Mrd. Barrel vermutet. Dazu gehört das bereits genutzte Feld Jubilee1 vor der ghanesischen Küste mit geschätzten 1,8 Mrd. Barrel.
Nigeria ist der größte afrikanische Erdölproduzent (2001: 110 Mio. t/J, 2005: 125 Mio. t/J, 2009: 106 Mio. t/J, 2013: 98/Mio. t/J). Sofern nicht die Guerilla im Nigerdelta Erdölarbeiter entführt, Pipelines zerstört oder Förderanlagen angreift. Dann setzt sich Angola an die Spitze (2009: 88/Mio. t/J, 2013: 98/Mio. t/J).
Im Dezember 2010 nahm Ghana seine Erdölproduktion auf. Aus dem vor der Küste gelegenen Feld Jubilee 1 wurden täglich 120.000 Barrel gefördert. 2013 sollen es 250.000 Barrel sein. Der Nachbarstaat
Elfenbeinküste bringt es nur auf täglich 60.000 Barrel.

Ägypten fördert 750.000 Barrel / Tag (Gestehungskosten: 30 bis 40 $ pro Barrel 10/2013), kann damit aber seinen Eigenbedarf nicht decken.
Durch die Sumed-Pipeline (Rotes Meer zum Mittelmeer) fließen täglich 2,5 Mio. Barrel weitere 2,2 Mio. Barrel werden täglich durch den Suezkanal transportiert.
2013 förderte Ägypten 34,6 Mio. t

Die Mietkosten für eine Hubbohrinsel betragen bis 120.000,- € pro Tag. Oder man kauft sie.
Das geht ordentlich ins Geld. Mitte 2006 kosteten fest verankerte Hub-Bohrinseln, so genannte "Jack-up-Rig", 160 Mio. $ pro Stück. Tägliche Fixkosten einer Plattform: 500.000 $ Feb. 2010
Schwimmende Bohrinseln, "floating rigs", operieren in Meerestiefen über 200 Meter. Sie werden durch riesige Ankerketten oder mit Hilfe von Wasserturbinen in Position gehalten. Die aufwendigere Technik schlägt sich im Preis nieder, der bis zu 300 Mio. $ betragen kann.
Für die Transocean Marianas musste der ENI-Konzern täglich 450.000 $ Miete bezahlen (Mietdauer 2/11 bis 12/12)
Schiffe mit integrierten Bohrtürmen (Drillship) pumpen das Erdöl vom Meeresgrund nach oben, trennen das Wasser-Öl-Gasgemisch und lagern das Öl bis es von Tankern übernommen wird. Die Schiffe sind so konstruiert, dass sie sich um den Bohrturm drehen können. Dadurch bieten sie starken Strömungen und Stürmen keinen starren Widerstand. Häufig sind sie als Katamaran gebaut, ihre Schwimmer können geflutet werden, was die Stabilität erhöht. Mit Hilfe von Propellern und Motoren können sie ihre Position auch in schweren Stürmen halten.
Bei ihrer Suche nach Öl können Bohrschiffe 3.000 m Wasser und weitere 12 km Boden durchdringen.
Ein BOHRSCHIFF in der Nordsee war 2005 noch für 50.000,- Dollar pro Tag mietbar, Ende 2007 musste man dafür schon 200.000,- Dollar täglich berappen.
Was kostet ein Drillship frisch aus der Werft? Die dänische Reederei Mærsk hat zwei bei der koreanischen Samsung Heavy Industries bestellt. Liefertermin: 2014; Gesamtauftragswert: 1,3 Mrd. $

Nach Angaben der OPEC waren Anfang 2006 weltweit 2.746 Onshore- und Offshore-Plattformen in Betrieb. Der überwiegende Teil älter als 25 Jahre.
Zwei der wichtigsten Offshore-Bohrunternehmen, Transocean Inc. (Betreiber der größten Flotte von Erdöl-Bohranlagen) und GlobalSantaFe Corp., beschlossen 2007 ihre Fusion. Die Größe des neuen Unternehmens mit Sitz anfangs in Huston (Texas) - ab 2009 in der Schweiz - macht es zum Weltmarktführer, der 146 Offshore-Plattformen betrieb. Darunter  29 für Tiefseebohrungen (>1.500m) konstruiert. Eine bedeutende Menge, schließlich gibt es davon weltweit nur etwa 70.  Stand:  2009
2013 verfügte das Unternehmen über eine verkleinerte Flotte von 79, auf mittlere und große Tiefen spezialisierte, Schiffen. Durchschnittliche Tagesmiete: 392.400 $.
Für 2014 konnten von Transocean sogar Verträge mit Tagesmieten >600.000 $ abgeschlossen werden.
Das Unternehmen hat Bestellungen über 9 Ultra deepwater Schiffe (für Tiefen ab 1000m) und 5 spezialisierte Bohrinseln getätigt. Stand: Jahresbericht 2013 veröffentlicht am 1. 3. 2014
2014 verkleinerte Transocean Inc. seine Flotte auf 71 Einheiten, die Lieferung von fünf neuen Einheiten wurde wegen schlechter Auftragslage um je 6 Monate verzögert.  Stand: Jahresbericht 2014 veröffentlicht am 27. 2. 2015
Im April 2015 bestand die Transocean-Flotte noch aus 68 Einheiten, weitere Reduzierung stand in Aussicht. Künftig sollen nur noch Anlagen für sehr große Tiefen (Ultra-Deepwater, 1.500 m und tiefer) und Spezialplattformen angeboten werden.
 
Im Auftrag von BP betrieb Transocean Inc. die am 20. April 2010 im Golf von Mexiko explodierte und gesunkene Plattform "Deepwater Horizon" (Der Untergang der Plattform verursachte 2010 Kosten von 116 Mio. € nach Steuern, brachte jedoch Einnahmen durch Versicherungszahlungen in der Höhe von 267 Mio. €. 11 Arbeiter starben). Der Zubehörspezialist Cameron war Hersteller der nicht funktionierenden Sicherheitsventile, die Firma Halliburton hatte kurz vor der Explosion Hohlräume am Bohrloch mit Zement verfüllt. Mit 25 % am Ölfeld beteiligt ist die US-Ölfirma Anadarko Petroleum. 90 Tage nach der Explosion konnte das Leck geschlossen werden. 4,1 Mio. Fass waren ins Meer geflossen. (Vgl. US-Tagesbedarf 20 Mio. Fass) Die Menge entspricht der Ladung zweier 280.000 t Tanker oder der täglichen Förderung von Norwegen.

16 Tiefsee-Bohrinseln vermietet die Noble Corporation - Miete pro Stück und Tag 550.000 Dollar Juni 2008 - an die Ölkonzerne, übernimmt wie die gesamte Branche auf Wunsch auch die Förderung und den Abtransport. Die Auftraggebern können unter Halbtauchbohrinseln (Semi-submerible Rig), Hubbohrinseln (Jack-up-Rig), Bohrschiffen und festen Tauchbohrinseln (Submerible Rig) wählen.
Nach dem Kauf der norwegischen Erdölbohr- und Dienstleistungsgesellschaft Awilco Offshore ASA durch die chinesische COSL verfügt die COSL (China Oilfield Services) über 22 Explorations- und Bohrplattformen, an 6  weiteren wird gebaut. Juli 2008

Weltweit gab es 2014 382 Bohrschiffe, 90 befanden sich im Bau. NZZ  7. 4. 15

Offshore-Taucher sind hauptsächlich "Einzelunternehmer" (Freelancer), die für einen bestimmten Zeitraum bzw. Einsatz von Öl- oder Taucherfirmen engagiert werden. Sie sind weltweit unterwegs, ihre Arbeit verrichten sie in Meerestiefen bis 400 Meter. Mit einem Tagesverdienst von 500 bis 1.500 Euro scheint ihre gefährliche Tätigkeit eher unterbezahlt. Sie verlegen und kontrollieren Pipelines, verankern und montieren Bohrtürme, bringen Ventile an Gas- oder Ölquellen an.

Die großen Erdölkonzerne sichern sich zwar die Rechte an vermuteten Lagerstätten, beauftragen mit deren Erkundung jedoch Fremdfirmen. Die bedeutendsten sind Technip , CGGVeritas und die ENI-Tochter Saipem . Sie teilen sich ein Marktvolumen von mehr als 40 Mrd. €.

Wem gehört der Meeresgrund?
Von 1973 bis 1982 dauerte die UN-Seerechtskonfernez an der 158 Staaten im "Law of Sea" drei Zonen festlegten:

• bis 12 Seemeilen vor der Küste eines Staates ist das Meer dessen Hoheitsgebiet
• danach folgt die 200 Seemeilen (in Ausnahmefällen 350 Seemeilen; z. B. wenn ein Land einen weit ins Meer ragenden Festlandsockel besitzt) breite Ausschließliche Wirtschaftszone. Ihre Nutzung (Bodenschätze und Fischfang) steht nur der Nation, der sie vorgelagert ist, zu. Schiffen anderer Nationen muss die Durchfahrt erlaubt sein
• darüber hinaus folgt das zum "gemeinsamen Erbe der Menschheit" erklärte Gebiet: Das "Freiwasser" (Hochsee) und der Tiefseeboden ("The Area"). Ein Staat, der den Tiefseeboden nutzen möchte, muss bei der Internationalen Meeresbodenbehörde (International Seabed Authority, ISA) eine Lizenz für einen Claim erwerben. Sie gilt für 15 Jahre und ist natürlich kostenpflichtig.

Unterirdische Pipelines werden entlang ihres Verlaufs mit gelben (Erdgas) oder orangefarbenen (Erdöl und Mineralölprodukte) Hütchen markiert.
Als erste Gas-Pipeline in Ö ging 1974 die TAG I (Trans-Austria-Gasleitung) in Betrieb. Sie transportiert russisches Erdgas und verläuft von Baumgarten (NÖ) nach Arnoldstein (K). Die parallel verlaufende TAG II sorgt seit 1988 für ein erhöhtes Transportaufkommen. Eine Abzweigung der TAG I , die SOL (Süd-Ost-Leitung) bringt Erdgas nach Slowenien und Kroatien. Mit der TAG LOOP II steht der TAG seit 2006 eine dritte Leitung zur Verfügung.
Russisches Erdgas für Frankreich und Deutschland fließt in der WAG (West-Austria-Leitung von Baumgarten nach Oberkappel OÖ) und nach Ungarn in der HAG (Hungaria-Austria-Gasleitung von Baumgarten nach Mosonmagyarovar).
50 Mrd. m³ Transitgas werden pro Jahr durch Österreich in die Nachbarstaaten weiter geleitet.

Das Betreiben von Pipelines ist ein einträgliches Geschäft.
Der Bilanzgewinn der Trans Austria Gasleitung GmbH betrug 2007 37.012.080 € / 2008 33.048.768 € / 2009 80.253.939 €
 

Beginnen wir wieder in Österreich. 0,654 Mrd. m³ Erdgas, gefördert 2021 in den Bundesländern Nieder- und Oberösterreich, decken ~7 % des Jahresbedarfs. Die OMV förderte 829 Mio. m³, die
RAG 140 Mio. m³)
Die Importe (2021: 4,546 Mrd. m³) holen wir uns dort, wo das auch die anderen europäischen Staaten tun: hauptsächlich aus GUS, den Rest aus Westeuropa.
Quelle: Fachverband der Mineralölindustrie Österreichs  JAHRESBERICHT 2021

Russland hat mit der OMV einen Erdgas-Liefervertrag bis zum Jahr 2027 abgeschlossen, kommt jedoch seinen Verpflichtungen nur nach, wenn sie seinen machtpolitischen Zielen nicht entgegenstehen.
Gasverbrauch 2015: 7,5 Mrd. m³ (davon Haushalte + Landwirtschaft 16 %, Industrie 35 %, Kraftwerke + Fernwärme 36 %)
Seit 1961 muss Ö Erdgas importieren, bis dahin reichte die damalige Fördermenge von jährlich 1,6 Mrd. m³ für den Eigenbedarf.

Die sicheren und wahrscheinlichen Gasreserven in Ö betragen 7,6 Mrd. m³. Stand 1. 1. 2019
2011 entdeckte die OMV im niederösterreichischen Weinviertel ein riesiges Schiefergasvorkommen, das den Inlandsbedarf für mehrere Jahrzehnte zur Gänze decken könnte.

Bei der Lagerstättensuche wird mit vibrierende Metallplatten der Untergrund erschüttert, das Echo der Schwingungen mit Geophonen erfasst und in Ultraschallbilder umgewandelt. Die Ergebnisse ermöglichen ein gezieltes Platzieren der Bohrungen.
Das spart Geld, kostet doch eine mitteltiefe Bohrung (2000 - 3000 m) ~ 10 Mio. Euro.
Pipelines transportieren Erdgas und Erdöl unterirdisch in Ost-West- bzw. Nord-Süd-Richtung quer durch Österreich. Sie müssen regelmäßig überprüft werden. Deshalb ist ihr Verlauf oberirdisch markiert und beschriftet. Abb. oben links

Wie viel der Pipelinebetreiber für die Erdgas-Durchleitung in Österreich verlangen darf, ist in der SonT-GSNT-VO (Sonstige Transporte-Gas-SystemNutzungstarife-VerOrdnung) geregelt. In der Novelle für 2009 waren das laut
 
§ 2 Abs. 4 (4) Als Netznutzungsentgelt wird für die Regelzone Ost festgelegt:

• a) für Transporte mit einer Transportstrecke bis 150 km
  1. Arbeitspreis: 0,0134 Cent/kWh
  2. Leistungspreis: 110,06 Cent/kWh
• b) für Transporte mit einer Transportstrecke über 150 km
  1. Arbeitspreis: 0,0537 Cent/kWh
  2. Leistungspreis: 440,25 Cent/kWh

Der Preis für Erdgas wird in Dollar pro 1000 m³ angegeben: ... $ /1000 m³
An der Börse notieren Erdgaskurse auch in Dollar je 1 Million britischer Thermaleinheiten ... $ /1MMBtu (Million British Thermal Units).
Eine britische Wärmeeinheit wird benötigt, um ein britisches Pfund Wasser um ein Grad Fahrenheit zu erwärmen.
Preis für 1MMBtu im April 2012: 1,87 $

Die Erdgas-Importe der Schweiz kommen zur Hälfte aus der EU, je 21 % aus Russland und Norwegen, die restlichen 8 % entfallen auf mehrere Staaten.

Die Erdgas-Importe Deutschlands kamen 2008 zu 37 % aus Russland (2010: 39 Mrd. m³), 24 % lieferte Norwegen, 18 % die Niederlande. 15 % des Verbrauchs werden im Inland gefördert, hauptsächlich in Niedersachsen.
2009 wurden aus Russland 32 % des deutschen Bedarfs bezogen, 29 % lieferte Norwegen, 20 % die Niederlande.
2013 wurden aus Russland 38 % des deutschen Bedarfs bezogen, 20 % lieferte Norwegen, 26 % die Niederlande, 10 % Eigenproduktion, 6 % DK, GB.
Verbrauch 2010: ~100 Mrd. m³  Quelle: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW)
Eigenproduktion: 12 Mrd. m³ / Jahr
Jeweils 0,15 Bio. m³ betragen Deutschlands  Erdgasreserven bzw. -ressourcen. BA f. Geowissenschaften + Rohstoffe BGR Juni 2012

In Westeuropa wurden mit 270 Mrd. m³ 2 Prozent mehr Erdgas gefördert als im Vorjahr; es stammte zu über 80 Prozent aus den drei größten Förderländern Großbritannien (110 Mrd. m³), den Niederlanden (62 Mrd. m³) und Norwegen (51 Mrd. m³).

Russland strebt seit Jahren eine Produzentenvereinigung nach dem Muster der OPEC an.

Der Erdgasverbrauch in Westeuropa betrug 400 Mrd. m³. Erdgas deckte damit unverändert 23 Prozent des gesamten Energieverbrauchs in Westeuropa.
55 % des Verbrauchs werden in Westeuropa gefördert, 25 % kommen aus Russland, 11 % aus Algerien.

Im EU-Raum wurden 2006 500 Mrd. m³. Erdgas verbraucht, davon wurden 125 Mrd. m³ aus Russland bezogen.
2008 importierte Europa 160 Mrd. m³ aus Russland, Hauptabnehmer war Deutschland mit ~35 Mrd. m³.
2013 bestritt die EU ihre Erdgasversorgung zu rund einem Drittel aus Eigenproduktion (156 Mrd. m³), der Rest waren   Erdgasimporte aus Russland (130,5 Mrd. m³), Norwegen (99,5 Mrd. m³), Algerien (25,7 Mrd. m³), Libyen (5,7 Mrd. m³) und LNG (45,7 Mrd. m³) hauptsächlich aus Katar. Quelle: Eurogas

Die USA konnten während mehrerer Jahre bis 2010 wie bei Erdöl auch bei Erdgas ihren hohen Bedarf nicht aus eigenen Vorkommen decken. 15 % mussten importiert werden, bis die Gewinnung von Schiefergas das Land für die nächsten 100 wieder autark machte. Gegenstimmen sprechen maßloser Übertreibung durch die Energiekonzerne und sehen die Erschöpfung der Vorräte bereits nach sieben Jahren.
Schätzungen des US-Energieministeriums (10/2011) sprechen von 23 Bio. m³ verfügbarer Schiefergasvorkommen.
Dem Energiegehalt entsprechend, betrug das Preisverhältnis Erdöl zu Erdgas bis 2008 7:1 (Henry-Hub-Kontrakt). Das Gas-Überangebot 2011 atomisierte die Preisbindung. Ein Barrel WTI kostete 100 $, der Henry-Hub-Kontrakt jedoch nur 4,00 März 2011   (4,20 $ pro Einheit per 30. 11. 12 / 2,00 $ pro Einheit 31. 3. 12)
2012 waren die USA mit 680 Mrd. m³ bereits weltgrößter Gasproduzent, sie förderten mehr als 19% des globalen Angebots. 14 % der inländischen Gasförderung stammten aus Schiefergestein, 2035 soll der Anteil 45 % betragen.
Im Feber 2012 gab das US-Energieministerium die in den USA förderbaren Schiefergasvorräte mit 482 Billionen Kubikfuß an.
Stromerzeugung 2010: 48 % aus Kohlekraftwerken, 20 % aus AKW, 18 % aus Erdgas-KW.

CHINA gibt seine Gasreserven mit 2,45 Bio. m³ an. Verbrauch 2008: 78 Mrd. m³

Turkmenistan förderte 2013 77 Mrd. m³ (2012 65 Mrd. m³), davon werden 2/3 exportiert. Hauptabnehmer ist China mit 2013 25 Mrd. m³. Auf Erdgas entfallen 94 % der turkmenischen Exporteinnahmen.

In RUSSLAND betrug 2006 die Erdgasförderung 520 Mrd. m³. Das Fördervolumen entsprach 22 Prozent der gesamten Erdgasförderung in der Welt. Russland blieb damit größtes Förderland und mit 187 Mrd. m³ auch größter Exporteur.
Erdgasförderung und Erdgasverbrauch in der Welt erhöhten sich von 2007 auf 2008 um 3,4 % auf 3.066 Mrd. m³. Das entsprach 24 Prozent des gesamten Weltenergieverbrauchs.
2010 förderte Russland pro Tag 1,78 Mrd. m³ und lag damit hinter den USA (~2 Mrd. m³ pro Tag) an zweiter Stelle.
Im Jahr 2011 förderte Russland gesamt 630,7 Mrd. m³.
Im Jahr 2012 förderte Russland gesamt 592 Mrd. m³.
Mit Abstand größter Förderer war 2011 Gazprom (510 Mrd. m³), weiters Novatek (47,5 Mrd. m³), Lukoil (18,6 Mrd. m³), TNK-BP (18,1 Mrd. m³), Surgutneftgaz (13,2 Mrd. m³), Rosneft (12,8 Mrd. m³), Gazprom Neft (9,1 Mrd. m³), Tatneft (0,9 Mrd. m³), Bashneft (0,5 Mrd. m³). Quelle: NZZ 20. 7. 12 S 12
Im Jahr 2014 förderte Russland gesamt 640 Mrd. m³.

Der Irak versteigerte am 20. 10. 2010 drei Erdgasfelder. Das Akkas-Feld (Reserven 158 Mrd. m³) ersteigerte ein südkoreanisch-kasachisches Konsortium, das Mansuria-Feld (Volumen 127 Mrd. m³) ging an eine türkisch-südkoreanisch-kuwaitische Firmengruppe, Siba (34 Mrd. m³) sicherte sich ein türkisch-kuwaitisches Joint Venture.

Vor Israels Küste warten mehrere Erdgasfelder auf ihre Ausbeutung. In den beiden größten, "Leviathan" und "Tamar" lagern 430 Mrd. m³ bzw. 225 Mrd. m³.
60 % der entdeckten Vorkommen hat Israel für den Eigengebrauch reserviert.
Ende März 2013 wurde das Feld "Tamar" in Betrieb genommen.

Riesige Gasfelder wurden vor der Küste Mosambiks entdeckt. Nach Testbohrungen schätzt die texanische Anadarko die Vorkommen im Atum- und Prosperidade-Becken auf 1,7 Bio. m³, die italienische ENI vermutet im Mamba-Becken 850 Mrd. m³.

Vor Zyperns Südküste werden große Erdgaslagerstätten vermutet. Das Gebiet ist in 13 Zonen unterteilt. Im Dez. 11  war eine Probebohrung in Zone 12 erfolgreich. 5 bis 8 Mio. Kubikfuß (140 bis 226 Mrd. m³) Erdgas lagern allein hier. Seismische Erkundungen lassen auch in allen anderen Zonen auf Vorkommen schließen.

Nach eigenen Angaben (Gasco) liegt Ägypten in der Weltrangliste der Erdgasproduzenten an sechster Stelle. Laut CIA wurden 2009 62,7 Mrd. m³ produziert. Die Vorräte betragen 2210 Mrd. m³. Schätzung 2011

Bekannte Erdgasreserven 1988: 109.720 Mrd. m³
Bekannte Erdgasreserven 2009: 185.020 Mrd. m³ (6.534 Billionen Kubikfuß), die den Weltbedarf für 60,4 Jahre decken sollten. Quelle BP Statistical Review
 
Erstaunlich der Umgang mit dem wertvollen Rohstoff. Eine Weltbankstudie (2007) kommt zum Ergebnis, dass jährlich zwischen 150 und 170 Mrd. m³ - das sind mehr als 5 % der Weltförderung - als "Nebenprodukt" der Erdölförderung anfallen und an den Förderstellen einfach verbrannt (abgefackelt) werden. Die größten Abfackler sind Russland (50 Mrd. m³) und Nigeria (23 Mrd. m³).
 
Die größten Lagerstätten liegen in Russland (48.000 Mrd. m³, entsprechen 26 % der Weltreserven), Iran (27.500 Mrd. m³), Katar (25.800 Mrd. m³) und Turkmenistan (18.000 Mrd. m³). Diese vier Staaten halten 2/3 der Weltreserven.
Der Nahe Osten (ohne Iran) verfügt über 45.410 Mrd. m³,
In Afrikas Boden lagern 14.580 Mrd. m³, im Fernen Osten 14.460 Mrd. m³, GUS (ohne Russland) 8.620 Mrd. m³,  Nordamerika (inkl. Mexiko) 7.980 Mrd. m³, Zentral- und Südamerika 14.580 Mrd. m³, Europa 6.130 Mrd. m³.
Australiens Jahresförderung soll 2018 137 Mrd. m³ betragen.
 
14 bedeutende Ergasproduzenten (Russland, Algerien, Iran, Indonesien, Malaysia, VAE, Katar, Ägypten, Venezuela, Trinidad + Tobago, Nigeria, Bolivien, Brunei, Libyen), die zusammen mehr als 41 % der Weltproduktion fördern und über 73 % aller Vorräte verfügen, kamen 2007 überein, sich untereinander um eine "intensivere Kooperation" zu bemühen.

Die größten Produzenten 2008 waren Russland (602 Mrd. m³), USA (582 Mrd. m³), Kanada (175 Mrd. m³), Iran (116 Mrd. m³), Norwegen (100 Mrd. m³). Quelle: BP Statistical Review of World Energy 2008
Die größten Verbraucher 2008 waren USA (657 Mrd. m³), Russland (420 Mrd. m³), Iran (118 Mrd. m³), Kanada (100 Mrd. m³), GB (94 Mrd. m³).
 

Erdgas in Prozent der Welt-Gesamtmenge
Quelle: BP Statistical Review 2012
 

Auf Algerien + Ägypten entfallen mit 78 Mrd. m³ bzw. 61 Mrd. m³  pro Jahr 70 % der afrikanischen Erdgasproduktion.

Mit seinen Lieferungen von insgesamt rd. 55 Mrd. m³, die - per Pipeline und in Form von Flüssiggas (LNG) - nach Westeuropa, sowie als Flüssigerdgas in die Türkei und in die Vereinigten Staaten von Amerika gingen, blieb Algerien auch das mit Abstand bedeutendste Erdgasexportland Afrikas. Weitere Exportländer waren Libyen und Nigeria.

Nachgewiesene Reserven Stand 2013 - Gesamt: 185,7 Bill. m³
Naher Osten 85,7 Bill. m³, Europa 56,6 Bill. m³, Asien 15,2 Bill. m³, Afrika 14,2 Bill. m³, Nordamerika 11,7 Bill. m ³, Lateinamerika 7,7 Bill. m ³. Quelle BP

Finnland, Bulgarien, die Slowakei, Lettland, Litauen und Estland decken ihren Gasbedarf zu 100 % aus russischen Quellen.
Im 1. Qu. 2014 betrugen Gazproms Produktionskosten für 1.000 m³ 37,13 $ Quelle: Mikhail Korchemkin im Handelsblatt vom 28. 4. 2015
 
Als Machtinstrument verwendet Russland sein Erdgaspotential. Politisch widerborstigen Abnehmern berechnet der staatliche Monopolist Gazprom höhere Preise.
Am 1. 1. 2007 bezahlten für 1000 m³ Erdgas:
Armenien 110 $, Ukraine 130 $ (nach 95 $ 2006), Moldawien 170 $, Aserbeidschan 235 $, Georgien 235 $. Weißrussland statt bisher 46,68 $ nun 100 $ (+ Verkauf von 50 % des staatlichen Pipeline-Betreibers Beltransgaz gegen eine Zahlung von 2,5 Milliarden Dollar an Gazprom). Gazprom kündigte eine schrittweise Anhebung auf westeuropäisches Niveau bis 2011 an.
Ab 1. 1. 2008 bezahlte die Ukraine - bzw. der staatliche Energiekonzern Naftogaz - 179,5 $ für 1000 m³ Erdgas, Weißrussland ab 1. 4. 2008 128 $.
Den EU-Staaten werden von Gazprom 353 $ (Litauen) bis 525 $ (Westeuropa) verrechnet. Stand Dez.. 2008
Turkmenistan stellt PetroChina für 1000 m³ 195 $ in Rechnung, weitere 50 $ berappen die Chinesen für den Transport.
Überraschend kündigte Gazprom ab 1. 1. 2009 den Preis für Europa um 30 % auf 280 $ für 1000 m³ Erdgas zu senken und versprach diese Preisniveau so lange zu halten, wie der Preis für russisches Urals-Öl im Jahresschnitt unter 50 $ / Barrel liege.

Litauen nahm im November 2014 im Hafen Klaipeda den schwimmenden Flüssiggasterminal "Independence" in Betrieb. Mit einer Kapazität von jährlich 4 Mrd. m³ kann das Land mehr als seinen Eigenbedarf (2,7 Mrd. m³ pro Jahr) auf dem Seeweg beschaffen und war damit nicht mehr von Gazprom abhängig. Das hatte Auswirkungen auf den Preis. Musste Litauen bis Juli 14 noch 480 $ für 1000 m³ bezahlen, waren es danach bis zum Auslaufen des Vertrags Ende 2015 nur noch 370 $.

Finnland und Estland folgen dem litauischen Beispiel. Eine gemeinsam betriebene Rückvergasungsanlage bei Inkoo (Finnland) und ein Distributionszentrum auf der estnischen Seite des Golfs von Finnland, verbunden durch eine Pipeline, beenden die bislang vollkommene Abhängigkeit von russischem Erdgas. Der Erdgasverbrauch Estlands beträgt 0,7 Mrd. m³ pro Jahr, jener Finnlands 3 Mrd. m³. Die gesamte baltische Region verbraucht 10 Mrd. m³ /J.
 
Auch bei den Öllieferungen an Weißrussland ließ sich Russland einen Preisaufschlag einfallen: einen Exportzuschlag von 180 $ pro Tonne. Minsk konterte mit einer Transitgebühr von 45 $ pro Tonne russischen Erdöls, das durch weißrussische Pipelines an westeuropäische Abnehmer  floss.
Um die Zahlungsmoral stand es in Minsk weiterhin nicht zum besten. Von Jänner bis Juli 2007 hatte Weißrussland aus unbeglichenen Erdgasrechnungen bei Gazprom Schulden in Höhe von rund 500 Mio. $ angehäuft, die es erst im August beglich.
Im Juni 2010 drosselte Gazprom Weißrussland den Erdgasbezug um 30 %. Eine Rechnung über 200,- Mio. $ war offen. "Logische" Konsequenz: Weißrussland blockierte den Erdgastransit in die EU-Staaten und erhob seinerseits Forderungen gegenüber Gazprom wegen nicht beglichener Transitleistungen in Höhe von 260,- Mio. $.
Einigung am 2. Juli 2010: Gazprom zahlt künftig 1,88 $ (statt früher 1,45 $) um 1.000 m³ Erdgas 100 km weit zu transportieren.
Im ersten Quartal 2010 hatte Weißrussland 169 $ pro 1000 m³ Erdgas zu bezahlen, danach 184 $.
Im November 2011 einigten sich Gazprom und Weißrussland. Gazprom wird auch die zweiten 50 % der  weißrussischen Beltransgaz für 2,5 Mrd. $ vollständig übernehmen. Weißrussland zahlt 2012 für 1000 m³ Erdgas nur 165,50 $ (EU-Staaten müssen mit 400,- $ rechnen!).

Die Ukraine deckt ihren jährlichen Erdgasbedarf von ~50 Mrd. m³ zu 40 % aus eigener Produktion.
Die Ukraine war gegenüber Russland bis November 2008 mit 2,4 Mrd. $ "Gas-Schulden" im Rückstand. 550 Mio. $ versprach die ukrainische NAFTOGAS bis 1.12. zu bezahlen, über die Abwicklung der Restschuld wurde verhandelt.
Vor dem Jahreswechsel kam es zu keiner Einigung.
Gazprom reagierte wie in den Vorjahren mit einer Liefersperre (ab 1.1 2009) und einer Preiserhöhung von 180 $ auf 250 $ pro 1000 m³ Erdgas. Die Ukraine wollte nur 210 $ akzeptieren, daraufhin schraubte Gazprom den Preis auf 450 $ und drehte den Hahn zu. Die Ukraine zeigte sich wenig beeindruckt, zweigte seinen Bedarf - laut Gazprom - von den für die EU-Staaten vorgesehenen Lieferungen ab und drohte mit einer Erhöhung der Transittarife (aktuell 1,7 $ pro 100 km für je 1.000 m³). Im Gegenzug begann Gazprom ab 6. 1. die Lieferungen an west- und osteuropäische  Staaten und die Türkei über andere Transitpipelines zu leiten. Deren Kapazität reichte jedoch bei weitem nicht aus, es ist nicht mal erwiesen, dass sie überhaupt genutzt wurden. Stunden später kam in Österreich, der Türkei, Bulgarien, Rumänien, Tschechien, Kroatien, Griechenland, Mazedonien kein bzw. kaum noch russisches Erdgas an.
In Zug, einer Stadt in der Deutschschweiz, hat der Energiehändler Rosukrenergo seinen Geschäftssitz. Die Gesellschaft gehört  zu je fünfzig Prozent Gazprom und der Wiener Energie- und Chemieholding Centragas. Rosukrenergo ist zur Hälfte Mitbesitzer des ukrainischen Gasverteilers Ukrgasenergo und hat das Monopol auf die Erdgasimport der Ukraine. Rosukrenergo macht nichts, was Gazprom nicht genau so gut selber machen könnte.
Einigung zwischen Gazprom und Naftogaz Ukrainy am 18. 1. 2009. Im laufenden Jahr zahlt die Ukraine 20 % weniger als Resteuropa, ab 2010 muss sie den Erdgaspreis bezahlen, der auch den anderen europäischen Abnehmern verrechnet wird. Dafür zahlt Gazprom dann "normale" Transittarife. Rosukrenergo verliert seine einträgliche  Zwischenhandelsfunktion.
2010 kam alles ganz anders: Die Ukraine erhält für 10 Jahre einen Preisnachlass von 30 % auf den jeweiligen Marktpreis. Im Gegenzug wird der bis 2017 laufende Pachtvertrag für die russische Schwarzmeerflotte auf der Krim um 25 Jahre - bis 2042 - verlängert.
Im März 2012 zahlte die Ukraine für 1000 m³ Erdgas 415 $ an die Russen.
Als Belohnung für die Nichtunterzeichnung eines Assoziierungs- und Freihandelsabkommens mit der EU gewährte Russland im Dez. 2013 eine Preisreduktion von 387 $ auf 268,5 $ pro 1000 m³, aufkündbar zu jedem Quartalsbeginn. Nachdem dem politischen Umsturz in Kiew Ende Februar 2014, waren die "Sonderkonditionen" sofort wieder dahin. Daher hatte mit Beginn des 2. Quartals 2014 der staatliche Energiekonzern Naftogaz wieder 385,5 $ zu bezahlen. Nur zwei Tage später, am 3. April, wurde der Preis um weitere 100 $ auf nun 485,5 $ angehoben. Die Ukraine schätzt ihren Importbedarf für 2014 auf rund 30 Mrd. m³.
Im März 2014 stand Naftogaz bei Gazprom mit 1,53 Mrd. $ in der Kreide. Mitteilung Gazprom-Chef Miller
Die Ex-Sowjetrepubliken zahlten zu diesem Zeitpunkt 262 $, die zentraleuropäischen Staaten durchschnittlich 383 $ pro 1000 m³.
Im 4. Quartal 2014 zahlte die Ukraine für 1000 m³ Erdgas 378 $, im 1. Quartal 2015 329 $, im 2. Quartal 2015 248 $.
Im Dezember 2019 wird ein Transit-Deal zwischen Gazprom und der Ukraine abgeschlossen:
2020 sollen mindestens 65 Mrd. m³ Erdgas an Kunden in Europa durchgeleitet werden. Ab 2021 nur noch 40 Mrd. m³ , sofern NORTH STREAM 2 bis dahin fertig gebaut ist.