<a href=http://www.ekato.de>EKATO ESD</a> hat eine neue Rührwerks-Gleitringdichtung für einen Rührwellen-Durchmesser von 160 mm und einen Rührbehälter-Druck von 200 bar innerhalb der Serie ESD66H entwickelt. <% image name="Ekato_Gleitringdichtung" %><p>
<small> Die ESD66H160 im Leistungsprüfstand mit dazugehörender Messtechnik in der firmeneigenen F&E-Abteilung. </small>
Dabei müssen Teile der Gleitrindichtung Drückkräfte von bis zu 70 t aufnehmen. Die drehende Rührwelle wird zuverlässig abgedichtet, ohne dabei einen höheren Verschleiß oder eine höhere Leckagemenge zu generieren. Erreicht wird dies durch den Einsatz einer dreifach wirkenden "2-Kammer-Sicherheitsgleitringdichtung". Durch sie wird der Druck über 2 Druckstufen abgebaut – zuerst von 200 bar Behälterdruck innerhalb der ersten Kammer der Gleitringdichtung auf 100 bar, dann in der zweiten Kammer auf Umgebungsdruck.
Durch diese Konstruktion konnte die Belastung auf die Druck tragenden Teile auf jeweils 100 bar reduziert werden. Dies verlängert die Lebensdauer der Dichtung, ohne die Leckagemenge zu erhöhen.
Zur Erzeugung des Zwischendrucks von 100 bar sowie zur Kühlung der Reibungswärme erzeugenden Gleitringdichtung wurde ein hydraulisches Gleitringdichtungs-Versorgungssystem mit Druckerzeugung, Umwälzung und Kühlung entwickelt. Der Behälterinhalt wird so durch den im Vergleich zum Behälterdruck leicht höheren Druck in der ESD-Gleitringdichtung hermetisch dicht von der Umgebung abgetrennt.Neue Hochdruck-Gleitringdichtung von EKATO ESD
<a href=http://www.gerresheimer.com>Gerresheimer</a> hat mit Thermo Fisher Scientific die Gründung eines Joint-ventures unter dem Namen "Kimble/Chase Life Scienceware LLC" vereinbart. Sitz der Gesellschaft wird New Jersey/USA.Thermo Fisher und Gerresheimer kooperieren<% image name="Laborglaeser" %><p>
Gerresheimer bringt sein Life-Science Geschäft parallel zu den Laborglas-Produktlinien von Thermo Fisher Scientific in die neue Gesellschaft ein. Damit entsteht einer der weltweit führenden Hersteller von Spezialglas-Produkten im Sektor des Life-Science Research.
Gerresheimer hat mit 51 % der Anteile die Mehrheit an dem neuen Gemeinschaftsunternehmen. Es wird rund 1.500 Mitarbeiter an 7 Standorten in den USA, Mexiko, China und Deutschland beschäftigen.
Mit Thermo Fisher Scientific bestand seit 2001 ein Joint-venture für Life-Science-Produkte im Bereich Marketing und Vertrieb. Gerresheimer bringt Produktionsstandorte in den USA, Mexiko und China ein und Thermo Fisher steuert Produktionsstätten in den USA und Deutschland bei.
Die Produkte des neuen Joint-ventures kommen in der industriellen Pharmaforschung zum Einsatz. Angeboten werden diese Produkte unter den Marken Kimble, Kontes und Bomex.
Das Antidepressivum Duloxetin senkte bei einer einmal täglichen Verabreichung von 60 mg signifikant im Rahmen einer Depression auftretende unspezifische Schmerzen und emotionale Symptome. Depression: Duloxetin lindert unspezifische Schmerzen<% image name="Arztkittel" %><p>
<small> Duloxetin gehört zur Klasse der allgemein als Serotonin-Noradrenalin-Wiederaufnahmehemmer (SNRIs) und ist in über 70 Ländern zur Behandlung einer typischen Depression zugelassen. </small>
So lauten die Ergebnisse einer neuen, achtwöchigen Studie, an der 327 erwachsene Patienten mit zumindest mittelstarken Schmerzen und Major Depression teilnahmen.
"Der gängige Therapieschwerpunkt lag bisher auf der alleinigen Behandlung der bei einer Depression auftretenden emotionalen Beschwerden, aber jetzt wissen wir, dass körperliche Beschwerden, insbesondere Schmerzen, die Diagnose verschleiern und die Behandlung der Patienten erschweren können", so Koen Demyttenaere von der Uniklinik Gasthuisberg in Belgien. Im Detail lieferte die Studie diese Ergebnisse:
• Die mittleren Schmerz-Scores sanken bei mit Duloxetin behandelten Patienten um 45 % (auf einer 11-Punkte-Likert-Skala, von 5,7 bei Studienbeginn auf 3,13) ab, während die Abnahme bei Placebo 29 % betrug.
• Duloxetin linderte die zentralen emotionalen Symptome, die mittels der Montgomery-Asberg Depression Rating Scale (MADRS) gemessen wurden, um 56 % verglichen mit einer 39-prozentigen Senkung in der Placebogruppe.
• Bei 53 % der mit Duloxetin behandelten Patienten konnte eine Remission bei Studienende erreicht werden - im Vergleich zu 29 % bei Placebo.
• Im Vergleich mit Placebo fand sich bei Duloxetin auch ein besseres Ergebnis hinsichtlich des Ansprechens der Schmerzen (größer oder gleich 30-prozentige Senkung gegenüber dem Ausgangswert in Bezug auf den Ø Schweregrad der Schmerzen) und hinsichtlich der nicht durch Schmerz eingeschränkten Funktion im Alltag (BPI Interference Subscale).
• 10,5 % der mit Duloxetin behandelten Studienteilnehmer und 5,5 % der mit Placebo behandelten Patienten brach die Behandlung wegen unerwünschter Ereignisse ab. Am häufigsten waren Übelkeit, übermäßiges Schwitzen, Mundtrockenheit, Kopfschmerzen, Müdigkeit, Schwindel und Verstopfung.
<small> Man nimmt an, dass Duloxetin einen Einfluss sowohl auf durch Serotonin als auch durch Noradrenalin vermittelte Nervensignale im Gehirn und Rückenmark ausübt. Im November 2002 unterzeichneten Eli Lilly and Company und Boehringer Ingelheim eine langfristige Vereinbarung zur gemeinsamen Entwicklung und Vermarktung von Duloxetinhydrochlorid. Duloxetin wird von <a href=http://www.lilly.com>Lilly</a> und <a href=http://www.boehringer-ingelheim.com>Boehringer Ingelheim</a> in den meisten Ländern als Cymbalta vermarktet. </small>
Die rumänische <a href=http://www.omv.com>OMV</a>-Tochter Petrom hat von Aschaffenburg aus einen besonderen Schwertransport auf die Reise geschickt. Transportiert wird eine Hydroentschwefelungskolonne (HDS-Kolonne), die in Saarbrücken gefertigt wurde und in der Raffinerie Petrobrazi ab 2008 zur Herstellung schwefelarmen Dieselkraftstoffs verwendet wird.OMV-Schwertransport nach Ploiesti<table>
<td><% image name="OMV_Entschwefelungskolonne" %></td>
<td align="right"> Die HDS-Kolonne ist ein Katalysator, der bei 60 bar Druck und 400 °C die Herstellung schwefelarmer Dieselkraftstoffe ermöglicht. Integriert in die im Bau befindliche HDS-Anlage wird sie den bisherigen Schwefelanteil von 50 auf 10 ppm reduzieren. Mit der Investition wird die Diesel-Produktionskapazität in der Raffinerie Petrobrazi bis 2010 auf 2,1 Mio t verdreifacht. </td>
</table>
<small> Wasser- und Landtransport für den Katalysator mit stolzen Ausmaßen: 30 m Länge, 4,5 m Ø und 400 t Gewicht. Mit Zugfahrzeug und Anhänger wiegt der Schwertransport nahezu 600 t. </small>
Der Stahlzylinder wird mehrere Wochen zu Wasser und zu Land unterwegs sein. Die Kolonne ist Teil einer neuen Entschwefelungsanlage im Wert von 76 Mio €. Im Oktober 2007 wird die Raffinerie heruntergefahren, um die neue HDS-Kolonne in die bestehenden Anlagen zu integrieren.
BASF errichtet neue Produktionsstätten in Shanghai
<a href=http://www.basf.de>BASF</a> hat den Grundstein für zwei neue Produktionsstätten in Pudong in der Nähe von Shanghai gelegt, in denen künftig Polyacrylat-Polymere und Spezialchemikalien für das Gerben von Leder produziert werden.BASF errichtet neue Produktionsstätten in Shanghai<% image name="BASF_Isocyanatkomplex_Shanghai" %><p>
Die Anlagen werden Kunden im wachsenden chinesischen Markt mit hochwertigen Chemikalien versorgen. Die Fertigstellung der Anlagen ist für das erste Quartal 2008 vorgesehen.
Die Anlage für Polyacrylat-Polymere wird eine Mindestkapazität von 30.000 Jahrestonnen haben, während in der Anlage für Leder-Spezialchemikalien 12.000 Jahrestonnen der flüssigen oder pulverförmigen Produkte hergestellt werden können. Teil der Investition ist ein Sprühtrockner mit einer Kapazität von 10.000 Jahrestonnen. Die neuen Produktionsstätten werden in der Nähe der bereits existierenden Anlagen für Polyacrylat-Polymere und Lederchemikalien in Pudong stehen.
Die Polyacrylat-Polymere, die als Sokalan vermarktet werden, sind synthetische wasserlösliche Polymere, die etwa in Waschmitteln, bei der Papierherstellung, der Wasseraufbereitung und in der Textilindustrie eingesetzt werden. Die Spezialchemikalien für das Gerben von Leder tragen die Markennamen Basyntan, Relugan und Tamol.
Die BASF nahm zudem eine Polyisocyanat-Anlage im Shanghai Chemical Industrial Park in Caojing in Betrieb, die den gesamten asiatischen Markt bedienen soll. Die Anlage hat eine Kapazität von 8.000 Jahrestonnen und das dort hergestellte Produkt wird unter dem Namen Basonat vermarktet. Die Bauarbeiten hatten im Juni 2005 begonnen.
<a href=http://www.degussa.de>Degussa</a> plant an seinem US-Standort Mobile/Alabama den Bau einer 60.000-t-Anlage für die Herstellung von Alkoholaten, die als Katalysatoren in der Biodieselproduktion Verwendung finden. Das Investitionsvolumen liegt im niedrigen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich. Degussa setzt auf Biodiesel-Katalysator<% image name="Degussa_Biodiesel" %><p>
<small> Ersetzt man dreiwertiges Glycerin durch einwertiges Methanol wird aus dickflüssigem Pflanzenöl Biodiesel. Dazu reicht eine einfache chemische Reaktion: die Umesterung mit Methanol und einem geringen Anteil eines alkalischen Katalysators. </small>
Mit ihrem Spezialkatalysator zur Herstellung von Biodiesel ist Degussa Weltmarktführer. Degussa-Chef Klaus Engel rechnet im Biodieselmarkt "angesichts der intensiven Debatte um den Klimaschutz mit einem deutlich zweistelligen Wachstum - insbesondere in den USA". Die endgültige Entscheidung über den Bau der Anlage wird voraussichtlich Mitte 2007 fallen, so dass Degussa ihre Kunden in den USA, Kanada und Mexico etwa ab dem zweiten Halbjahr 2008 beliefern könnte.
Dem steigenden Bedarf für die Biodieselgewinnung kommt Degussa derzeit am deutschen Standort Lülsdorf durch eine bereits vorhandene Anlage nach. „Schnelligkeit und Kundennähe sprechen jedoch für eine zusätzliche Produktion auf dem amerikanischen Kontinent“, so Thomas Haeberle, Leiter des Degussa-Geschäftsbereichs Building Blocks.
<small> <b>Biodiesel</b> wird aus nativen Ölen wie Rapsöl oder Sojaöl gewonnen. Durch den Katalysator von Degussa, einer gebrauchsfertigen Mischung aus Natriummethylat und Methanol, entsteht aus den nativen Ölen - über den Prozess der Umesterung – Fettsäuremethylester oder eben Biodiesel. Vorteile des Degussa-Katalysators sind die gleichermaßen hohe Ausbeute und Reinheit des zusätzlich anfallenden Rohglycerins. </small>
<a href=http://www.borealisgroup.com>Borealis</a> steigerte 2006 den Nettogewinn um 45 % auf 327 Mio € und konnte damit das beste Ergebnis in der Unternehmensgeschichte erzielen. Der Umsatz erhöhte sich von 4,81 auf 5,74 Mrd €.<% image name="Borstar_PE_Plant" %><p>
<small> Borealis erhöht einmal mehr die PE-Kapazitäten. </small>
Das Ergebnis entspricht einem ROCE nach Steuern von 17 % (gegenüber 12 % im Jahr 2005) und wurde insbesondere durch Umsatzwachstum in den Kernmärkten und Ausweitung der internationalen Aktivitäten erzielt. Dank der Führungsposition bei Kunststoffen für Kabel/Leitungen und Rohrsysteme konnte Borealis die gute Entwicklung in den Bereichen Infrastruktur und Kfz-Ausrüstung sowie bei hochwertigen Verpackungen voll nutzen.
<b>Neue PE-Anlage.</b> Im schwedischen Stenungsund wird Borealis nun 370 Mio € in eine neue Polyethylen-Anlage mit einer Kapazität von 350.000 t/Jahr investieren - das Reaktorsystem samt Stahlbau und Zubehör stammt dabei von der obersteirischen <a href=http://www.bhdt.at>Böhler Hochdrucktechnik</a>. Die Anlage zur Herstellung von hochwertigem LDPE (high-pressure, low-density Polyethylen) für Kabel und Leitungen ergänzt die ab der zweiten Jahreshälfte 2007 zur Verfügung stehenden zusätzlichen Kapazitäten zur Produktion von vernetztem Polyethylen (XLPE - cross-linkable Polyethylen), das ebenfalls von der Kabel- und Leitungsindustrie verstärkt nachgefragt wird. Alte PE-Anlagen mit einer Kapazität von 230.000 t/Jahr werden stillgelegt.
Zudem investiert Borealis zur Erhöhung der Innovationskraft und zur Entwicklung hochwertiger Kunststoffe entlang der gesamten Wertschöpfungskette mehr als 100 Mio € in Europa - allen voran in den Ausbau des Innovation Centre in Linz und die Errichtung einer neuen Borstar PP-Versuchsanlage in Schwechat.2006: Borealis-Gewinn auf Rekordniveau
<a href=http://www.geagroup.com>GEA</a> hat 2006 den Umsatz um 28,2 % auf 4,35 Mrd € steigern können. Unterm Strich blieb zwar noch ein kräftiger Verlust übrig, jedoch: Im Kerngeschäft konnte das EBIT um 32,3 % auf 298,2 Mio € verbessert werden. Den Auftragseingang konnte GEA um deutlich mehr als 1 Mrd € oder 35,1 % auf 4,98 Mrd € steigern.<% image name="GEA_Oleas" %><p>
<small> "Nach dem Verkauf des Großanlagenbaus wird GEA ein gesunder und äußerst profitabler Konzern sein. Aufgrund der sehr gut gefüllten Auftragsbücher sowie der weiterhin ungebrochenen Konjunktur sind die Aussichten für das Geschäftsjahr 2007 sehr positiv," so GEA-Chef Jürg Oleas. </small>
<b>Konzernverlust.</b> Das Ergebnis nach Steuern der fortgeführten Geschäftsbereiche beträgt 187,4 Mio €. Das Ergebnis der nicht fortgeführten Geschäftsbereiche einschließlich der voraussichtlichen Verluste und Vorsorgeaufwendungen aus dem Verkauf der Lentjes, aber ohne den positiven in 2007 anfallenden Ertrag aus dem Verkauf der Lurgi, beträgt minus 475,6 Mio €. Das Konzernjahresergebnis beläuft sich danach auf minus 288,2 Mio €.
Nach dem Verkauf des Großanlagenbaus wird sich der Konzern auf den Ausbau seiner Kernkompetenz Verfahrenstechnik konzentrieren. Organisches Wachstum und Akquisitionen werden dabei gleichermaßen Auftragseingänge und Umsätze fördern.
Für 2007 und 2008 erwartet der Vorstand auf der Basis des sehr hohen Auftragseingangs 2006 in Höhe von 5 Mrd € einen Anstieg des Geschäftsvolumens. GEA geht von einem Umsatzanstieg von jeweils 5-10 % in den kommenden beiden Geschäftsjahren aus. Das operative Ergebnis wird überproportional wachsen. Unter der Voraussetzung, dass die Konjunktur sich weiterhin positiv entwickelt, erwartet der Vorstand für den Konzern eine Verbesserung der EBIT-Marge von heute 6,9 % auf über 8 % in den nächsten 3 Jahren. Aus heutiger Sicht wird für 2007 die Zahlung einer Dividende wieder aufgenommen.2006: GEA am Weg der Genesung
<a href=http://www.basf.de>BASF</a> und <a href=http://www.monsanto.com>Monsanto</a> haben die Forschung und Vermarktung der Pflanzenbiotechnologie gebündelt. Mit einem Budget von 1,2 Mrd € wollen sie in eine gemeinsame Pipeline landwirtschaftlich nutzbarer Pflanzeneigenschaften investieren. Monsanto & BASF: 1,2 Mrd € für gemeinsame F&E<% image name="BASF_Monsanto" %><p>
<small>Ziel der Zusammenarbeit ist die Entwicklung von Nutzpflanzen mit höherem Ertrag sowie verbesserter Widerstandsfähigkeit gegenüber ungünstigen Umwelteinflüssen wie Trockenheit. </small>
Die Vereinbarung betrifft die weltweit wichtigsten Nutzpflanzen: Mais, Soja, Baumwolle und Raps. Die gemeinsame Pipeline umfasst alle bestehenden und geplanten Programme beider Unternehmen für höheren Ertrag und Stresstoleranz. Sie besteht aus Projekten, die in den jeweiligen Pflanzenbiotechnologie-Forschungen der beiden Unternehmen entwickelt wurden.
Die Zusammenarbeit sieht so aus, dass beide Unternehmen mögliche Gene benennen, von denen die vielversprechendsten beschleunigt gemeinsam weiterentwickelt und von Monsanto vermarktet werden sollen. Die ersten Produkte aus dieser Zusammenarbeit sollen in der ersten Hälfte des nächsten Jahrzehnts am Markt eingeführt werden.
Jedes Unternehmen arbeitet darüber hinaus unabhängig voneinander weiterhin an der Entdeckung weiterer Pflanzeneigenschaften.
Zusätzlich wollen die beiden Unternehmen gemeinsam Möglichkeiten erforschen, um Zysten-Nematoden bei Sojabohnen zu bekämpfen. Nematoden sind parasitische Würmer, die den Ertrag reduzieren oder vernichten können.
Österreichs Energie-Regulierungsbehörde <a href=http://www.e-control.at>E-Control</a> setzt sich für den freien Zugang zu den europaweiten Gas-Infrastrukturen ein. Ein transparenter Sekundärmarkt - nicht zuletzt mit flexiblen LNG-Volumina - soll den Wettbewerb erhöhen. In Österreich selbst sind milliardenschwere Pipeline-Projekte geplant oder in Umsetzung.<% image name="LNG2" %><p>
<small> Für einen transparenteren Gasmarkt sorgen: Die E-Control kann sich durchaus vorstellen, das österreichische Modell der AGGM für ganz Europa zu verwenden. </small>
Österreichs Energiewirtschaft steht kurz vor dem letzten großen Infrastruktur-Ausbau: Die Offensive in den nächsten 5 Jahren wird sowohl im Strom- als auch im Gasbereich mehrere Milliarden Euro schwer sein und die Lücken in den internationalen Transitrouten schließen. Die erweiterten Netzkapazitäten sollen Gaskraftwerke in der Größenordnung von mindestens 4.000 MW einbinden, Österreichs Gas-Bezug diversifizieren helfen und den Stromhandel als solchen auf eine physikalisch sichere Basis stellen.
Im Strombereich wird nun der Verbund den Lückenschluss des 380-kV-Netzes - nach jahrelanger Planung - nun endlich realisieren: Die Inbetriebnahme der rund 97 km langen Leitung vom Südburgenland ins steirische Kainachtal wird im ersten Halbjahr 2009 erwartet. Zudem steht die 125 km lange Salzburg-Leitung zwischen St. Peter und Kaprun an. Für den ersten Abschnitt bis Salzburg hofft der Verbund auf eine Inbetriebnahme 2009, für den des zweiten inneralpinen Abschnitts 2011 oder 2012. Insgesamt wird die Verbund alleine in den Netzbereich bis 2012 mehr als 800 Mio € investieren.
<b>Neue Gaskraftwerke.</b> Der Netzausbau geht Hand in Hand mit der Planung und Errichtung neuer Kraftwerke - vorrangig Gaskraftwerke. Bis 2010 sind welche in Klagenfurt (Verbund, 400 MW), Mellach (Verbund, 800 MW), Timelkam (Energie AG, 400 MW) sowie Wien (Wien Energie, 150 MW) geplant; bis 2015 könnte jene in Peisching (EVN, 800 MW), Wien (Wien Energie, 650 MW), Ennshofen (Energie AG, 400 MW) und Riedersbach (Energie AG, 400 MW) folgen. Und das würde den Gasverbrauch um bis zu 5 Mrd m3 pro Jahr ansteigen lassen.
<% image name="LNG3" %><p>
<small> Pipeline-Bedarf: Alleine in Österreich werden derzeit Gaskraftwerke für 4.000 MW geplant, zudem herrscht an der TAG ein fünffacher Nachfrageüberhang. </small>
Dieser Verbrauchszuwachs um fast ein Drittel ist schließlich mit einem dringend notwendigen Ausbau der Fernleitungs-Pipelines verbunden. Da nach dem Einbau von zwei Kompressoren ein weiterer Ausbau der Trans Austria Gasleitung (TAG) derzeit von der italienischen ENI - sie hält 90 % an der Röhre - nicht erwogen wird, müssen andere Varianten angegangen werden.
<b>Neue Röhren. </b>Die <a href=http://www.aggm.at>AGGM</a> (Austrian Gas Grid Management) prüft derzeit mehrere Varianten - Varianten, die allesamt rund 600-700 Mio € kosten würden: Am wahrscheinlichsten ist eine weitere "Südleitung", die vom Hub Baumgarten über den Semmering in die Südwest- bzw. die Obersteiermark führen würde und von OMV, EVN, Steirische Gas-Wärme und Kelag errichtet werden würde. Variante 2 wäre die von OÖ Ferngas und Steirische Gas-Wärme zu bauende "Phyrnleitung", welche die beiden energiehungrigen Bundesländer in Österreich - Oberösterreich und die Steiermark - verknüpfen würde.
Variante 3 meint die "Tauerngasleitung", die von der Salzburg AG und der E.ON-Tochter Ruhrgas errichtet werden würde. Diese Option hätte besonderen Charme: Sie würde einerseits den derzeit von Wingas, Gazexport und RAG ausgebauten Gasspeicher Haidach in Oberösterreich anbinden (dessen drei Betreiber verhandeln derzeit übrigens mit der E-Control über einen "nicht diskriminierenden Zugang" für Drittanbieter), einen Abzweiger in das bisher vom innerösterreichischen Gasnetz getrennten Tirol erlauben (wo die Tigas nach einer Beteiligung an der Südtiroler SEL GAS eine Pipeline über den Brenner legt) und zudem in direkter Linie zum von der OMV geplanten LNG-Terminal Krk in Kroatien führen.
All diese Ausbaupläne - entschieden soll im Sommer von der E-Control-Kommission darüber werden - bekommen schließlich mit der von der OMV vorangetriebenen "Nabucco"-Röhre Richtung Türkei weitere Dimensionen: Denn dafür müsste bis 2012 auch die West Austria Gasleitung (WAG) noch einmal adaptiert werden, um die zusätzlichen 17-20 Mrd m³ aus dem Kaukasus, Persien und Ägypten auch nach Deutschland und Frankreich liefern zu können.
<% image name="LNG4" %><p>
<small> LNG-Regasifizierungs-Terminal im norditalienischen La Spezia: 96 Tanker haben 2006 hier 4,94 Mio m³ LNG abgeladen, was - aufgewärmt - eine Ausbeute von 2,9 Mrd m³ Erdgas bedeutete. Das ist etwa ein Drittel dessen, was derzeit jährlich in Österreich an Erdgas verbraucht wird. </small>
<b>Neue Regulierung. </b> Begleitet werden diese gewaltigen Vorhaben von ambitionierten Plänen, eine europaweit deutlich transparentere Strom- und Gasregulierung zu erreichen. Speziell im Gasbereich existieren derzeit außer in Österreich und UK keine funktionierenden Märkte in Europa. Michael Schmöltzer, für den Gasbereich bei der E-Control zuständig, erklärt die aktuellen Regulierungsbestrebungen: "Derzeit sind in eine Reihe großer Südosteuropa-Pipelines wie etwa Nabucco oder eine Röhre von Italien Richtung Griechenland und die Türkei in Planung. Wir stellen derzeit im Rahmen so genannter Open Season-Verfahren sicher, dass bei diesen Projekten auch tatsächlich die gesamte nachgefragte Kapazität ausgebaut wird und nicht nur die jeweiligen Shareholderinteressen befriedigt werden." Vertragsblockaden und die "Unsitte der Ausnahmen" sollen also künftig vermieden werden.
<b>Flexible Handelsströme.</b> Neben dieser netzübergreifenden Kapazitätsbeurteilung gilt es darüber hinaus, auch alternative Gasquellen koordiniert anzubinden. Und das meint insbesondere die "flexiblen Handelsströme via LNG". Denn: Rund ein Drittel des zusätzlichen Gasbedarfs könnte in den nächsten 10 Jahren damit bedient werden. Und gleichzeitig die exorbitant hohen Umsatzrenditen von 20 % und höher etwas eingegrenzt werden.
Während Erdöl zwischen 12-15 x den Besitzer wechselt, bis es letztlich verbraucht wird, ist eine solche Handelsaktivität beim Gas noch weit entfernt. LNG könnte das ändern: Erhofft wird von den Regulatoren insbesondere die Etablierung so genannter Swap-Geschäfte, bei denen beispielsweise eine LNG-Lieferung an die Franzosen mit einer Gaslieferung über die TAG gegengerechnet wird. Dagegen wären die russischen Lieferanten machtlos.
In Österreich selbst ist es seit der Marktliberalisierung gelungen, die gesamten Netzkosten von 550 auf 460 Mio € zu senken. Ab 2008 könnte die Einführung der Anreizregulierung die Netzkosten noch einmal kräftig nach unten drücken - darüber wird ebenso im Sommer entschieden. Interessantes Detail am Rande: Durch die Anbindung der geplanten Gaskraftwerke in Österreich würden die Netzkosten für den einzelnen Verbraucher weiter sinken - mehr Verbrauch je Röhre verbilligt den Transit. Mittlerweile werden die Pipelines übrigens auch einheitlich auf 40 Jahre abgeschrieben.
<small> Beim <b>Liquefied Natural Gas</b> (LNG) gilt generell: Nach 3.000 km wird es billiger als der Pipeline-Import. Die Regasifizierungsterminals haben Kapazitäten zwischen 4-12 Mrd m³/Jahr, wobei derzeit die Wiedervergasung am LNG-Schiff etabliert wird - statt einem Terminal braucht es künftig also nur mehr ein Rohr und eine Mole. Aktuell beziehen in Europa vor allem Spanien (67,5 %), Portugal (52,7 %), Frankreich (28,5 %), Griechenland (18,4 %) und Belgien (17,7 %) größere Mengen ihres Erdgasbedarfs via LNG. EU-weit sind 25 Regasifizierungsterminals in Planung.
LNG hat nur mehr 1/612 des Volumens von Erdgas und wird nach der Liquifizierung (das Erdgas muss davor insbesondere von Wasser und Unreinheiten wie Quecksilber und Schwefel befreit werden) via LNG-Tanker transportiert. Eine Upstream-Einheit kostet bei einer Kapazität von 10 Mio t/Jahre rund 4,5 Mrd $, ein LNG-Tanker 200-300 Mio $ und eine Regasifizierungseinheit ab 400 Mio $. Gegenwärtig sind 215 LNG-Tanker weltweit in Umlauf, weitere 120 bestellt. Für deren Dienste fallen rund 80.000 $ an - pro Tag. Die größten LNG-Exporteure sind heute Sonatrach, Petronas, Qatar Petroleum, Pertamina, Shell und BP. 2015 soll dieses Ranking von Qatar Petroleum vor Shell, NNPC, Pertamina, ExxonMobil und Sonatrach angeführt werden. Unter den Herkunftsländern führt Indonesien vor Malaysia, Qatar, Algerien, Australien, Trinidad, Nigeria, Oman, Brunei und Ägypten. </small>Gasmarkt: "Marktdruck von außen erhöhen"