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Quelle:Sl/Dronnikov 2005

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Angaben zur Quelle [Bearbeiten]

Autor     Dimitri Donnikov
Titel    Der russische Erdgasmarkt zwischen Monopol und Liberalisierung
Herausgeber    Universität Köln
Ort    Köln
Datum    07. September 2005
Anmerkung    Diss. Köln
URN    urn:nbn:de:hbz:38-15301
URL    http://kups.ub.uni-koeln.de/1530/

Literaturverz.   

ja
Fußnoten    ja (Endnote)
Fragmente    55


Fragmente der Quelle:
[1.] Analyse:Sl/Fragment 114 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-02 21:25:20 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
No.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 114, Zeilen: 1-29
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 9, 14, 15, 16, Zeilen: 0
4.2 Die russischen Erdgasmärkte – Charakteristika und Problemfelder

4.2.1 Erdgasvorkommen und –produktion

4.2.1.1 Typologie der Erdgasreserven

Russland verwendet traditionell Definitionen für Erdgasvorkommen, die von den internationalen Klassifikationen abweichen. Zunächst ist zu unterscheiden zwischen Reserven und Ressourcen. Während Reserven solche Vorkommen sind, die technisch und wirtschaftlich gewinnbar sind, beinhalten Ressourcen zusätzlich Lagerstätten, die nachgewiesen oder vermutet sind, deren Förderung jedoch technisch oder wirtschaftlich derzeit nicht möglich ist.

In der russischen Terminologie werden für erkundete Reserven die Kategorien A, B und C1 verwendet. Diese Reserven sind durch Bohrungen nachgewiesen. Dabei stellt Kategorie A Reserven in Feldern dar, die bereits produzieren, Kategorie B bezeichnet Felder, für die ein Entwicklungsplan genehmigt ist. C1 schließlich ist die Bezeichnung für nachgewiesene Vorkommen, für die noch keine Produktionsinfrastruktur geschaffen ist.

Zu den Ressourcen gehören die russischen Kategorien C2 und C3 sowie D1 und D2. Als C2 werden Lagerstätten bezeichnet, die nicht durch Bohrungen nachgewiesen sind, aber als sichere Vorkommen behandelt werden, die zukünftig technisch und wirtschaftlich gewinnbar sein könnten. Die noch nicht entdeckten Vorkommen werden eingeteilt in erwartete (C3) und vermutete (D1 und D2) Ressourcen. Die C3-Ressourcen beziehen sich auf konkrete Felder und Lagerstätten, während D1 und D2 nur pro Förderregion ausgewiesen werden. Eine zweite wichtige Differenzierung ist die zwischen gefördertem reinem Erdgas und Gasen, die gemeinsam mit Erdöl gefördert werden (sog. Erdölgas). Beide Mengen werden in die russischen Gasproduktionsstatistiken einbezogen. Da Erdölgas jedoch chemisch anders zusammengesetzt ist (es handelt sich hier meist um Propan- oder Butangase, während Erdgas aus Methan besteht), kann das Erdölgas nicht durch die Erdgastransportpipelines transportiert und ohne chemische Weiterbearbeitung auch nicht vom Endverbraucher verwendet werden. Es wird in der Regel in industriellen Anlagen nahe den Förderstätten verwendet (z.B. Chemiewerke) oder – nach wie vor zu einem großen Teil – abgefackelt. Erdölgas soll bei der nachstehenden Betrachtung außen vor bleiben.

[S. 9]

Aufbau der russischen Gaswirtschaft

[S. 14]

2.3 Erdgasressourcen, -reserven und -förderung in Russland

Zunächst wird auf die Klassifikation der Erdgasreserven und -ressourcen, die Typen von Erdgaslagerstätten und ihre regionale Verteilung eingegangen.

[...]

2.3.1 Klassifikation und systematische Abgrenzung

Die in Russland verwendeten Abgrenzungen von Reserven und Ressourcen weichen von den internationalen Klassifikationen ab. Aus diesem Grund wird in diesem Kapitel zunächst ein Überblick über die wesentlichen Unterschiede gegeben. Im Anschluss daran erfolgt eine Abgrenzung zwischen Erdgas und Erdölgas. Letzteres wird zwar in den entsprechenden nationalen und internationalen Statistiken für die Gasfördermengen aufgeführt, wird jedoch in dieser Arbeit nicht weiter behandelt.

[...]

Tabelle 2-4: Abgrenzung der Begriffe Reserven und Ressourcen

114 Tabelle.PNG

Reserven und Ressourcen werden in russischen und internationalen Literaturquellen unterschiedlich klassifiziert.

[S. 15]

Die in der russischen Terminologie verwendeten Kategorien der so genannten erkundeten Reserven A+B+C1 entsprechen den sicheren technisch und wirtschaftlich gewinnbaren Reserven, die durch Bohrungen nachgewiesen werden. Die Reserven beziehen sich in der russischen Klassifikation auf Felder, die in Förderung sind (A), die in einem Entwicklungsplan vorgesehen sind (B) und solche, die gewinnbar sind, für die aber noch keine Produktionsinfrastruktur zur Verfügung steht (Cl).

Als C2 werden Ressourcen bezeichnet, die nicht durch Bohrungen nachgewiesen sind, aber als sichere Vorkommen behandelt werden, die in der Zukunft bei der langfristigen Planung technisch und wirtschaftlich gewinnbar sein können. Deswegen können C2-Vorkommen mit nachgewiesenen, aber derzeit technisch bzw. wirtschaftlich nicht gewinnbaren Ressourcen entsprechend der internationalen Klassifikation gleichgestellt werden. Die unentdeckten Vorkommen werden unterteilt in erwartete (C3) und vermutete (D1 +D2) Ressourcen. Die C3-Ressourcen beziehen sich im Allgemeinen auf bestimmte Felder, während D1+D2-Ressourcen sich auf Förderregionen beziehen.

[...]

Erdgas und Erdölgas zählen zur gesamtrussischen Gasproduktion. In russischen als auch in internationalen Statistiken wird das Erdölgas in die russische Gesamtproduktionsmenge einbezogen. Erdgas und Erdölgas (Begleitgas) sind unterschiedliche Gasformen von unterschiedli-

[S. 16 Z. 1-10]

cher chemischer Zusammensetzung. Erdgas besteht überwiegend aus Methan, während es sich bei Erdölgas um ein Propan-Butan-Gemisch handelt, das bei der Erdölförderung als Nebenprodukt anfällt. Aufgrund der unterschiedlichen chemischen Konsistenz wird Erdölgas nicht durch die Transportpipelines für Erdgas transportiert und steht somit auch dem Erdgasmarkt nicht als Absatzprodukt zur Verfügung.

Erdgas kann direkt ohne Umwandlungsprozess vom Endverbraucher verwendet werden, während schwankende Brennwerte des Propan-Butan-Gemisches Anpassungen erforderlich machen. Die Propan-Butan-Gemische werden in Kraft- und Chemiewerken nahe den Förderstätten eingesetzt. Da in dieser Arbeit ausschließlich der Erdgasmarkt analysiert wird, wird Erdölgas nicht weiter betrachtet.

Anmerkungen

Der Text ist teils deutlich umformuliert. Im Gegensatz zur Vorlage, wo z.B. „BGR (2003), S. 43, Preuß Neudorf (1996), S. 32.“ referenziert sind, lässt S. L. im Zusammenhang jegliche Quellenangabe vermissen. Die Arbeitsweise setzt sich über viele Seiten fort. Das obige Textfragment ist nur der Auftakt der umfangreichen Übereinstimmungen mit der Arbeit von Dronnikov.

Man achte auch auf folgende Parallele: Dissertation von S. L.: "Erdölgas soll bei der nachstehenden Betrachtung außen vor bleiben." Vorlage: "Letzteres wird zwar in den entsprechenden nationalen und internationalen Statistiken für die Gasfördermengen aufgeführt, wird jedoch in dieser Arbeit nicht weiter behandelt.", "Da in dieser Arbeit ausschließlich der Erdgasmarkt analysiert wird, wird Erdölgas nicht weiter betrachtet."

(Man beachte im Zusammenhang auch den etwas späteren Hinweis in Endnote 201: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[2.] Analyse:Sl/Fragment 115 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:14:20 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 115, Zeilen: 1-19
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 16, 17, Zeilen: 0
Schließlich lassen sich die russischen Erdgasvorkommen nach Lagerstätten typologisieren. Was die Lage der Lagerstätten angeht, so lassen sich Onshore- und Offshore-Felder unterscheiden. Offshore-Felder liegen im Meer und sind daher ceteris paribus höher in den Entwicklungskosten. Deshalb hat Russland – trotz großer vermuteter Vorkommen offshore – bislang kaum Entwicklungsprojekte auf diesem Gebiet in Angriff genommen. [...] Die aktuelle Förderung kommt fast ausschließlich aus Onshore-Feldern. Hier lassen sich im Wesentlichen zwei Typen unterscheiden. Cenomanian-Felder liegen relativ dicht unter der Erdoberfläche (bis zu 1500 m). Das dort gelagerte Gas ist in der Regel reines Erdgas und kann ohne aufwendige Aufbereitung vermarktet werden. Diese Felder mit relativ geringen Entwicklungs- und Produktionskosten pro Einheit geförderter Energie liegen vor allem in Westsibirien und machen einen großen Anteil der aktuellen Produktion aus. Daneben existieren Erdgasfelder in tieferen Gesteinsschichten (Neocomian – rund 3000 bis 4500m tief). Es handelt sich dabei um „fat gas“, also um Erdgas, das in Verbindung mit Gaskondensat (flüssigen Gasbestandteilen) auftritt. Es muss bearbeitet werden, insbesondere müssen Gaskondensat und ggf. weitere Verschmutzungen, etwa in Form von Schwefelwasserstoffen oder Kohlenstoffdioxid, entfernt werden. Es ist leicht erkennbar, dass solche Verfahren teurer sind als die vorher beschriebenen westsibirischen Cenomanian- Felder199.

199 Zu technischen Rahmenbedingungen der Gasförderung vgl. beispielsweise Peebles, M.: Natural Gas Fundamentals, Shell International Gas Ltd., London, 1992.

[S. 16 Z. 11 ff.]

Unterscheidung von Erdgas nach Lagerstättentyp

[...]

Zunächst ist zwischen Onshore- und Offshore- Gasfeldern zu unterscheiden. Die Investitionskosten der Erschließung und Förderung von Offshore-Gasfeldern sind unter sonst gleichen Bedingungen (z. B. Größe der Felder) deutlich höher als die von Onshore-Gasfeldern.

[...]

Der überwiegende Anteil der Erdgasreserven und Erdgasförderung in Russland entfällt auf Onshore- Erdgasfelder.

[...]

Es wird zwischen Erdgas Senoman und Separationsgas aus Gaskondensatschichten unterschieden.

Bei"Trockenem Erdgas" ("Senoman") handelt es sich um Erdgas, das aus Erdgas-, Gaskondensatlagerstätten, Erdölgaskondensat- bzw. Erdgasöllagerstätten aus den oberen Gesteinsformationen bei einer Tiefe bis zu 1500 m gefördert wird. Das Erdgas aus Senoman-Schichten ist in der Regel reines Erdgas mit einem hohen Methananteil und kann ohne zusätzliche Auf-

[S. 17 Z. 1-9]

bereitung vermarktet werden. Das Erdgas Senoman ist in Russland überwiegend in westsibirischen Lagerstätten gelagert.

Bei "Separationsgas" ("Entöltes Trockengas" bzw. "Fettes Gas") handelt es sich um Erdgas, das aus den Gaskondensatlagerstätten bzw. Erdölgaskondensatlagerstätten in einer Tiefe von 3000 bis 4500 m gefördert wird und in der Regel in Verbindung mit Gaskondensat (flüssigen Kohlenwasserstoffen) in der Natur existiert.20 Separationsgas muss durch die Entfernung des Gaskondensats sowie anderer Schwefelwasserstoffe an die Qualität des Senoman- Erdgases angepasst werden. Dieser Separierungsprozess macht den technologischen Produktionsprozess aufwändiger und damit kostenintensiver als die Erdgasförderung aus Senomanschichten.


20 Vgl. BGR (2003a), Tab. 3.6, 3.7, 3.10, 3.11.

Anmerkungen

An dieser Stelle kein Hinweis auf die (häufig verwendete ) Quelle. Andere Schreibweisen und wenige inhaltliche Ergänzungen, die sich anderorts ebenfalls in der Vorlage finden, stellen kaum nennenswerte Eigenrecherche dar. Strukturell folgt der Verfasser – wie zuvor und im nachfolgenden Text – der Vorlage.

(Man beachte im Zusammenhang auch den etwas späteren Hinweis in Endnote 201: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[3.] Analyse:Sl/Fragment 115 20 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 19:28:17 Plagin Hood
BauernOpfer, Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
BauernOpfer
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 115, Zeilen: 20-22.25-29
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 17, Zeilen: 0
4.2.1.2 Die russischen Gasvorkommen

Russland verfügt über die größten Erdgasvorkommen weltweit. Im Jahr 2002 lagen die Reserven bei 47,3 Billionen m3, die Ressourcen gar bei 83 Billionen m3 200. Bei einer jährlichen Gesamtnachfrage in Deutschland von rund 100 Milliarden m3 würden diese Ressourcen ausreichen, um die deutsche Versorgung für rund 830 Jahre sicherzustellen. Russland verfügt damit über rund 30% der Weltgasreserven201.

Der Großteil der russischen Vorkommen liegt in einer relativ geringen Anzahl großer Gasfelder. Schätzungen der russischen Regierung zufolge liegen 75 Prozent der Gasreserven in 21 von nur 800 registrierten Gasfeldern des Landes, die ein Volumen von jeweils über 500 Milliarden m3 haben.202


200 Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR): Rohstoffwirtschaftliche Länderstudien, Heft XXVIII, Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2002, Hannover, 2003.

201 Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.: Der russische Erdgasmarkt zwischen Monopol und Liberalisierung, http://deposit.ddb.de/cgibin/dokserv?idn=976548615

202 Ministry of Economic Development and Trade (MEDT): O konzepzii razvitija rynka gasa v Rossijskoj Fedederazii, doklad v pravitelstvo RG, Ministerstvo ekonomitscheskogo razvitija i torgovli Rossijskoj Federazii, Moskau, 2002.

2.3.2 Erdgasreserven und -förderung nach Regionen

Russland verfügt über die größten Erdgasreserven und -ressourcen weltweit. Im Jahr 2002 betrugen die Erdgasreserven in Russland 47,3 Bill. m3 (siehe Tabelle 2-6). Die russischen Erdgasressourcen beliefen sich im Jahr 2001 nach Angaben der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) mit 83 Bill. m3 auf fast das Doppelte. Russland verfügt demnach über 30% der Weltgasreserven (160,7 Bill. m3 ) und knapp 40% der Weltgasressourcen (216,7 Bill. m3).21

Das Potenzial an Erdgasreserven in Russland ist überwiegend in Riesenlagerstätten konzentriert. In 21 der knapp 800 bereits entdeckten Erdgasfeldern lagern rd. 3/4 der gesamten Erdgasreserven (35,2 Bill. m3 Erdgas). Diese Riesengasfelder haben ein Volumen von jeweils über 500 Mrd. m3 Erdgas. [...]22


21 Vgl. BGR (2003a), Tab. 3.6, 3.7, 3.10, 3.11

22 Vgl. MERT (2003a), Kap. 2.


[aus Literaturverzeichnis]

BGR (2003a): Rohstoffwirtschaftliche Länderstudien, Heft XXVIII, Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2002, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe Hannover, 2003.

Mert (2002): O konzepzii razvitija rynka gasa v Rossijskoj Fedederazii, doklad v pravitelstvo RF, Ministerstvo ekonomitscheskogo razvitija i torgovli Rossijskoj Federazii, Moskau Dezember 2002.

Mert (2003a): O konzepzii razvitija rynka gasa v Rossijskoj Fedederazii, doklad k zasedaniju pravitelstvo RF, Ministerstvo ekonomitscheskogo razvitija i torgovli Rossijskoj Federazii, Moskau März 2003.

Anmerkungen

Veränderte Schreibweise: "75 Prozent" statt "rd. 3/4".

Man beachte die Unterschiede (inkl. Schreibfehler?) bei der russischen Quellenangabe. Auch die deutsche Quelle (BGR) mit den Daten aus dem Jahre 2001 (!) findet sich bereits in der Vorlage.

Der in Endnote 201 gegebene Hinweis erklärt: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“ Tatsächlich folgen die Kapitel 4.2 bis 4.4 in weiten Teilen der Vorlage ohne, dass sich die Inhalte auf das Gesagte beschränkten. Der Leser kann dabei nicht erahnen, inwiefern wörtliche, strukturelle oder inhaltliche Übernahmen erfolgen und welche Inhalte aus deutschen, englischen oder russischen Quellen stammen – oft wird gar keine Quelle für wiedergegebene Daten oder andere Aussagen angegeben. Ein flüchtiger Leser mag diesen Verweis in Form der einzelnen Endnote (nur eine von 364) zudem leicht übersehen.

Sichter

[4.] Analyse:Sl/Fragment 116 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:16:10 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 116, Zeilen: 1-17
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 17, 18, 19, Zeilen: 0
Die Produktion jedoch ging von 1990 bis 2001 um 9,2 Prozent zurück. Erst ab 2002 ist wieder ein leichter Anstieg zu verzeichnen. Im Wesentlichen war diese Entwicklung auf einen Produktionsrückgang in der Region Nadym-Pur-Taz zurückzuführen. Dies ist nicht verwunderlich, kommen doch fast 90 Prozent der aktuellen Gasproduktion aus diesem Gebiet. Und immerhin 80 Prozent des derzeitigen Fördervolumens bestreiten die russischen Produzenten aus Gasfeldern mit sinkenden Produktionsvolumen203.

Die Gasvorkommen in Russland konzentrieren sich auf Westsibirien. Rund drei Viertel der Reserven liegen dort in einem Gebiet von rund 2500 km2. Die westsibirischen Gasfelder bilden die Basis der russischen Erdgasproduktion und ermöglichen wegen ihrer großen Reichweite die längerfristige Versorgung der bevölkerungsreicheren russischen Regionen im Westen des Landes sowie Europas. Seit Beginn der europäischen Nachfrage nach Erdgas hat sich westsibirisches Gas aus den großen und kostengünstig zu entwickelnden Lagerstätten durchgesetzt, aus Kostengründen selbst gegenüber geographisch näher liegenden Förderländern wie Norwegen oder Algerien. Wegen der großen Reserven, der vorhandenen Transportinfrastruktur und den recht kostengünstigen Produktionsbedingungen kann davon ausgegangen werden, dass Russland auch weiterhin eine entscheidende Rolle bei der Versorgung europäischer Märkte spielen wird.


203 Ministry of Energy (MinEnergo): Energetitcheskaja strategija Rossii na period do 2020 goda, Moskau, 2003.

[S. 17 Z. 25-30]

Trotz des enormen Reservenpotenzials zeigte die russische Erdgasproduktion in den neunziger Jahren eine rückläufige Tendenz. Im Zeitraum 1990 bis 2002 ist die Gasförderung um 7 % auf 581,2 Mrd. m3 zurückgegangen. Während die Gasförderung in den europäischen Teilen Russlands sowie in Ostsibirien und im Fernen Osten im selben Zeitraum relativ stabil blieb, war der Rückgang der Gesamtförderung überwiegend auf eine sinkende Gasproduktion in der Region Nadym-Pur-Taz (Westsibirien) um 8,5% zurückzuführen (Tabelle 2-5). Dabei ist auch

[S. 18 Z. 1-3]

zu berücksichtigen, dass im Jahr 2002 rd. 80% der gesamtrussischen Erdgasförderung aus Gasfeldern mit sinkendem Produktionsoutput gedeckt wurde.23

Tabelle 2-5: Gasförderung und Gasaufkommen Russland, 1990-2002; Mrd. m3

[...]

[S. 18 Z. 11ff.]


Das Erdgasförderpotenzial in Russland zeichnet sich überwiegend durch die Erdgasreserven in Westsibirien aus. Im Westsibirischen Becken, das sich entlang des Flusses Ob und der Bucht Obskaja auf rd. 2500 km vom Süden nach Norden ausdehnt, sind über 3/4 der russischen Erdgasreserven (35,6 Bill. m3) in einer Vielzahl von Lagerstätten verschiedener Größe konzentriert. Westsibirien spielt aufgrund des dort vorhandenen Reservenreichtums zurzeit die dominierende Rolle in der russischen Erdgasförderung. Rd. 90% der russischen Erdgasförderung wird derzeit durch westsibirische Erdgaslagerstätten gedeckt (Tabelle 2-5). Die westsibirischen Gasfelder bilden damit die Basis der russischen Erdgasproduktion und ermöglichen aufgrund ihrer langen Reichweite eine langfristige Versorgung des überwiegenden Teils der russischen Regionen und der europäischen Gasmärkte.

[...]

Seit Beginn der russischen Erdgasexporte nach Europa hat sich westsibirisches Erdgas trotz einer deutlich weiteren Entfernung im Vergleich zu Erdgas aus näher an europäischen Verbrauchermärkten liegenden Ländern wie Norwegen und Algerien aufgrund der geringeren Produktionskosten durchgesetzt. Aufgrund des vorhanden Reservenpotenzials, der bereits stark entwickelten Transportinfrastruktur und den relativ günstigen Produktionsbedingungen, ist davon

[Seite 19]

auszugehen, dass westsibirisches Erdgas auch zukünftig die entscheidende Rolle für die Entwicklung der russischen Gasindustrie und für den europäischen Erdgasmarkt spielen wird.

[...]


23 MinEnergo (2003), S. 65.


[aus Literaturverzeichnis]

MinEnergo (2003): “Energetitcheskaja strategija Rossii na period do 2020 goda”, “Ministesrtvo Energetiki Rossijskoj Federazii” Moskau 2003.

Anmerkungen

Der Inhalt der Vorlage wird zusammengefasst und neu formuliert. Der von S. L. genannte Wert „9,2 Prozent“ für den Zeitraum „1990 bis 2001“ sowie „ein leichter Anstieg ab 2002“ ergeben sich aus den Daten der Tabelle 2.5 auf S. 18 der Vorlage – aus den dortigen Daten leicht zu berechnen ist auch der in der Vorlage abweichende Wert „7 %“ für den dort benannten „Zeitraum 1990 bis 2002“. (laut Vorlage basierend auf: „Quelle: Goskomstat (2002), IEA (2003), MinEnergo (2003), Interfax Petroleum Report (1997-2003), eigene Berechnungen.“)

Die Arbeitsweise setzt sich fort: Direkt im Anschluss finden sich weitere Inhalte, bei denen der eigenständige Rechercheumfang hinterfragt werden kann – vieles im Anschluss findet sich z.B. in der Tabelle 2.6 der Vorlage.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[5.] Analyse:Sl/Fragment 116 18 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:17:36 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 116, Zeilen: 18-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 19, 22, Zeilen: 0
In Westsibirien lassen sich die Regionen Nadym-Pur-Taz und die Halbinsel Yamal unterscheiden. Daneben gibt es eine Reihe kleinerer Vorkommen in weiteren Regionen, die allenfalls von lokaler Bedeutung sind. Während die Reserven in Nadym-Pur-Taz bei geschätzten 22,8 Billionen m3 liegen, lagern rund 10,4 Billionen m3 auf der noch nicht erschlossenen Halbinsel Yamal. Mit zunehmendem Rückgang der Produktion aus den großen Feldern in Nadym-Pur-Taz gerät Yamal stärker in das Blickfeld der russischen Unternehmen, vor allem die großen Felder Bovanenkovskoye und Karasevey. Insbesondere Bovanenkovskoye kann es bei geschätzten Reserven von rund 4,4 Billionen m3 in der Größe mit den aktuellen Großprojekten Yamburg (4,2), Urengoy (5,9) und Zapolyarnoye (3,3) aufnehmen204. Die Produktionskostenschätzungen für Nadym-Pur-Taz-Vorkommen liegen bei 11 bis 14 US-Dollar pro Tausend m3, während die Kosten für Felder auf der Halbinsel Yamal auf 20 bis 21 US-Dollar pro Tausend m3 geschätzt werden205.

Signifikante weitere Reserven finden sich auch in den Regionen Süd und Wolga. Diese Regionen sind bereits zumindest teilweise erschlossen und gekennzeichnet durch je ein [großes Gasfeld, an das sich einige Satellitenvorkommen anschließen.]


204 Roland Götz: Russlands Erdgas und die Energiesicherheit der EU, SWP-Studie, Berlin, 2002 und Gazprom Annual Report 2002, Moskau, 2003.

205 International Energy Agency: Energy Statistics of Non-OECD countries 2001-2002, Paris, 2003.

[S. 19, Z. 5ff.]

Die Erdgasreserven des Westsibirischen Beckens sind in folgenden Förderprovinzen konzentriert:

- Nadym-Pur-Taz-Region,

[...]

- Halbinsel Jamal.

Der überwiegende Anteil der westsibirischen Reserven entfällt auf die Erdgasfelder in der Nadym-Pur-Taz- Region, die in räumlicher Nähe der drei Flüsse Nadym, Pur und Taz liegen. Die Gesamtreserven der Region betrugen im Jahr 2002 22,8 Mrd. [sic!] m3 Erdgas.

[S. 21, Z. 1]

Tabelle 2.6

Quelle: BGR (2003b), Götz (2002), MERT (2003a), Gazprom (2003b), Rezunenko (2001), Grizenko (2001), Mazalov (2002), eigene Berechnungen.

[S. 19, Z. 20 (letzte Zeile)]]

Nach Angaben der IEA (1995) werden die

[S. 20, Z. 1-3]

Vollkosten der Erdgasproduktion in der Nadym-Pur-Taz auf 13,8 US-$/ Tsd. m3 geschätzt.24 Nach OME (2001) belaufen sich die Vollkosten der Förderung in dieser Region auf 11,04 US-$/ Tsd. m3.25


[S. 22, Z. 3-8]

Das Reservenpotenzial ist hoch und wird auf 10,4 Bill. m3 geschätzt.28 Zu den größten Gasfeldern gehören Bovanenko, das rd. 45% der Reserven von Jamal beherbergt, gefolgt von kleineren Onshore - Lagerstätten Kharasavey, Krusenstern, Yuzhno-Tambei und Severo-Tambei und Offshore - Gasfeldern Rusanov und Leningrad. Erschlossen werden derzeit nur die Gasfelder Bovanenko und Kharasavey im Westen und Yuzhno-Tambei im Osten der Halbinsel.

[S. 22, Z. 13-24]

Nach Angaben von IEA (1995) werden die Produktionsvollkosten auf Jamal auf 20,7 US- / Tsd. m3 geschätzt.29 Die Schätzung von VNIIGaz liegt bei 20 US-$/ Tsd. m3. Für die Erschließung der gesamten Region Jamal werden Investitionskosten von 70 Mrd. US- angesetzt. Allein für die geplante Inbetriebnahme von Bovanenko und die Erschließung von Kharasavey sind Investitionen in Höhe von 23 Mrd. US-$ in der Zeit von 2006-2011 zu tätigen.30

Reserven in anderen Regionen

Weitere Erdgasreserven befinden sich in den russischen Regionen Süd und Wolga und in den Regionen Nord-West, Ostsibirien und Fernost. Der Süden Russlands und die Wolgaregion sind bereits erschlossene Erdgasgebiete, während die übrigen O.g. Regionen im Wesentlichen noch unerschlossen sind.3l Diese Regionen sind geprägt durch jeweils ein Riesengasfeld, an das weitere kleinere Gasfelder angrenzen (siehe Tabelle 2-6).


25 IEA (1995), Tab. 3.10, S. 57; umgerechnet von US-$/ MMBtu in US-$/ Tsd. m3 mit dem Faktor 1m3=0,0362 MMBtu.

25 OME (2001), Abb. 3, S. 10, Abb. 4, S. 11; umgerechnet von US-$/ MMBtu in US-$/ Tsd. m3 mit dem Faktor 1m3=0,0362 MMBtu.

28 Vgl. Rezunenko, et al. (2001), S. 11.

29 IEA (1995), Tab. 3.10, S. 57.;umgerechnet von US-$/ MMBtu in US-$/ Tsd. m3 mit dem Faktor 1m3=0,0362 MMBtu.

30 Vgl. Ter-Sarkisov, R. M. (2003a), S. 2.

31 Die Zentrale Region Russlands (Moskau und 16 nahe liegende Gebiete) enthält keine Erdgasressourcen und Erdgasreserven. Vgl. Rezunenko, V. 1. et al. (2001), S. 14.

Anmerkungen

Es finden sich viele inhaltliche Übereinstimmungen, z.B. Zahlenangaben im Fließtext und in Tabellen und eine Anlehnung an die Vorlage ist nicht zu übersehen. In welchem Umfang eigene Recherchen Eingang finden, lässt sich nicht genau sagen. Der Verfasser unterlässt es, auf Wiederholungen oder auch Abweichungen von der Vorlage hinzuweisen, obwohl er, wie vielfach gezeigt, umfassend Kenntnis von den Inhalten der Quelle hat. Manche Zahlenwerte finden sich modifiziert wieder, z. B. "11-14 US-Dollar pro Tausend m3" anstatt "13,8 US-$/ Tsd. m3" bzw. "11,04 US-$/ Tsd. m3" (in der Vorlage werden verschiedene Literaturangaben referenziert - keineswegs nur aus russischen Quellen, s.a. den Hinweis bei S. L. in Endnote 201: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“

In der Struktur folgt der Verfasser der Quelle. So fährt er im – wie der Autor der Quelle – mit weiteren „Reserven“ in den „Regionen Süd und Wolga“ fort.

Sichter

[6.] Analyse:Sl/Fragment 117 09 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:19:00 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, KeineWertung, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
KeineWertung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
No.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 117, Zeilen: 9-23
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 23,24, Zeilen: 0
Bislang noch nicht erschlossen sind die Regionen Nordwest, Ostsibirien und Fernost. Die Region Nordwest ist gekennzeichnet durch einige kleinere Gasvorkommen onshore, ein großer Anteil der Reserven liegt offshore im Gasfeld Schtokman. Gazprom führt derzeit Verhandlungen mit einigen ausländischen Partnern über die Entwicklung dieses Feldes, für das wegen der Offshore-Lage die Produktionskosten auf 42 US-Dollar/1000 m3 geschätzt werden206. Die Region Ostsibirien birgt ebenfalls relevante Vorkommen, insbesondere im Gasfeld Kovykta in Irkutsk, wo rund zwei Drittel des Gases der Region vermutet werden. Kritisch ist hier – ebenso wie in der Region Fernost – die große Entfernung von den Gasmärkten, die somit zu hohen Investitionserfordernissen in Pipelineinfrastruktur führen und die Gesamtkosten erhöhen würden. Von Relevanz ist allerdings zunehmend die Nähe zu den fernöstlich-asiatischen Absatzmärkten, insbesondere zu Japan, Korea und China. Das Sachalin-Projekt entwickelt Offshore-Vorkommen zum Transport per LNG vor allem nach Japan und Korea.

Zusammenfassend ist also festzuhalten, dass ein Großteil der aktuellen Produktion aus Riesenfeldern in Westsibirien kommt, die bereits ihren Zenit überschritten haben.


205 International Energy Agency: Energy Statistics of Non-OECD countries 2001-2002, Paris, 2003.

206 Ebenda

[S. 23 Z. 20]

Die Regionen Ostsibirien und der Ferne Osten Russlands sind bislang kaum erschlossen.

[S. 23 Z. 5-6, Z. 8-10]

Zu den Onshore – Gasfeldern der Nord-West-Region zählen kleinere lokale Lagerstätten [...] Der überwiegende Anteil der Reserven in dieser Region befindet sich jedoch in Offshore--Erdgasfeldern. Die gesamten Offshore-Gasreserven belaufen sich auf 2,78 Bill. m3 Erdgas, davon befinden sich 2,54 Bill. m3 Erdgas im Riesengaskondensatfeld Schtokmanov. [...] Aufgrund der Offshore-Lage von Schtokmanov in der Barentssee sind die Produktionskosten hoch. Nach Angaben der IEA (1995) sind sie mit 41,4 US-$/ Tsd. m3 rund dreimal so hoch wie in den westsibirischen Onshore-Riesengasfeldern.32

[S. 23 Z. 22-23]

Der überwiegende Anteil (1,4 Bill. m3) dieser Erdgasreserven liegt im Gaskondensatfeld Kovykta im Gebiet Irkutsk.

[S. 23 Z. 29-33]

Das ostsibirische und fernöstliche Onshore-Erdgas ist überwiegend in den tiefen Gaskondensatschichten gelagert und weist hohe Produktionskosten in Höhe von mindestens 22 US- / Tsd. m3 auf. Hinzu kommen die hohen Transportkosten aufgrund der weit entfernten Verbraucherzentren in Ost- und Zentralsibirien.

[S. 24, Z. 3-6]

Eine intensive Erkundung der Erdgasvorräte in diesen Regionen hat erst in den letzten Jahren an Bedeutung gewonnen, da sowohl die russische Regierung als auch Gazprom und andere private Unternehmen sich zukünftig aus diesen Regionen vorrangig Gasexporte in asiatische Länder erhoffen.

[S. 24, Z. 9-12]

Auf dem fernöstlichen Schelf auf der Halbinsel Sachalin werden zurzeit PSA-Projekte für den LNG-Gasexport nach Japan durchgeführt.

Angesichts der dargestellten Erdgasreserven nach Regionen, Mengen und Kosten bleibt festzuhalten, dass Westsibirien auch weiterhin die strategisch wichtigste Förderregion bleibt.


32 IEA (1995), Tab. 3.10, S. 58.;umgerechnet von US-$/ MMBtu in US-$/ Tsd. m3 mit dem Faktor lm3=0,0362 MMBtu.

Anmerkungen

Wenn man genau hinschaut, finden sich nahezu alle Inhalte bereits sehr ähnlich in der Vorlage – wesentliche Ergänzungen sind in der Dissertation von S. L. nicht zu finden. Der Text ist "neuverfasst", unter Verwendung "bekannter" Inhalte.

Die Angabe „41,4 US-$/ Tsd. m3 in der Vorlage ist auf „42 US-Dollar/1000 m3 aktualisiert. Die Angabe „zwei Drittel“, bezogen auf das „Gasfeld Kovykta in Irkutsk“, folgt den Daten in Tabelle 2.6 der Vorlage (1,4/2,1=2/3).

Im letzten Satz des Fragments widerspricht der Verfasser teilweise der Vorlage.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[7.] Analyse:Sl/Fragment 117 27 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 18:05:08 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 117, Zeilen: 27-32
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 27, Zeilen: 0
Das bedeutet, dass zunehmend sogenannte unabhängige Produzenten und Erdgasimporte notwendig sind, um die prognostizierten Wachstumsraten sowohl im heimischen als auch in den ausländischen Märkten abdecken zu können. Die Energiestrategie des russischen Energieministeriums erwartet bis 2020 eine stagnierende Fördermenge von Gazprom von 530 bis 560 Milliarden m3, während der Gesamtoutput der unabhängigen Erzeuger von 71 Milliarden m3 im Jahr 2002 auf 120 [Milliarden m3 in 2010 und rund 180 Milliarden m3 in 2020 prognostiziert wird207.]

207 Ministry of Energy (MinEnergo): Energetitcheskaja strategija Rossii na period do 2020 goda, Moskau, 2003.

[S. 27, Z. 10-18]

In der Energiestrategie der russischen Föderation bis 2020 wird prognostiziert, dass die jährlichen Gasfördermengen von Gazprom stabil bleiben. Die Förderung von Gazprom soll sich gemäß der Energiestrategie auf einem relativ konstanten Niveau von rd. 520-550 Mrd. m3 jährlich bis 2020 belaufen.46

Einen entscheidenden Beitrag zur Steigerung der Fördermengen ist gemäß der staatlichen Energiestrategie durch unabhängige Produzenten vorgesehen.

Sie sollen ihre Fördermengen von 71 Mrd. m3 im Jahr 2002 bis auf 115-120 Mrd. m3 Erdgas in 2010 und sogar auf 170-180 Mrd. m3 Erdgas in 2020 steigern, obwohl sie im Vergleich zu Gazprom über wesentlich kleinere Gasfelder verfügen. 47


46 Eigene Berechnung auf der Basis von Vgl. MinEnergo (2003), Abb. 11, S. 65.

47 Vgl. MinEnergo (2003), S. 65.


[aus Literaturverzeichnis]

MinEnergo (2003): “Energetitcheskaja strategija Rossii na period do 2020 goda”, Ministerstvo Energetiki Rossijskoj Federazii, Moskau 2003.

Anmerkungen

Bemerkenswert sind die leicht abweichenden Zahlenangaben „530 bis 560 Milliarden“ statt „520-550 Mrd.“, „120 Milliarden“ statt „115-120 Mrd.“, „180 Milliarden“ statt „170-180 Mrd.“, obwohl bei beiden Verfassern die Angaben mit derselben russischen (!) Quelle belegt werden. Im Zusammenhang beachte man den leicht zu übersehenden Hinweis in Endnote 201, der weder wörtliche Übernahmen, noch Anlehnungen in der Textorganisation/Struktur abdeckt und keine Aussage über den Umfang inhaltlicher oder sinngemäßer Übernahmen trifft: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“

Sichter

[8.] Analyse:Sl/Fragment 118 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 18:06:56 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
Gesichtet
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 118, Zeilen: 1-2
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 27, Zeilen: 0
[Die Energiestrategie des russischen Energieministeriums erwartet bis 2020 eine stagnierende Fördermenge von Gazprom von 530 bis 560 Milliarden m3, während der Gesamtoutput der unabhängigen Erzeuger von 71 Milliarden m3 im Jahr 2002 auf 120] Milliarden m3 in 2010 und rund 180 Milliarden m3 in 2020 prognostiziert wird207.

207 Ministry of Energy (MinEnergo): Energetitcheskaja strategija Rossii na period do 2020 goda, Moskau, 2003.

[S. 27, Z. 10ff.]

In der Energiestrategie der russischen Föderation bis 2020 wird prognostiziert, dass die jährlichen Gasfördermengen von Gazprom stabil bleiben. Die Förderung von Gazprom soll sich gemäß der Energiestrategie auf einem relativ konstanten Niveau von rd. 520-550 Mrd. m3 jährlich bis 2020 belaufen.46

[...]

Sie sollen ihre Fördermengen von 71 Mrd. m3 im Jahr 2002 bis auf 115-120 Mrd. m3 Erdgas in 2010 und sogar auf 170-180 Mrd. m3 Erdgas in 2020 steigern, obwohl sie im Vergleich zu Gazprom über wesentlich kleinere Gasfelder verfügen. 47


46 Eigene Berechnung auf der Basis von Vgl. MinEnergo (2003), Abb. 11, S. 65.

47 Vgl. MinEnergo (2003), S. 65.


[aus Literaturverzeichnis] MinEnergo (2003): “Energetitcheskaja strategija Rossii na period do 2020 goda”, Ministerstvo Energetiki Rossijskoj Federazii, Moskau 2003.

Anmerkungen

Fortgesetzte Übereinstimmungen von vorangehender Seite, siehe Fragment 117 27.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[9.] Analyse:Sl/Fragment 119 13 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:22:33 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, KeineWertung, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
KeineWertung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 119, Zeilen: 13-17
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 62, Zeilen: 22ff.
Allen relevanten Prognosen gemeinsam ist jedoch, dass die Importe der russischen Seite aus Zentralasien steigen werden und es deshalb ein vitales Interesse von Russland gibt, auf eine Steigerung der Produktionsmengen in diesen Ländern hinzuwirken und gleichzeitig zu verhindern, dass die Volumina ihren Weg zu anderen Abnehmern finden und daher für den russischen Import nicht mehr zur Verfügung stehen. Während derzeit nur geringe Gasvolumina aus Zentralasien importiert werden, ist mit einer deutlichen Erweiterung der Importe aus diesen zentralasiatischen Ländern in den kommenden Jahren zu rechnen. Um die russischen Gasexporte nach Europa angesichts der bestehenden Investitionsprobleme in der Gasförderung und eines steigenden Gasverbrauchs im Inland abzusichern, greift Gazprom auf zusätzlichen Gasbezug aus Zentralasien zurück.
Anmerkungen

Der Gedanke findet sich mehrfach ähnlich in der Vorlage. Auch hier zeigen sich die inhaltlichen Ähnlichkeiten in beiden Dissertationen – zumal es weitere Übereinstimmungen auf den gleichen Seiten gibt (siehe übrige Fragmente).

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[10.] Analyse:Sl/Fragment 119 18 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 21:56:13 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
Gesichtet
No.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 119, Zeilen: 18-27
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 62,63, Zeilen: 0
Der Import aus Zentralasien hat eine lange Geschichte, die ihren Ursprung in der Sowjetzeit hat, als die damals sowjetische Gaswirtschaft neben den westsibirischen Feldern Vorkommen in weiteren Regionen erschloss, die heute außerhalb des russischen Staatsgebietes liegen. Im Jahr 1990 lag der Gasimport Russlands bei 36 Mrd. m3, um dann im Jahr 2001 auf 4,4 Mrd. m3 zu sinken212. Ab dem Jahr 2002 haben Gazprom und die russische Regierung eine Reihe großer Importverträge abgeschlossen. Usbekistan liefert demnach von 2003 bis 2012 rund 10 Mrd. m3 pro Jahr. In einem 2003 geschlossenen Vertrag mit der Regierung von Turkmenistan wurden Lieferungen im Zeitraum von 2004 bis 2028 vereinbart, die bis zu 80 Mrd. m3 pro Jahr umfassen213. So kann also mit einem Importvolumen von bis zu 90 Mrd. m3 gerechnet werden, wovon Gazprom bislang rund 60 Mrd. m3 in Anspruch nimmt.

212 Entnommen aus der Gasstrategie des russischen Energieministeriums und den IEA Russia Energy Surveys

213 OAO Gazprom: Spravka po voporosam eksportnyh postavok, Moskau, 2003

[S. 62, Z. 16ff.]

Tabelle 2-13

119 Tabelle.PNG

Die Gasimporte aus Zentralasien haben ihren historischen Ursprung in der Sowjetzeit, als die Gaswirtschaften der zentralasiatischen Sowjetrepubliken ein Teil der sowjetischen Gasindustrie bildete.

[...]

Zu diesem Zweck schloss die Exportgesellschaft von Gazprom (Gazexport) in den letzen Jahren langfristige Bezugsverträge ab. Im Jahr 2002 wurde ein langfristiges Gasbezugsabkommen mit Usbekistan abgeschlossen, der von 2003 bis 2012 Gasimporte bis zu 10 Mrd. m3 pro Jahr vorsieht. Im April 2003 wurde ein Staatsabkommen zwischen Russland und Turkmenistan abgeschlossen. Im Rahmen des Abkommens gilt ein Reexportvertrag nach Europa von 2004 bis 2028, wobei im Zeitraum von 2009 bis 2028 ein Gasbezug von 70 bis 80 Mrd. m3 jährlich

[S. 63, Z. 1-2]


vorgesehen ist.119 Insgesamt ist also mit einem Gasimport von bis zu 90 Mrd. m3/a aus Zentralasien zu rechnen.


119 Vgl. Gazprom (2003f).


[aus Literaturverzeichnis]

Gazprom (2003f): Spravka po voporosam eksportnyh postavok OAO Gazprom in: http://www.gazprom.ru/articles/article5354.shtml vom 10.08.2003

Anmerkungen

Angaben, die sich nicht im Fließtext der Vorlage finden, finden sich in der dortigen Tabelle 2-13 wieder. Vgl. den Hinweis von S. L. für zitierte Inhalte aus russischen Quellen in Endnote 201: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D“.

Sichter

[11.] Analyse:Sl/Fragment 120 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:24:47 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, KeineWertung, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
KeineWertung
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Gesichtet
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 120, Zeilen: 1-11
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 63, Zeilen: 2-12
Die zusätzlichen Importe aus Zentralasien können wohl einen Teil der Nachfragesteigerung auffangen, ohne eine signifikante Produktionssteigerung der unabhängigen Produzenten und von Gazprom (insbesondere zur Ersetzung zurückgehender Produktionsvolumen aus bestehenden Gasfeldern) werden sie aber die russische Gasbilanz nicht ausgleichen können.

Hinzu kommt zunehmender Wettbewerb um zentralasiatisches Gas. Sowohl asiatische Länder als auch europäische Regierungen und Unternehmen sind daran interessiert, Gas direkt aus der Region zu exportieren und Russland dabei zu umgehen. Neben einer Reihe politischer Maßnahmen der russischen Seite, die dazu dienen, den Bau neuer Exportrouten zu verhindern, sind in der letzten Zeit auch Angebote von Gazprom zu beobachten, Preise zu bezahlen, die den Marktpreisen in Europa entsprechen, damit der ökonomische Anreiz für die zentralasiatischen Länder entfällt, alternative Exportwege zu suchen.

[S. 63 Z. 2-12]

Die zusätzlichen Importe aus Zentralasien werden voraussichtlich eine Stabilisierung der russischen Gasexporte und eine Aufrechterhaltung der Marktposition sichern, wahrscheinlich aber keinen wesentlichen Beitrag zur Lösung der in Abschnitten 2.3 und 2.4 erwähnten bestehenden Investitionsprobleme im Bereich der Erdgasförderung und Infrastruktur leisten können. Die notwendige Stabilisierung und Erweiterung der Inlandsförderung darf deshalb nicht vernachlässigt werden. Eine ausschließliche Sicherung der Exporte durch die zusätzlichen Importe ohne Ausweitung der Inlandsförderkapazitäten ist risikoreich. Wenn die zentralasiatischen Staaten zukünftig in der Lage sein werden, andere internationale Kooperationspartner für den Bau einer Umgehungspipeline durch die Türkei nach Europa zu gewinnen, würde damit das turkmenische Erdgas auf dem europäischen Erdgasmarkt in Konkurrenz zu den potenziellen zusätzlichen Erdgasmengen aus Russland stehen.

Anmerkungen

Eine gedankliche Anlehung an die Vorlage liegt nahe, auch wenn der Verfasser eigene Worte findet.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[12.] Analyse:Sl/Fragment 121 06 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:26:07 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, KeineWertung, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
KeineWertung
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Hood
Gesichtet
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 121, Zeilen: 5-13
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 29, 30, 48, Zeilen: 0
Aktuell bestehen drei wesentliche Korridore für den Gastransport von Russland nach Europa: Während derzeit rund 80% der Exporte über die Pipelines durch die Ukraine abgewickelt werden, kommen die verbleibenden 20% durch die Pipeline Yamal-Europa, die von Russland über Weißrussland durch Polen nach Deutschland führt. Als dritter Korridor soll schließlich nach Inbetriebnahme die im Bau befindliche Nordstream-Pipeline dienen, die von der Region um St. Petersburg bis nach Greifswald in Deutschland führen wird.

Nach Schätzung der IEA wurden rund 70% der gesamten russischen Ferngasnetze bereits vor 1985 gebaut214.


214 International Energy Agency (IEA): Russia Energy Survey, Paris, 2002.

[S. 29, Z. 17 ff.]

Folgende Transportkorridore wurden damals eingerichtet:

• Exportpipelines: Northern Lights, Soyuz, Progress, Urengoj- Uzhgorod

Über 90% der russischen Gasexporte werden über den Transportkorridor in der Ukraine abgewickelt. Zu diesem Transportkorridor zählen auch die Pipelines Urengoj- Uzhgorod (von Urengoj nach Westeuropa), Progress (von Jamburg nach Osteuropa und in den Balkan) und Soyuz (von Orenburg nach Osteuropa).

Durch den weißrussischen Korridor wird Gas nach Weißrussland, Polen und Litauen durch die Pipeline Northern Lights (Abzweigpipeline von Urengoj- Uzhgorod) und weiter durch die Pipeline Yamal-Europa nach Deutschland geliefert.

[S. 48, Z. 2-3]

Rund 80% der Lieferungen von Gazprom nach Europa basieren auf langfristigen Verträgen, die restlichen 20% entfallen auf einjährige Verträge.89

[S. 30, Z. 2]

Rund 70% der gesamten Ferngasnetze wurden vor 1985 gebaut.52


52 Vgl. IEA (2002b), S. 118.

89 IEA (2002b), S. 136.


[Aus Literaturverzeichnis]

IEA (2002b): Russia Energy Survey 2002, OECD/IEA, Paris

Anmerkungen

Die inhaltlichen Ähnlichkeiten resultieren möglicherweise aus der Verwertung der gleichen Quelle (s. End- bzw. Fußnoten). Etwas fragwürdig ist daher aber die unterschiedliche Angabe „80 %“ statt „90 %“ für den Export durch die Ukraine. Bezeichnend ist, dass sich die Inhalte (sinngemäß) sowie auch die Quellenangabe auch hier bereits in der Vorlage bei Dronnikov wiederfinden.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[13.] Analyse:Sl/Fragment 123 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:26:45 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 123, Zeilen: 1-11
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 34, 35, 36, Zeilen: 0
4.2.4 Erdgasabsatz und –preise im Inland

Etwa zwei Drittel des in Russland geförderten Erdgases werden auf dem russischen Markt verkauft. Erdgas hat dabei die wichtigste Stellung unter den Primärenergieträgern. Im Jahr 2001 wurde knapp die Hälfte der Primärenergienachfrage aus Erdgas bestritten217. Gas wird derzeit vor allem zur Strom- und Wärmeerzeugung verwendet sowie in großen Industriebetrieben eingesetzt. Mit der Steigerung des Erdgasanteils in den Neunzigerjahren einher geht eine Reduktion der Verwendung von Kohle und Erdöl. Begründen lässt sich das wohl durch das Vorhandensein großer Mengen von Erdgas zu günstigen Produktionskosten, so dass auch in Zeiten wirtschaftlicher Krisen ausreichend Energie zur Verfügung stand. Die im Jahr 1995 verabschiedete Energiestrategie des russischen Energieministeriums sah denn auch einen verstärkten inländischen Erdgasverbrauch vor.


217 IEA: Russia Energy Survey, 2002, OECD/IEA, Paris.

[S. 34 Z. 1-4]

2.5 Erdgasabsatz

[...]

Rund ein Drittel der geförderten Gasmenge werden [aus Russland] exportiert, während zwei Drittel der gesamten Fördermenge für den Inlandsverbrauch bestimmt sind.

[S. 34, Z. 22 ff.]

2.5.1 Erdgasabsatz im Inland

Der größte Teil des in Russland geförderten Erdgases wird auf dem russischen Inlandsmarkt abgesetzt. Erdgas nimmt mittlerweile eine dominierende Stellung im Primärenenergieverbrauch ein und gilt damit in Russland als der wichtigste Primärenergieträger. Im Jahr 2001 entfiel knapp die Hälfte des Primärenergieverbrauchs auf Erdgas. Das Erdgas verdrängt bereits seit dem massiven Aufbau der Erdgaswirtschaft in den 70er Jahren kontinuierlich andere Primärenergieträger auf dem Strom- und Wärmemarkt.

[S. 35, Z. 1-5]

Im Verlauf der neunziger Jahre war eine weitere Verdrängung anderer Substitutionsenergien wie Kohle und Erdöl durch Erdgas festzustellen. Der Anstieg des Erdgasanteils im Primärenergieverbrauch in den neunziger Jahren erfolgte trotz eines deutlichen Rückgangs des gesamten Gasverbrauchs aufgrund einer stark rückläufigen Kohle- und Rohölproduktion (Abbildung 2-5).[...]

[S. 35, Z. 12ff.]

Die rückläufige Erdöl- und Kohlenachfrage im Binnenmarkt lässt sich auf die Transformationsprozesse nach Auflösung der Sowjetunion und der damit verbunden stagnierenden Produktion in den energieintensiven Industriesektoren sowie bei den Energieerzeugern in Zusammenhang bringen. Ein intensiverer Einsatz von Erdgas in der Energiewirtschaft, auf die der überwiegende Anteil des Inlandserdgasverbrauchs entfällt, lässt sich teilweise auf die im Vergleich zu anderen Primärenergieträgern geringeren Gaspreise zurückführen, die bislang staatlich festgesetzt werden.64 Die in 1995 herausgegebene Energiestrategie des russischen Ministeriums für Energiewirtschaft sah einen verstärkten inländischen Erdgasverbrauch vor.

[S. 36, Z. 1-3]

Erdgas wurde aufgrund der geringen Preise, der geringen Strom- und Wärmeerzeugungskosten und der höheren Umweltfreundlichkeit als strategischer Energieträger für die Übergangsphase in der Wirtschaftsentwicklung erachtet.


64 Die Gaspreise werden im Gegensatz zur freien Preisbildung der praktisch vollständig privatisierten und liberalisierten Erdöl- und Kohlesektoren bis heute staatlich festgelegt, siehe Abschnitt 2.2.

Anmerkungen

Der Inhalt der Vorlage findet sich im Wesentlichen zusammengefasst und neuformuliert wieder.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[14.] Analyse:Sl/Fragment 123 15 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:29:05 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 123, Zeilen: 15-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 11, 36, Zeilen: 0
Im Jahr 2002 belief sich der Erdgasverbrauch in Russland auf 412 Mrd. m3, davon gingen zwei Drittel in Unternehmen der Strom- und Wärmeerzeugung. Weitere 14 Prozent entfielen auf die Industrie, 13 Prozent wurden von den Haushalten nachgefragt. Immerhin 8 Prozent wurden zum Betrieb des Pipelinenetzes und der Förderanlagen aufgewendet218.

Was die Inlandspreise angeht, so ist eine erste zaghafte Marktöffnung im Jahr 1995 festzustellen. Bis dahin waren alle Erdgaspreise staatlicher Regulierung unterworfen219. Aktuell ist diese Vorgabe für etwa 10 Prozent der Kunden aufgehoben, diese können zu Marktpreisen Erdgas beziehen. Die übrigen 90 Prozent, insbesondere Privathaushalte, Strom- und Fernwärmeunternehmen sowie Kunden, die in Gebieten leben, in denen ausschließlich ein Förderunternehmen Gas anbietet, sind regulierten Preisen unterworfen.

Ende der Achtziger- und Anfang der Neunzigerjahre hatten die staatlichen Stellen die Selbstkosten der Gasversorgung den regulierten Preisen zugrunde gelegt. Dazu zählten insbesondere die Kosten der Gasproduktion, die Arbeits- und Materialkosten sowie die Abschreibungen. Hinzu kamen ein Gewinnaufschlag sowie die Mehrwertsteuer. Nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion kam es zu einer hohen Inflationsrate, die die Anhebung der Gaspreise notwendig machte. Während in den Jahren 1993 bis 1996 eine Anpassung an die Inflation erfolgte, entschied die russische Regierung, im Zeitraum von 1996 bis 1999 die [Preise einzufrieren.]


218 IEA: Energy Balances of Non-OECD-Countries, Paris, verschiedene Jahrgänge.

219 Ministry of Energy: Postanovlenie Pravitelstva RF ot 07.03.1995 Nr. 239 “O merah po uporjadotscheniju gosudarstvennogo regulrovanija zen (tarifov)”, Moskau, 1995.

[S. 36, Z. 9-11]

Im Jahr 2002 belief sich der Gesamtverbrauch von Erdgas in Russland auf 412,1 Mrd. m3. Mit 65% verbrauchten energiewirtschaftliche Unternehmen weit mehr als die Hälfte der Gesamtverbrauchsmenge. [...]

[S. 36, Z. 18-20]

Auf die Industrie entfiel 14% des Gesamtgasverbrauchs in Russland. Der Anteil der Haushalte am gesamten Gasverbrauch betrug 13%. Ein wesentlicher Gasverbrauchsanteil von 8% wurde für den Betrieb des russischen Pipelinetransportsystems verbraucht.

[S. 11, Z. 2-24]

Bis 1995 unterlagen alle Gasabsatzpreise auf dem russischen Markt der staatlichen Preisregulierung. 12

Derzeit werden die Erdgaspreise für alle privaten Haushalte reguliert sowie alle Preise für Strom- und Fernwärmeerzeuger, Industrie, Gewerbe, die mit dem von Gazprom und vier Förderunternehmen in isolierten Regionen Russlands geförderten Gas versorgt werden. Somit werden derzeit alle privaten Haushalte sowie knapp 90% aller Großverbraucher auf dem russischen Erdgasmarkt mit Gas zu regulierten Preisen versorgt. Etwa 10% der Großverbraucher in Russland haben derzeit die Möglichkeit, das von den unabhängigen Produzenten geförderte Erdgas zu freigegebenen Preisen zu beziehen.

Um die Hintergründe und Bestimmungsfaktoren der staatlichen Preisregulierungspolitik zu erläutern, wird im Weiteren auf die Entwicklung der Gaspreise auf dem russischen Binnenmarkt in den neunziger Jahren eingegangen.

Zu Sowjetzeiten beruhten die staatlich bestimmten Gaspreise auf den so genannten Selbstkosten der Erdgasbereitstellung. Die Selbstkosten wurden im sowjetischen Planungssystem als Summe aus den Faktorkosten der Arbeit, den Materialkosten und den Abschreibungen kalkuliert. Die festgesetzten Gaspreise setzten sich also aus den Selbstkosten zuzüglich einer festgesetzten sektorspezifischen Umsatzrentabilitätsnorm und der staatlichen Umsatzsteuer zusammen.13 Nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion im Jahr 1991 führten die von der russischen Regierung eingeleiteten Wirtschaftstransformationsprozesse zu einer starken Inflation in Russland und somit zur Inflation der Gaspreise (siehe Tabelle 2-2). Im Zeitraum von 1993 bis 1996 wurden die Preise stark angehoben und gemäß den jeweiligen Inflationsraten angepasst. Trotz der hohen Inflationsraten wurden im Zeitraum 1996 bis 1999 die Preise eingefroren.


12 Vgl. Regierungsverordnung (1995), Art. I, Pkt. 3.

13 Vgl. Krjukov, V. A. (1998), S. 219.


[aus Literaturverzeichnis]

Regierungsverordnung (1995): Postanovlenie Pravitelstva RF ot 07.03.1995 Nr. 239 “O merah po uporjadotscheniju gosudarstvennogo regulrovanija zen (tarifov)”, v redakzii ot 02.04.2002, in: vom 25.12.2000, in: http://www.gazo.ru/ru/main/document/zakon/obvopr/index.shtml?id=46&offset=0 vom 37.11.2003

Krjukov, V. A. (1998): Institutionalnaya Struktura neftegazovo Sektora, Verlag IEiOPP SO RAN, Novosibirsk 1998.

Anmerkungen

Die Inhalte der Vorlage werden zusammengefasst und neuformuliert wiedergegeben.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis, der die inhaltlichen, strukturellen und wörlichen Übereinstimmungen in ihrem Umfang nicht klarstellt: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[15.] Analyse:Sl/Fragment 124 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:32:17 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 124, Zeilen: 1-5
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 11, Zeilen: 0
[Während in den Jahren 1993 bis 1996 eine Anpassung an dieInflation erfolgte, entschied die russische Regierung, im Zeitraum von 1996 bis 1999 die] Preise einzufrieren. Dies einerseits aus politischen Gründen, um die Bevölkerung nicht zu stark zu belasten und Unzufriedenheit zu vermeiden, andererseits in der Hoffnung, damit die Zahlungsfähigkeit einer höheren Anzahl an Gaskunden sicherzustellen und so Zahlungsausfälle zu reduzieren. Nach der überstandenen Finanzkrise im Jahr 1998 werden seit 1999 die Preise wieder schrittweise erhöht und an die Inflation angepasst. [S. 11, Z. 8-11]

Im Zeitraum von 1993 bis 1996 wurden die Preise stark angehoben und gemäß den jeweiligen Inflationsraten angepasst. Trotz der hohen Inflationsraten wurden im Zeitraum 1996 bis 1999 die Preise eingefroren.

[...]

[S. 11, Z. 12-13]

Mit dieser Maßnahme strebte die russische Regierung eine Verringerung von Zahlungsausfällen auf dem Binnenmarkt an, [...]

[S. 11, Z. 17-20]

Vielmehr führte dies dazu, dass die Inlandsgaspreise aufgrund der Finanzkrise in Russland im Jahr 1998 umgerechnet auf US-$ um gut das Dreifache zurückgegangen sind. Deshalb werden seit 1999 die Preise wieder gemäß der jeweiligen Inflationsrate angepasst und schrittweise real erhöht. 14


14 Vgl. MERT (2002), Kap. 2.

Anmerkungen

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“ Dieser Hinweis lässt den Umfang und die Weise, in der strukturelle, sinngemäße oder wörtliche Übernahmen erfolgen, offen.)

Sichter

[16.] Analyse:Sl/Fragment 124 09 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:34:30 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, KeineWertung, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
KeineWertung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 124, Zeilen: 9-15
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 12, Zeilen: 0
Die Preissetzungsmechanismen in Russland sind also bislang – trotz entsprechend artikulierter Pläne von russischen Regierungsstellen – noch nicht an die volkswirtschaftliche Entwicklung oder an die Energiemärkte gekoppelt, sondern vielmehr von politischen Entscheidungen bestimmt. Neben den unterschiedlichen Phasen bei der Anpassung der absoluten Preishöhe lassen sich auch mehrere Entwicklungsschritte unterscheiden, was die Preisdifferenzierung angeht. Vor 1999 wurde der Gasverbrauch nicht nach Menge abgerechnet, sondern als Pauschalsumme pro Haushalt. [S. 12 Z. 12 ff.]

Daher bleibt festzuhalten, dass die regulierten Gasabsatzpreise auf dem russischen Erdgasbinnenmarkt derzeit keinen Bezug zu den Kosten der gaswirtschaftlichen Wertschöpfungskette haben und vor allem durch politische Zielsetzungen bestimmt sind. Die staatliche Preisregulierung ist ein Mechanismus zur Subventionierung der Gasverbraucher. Der Staat begründet diese Subventionierung mit der Unterstützung von minderbemittelten Bürgern und der Aufrechterhaltung der sozialen Sicherheit.

[...]

Vor der Einführung der differenzierten Einzelhandelspreise nach Art der Haushaltsverwendung im Jahr 1999 wurde der Gasverbrauch der privaten Haushalte pro Monat pauschal und nicht pro Mengeneinheit abgerechnet.

Anmerkungen

Im Wesentlichen werden nur die Inhalte in eigenen Worten formuliert, die sich bezeichnender Weise ebenfalls bei Dronnikov finden.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“ Dieser Hinweis lässt den Umfang und die Weise, in der strukturelle, sinngemäße oder wörtliche Übernahmen erfolgen, offen.)

Sichter

[17.] Analyse:Sl/Fragment 124 16 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:36:30 Plagin Hood
BauernOpfer, Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
BauernOpfer
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 124, Zeilen: 16-26
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 12-14, Zeilen: 0
noch immer liegen die Preise für Haushaltskunden jedoch deutlich unter denen für industrielle Verbraucher, wenngleich eine Angleichung schrittweise erfolgt.

Während die Preisfestsetzung für industrielle Verbraucher und Haushaltskunden entlastende Funktion hat und gesamtwirtschaftlich die Inflation begrenzt wird, wird insbesondere die Gasindustrie zusätzlich belastet. Gazprom, zu etwa 90 Prozent für die russische Gasförderung verantwortlich und zu über 60 Prozent seiner Fördermengen im Inlandsmarkt aktiv, trägt dabei die größte Last. Eine Darstellung der durchschnittlichen Absatzpreise und der jeweils verursachten Kosten zeigt, dass der Gasverkauf im Inland unter aktuellen Bedingungen für Gazprom nicht rentabel ist und durch die Gewinne aus den Exportverträgen ausgeglichen werden muss.

Tab 3

124 Tab3 Sl.PNG

Tab. 3: Inlandspreise und –kosten 1999 bis 2002 in US-Dollar / Tausend m3220.


220 Aus Gazprom: Projekt konzepzii rynka gasa v Rossijskij Federazii, podgotovlennyj OAO Gazprom, k sovetschanie premier-ministra pravitelstva Kasjanova, Moskau, 2003, zitiert in: Dronnikov, D.: Der russische Erdgasmarkt zwischen Monopol und Liberalisierung, http://deposit.ddb.de/cgi-bin/dokserv?idn=976548615. Neuere Daten in englischer oder deutscher Sprache lagen zum Zeitpunkt der Veröffentlichung leider nicht gesichert vor. Zur Erläuterung der Tendenz ist dies jedoch ausreichend.

[S. 12, Z. 19ff.]

Wie in der Tabelle 2-2 ersichtlich, werden private Endverbraucher mit geringeren Gaspreisen belastet als industrielle Endverbraucher, [...]. Seit 1999 werden die Gaspreise für private Endverbraucher langsam an die Industriepreise angeglichen.

[S. 13, Z. 7-8]

Mit der Regulierung der Strom- und Gaspreise strebt die Regierung an, der Inflation in der russischen Volkswirtschaft entgegenzuwirken.

[S. 13, Z. 26-29]

Durch die subventionierten Preise für inländische Gasverbraucher wird die Gasindustrie belastet. Den Großteil der Subventionierung übernimmt der Konzern Gazprom, der mit knapp 90% an der gesamtrussischen Gasförderung beteiligt ist und knapp 60% seines Erdgases auf dem Binnenmarkt absetzt.

[S. 13, Z. 32-34]

Mit einer Gegenüberstellung der Durchschnittskosten und der durchschnittlichen Gasabsatzpreise (1998 - 2002) zeigt Gazprom, dass die Selbstkosten für die Absicherung der Gaslieferungen im Inland durch das bestehende Preissystem nicht gedeckt wer-

[S. 14, Z. 1-3]

den können. Die hierdurch entstehende Unterdeckung kann von Gazprom nur durch Gewinne auf dem Exportmarkt ausgeglichen werden.

124 14 Tab 2 3 Dr.PNG

Quelle: Eigene Berechnung auf der Basis von Gazprom (2003g).


[Aus Literaturverzeichnis]

Gazprom (2003g): Projekt konzepzii rynka gasa v Rossijskij Federazii, podgotovlennyj OAO Gazprom, k sovetschanie premier-ministra pravitelstva Kasjanova, Moskau März 2003, in: http://www.gasforum.ru/concept/gasprom_0303.shtml vom 28.06.2004

Anmerkungen

Die Inhalte der Quelle werden zusammengefasst und neuformuliert wiedergegeben, zu Beginn recht frei formuliert. Nur ein Teil der Inhalte/Anlehnungen ist als Übernahme ausgewiesen („Bauernopfer“): Für den Ursprung der Daten wird auf Gazprom und die Vorlage (Dissertation von Dronnikov) verwiesen. Die Information „Eigene Berechnung“ (siehe die Angaben in der Vorlage) geht dabei allerdings für den Leser verloren. Man vergleiche auch den in Endnote 201 gegebenen Hinweis bei S. L.: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“ Dieser Hinweis lässt den Umfang und die Weise, in der strukturelle, sinngemäße oder wörtliche Übernahmen erfolgen, offen.

In der Tabelle sind einige Übertragungsfehler enthalten: Der Verfasser ordnet einige Angaben den falschen Jahreszahlen zu.

Sichter

[18.] Analyse:Sl/Fragment 125 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 21:59:00 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 125, Zeilen: 1-11
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 14, 34, Zeilen: 0
Bei einer Verpflichtung, unter den – wohlgemerkt sehr niedrigen – Vollkosten zu verkaufen, ist der Eintritt neuer Anbieter und damit die Entstehung von Wettbewerb ausgeschlossen. Insbesondere vor dem Hintergrund neuer Investitionsbedarfe im Bereich der Gasförderung und damit steigender Gesamtkosten scheint eine Erhöhung der Gasbezugspreise im Inland auf Dauer unumgänglich.

4.2.5 Exporte

Russland ist nicht nur der weltweit größte Produzent von Erdgas, sondern auch der größte Exporteur. Über 30 Prozent der geförderten Gasmenge werden exportiert, derzeit insgesamt etwas über 200 Mrd. m3. Obwohl in den Neunzigerjahren ein Produktionsrückgang zu verzeichnen war, konnten die Exportmengen nach Europa stetig steigen, insbesondere bedingt durch einen Rückgang der Verkäufe in die GUS-Staaten.

[S. 14 11-15]

Wettbewerb auf dem russischen Erdgasmarkt kann sich bei diesen niedrigen regulierten Erdgaspreisen nicht entwickeln. Das Problem wird dadurch verschärft, dass die Kosten der Erdgasgewinnung, wie in den folgenden Abschnitten gezeigt wird, in Zukunft stark ansteigen werden. Die aus der Tabelle 2-3 ersichtlichen sich anbahnenden Kostensteigerungen von Gazprom unterstreichen diese Entwicklung.

[S. 34 1ff.]

2.5 Erdgasabsatz

Russland ist nicht nur der weltweit größte Gasproduzent, sondern auch der weltweit größte Gasexporteur. Rund ein Drittel der geförderten Gasmenge werden exportiert, während zwei Drittel der gesamten Fördermenge für den Inlandsverbrauch bestimmt sind. Exportiert wird das Erdgas zu 74% nach Europa und zu 26% in die GUS. Obwohl in den neunziger Jahren ein tendenzieller Produktionslückgang zu verzeichnen war, konnte Russland die Exporte nach Europa steigern, da der Inlandsverbrauch und die Gasexporte in die GUS-Staaten sich verringerten (siehe Tabelle 2-9).

Anmerkungen

Der erste Absatz ist eigenständig formuliert, weist aber deutliche sinngemäße Übereinstimmungen auf, welche die Übereinstimmungen auf den vorangehenden Seiten fortsetzen. Im zweiten Absatz finden sich auch wortwörtliche Übereinstimmungen, wobei Ergänzungen und Abweichung oder Aktualisierungen der Zahlen enthalten sind, z.B. "Über 30 Prozent " statt "Rund ein Drittel".

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[19.] Analyse:Sl/Fragment 125 23 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:39:06 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 125, Zeilen: 23-30
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 48, 63, 64, Zeilen: 0
In der Regel sind die Preise bei langfristigen Erdgasverträgen an die Preise von Konkurrenzprodukten gekoppelt, insbesondere an Heizöl- und Rohölpreise. Diese Bindung ist historisch bedingt, da der überwiegende Anteil der Exportvolumina in Europa zur Wärmegewinnung verbraucht wird. Bei Einführung von Erdgas ermöglichte die Preisbindung eine schrittweise Substitution von Öl durch den damals neuen Energieträger. Dies liegt im Interesse der russischen Seite, weil das Volumenrisiko des Exporteurs begrenzt wird und so ein planbarer Mittelzufluss nach Russland sichergestellt werden kann, der einerseits zum Wohlstandswachstum beiträgt, andererseits langfristige Milliardeninvestitionen in neue [Produktionsanlagen absichert.] [S. 48]

In der Regel sind die Preise bei langfristigen Erdgasverträgen an die Preise von Konkurrenzprodukten, insbesondere an Heizölpreise (teils an Preise für schweres Heizöl, teils an leichtes Heizöl) gebunden.

[...]

Die Bindung des Gaspreises an den Heizölpreis ist historisch bedingt, da der überwiegende Anteil der Gasvolumina in Europa auf dem Wärmemarkt verbraucht wird. Erdgas trat erst in den 70-er Jahren als Substitut auf dem Wärmemarkt in Konkurrenz zum Heizöl ein. Die Preisanpassung ermöglichte dadurch eine wirksame Substitutionskonkurrenz zwischen Erdgas und Heizöl auf den Enverbrauchermärkten der von Erdgasimporten abhängigen Länder.

Die Abhängigkeit von den Exporterlösen stellt ein Risiko für die Stabilität der russischen Gaswirtschaft dar. Sollten die Preise auf dem europäischen Markt sinken, wird nicht nur die Aufrechterhaltung niedriger Gaspreise auf dem russischen Binnenmarkt, sondern auch die Finanzierung zukünftiger Investitionen schwer zu realisieren sein.

[S. 63]

Die Abhängigkeit der russischen Gasindustrie von Deviseneinnahmen aus den Exporterlösen auf dem europäischen Gasmarkt kann langfristig auch aus budgetpolitischer Sicht nicht im Interesse der russischen Regierung liegen.

[S. 64]

Nur durch eine Politik der Preisanpassung auf dem Binnenmarkt kann die langfristige Entwicklung der russischen Gaswirtschaft abgesichert und die Entwicklung von Wettbewerb auf dem russischen Gasmarkt erreicht werden.

Anmerkungen

Wörtliche Übernahmen und weitere inhaltliche Ähnlichkeiten ohne direkten Verweis auf die wohlbekannte Quelle.

Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“

Sichter

[20.] Analyse:Sl/Fragment 126 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:40:50 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, KeineWertung, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
KeineWertung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 126, Zeilen: 1-12
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 48, 49, 52, Zeilen: 0
Während die Käufer das Volumenrisiko durch Take-or-Pay-Klauseln auf sich nehmen, verbleibt ein Großteil des Preisrisikos beim Produzenten.

Bemerkenswert ist dabei, dass erst kürzlich – im wesentlichen getrieben durch die neue europäische Rechtslage – sogenannte „destination clauses“ aufgehoben wurden, im wesentlichen im Zuge regulär anstehender Vertragswiederverhandlungen zwischen Gazprom und deren europäischen Kunden (so im Jahr 2002 mit Gaz de France und der polnischen PGNiG, in 2003 mit der italienischen ENI, in 2004 mit der deutschen Ruhrgas und der österreichischen OMV). „Destination clauses“ verbieten den Kunden, ihre Gasmengen beliebig weiterzuverwenden, vielmehr verpflichten sie sie zu einer Vermarktung innerhalb eines bestimmten Landes oder einer Region. Gazprom will damit verhindern, dass die Kunden durch Weiterleitung des Gases Unternehmen Konkurrenz machen, die ebenfalls Gas von Gazprom beziehen.

[S. 48, Z. 15-18]

Der größte Teil des Mengenrisikos wird vom Abnehmer getragen. Während der Gaskäufer die Nachfrage auf einem bestimmten Niveau halten muss, ist der Gasanbieter demgegenüber verpflichtet, den Abnehmern ausreichende Gasmengen bereitzustellen.

[S. 49, Z. 11-17]

Der Artikel 81 des europäischen Kartellrechts sieht eine vollständige Aufhebung des vor der Liberalisierung bestehenden Reexportverbots (sog. Gebietsschutzklauseln) und der Demarkationsabreden bei langfristigen Verträgen vor.94

Im Jahr 2002 hat Gazprom neue langfristige Verträge mit Gaz de France und dem polnischem Gasversorger PGNiG gemäß der Regelung des Artikels 81 ohne Reexportverbote abgeschlossen. Darüber hinaus wurde im Jahr 2003 das Reexportverbot im laufenden Vertrag mit der italienischen ENI aufgehoben.

[S. 52, Z. 18-19]

Es wird deutlich, dass Gazprom verstärkt an Direktabsatz ohne Einschalten von Zwischenhändlern interessiert ist,


94 Vgl. Baur, lF. (2001), S. 18ff.

Anmerkungen

Die inhaltlichen Ähnlichkeiten legen eine Anlehung an die Quelle nahe. Sinngemäß finden sich viele Aussagen auch an in anderen Textstellen innerhalb der Quelle. Der Begriff „Destination clauses“ findet sich auch im Einführungskapitel bei Dronnikov.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[21.] Analyse:Sl/Fragment 126 15 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:43:00 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 126, Zeilen: 15-32
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 45, 56, 57, 58, Zeilen: 0
Von geringerer ökonomischer, jedoch hoher politischer Relevanz sind die Exporte in die GUS-Staaten. Vertragsbeziehungen sind nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion Anfang der Neunzigerjahre entstanden. Zuvor war Gazprom und die Vorgängerinstitution, das Ministerium für Erdgaswirtschaft, im Besitz der Versorgungsinfrastruktur auch in den GUS-Staaten. Mit dem Zusammenbruch der Sowjetunion hat Gazprom also plötzlich nicht nur eine signifikante Kundenzahl verloren, sondern auch die Kontrolle über die Transitinfrastruktur nach Ost- und Westeuropa sowie die Gasvorkommen in Zentralasien. Bis heute sind die Geschäfte mit den GUS-Staaten für russische Exporteure unsicherer und weniger profitabel.

Die Zahlungsmoral für Gaslieferungen lässt – teils aus ökonomischen, teils aus politischen Gründen – nach wie vor zu wünschen übrig, bis Anfang der 2000er-Jahre wurden als Gegenleistungen für Gaslieferungen gar Tauschgeschäfte vorgenommen (sog. Bartergeschäfte). Anders als bei den Exporten nach Europa dominieren bei der Versorgung der GUS-Staaten einjährige Verträge zu Festpreisen. Diese werden in einigen Fällen zwischen den Regierungen abgeschlossen, nicht zwischen Energieunternehmen. Schon deshalb ist die Preisgestaltung häufig stärker politisch geprägt als an den aktuellen Marktpreisen orientiert. Einer Publikation von Gazprom aus dem Jahre 2003 läßt sich beispielsweise entnehmen, dass Moldawien im Jahr 2002 einen Gaspreis von 80 US-Dollar pro 1000 m3 bezahlt hat, während im gleichen Zeitraum der Preis für Weißrussland bei nur 30 US-Dollar lag222.


222 Gazprom: Spravka po voporosam eksportnyh postavok OAO Gazprom; www.gazprom.ru, 2003.

[S. 56, Z. 31-37]

Der Gasmarkt der GUS-Staaten ist nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion im Jahr 1991 entstanden. Vor 1991 befand sich das gesamte sowjetische Erdgasversorgungsystem vollständig im Eigentum des Staatkonzerns Gazprom.105 Mit dem Zerfall der Sowjetunion ergaben sich für Gazprom neue Eigentumsverhältnisse, weil die neuen Staaten der GUS Vermögensanteile von Gazprom auf ihrem Territorium als ihr Eigentum erklärten. Neben dem Kontrollverlust über lukrative Erdgasfördergebiete in Zentralasien erfolgte auch der Kontrollverlust über den Gastransit nach Ost- und Westeuropa durch Weißrussland, Moldawien und durch die Ukraine. 106

[S. 57, Z. 5-11]

Derzeit zeichnet sich der GUS-Gasabsatzmarkt immer noch durch eine Reihe von Faktoren aus, die ein lukratives Gasgeschäft für die russischen Gasexporte in den neunziger Jahren verhindert haben und immer noch für den Gashandel mit GUS-Staaten entscheidend sind. Dazu gehören vor allem die Zahlungsausfalle und Bartergeschäfte. Aufgrund der Transformationsprozesse nach Auflösung der Sowjetunion gerieten viele Unternehmen in den ehemaligen sowjetischen Republiken in den neunziger Jahren in wirtschaftliche Schwierigkeiten, die insbesondere auch für die Gaslieferanten häufige Zahlungsausfälle zur Folge hatten.

[S. 45, Z. 8-14]

Zwischen dem europäischen und GUS-Absatzmarkt bestehen deutliche institutionelle und wirtschaftliche Unterschiede. Der russische Gasexport nach Europa basiert im Wesentlichen auf langfristigen Verträgen. [...] Der GUS-Absatzmarkt ist aufgrund der volkswirtschaftlichen Transformationsprozesse in diesen Ländern durch eine wesentlich geringere Liquidität und überwiegend einjährige Verträge geprägt.


[S. 58, Z. 5-13]

Die Verträge von Gazprom basieren in der Regel auf bilateralen Staatsabkommen zwischen der russischen Regierung und den Regierungen der jeweiligen Länder. Die Preise sind in der Regel Festvertragspreise und zum Großteil nicht nur durch die Kosten, sondern durch die politischen Beziehungen zwischen den jeweiligen Ländern bedingt. Beispielsweise bezog Moldawien von Gazprom 2,1 Mrd. m3 Erdgas im Jahr 2002 und zahlte einen Gaspreis von 80 US-$/Tsd. m3, gemäß dem bilateralen Staatsabkommen von 29.11.2001. Demgegenüber bezog Weißrussland von Gazprom 10,2 Mrd. m3 im Jahr 2002 zum Gaspreis von 30 US-$/Tsd. m3, gemäß dem Staatsabkommen von 12.04.2002, der den regulierten russischen Großhandelspreisen in der Region West entspricht. 109

[S. 58, Z. 26-30]

Die aufgeführten unterschiedlichen Lieferbeziehungen zwischen Gazprom und den Transitländern verdeutlichen, dass Gazprom auf die Transitkapazität dieser Länder angewiesen ist. Unabhängig von ökonomischen Anreizen, das Erdgas in diesen Ländern abzusetzen, ist Gazprom gezwungen, diese Länder mit Erdgas zu versorgen, um die politischen Risiken der Erdgasversorgung der europäischen Länder auszuschließen.



105 Zur Restrukturierung und Privatisierung von Gazprom siehe Abschnitt 4.2.

106 Vgl. PetroStudies Co. (1998), S.2lff.

109 Gazprom (2003e).


[Aus Literaturverzeichnis]

Gazprom (2003e): Spravka. Postavki gasa na vnutrennij rynok Rossii i v gosudarstva SNG i Baltii, in http://www.gazprom.ru/artivles/article5356.shtml vom 03.08.2003.

Gazprom (2003ef): Spravka po voporosam eksportnyh postavok OAO Gazprom in: http://www.gazprom.ru/artivles/article5354.shtml vom 20.08.2003.

Anmerkungen

Der Verfasser lässt weitgehend im Unklaren, woher er seine Informationen bezieht und vermeidet konsequent weiterhin die Einbindung wörtlicher Zitate. Inhaltlich liegt er weiterhin sehr nahe an der Vorlage. Für die an Gazprom gezahlten Preise von Moldavien und der Ukraine wird eine andere russische (!) Quelle als in der Vorlage referenziert. Diese Quellenangabe befindet sich im Literaturverzeichnis der Vorlage direkt darunter – ein Übertragungsfehler liegt nahe.

Dazu beachte man auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“

Sichter

[22.] Analyse:Sl/Fragment 127 02 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:43:55 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, KeineWertung, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
KeineWertung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
No.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 127, Zeilen: 2-5
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 59, 61, 102, Zeilen: 0
Eine ganze Reihe von Unternehmen neben Gazprom sind im russischen Markt in unterschiedlichen Segmenten aktiv. Gazprom verfügt über ein Monopol für Gasexporte nach Europa und im Bereich des Ferngastransportes, in den anderen Segmenten sind jedoch auch privatwirtschaftliche Unternehmen tätig. [S. 59]

Neben Gazprom sind auf dem GUS-Markt andere russische Erdgasproduzenten und Zwischenhändler tätig.

[S. 61]

Das Transitmonopol verschafft Gazprom eine beherrschende Position auf dem GUS-Markt.


[S. 102, Z. 31-33]

Abgesehen von den isolierten regionalen Ferngastransportsystemen hält Gazprom die Monopolstellung im Ferngastransport und in der Erdgasspeicherung.

Anmerkungen

Ist alles schon in der Vorlage zu lesen..

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[23.] Analyse:Sl/Fragment 127 08 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:46:48 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 127, Zeilen: 8-25
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 89, 90, Zeilen: 0
4.3.1 Gasförderung

Auf der Gasförderstufe der Wertschöpfungskette dominiert Gazprom mit einem Anteil von bis zu 90 Prozent der inländischen Gesamtproduktion. Daneben bestehen aber eine Reihe weiterer relevanter Unternehmen, insbesondere sogenannte unabhängige Produzenten, also privatwirtschaftliche Unternehmen, die hauptsächlich Erdgas fördern sowie die großen Ölgesellschaften, teils in staatlichem, teils in privatem Eigentum (beispielsweise Rosneft, Lukoil, TNK-BP), die Erdgas häufig als Nebenprodukt der Erdölgewinnung erzeugen.

4.3.1.1 Gazprom

Gazprom verfügt derzeit über 157 Lizenzen zur Erschließung von Gasvorkommen und ist damit mit Abstand das größte Unternehmen in diesem Bereich. Die Reserven von Gazprom sind in wenigen riesigen Vorkommen konzentriert, von denen ein Großteil bereits produziert. So enthalten die zehn größten Felder Gazproms rund 90% der Gesamtreserven. Produzierende Felder sind u.a. Jamburg, Urengoy, Zapolyarnoye, Komsomol und Medvezhje, Astrakhan und Orenburg. Noch nicht erschlossen sind Bovanenko, Kharasevey und Tambey auf Yamal sowie Schtokman (ein Feld, für das das Joint Venture Sevmorneftegas formal die Lizenz hält). Rezunenko223 schätzt ein, dass Gazprom damit einen Anteil von 64% in Westsibirien, von 90% in Südrussland und von 75% in der Region Wolga an den gesamten vorhandenen Reserven hat.


223 Rezunenko, V.I. et al: The resource base of the gas industry in the federal districts of Russia, in: Minerylnye resursy Rossii, Vol. 4, 2001.

[S. 89, Z. 5-13]

4.1 Erdgasförderung


88% der Erdgasförderung entfielen im Jahr 2002 auf Gazprom. Als "unabhängige Erdgasproduzenten" werden diejenigen Unternehmen bezeichnet, die nicht in der Organisationsstruktur von Gazprom integriert sind und Erdgas zu freien Preisen auf dem Binnenmarkt absetzen können. Zu den unabhängigen Gasproduzenten gehören:

- Vertikal integrierte Ölgesellschaften, die derzeit überwiegend Begleitgas als Nebenprodukt der Erdölgewinnung fördern und über wesentliche Erdgasreserven verfügen. Die größten in der Gasförderung tätigen Erdölgesellschaften sind Lukoil, Rosneft, Yukos, TNK-BP, Surgutneftegas.

[S. 90 Z. 8ff.]

4.1.1 Gazprom

Gazprom besaß im Jahr 2002 nach Angaben des russischen Ministeriums für Wirtschaftsentwicklung 157 Lizenzen, die zur Erschließung von Gasreserven in Russland berechtigen. [...] Die Reserven von Gazprom sind im Wesentlichen in wenigen Riesengasfeldern konzentriert, die beinahe alle schon entwickelt sind. Allein die zehn größten Gasfelder von Gazprom enthalten 90% der Gesamtgasreserven des Unternehmens.130 Hierbei handelt es sich praktisch um alle bereits entwickelten Riesenlagerstätten in Westsibirien und dem europäischen Teil Russlands. Dazu zählen die Riesenlagerstätten Jamburg, Urengoj, Zapoljarnoe, Komsomol und Medvezhje in der Nadym-Pur-Taz-Region, Astrakhan im Süden, und Orenburg in der Wolga-Region. Diese Gasfelder sichern derzeit knapp 90% der russischen Erdgasproduktion (siehe Abschnitt 2.3.2). Weiterhin verfügt Gazprom über Lizenzen zur Entwicklung der bislang noch nicht erschlossenen Felder Bovanenko, Kharasavey und Novoport auf Jamal. Durch das Joint Venture Sevmorneftegas hält Gazprom zusammen mit Rosneft die Lizenz zur Entwicklung von Schtokmanov in der Barentssee. Somit verfügt Gazprom über 64% der gesamten Erdgasreserven in Westsibirien. In der Region Süd verfügt Gazprom über rd. 90% der gesamten Reserven. In der Wolga-Region hält Gazprom die Förderlizenzen für 75% der Erdgasreserven.131


130 Vgl. Mazalov, I. et al. (2002), S. 7.

131 Vgl. Rezunenko, V. I. et al. (2001), S. 11.

Anmerkungen

Kleine Anpassungen. Aus „88% [...] im Jahr 2002“ wird „bis zu 90 Prozent“.

Der Umfang der strukturellen, sinngemäßen und wörtlichen Übereinstimmungen wird durch den zuvor in Endnote 201 erfolgten Hinweis nicht klargestellt: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“

Sichter

[24.] Analyse:Sl/Fragment 127 27 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:56:05 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 127, Zeilen: 27-30
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 9, 90, 91, Zeilen: 0
Im Zuge der Privatisierung der russischen Energieindustrie im Jahr 1992 wurden die Lizenzen für diejenigen Felder kostenlos an Energieunternehmen übertragen, die bereits in den Vorjahresbilanzen dieser Unternehmen aufgeführt waren.224 Im gleichen Jahr erhielt Gazprom die Lizenz für die Felder der Yamal-Halbinsel (Bovanenko und [Kharasevey) sowie einige weitere Felder zugesprochen, mit dem Ziel einer beschleunigten Entwicklung der Vorkommen und der Steigerung der russischen Produktion, die nach der Wende Anfang der Neunzigerjahre dramatisch eingebrochen war225.]

224 Vgl. Art. 19 der Verordnung „Über die Ordnung der Lizenzierung und Nutzung der Bodenschätze vom 15.07.1992“ als Novelle des Bodengesetzes vom 21.02.1992

225 Vgl. Präsidialerlass Nr. 539 „Über die dringenden Maßnahmen der Entwicklung neuer Riesengasfelder auf der Halbinsel Yamal, in der Barentssee und auf dem Schelf der Insel Sachalin“, 01.06.1992.

[S. 9, Z. 9-10]

Der russische Erdgaskonzern Gazprom wurde im Zuge der Privatisierung der russischen Gasindustrie im Jahr 1992 gegründet.

[S. 90], Z. 27-31

Gazprom erlangte die führende Position in den bereits entwickelten Förderegionen im Wesentlichen durch die Privatisierung der Gasindustrie im Jahr 1992. Die Übernahme der zur damaligen Zeit bereits entwickelten Gasfelder durch Gazprom erfolgte mit Inkrafttreten der Gesetzesnovelle über Bodenschätze Nr. 3314-1 vom 15.07.1992. Die Novelle sah vor, allen Förderunternehmen kostenlose Lizenzen für diejenigen Lagerstätten auszustellen, die bereits

[S. 91, Z. 1ff.]

in den Bilanzen der Unternehmen aufgeführt waren.132 […] Die Übernahme der noch nicht erschlossenen Riesengasfelder auf der Halbinsel Jamal und in der Nadym-Pur-Taz Region durch Gazprom erfolgte durch den Erlass des Präsidenten Nr. 539 vom 1.06.1992. Der Erlass zielte auf eine beschleunigte Erschließung der Riesengasfelder ab.134 Im Rahmen der unentgeltlichen Vergabe übernahm Gazprom die noch nicht entwickelten Gasfelder Bovanenko und Kharasavey auf der Halbinsel Jamal und Zapoljarnoe, Evo-Jachinskoe, Peszovoe und andere Gaskondensatlagerstätten in der Nadym-Pur-Taz Region.135


132 Vgl. Artikel 19 der Regierungsverordnung "Über die Ordnung der Lizenzierung und Nutzung der Bodenschätze vom 15.07.1992" als Novelle des Bodengesetzes vom 21.02.1992.

134 Vgl. Punkte 1 und 2 des Präsidialerlasses Nr. 539 über die "Über die dringenden Maßnahmen der Entwicklung neuer Riesengasfelder, auf der Halbinsel Jamal, in der Barentssee und auf dem Schelf der Insel Sachalin".

135 Siehe Pkt. 2 des Präsidialerlasses r. 539 über die "Über die dringenden Maßnahmen der Entwicklung neuer Riesengasfelder, auf der Halbinsel Jamal, in der Barentssee und auf dem Schelf der Insel Sachalin"; Vgl. Krjukov, V. A. (1998), S. 228.

Anmerkungen

Im Wesentlichen ist der betreffende Inhalt der Quelle neuformuliert und stark zusammengefasst wiederholt. Auch auf den im letzten Satz erwähnten Preiseinbruch nach der "Wende" wird in der Vorlage vielfach hingewiesen, siehe z.B. S. 29 lezter Absatz sowie S. 3, Z. 12ff. in der Vorlage (nicht im Fragment dargestellt).

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[25.] Analyse:Sl/Fragment 128 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:51:28 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 128, Zeilen: 1-8
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 91, Zeilen: 0
[Im gleichen Jahr erhielt Gazprom die Lizenz für die Felder der Yamal-Halbinsel (Bovanenko und] Kharasevey) sowie einige weitere Felder zugesprochen, mit dem Ziel einer beschleunigten Entwicklung der Vorkommen und der Steigerung der russischen Produktion, die nach der Wende Anfang der Neunzigerjahre dramatisch eingebrochen war225.

Die Förderlizenzen des Unternehmens sind in dreizehn Tochtergesellschaften organisiert. Im wesentlichen tragen vier westsibirische Gesellschaften zur Produktion bei: Urengojgazprom, Jamburggasdobytscha, Nadymgazprom und Nojabrskgasdobytscha. Andere regionale Tochtergesellschaften, wie etwa Tyumentransgas oder Surgutgazprom, fungieren im Wesentlichen als Transportnetzbetreiber, die in geringem Umfang auch Gas produzieren.


225 Vgl. Präsidialerlass Nr. 539 „Über die dringenden Maßnahmen der Entwicklung neuer Riesengasfelder auf der Halbinsel Yamal, in der Barentssee und auf dem Schelf der Insel Sachalin“, 01.06.1992.

[S. 91, Z. 3ff.]

Die Übernahme der noch nicht erschlossenen Riesengasfelder auf der Halbinsel Jamal und in der Nadym-Pur-Taz Region durch Gazprom erfolgte durch den Erlass des Präsidenten Nr. 539 vom 1.06.1992. Der Erlass zielte auf eine beschleunigte Erschließung der Riesengasfelder ab.134 Im Rahmen der unentgeltlichen Vergabe übernahm Gazprom die noch nicht entwickelten Gasfelder Bovanenko und Kharasavey auf der Halbinsel Jamal und Zapoljarnoe, Evo-Jachinskoe, Peszovoe und andere Gaskondensatlagerstätten in der Nadym-Pur-Taz Region.135

[...]

Gazprom besitzt derzeit 13 Tochterfördergesellschaften. Davon sind 6 Unternehmen in Westsibirien tätig. Die vier westsibirischen Tochterunternehmen Urengojgazprom, Jamburggasodobytscha, Nadymgazprom und Nojabrskgasodobytscha stellten im Jahr 2002 92% der Gasförderung.

[...]

Die restlichen Anteile von 0,5% entfallen auf die folgenden Unternehmen: Tjumentransgas und Surgutgazprom im Westsibirischen Becken

[...]

Im Wesentlichen aber fungieren die 7 aufgezählten Unternehmen als integrierte Ferngasnetzbetreiber, deren Geschäftsbereich "Gasproduktion" als Nebentätigkeit angesehen werden kann.


134 Vgl. Punkte 1 und 2 des Präsidialerlasses Nr. 539 über die "Über die dringenden Maßnahmen der Entwicklung neuer Riesengasfelder, auf der Halbinsel Jamal, in der Barentssee und auf dem Schelf der Insel Sachalin".

135 Siehe Pkt. 2 des Präsidialerlasses Nr. 539 über die "Über die dringenden Maßnahmen der Entwicklung neuer Riesengasfelder, auf der Halbinsel Jamal, in der Barentssee und auf dem Schelf der Insel Sachalin"; Vgl. Krjukov, V. A. (1998), S. 228.

Anmerkungen

Fortgesetzte Übereinstimmungen/Anlehnungen. Zum ersten Absatz siehe auch das Fragment 127 27 sowie die dortigen Anmerkungen.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[26.] Analyse:Sl/Fragment 128 09 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-11-29 15:40:25 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, KeineWertung, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
KeineWertung
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 128, Zeilen: 9-24
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 92, 93, Zeilen: 0
Erwähnenswert ist außerdem, dass Bemühungen zur Schaffung von mehr Wettbewerb nur halbherzig vorgenommen wurden. Während das Ministerium für wirtschaftliche Entwicklung und Handel in früheren Publikationen regelmäßig auf die Zielsetzung abhebt, durch Schaffung von Wettbewerb für eine Kosten- und damit Preissenkung zu sorgen, so sind diese Positionen mittlerweile nicht mehr zu hören. Es ließe sich die These aufstellen, dass mit dem Austausch des liberalen Ministers Gref durch die staatsorientierte Ministerin Nabiullina auch ein Schwenk in der Sicht des Ministeriums in dieser Frage stattgefunden hat. Das unbundling der Tochtergesellschaften, das noch im Jahr 2003 angedacht war226, hat jedenfalls nie stattgefunden. Auch weiterhin sind die Tochtergesellschaften reine formaljuristische Konstruktionen, die keinerlei eigene Entscheidungskompetenz haben. Sowohl die Höhe der Verrechnungspreise, zu denen die Fördergesellschaften Gas an die Vertriebsgesellschaften des Konzerns verkaufen, als auch Investitionspläne und –budgets werden zentral in der Holdinggesellschaft festgelegt227.

4.3.1.2 Nicht-staatliche Produktionsunternehmen

Bei den nicht-staatlichen Produktionsunternehmen lassen sich die privaten Ölgesellschaften von den unabhängigen Erdgasproduzenten unterscheiden.


226 MEDT: O konzepzii razvitija rynka gasa v Rossijskoj Federazii, doklad k zasedaniju pravitelstva RF, Ministerstvo ekonomitscheskogo razvitija i torgovli Rossijskoj Federazii, Moskau, 2003.

227 MEDT: O strukturnyh preobrazovanijah v dobytsche i transportirovke gasa, materialy k zasedaniju pravitelstva RF, Ministerstvo eknonomitscheskogo razvitija i torgovli Rossijskoy Federazii, Moskau, 2003.

[S. 92, Z. 14ff.]

Im Mittelpunkt der Bemühungen um eine wettbewerbliche Organisation des russischen Erdgasbinnenmarktes steht die Förderung von Wettbewerb in den Bereichen Erdgasförderung und Erdgashandel. [...] Beim derzeitig hohen Grad der Marktkonzentration auf der Produktionsstufe, die sich auch zukünftig aufgrund des überwiegenden Anteils der Erdgasreserven in der Hand von Gazprom voraussichtlich nicht wesentlich ändern wird, kann es sich kaum um einen intensiven Produzentenwettbewerb handeln. In einer Reihe von Konzepten zur Restrukturierung des russischen Erdgasbinnenmarktes, die zum Großteil vom russischen Ministerium für Wirtschaftsentwicklung erarbeitet wurden, ist die Demonopolisierung der Erdgasförderung in

[S. 93, Z. 1ff.]

Russland mittels der eigentumsrechtlichen Entbündelung einzelner Gazprom-Fördertöchter vorgesehen.138

Die Fördertochtergesellschaften von Gazprom sind wirtschaftlich teilselbständig, d.h. sie dürfen das geförderte Erdgas ausschließlich an Vertriebstöchter von Gazprom liefern. Da derzeit alle Transaktionen innerhalb von Gazprom zu internen Verrechnungspreisen durchgeführt werden, wird auch das Erdgas an die Vertriebstochterunternehmen zu internen Verrechnungspreisen ab Bohrloch abgesetzt. Diese Preise werden für alle Fördertöchter einheitlich festgesetzt. Das Verrechnungspreisessystem von Gazprom gibt keinen Aufschluss darüber, ob die Betriebstätigkeit der Fördergesellschaften kostendeckend ist. Alle Investitionen von Gazprom in die Erdgasproduktion werden im Rahmen des Investitionsprogramms der Holding getätigt. Die festgelegten Verrechnungspreise decken nur die Betriebskosten der Fördertöchter. Auch spiegeln sie nicht die tatsächlichen Förderkosten der einzelnen Fördertöchter wider, da die Verrechnungspreise für alle Gazprom-Unternehmen einheitlich festgelegt sind.139

4.1.2 Unabhängige Produzenten

Im Folgenden werden der Erwerb der Reserven, die Beteiligungsverhältnisse und Förderaktivitäten der unabhängigen Produzenten dargestellt.


138 Z.B. MERT (2003), Kap. 2.

139 Vgl. MERT (2003b), Kap. 4.

Anmerkungen

Weiterhin lehnt sich der Verfasser inhaltlich (in kurzen Teilen auch wörtlich) an die Vorlage an und fährt schließlich – wie auch der Autor der Vorlage – mit dem Thema „Wettbewerb“ fort. Dass der Verfasser die russischen Quellen („MEDT“ – in der Vorlage heißen sie „MERT“) selbst nicht rezipieren kann, bringt er bereits in Endnote 201 zum Ausdruck: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D“. Andere Quellen, die im Fragment enthaltenen Thesen belegen könnten, werden dem Leser nicht zur Hand gegeben.

Die Arbeitsweise setzt sich fort.

Sichter

[27.] Analyse:Sl/Fragment 128 27 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:57:35 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 128, Zeilen: 27-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 93, 94, Zeilen: 0
Statistiken aus dem Jahr 2002 besagen, dass die Erdgasreserven der Ölgesellschaften in Russland mit rund 10,7 Billionen m3 etwa dreimal so groß sind wie die der unabhängigen Erdgasproduzenten. Die Erdölgesellschaften haben ihre Erdgasreserven im Wesentlichen im Rahmen der Privatisierungswellen der russischen Erdölwirtschaft erhalten. Im Jahr 1993 hat die russische [Regierung Ölvorkommen an das Unternehmen Rosneft und seine Tochtergesellschaften zur Ausbeutung vergeben.] [S. 93 18-19]

Im Jahr 2002 verfügten die Ölkonzerne über Erdgasreserven in Höhe von 10,7 Bill. m3, während die unabhängigen Erdgasproduzenten Erdgasreserven in Höhe von 3,5 Bill. m3 besaßen.

[S. 94, Z. 9-13]

Die vertikal integrierten Erdölgesellschaften haben ihre Erdgasreserven im Wesentlichen im Zuge der Privatisierung der russischen Erdölwirtschaft erhalten. Maßgeblich für die Vergabe der Lizenzen für unerschlossene Gasreserven war die Verordnung NI. 180 des russischen Ministerrats aus dem Jahr 1993, die eine beschleunigte Inbetriebnahme von 179 Erdöllagerstätten durch das Staatsunternehmen Rosneft vorsah.

Anmerkungen

Welche „Statistiken aus dem Jahr 2002 besagen, dass…“?

Nicht alle Zahlenwerte von Dronnikov werden genauso wiedergegeben – die Rede ist z.B. von „dreimal so groß“ – dem Quotienten aus „10,7 Bill.“ und „3,5 Bill.“ (siehe Vorlage) entsprechend.

Fortsetzung auf der Folgeseite.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[28.] Analyse:Sl/Fragment 129 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 10:59:59 Plagin Hood
BauernOpfer, Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, ZuSichten

Typus
BauernOpfer
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Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 129, Zeilen: 1-13
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 94, 95, Zeilen: 0
[Im Jahr 1993 hat die russische] Regierung Ölvorkommen an das Unternehmen Rosneft und seine Tochtergesellschaften zur Ausbeutung vergeben. Einige dieser Lagerstätten enthalten Gaskondensat. Bereits kurz danach wurden Tochtergesellschaften von Rosneft gegründet, die Teile dieser Vorkommen erhielten und später privatisiert wurden: Zunächst im Jahr 1994 die Unternehmen Unternehmen Slavneft, Sidanko, WNK und Onako. Dann im Jahr 1995 TNK und Sibneft sowie Tatneft und Bashneft. Und schließlich auch Lukoil und Jukos. In den Jahren 1999 und folgende konsolidierte sich die Branche durch einige Übernahmen. So übernahm TNK die Gesellschaften Sidanko und Onako. Im Jahr 2002 entstand aus TNK und einer Beteiligung von BP das Unternehmen TNK-BP. Zu diesem Zeitpunkt also waren die russischen Ölgesellschaften (mit Ausnahme des ursprünglichen Mutterkonzerns Rosneft) vollständig privatisiert228.

Nachfolgend werden einige der wesentlichen unabhängigen Produzenten sowie der Ölgesellschaften kurz portraitiert.


228 Vgl. dazu auch Dronnikov, D.: Der russische Erdgasmarkt zwischen Monopol und Liberalisierung, http://deposit.ddb.de/cgi-bin/dokserv?idn=976548615, Köln, 2005.

[S. 94, Z. 10ff.]

Maßgeblich für die Vergabe der Lizenzen für unerschlossene Gasreserven war die Verordnung NI. 180 des russischen Ministerrats aus dem Jahr 1993, die eine beschleunigte Inbetriebnahme von 179 Erdöllagerstätten durch das Staatsunternehmen Rosneft vorsah.

[...]

Einige dieser Lagerstätten enthalten Gaskondensatschichten mit Erdgasreserven.

Parallel dazu wurde mit der Gründung der vertikal integrierten Tochtergesellschaften von Rosneft (Lukoil, Surgutneftegas und Yukos) die Restrukturierung der Erdölindustrie eingeleitet. Im Jahr 1994 wurden neben weiteren Unternehmen Slavneft, Sidanko, WNK und Onako aus Rosneft ausgegliedert und privatisiert. Im Jahr 1995 wurden TNK und Sibneft gegründet. In einigen autonomen Republiken wurden die regionalen Tochtergesellschaften von Rosneft in private vertikal integrierte Erdölgesellschaften umgewandelt (u.a. Taftneft, Bashneft und Komi-Tek).

[...]

Von 1999-2001 fanden einige wesentliche Übernahmen statt, die zur derzeitigen Aufteilung der Erdgasreserven unter den vertikal integrierten Erdölgesellschaften führte. Komi-Tek wurde durch Lukoil, Sidanko und Onako durch TNK übernommen. Im Jahr 2002 fusionierten TNK und BP Russia zu TNK-BP und erweiterten mit dieser Fusion nochmals ihr Erdgasförderpotenzial. Bis auf Rosneft sind alle vertikal integrierten Erdölgesellschaften mittlerweile vollständig privatisiert und auf internationalen Erdölmärkten aktiv.

[S. 95, Z. 11-12]

Im Weiteren werden die erdgasfördernden vertikal integrierten Erdölgesellschaften140 dargestellt.


140 Quellen für die Darstellung der Kapitalvert1echtungen, Reserven und Fördermengen der Erdölgesellschaften sind die Geschäftsberichte und die offiziellen Internet-Seiten der Unternehmen.

Anmerkungen

Zumindest in diesem Textfragment wird auf die Vorlage mit „Vgl. dazu auch“ verwiesen (s. Endnote 228).

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Bevor der Verfasser mit der Darstellung der Ölgesellschaften fortfährt, erfährt der Leser unter Berufung auf die Parallelität der Interessenlage von Gazprom und der russischen Regierung: „Auf eine detaillierte Analyse kann daher verzichtet werden.“ Ein weiterer Hinweis auf die übrigen, bereits in der Vorlage gegebenen Ausführungen hätte allerdings einigen Text im Anschluss ersetzen können.

Sichter

[29.] Analyse:Sl/Fragment 129 18 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:01:37 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 129, Zeilen: 18-20
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 95, 96, Zeilen: 0
Rosneft verfügt derzeit über Erdgasreserven von 3,9 Billionen m3, die jährliche Erdgasförderung beträgt 6,45 Mrd. m3. Rosneft ist derzeit das einzige Ölunternehmen in Russland, das zu 100 Prozent im Staatseigentum ist. [S. 95, Z. 30-33]

Rosneft

Rosneft ist zurzeit die einzige vertikal integrierte Erdölgesellschaft in Russland mit einer 100%-igen Staatsbeteilung am Aktienkapital. Nach Angaben des Unternehmens betragen die

[S. 96, Z. 1-2]

gesamten Erdgasreserven (A+B+C1) unter Berücksichtigung von gemeinsamen Anteilen an Joint Ventures 3,9 Bill. m3. Die Erdgasförderung betrug 6,45 Mrd. m3 im Jahr 2002.

Anmerkungen

In der Darstellung der Ölgesellschaften folgt der Verfasser weitgehend der Vorlage, siehe auch die anderen Textfragmente.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[30.] Analyse:Sl/Fragment 129 21 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:02:30 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 129, Zeilen: 21-27
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 96, 102, Zeilen: 0
Rosneft ist an zahlreichen Joint Ventures beteiligt. Gemeinsam mit Gazprom wird Sevmorneftegas betrieben. Dieses Unternehmen verfügt über die Lizenzen für die Erschließung des Schtokman-Feldes. Darüber hinaus ist Rosneft als Anteilseigner im Sachalin-I-Projekt aktiv. An diesem internationalen Konsortium hält Rosneft neben dem Operator Exxon Mobil (30 Prozent) und anderen Unternehmen eine Beteiligung von 20 Prozent. Das dort geförderte Gas wird zur Versorgung der Region Sachalin verwendet. Jedoch hat Gazprom bereits mehrfach öffentlich den Wunsch formuliert, dieses Gas aufzukaufen und durch die Verflüssigungsanlagen des Projekts Sachalin-II in Form von LNG zu exportieren. [S. 96, Z. 3ff.]

Der überwiegende Anteil der Erdgasreserven ergibt sich durch Kapitalbeteiligungen an anderen Unternehmen. Rosneft hat zusammen mit Gazprom das Unternehmen Sevmorneftegas gegründet. Dieses Unternehmen verfügt über Lizenzen für die Erschließung des Riesengaskondensatfeldes Schtokmanov in der Barentssee, dessen gesamten Erdgasreserven 3,2 Bill. m3 betragen.

[...]

An diesem internationalen Konsortium (Projekt Sachalin 1) hält Rosneft neben dem Operator Exxon Mobil (30%) und anderen Unternehmen eine Beteiligung von 20%.

[...]

Das im Fernen Osten durch das vertikal integrierte Tochterunternehmen Rosneft-Sachalinmorneftegas geförderte Erdgas wird zur regionalen Versorgung der Halbinsel Sachalin eingesetzt.

[S. 102, Z. 24-26]

Das Konsortium Gazprom-Rosneft- Surgutneftegas strebt eine Beteiligung am internationalen Förderkonsortium für das PSA-Projekt Sachalin 2 an.

Anmerkungen

Ohne direkte Belege wiederholen sich die Angaben der Vorlage.

Der letzte Satz (Zeile 28-29) ist nur der Vollständigkeit im Fragment dargestellt und folgt offensichtlich nicht oder nur kaum der Vorlage.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[31.] Analyse:Sl/Fragment 129 32 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 19:11:01 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 129, Zeilen: 32-33
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 95, Zeilen: 0
Nach Angaben von Lukoil betragen die Gasreserven des Unternehmens 958 Mrd. m³. Mit einem Produktionsvolumen von 4,27 Mrd. m³ pro Jahr deckt Lukoil weniger als ein Prozent [der russischen Fördervolumen ab.]. [S. 95, Z. 13ff.]

Lukoil

Nach Angaben von Lukoil betrugen die Gasreserven des Unternehmens im Jahr 2002 855,9 Mrd. m3 141, dies entspricht rd. 2% der gesamten russischen Gasreserven. [...] Mit der Produktion von 4,27 Mrd. m3 in 2002 deckte Lukoil knapp 1% der gesamten russischen Gasförderung ab.


141 Mit der kompletten Übernahme des Erdgasfeldes Nakhodkinskoe in 2003 belaufen sich die aktuellen Reserven von Lukoil auf über 900 Mrd. m3

Anmerkungen

Die Textähnlichkeiten auf der Folgeseite setzen dieses kurze Textfragment fort. Es steht nicht für sich alleine.

Die Angabe über die Gasreserven („958 Mrd.“) weicht von den Angaben der Vorlage im Fließtext ("855,9 Mrd.") bzw. in Fußnote 141 ("900 Mrd.") ab. "knapp 1%" übersetzt sich mit "weniger als ein Prozent ". Ein Bezug zu Jahreszahlen fehlt im Gegensatz zur Vorlage.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[32.] Analyse:Sl/Fragment 130 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 18:41:59 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 130, Zeilen: 1-17
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 95, 96, Zeilen: 0
[Nach Angaben von Lukoil betragen die Gasreserven des Unternehmens 958 Mrd. m³. Mit einem Produktionsvolumen von 4,27 Mrd. m³ pro Jahr deckt Lukoil weniger als ein Prozent] der russischen Fördervolumen ab. Lukoil ist der einzige nicht-staatliche Produzent, der über Erdgasreserven auf der strategisch so bedeutsamen Halbinsel Yamal verfügt. Auf die Yamal-Erdgasfelder Severomessojahskoe, Perekatnoe, Vareyskoe, Halmerpajutinskoe entfallen 60% der Erdgasreserven von Lukoil. Durch eine Beteiligung am Förderunternehmen Nakhodkaneftegas, erworben von Novatek im Jahr 2003, hat Lukoil die Kontrolle über das Erdgasfeld Nakhodkinskoje in der Nadym-Pur-Taz-Region übernommen, dessen geschätzte Erdgasreserven rd. 100 Mrd. m³ betragen.

Seit dem Jahr 2003 besteht das russisch-britische Joint Venture TNK-BP. Anteilseigner sind zu jeweils 50% BP und eine russische Gesellschaft, die den Unternehmen von drei Oligarchen gehört: Der Alfa Group sowie den Konzernen Access und Renova (AAR). Diese teilen sich die verbleibenden 50%. Zum Portfolio des Unternehmens gehören Lizenzen für das Erdgasfeld Ruskoje in der Nadym-Pur-Taz-Region und das Feld Kovykta, dessen Erdgasreserven auf 1,9 Bill. m³ geschätzt werden. TNK-BP ist derzeit das einzige private Förderunternehmen in Russland, das ein Riesengasfeld ohne Beteiligung des Staates entwickelt.

[S. 95, Z. 13ff.]

Lukoil

Nach Angaben von Lukoil betrugen die Gasreserven des Unternehmens im Jahr 2002 855,9 Mrd. m3 141, dies entspricht rd. 2% der gesamten russischen Gasreserven. [...] Mit der Produktion von 4,27 Mrd. m3 in 2002 deckte Lukoil knapp 1% der gesamten russischen Gasförderung ab.

[...]

Die wesentlichen Erdgasreserven konzentrieren sich auf der Halbinsel Jamal und in der Nadym-Pur-Taz-Region. Lukoil ist der einzige unabhängige Produzent, der neben Gazprom über Erdgasreserven auf der Halbinsel Jamal verfügt. Auf die Jamal-Erdgasfelder Severomessojahskoe, Perekatnoe, Vareyskoe, Halmerpajutinskoe entfallen 60% der Erdgasreserven von Lukoil. Durch eine 40%-ige Beteiligung am Förderunternehmen Nakhodkaneftegas, erworben vom von unabhängigen Produzenten Novatek im Jahr 2003, hat Lukoil eine 100%-ige Kontrolle über das Erdgasfeld Nakhodkinskoe in der Nadym-Pur-Taz erreicht, dessen geschätzte Erdgasreserven rd. 100 Mrd. m³ betragen.

[S. 96, Z. 27-33]

TNK-BP

Im Jahr 2003 haben die britische BP und die russischen Kapitalbeteiligungsgesellschaft Alfa Group in Kooperation mit Access/Renova Holdings (AAR) aus BP Russia und der vertikal integrierten Erdölgesellschaft TNK International (ein Tochterunternehmen der Alfa Group), das Joint Venture TNK-BP gegründet. AAR und BP halten jeweils 50% der Lizenzen für das Erdölgasfeld Russkoe in der Nadym-Pur-Taz-Region und das Gaskondensatfeld Kovykta in Ostsibirien, dessen Erdgasreserven auf 1,9 Bill. m3 geschätzt werden.

[S. 96, Z. 35-36]

TNK-BP ist derzeit das einzige private Förderunternehmen in Russland, das ein Riesengasfeld ohne Beteiligung des Staates entwickelt.


141 Mit der kompletten Übernahme des Erdgasfeldes Nakhodkinskoe in 2003 belaufen sich die aktuellen Reserven von Lukoil auf über 900 Mrd. m3

Anmerkungen

Weitgehend wörtliche Übereinstimmungen, fortgesetzt von der Vorseite: Siehe Fragment 129 32 und die dortigen Anmerkungen.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[33.] Analyse:Sl/Fragment 130 21 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 18:44:53 Plagin Hood
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Seite: 130, Zeilen: 21-26
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 97, 98, Zeilen: 0
Die Reserven von Surgutneftegas liegen vor allem in Westsibirien. Das Unternehmen hält Lizenzen sowohl an Erdöl- als auch an Erdgaskondensatfeldern. Nach Angaben des Unternehmens betragen die Erdgasreserven 506 Mrd. m³. Derzeit fördert Surgutneftegas ausschließlich Gas, das bei der Erdölproduktion entsteht. Die Erschließung der reinen Erdgasfelder ist vorgesehen, wenn der diskriminierungsfreie Zugang zum Ferngasnetz möglich ist. [S. 97, Z. 30-35]

Surgutneftegas

Die Reserven von Surgutneftegas sind überwiegend im Norden des westsibirischen Beckens konzentriert. Das Unternehmen hält Lizenzen sowohl an Erdölgas- als auch an Erdölgaskondensatfeldern (mit Erdgasreserven). Nach Angaben des Unternehmens betrugen die Erdgasreserven in 2003 506 Mrd. m³. Derzeit fördert Surgutneftegas ausschließlich Begleitgas. Die Erschließung der Erdgasreserven ist laut Surgutneftegas erst dann geplant, wenn der freie Zu-

[S.98, Z. 1-2]

gang zum Ferngasnetz von Gazprom bestehen wird und die Durchleitung für Exporte gewährleistet werden kann.142


142 142 Vgl. Jazev (2003), S. 14.

Anmerkungen

Weitgehend wörtliche Übereinstimmungen.

Statt "betrugen die Erdgasreserven in 2003 " heißt es bei S. L. "betragen die Erdgasreserven " (ohne Jahreszahl).

Der Verfasser bleibt direkte Quellenverweise schuldig, abgesehen vom zuvor erfolgten Hinweis in Endnote 201: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D“.

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[34.] Analyse:Sl/Fragment 130 31 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:07:27 Plagin Hood
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Seite: 130, Zeilen: 31-33
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 98, Zeilen: 0
Demgegenüber konzentrieren sich die unabhängigen Erdgasproduzenten überwiegend auf Erdgasförderung in der Nadym-Pur-Taz-Region: [S. 98, Z. 5-7]

Demgegenüber konzentrieren sich die unabhängigen Erdgasproduzenten Itera, Novatek und Northgas überwiegend auf Erdgasförderung in der Nadym-Pur-Taz-Region.

Anmerkungen

Auch das vorher Gesagte (nicht im Fragment dargestellt) folgt der Logik der Vorlage, ist inhaltlich jedoch weiter von dieser entfernt.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[35.] Analyse:Sl/Fragment 131 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 18:48:10 Plagin Hood
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Seite: 131, Zeilen: 1-8
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 99, Zeilen: 0
Novatek ist seit 1999 in der Gasförderung tätig und gilt als eines der wenigen „unabhängigen“ Gasförderunternehmen. Novatek wird vom CEO, vom Oligarchen Timchenko sowie zu 20% von Gazprom gehalten. Die gesamten Erdgasreserven (A+B+C1+C2) werden auf 2 Billionen m3 geschätzt. Die jährliche Gasförderung liegt bei rund 16 Mrd. m3. Neben seinen Kernaktivitäten besitzt Novatek Anteile an kleineren Gasproduktionsfirmen. Dazu gehören Jurharovneftegas, das über die Lizenz für das Erdgasfeld Jurharovskoje verfügt. Novatek hält darüber hinaus eine Mehrheitsbeteiligung an Purneftegasgeologija, zu dem das Kondensatfeld Zapadno-Tarkosalinskoje gehört. [S. 99, Z. 6 ff.]

Novatek

Die Holding Novatek ist seit 1999 in der Gasförderung tätig. Novatek wird von der zypriotischen Kapitalbeteiligungsgesellschaft SWGL Growth Fund und dem russischen Unternehmen Levi gehalten. Die gesamten Erdgasreserven (ABC1+C2) [sic!] werden auf 1,9 Bill. m3 geschätzt. Die Förderung betrug im Jahr 2002 14 Mrd. m3.

Neben den oben genannten Beteiligungen an Itera übernahm Novatek wesentliche Anteile an kleineren unabhängigen Produzenten, die im Zuge der Privatisierung der Erdölwirtschaft mittels der Entbündelung von Rosneft entstanden sind. Beispielsweise hält Novatek den Aktienmehrheitsanteil am Unternehmen Jurharovneftegas, das über die Lizenz für das Erdgasfeld Jurharovskoe mit Erdgasreserven von 747 Mrd. m3 verfügt und bereits im Jahr 2003 aus diesem Feld 5 Mrd. m3 förderte.

Novatek hält eine Mehrheitsbeteiligung an Purneftegasgeologija, dem Lizenzinhaber für das Erdölgaskondensatfeld Zapadno-Tarkosalinskoe.

Anmerkungen

Der Inhalt der Vorlage wird leicht gekürzt wiedergegeben, wobei Zahlenangaben abgeändert werden. So werden „1,9 Bill.“ zu „2 Billionen“ und aus „im Jahr 2002 14 Mrd.“ „rund 16 Mrd.“. (Ohne Jahreszahl und Bezugsquelle).

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[36.] Analyse:Sl/Fragment 131 11 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 18:55:39 Plagin Hood
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Seite: 131, Zeilen: 11-27
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 98, Zeilen: 0
Eine Besonderheit bietet die Eigentümerstruktur von Itera. Die Anteile am Unternehmen, das sich mittlerweile zum größten unabhängigen Produzenten Russlands entwickelt hat, werden vollständig von den Mitarbeitern der Firma gehalten. Die Gasfördervolumina von Itera belaufen sich auf 23 Milliarden m3. Das Unternehmen ist seit 1998 aktiv, als es vier Lizenzen von Gazprom kaufen konnte, zu einer Zeit, als Gazprom der Verlust von Lizenzen drohte, weil der Konzern die Entwicklung nicht so schnell vorantreiben konnte, wie dies in den Lizenzanforderungen gefordert wurde. Derzeit ist Itera an Erdgasfeldern in Westsibirien beteiligt, deren gesamte Reserven bei 1,25 Billionen m3 liegen. Seine Produktion gewinnt Itera aus den Erdgasfeldern Gubkinskoje, Vostotschno-Tarkosalinskoe und Beregovoy. Zusammen mit Gazprom (51%) hält Itera einen Anteil von 49% am Gasproduzenten Purgas. Das Unternehmen fördert Erdgas aus dem 1999 in Betrieb genommenen Erdgasfeld Gubkinskoje. Purgas ist derzeit die wichtigste Erdgasförderquelle von Itera. Am Förderunterunternehmen Tarkosaleneftegas sind Itera (42%) und Novatek (58%) beteiligt. Das Joint Venture hält die Lizenz an Vostotschno-Tarkosalinskoe, das im Jahr 2005 eine Produktion von 15 Milliarden m3 erreicht hat. Am Unternehmen Sibneftegas hält Itera einen Anteil von 70%. Sibneftegas hat in 2003 das Erdgasfeld Beregovoy in Betrieb genommen. Die Gesamtreserven von Beregovoy werden auf 325 Mrd. m3 geschätzt. [S. 98, Z. 9ff.]

Itera

Zurzeit ist Itera, deren Aktienkapital vollständig vom Management und den Mitarbeitern gehalten wird, der größte unabhängige Erdgasproduzent in Russland. Die Förderung von Itera betrug im Jahr 2002 23 Mrd. m3. Ein Einstieg in die Erdgasförderung wurde durch vier Beteiligungstransaktionen an Tochterunternehmen von Gazprom im Jahr 1998 vollzogenl44 Wegen Kapitalmangel und drohendem Lizenzverlust ging Gazprom bereits Anfang der 90er Jahre verschiedene Gemeinschaftsprojekte für die Erschließung neuer Erdgaslagerstätten ein.

[...]

Derzeitig ist Itera an der Erschließung von Erdgasfeldern im Westsibirischen Becken beteiligt, deren gesamte Erdgasreserven 1,17 Bill. m3 betragen. Das gesamte jährliche Fördervolumen gewinnt Itera aus den Erdgasfeldern Gubkinskoe, Vostotschno-Tarkosalinskoe und Beregovoy. Zusammen mit Gazprom (51%) hält Itera einen Anteil von 49% des Aktienkapitals am Gasproduzenten Purgas. Das Unternehmen fördert Erdgas aus dem 1999 in Betrieb genommenen Erdgasfeld Gubkinskoe (Erdgasreserven: 399 Mrd. m3). Purgas ist derzeit die wichtigste Erdgasförderquelle von Itera. Am Förderunterunternehmen Tarkosaleneftegas, welches das Erdölgaskondensatfeld Vostotschno-Tarkosalinskoe entwickelt, sind Itera (42%) und Novatek (>50%) beteiligt.

[...]

Die Förderung am Feld Vostotschno-Tarkosalinskoe betrug im Jahr 2002 11 Mrd. m3. Im Jahr 2005 wird in Vostotschno-Tarkosalinskoe die Plateauförderung von 15 Mrd. m3 erreicht.

Am Unternehmen Sibneftegas hält Itera einen Anteil von 70% des Aktienkapitals. Sibneftegas hat in 2003 das Erdgasfeld Beregovoy in Betrieb genommen. Die Gesamtreserven von Beregovoy werden auf 325 Mrd. m3 geschätzt.

Anmerkungen

„1,17 Bill.“ wird zu „1,25 Billionen“ angepasst (ohne Jahreszahl und Bezugsquelle).

Aus "(>50%)" wird "(58%)". (Es kann demnach keine weiteren Beteiligungen geben: 42% + 58% = 100%)

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[37.] Analyse:Sl/Fragment 131 30 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:10:34 Plagin Hood
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Seite: 131, Zeilen: 30-33
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 100, Zeilen: 24-26
Bereits während der Privatisierung der Energiewirtschaft haben diese Unternehmen einen Großteil der Reserven erworben. Die unabhängigen Produzenten verfügen über weitaus geringere Erdgasreserven, spielen jedoch in der russischen Energiestrategie eine zunehmend wichtige [Rolle, wenn es darum geht, die zurückgehende Produktion von Gazprom auszugleichen.] [S. 100, Z. 24-26]

Gazprom hat im Zuge der Privatisierung der Erdgaswirtschaft den Großteil der Erdgasproduktionskapazitäten und Reserven erworben. Die anderen unabhängigen Produzenten verfügen über weitaus geringere Erdgasreserven.

Anmerkungen

(Man beachte den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[38.] Analyse:Sl/Fragment 132 02 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:11:48 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

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Seite: 132, Zeilen: 2-19
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 100, 101, Zeilen: 0
Wettbewerb kann sich nur sehr eingeschränkt entwickeln, am ehesten in Regionen, die derzeit nicht erschlossen sind und in denen Gazprom deshalb auch keinen wesentlichen Kostenvorsprung hat. Unabhängige Erdgasproduzenten und Erdölgesellschaften fördern Erdgas derzeit überwiegend in der Nadym-Pur-Taz-Region. Sie haben den Markteintritt zu Beginn der 90er Jahre überwiegend durch den Erwerb kleinerer Tochtergesellschaften von Gazprom und/oder Rosneft realisiert. Seit einigen Jahren ist jedoch eine gegenläufige Entwicklung zu beobachten, bei der staatliche Unternehmen zunehmend versuchen, diese Unternehmen zurückzukaufen und so ihren Einfluss auch in weiter entfernt liegenden Regionen auszuweiten. Zwischen den vertikal integrierten Erdölgesellschaften und Gazprom ist ein Wettbewerb entstanden, bei dem es um die Erschließung neuer Felder in Ostsibirien geht, wo bisher nur geringe Erdgasmengen gefördert werden. Die Hoffnung der nicht-staatlichen Unternehmen scheint dabei zu sein, in dieser Region weniger Konkurrenz durch die marktmächtigen staatlichen Unternehmen zu sehen. Während in Westsibirien Gazprom die komplette Transportinfrastruktur ebenso kontrolliert wie die Vermarktung, könnten in den unerschlossenen Regionen Anreize geschaffen werden, Erdgasleitungen zu bauen und Erdgas im Inland abzusetzen, um damit die knapper werdenden Volumen, die Gazprom für den Export zur Verfügung stehen, zu entlasten. [S. 100, Z. 30-33]

Aus diesem Grund kann sich Wettbewerb in der Erdgasförderung in den bereits erschlossenen Regionen Russlands erst nach der Demonopolisierung von Gazprom entwickeln.

Unabhängige Erdgasproduzenten und Erdölgesellschaften fördern Erdgas überwiegend in der Nadym-Pur-Taz-Region. Sie haben den Markteintritt zu Beginn der 90er Jahre überwiegend

[S. 101, Z. 1-4]

durch den Erwerb kleinerer Tochtergesellschaften von Gazprom realisiert. Mittleiweile ist eine gegenläufige Entwicklung zu beobachten. Gazprom versucht vermehrt, Einfluss auf unabhängige Produzenten durch Kapitalbeteiligungen zurück zu gewinnen (z.B. Rückkauf von Purgas bei Itera).

[...]

[S. 101, Z. 16-22]

Zwischen den vertikal integrierten Erdölgesellschaften und Gazprom ist ein Wettbewerb zu verzeichnen, bei dem es um den Erwerb von neuen Erdgasreserven in Ostsibirien geht, wo bisher nur geringe Erdgasmengen gefördert werden. Das Interesse von vertikal integrierten Erdölgesellschaften an Marktaktivitäten in Ostsibirien ist vor allem dadurch bedingt, dass die Unternehmen einen freien Erdgasabsatz anstreben. In den unerschlossenen Regionen sind kapitalkräftige Ölgesellschaften dazu berechtigt, Erdgasleitungen zu bauen und Erdgas im Inland abzusetzen bzw. zu exportieren.

Anmerkungen

Zunächst enge Anlehnung an die Vorlage. Gegen Ende des Fragments finden sich weiterhin identische Wortgruppen, jedoch sind die Inhalte freier formuliert und weichen ab. Der nachfolgende Textabschnitt auf der Seite (nicht im Fragment dargestellt) könnte ggf. noch weiterhin als „Rezeption“ des Werks von Dronnikov aufgefasst werden, entfernt sich aber deutlich von der Vorlage.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[39.] Analyse:Sl/Fragment 133 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:12:26 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

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Seite: 133, Zeilen: 1-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 102, 103, 104, Zeilen: 0
4.3.2 Transport und Speicherung

Der im Jahr 1989 gegründete Staatskonzern Gazprom übernahm als Rechtsnachfolger des Ministeriums für Erdgaswirtschaft die gesamte russische Gasinfrastruktur. Dazu gehörten neben den Förderanlagen auch das UGS, also die Ferngasleitungen und Speicheranlagen. Per Erlass des Präsidenten vom November 1992229 wurde die Privatisierung von Gazprom und die Umwandlung in eine Aktiengesellschaft verfügt. Der Erlass sah auch vor, dass die Tochtergesellschaften, in denen das Infrastruktursystem gebündelt waren, auf Gazprom übergingen. Vor der Entscheidung über die Privatisierung erließ Präsident Jelzin im Juni 1992 eine erste Verfügung mit dem Ziel, eine Zerschlagung des UGS zu verhindern230 und unterstellte die Anlagen dem „Komitee für die Verwaltung von Staatseigentum“. Dies wurde jedoch mit dem Erlass im November zurückgenommen. Gazprom ist heute als alleiniger Eigentümer des UGS zuständig für das gesamte Ferngasnetz und für die Speicheranlagen. Abgesehen von den isolierten regionalen Transportsystemen hält Gazprom die Monopolstellung im Ferngastransport und in der Erdgasspeicherung. Auch die Organisationsstruktur innerhalb Gazproms hat sich mehrfach – häufig durch neue Vorgaben aus der Präsidialverwaltung – verändert. Organisiert sind die Aktivitäten in derzeit 19 Tochtergesellschaften. Die früheren Regionalgesellschaften von Gazprom wurden im Jahr 1997 in reine Ferngastransportgesellschaften umgewandelt231. Die seit 1997 durchgeführten Restrukturierungsmaßnahmen zielen überwiegend auf eine Offenlegung der Kostenstrukturen innerhalb von Gazprom ab, um eine effiziente Geschäftsführung innerhalb des Konzerns und eine Grundlage für eine effiziente Preisregulierung durch die Föderale Energiekommission zu ermöglichen. Im Jahr 2004 wurden alle Verteilungsnetze, die den Ferngastransportgesellschaften gehörten, in die neu gegründete Tochtergesellschaft Mezhregiongas-Holding integriert, gefolgt von einer Auslagerung der Speichergesellschaften in die Zwischenholding Podzemgas im Jahr 2005. Trotz dieser Aktivitäten sind wegen kalkulatorischer interner Verrechnungspreise keine Aussagen über die tatsächliche Kostenstruktur des Gastransports möglich. Sowohl Durchleitungstarife als auch interne Verrechnungspreise reichen nach Angaben von Gazprom für einen kostendeckenden Betrieb der Anlagen nicht aus. Diese Einschätzung teilt die IEA232. Transportleistungen für Dritte durchzuführen, liegt somit nicht im wirtschaftlichen Interesse Gazproms, im Gegenteil: es verstärkt die Anreize zur Diskriminierung anderer Marktteilnehmer.


229 Präsidialerlass Nr. 1333, Moskau, November 1992.

230 Präsidialerlass Nr. 538, Punkt 1, Moskau, Juni 1992.

231 Präsidialerlass Nr. 426, Moskau, April1997

232 IEA: Russia Energy Survey, 2002, OECD/IEA, Paris.

[102, Z. 28]

4.2 Ferngastransport und Speicherung

[103, Z. 1-16]

Der im Jahr 1989 gegründete Staatskonzern Gazprom übernahm als Rechtsnachfolger des Staatsministeriums für Erdgaswirtschaft die gesamte russische Gasinfrastruktur (EGS). Hierin enthalten waren sowohl Förderanlagen, Ferngastransportleitungen als auch Verarbeitungs- und Speicheranlagen. Ausgenommen von der Übernahme war nur die Gasinfrastruktur in den Gebieten des Fernen Ostens und Ostsibiriens, da diese keine Verbindung an das EGS hatte. Der im Juni 1992 veröffentlichte Präsidialerlass Nr. 538 zielte darauf ab, eine Zerschlagung des EGS (Einheitlichen Systems der Gasversorgung) per Gesetz zu verhindern. Gemäß Punkt 1 des Erlasses Nr. 538 wurde das Einheitliche System der Gasversorgung als Staatseigentum bezeichnet. Für die Übergangsphase der Privatisierung des Staatskonzerns Gazprom im Jahr 1992 wurde das EGS dem Staatskomitee für die Verwaltung von Staatseigentum zugeteilt. Die daraufhin erfolgte Privatisierung der Gasindustrie geschah zeitgleich mit Inkrafttreten des Präsidialerlasses Nr. 1333 im November 1992. Der Erlass sah die Umwandlung von Gazprom in eine Aktiengesellschaft vor. Per Erlass wurde das gesamte Aktienkapital aller EGS-Unternehmen auf Gazprom übertragen. Gazprom übernahm dadurch die vollständige Kontrolle über das Ferngasnetz und alle angeschlossenen Produktions- und Speicheranlagen mit dem gesamten Dispatch-System (ZPDU).

[102, Z. 29-33]

Gazprom ist als Eigentümer des Einheitlichen Systems der Gasversorgung das einzige Unternehmen in Russland, das über das gesamte Ferngasnetz mit Abzweigleitungen und über Speicheranlagen verfügt (siehe Abschnitte 2.4.1 und 3.1.2). Abgesehen von den isolierten regionalen Ferngastransportsystemen hält Gazprom die Monopolstellung im Ferngastransport und in der Erdgasspeicherung.

[S. 103, Z. 31-33]

Interne Organisationsstruktur des Ferngastransportes innerhalb von Gazprom

Die Ferngasleitungen und Speicheranlagen von Gazprom werden derzeit von 19 Tochterunternehmen betrieben.

[S. 103, Z. 34-38]

Die Organisationsstruktur des Ferngastransportes von Gazprom basiert auf den Vorschriften zur Restrukturierung aus dem Präsidialerlass Nr. 426 vom 28.04.1997 (siehe Abschnitt 4.1.1). Im Jahr 1997 wurden die regionalen Organisationseinheiten von Gazprom in Ferngastransportgesellschaften umgewandelt.

[S. 104, Z. 6-9]

Die seit 1997 durchgeführten Restrukturierungsmaßnahmen zielen überwiegend auf eine Offenlegung der Kostenstrukturen innerhalb von Gazprom ab, um eine effiziente Geschäftsführung innerhalb des Konzerns und eine Grundlage für eine effiziente Preisregulierung durch die Föderale Energiekommission zu ermöglichen.

[S. 104, Z. 1-5]

Im Jahr 2004 wurden alle Verteilungsnetze, die den Ferngastransportgesellschaften gehörten, in die neu gegründete Tochtergesellschaft Mezhregiongasholding integriert. Eine weitere Restrukturierung von Gazprom sieht die Zuteilung der Speicheranlangen zu einer neuen Speichertochtergesellschaft Podzemgas im Jahr 2005 vor.153

[S. 104, Z. 12-21]

Die Kalkulation der Transportentgelte sowie Ausgestaltung und Abschluss der Transportverträge obliegen ausschließlich der Holding-Gesellschaft. Da gemäß der Regierungsverordnung Nr. 1021 vom 29.12.2000 interne Verrechnungspreise für Ferngasnetzbetreiber und Verteilungsunternehmen gestattet sind, werden alle Transaktionen innerhalb der Holding Gazprom intern verrechnet. Außerdem sind alle Vermögensgegenstände der Tochterunternehmen in der Bilanz der Holding aufgeführt. Die Tochterunternehmen müssen für die Anlagennutzung Pacht an die Holding zahlen. Die tatsächliche Kostenstruktur des Gastransports kann anhand der im Geschäftsbericht veröffentlichten Pachthöhe nicht nachvollzogen werden. Deshalb sind keine Aussagen über die tatsächliche Transportkostenstruktur möglich.

[S. 104, Z. 25-29]

Sowohl Durchleitungstarife als auch interne Verrechnungspreise reichen nach Angaben von Gazprom für eine kostendeckende Instandhaltung der Ferngasnetze nicht aus.

Nach Angaben der IEA (2002) decken die regulierten Durchleitungstarife nur ein Drittel bis zwei Drittel der Transportkosten von Gazprom. 155

[S.104, Z. 31-33]

Aus diesem Grund liegt die nicht kostendeckende Durchleitung nicht im Interesse von Gazprom und verstärkt die Anreize zur Diskriminierung bei der gesetzlich vorgeschriebenen Gasdurchleitung (siehe Abschnitt 4.4).


153 Vgl. Miller, A.. (2003a), Kap. l, S. 3.

154 Vgl. Neuogonov, A. (2003).

155 Vgl. IEA (2002b), S. 121.

Anmerkungen

Über die nahezu komplette Seite werden die Textbausteine aus der Vorlage neu zusammengesetzt. Statt „EGS“, wie in der Vorlage, wählt der Verfasser die Abkürzung „UGS“.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[40.] Analyse:Sl/Fragment 134 06 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-03 19:14:59 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

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Seite: 134, Zeilen: 6-32
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 105, 106, 107, Zeilen: 0
In Russland gibt es derzeit 317 Verteilungsunternehmen, die Erdgas an Haushaltskunden sowie größere industrielle Endabnehmer liefern. Daneben verfügen einige große Industrieunternehmen über eigene Verteilungsnetze. Die Verteilungsnetzbetreiber sind zuständig für Bau und Betrieb der Verteilungsanlagen und den Transport des Erdgases zu den Endverbrauchern. Bis 1992 befanden sich alle Verteilungsorganisationen in Staatseigentum. Nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion wurden die Verteilungsorganisationen privatisiert und mehr als 500 Aktiengesellschaften gegründet233. Bis 1998 konsolidierte sich der Sektor auf zuletzt 317 Unternehmen. Seit einigen Jahren kauft Gazprom Beteiligungen an diesen Unternehmen, derzeit hält das Unternehmen etwa 170 solcher Anteile. Im Jahr 2004 wurden alle Verteilungsnetze, die den Ferngastransportgesellschaften gehörten, in die neu gegründete Tochtergesellschaft Mezhregiongasholding eingebracht. Zusätzlich zu den Beteiligungen an den Verteilungsunternehmen betätigt sich Gazprom im Verteilungssektor durch den Bau neuer Verteilungsnetze in den Regionen Russlands, die bislang noch nicht mit Gas versorgt werden.

4.3.3 Inländischer Vertrieb

Die Organisation des inländischen Vertriebs von Erdgas unterlag seit dem Ende der Sowjetunion großen Veränderungen. Während in den ersten Jahren nach der Privatisierung Gazprom lediglich als Weiterverteiler agierte und ausschließlich Verteilungsunternehmen und industrielle große Endverbraucher belieferte, wird die Aufgabe der Verteilungsunternehmen mittlerweile weitgehend von der Gazprom-Tochtergesellschaft Mezhregiongas wahrgenommen. Während der ersten Phase dominierten einjährige Lieferverträge zu verhandelten Festpreisen. Die Endverbraucherpreise dagegen waren reguliert, allerdings konnten die Liefermenge und der Großhandelspreis zwischen Verteilungsunternehmen und Gazprom individuell vereinbart werden. Ein recht hohes Niveau der regulierten Preise bis zur Finanzkrise 1998 spiegelte die tatsächliche Ertragslage der Gasversorgungsunternehmen nicht wider, weil die Rechnungen [häufig nicht beglichen werden konnten.]


233 Präsidialerlass Nr. 1559, Moskau, Dezember 1992.

[S. 105, Z. 12-17]

Nach Angaben des Ministeriums für Wirtschaftsentwicklung gab es im Jahr 2002 in Russland 317 Verteilungsunternehmen, die über Mittel- und Niederdruckpipelines Erdgas an Kleinverbraucher (Haushalte und gewerbliche Kleinverbraucher) und an große Endverbraucher (Industrieunternehmen und Kraftwerke) lieferten bzw. durchleiteten. Neben diesen Verteilungsunternehmen verfügen auch einige große Industrieunternehmen über eigene Erdgasverteilungsnetze.

[S. 105, Z. 23-33]

Bis 1992 befanden sich alle Verteilungsorganisationen in Staatseigentum.157 In den letzten Jahren der Sowjetunion gab es regionale und lokale Staatsversorgungsunternehmen, die nicht zum Staatskonzern Gazprom gehörten. Nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion wurden die Verteilungsorganisationen privatisiert. Gemäß dem Präsidialerlass Nr. 1559 vom 08.12.1992 wurden alle Gasverteilungsunternehmen in mehr als 500 unabhängige Aktiengesellschaften umgewandelt.

Häufige Zahlungsausfälle und eine insgesamt niedrige Zahlungsrate der Endverbraucher führten einen großen Teil der Verteilungsunternehmen in die Insolvenz, so dass sich die Anzahl der Verteilungsunternehmen bis 1998 auf 318 Unternehmen reduzierte.

Seit 1997 beteiligt sich Gazprom an Unternehmen der Verteilungsstufe. Im Jahr 2002 war Gazprom an insgesamt 161 Verteilungsunternehmen in Russland beteiligt, was rund die Hälf-


[S. 106 Z. 1]

te aller russischen Verteilungsunternehmen ausmacht.

[...]

[S. 106 Z. 8-10]

Im Jahr 2004 wurden alle Verteilungsnetze, die den Ferngastransportgesellschaften gehörten, in die neu gegründete 100%-ge Tochtergesellschaft von Mezhregiongas Mezhregiongasholding integriert.

[S. 106 Z. 28-32]

4 Vertrieb im Binnenmarkt

Der Erdgasvertrieb auf dem russischen Binnenmarkt befindet sich seit der Privatisierung der Erdgasindustrie in einem Strukturwandel. In den ersten Jahren nach der Privatisierung der Gaswirtschaft in 1992 setzte Gazprom ausschließlich Erdgas an den Anschlusspunkten des Ferngasnetzes und den Verteilungsnetzen ab.

[S. 107, Z. 2-6]

In der Regel wurden in dieser Zeit sowohl zwischen Gazprom und den Verteilungsunternehmen als auch zwischen den Verteilungsunternehmen und den Endverbrauchern einjährige Lieferverträge abgeschlossen. Da in dieser Zeit ausschließlich die Endverbraucherpreise staatlich reguliert wurden, konnten die Liefermenge und der Großhandelspreis zwischen Verteilungsunternehmen und Gazprom verhandelt werden.

[S. 107, Z. 26-29]

Ein relativ hohes Niveau der regulierten Erdgaspreise bis zur Finanzkrise 1998 spiegelte die tatsächliche Ertragslage der Gasversorgungsunternehmen nicht wider, weil die Erdgaslieferungen in der Regel nicht bezahlt wurden.163


157 Vgl. Krjukov, V. A. (1998), S. 231.

163 Zur Preisentwicklung in den 90er Jahren s. Abschnitt 2.2.

Anmerkungen

Einige Zahlenangaben mögen hinterfragt werden:

Zu Beginn ist von „derzeit 317 Verteilungsunternehmen“ die Rede, während es in der Vorlage heißt: „gab es im Jahr 2002 in Russland 317 Verteilungsunternehmen“. Ferner führt S. L. an: „Bis 1998 konsolidierte sich der Sektor auf zuletzt 317 Unternehmen“, wohingegen in der Vorlage dafür die Zahl „318“ genannt wird – es könnte sich dabei um einen Tippfehler handeln.

Während S. L. schreibt „Seit einigen Jahren kauft Gazprom Beteiligungen an diesen Unternehmen, derzeit hält das Unternehmen etwa 170 solcher Anteile“, heißt es in der Vorlage: „Im Jahr 2002 war Gazprom an insgesamt 161 Verteilungsunternehmen in Russland beteiligt“. Falls S. L. sich dabei auf neuere Recherchen beruft (vgl. den Hinweis in Endnote 201), wäre das Fehlen einer (neueren) Quellenangabe sowie einer Jahreszahl (einziger Hinweis auf den Erhebungszeitraum ist "derzeit") zu kritiseren. Andernfalls stellte sich die Frage, weshalb ausgerechnet diese Dinge im Gegensatz zu anderen Inhalten nicht wortgetreu übernommen bzw. unpräzise gehalten sind.

Die Ergänzung „wird die Aufgabe der Verteilungsunternehmen mittlerweile weitgehend von der Gazprom-Tochtergesellschaft Mezhregiongas wahrgenommen“ geht aus dem Folgekapitel 4.4.1 der Vorlage hervor, aus dem auf der Folgeseite weitere Übernahmen erfolgen.

(Hinweis in Endnote 201: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[41.] Analyse:Sl/Fragment 135 01 - Diskussion
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Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 44, 45, 107, 108, 111, 112, Zeilen: 0
Ein recht hohes Niveau der regulierten Preise bis zur Finanzkrise 1998 spiegelte die tatsächliche Ertragslage der Gasversorgungsunternehmen nicht wider, weil die Rechnungen] häufig nicht beglichen werden konnten. Die häufigen Zahlungsausfälle verschlechterten die Ertragslage von Gazprom und insbesondere der Verteilungsorganisationen, die im Vergleich zu Gazprom über keine Möglichkeiten verfügten, ihre Verluste durch gewinnbringende Exportgeschäfte querzusubventionieren.

In der zweiten Phase ab circa 1997 änderte sich dies grundlegend. Im April des Jahres gründete Gazprom eine Tochtergesellschaft, in der die Handels- und Vertriebsaktivitäten des Konzerns gebündelt wurden234. Mezhregiongas spielte im Jahr 2003 mit einem Anteil von 77% der Lieferungen an Endverbraucher eine dominierende Rolle. Ingesamt beliefert das Tochterunternehmen von Gazprom 67 der 68 mit Erdgas versorgten russischen Regionen, davon in 52 Regionen als alleiniger Anbieter.

Neben Gazprom und den mit Gazprom verbundenen Tochtergesellschaften bieten auch einige der unabhängigen Erdgasproduzenten den Vertrieb an (meist industrielle) Großkunden zu freien, also nicht regulierten, Preisen an. Sie verfügen derzeit über einen Marktanteil von rund 20 Prozent. Häufig wird das Gas in der Region vertrieben, in der die Unternehmen auch Förderaktivitäten haben. Lieferverträge mit Endkunden haben derzeit neben anderen Itera, Northgas, Novatek und Rosneft abgeschlossen.

4.3.4 Export

Die wichtigste Vertriebssäule für russisches Erdgas ist der Export. Bereits seit 1968 exportiert Russland Erdgas in europäische Länder. Die größten Volumina nehmen Kunden in Deutschland, Italien und der Türkei ab.


234 Präsidialerlass Nr. 426 „Über die Hauptbestimmungen der strukturellen Reform der natürlichen Monopole“, Moskau, April 1997

[S. 107, Z. 26-29]

Ein relativ hohes Niveau der regulierten Erdgaspreise bis zur Finanzkrise 1998 spiegelte die tatsächliche Ertragslage der Gasversorgungsunternehmen nicht wider, weil die Erdgaslieferungen in der Regel nicht bezahlt wurden.163 Die häufigen Zahlungsausfälle verschlechterten die Ertragslage von Gazprom und insbesondere der Verteilungsorganisationen, die im Vergleich zu Gazprom über keine Möglichkeiten verfügten, ihre Verluste durch gewinnbringende Export-

[S. 108, Z. 1]

geschäfte quer zu subventionieren.

[s. 108, Z. 9-26]

In der zweiten Hälfte der neunziger Jahre begannen Itera und das gemeinsame Joint Venture von Gazprom und Daimler Benz AG Ditgas (jeweils 50% Kapitalanteil) mit dem Erdgashandel auf dem Binnenmarkt. Aufgrund der partnerschaftlichen Beziehungen zu Gazprom, konnten diese Unternehmen Erdgas zu günstigen Konditionen beziehen und verkauften dieses an zahlungsfähige Großkunden. Mit den Verteilungsunternehmen wurde von den Zwischenhändlern nur die Durchleitung verhandelt.165 Trotz einer niedrigen Zahlungsrate für Erdgaslieferungen auf dem Binnenmarkt konnten demnach Zwischenhändler erfolgreich zahlungsfähige Endkunden beliefern. Auf dieser Basis gelang es Gazprom, die Informationen über regionale Endverbrauchermärkte zu sammeln und die Direktbelieferung der Endkunden durch die neu gegründete Handelstochtergesellschaft Mezhregiongas zu organisieren.

Im Rahmen der Restrukturierung von Gazprom in 1997 wurde mit dem Erlass des Präsidenten Nr. 426 vom 28.04.1997 "Über die Hauptbestimmungen der strukturellen Reform der natürlichen Monopole" die zentrale Erdgashandelstochtergesellschaft von Gazprom Mezhregiongas gegründet. Mit Gründung dieses Unternehmens wurde der gesamte Handel innerhalb von Gazprom zentralisiert. Seit 1997 waren die Transportgesellschaften von Gazprom nicht mehr für den Handel zuständig.

4.4.1 Mezhregiongas

Mit den Endverbrauchern wurde die Gaslieferung und mit den Verteilungsunternehmen die Durchleitung des Erdgases zum Endkunden verhandelt. Damit schaltete Mezhregiongas den Zwischenhandel über die Verteilungsunternehmen in großem Umfang aus und verdrängte die Verteilungsunternehmen als Zwischenhändler aus dem Markt.

[S. 111, Z. 3-7]

Mezhregiongas spielte im Jahr 2003 mit einem Anteil von 77% der Lieferungen an Endverbraucher eine dominierende Rolle in Russland. Ingesamt beliefert das Tochterunternehmen von Gazprom 67 der 68 mit Erdgas versorgten russischen Regionen. Im Jahr 2003 war Mezhregiongas nach Angaben des russischen Anti-Monopo1ministeriums in 52 Regionen der Alleinversorger.

[S. 112, Z. 14-19]

Neben Gazprom und einzelnen Verteilungsunternehmen sind im Erdgasvertrieb unabhängige Erdgasproduzenten tätig, die Endverbraucher zu freien Preisen beliefern können. In 2003 lag der Marktanteil der unabhängigen Erdgasproduzenten auf dem russischen Binnenmarkt bei rd. 20 %. Dabei muss berücksichtigt werden, dass der überwiegende Teil des von unabhängigen Produzenten geförderten Erdgases in räumlicher Nähe ihrer Förderlagerstätten verbraucht wird.

[S. 112, Z. 28-30]

Lieferverträge mit Endkunden werden derzeit neben Gazprom von Itera, Northgas, Novatek und Rosneft abgeschlossen.

[S. 44, Z. 24-29]

2.5.2 Gasexporte

Russland ist der größte Gasexporteur der Welt und der wichtigste Gaslieferant für Europa und die GUS-Staaten. Russland exportiert bereits Erdgas seit 1968 in europäische Länder (einschließlich Türkei). Mit dem Gesamtvolumen von 134,2 Mrd. m3 wurde im Jahr 2002 knapp die Hälfte des europäischen Importbedarfes durch Russland gedeckt.83 Die wichtigsten Importeure in Europa waren im Jahr 2002 Deutschland (31,5 Mrd. m3), Italien (19,3 Mrd. m3) und

[S. 45, Z. 1]

Frankreich (11,2 Mrd. m3) (Abbildung 2-10).


163 Zur Preisentwicklung in den 90er Jahren s. Abschnitt 2.2.

165 Im Jahr 1997 konnte Gazprom gemäß dem Präsidialerlass Nr. 628 vom 19.06.1997 ein Rabatt von bis 40% auf den regulierten Erdgasabsatzpreis dem Kunden anbieten.

Anmerkungen

Fortgesetzte Übereinstimmungen von vorangehender Seite. Teils ist der Inhalt der Vorlage wörtlich übernommen, teils zusammengefasst. Schließlich springt der Verfasser zu Thema „Export“ – in der Vorlage „2.5.2 Gasexporte“.

S. L. schreibt: "Sie verfügen derzeit über einen Marktanteil von rund 20 Prozent." In der Quelle ist hingegen von einen "Marktanteil" von "rd. 20%" im Jahre "2003" die Rede.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[42.] Analyse:Sl/Fragment 136 06 - Diskussion
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4.3.5 Gashandel

[...]

der kurzfristige Gashandel (sog. Spot Markt Handel; Börsenhandel). Seit 2002/2003 existieren dafür zwei Handelsplätze. Mezhregiongas hat eine online-Handelsplattform eingerichtet, ebenso ein Zusammenschluss der unabhängigen Produzenten, der die „Interregionale Börse für Öl und Gas“ (MBNK) etabliert hat.

Das Handelsvolumen auf beiden Handelsplätzen hat mit maximal einem Prozent der gesamten inländischen Absatzmengen kaum Einfluss auf die Entwicklung des inländischen Marktes. Insbesondere steht zu vermuten, dass wegen der Schwierigkeiten beim Zugang zum Fernleitungsnetz und der staatlich regulierten Endabnehmerpreise und Durchleitungsgebühren die Handlungsoptionen für die Marktteilnehmer stark begrenzt sind. Mechanismen für den Kurzfristhandel lassen sich jedoch dafür verwenden, erste Erfahrungen auf diesem für Russland neuen Gebiet zu machen und ein genaueres Verständnis über Nachfrageentwicklungen und Zahlungsbereitschaften zu erzielen.

[S. 114, Z. 22ff.]

4.4.3 Kurzfristiger Gashandel

[...]

Aus diesem Grund handeln seit 2002 Gazprom und auch die unabhängigen Produzenten Erdgas auf neuen Handelsplätzen (online-Börsen). Derzeit ist der Erdgashandel auf 2 Handelsplätzen möglich. Der Online-Handelsplatz von Mezhregiongas wird vollständig von Gazprom organisiert. Die Interregionale Börse für Öl und Gas (MBNK) wird ausschließlich von unabhängigen Produzenten organisiert.

Handelsplatz von Mezhregiongas

Um Gashandel auf dem Binnenmarkt zu freien Marktpreisen zu fördern, gründete Gazprom im September 2002 den Mezhregiongas-Online-Handelsplatz. Gazprom plant, bis 5% des gesamten inländischen Gasabsatzes in Russland über diese Online-Börse zu verkaufen. Nach Aussagen des ehemaligen Leiters von Mezhregiongas Nikolaj Gornovskij wurden im Jahr

[S. 115 Z. 1-4]

2002 650 Mio. m3 Erdgas über die Online-Börse verkauft. Mezhregiongas kauft auf diese Art Erdgas von unabhängigen Produzenten für den Weiterverkauf zu freien Absatzpreisen. 180

Interregionale Börse für Öl und Gas (MBNK)

Im Jahr 2003 wurde die "Interregionale Börse für Öl und Gas" (MBNK) gegründet.

[S. 115 Z. 15-22]

Obwohl das Handelsvolumen auf beiden Handelsplätzen mit knapp 1% einen unwesentlichen Einfluss auf den gesamten Erdgashandel im Binnenmarkt hat, können sowohl von Gazprom als auch von unabhängigen Produzenten die Informationen gesammelt werden, welche Marktpreise die Endkunden zu zahlen bereit sind.

Inwiefern sich der kurzfristige Handel auf dem Binnenmarkt durchsetzen wird, hängt generell von der Entwicklung der weitgehenden Wettbewerbsbeziehungen im Erdgashandel auf dem Binnenmarkt ab. Dies erscheint vor dem Hintergrund der aktuellen Entwicklung des russischen Erdgasbinnenmarktes sehr fraglich.


180 Vgl. Neftegaz (02/04/2003).

Anmerkungen

Die inhaltlichen Anlehnungen an die viel genutzte Quelle sind kaum zu übersehen. Bspw. wird aus „knapp 1%“ „maximal einem Prozent“. Während bspw. in der Vorlage die Rede davon ist, dass „die Informationen gesammelt werden, welche Marktpreise die Endkunden zu zahlen bereit sind“ berichtet S. L. davon, „erste Erfahrungen [...] zu machen und ein genaueres Verständnis über Nachfrageentwicklungen und Zahlungsbereitschaften zu erzielen.“

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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Quelle: Dronnikov 2005
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4.4 Der russische energierechtliche Rahmen

Zum besseren Verständnis der Akteure in der russischen Energiepolitik ist es wichtig, einige Aspekte des energierechtlichen Rahmens aufzuzeigen, sowohl in seiner heutigen Form, als auch die Entwicklung der vergangenen Jahre zu beschreiben. Nur so werden einige der Verhaltensweisen und Interessenlagen verständlich. Nachfolgend werden die Bereiche

• Preise und Transporttarife

• Netzzugang

• Zugang zu Gasressourcen

• Institutionen des russischen Energierechts

kurz dargestellt.


[Vgl. Inhaltsverzeichnis Kap. 4.4, S. 3, Z. 17-21]


4.4 Der russische energierechtliche Rahmen ........................ 141

     4.4.1 Preise und Transporttarife ............................ 141
     4.4.2 Netzzugang ............................................ 143
     4.4.3 Zugang zu Gasressourcen ............................... 144
     4.4.4 Institutionen des russischen Energierechts ............ 146
[S. 65, Z. 1ff.]

3 Ordnungsrahmen der russischen Gaswirtschaft

[...]

Im Folgenden wird der Ordnungsrahmen der russischen Gaswirtschaft in den folgenden Bereichen dargestellt:

- Zugang zu den natürlichen Ressourcen,

- Bau und Betrieb und von Infrastrukturanlagen,

- Zugang Dritter zur Transport- und Speicherinfrastruktur,

- Preisregulierung,

- Besteuerung, - Regulierung der Gaslieferungen auf dem Binnenmarkt.


[Vg. Inhaltsverzeichnis Kap. 3, S. I, Z. 24-36]

3 Ordnungsrahmen der russischen Gaswirtschaft ................................. 65

  3.1 Eigentumsverhältnisse in der russischen Gaswirtschaft .................. 67
        3.1.1 Zugang zu Gasressourcen ........................................ 67
        3.1.2 Nutzung und Zubau der gaswirtschaftlichen Infrastruktur ........ 73
  3.2 Regulierung der Preise und Transporttarife auf dem russischen Gasmarkt . 75
  3.3 Regulierung der Gaslieferungen auf dem russischen Erdgasmarkt .......... 78
  3.4 Regulierung des Netzzuganges in der russischen Gaswirtschaft ........... 80
        3.4.1 Regulierung des Netzzuganges zu Ferngasnetzen von Gazprom ...... 81
        3.4.2 Regulierung des Netzzuganges auf der Verteilungsstufe .......... 84
  3.5 Institutionen der Gaswirtschaft. ....................................... 85
        3.5.1 Föderale Institutionen ......................................... 85
        3.5.2 Gaswirtschaftliche Verbände .................................... 87

[Vgl. die einführenden Bemerkungen auf S. 3]

Kapitel 3 untersucht den bestehenden Ordnungsrahmen der russischen Gaswirtschaft im Bezug auf rechtliche Möglichkeiten für eine wettbewerbliche Organisation des russischen Erdgasbinnenmarktes.

Kapitel 4 analysiert die derzeitige Struktur und die Entwicklungsprozesse auf dem russischen Erdgasbinnenmarkt. Es wird dargestellt, wie sich der russische Erdgasmarkt unter dem Einfluss des bestehenden Ordnungsrahmens in den letzten Jahren entwickelte.

Anmerkungen

Die Beschreibungen zur Einleitung des Kapitels 4.4 (Seite 141) ähneln etwas mit denen des Kapitels 3 in der Vorlage. Die im Fließtext auf Seite 141 aufgelisteten Punkte finden sich zudem in beiden Inhaltsverzeichnissen wieder – wie eine „Ankündigung“ der ähnlichen Organisation/Struktur sowie der inhaltlichen und wörtlichen Übereinstimmungen in nachfolgenden Unterkapiteln.

Ähnliches zeigt sich beim Vergleich der Überschriften von Kapitel 4.2 mit denen von Kapitel 4 der Vorlage (oben nicht dargestellt).

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[44.] Analyse:Sl/Fragment 141 11 - Diskussion
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Quelle: Dronnikov 2005
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4.4.1 Preise und Transporttarife

In Russland unterliegen sowohl die Gaspreise für die Haushaltskunden als auch die für die Nutzung von Erdgaspipelines zu entrichtenden Entgelte der Aufsicht durch eine Regulierungsbehörde. Darüber hinaus werden in isolierten Teilnetzen (insbesondere in Ostsibirien und Fernost) auch die Preise für industrielle und gewerbliche Endkunden reguliert241.

Für die Festlegung der Gaspreise und Durchleitungstarife sowie für die Beaufsichtigung der Branche ist die Föderale Energiekommission (FEK) zuständig242. Dies erfolgt auf Basis von Regulierungsvorgaben, die die FEK in Abstimmung mit dem Ministerium für Wirtschaftsentwicklung und Handel festlegt und die die Regierung genehmigt.

Die FEK legt die Preise und Tarife ex ante fest. Zur Verhinderung von Quersubventionierung und zur Steigerung der Transparenz sind die Unternehmen der Branche verpflichtet, eine separate Kostenrechnung für die einzelnen Unternehmensbereiche (Förderung, Transport, Vermarktung und Speicherung) aufzustellen (sog. Unbundling of accounts). Die Regulierungssystematik lässt sich wie folgt zusammenfassen:

• Die FEK legt Großhandelspreise fest. Unter Großhandelspreisen werden Preise für direkte Gaslieferungen von Gasproduzenten an industrielle Endverbraucher oder an Vertriebsgesellschaften verstanden. Einer Regulierung unterliegen Gaslieferungen [sowohl von Gazprom als auch von den Gasproduzenten in den isolierten Regionen, während Preise für Gaslieferungen von anderen unabhängigen Gasproduzenten nicht reguliert werden.]


241 Rechtsgrundlage hierfür ist die Regierungsverordnung Nr. 1021 vom 29.12.2000 (in der Fassung vom 22.05.2002) „Über die staatliche Regulierung der Gaspreise und Durchleitungstarife in der Russischen Föderation“

242 Ebenda, Artikel 4.

[S. 75, Z. 36-38]

3.2 Regulierung der Preise und Transporttarife auf dem russischen Gasmarkt.

Die Regulierung der Gaspreise in Russland wird seit Zeiten der sowjetischen Gaswirtschaft durchgeführt. Wie bereits im Abschnitt 2.2 erwähnt, gilt heutzutage die staatliche Preisregu

[S. 76, Z. 1-4]

lierung als Mechanismus der Subventionierung der Gasverbraucher. Reguliert werden faktisch alle Preise für Stromerzeuger, Industrie, Gewerbe und öffentliche Haushalte, die mit dem von Gazprom und 4 Förderunternehmen in isolierten Regionen Russlands geförderten Gas versorgt werden, sowie für alle privaten Haushalte.

[S. 11, Z. 2-7]

Die Regulierung der Gaspreise in Russland geht auf die Zeiten der sowjetischen Gaswirtschaft zurück. Bis 1995 unterlagen alle Gasabsatzpreise auf dem russischen Markt der staatlichen Preisregulierung. 12

Derzeit werden die Erdgaspreise für alle privaten Haushalte reguliert sowie alle Preise für Strom- und Fernwärmeerzeuger, Industrie, Gewerbe, die mit dem von Gazprom und vier Förderunternehmen in isolierten Regionen Russlands geförderten Gas versorgt werden.

[S. 27, Z. 28-31]

Darüber hinaus gibt es vollständig integrierte regionale Gasversorgungsysteme in den isolierten Versorgungsregionen in Ostsibirien und im Femen Osten, in denen das Gas von der Förderquelle direkt an die Endverbraucher innerhalb der entsprechenden Region geliefert wird.

[S. 76, Z. 5ff.]

Gemäß der Regierungsverordnung Nr. 1021 vom 29.12.2000 (in der Fassung vom 22.05.2002) „Über die staatliche Regulierung der Gaspreise und Durchleitungstarife in der Russischen Föderation“ werden sowohl die Gaspreise auf dem Binnenmarkt als auch die Tarife für den Gastransport innerhalb von Russland staatlich reguliert. Für die Regulierung und Aufsicht der Gaspreise und Durchleitungstarife ist gemäß Artikel 4 Nr. 1201 vom 29.12.2000 die Föderale Energiekommission (FEK) zuständig [...]. Für die Ausarbeitung des Regulierungsrahmens ist die Föderale Energiekommission (FEK) in Abstimmung mit dem Ministerium für Wirtschaftsentwicklung und Handel zuständig. Per Regierungsverordnung sind alle Unternehmen der Gasindustrie mit Jahresbeginn 2001 zu getrennter Kostenrechnung der einzelnen Unternehmensbereiche (Förderung, Transport, Vermarktung und Speicherung) verpflichtet, um eine transparente Preisregulierung zu ermöglichen.

[...]

Die Preise werden von der FEK ex-ante reguliert. Gemäß der Verordnung Nr. 1021 werden folgende Tarife von der FEK reguliert:

[...]

Großhandelspreise

Unter Großhandelspreisen werden Preise für direkte Gaslieferungen von Gasproduzenten an industrielle Endverbraucher oder an Zwischenhändler verstanden. [...] Einer Regulierung unterliegen Gaslieferungen sowohl von Gazprom als auch von den gasproduzenten in den isolierten Regionen [...]

[S. 77 Z. 1-2]

während Preise für Gaslieferungen von anderen unabhängigen Gasproduzenten nicht reguliert werden 126.

Anmerkungen

Sinngemäß, strukturell und teilweise auch wörtlich stark an die Quelle angelehnt, ohne diese im direkten Zusammenhang (vgl. die Hinweise in Endnote 201) aufzuführen.

Fortsetzung der Übereinstimmungen auf den Folgeseiten.

(Hinweis in Endnote 201: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[45.] Analyse:Sl/Fragment 142 01 - Diskussion
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Einer Regulierung unterliegen Gaslieferungen [sowohl von Gazprom als auch von den Gasproduzenten in den isolierten Regionen, während Preise für Gaslieferungen von anderen unabhängigen Gasproduzenten nicht reguliert werden.]

• Da die Großhandelspreise von der Regulierungsbehörde so festgesetzt werden, dass sie gerade kostendeckend sind, muss auch der Gewinn des Unternehmens von der FEK definiert werden. Dieser wird als „Versorgungsgebühr“ berechnet. Diese Gebühr bezahlen Endverbraucher ihren Gaslieferanten für die Versorgungsdienstleistung.

• Die Netze stellen natürliche Monopole dar und unterliegen als solche der Regulierung der Durchleitungstarife. Die FEK legt einen entfernungsabhängigen Tarif für die Nutzung des Ferngasnetzes fest sowie einen ebenfalls entfernungsabhängigen Tarif für die Nutzung von Verteilungsnetzen.

• Die Einzelhandelspreise werden ebenfalls vorab festgelegt. Diese Preise werden von den privaten Haushalten an die Vertriebsgesellschaften entrichtet. Sie setzen sich zusammen aus dem regulierten Großhandelspreis, dem Durchleitungstarif für das Gasverteilungsnetz und der Versorgungsgebühr.

[S. 77 Z. 30-32]

Einer Regulierung unterliegen Gaslieferungen sowohl von Gazprom als auch von den gasproduzenten in den isolierten Regionen [...]

[S. 77 Z. 1-4]

während Preise für Gaslieferungen von anderen unabhängigen Gasproduzenten nicht reguliert werden126.

Als Bemessungsgrundlage für die Festlegung der Großhandelspreise dienen der FEK die geprüften Förder- und Transportkosten von Gazprom.

[S. 77 Z. 14-16]

Versorgungsgebühr

Die Versorgungsgebühr ist als regulierte Marge anzusehen, die der Endverbraucher dem Gaslieferanten für die Versorgungsdienstleistung zu zahlen hat.

[S. 77 Z. 21-32]

Transporttarife

Es wird unterschieden zwischen Durchleitungstarifen für das Ferngasnetz von Gazprom sowie einheitlichen Transporttarifen für die Gasverteilungsnetze. Die Kalkulation der Transporttarife orientiert sich an der Deckung der Vollkosten der Verteilungsunternehmen. [...] Für Gasexportlieferungen durch das Ferngasnetz von Gazprom ist ein Transportentgelt in Höhe von 0,92 US-$/ Tsd. m3 pro 100 km zu zahlen.

[S. 78, Z. 2-4]

Der regulierte Endverbraucherpreis am Anschlusspunkt Endverteilungsnetz setzt sich also zusammen aus dem regulierten Großhandelspreis, dem Durchleitungstarif für das Gasverteilungsnetz und der Versorgungsgebühr.

[S. 77, Z. 7-10]

Einzelhandelspreise

Die Einzelhandelspreise also die Endverbraucherpreise für private Haushalte, werden von der Regierung festgelegt. Die Preishöhe hängt davon ab, ob das Gas zum Kochen oder Heizen verwendet wird.


126 Die Produzenten, die zu freien Preisen verkaufen dürfen, hatten im Jahr 2002 einen Anteil von 6% am russischen Gasabsatz (siehe Abschnitt 4.1).

Anmerkungen

Die aufgelisteten Punkte folgen der Vorlage, wobei statt "Transporttarife" der Begriff "Durchleitungstarife" bevorzugt wird.

Ein Textbrocken, der sich in der Vorlage bei Transporttarife findet, wandert in der Dissertation von S. L. zum Stichpunkt Einzelhandelspreise.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[46.] Analyse:Sl/Fragment 143 02 - Diskussion
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Seite: 143, Zeilen: 2-17
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 68, 71, 73, 74, 75, Zeilen: 0
Das Fernleitungsnetz mit allen wesentlichen Komponenten (Pipelines, Kompressoren, Speicher etc) wurde per Gesetz Gazprom zum alleinigen Eigentum zugewiesen. Um Missbrauch zu vermeiden, ist daher eine unabhängige Aufsicht über dieses Monopol notwendig. Darüber hinaus beschränkt das Gesetz die Handlungsoptionen für Gazprom im Hinblick auf das UGS.

Nach Artikel 14 des Bundesgesetzes über die Gasversorgung in der Russischen Förderation vom 31. März 1999 ist eine Teilung des UGS nicht zulässig. Eine Änderung der Eigentumsverhältnisse kann ausschließlich per Gesetz erfolgen. Ausländische Institutionen dürfen nicht mehr als 20% des Aktienkapitals des UGS-Eigentümers (also Gazprom) halten, der Staatsanteil darf nicht bei weniger als 35% liegen243.Darüber hinaus bestehen deutliche Beschränkungen für den Bau neuer Leitungen. Damit wird ein Zugang von neuen Netzbetreibern in Russland drastisch erschwert. Neben den rechtlichen Beschränkungen für ausländische Kapitalbeteiligungen bestehen auch Beschränkungen für den Bau von Parallelgasleitungen: Das Gesetz über die natürlichen Monopole definiert, dass es in den einzelnen Gebieten jeweils nur einen Netzbetreiber geben darf.

Einige Möglichkeiten zum Pipelinebau sind den Investoren gegeben, die mit dem russischen Staat einen Vertrag in Form eines Production Sharing Agreements geschlossen haben.


243 Jonathan P. Stern: The Future of Russian Gas and Gazprom; Oxford University Press, 2005.

[S. 73, Z. 30-31]

Unter dem EGS werden gemäß Artikel 6 des Gasversorgungsgesetzes alle im Verbund stehenden gastechnischen Anlagen und Gebäude, die für die Förderung, den Transport und die Speicherung von Gas benötigt werden, in einem Gesamtsystem zusammengefasst. [...]

[S. 74, Z. 1ff.]

Im konkreten Fall wurde Gazprom das Eigentum am EGS per Gesetz übertragen.

Per Gesetz wird damit Gazprom eine 100%-ige Monopolstellung im Ferngastransport zugewiesen sowie eine Monopolstellung in der Nutzung der föderal strategisch bedeutsamen Gasfelder, [...]. Es wurden folgende Eigentums- und Nutzungskriterien festgelegt: [...] Nach Artikel 14 ist eine Teilung des EGS nicht zulässig. Eine Änderung der Eigentumsverhältnisse kann ausschließlich per Gesetzesänderung erfolgen. [...] Der jeweilige Eigentümer dieser Anlagen (Stichleitung, Kompressorstation, Produktionsanlage bzw. Speicheranlage, etc.) darf nicht in der Lage sein, die Anlage ohne Abstimmung mit Gazprom außer Betrieb zu nehmen. Auch der Anschluss einer neuen gastechnischen Anlage an das EGS und deren Betrieb kann ausschließlich in vertraglicher Übereinstimmung mit Gazprom erfolgen. [...] Ausländische Staatsbürger dürfen gemäß Artikel 15 des GVG-Gesetzes nicht mehr als 20% des Aktienkapitals des EGS-Eigentümers, in diesem Fall am Aktienkapital von Gazprom halten. Der Staatsanteil darf nicht weniger als 35% des Gesamtaktienkapitals betragen.

[S. 75, Z. 11ff.]

Obwohl sich die Gasleitungen in Russland grundsätzlich im Privateigentum befinden, bestehen deutliche Beschränkungen für den Zubau neuer Leitungen. Damit wird ein Zugang von anderen neuen Netzbetreibern in Russland drastisch erschwert. Neben den rechtlichen Beschränkungen für ausländische Kapitalbeteiligungen sowohl am Zubau als auch am Netzbetrieb bestehen auch Beschränkungen für den Bau von Parallelgasleitungen. [...] Im Bundesgesetz über Natürliche Monopole findet sich folgende Definition: "Natürliches Monopol ist derjenige Markt, auf dem die Befriedigung der Nachfrage bei einem vollständigen Ausschluss der Konkurrenz aufgrund der technologischen Besonderheiten der Produktion am effizientesten ist, d.h. die durchschnittlichen Produktionskosten der Bereitstellung der Dienstleistung sind beim vollständigen Ausschluss des Wettbewerbs am niedrigsten. Deshalb darf das vom Subjekt des natürlichen Monopols erzeugte Gut durch andere Güter nicht substituiert werden." Als Subjekt des natürlichen Monopols wird im Gesetz diejenige Organisation bezeichnet, die Güter innerhalb des natürlichen Monopols produziert. Alle Gastransport- und Verteilungsunternehmen in Russland gelten zurzeit als Subjekte des natürlichen Monopols. Das Gesetz hat damit den Ausschluss von Wettbewerb zur Folge, d.h. in den einzelnen Gebieten darf es jeweils nur einen Netzbetreiber geben. [...] Nur im Rahmen von PSA haben die Investoren das Recht, entsprechend des getroffenen Abkommens neue Erdgasleitungen (Export/Versorgungsleitungen) frei zu bauen (siehe Abschnitt 3.1.1).

[S. 71, Z. 1-2]

Im Rahmen des PSA-Abkommens verfügt der Investor ebenso über das Recht, eigene Gastransportleitungen sowie Speicher- und Aufbereitungsanlagen zu bauen.

[S. 68, Z. 16-18]

Nach den bereits erwähnten Vergabemechanismen (Ausschreibungen, Auktionen) vergibt der Staat zusätzlich Lizenzen im Rahmen von so genannten Production Sharing Agreements (PSA).

Anmerkungen

Auf den ersten Blick erscheint der erste Absatz teilweise losgelöst von den einleitenden Sätzen der Vorlage. Diese wenigen, freieren Inhalte finden sich in der Vorlage jedoch ähnlich weiter unten im Text. Ist bei S. L. im ersten Satz von „(Pipelines, Kompressoren, Speicher etc)“ die Rede, so findet sich in der Vorlage weiter unten die ähnliche Auflistung: „(Stichleitung, Kompressorstation, Produktionsanlage bzw. Speicheranlage, etc.)“. Nachfolgend wird dort ebenfalls auf die Aufsichtsfunktion von Gazprom angespielt, die bei S. L. im zweiten Satz zur Sprache kommt. Im Anschluss bleibt S. L. enger an der Vorlage – wenngleich mit erheblichen Kürzungen.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[47.] Analyse:Sl/Fragment 143 20 - Diskussion
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Seite: 143, Zeilen: 20-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 80, 81, 112, Zeilen: 0
Was den Zugang zum existierenden Netz für Dritte angeht, so wurde dieses Recht erstmals im Jahr 1997 gesetzlich festgelegt, und zwar in der Regierungsverordnung Nr. 858 „Über die Sicherung des Zuganges der unabhängigen Organisationen zum Gastransportsystem von OAO Gazprom“ vom 14.07.1997. Seit dem Inkrafttreten dieser Netzzugangsverordnung ist Gazprom als Eigentümer des Ferngastransportnetzes verpflichtet, unabhängigen Gaslieferanten Zugang zu gewähren und ihnen die Nutzung zu ermöglichen.

Derzeit liegt die Entscheidung über den Netzzugang zum Ferngastransportsystem bei Gazprom. Gazprom entscheidet über Zugangsmöglichkeiten für Dritte auf Basis der verfügbaren Transportkapazität. Als freie Kapazität im Gastransportnetz wird die maximal technisch mögliche Durchleitungskapazität des Transportsystems abzüglich der Gastransportvolumina von Gazprom-Unternehmen sowie abzüglich der Transportvolumina über bereits abgeschlossene Durchleitungsverträge mit unabhängigen Organisationen [definiert.]

[S. 80, Z. 28-33]

Im Zeitraum 1992-1997 wurden von der Regierung einige Versuche unternommen, einen gesetzlich geregelten Netzzugang für Dritte zu den Ferngasnetzen von Gazprom und zu den Verteilungsnetzen sowie einheitliche Durchleitungsentgelte einzuführen.

Die erste offizielle Einführung des Netzzugangs erfolgte durch die Regierungsverordnung Nr. 858 "über die Sicherung des Zuganges der unabhängigen Organisationen zum Gastransportsystem von OAO "Gazprom"" vom 14.07.1997.

[S. 81, Z. 3ff.]

Seit dem Inkrafttreten der Netzzugangsverordnung von 1997 Jahren haben wesentliche Veränderungen in der Nutzung des Ferngastransportsystems stattgefunden. Gazprom ist als Eigentümer des Ferngastransportnetzes verpflichtet, unabhängigen Gaslieferanten Zugang zum Ferngastransportsystem zu gewährleisten. [...] Derzeit liegt die Entscheidung über den Netzzugang zum Ferngastransportsystem bei Gazprom. [...] Die Gasdurchleitung durch das Ferngasnetz von Gazprom erfolgt ausschließlich auf der Basis von Transportverträgen. Als freie Kapazität im Gastransportnetz wird die maximal technisch mögliche Durchleitungskapazität des Transportsystems abzüglich der Gastransportvolumina von Gazprom-Unternehmen sowie abzüglich der Transportvolumina über bereits abgeschlossene Durchleitungsverträge mit unabhängigen Organisationen definiert.

[S. 112, Z. 24]

Gazprom entscheidet über den Netzzugang ...

Anmerkungen

Fortsetzung auf der Folgeseite.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[48.] Analyse:Sl/Fragment 144 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:24:01 Plagin Hood
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Seite: 144, Zeilen: 1-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 67, 68, 81, 84, Zeilen: 0
Die bestehende Gesetzgebung über die Regulierung des Netzzuganges schafft für Gazprom ein großes Diskriminierungspotenzial. Die Praxis zeigt, dass die Information über die tatsächliche Auslastung des Ferngastransportsystems für unabhängige Organisationen unveröffentlicht bleibt. Zudem müssen die beantragenden Unternehmen Gazprom auch den Gasliefervertrag vorlegen, was dem Unternehmen Informationen über Preise und Absatzmengen der Wettbewerber zugänglich macht. In Streitfällen hat die Regierung eine Schiedsfunktion. Hierfür wurde eine Regierungskommission für „Fragen der Nutzung der Ferngas- und Ölpipelines“ eingerichtet.

Der Zugang zu den Verteilnetzen ist analog zur Regulierung des Ferngasnetzzugangs geregelt. Die Regierungsverordnung „Über die Sicherung des Zuganges von Organisationen zu lokalen Gasverteilungsnetzen“244 schafft die rechtlichen Voraussetzungen. Nach dieser Verordnung hat jede in Russland tätige Organisation in Abhängigkeit von verfügbaren freien Kapazitäten ein Recht auf diskriminierungsfreien Zugang zu den Netzanlagen.

4.4.3 Zugang zu Gasressourcen

Grundsätzlich sieht das russische Recht245 zwei Möglichkeiten des Zugangs zu Gasressourcen vor: Die Erteilung einer Lizenz durch den Staat an ein Unternehmen oder der Abschluss eines Production Sharing Agreements (PSA) zwischen Staat und Unternehmen, in dem einige der Parameter individuell festgelegt werden können. Da in Russland alle Bodenschätze im Staatseigentum sind, vergibt die Regierung Rechte zur Ausbeutung. Zuständig dafür ist das Ministerium für natürliche Ressourcen.

4.4.3.1 Lizenzen

Im Gassektor werden Lizenzen für geologische Erkundung (Explorationslizenzen) und für die Förderung von Bodenschätzen (Produktionslizenzen) vergeben. Dies geschieht nach Festlegung durch das Ministerium in drei möglichen Verfahren: Ausschreibung, Auktionen oder per Direktvergabe.

Explorationslizenzen werden für einen Zeitraum von maximal fünf Jahren erteilt. Produktionslizenzen werden entsprechend der in den von den Bewerbern vorgelegten Machbarkeitstudien vorgegebenen Ausbeutungsdauer festgelegt. Sowohl inländische als auch ausländische Unternehmen können sich um Lizenzen bewerben. Die letzte Änderung der Gesetzeslage sieht jedoch Beschränkungen für ausländische Investoren beim Erwerb von Lizenzen zu „strategischen“ (d.h. oberhalb eines bestimmten Volumens liegenden) Feldern [vor.]


244 Regierungsverordnung Nr. 1370 „Über die Sicherung des Zuganges von Organisationen zu lokalen Gasverteilungsnetzen“ vom 24.11.1998 (in der Fassung vom 28.07.2000), Moskau, 2000.

245

[S. 84, Z. 8-14]

Die bestehende Gesetzgebung über die Regulierung des Netzzuganges schafft für Gazprom ein großes Diskriminierungspotenzial. Die Praxis zeigt, dass die Information über die tatsächliche Auslastung des Ferngastransportsystems für unabhängige Organisationen unveröffentlicht bleibt. Die unabhängigen Produzenten erhalten häufig nicht die geforderten Informationen über die Kapazitätsauslastung der Ferngasnetze von Gazprom.128 Insbesondere die Regel, dass die Antragsteller ihre Gaslieferverträge mit den Gasabnehmern offen legen müssen, geben Gazprom die Möglichkeit zum Missbrauch.

[S. 81, Z. 20-23]

Der Staat behält sich in Streitfällen über den Netzzugang eine Schiedsfunktion vor. Hierfür wurde eine Regierungskommission für "Fragen der Nutzung der Ferngas- und Ölpipelines" (Regierungsverordnung Nr. 843 vom 02.11.2000) gegründet

[S. 84, Z. 24-30]

Die Regulierung des Netzzuganges auf der Verteilungsstufe ist analog zur Regulierung des Zugangs zum Ferngasnetz von Gazprom festgesetzt worden (siehe Tabelle 3-5). Die Regierungsverordnung Nr. 1370 "Über die Sicherung des Zuganges von Organisationen zu lokalen Gasverteilungsnetzen" vom 24.11.1998 (in der Fassung vom 28.07.2000) schafft die Rahmenbedingungen für die Durchleitung durch die lokalen Gasverteilungsnetze.

Nach dieser Verordnung hat jede in Russland tätige Organisation in Abhängigkeit der freien Kapazitäten ein Recht auf diskriminierungsfreien Zugang zu den Verteilungspipelines.

[S. 67, Z. 4-10]

Im Folgenden werden die derzeitigen Bedingungen des Zugangs zu Gasressourcen und des Betriebs und Zubaus der gaswirtschaftlichen Infrastruktur dargestellt.

3.1.1 Zugang zu Gasressourcen

In Russland sind alle Bodenschätze in Staatseigentum (Gesetz über Bodenschätze NI. 2395 (Artikel 1 Pkt. 2) vom 21.02.1992; bis 2002 mehrfach geändert). Deshalb hat allein der Staat das Recht, Lizenzen zur Nutzung der Bodenschätze zu vergeben.

[S. 68, Z. 16-18, Z. 21-23]

Nach den bereits erwähnten Vergabemechanismen (Ausschreibungen, Auktionen) vergibt der Staat zusätzlich Lizenzen im Rahmen von so genannten Production Sharing Agreements (PSA). [...] Im Rahmen von PSA schließt der Staat Abkommen mit einem in- bzw. ausländischen Investor zur Erkundung, Exploration und Förderung der Rohstoffe ab.

[S. 67, Z. 14-35]

Bezogen auf den Gassektor werden Lizenzen sowohl für die geologische Erkundung als auch für die Förderung von Bodenschätzen durch Ausschreibungsverfahren, Auktionen oder per Direktvergabe vergeben (Artikel 10, Pkt. 1). Lizenzen zur geologischen Erkundung von Bodenschätzen werden für einen Zeitraum von maximal 5 Jahren erteilt und können auf Antrag verlängert werden. [...] Lizenzen für die Förderung von Bodenschätzen werden entsprechend der in den von den Bewerbern vorgelegten Machbarkeitstudien vorgegebenen Ausbeutungsdauer festgelegt. Sowohl inländische als auch ausländische Unternehmen können sich um Lizenzen bewerben. [...] Gemäß Artikel 11 des Bundesgesetzes über die Gasversorgung (Gasversorgungsgesetz) kann der Staat zusätzlich ein staatliches Register von den für die russische Gaswirtschaft strategisch relevanten Erdgasfeldern führen. Gazprom kann gemäß Art. 12 des Gasversorgungsgesetzes neue Förderlizenzen aus diesem Register ohne Ausschreibungsverfahren direkt vom Staat erwerben. Weil der Kontinentalschelf als strategisch wichtiges Territorium angesehen wird, werden Lizenzen für diese Offshore-Gasfelder ausschließlich von der Regierung vergeben. Onshore-Gasfelder werden überwiegend von den nachgeordneten Behörden des Ministeriums für Naturressourcen in den entsprechenden Gasförderregionen vergeben.


128 Z.B. EGM (15/07/2004), S. 10.

Anmerkungen

Einzig die Erläuterung des Begriffs „strategischen“ = „oberhalb eines bestimmten Volumens liegenden“ stellt eine nennenswerte inhaltliche Ergänzung dar.

Einige Textanteile finden sich in der Vorlage ebenfalls auf den Seiten 2 und 3.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[49.] Analyse:Sl/Fragment 145 01 - Diskussion
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Seite: 145, Zeilen: 1-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 67, 68, 69, 70, 71, Zeilen: 0
In der Produktionslizenz sind ferner die Gültigkeitsdauer sowie der Projektplan zur Erschließung des Feldes festgelegt. Erfüllt der Lizenznehmer die Bedingungen dieser Lizenz nicht, so kann ihm die Lizenz entzogen werden.

4.4.3.2 Production Sharing Agreements (PSA)

Production Sharing Agreements stellen eine relativ junge Rechtsform für die Entwicklung von Öl- und Gasprojekten dar. Diese Vertragsform wurde vor allem in den Neunzigerjahren benutzt, als die Ölpreise niedrig waren, um Ländern mit geringen finanziellen Ressourcen die Entwicklung ihrer Bodenschätze zu ermöglichen. In der Praxis hat sich herausgestellt, dass der Abschluss von PSA-Projekten von der Entwicklung der Welterdölpreise abhängt. PSAProjekte gewinnen bei niedrigen Ölpreisen an Attraktivität246.

In Production Sharing Agreements bringt der (meist ausländische) Investor das notwendige Investitionskapital ein und erhält als Kompensation für die getätigten Investitionen einen Teil der geförderten Rohstoffe zur freien Nutzung. Der übrige Teil der geförderten Rohstoffe fällt an den Staat. Häufig sind PSAs verbunden mit einer Steuerbefreiung und mit Vorgaben, wonach der Staat erst dann einen Anteil an der Produktion erhält, wenn die Investitionen des Investors amortisiert sind. Rechtsgrundlage für den Abschluss von PSAs ist das „Gesetz über die Abkommen über Produktionsverteilung“247. Die Investoren zahlen ausschließlich Gewinnsteuern und Abgaben für die Nutzung der Bodenschätze (sogenannte Royalties, Rentals und Boni). Seit 1999 muss in PSA-Projekten die Beschäftigungsquote russischer Arbeitnehmer mindestens 70% betragen, mindestens 80% der Beschaffungsaufträge an russische Unternehmen vergeben werden.

Da PSAs als besonders vorteilhaft für die ausländischen Investoren gelten, gestattet das Gesetz in Russland den Abschluss solcher Verträge nur für Felder, bei denen der russische Staat ein besonderes Interesse an der Entwicklung hat oder Felder, die durch die Vergabe von Lizenzen nicht kommerziell zu entwickeln wären. Artikel 2 (4) des PSA-Gesetzes nennt folgende Kategorien:

• Gasfelder mit unrentabler Förderung, deren weiterführende Ausbeutung einen Beitrag zur Absicherung der Gesamterdgasförderung Russlands beitragen kann, während ein Förderstopp negative soziale Auswirkungen zur Folge hätte;

• Gasfelder, die für die stabile soziale Entwicklung und für die Energieversorgungssicherheit des Landes notwendig sind, welche aber aufgrund [mangelnder Finanzmittel für den Bau der Produktionsanlagen und Transportleitungen, insbesondere auf dem kontinentalen Schelf und in den weit entfernten, nicht stark entwickelten Regionen, nicht ausgebeutet werden;]



246 Vgl. IEA: Russia Energy Survey, OECD/IEA, Paris, 2002, S. 84; und G. Kovalischina: Nuzhen li Rossii zakon o soglschenijah o razdele produkzii SRP, Ezhenedelnyi obzor instituta finansovyh issledovanij, ISF, 2002, Moskau S. 3

247 „Gesetz über die Abkommen über Produktionsverteilung“ von 19.12.1995 (Fassung vom 18.06.2001), Moskau, 2001.

S. [67, Z. 37-38]

Die Lizenz beinhaltet vor allem Fristen über die Nutzungsdauer und die Zeitspanne, innerhalb welcher bestimmte Projektarbeiten (bspw. Erschließung und Erreichung des Förderplateaus)

S. [68, Z. 1-2]

abgeschlossen sein müssen (Artikel 12, Pkt. 5). Bei der Nutzung der Lizenzen sind auch die rechtlichen Mechanismen der Lizenzentzüge vorgesehen.

[S. 68 Z. 15]

Production Sharing Agreements

[S. 68 Z. 19-21]

PSA stellen eine relativ junge Form von internationaler Kooperation bei der Entwicklung von kapitalintensiven ÖI- und Gasprojekten weltweit dar, die überwiegend in Ländern mit relativ begrenztem Investitionskapital (z.B. Algerien) abgeschlossen werden.

[S. 69, Z. 1-3]

In der Praxis hat sich herausgestellt, dass der Abschluss von PSA-Projekten von der Entwicklung der Welterdölpreise abhängt. PSA-Projekte gewinnen bei niedrigen Ölpreisen an Attraktivität.121

[S. 68, Z. 21-28]

Im Rahmen von PSA schließt der Staat Abkommen mit einem in- bzw. ausländischen Investor zur Erkundung, Exploration und Förderung der Rohstoffe ab. Der Investor bringt das notwendige Investitionskapital ein und erhält, dem Abkommen entsprechend, als Kompensation für die getätigten Investitionen einen Teil der geförderten Rohstoffe zur freien Nutzung. Der übrige Teil der geförderten Rohstoffe fällt an den Staat.

Allgemein üblich ist eine teilweise Steuerbefreiung von den landesüblichen Steuern für die Zeit der Projektdauer.

[S. 69, Z. 9-11]

Regulierung von PSA in Russland

In Russland werden PSA durch das föderale Gesetz über die Abkommen über Produktionsverteilung (PSA) von 19.12.1995 (in der Neufassung von 18.06.2001) geregelt.

[S. 69, Z. 16ff.]

Während der Durchführung der PSA-Projekte müssen die Investoren gemäß Artikel 13 des Gesetzes ausschließlich Gewinnsteuern und gesonderte Abgaben für die Nutzung der Bodenschätze zahlen. Zu den Abgaben zählen:

Einmalige Sonderzahlungen (Boni)

Die Abgaben werden einmalig beim Abschluss des Abkommens bzw. beim Erreichen der bestimmten Produktionsergebnisse, die im Abkommen vorgesehen sind, erhoben.

Jährliche Zahlungen (Rentals)

[...]

Förderabhängige Zahlungen (Royalties).

[S. 70, Z. 22-25]

Seit 1999 muss in PSA-Projekten gemäß Artikel 7 Pkt. 2 des Gesetzes die Beschäftigungsquote russischer Arbeitnehmer mindestens 70% betragen. Darüber hinaus müssen mindestens 80% der Ausrüstung für die Durchführung der PSA-Projekte aus der Herstellung russischer Unternehmen stammen.

[S. 68, Z. 34-35]

Darüber hinaus schafft PSA einen Anreiz für Produzenten, Ressourcen effizient zu nutzen und die Produktionskos-

[S. 69, Z. 1-5]

onskosten zu senken.120 In der Praxis hat sich herausgestellt, dass der Abschluss von PSA-Projekten von der Entwicklung der Welterdölpreise abhängt. PSA-Projekte gewinnen bei niedrigen Ölpreisen an Attraktivität.121 Weil der Investor für die gesamte Projektdauer günstige Steuer- und Investitionsbedingungen mit dem Staat verhandelt, kann das externe Preisrisiko (Weltmarktpreise für Erdöl) verringern werden.

[S. 70, Z. 34-35]

Production Sharing Agreements bieten für ausländische Investoren die einzige rechtlich abgesicherte Möglichkeit, Rohstoffe aus Russland auszuführen.

[S. 71, Z. 21-23]

Ausländische Investoren zeigen weiterhin Interesse an der Durchführung von großen PSA-Projekten in Russland. Dies zeichnet sich durch vielfaltige Verhandlungen zwischen Staat und ausländischen Unternehmen für zukünftige Vertragsabschlüsse von PSA-Projekte aus.123

[S. 70, Z. 1-19]

Es können gemäß Artikel 2 Pkt. 4 des PSA-Gesetzes ausschließlich Bodenschätze aus den nachfolgend aufgeführten Gründen ins staatliche Register für PSA-Projekte aufgenommen werden:

- Gasfelder mit unrentabler Förderung, deren weiterführende Ausbeutung einen Beitrag zur Absicherung der Gesamterdgasförderung Russlands beitragen kann, während ein Förderstopp negative soziale Auswirkungen zur Folge hätte;

- Gasfelder, die für die stabile soziale Entwicklung und für die Energieversorgungssicherheit des Landes notwendig sind welche aber aufgrund mangelnder Finanzmittel für den Bau der Produktionsanlagen und Transportleitungen, insbesondere auf dem kontinentalen Schelf und in den weit entfernten, nicht stark entwickelten Regionen, nicht ausgebeutet werden;

- Lagerstätten auf dem Kontinentalschelf und den wirtschaftlich schwach entwickelten Regionen, für die das notwendige Investitionskapital für den Bau der Produktionsanlagen und Transportleitungen fehlt;

- Lagerstätten, deren Ausbeutung aufgrund schwieriger geologischer Bedingungen ausschließlich durch die Inbetriebnahme kostenintensiver High-Tech-Technologien stattfinden kann;

- Gasfelder, bei denen die Notwendigkeit von Zusatzinvestitionen in die Umweltsicherheit besteht.

Anmerkungen

Fortgesetzte Übereinstimmungen von vorangehender Seite, weitere Fortsetzung auf der Folgeseite.

Viele Textbrocken werden neu zusammengesetzt, der Inhalt der Vorlage dabei stark gekürzt. Nur wenige Anteile sind freier formuliert, finden sich sinngemäß aber ähnlich in der Vorlage.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[50.] Analyse:Sl/Fragment 146 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:25:49 Plagin Hood
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Seite: 146, Zeilen: 1-13
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 70, 71, Zeilen: 0
[• Gasfelder, die für die stabile soziale Entwicklung und für die Energieversorgungssicherheit des Landes notwendig sind, welche aber aufgrund] mangelnder Finanzmittel für den Bau der Produktionsanlagen und Transportleitungen, insbesondere auf dem kontinentalen Schelf und in den weit entfernten, nicht stark entwickelten Regionen, nicht ausgebeutet werden;

• Lagerstätten, deren Ausbeutung aufgrund schwieriger geologischer Bedingungen ausschließlich durch die Inbetriebnahme kostenintensiver High-Tech-Technologien stattfinden kann;

• Gasfelder, bei denen die Notwendigkeit von umfangreichen Zusatzinvestitionen in die Umweltsicherheit besteht.

Schließlich verfügen Production Sharing Agreements über einen weiteren großen Vorteil: Sie erlauben ausländischen Investoren einen mit der Regierung vertraglich vereinbarten Zugang zur Transportinfrastruktur (der ansonsten wegen der vielen Diskriminierungsmöglichkeiten nicht oder nur sehr unsicher wäre) und geben ihm das Recht, eigene Gastransportleitungen und Speicher zu bauen.

[S. 70, Z. 1-19]

Es können gemäß Artikel 2 Pkt. 4 des PSA-Gesetzes ausschließlich Bodenschätze aus den nachfolgend aufgeführten Gründen ins staatliche Register für PSA-Projekte aufgenommen werden:

- Gasfelder mit unrentabler Förderung, deren weiterführende Ausbeutung einen Beitrag zur Absicherung der Gesamterdgasförderung Russlands beitragen kann, während ein Förderstopp negative soziale Auswirkungen zur Folge hätte;

- Gasfelder, die für die stabile soziale Entwicklung und für die Energieversorgungssicherheit des Landes notwendig sind welche aber aufgrund mangelnder Finanzmittel für den Bau der Produktionsanlagen und Transportleitungen, insbesondere auf dem kontinentalen Schelf und in den weit entfernten, nicht stark entwickelten Regionen, nicht ausgebeutet werden;

- Lagerstätten auf dem Kontinentalschelf und den wirtschaftlich schwach entwickelten Regionen, für die das notwendige Investitionskapital für den Bau der Produktionsanlagen und Transportleitungen fehlt;

- Lagerstätten, deren Ausbeutung aufgrund schwieriger geologischer Bedingungen ausschließlich durch die Inbetriebnahme kostenintensiver High-Tech-Technologien stattfinden kann;

- Gasfelder, bei denen die Notwendigkeit von Zusatzinvestitionen in die Umweltsicherheit besteht.

[S. 70, Z. 34-37]

Production Sharing Agreements bieten für ausländische Investoren die einzige rechtlich abgesicherte Möglichkeit, Rohstoffe aus Russland auszuführen. Das bedeutet insbesondere für PSA im Gassektor einen gesetzlich geregelten diskriminierungsfreien Netzzugang und Zugang zu Speicheranlagen sowohl für in- als auch ausländische Investoren (Artikel 12). Im

[S. 71, Z. 1-2]

Rahmen des PSA-Abkommens verfügt der Investor ebenso über das Recht, eigene Gastransportleitungen sowie Speicher- und Aufbereitungsanlagen zu bauen.

Anmerkungen

Die Inhalte der Vorlage sind teils wörtlich, teils sinngemäß wiedergegeben. Es folgt ein einzelner frei formulierter Satz mit verknüpfender Funktion, bevor sich die Arbeitsweise weiter fortsetzt (siehe weitere Fragmente).

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[51.] Analyse:Sl/Fragment 146 15 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:26:58 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

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Seite: 146, Zeilen: 15-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 71, 85, 86, Zeilen: 0
In der Praxis sind bislang erst zwei Production Sharing Agreements abgeschlossen worden: Für die kombinierten Öl- und Gasprojekte Sachalin-I und Sachalin-II im Fernen Osten des Landes.

4.4.4 Institutionen des russischen Energierechts

Nachfolgend werden diejenigen öffentlichen Institutionen der russischen Föderation kurz dargestellt, die in der Ausgestaltung des bestehenden Energierechts eine direkte Rolle spielen. Eine ausführlichere Beschreibung relevanter Akteure im russischen energie- und außenpolitischen Raum erfolgt in Abschnitt 4.5:

Die Regierung der Russischen Föderation spielt die zentrale Rolle in der russischen Energiepolitik. Sie entscheidet als Kollegialgremium über die Preispolitik, die Investitionsprogramme von Gazprom und über Angelegenheiten der internationalen Energiepolitik248. Die Regierung ist mit dem Vize-Premierminister und zwei weiteren Ministern im elfköpfigen Aufsichtsrat von Gazprom vertreten. Sie legt die wesentlichen Eckpunkte der Regulierung fest und beruft die Mitglieder der Kommissionen, die die Regulierung operativ durchführen.

Das Ministerium für natürliche Ressourcen249 verwaltet im Auftrag des russischen Staates alle Bodenschätze. Eine der wesentlichen Aufgaben besteht darin, für eine rationelle [Ausbeutung der Naturressourcen zu sorgen.]


248 Zur Kompetenzverteilung auf dem Gebiet der russischen Energiepolitik vgl. beispielsweise Säcker, F.J.: Deutsch-russisches Energie- und Bergrecht im Vergleich: Ergebnisse einer Arbeitstagung 31. März / 1. April 2006, Veröffentlichungen des Instituts für deutsches und europäisches Wirtschafts-, Wettbewerbs- und Regulierungsrecht der Freien Universität Berlin, Berlin, 2007 sowie Boemke, F.M.: Die Einführung von Wettbewerb auf natürlichen Monopolmärkten am Beispiel der Elektrizitätsmärkte in Russland und Deutschland, Shaker, Aachen, 2007.

249 Zu einer Zusammenfassung der Aufgaben des Ministeriums siehe www.mnr.gov.ru/part/?pid=398.

[S. 71, Z. 4-7]

Obwohl seit Inkrafttreten des PSA-Gesetzes im Zeitraum von 1995 bis 2002 bereits insgesamt 13 föderale Gesetze über Bodenschätze, die zur Entwicklung auf der PSA-Basis zugelassen werden können, beschlossen wurden, sind bislang tatsächlich erst zwei Production Sharing Agreements abgeschlossen worden.

[S. 71, Z. 12-14]

Bei den beiden bisher vergebenen Lizenzen im Rahmen von Production-Sharing-Agreements handelt es sich um zwei Erdöl-/Erdgasförderprojekte Sachalin 1 und Sachalin 2 auf dem Schelf der Insel Sachalin im Fernen Osten Russlands.

[S. 85, Z. 9-22]

3.5 Institutionen der Gaswirtschaft

Im Folgenden werden die für die russische Gaswirtschaft relevanten politischen Institutionen dargestellt. Der Schwerpunkt der Darstellung liegt auf der Kompetenzverteilung der jeweiligen Behörden.

3.5.1 Föderale Institutionen

Regierung der russischen Föderation

Die Regierung der Russischen Föderation spielt die dominierende Rolle in der russischen Gaswirtschaft. Sie ist für die Preispolitik auf dem russischen Gasmarkt, für die Bewilligung der Investitionsprogramme von Gazprom sowie für Verhandlungsfragen der internationalen Energiepolitik zuständig. Die Regierung hat durch die Ernennung von A. Miller als neuem Vorsitzenden des Vorstands 2001 den Einfluss auf die Geschäftsführung von Gazprom verstärkt. Derzeit besteht der Aufsichtsrat von Gazprom aus 12 Personen, von denen drei Ministerposten in der russischen Regierung innehaben. Zu ihnen zählen der Vize-Premierminister und zwei Vertreter aus der Präsidialverwaltung.

[S. 86, Z. 1-4]

Ministerium für Naturressourcen

Das Ministerium für Naturressourcen verwaltet im Auftrag des russischen Staates alle Naturressourcen. Eine der wesentlichen Aufgaben besteht darin, für eine rationelle Ausbeutung der Naturressourcen zu sorgen.

Anmerkungen

Der abschließende Satz vor Beginn des Unterkapitels 4.4.4 gibt den Inhalt der Vorlage verkürzt wieder.

Folgender Unterschied fällt im Anschluss auf: Während in der Vorlage von „12 Personen“ im „Aufsichtsrat von Gazprom“ die Rede ist, ist bei S. L. vom „elfköpfigen Aufsichtsrat von Gazprom“ die Rede. S. L. verweist ferner auf Quellen neueren Datums. Trotzdem bleibt S. L. zu Beginn des Unterkapitels 4.4.4 und im weiteren Verlauf strukturell und inhaltlich sehr nahe an der Vorlage. Fortsetzung auf der Folgeseite.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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[52.] Analyse:Sl/Fragment 147 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:27:57 Plagin Hood
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Untersuchte Arbeit:
Seite: 147, Zeilen: 1-5
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 86, Zeilen: 0
[Eine der wesentlichen Aufgaben besteht darin, für eine rationelle] Ausbeutung der Naturressourcen zu sorgen. Das Ministerium ist verantwortlich für die Lizenzvergabe im Erdgasbereich und für deren Überwachung.


Das Ministerium für Energie ist für die Entwicklung des russischen Erdgassektors zuständig. Es vertritt die Interessen der russischen Gaswirtschaft in der internationalen Politik und schließt strategische Abkommen im Bereich der Energiepolitik mit anderen Ländern ab.

[S. 86, Z. 3-12]

Eine der wesentlichen Aufgaben besteht darin, für eine rationelle Ausbeutung der Naturressourcen zu sorgen. Bezogen auf den Gassektor ist das Ministerium für die Bildung des föderalen Gasreservenfonds sowie für die Direktvergabe und Ausschreibungen von Lizenzen für die Erkundung und Ausbeutung der Erdgasreserven zuständig.

Russisches Ministerium für Energiewirtschaft

Das Ministerium für Energiewirtschaft (Energieministerium) ist für die strategische Entwicklung des russischen Erdgassektors zuständig. Das Ministerium vertritt die Interessen der russischen Gaswirtschaft in der internationalen Politik und schließt strategische Abkommen im Bereich der Energiepolitik mit anderen Ländern ab (z.B. Partnerschaftsmemorandum über Gaslieferungen nach Großbritannien in 2003).

Anmerkungen

Fortgesetzte Übereinstimmungen von der vorherigen Seite.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[53.] Analyse:Sl/Fragment 147 08 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:29:36 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
No.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 147, Zeilen: 8-15
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 86, Zeilen: 0
Das Ministerium für wirtschaftliche Entwicklung und Handel kümmert sich um die Entwicklung marktwirtschaftlicher Mechanismen. Aufgrund der besonderen Rolle des Energiesektors in der russischen Volkswirtschaft befasst sich das Ministerium verstärkt mit der Restrukturierung des russischen Energiebinnenmarktes und mit Gazproms Monopolstellung. Es ist für die meisten Fragen der Regulierung zuständig.

Die Föderale Energiekommission (FEK) ist die zentrale Regulierungsinstitution für natürliche Monopole in Russland. Die FEK reguliert die Tarife für Energieproduktion und Dienstleistungen250.


250 Informationen zur Arbeit der Kommission finden sich unter http://fec.fstrf.ru.

[S. 86, Z. 21-25]

Ministerium für Wirtschaftsentwicklung und Handel

Die Tätigkeit des Ministeriums für Wirtschaftsentwicklung und Handel (MERT) ist mit der volkswirtschaftlichen Entwicklung Russlands verbunden. Aufgrund der besonderen Rolle des Energiesektors in der russischen Volkswirtschaft befasst sich MERT verstärkt mit der Restrukturierung des russischen Binnenmarktes und Gazprom.

[S. 86, Z. 14-18]

Föderale Energiekommission

Die Föderale Energiekommission (FEK) ist die zentrale Regulierungsinstitution für natürliche Monopole in Russland. Die FEK reguliert die Tarife für Energieproduktion und Dienstleistungen nicht nur im Energie-(Gas, Strom, Wärme), sondern auch im Verkehrssektor (Bahn-, Schiff- und Luftverkehr).

Anmerkungen

Weiterhin folgt S. L. der Quelle.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[54.] Analyse:Sl/Fragment 152 28 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:30:13 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
No.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 152, Zeilen: 28-31
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 87, Zeilen: 0
Der Russische Unternehmerverband RSPP ist vor allem auf dem Gebiet der Anbahnung von Geschäftsbeziehungen mit dem Ausland tätig sowie bei der Vertretung von Interessen auf regulatorischer Seite. Die Organisation erarbeitete auch Restrukturierungskonzepte für den Gasmarkt. Das im Jahr 2002 von RSPP veröffentlichte Konzept für eine Restrukturierung des Binnenmarktes sieht eine vollständige Freigabe der staatlich regulierten Preise unter Beibehaltung der derzeitigen Monopolstruktur von Gazprom vor. [S. 87, Z. 32-36]

Russischer Unternehmerverband (RSP)

Der RSP erarbeitete auch Restrukturierungskonzepte für den Gasmarkt. Das im Jahr 2002 von RSP veröffentlichte Konzept für eine Restrukturierung des Binnenmarktes sieht eine vollständige Freigabe der staatlich regulierten Preise unter Beibehaltung der derzeitigen Monopolstruktur von Gazprom vor.

Anmerkungen

Der erste Satz ist nicht Teil der Übernahme, sondern nur der Vollständigkeit halbe im obigen Fragment dargestellt.

S. L. bevorzugt die Abkürzung "RSPP" statt "RSP".

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

Sichter

[55.] Analyse:Sl/Fragment 153 01 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2013-12-01 11:33:29 Plagin Hood
Dronnikov 2005, Fragment, SMWFragment, Schutzlevel, Sl, Verschleierung, ZuSichten

Typus
Verschleierung
Bearbeiter
Hood
Gesichtet
No.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 152, Zeilen: 1-11
Quelle: Dronnikov 2005
Seite(n): 87, Zeilen: 0
Die Russische Gasgesellschaft (RGO) vertritt alle wesentlichen Gasunternehmen, so etwa Gazprom sowie verschiedene unabhängige Produzenten, interessanterweise aber auch eine Reihe von föderalen staatlichen Institutionen. Die Russische Gasgesellschaft gilt als eine Schnittstelle zwischen den Interessenvertretern der Gaswirtschaft und den Regierungsorganisationen. Ihr Vorsitzender ist der Duma-Abgeordnete Valerij Jasew. Die Organisation beschäftigt sich mit Fragen der Regulierung und Preisbildung sowie des russischen Endverbrauchermarktes.

Der Verband der unabhängigen Gasproduzenten (Sojusgas) vertritt die Interessen der neun Gasproduzenten in der Region Yamal-Nenetsk. Dazu gehören die jeweiligen regionalen Tochtergesellschaften von Unternehmen wie Gazprom, Itera oder Novatek. Auch dieser Verband kümmert sich vorrangig um Fragen der Regulierung und der Marktstruktur, [...].

[S. 87, Z. 9-17]

Russische Gasgesellschaft (RGO)

Die russische Gasgesellschaft (RGO) wurde im Jahr 2002 gegründet. Zu den Verbandsmitgliedern zählen neben Gazprom, verschiedene unabhängige Produzenten und Verteilungsorganisationen auch Vertreter von föderalen Institutionen.

Die Russische Gasgesellschaft gilt als eine Schnittstelle zwischen den Interessenvertretern der Gaswirtschaft und der Regierungsorganisationen. Die Mitglieder von RGO sind Unternehmen, die 96% der inländischen Gasförderung sichern. Die Gesellschaft vertritt die Interessen der Mitglieder in Fragen der Preisbildung, der Gasabsatzpolitik auf dem Endverbrauchermarkt in Russland.

[S. 87, Z. 24-31]

Verband der unabhängigen Gasproduzenten (Sojuzgas)

Der Verband der unabhängigen Gasproduzenten (Sojuzgaz) vereinigt die neun unabhängigen Gasproduzenten im Autonomiegebiet Yamalo-Nenetzsk. Dazu gehören die Fördertochterunternehmen und Joint Ventures von Gazprom, Hera, Novatek und Yukos. Der Verband vertritt vor allem die Interessen der unabhängigen Gasproduzenten in Russland. Die Ziele des Verbandes sind die Vorbereitung von Gesetzentwürfen zwecks einer Optimierung der bestehenden Preis- und Steuerregulierung, sowie die Teilnahme am Energiedialog mit Gazprom und föderalen Institutionen über eine mögliche Restrukturierung des russischen Gasmarktes.

Anmerkungen

Struktur und Inhalt folgen der Vorlage.

(Man beachte im Zusammenhang auch den in Endnote 201 erfolgten Hinweis: „Soweit in deutsch- oder englischsprachigen Publikationen keine aktuelleren Daten vorlagen, sind nachfolgende russische Publikationen in Abschnitt 4.2 bis 4.4 zitiert auf Basis der Ausarbeitungen von Dronnikov, D.“)

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