Die Exploration von Erdgas in der Nordsee

Gliederung

A. Einleitung

B. Zur Frage des Eigentums
I. Eine kurze historische Betrachtung
1. Von der Bulle Papst Alexander VI über das „Mare Librum“ von 2 1609 bis zum „De Dominio Maris“ von
2. Die Entwicklung zur „United Nations Convention 4 on the law of the sea“ (UNCLOS)
II. Eigentumsfragen bei der Überschneidung ausschließlich Wirtschaftszonen
1. Die angestrebte Lösung nach dem SRÜ-Abkommen
2. Die Problematik eines Gasfeldes in zwei ausschließlichen Wirtschaftszonen 10 außerhalb des Geltungsbereiches des SRÜ-Abkommes - der Fall „Frigg“ aus dem Jahr
a. Schuldrechtliche Fragen im Fall des „Frigg Field Agreements“
aa. Vor der Liberalisierung des Gasmarktes in Großbritannien 13 im Jahre
bb. Änderungen nach der Liberalisierung in Großbritannien

C. Die Vergabe von Lizenzen im Gassektor
I. Die Vergabe von Lizenzen in Großbritannien
1. Die verschiedenen Lizenzmodelle
a. “Production Licences”
aa. “Traditional Licences“
bb. “Frontier Licences“
cc. “Promote Licences“
b. “Exploration Licences”
2. Der Lizenzvergabeprozess
a. Das turnusgemäße Vergabesystem
aa. Grundlagen
bb. Bewerbungsprozess
cc. Entscheidungsfindung im Lizenzvergabeprozess
b. Der Spezialfall der “Out-of-Rounds” - Vergabe
3. Die Lizenzverlängerung
II. Die Vergabe von Lizenzen in Norwegen
1. Die verschiedenen Lizenzmodelle
a. Die Reform des Lizenzvergabesystems im Jahr 2003
b. „Production Licences“
c. „Exploration Licences“
2. Der turnusgemäße Lizenzvergabeprozess
a. Grundlagen
b. Der Bewerbungsprozess
3. Die Lizenzverlängerung

D. Ergebnis

Seitenverzeichnis des Anhanges

Gesetzestexte, Regulierungen und offizielle Bekanntgaben

Inhalt Seite

Continental Shelf Convention - 1958 A

Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen (SRÜ) - 1982

Statut des Internationalen Gerichtshofes (IGH-St) - Verkündungsstand 04.06.2009

Shelf Boundary Agreement between Norway and Great Britain - 10.3.1965

Frigg-Field-Agreement between Norway and Great Britain - 1976/1977

BERR Guidance Book 2008 A

Petroleum Act 1998 - Chapter 17 A

The Hydrocarbonats Licensing Directive Regulations (HLDR) 1995, No. 1434

Norwegian Act 29 November 1996 No. 72 relating to the petroleum activities

Antragsformulare für eine “Production Licence”

Application Form for Production Licence (Petroleum Act 1998)

Application Form for Production Licence (Petroleum Act 1998) Part B4

Application Form for Production Licence (Petroleum Act 1998) Part B5

Application Form for Production Licence (Petroleum Act 1998) APPENDIX

Application Form for Production Licence in Norway Table 1A

Application Form for Production Licence in Norway Table 1B

Application Form for Production Licence in Norway Table 1C

Application Form for Production Licence in Norway Table 2

Application Form for Production Licence in Norway Table 3

Application Form for Production Licence in Norway Table 4

Abbildungen und Kartenmaterial

Verlauf existenter und geplanter Öl- und Gaspipelines C

Literaturverzeichnis

Anand, Prakash Ram:

Archer, Clive:

Babusiaux, Denis:

Beredjick, Nicky: Wälde, Thomas

Chruchill, Robin: Ulfstein, Geir

Colson, David: Smith, Robert

Dahm, Georg: Dellbrück, Jost

Wolfrum, Rüdiger

De Groot, Huigh:

Espey, Simone:

Gault, Ian:

Haugland, Torleif: Bergesen, Helge Ole Roland, Kjell

Origin and development of the law of the sea, Virginia (USA), 1983

Norway outside the European Union - Norway and European Integration from 1994 to 2004,

u.a. London, 2005

Oil and gas exploration and production: reserves, costs, contracts, 1st edition, Paris, 2008

Petroleum investment policies in developing countries, London, 1989

Management in Disputed Ares - The case of the Barents Sea, 1st edition, Florence, Kentucky (USA), 1992

International Maritime Boundaries, Volume V, Boston, Massachusetts (USA), 2005

Völkerrecht Band I/1, Berlin, 1988

HVGONIS GROTII MARE LIBERVM SIVE DE IVRE QVOD BATAVIS COMPETIT AD INDICANA COMMERCIA,

DISSERTATIO, Amsterdam, 1609

Internationaler Vergleich energiepolitischer Instrumente zur Förderung von regenerativen Energien in ausgewählten

Industrieländern, Bremen, 2001

Indiana Law Journal, Off-Shore Oil, The Employment (Continental Shelf) Act 1978, 7/1978, S. 239 f.

Energy Structures and Environmental Futures in Europe, 1st edition, Oxford, 1998

Hyne, Norman:

Juris, Andrej:

Kegel, Gerhard: Schurig, Klaus

Kitchen, John:

Klein, Natalie:

Nijhoff, Martinus Publishers:

Owen, Daniel:

T.M.C. Asser Institut (Hrsg.):

Sagafos, Ole Johan:

Selden, John:

Steger, Ulrich:

Büdenbender, Ulrich Feess, Eberhard

Nelles, Dieter

Van Bynkershoek, Cornelias:

Vinter, B. Graham: Price, Gareth

Petroleum Geology, Exploration, Drilling, and Production, 2nd edition, South Sheridan,

Oklahoma (USA), 2001

Natural Gas Markets in the U.K., Public Policy for the Privatesector, Note No. 138, March 1998, S. 2f.

Internationales Privatrecht, 9. Auflage, München, 2004

Labour Law and Off-Shore-Oil, 1st edition, London, 1977

Dispute Settlement in the UN Convention on the Law of the Sea, Cambridge, 2005

United Nations Conventions of the Sea 1982 - A commentary, 1st edition, Virginia (USA), 1993

The UK´s Continental Shelf: aspirations beyond the 200 nautical miles, Cambridge, 2008

Netherlands yearbook of international law, Vol. 21, Amsterdam, 1990

Eine norwegische Erfolgsgeschichte, Oslo, 2005

MARE CLAVSVM, SEV DE DOMINIO MARIS LIBRI DUO, London, 1636

Die Regulierung elektrischer Netze, Vol. 32, 1. Auflage, Berlin, 2008

DE DOMINIO MARIS, Den Haag, 1744

Project Finance, 3rd Edition, London, 2006

Whaley, Jane:

White, Andrew Dickson:

Woodliffe, John:

Wolfrum, Rüdiger:

Zenke, Ines / Schäfer, Ralf:

Twilight years for the North Sea, GeoExPress, November 2006,

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New Chapters in the warfare of science, Popular science monthly, September 1892, S. 577 ff.

International unitisation of an offshore gas field, International and Comparative Law Quarterly 4/1977, Vol. 26, S. 338 ff.

Statement to the Informal Meeting of Legal Advisers of Ministries of Foreign Affairs, New York, 23.10.2006

Energiehandel in Europa, u.a. Berlin, 2005

A. Einleitung

In Anbetracht der derzeitigen energie- und klimapolitischen Diskussion ist für die Zukunft mit gravierenden Umwälzungen im Energiesektor zu rechnen. Man wird erkennen müssen, dass die viel gelobten alternativen Energien keine alleinige Lösung darstellen können, da wir bis zum heutigen Tage nicht in der Lage sind, die regenerativen Energien ökonomisch sinnvoll zu steuern und zu speichern. Somit ist es nicht möglich, den aktuellen Erdgasverbrauch Europas von über 550 Milliarden Kubikmetern pro Jahr¹ durch andere Energieträger zu kompensieren. Dabei stellt sich zwangsläufig die Frage, woher man das so dringend benötigte Erdgas erhalten kann. Zur Beantwortung dieser Schlüsselfrage muss berücksichtigt werden, dass Gas, mit Ausnahme des in Europa kaum verbreiteten Liquid Natural Gas (LNG), ein leitungsgebundenes Gut ist und es somit lediglich auf einen regionalen Markt auf europäischem Raum unter Einbeziehung der ehemaligen Sowjetrepubliken und Nordafrika beschränkt ist.² Diese lokale Begrenzung und der steigende Weltmarktpreis für Erdgas tragen zu einer Beibehaltung und vereinzelt sogar zu einem Ausbau der Förderstrukturen in verbrauchsnahen Gebieten bei.³ Somit wird auch weiterhin eine Förderung von Erdgas in der Nordsee vorangetrieben, denn hier ist das Erdgas auf Grund kurzer Transportwege, geringer Wassertiefen und politisch stabiler Umstände im Vergleich zu anderen Regionen dieser Erde leicht und preiswürdig zu fördern. Jedoch stellt sich die Frage, wer Eigentümer des Nordseegases ist, unter welchen Umständen Lizenzen zur Förderung zu erhalten sind und wie bei Weiterveräußerung oder Aufgabe der Lizenzen zu verfahren ist. Diese Arbeit soll sich diesen Fragen in einem rechtsvergleichenden Kontext am Beispiel des Königreiches Norwegen und des Vereinigten Königreiches Großbritannien widmen.

B. Zur Frage des Eigentums

I. Eine kurze historische Betrachtung

1. Von der Bulle Papst Ale]xander VI über das „Mare Librum“ von 1609 bis zum „De Dominio Maris“ von 1702

Die Rechtsnatur des Meeres war in Westeuropa seit der Existenz der ersten

Großreiche ein Streitpunkt. So wurde bereits im Jahre 1493 per Dekret Papst Alexanders VI über die Meeresgrenzziehung zwischen Spanien und Portugal entschieden. Der Holländer Huigh de Groot⁴ schrieb 1609 in seinem Werk „HVGONIS GROTII MARE LIBERVM SIVE DE IVRE QVOD BATAVIS COMPETIT AD INDICANA COMMERCIA, DISSERTATIO”⁵ zum ersten Mal von einem freien Zugang zu den Weltmeeren für jedermann.⁶ Es war der Beginn einer anerkannten Regelung zur Nutzung der Meere, deren genauer Inhalt jedoch für über dreihundert Jahre umstritten war. Grundsätzlich basierte der Streit auf unterschiedlichen Machtverhältnissen zwischen den Vertretern der Meeresfreiheitstheorie, wie Huigh de Groot, und der Hoheitstheorie, deren Vertreter von einer natürlichen Machtbasis ausgingen, die sie zu verteidigen suchten. So stellte der Engländer John Selden 1635 in seinem Buch „MARE CLAVSVM, SEV DE DOMINIO MARIS LIBRI DUO“⁷ fest, dass es für einen Staat nur, auf Grund historischer Grundsätze, natürlich sein kann, Macht in einem bestimmten Hoheitsgebiet auf See auszuüben.⁸ Er erkennt auch, dass es nicht dem Naturgesetz entsprechen kann, ein simples Passieren fremder, ziviler Schiffe durch das Seegebiet eines Staates zu verhindern.⁹ Jedoch müsse sich jedes dieser Schiffe der englischen Jurisdiktion unterwerfen. Dies bedeutete zur damaligen Zeit ein Recht der englischen Krone auf Übernahme der Navigation an Bord fremder Schiffe, ein Verbot der Fischerei in englischen Gewässern und das Entrichten einer Zollgebühr im Falle der Kontrolle.¹⁰ Die Frage nach der Legaldefinition des Begriffes „englische Gewässer“ beantwortet Seldan im zweiten Buch mit der Feststellung, dass östlich und westlich der britischen Inseln alles Seegebiet bis zum nächsten Hafen auf dem Festland englisch sei, nach Norden und Süden begrenze sich der Anspruch auf das „Seeeigentum“ der Schotten, Iren und Engländer.¹¹

Dieser Streit wurde erst durch den Holländer Cornelias van Bynkershoek im Jahre 1702 aufgeweicht, als dieser mit seiner Schrift: „DE DOMINIO

MARIS“¹² einen akzeptierbaren Kompromissvorschlag unterbreitete, als er eine 3-Meilen-Hoheitszone für das Küstenmeer vorschlug. Diese Zone, als „mare terrae proximum“ bezeichnet,¹³ entsprach dem damaligen Stand der Kanonentechnik und der verbundenen Reichweite von Schusswaffen. Innerhalb dieser Zone besäße der angrenzende Staat die alleinige Souveränität, während sich hinter dieser Grenze keine einzelstaatliche Jurisdiktion vorhanden sein könnte, denn dort sei das Meer frei. Durch die Übernahme in die Rechtspraxis vieler Staaten wurde dieser Grundsatz zu meist akzeptiert, jedoch begannen einzelne Staaten durch eine differenzierte Auslegung der Reichweite eines Kanonenschusses die Zone des „mare terrae proximum“ auf sechs oder mehr Meilen auszudehnen.¹⁴

2. Die Entwicklung zur “United Nations Convention on the Law of the Sea” (UNCLOS)

Bis zum Ende des zweiten Weltkrieges war es global nicht gelungen, eine einheitliche Regelung zur Klärung des Eigentums am Meer oder an Bestandteilen des Meeres zu finden. 1945, unter dem Eindruck eines entstehenden Ost-West-Konfliktes, begannen die Vereinigten Staaten von Amerika die ausschließliche Jurisdiktion über ihren Kontinentalschelf, der bis an die östliche Landesgrenze der Sowjetunion reichte, für sich in Anspruch zu nehmen. Die gerade gegründeten Vereinten Nationen sahen sich gezwungen, eine normative Grundlage zu erarbeiten, um die friedliche Nutzung des Meeres und nicht zuletzt des Meeresbodens zu gewährleisten. Dieser Prozess dauerte bis zum 29.4.1958, als in Genf die 15 Artikel umfassende „Continental Shelf Convention“ (CSC)¹⁵ in Kraft trat, die eine verbindliche Lösung für die aufgeworfenen Probleme bot. Diese Vereinbarung ist ein Teil der „United Nations Convention on the Law of the Sea“ (UNCLOS) und stellt den Beginn eines internationalen Dialoges zur friedlichen Nutzung des Meeresbodens dar. In “UNCLOS I” wird neben der „Continental Shelf Convention“ auch die „Convention on the High Seas“ und die „Convention on the Territorial Sea and Contiguous Zone“ geregelt.¹⁶ In der für diese Betrachtung interessanten CSC setzten die Vereinten Nationen die Kontinentalschelflösung, die 1945 von den Amerikanern ohne rechtliche Grundlage praktiziert wurde, um. Jedoch erfolgte eine Legaldefinition des Begriffes „Kontinentalschelf“ in Art.1 CSC. Mit dieser Grundlage war es nach Art.2 I CSC für jeden Küstenstaat, von dessen Hoheitsgebiet ein Kontinentalschelf ausgeht, möglich, die ihm zustehenden exklusiven Rechte zur Forschung und Ausbeutung gefundener Bodenschätze geltend zu machen. Dies wiederum führte zur Problematik, wie Küstenstaaten, die über kein Kontinentalschelf verfügten, aber dennoch die Bodenschätze der Meere ausbeuten wollten, verfahren sollten. Die Regelungslücke, die das UNCLOS I Verfahren hinterließ, führte dazu, dass nur drei Staaten weltweit bei der gewohnheitsrechtlichen 3-Meilen-Zone blieben, 66 Staaten erweiterten Ihren Anspruch auf eine zwölf Seemeilen große Zone, während sich acht Staaten sogar einen 200-Seemeilen-Korridor vorbehielten. Eine international angestrebte Lösung dieses Problems scheiterte 1960 während der UNCLOS II Konferenz in Genf an der Lagerbildung zwischen den Vereinigten Staaten von Amerika und deren Verbündeten auf der einen sowie der Sowjetunion und deren Verbündeten auf der anderen Seite. Im Jahre 1967 machte Maltas Botschafter bei den Vereinten Nationen, Arvid Pardo, deutlich, dass ein weiteres Untätigbleiben der Weltgemeinschaft zu katastrophalen ökologischen und ökonomischen Folgen führen könnte und nur eine internationale und umfassende Lösung endgültige Klarheit schaffen könne.¹⁷ Als der erste Staat im Jahre 1982 in Montego Bay auf Jamaika die Regelungen am Ende des UNCLOS III Prozesses, das Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen (SRÜ)¹⁸ unterzeichnete,¹⁹ hatte man seit dem Jahre 1973 eine weit reichende Normierung der CSC - Regelungen verwirklicht. So führte man als Grundbegriff die Basislinie ein, die gem. Art. 4 SRÜ die Grenze der

Niedrigwasserlinie darstellt und als Ausgangspunkt aller Entfernungsbestimmungen für die Regelungen des Seerechtsübereinkommens dient. Gemäß Art. 57 SRÜ wurde von der Basislinie ausgehend eine grundsätzliche 200 Meilen Grenze, die ausschließliche Wirtschaftszone, eingerichtet. In dieser Zone haben die jeweiligen Staaten gem. Art.60 I b i.V.m. Art.56 I a; 80; 82 SRÜ das ausschließliche Recht zur Errichtung und Nutzung von Bauwerken, die dem Abbau von Rohstoffen dienen. Man nutzte in Art. 76 I Alt. 1 SRÜ die bereits gebräuchliche Regelung der CSC bezüglich des Kontinentalschelfs, begrenzte sie jedoch grundsätzlich auf eine maximale Entfernung von 200 Seemeilen, ausgehend von der Basislinie. Der Bruch dieses Grundsatzes wurde in Art. 76 V Alt. 1 SRÜ verankert, so dass eine maximale Ausweitung auf 350 Seemeilen ab der Basislinie möglich war. Dies war gegeben, wenn sich der Festlandrand nach Art. 76 IV a SRÜ über 200 Seemeilen über die Basislinie hinauserstreckt. Der Festlandrand definiert sich dabei gemäß Art. 76 III SRÜ als die unter Wasser gelegene Verlängerung der Landmasse des Küstenstaats, der aus dem Meeresboden und dem Meeresuntergrund des Sockels, des Abhangs und des Anstiegs besteht. Der Antrag einer Nutzung des ausgedehnten Schelfbereiches war dabei bis zum 13.05.2009²⁰ an die Commission on the Limits of the Continental Shelf (CLCS) der Vereinten Nationen zu richten. Der Vortrag musste substantiiert die Gründe einer Erweiterung darlegen und durch geographische sowie geologische Gutachten gestützt werden. Im darauf folgenden Dialog unterbreitet die CLCS dem betreffenden Staat Vorschläge zur Festlegung der geographischen Begrenzung. Diese kann der betreffende Staat entweder akzeptieren oder er lehnt den Vorschlag ab und verfasst einen Änderungs- oder gar einen vollkommen neuen Antrag.²¹ Bis zum Ende der Frist haben elf Staaten einen Antrag bei der CLCS gestellt. Von besonderer Bedeutung sind besonders Gebiete im Südpolbereich, das Südchinesische Meer, der östliche Teil des indischen Ozeans zwischen Australien und Neuseeland sowie die Beringsee. Für die Problemstellung des Eigentums in Europa spielt eine Erweiterung der Nutzungserlaubnis durch die CLCS nur eine geringe Rolle.²² Eigentumsfragen bei der Überschneidung zweier ausschließlicher Wirtschaftszonen Von größerer Bedeutung ist vielmehr die Frage, wie zu verfahren ist, wenn sich die ausschließlichen Wirtschaftszonen zweier Staaten überschneiden, wie dies etwa in der Nordsee zwischen Großbritannien und Norwegen der Fall ist.

Die Angestrebte Lösung nach dem SRÜ-Übereinkommen Behilflich könnte hier zu allererst die Regelung im SRÜ Übereinkommen sein. Im Falle der Überschneidung zweier ausschließlicher Wirtschaftszonen bei gegenüberliegenden oder angrenzenden Staaten sieht das SRÜ nach Art.

83 SRÜ i.V.m. Art. 38 IGH-St²³ eine friedliche Übereinkunft auf Grundlage des Völkerrechtes und des Internationalen Gerichtshofes vor. Dies muss gem. Art. 83 II SRÜ zwischen beiden Staaten in einer angemessenen Frist erfolgen. Der Terminus der „angemessenen Frist“ stellt dabei einen unbestimmten Rechtsbegriff dar. Dieser wiederum ist in seiner Tragweite umstritten. Die Vertreter einer herrschenden Meinung stellen auf ein ausreichendes Zeitfenster ab, um einen Schlichter zu bestimmen, der diesen Streit entscheiden kann.²⁴ Diese Meinung ist als problematisch anzusehen, da man den unbestimmten Rechtsbegriff der „angemessenen Frist“ hier nicht auflösen kann und eine genaue Bestimmung ausbleibt. Eine andere Meinung sieht eine Frist dann als angemessen an, wenn die betreffenden Staaten ernsthaft nach einer Lösung des Problems suchen und noch nicht am Ende der Verhandlungen angelangt sind.²⁵ Der Internationale Gerichtshof äußerte sich in dieser Frage mit dem Grundsatz, dass eine Frist solange als angemessen gelten kann, solange beide Staaten noch nicht das gesamt Maß der Verhandlungen ausgeschöpft haben und solange beide Parteien eine ernsthafte und zielgerichtete Lösung suchen und dies nicht in einem „formalen Prozess“ ohne Ergebnis zu enden droht. Eine angemessene Zeit ist demnach überschritten, wenn eine der beiden Streitparteien die Verhandlungen verweigert.²⁶ Sollte dies geschehen, so ist nach Art. 83 II SRÜ zur Beilegung der Streitigkeit einschlägig.²⁷ Durch die Art. 279 ff. SRÜ verpflichten sich die Streitparteien zu einer zeitnahen und friedlichen Lösung, die durch die freie Wahl des Verfahrens in Art. 287 SRÜ erreicht werden soll. Der Streitentscheid wird dabei entweder durch den Internationalen Seegerichtshof in Hamburg (Art. 287 I a SRÜ), den Internationalen Gerichtshof (Art. 287 I b SRÜ), ein gebildetes Schiedsgericht (Art. 287 I c SRÜ) oder ein besonderes Schiedsgericht i.S.d. Art. 287 I d SRÜ vorgenommen. Die Streitparteien müssen dabei gem. Art 287 IV SRÜ dem gleichen Verfahren zustimmen. Ist eine Einigung nicht möglich, so kann die Streitigkeit nach Art. 287 V SRÜ nur durch ein Schiedsgericht entschieden werden. Die Entscheidungskriterien, gleich vor welchem Entscheidungsgremium, sind dabei stets Billigkeitskriterien²⁸ ; der generelle Küstenverlauf, extreme Missverhältnisse in der Proportion der Länge der Küstenlinie zur Größe des Schelfgebietes sowie der Küstenlinien zueinander.²⁹ Fraglich ist jedoch, wie zwischen Staaten zu verfahren ist, die das SRÜ nicht unterzeichnet haben. Ein Lehrbeispiel bietet hier das „Continental Shelf Boundary Agreement“ von 1965³⁰ zwischen Großbritannien und Norwegen, da zu dieser Zeit das SRÜ noch nicht bestand und man eine bilaterale Lösung herbeiführen musste, um in friedlicher Koexistenz die Gas- aber auch die Ölvorkommen in der Nordsee nutzen zu können. Der Einigung waren geologische Untersuchungen vorausgegangen, die in der Nordsee zwischen Großbritannien und Norwegen große Gas- und Ölvorkommen vermuteten. Jedoch war bis 1970 die genaue Lage und die Verteilung der Rohstoffe unklar. Um jedoch Streit zu vermeiden, entschlossen sich die Regierungen beider Staaten, vorsorglich das Gebiet zu teilen. Hier griff man in Art. 1 der Vereinbarung auf das Meridian-Prinzip zurück und berechnete acht Punkte in der Nordsee, die den Mittelpunkt zwischen Norwegen und Großbritannien bilden.³¹ Die genauen Koordinaten wurden dabei in Art. 2 des Abkommens festgelegt. Der südlichste Punkt (56° 05' 12" N., 3° 15' 00" E.) stellt gem. Art. 3 I der Vereinbarung zugleich den Verbindungspunkt mit der dänischen ausschließlichen Wirtschaftszone dar. Verbindet man diese acht Punkte, so erhält man die gültige Grenzziehung der ausschließlichen Wirtschaftszone der beiden Parteien.

Die Problematik eines Gasfeldes in zwei ausschließlichen Wirtschaftzonen - der Fall „Frigg“ aus dem Jahr 1975

Die Methode der 1965 gefundenen Meridianlösung erwies sich als nicht praktikabel, als im Jahre 1975 festgestellt wurde, dass das Frigg Gasfeld, das Murchison- sowie das Statfjord Ölfeld sich über die Grenzsetzung in beide ausschließliche Wirtschaftszonen erstrecken.³² Das Frigg Feld, welches für die Betrachtung zur Gasförderung relevant ist, war mit einem Volumen von 200 Mio. m³ Erdgas³³ das größte Feld, dass jemals in der Nordsee lokalisiert wurde. Sowohl die British Gas Cooperation als auch die norwegische NORSK HYDRO hatten ein großes Interesse bezüglich der Anlandung der Reserven auf dem jeweiligen Staatsgebiet.³⁴ Das erste von ELF Aquitaine in Auftrag gegebene Gutachten kam zu dem Schluss, dass zwischen 52 % und 55 % des Erdgases unter der norwegischen ausschließlichen Wirtschaftszone lägen. Die Berechnungen von NORSK HYDRO gingen hingegen von einem Anteil bis zu 66 % unter der norwegischen Wirtschaftszone aus. Ein amerikanisches Gutachten, stellte schließlich einen Gasanteil von 39,18 % in der britischen- und 60,82 % in der norwegischen Wirtschaftszone fest.³⁵ Nach der nun akzeptierten Klärung der Eigentumsfrage wurde ein weiteres Problem deutlich, denn die norwegische NORSK HYDRO war auf Grund finanzieller Schwierigkeiten nicht in der Lage, die Gasreserven in Norwegen anzulanden, da ein Zuleitung erst hätte gebaut werden müssen. Man einigte sich daher im „Frigg-Field-Agreement“ (FFA)³⁶ auf umfassende Regelungen zur Anlandung des Gases in Großbritannien. So wurde bewusst von der Meridianlösung des „Continental Shelf Boundary Agreements“ abgewichen und man entschloss sich, von einem „einheitlichen Reservoir“³⁷ zu sprechen, dass von der vorgenommenen Grenzziehung ausgenommen wurde.³⁸ Dieser Grundsatz galt gem. Art.3 IV FFA auch bei Gas, welches dem Frigg-Feld zufloss und bisher noch nicht in die Statistiken aufgenommen wurde. Diese Regelung wurde getroffen, da selbst zum Zeitpunkt des Abschlusses des Abkommens nicht vollständig geklärt war, wie viel Gas in der gesamten Gegend lagerte und ob das Frigg-Feld nicht durch Zugänge mit anderen Gasvorkommen verbunden gewesen sein könnte.³⁹ Weiterhin legte man fest, dass insgesamt zwei Pipelines errichtet werden sollten, die sowohl von der britischen als auch von der norwegischen ausschließlichen Wirtschaftszone das Gas gleichzeitig abpumpten. Die Leitung aus der norwegischen Zone wurde komplett unter die Jurisdiktion des norwegischen Königreiches gestellt. Weiterhin wurde in Art.6 I FFA festgelegt, dass alle Personen und Materialien, die im Bereich des Frigg-Feldes benötigt wurden, von Grenz- und Zollkontrollen befreit wurden, um Arbeiten auf beiden Seiten konsequent und zeitnah durchführen zu können. Um die Sicherheit der Arbeiter gewährleisten zu können, einigte man sich in Art. 7 I FFA ebenfalls auf einheitliche Sicherheits-, Arbeits- und Sozialstandards. In Art. 7 II FFA werden jedoch keine konkreten Maßnahmen vorgeschrieben, da es sich viel mehr um eine Absichtserklärung handelte, die jedem Staat ein Ermessen in der Gesetzgebungskompetenz einräumen sollte. Somit war unter alleiniger Betrachtung des „Frigg Field Agreements“ unklar, wie genau der Arbeitnehmer des einen Staates auf den Bau- und Fördergebäuden des anderen Staates gesichert war. Das britische Recht sah bis zum Zeitpunkt der Abkommensunterzeichnung keinen speziellen Schutz britischer Arbeitnehmer in fremdem Staatsgebiet vor. Dies wurde durch den „Employment (Continental Shelf Act)“ von 1978 geändert, wodurch die Regelungen des „Employment Protection Act“ (1975), des „Redundancy Payments Acts“ (1965), des „Industrial Training Acts“ (1964) sowie anderer Arbeitnehmerregelungen auch auf Arbeiten außerhalb des britischen Hoheitsgebietes im Bereich der Gas- und Ölindustrie ausgeweitet wurden.⁴⁰ Auf norwegischer Seite waren nicht nur die Sicherheitsfragen von äußerst großer Relevanz sondern auch die Frage einer gerechten Bezahlung in inflationären Verhältnissen. Um ihre Forderungen deutlich zu machen, gründeten die norwegischen Arbeiter 1977 den Gewerkschaftsverband „OPERATØRFAG FORENINGENES SAMARBEIDSUTVALG“. Sie erreichten durch mehrere Streiks ein Gesetz zur Einkommenskontrolle im Jahre 1979 sowie zahlreiche Änderungen im Arbeitsschutz. Diese konkretisierten die Regelungen des Art. 8 FFA, der die Einrichtung von Überwachungsinstanzen beider Vertragspartner vorsah. Diese sollte gemäß Art. 8 III FFA in gegenseitiger Kooperation für die Einhaltung der Sicherheitsstandards sorgen. Jedoch standen Inspektoren des einen Vertragspartners nach Art. 8 III HS 2 FFA auf dem Gebiet der anderen Partei keine direkten Eingriffsrechte zu. Hier bestand allein die Möglichkeit, einen Inspektor des jeweiligen Staates um einen Eingriff zu bitten. Lange Zeit strittig war zu dem die Eigentumsfrage des Gases, das aus der norwegischen ausschließlichen Wirtschaftszone abgepumpt und dann in Großbritannien angelandet wurde. Unstrittig war, dass 60,82 % des Gases in der norwegischen ausschließlichen Wirtschaftszone lagerten und somit nach dem Grundsatz der „lex rei sitae“⁴¹ auch das Eigentum des Staates Norwegens, bzw. des jeweiligen Lizenznehmers auf diesem Gebiet war. In Art. 13 IV FFA wurde geregelt, dass die Pipeline, welche von der ausschließlichen Wirtschaftszone Norwegens bis zum britischen Festland führt im Eigentum Norwegens steht. Gemäß Art. 9 III FFA wurde auch die Besteuerung des durch die norwegische Leitung angelandeten Erdgases nach norwegischen Steuergesetzen durchgeführt.

Schuldrechtliche Fragen im Frigg Field Agreement

Vor der Liberalisierung des Gasmarktes in Großbritannien im Jahre 1986 Die Vertragspartner des Schuldverhältnisses sind hier nicht die Staaten, da diese im Frigg-Field-Agreement lediglich einen völkerrechtlichen Rahmen geschaffen haben, sondern bis zur Liberalisierung des Gasmarktes in Großbritannien allein die British Gas plc.⁴² und der jeweilige Lizenznehmer. Dabei wurde zwischen der British Gas plc. und dem Förderunternehmen auf norwegischer Seite ein „depletion sales agreement“ geschlossen.⁴³ Dies bedeutet, dass der Käufer sich verpflichtet, alle Angebote konkludent anzunehmen bis die Lieferung der Sache auf Grund der Erschöpfung der Quelle unmöglich geworden ist. Somit bestand bis zur Liberalisierung Großbritannien ein Dauerschuldverhältnis zwischen der Fördergesellschaft (Lizenznehmer) und der British Gas plc. Der Eigentumsübergang wird nach der Anlandung des Gases aus der norwegischen Leitung in den Terminals auf britischem Staatsgebiet und nach Abzug der Steuern fingiert. Der zu entrichtende Kaufpreis wurde aus dem Real-Eigentumsverhältnis des Frigg- Feldes von 60,82 % zu 39,19 % berechnet. Da beide Pipelines identische Fördervolumen transportieren konnten, wurden 60,82 % des gesamten Kaufpreises direkt an den norwegischen Lizenznehmer abgeführt.

Änderungen nach der Liberalisierung in Großbritannien

Seit der Liberalisierung des Gassektors durch den „Natural Gas Act“ im Jahre 1986 wurde der Gassektor für einen freien Markt geöffnet. Die British Gas plc. wurde privatisiert und verlor zum Teil ihre Monopolstellung, war aber auch im Gegenzug nicht mehr verpflichtet, jedes Kaufangebot anzunehmen und somit die Versorgungsaufgabe zwingend zu erfüllen. Mit der „90:10 Regelung“ von 1989 wurde der British Gas verboten, mehr als 90 % des aus Quellen des britischen Festlandsockels angelandeten Gases anzukaufen und an die Verbraucher weiterzugeben.⁴⁴ Jedoch war auf Grund der fehlenden Trennung von Verkauf und Netzverkauf bei British Gas kein vollständig freier Wettbewerb gewährleistet. Erst als im Jahre 1994 die British Gas in fünf einzeln agierende Geschäftsfelder aufgespaltet wurde war die Grundlage für einen offenen Markt gegeben. Die Einhaltung aller Regulierungsfragen wurde dabei bis 1999 von der staatlichen Stelle „OFGAS“ gewährleistet.⁴⁵ Durch Umstrukturierungen und die Einführung des „Utilities Act 2000“ erfolgte im Jahr 2000 eine Zusammenlegung der „OFGAS“ mit der Regulierungsbehörde für Strom „OFFER“ zum „Office of Gas and Electricity Markets“ (OFGEM).⁴⁶ OFGEM hat dabei den Status einer Regierungsbehörde inne, die keinem Ministerium unterstellt ist.⁴⁷ Eine europarechtskonforme, endgültige Liberalisierung fand schlussendlich durch die Umsetzung der Richtlinien 96/92/EG und 2003/54/EG⁴⁸ statt. Seit dem Abschluss dieser in Stufen verlaufenden Liberalisierung ist der Verkauf per „Portfolio basis“ gebräuchlich. Dies bedeutet, dass jeder Anbieter ein ausreichendes Portfolio an Reserven bereitstellen muss, mit denen er die Nachfrage der Kundschaft decken kann. Trotz der erhöhten Preiswürdigkeit zeigt sich jedoch ein Rückgang des Investitionsvolumens bezüglich der Infrastruktur und der Ortung von Reserven.⁴⁹

C. Die Vergabe von Lizenzen im Gassektor

I. Die Vergabe von Lizenzen in Großbritannien

Seit Beginn der Lizenzvergabe mit dem Ziel der Exploration von Erdgas aus der Nordsee im Jahr 1964 war in Großbritannien das „Departement of Trade and Industry“ (DTI) für sämtliche Vorgänge zuständig. Seit 2007 existiert diese Behörde in der heutigen Form jedoch nicht mehr. Man entschloss sich im Rahmen von Haushaltseinsparungen und einer Effizienzsteigerungsdiskussionen, ein neues Ministerium zu errichten. Das geschaffene „Departement for Business, Enterprise and Regulatory Reform“ (BERR) ist seit diesem Zeitpunkt für sämtliche Lizenzfragen im Offshorebereich zuständig. Dabei gibt es keine generelle Lizenz sondern es findet eine Differenzierung zwischen den „Production Licences“ und den „Exploration Licences“ statt.⁵⁰

1. Die verschiedenen Lizenzmodelle

a. „Production Licences“

Entgegen der Namensgebung werden mit einer „Production Licence“ sämtliche möglichen Arbeiten auf dem Gasfeld abgedeckt, von der Erforschung über den Abbau von Rohstoffen bis hin zur Außerbetriebnahme des Feldes und der Demontage der darauf befindlichen Anlagen. Alle „Production Licences“ werden in drei Phasen („Terms“) untergliedert: Sie werden als „Initial Term“, „Second Term“ und „Third Term“ bezeichnet. Die „Production Licence“ wird zu dem in spezifische Untertypen, die „Traditional Licences“, die „Frontier Licences“ sowie die „Promote Licences“ gegliedert. Alle aufgeführten Lizenztypen sind dabei für den Lizenznehmer kostenpflichtig. Die zu verrichtenden Gebühren, im englischen als „rent“ bezeichnet, sind im deutschen Rechtsverständnis entgegen der wörtlichen Übersetzung nicht als Miete, sondern als Pachtzins aufzufassen, da dem Lizenznehmer, in den Grenzen der von ihm durch Lizenz erhaltenen Fläche, Fruchtziehungsrechte in Bezug auf fossile Bodenschätze gewährt werden. Die Höhe des Pachtzinses berechnet sich dabei nach der Größe der Lizenzfläche und der Art der Lizenz.

aa. „Traditional Licences“

Die „Traditional Licence“ ist der ursprüngliche und am meisten verbreitete⁵¹ Lizenztyp. Bewerber müssen zum Zeitpunkt der Bewerbung technisches Fachwissen, Umweltbewusstsein sowie Bonität nachweisen können. Der „Initial Term“ hat hier eine Zeitspanne von 4 Jahren. Nach Ablauf dieser Zeit müssen 50 % des vorgesehenen Arbeitspensums auf dem Feld erledigt worden sein. Der „Second Term“ läuft ebenfalls über 4 Jahre, während der letzte „Term“ 18 Jahre andauert.

bb. „Frontier Licences“

Die „Frontier Licences“ kommt seit der Einführung im Jahre 2003 der Gegebenheit entgegen, dass einige Territorien in der Nordsee auf Grund von geographischen und geologischen Gegebenheiten bei potentiellen Lizenznehmern einen hohen Zeit- und Kostenaufwand erfordert.⁵² Diesem

Fakt wird hier Rechnung getragen, in dem der „Initial Term“ und „Second Term“ auf sechs Jahre und der „Third Term“ auf 18 Jahre festgelegt wird. cc. „Promote Licences“

cc. „Promote Licences“

Das DTI entschied sich im Jahre 2002, den Markt auch für kleinere Firmen zu öffnen, die die anspruchsvollen Kriterien einer „Traditional“ Licence“ noch nicht erfüllen können, da es Ihnen an Fachwissen oder der nötigen Bonität mangelt. Daher wurde das System der „Promote Licence“ eingeführt, das es möglich macht, eine Lizenz für zwei Jahre zu erwerben und im Verlauf dieses Zeitraumes die nötigen Finanzmittel oder das Fachwissen zu erlangen. Nach Ablauf dieser Frist werden identische Maßstäbe zur Kontrolle eingesetzt, wie bei der Vergabe einer „Traditional Licence“. Erfüllt der Lizenznehmer nach zwei Jahren nicht die an ihn gestellten Anforderungen, so wird eine „Drill or Drop - Option“ aktiv, d. h. die Lizenz verliert ihre Gültigkeit und das Pachtverhältnis wird gekündigt. Erfüllt der Lizenznehmer jedoch alle Kriterien, so hat er grundsätzlich den gleichen Zeitplan wie ein Lizenznehmer einer „Traditional Licence“ zu erfüllen. Jedoch wird BERR ein Ermessen bei der vom Lizenznehmer zu erforschenden Fläche eingeräumt, indem die Behörde bestimmen kann, dass zum Ende des „Initial Terms“ die Forschung des Lizenzgebietes nach Rohstoffen erst zu 50 % abgeschlossen sein muss.

b. „Exploration Licence“

Die „Exploration Licence“ gewährt dem Lizenznehmer ein ausschließliches Recht auf seinem Konzessionsgebiet geologische Forschungen zu betreiben und somit nach Rohstoffen zu suchen. Eine Exploration der Rohstoffe zu gewerblichen Zwecken ist dabei nicht von der Lizenz umschlossen. Die Grundvoraussetzungen für den Erwerb einer Exploration Licence sind ausreichende finanzielle Mittel, so wie ein ernsthaftes Interesse mögliche Bodenschätze zu fördern.

2. Die Lizenzvergabe

a. Das turnusgemäße Vergabesystem

aa. Grundlagen

Grundsätzlich erfolgt die Lizenzvergabe jährlich im Mai mit der Bekanntgabe der Ergebnisse im November. Dieser turnusgemäße Vergabeprozess ist für die britische Regierung jedoch keinesfalls verpflichtend, da keine gesetzlichen Grundlagen zur Dauer und Häufigkeit von Konzessionsvergaberunden bestehen. Dabei untergliedert sich das gesamte zu vergebende Gebiet in Planquadrate von einem Längengrad und einem Breitengrad. Jedes Planquadrat ist weiterhin in 30 Blöcke unterteilt. Jeder dieser Blöcke bemisst 10´ Breite und 12´ Länge.⁵³ Der Bieter kann sich auf einen oder mehrere ausgeschriebene Blöcke bewerben, wobei niemals alle Blöcke zur gleichen Zeit zur Vergabe stehen. bb. Bewerbungsprozess Der Antrag besteht dabei aus einem Hauptformular („Application Main Form“) und aus den Anhängen A bis D.⁵⁴ Das Hauptformular und Appendix A sind als Vordrucke im Internet verfügbar und lediglich auszufüllen. Dabei sind neben der angestrebten Lizenzart und allgemeinen

Kontaktinformationen auch die Anzahl der Bohrungen, mögliche Gaskapazitäten und ein genauer Arbeitsplan anzugeben. In Appendix A hat der Bewerber Auskunft über das ihm zur Verfügung stehende Kapital, Sicherheiten (Part A1), bestehende Lizenzvorgänge (Part A2) sowie geplante Investitionsvorhaben (Part A4) zu geben. Appendix B verlangt von Bewerber den Nachweis von geologischen und technischen Fachkenntnissen um die Auffindung und die Exploration des Erdgases zu gewährleisten. Der Appendix besteht dabei aus zwei Teilen, den Dokumenten „B4“ und „B5“, die im Hauptformular zu finden sind und einem Formenzwang unterliegen sowie einem formfreien Teil, in dem der Bewerber schriftlich darlegen muss, dass er fachlich geeignet ist, die Arbeiten entsprechend des Lizenztyps durchzuführen. Appendix C verlangt von jedem Bewerber ein „Environmental Awareness Statement“, bei dem sich der potentielle Lizenznehmer verpflichtet, die umweltrechtliche Gesetzgebung Großbritanniens während aller Aktivitäten auf den Feldern zu respektieren und das Ökosystem im gesamten Arbeitsprozess best möglich zu schützen. Appendix D muss die Adresse des Firmensitzes, die Nummer der Eintragung und den Namen des Geschäftsführers enthalten. Bewirbt sich ein Konsortium, so sind diese Angaben von jedem einzelnen Mitglied zu leisten. Die anfallenden Bewerbungskosten für eine Offshorelizenz betragen dabei nach Section 65 des BERR Guidance Books⁵⁵ £2820.⁵⁶

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¹ Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, Pressemitteilung vom 09.03.2009.

² Zenke / Sch ä fer, S. 35, Rn. 1.

³ Zur Verdeutlichung siehe: Kartenmaterial im Anhang auf Seite C1. 1

⁴ In lateinischer Transkription: Hugo Grotius.

⁵ In vorgenommener englischer Übersetzung von Magoffin (1916): “The Freedom of the Seas, or the Right Which Belongs to the Dutch to take part in the East Indian Trade”.

⁶ De Groot, Caput I, Sententia I.

⁷ In vorgenommener englischer Übersetzung von Howell und Nedham: „The Right and Dominion of the Sea in Two Books“.

⁸ Selden, LIBER II, pars 275 (oben).

⁹ Anand, S. 108.

¹⁰ Anand, S. 109.

¹¹ Selden, LIBER II, PARS 276 ff.

2

¹² In vorgenommener englischer Übersetzung (1923): “On the rule of the seas”.

¹³ Bynkershoek, caput II.

¹⁴ So etwa im italienischen „Navals regulation“ von 1866.

¹⁵ Verwendete Normen sind im Anhang auf Seite A1 zu finden.

¹⁶ UNEP Shelf Programme, Background to UNCLOS Document. 3

¹⁷ Arvid Pardo am 01.11.1967 (10.30 a.m.), publiziert in: „United Nations - General Assembly, 22nd session, first comitee, 1515th meeting”.

¹⁸ Verwendete Normen sind im Anhang auf Seite A2 ff. zu finden; zur Verdeutlichung der Regelungen siehe: Schaubild im Anhang auf Seite C2.

¹⁹ Als erster Staat: Fidschi; zurzeit haben 158 Staaten das Abkommen unterzeichnet; letzter unterzeichnender Staat war am 01.05.2009 die Schweiz.

4

²⁰ Festlegung der 10 Jahresfrist am 13.05.1999 gilt nur für Staaten die das SRÜ vor dem

13.05.1999 unterschrieben haben, für alle Anderen beträgt der Fristenverlauf ab Unterzeichnung ebenfalls 10 Jahre.

²¹ Owen, S. 1.

²² Hier nur beachtlich: der Antrag der Rep. Irland aus dem Jahre 2005. 5

²³ Verwendete Normen sind im Anhang auf Seite A8 zu finden.

²⁴ Nijhoff/ Nordquist / Rosenne / Nandan, Part VI, S. 984.

²⁵ Klein, S. 259.

²⁶ Siehe dazu: United States Diplomatic and Consular Staff in Tehran (United States vs. Iran) 180, ICJ 3, §§ 49, 52.

²⁷ Wolfrum, S.3f.

²⁸ ICJ Reports 1985, S. 46 ff.

²⁹ Dahm, Delbr ü ck, Wolfrum, S. 512.

³⁰ Unterzeichnet am 10.03.1965, verwendete Normen sind im Anhang auf Seite A8 zu finden.

³¹ Punkt 1. 56° 05' 12" N., 3° 15' 00" E.; Punkt 2. 56° 35' 42" N., 2° 36' 48" E. Punkt 3. 57° 54' 18" N., 1° 57' 54" E.; Punkt 4. 58° 25' 48" N., 1° 29' 00" E. Punkt 5. 59° 17' 24" N., 1° 42' 42" E.; Punkt 6. 59° 53' 48" N., 2° 04' 36" E. Punkt 7. 61° 21' 24" N., 1° 47' 24" E.; Punkt 8. 61° 44' 12" N., 1° 33' 36" E.

³² Beredjick / W ä lde, S. 134.

³³ Hyne, S. 133.

³⁴ Sagafos, S. 221.

³⁵ Netherlands yearbook of international law / Ong, S. 119.

³⁶ Treaty Series No. 113 (1977) Cmnd 7043, verwendete Normen sind im Anhang auf Seite A9 ff. zu finden.

³⁷ In der engl. Vertragssprache als „unit reservoir“ bezeichnet.

³⁸ Colson / Smith, S. 3946.

³⁹ Woodliffe, International and Comparative Law Quarterly 4/1977, Vol. 26, 340. 8

⁴⁰ Gault, Indiana Law Journal, 7/1978, S. 239 f.

⁴¹ Kegel / Schurig, §19, S. 762 ff.

⁴² Vor 1972 waren 12 „area boards“ und das „national gas council“ Vertragspartner. Die Änderung erfolgte durch den „Gas Act“ 1972.

⁴³ Archer, S. 114, Rn. 5-022.

⁴⁴ Juris, Public Policy for the Privatesector, Note Nr. 138, March 1998, S. 2.

⁴⁵ Haugland, Bergesen, Roland, S. 120.

⁴⁶ Espey, S. 201.

⁴⁷ Steger, B ü denbender, Feess, Nelles, S. 59.

⁴⁸ Richtline 2003/54/EG des europäischen Parlamentes und des Rates vom 26.06.2003, zugleich die Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG.

⁴⁹ Vinter/Price, S. 114, Rn. 5-023.

⁵⁰ Im folgenden nur von Offshore-, jedoch nicht von Onshore-Lizenzen.

⁵¹ Im Jahre 2007 mit ca. 1500 Lizenzen.

⁵² Whaley, GeoExPress, November 2006, S. 45.

⁵³ Als Kartenmaterial im Anhang von Seite C3 bis Seite C5 dargestellt.

⁵⁴ Vollständig dargestellt im Anhang von Seite B1 bis Seite B9.

⁵⁵ Verwendete Bestimmungen des BERR Guidance Books sind im Anhang auf Seite A12 ff. zu finden.

⁵⁶ Dies entspricht nach offiziellem Wechselkurs vom 15.06.2009 ca. 3311 €.