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Von: Steffen Ebert <Steffen.Ebert@ nord-stream2.com >

Gesendet: Dienstag, 4. Februar 2020 10:54

An:

Betreff: Nord Stream 2-Info mit aktuellen Daten zum EU-Erdgasmarkt

Sehr geehrter EEE

die Diversifizierung des EU-Gasmarktes schreitet mindestens genauso stark voran wie die politische Debatte um
Nord Stream 2.

Wir haben einmal in verständlicher Form jüngste Ergebnisse der Gasmarktforschung zusammengefasst und
möchten diese gern mit Ihnen teilen.

Die Ergebnisse zeigen, dass:
e Erdgas zunehmend Kohle bei der Stromerzeugung ersetzt und so einen Beitrag zum Klimaschutz leistet.

e Europas rapide sinkende Gasproduktion durch eine immer größere Vielfalt von Anbietern kompensiert wird
und so von einer Abhängigkeit von einzelnen Anbietern keine Rede sein kann.

e Neue Importinfrastrukturen, sowohl Pipelines als auch LNG-Terminals, mehr Optionen für mehr Länder
bieten.

Diese positiven Entwicklungen können langfristig nur durch das zusätzliche, über die Nord Stream 2-Pipeline
transportierte Erdgas gewährleistet werden.

Nur mit Nord Stream 2 werden „europäische Verbraucher Zugang zu erschwinglicher, sicherer, zuverlässiger und
sauberer Energie haben“, so wie von der Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen gefordert.

Das sechsseitige Paper können Sie hier downloaden: https: //\www.nord-
stream2.com/media/documents/pdf/de/2020/02/eu-gas-market-update-february-2020-ger.pdf

Für Rückfragen stehen wir Ihnen selbstverständlich gern zur Verfügung. Bitte zögern Sie nicht, uns zu kontaktieren.

Mit freundlichen Grüßen

Steffen Ebert Marion Scheller

Advisor to Nord Stream 2 Senior Advisor for Governmental Relations
Communications Manager Germany Nord Stream 2 AG

Mobile +49 1520 456 80 53 (D) Tel +41 41 41 83 703

Mobile +41 79 536 67 90 (CH) Mobile +41 75 43 36 853

steffen .ebert@nord-stream2.com marion.scheller@nord-stream2.com

 

 

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Stand des EU-Erdgasmarkts - Februar 2020

Nord Stream 2 AG | Februar 2020 1. Die EU-Erdgasnachfrage wächst weiter – insbesondere in der Stromerzeugung [1] Nach den jüngsten EU-Angaben ist die Erdgasnachfrage in der EU im dritten Quartal 2019 im Vergleich zum Vorjahr um 7 Prozent gestiegen. Im Vergleich dazu lag das Wachstum gegenüber dem Vorjahr im zweiten Quartal bei 13 Prozent. Insgesamt dürfte die Erdgasnachfrage in der EU im Jahr [2] 2019 die höchste seit 2011 gewesen sein. Sie ist seit 2014, als die Nachfrage ihren Tiefpunkt erreichte, um durchschnittlich 3 Prozent pro Jahr gestiegen. In den zwölf Monaten von Oktober 2018 bis September 2019 betrug der Erdgasverbrauch in der EU 473 Milliarden Kubikmeter (Mrd. m³) im [3] Vergleich zu 474 Mrd. m³ im Kalenderjahr 2018. Im Vergleich zum dritten Quartal 2018 führte das Zehnjahrestief bei den Erdgaspreisen (s. unten) im dritten Quartal 2019 zu einem Anstieg der Nachfrage um 20 Prozent, da Erdgas anstelle von Kohle [4] eingesetzt wurde. Die Stromerzeugung aus Braunkohle ging im gleichen Zeitraum um 35 Prozent zurück. Bei der Stromerzeugung führte dies zu einer Verringerung der Treibhausgasemissionen, da Erdgas in diesem Bereich etwa nur halb so viel CO2 wie Kohle ausstößt. Die Emissionen des deutschen Stromsektors sanken 2019 um 50 Millionen Tonnen CO2, was etwa [5], [6] sechs Prozent der gesamten CO2-Emissionen aus allen Quellen in Deutschland entspricht. [7] Insgesamt hat die Erdgasverstromung in den letzten Jahren deutlich zugenommen und wird ihren Anteil voraussichtlich weiter erhöhen, da Kohlekraftwerke vom Netz genommen werden und die Preise [8] für Erdgas in naher Zukunft niedrig bleiben. 2. Die Eigenförderung der EU sinkt schneller als erwartet Die Erdgasproduktion der EU ist in den ersten drei Quartalen 2019 im Vergleich zum Vorjahr um 8,2 [9], [10]                                            3 Prozent gesunken.               Das entsprich einem Rückgang von 7,4 Mrd. m . Der Großteil der Produktion stammt aus dem Vereinigten Königreich und den Niederlanden, die im 3. Quartal 2019 einen Rückgang von vier bzw. 16 Prozent verzeichneten. In den zwölf Monaten von Oktober 2018 bis September 2019 3                       3 betrug die Erdgasförderung in der EU 113 Mrd. m (Kalenderjahr 2018: 120 Mrd. m ). Prognosen [11] zufolge wird die Eigenförderung der EU in den nächsten 15 Jahren auf die Hälfte zurückgehen. Die Niederlande, zuvor einer der wichtigsten Gaslieferanten für die Nachbarländer, wurden 2018 zu einem Nettoimporteur von Erdgas. Am 10. September 2019 kündigte der niederländische Minister für Wirtschaft und Klimapolitik an, dass die Förderung aus dem riesigen Groningen-Feld bis Mitte 2022 [12] eingestellt wird. In der Zwischenzeit würden die Fördermengen in Groningen für das Erdgasjahr 3 2019-20 (Oktober bis September) von 15,4 auf 11,8 Mrd. m reduziert. Noch im Jahr 2013 betrug das 3 Produktionsvolumen des Groningen-Felds allein 54 Mrd. m . 3. Steigende Gasimporte, insbesondere LNG In den zwölf Monaten von Oktober 2018 bis September 2019 beliefen sich die EU-Importe von Erdgas 3                          3                          3 auf 391 Mrd. m (2018: 363 Mrd. m ). Davon entfielen 168 Mrd. m (43 Prozent) auf russisches Gas, 3                                                        3 verglichen mit 156 Mrd. m im Kalenderjahr 2018 (ebenfalls 43 Prozent). 112 Mrd. m (29 Prozent) 3                            3 stammten aus Norwegen (2018: 120 Mrd. m bzw. 33 Prozent) und 87 Mrd. m (22 Prozent) aus LNG- 3                    [13] Importen (2018: 51 Mrd. m bzw. 14 Prozent). Berechnet auf der Grundlage von dessen Anteil an den Importen beträgt der Gesamtanteil von russischem Pipelinegas am Erdgasverbrauch der EU etwa 2

35,5 Prozent für die zwölf Monate bis Ende September 2019. Das entspricht einem leichten Anstieg gegenüber 2018, als der Anteil noch bei 32,9 Prozent lag. Die EU importierte 2019 Rekordmengen an LNG, da die niedrigeren globalen LNG-Preise Europa zu einem attraktiveren Ziel für LNG-Frachten machten und die Nachfrage nach LNG in anderen Regionen der Welt (z.B. China) nicht mit den erheblichen Steigerungen des weltweiten Angebots Schritt halten [14] konnte. Die europäischen LNG-Importe (inklusive der re-exportierten Mengen) stiegen von 44,5 3 Millionen Tonnen (Mio. t) oder etwa 61,4 Mrd. m im Kalenderjahr 2018 auf 78,7 Mio. t (ca. 108,6 Mrd. 3                                                                         [15] m ) im Kalenderjahr 2019, was einem Anstieg von 77 Prozent entspricht. Alle LNG-Lieferanten konnten große Mengenzuwächse verzeichnen, die relativen Marktanteile der LNG-Importe veränderten sich allerdings, da neue LNG-Lieferanten wie die USA und Russland ihre Marktanteile auf Kosten der traditionellen Lieferanten wie Katar, Nigeria und Algerien erhöhten. Dies zeigt den zunehmenden Wettbewerb zwischen den LNG-Lieferanten sowie zwischen Pipeline-Gasimporten und LNG. Katar 3                                                                                     3 blieb mit 29,7 Mrd. m (Anteil an den Lieferungen: 27,4 Prozent) im Jahr 2019 gegenüber 20,3 Mrd. m (33,1 Prozent) im Jahr 2018 der größte Lieferant. An zweiter Stelle lag Russland mit 20,5 Mrd. m³ (18,9 Prozent), gegenüber 6,8 Mrd. m³ (11,1 Prozent) im Jahr 2018. An dritter Stelle lagen die USA mit 17,2 3                                      3 Mrd. m bzw. 15,8 Prozent (2018: 3,3 Mrd. m bzw. 5,4 Prozent). Aufgrund der wachsenden und flexibleren globalen LNG-Markts hat die EU in den letzten Jahren jedoch auch LNG von anderen Lieferanten wie Trinidad und Tobago, Peru, Äquatorialguinea, Oman, den Vereinigten Arabischen [16] Emiraten und dem Jemen bezogen. Die russischen Pipeline-Exporte in die EU stiegen mengenmäßig leicht an, blieben aber im Verhältnis zu den Importen konstant, während die norwegischen und algerischen Pipeline-Exporte zurückgingen. Equinor, das für 70 Prozent der norwegischen Erdgasverkäufe verantwortlich ist, sagte im Oktober [17] 2019, dass es „die Gasproduktion auf Zeiträume mit höheren Preisen verschieben“ werde.” Im Gegensatz zu den norwegischen und russischen Erdgaspreisen, die auf den auf dem Markt gehandelten Preisen basieren, ist das algerische Pipelinegas, das nach Italien und Spanien geliefert wird, an die Ölpreise gebunden und war daher teurer sowohl im Vergleich zu den Spot-Preisen für das [18] nach Europa verkaufte LNG als auch zu den Preisen an Gashandelsplätzen wie etwa dem TTF. Dies führte zu einem Rückgang der Exporte von algerischem Pipeline-Erdgas. 4. Momentaner Gasüberschuss treibt Gaspreise auf Zehnjahrestief Der Wettbewerb zwischen LNG und Pipeline-Erdgas und damit die ausreichende Versorgung des europäischen Gasmarktes führte 2019 zu den seit zehn Jahren niedrigsten Preisen. Die Preise am TTF für September 2019 fielen auf 9,6 €/MWh, den niedrigsten Stand seit September 2009. Anfang [19] September fiel der tägliche Spot-Preis auf 7,5 €/MWh, den niedrigsten Stand seit Oktober 2006. Die LNG-Preise fielen, weil die erwartete Nachfrage nicht mit dem Angebot Schritt halten konnte. Das [20] führte dazu, dass die LNG-Lieferanten „überschüssiges“ LNG nach Europa verkauften.               Trotz der Rekordmengen an gespeichertem Erdgas zu Beginn des Winters (s. unten) wurden die Preise durch die Unsicherheit über den ukrainischen Transit gestützt. So lagen beispielsweise die Terminpreise für die Lieferung im Januar 2020 noch vor der Unterzeichnung des Transitabkommens bei 14,975 [21] €/MWh . Im Januar 2020, nachdem das Transitgeschäft bestätigt worden war (s. unten), lagen die [22] Gaspreise bei 11,163 €/MWh. 5. Gasspeicher mit hohem Füllstand Die Gasspeicherung in der EU erreichte 2019 ein Rekordhoch: Ende September waren die Speicher zu [23], [24] 97 Prozent gefüllt, der höchste Stand seit acht Jahren.            Die Gasspeicherung in der EU beläuft sich 3 auf etwa 100 Mrd. m , was etwa einem Fünftel des EU-Erdgasbedarfs entspricht. Laut Gas 3 Infrastructure Europe sind weitere 16 Mrd. m Speicherkapazität geplant oder im Bau. Die Höhe der aktuell gespeicherten Mengen ist durch niedrige Preise infolge des Wettbewerbs zwischen LNG und 3

Pipelinegas (siehe oben) bedingt. Die Speicherung in der EU fungierte als Puffer für die Weltgasmärkte, indem sie die Speicherung von „überschüssigem“ LNG ermöglichen. Die EU- Marktregeln, die einen einfachen Zugang zu den EU-Gasnetzen und zur Speicherung gewährleisten, erleichterten dies. 6. Neues Transitabkommen: Die Ukraine hat nun fünf Jahre Zeit, um ihre [25] Transitroute wettbewerbsfähiger zu machen Ende Dezember 2019 schlossen Gazprom und Naftogaz eine Vereinbarung über den weiteren [26], [27] Gastransit von Russland in die EU über die Ukraine ab Anfang 2020.                    Die Mindesttransitmenge 3 wird im Jahr 2020 65 Mrd. m /Jahr betragen. Für die Jahre 2021 bis einschließlich 2024 verringert sich 3 die Menge auf 40 Mrd. m /Jahr. Gazprom unterzeichnete außerdem weitere technische Vereinbarungen mit dem Netzbetreiber, die eine Zusammenarbeit mit angrenzenden Netzen ermöglichen. Gazprom und Naftogaz haben ebenfalls andere Streitigkeiten im Zusammenhang mit dem Schiedsgerichtsurteil und rechtlichen Ansprüchen beigelegt. Es wird erwartet, dass das Geschäft [28] für Naftogaz Einnahmen in Höhe von 7 Mrd. US-Dollar bringen wird. Der größte Teil des ukrainischen Gasnetzes erreicht mittlerweile das Ende seiner Betriebszeit. Das Management von Naftogaz verkündete im August 2019, dass die erwartete Restlaufzeit des ukrainischen Erdgas- [29] Transportsystems höchstens etwa 15 Jahre beträgt. Von den wichtigsten Transitleitungen wird 3                       [30] derzeit nur eine (ca. 30 Mrd. m /Jahr) instandgesetzt. Mehr als 60 Prozent der Erdgasleitungen der Ukraine sind über 33 Jahre alt, und nur drei der 542 Gaspumpstationen des Landes sind weniger als zehn Jahre alt. Der eigentumsrechtlich entflochtene Betreiber des ukrainischen Gasnetzes hat auch erklärt, dass er bestimmte Kapazitäten innerhalb seines Netzes stilllegt, um es an die künftigen [31] Anforderungen, einschließlich des neuen Transitabkommens mit Gazprom, anzupassen. 7. Neue Infrastruktur verbessert die Diversifizierung in der EU Insgesamt profitiert die EU von verbesserter Infrastruktur, sowohl in Bezug auf die Verbindungen innerhalb der EU als auch auf die Importkapazität von externen Lieferanten. > Die Pipeline Balticconnector, der Finnland und Estland verbindet, wurde im Dezember 2019 in [32] Betrieb genommen.            Sie kann Gas in beide Richtungen transportieren und hat eine Kapazität von 3 2,6 Mrd. m /Jahr, was in etwa dem finnischen Gasbedarf entspricht. Finnland war bisher nur mit Russland verbunden und wurde über einen langfristigen Vertrag zwischen Gasum of Finland und Gazprom beliefert. Die Fertigstellung des Balticconnectors ermöglicht auch die Öffnung des finnischen Gasmarktes für den Wettbewerb ab dem 1. Januar 2020. Über 90 Prozent der finnischen [33] Gasnachfrage stammt von 150 Großabnehmern; diese Unternehmen können nun auf wettbewerbsfähige Gaslieferungen von anderen Anbietern zugreifen. > Die Turk Stream-Pipeline, die Russland durch den Schwarzen Meer mit der Türkei verbindet, wurde [34] am 8. Januar 2020 offiziell gestartet.        Das Projekt besteht aus zwei Leitungssträngen mit einer 3 Gesamtkapazität von 31,5 Mrd. m /Jahr. Die Hälfte der Kapazität ist für den türkischen, die andere Hälfte für den europäischen Markt vorgesehen. Das erste Erdgas fließt bereits nach Bulgarien und [35] weiter nach Griechenland und Nord-Mazedonien, und weitere Pipeline-Verbindungen mit Serbien [36] und Ungarn sind geplant. > Der Südliche Gaskorridor, der die Versorgung der EU mit aserbaidschanischem Gas zum Ziel hat, schreitet weiter voran. Die Transanatolische Pipeline (TANAP), das wichtigste Segment des südlichen Gaskorridors, ist seit dem 1. Juli 2019 bereit, Erdgas aus Aserbaidschan direkt nach [37] Europa zu liefern. Die TANAP verläuft von der türkischen Grenze zu Georgien im Osten bis zur 3 Grenze zu Griechenland im Westen. Sie hat eine Kapazität von 16 Mrd. m /Jahr, wobei 6 Mrd. 3                                      3                                                             [38] m /Jahr für die Türkei und 10 Mrd. m /Jahr für Europa über die TAP-Pipeline vorgesehen sind. Die TAP, die an der griechisch-türkischen Grenze mit der TANAP verbunden ist und über Griechenland 4

und Albanien nach Italien führt, hat im November 2019 mit der Inbetriebnahme des griechischen Abschnitts der Pipeline begonnen. Erste kommerzielle Gaslieferungen sollen ab Oktober 2020 [39] erfolgen. > Die Baltic Pipe, die Polen über Dänemark mit dem norwegischen Offshore-Erdgaspipelinesystem 3 verbinden wird und eine Kapazität von 10 Mrd. m /Jahr hat, ermöglicht es Polen, zu einem Nettolieferanten für seine osteuropäischen Nachbarländer zu werden. Das Projekt machte weitere [40] Fortschritte und kündigte die Bestellung von Rohren im Januar 2020 an.                                             Die Baltic Pipe erhielt 2019 die Baugenehmigung von Dänemark, Schweden und Polen. 8. Zusammenfassung und Ausblick Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die EU in den nächsten Jahren stärker auf Importe angewiesen sein wird. In den kommenden zwei Jahrzehnten muss ein jährlicher zusätzlicher 3                          [41] Importbedarf von etwa 120 Mrd. m bedient werden. Verschiedene Marktteilnehmer haben dies erkannt und begonnen, Optionen zu entwickeln, um die Lücke zu füllen – sowohl durch LNG-Importe als auch durch zusätzliche Pipeline-Lieferungen. Der EU-Markt benötigt zusätzliche Importinfrastruktur, um sicherzustellen, dass genügend Gas zur Verfügung steht, um die rückläufige EU-Produktion zu ersetzen und den Wettbewerb zwischen den verschiedenen Versorgungsquellen zu gewährleisten. Eine konkurrierende Importinfrastruktur verbessert auch die Versorgungssicherheit der EU, indem sie den Import von Erdgas aus alternativen Quellen ermöglicht, wenn eine einzelne Quelle nicht mehr verfügbar ist. Nord Stream 2 wird Teil der Lösung sein, um die Importlücke zu schließen und die Versorgungssicherheit zu erhöhen, falls andere Importkapazitäten oder Erdgaslieferungen nicht mehr verfügbar oder teurer werden. Die asiatische Erdgasnachfrage wird sicher wieder anziehen. Sobald die Nachfrage dort steigt, werden die LNG-Preise steigen, bis das Angebot entsprechend nachzieht. Europa wird um die LNG- Versorgung mit Ländern konkurrieren, die keine Alternativen zur LNG-Versorgung über Gasleitungen haben und daher bereit sind, höhere LNG-Preise zu zahlen. Vor dem Hintergrund der weltweit [42] steigenden Nachfrage nach Gas (+25 Prozent in den kommenden zwei Jahrzehnten ) wird davon ausgegangen, dass diese Verschiebung auf dem LNG-Markt in den nächsten Jahren stattfindet. Die EU wird die zusätzlichen Kapazitäten von Nord Stream 2 benötigen, um bei steigenden LNG- Preisen den Wettbewerb des Gases aus verschiedenen Ländern im Sinne der Konsumenten aufrechtzuerhalten. Eine Marktstudie, die vom Energiewirtschaftlichen Institut der Universität Köln veröffentlicht wurde, ergab, dass die europäischen Verbraucher nach Inbetriebnahme der Pipeline jährlich 8 Milliarden Euro einsparen könnten. This e-mail (including attachments) may contain confidential or privileged information. If you are not the intended recipient please notify the sender immediately and delete this e-mail permanently. Copying, disclosure or distribution of the material in this e-mail without the prior consent of the sender is forbidden. The sender cannot be held liable for any virus and the receiver must check any attachment and delete viruses himself. [1] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. Seite 6 [2] IHS Markit London Energy Briefing November 2019. [3] Berechnungen auf der Grundlage von Zahlen aus: EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 11 Issue 4; EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 12 Issue 1; EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 12 Issue 2; EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. [4] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. Seite 9 [5] IHS Markit Regional Integrated Insight “2019 winds of change in Europe’s power and gas markets”, 8. Januar 2020. [6] Basierend auf Zahlen aus dem Jahr 2017. EU Energy in Figures Statistical Pocketbook 2019. [7] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. Seite 9, Abb. 6. 5

[8] Zu den Ländern, die die vollständige Stilllegung von Kohle angekündigt haben, gehören Großbritannien und Italien bis 2025, Frankreich bis 2022 und die Niederlande bis 2030. In Deutschland, das die Stilllegung von Kohle bis 2038 angekündigt hat, werden bis 2022 22-25 GW Kohle und Atomkraft abgeschaltet, was zu einer höheren erwarteten Nachfrage nach Gas führt. Es wird erwartet, dass Uniper in den nächsten Jahren 3,5 GW an stillgelegter Gas-GuD-Kapazität zurückbringen wird. Quelle: ICIS Gas in Focus, 20. Dezember 2019. [9] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. Seite 10 [10] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. Seite 11, Abb. 8 [11] Prognos – Current Status and Perspective of the European Gas Balance, 2017 [12] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. Seite 10 [13] Calculations based on figures from EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 11 Issue 4; EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 12 Issue 1; EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 12 Issue 2; EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. [14] Die Gewinnmargen für LNG-Lieferanten basieren auf den Kosten für Gas und Verflüssigung im Förderland, den Kosten für den Versand an die Käufer und den Kosten für die Regasifizierung des Flüssigerdgases im Zielland. Die Versandkosten sind aufgrund der Kosten pro Tag für das Chartern von Schiffen und der damit verbundenen Treibstoffkosten eng mit der Streckenentfernung verbunden. Die LNG-Lieferanten werden feststellen, welcher Markt nach Abzug der Versandkosten vom Marktpreis des Bestimmungslandes am rentabelsten zu beliefern ist. Für die Lieferanten des Atlantikbeckens (z.B. die USA) ist Europa näher als die asiatischen Schlüsselmärkte, während Katar gleich weit von den asiatischen und europäischen Märkten entfernt ist. Wenn die LNG-Preise zu niedrig sind, um die Fixkosten zu decken (z.B. Verflüssigung), werden die LNG-Lieferanten weiterhin LNG verschiffen, solange sie die variablen Kosten wie den Versand decken, da es kurzfristig immer noch wirtschaftlich sinnvoll ist, weiterhin LNG zu produzieren. Dies hat zum Preiswettbewerb in Europa mit den Pipeline-Gaslieferanten beigetragen. [15] Basierend auf Daten von IHS Markit. Hinweis: Die Zahlen können von den LNG-Importberechnungen der EU-Kommission abweichen. Die Zahlen umfassen auch LNG, das in die EU importiert und anschließend in weiterexportiert wurde. [16] Source: EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. Figure 15 Page 18 [17] Quelle: ICIS Gas in Focus, 20. Dezember 2019. [18] Siehe zum Beispiel Abbildung 24 und Abbildung 31. EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. [19] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. Seite 23. [20] Die globale LNG Produktion ist um 13 Prozent von 315 auf 355 Mio. t angestiegen. Die Nachfrage in großen Märkten wie China, die in den Jahren 2017 und 2018 deutlich zugenommen hatte, wuchs 2019 jedoch nicht wesentlich. Europa importierte 3 die Rekordmenge von 76 Mio. t (ca. 103 Mrd. m ) LNG und erhöhte damit seinen Anteil an der weltweiten LNG-Versorgung von 13 Prozent im Jahr 2018 auf 21 Prozent im Jahr 2019. Quelle: ICIS Gas in Focus 15 Januar 2020. [21] TTF-Preis vom 19. Dezember 2019 für die Lieferung im Januar 2020. Quelle: ICIS Gas in Focus, 20. Dezember 2019. [22] TTF-Preis vom 14. Januar 2020 für die Lieferung am nächsten Tag. Quelle: ICIS Gas in Focus, 15. Januar 2020. [23] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. Seite 20. [24] Speicher werden im Allgemeinen im Sommer gefüllt und im Winter entleert, so dass die Lagerbestände im September ihren Höhepunkt erreichen. Allerdings nutzen Händler gelegentlich die Speicher, um von Preisdifferenzen zu profitieren. Siehe Abb. 19 auf Seite 20 der EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets Volume 13 Issue 3. December 2019. [25] Natural Gas Europe – Unpicking the Russia Ukraine Transit Agreement, 16. Januar 2020. [26] Naftogaz Pressemitteilung vom 31. Dezember 2019. [27] Gazprom Pressemitteilung vom 31. Dezember 2019. [28] Financial Times Artikel vom 31. Dezember 2019 [29] Siehe das Interview von Yuriy Vitrenko mit der ukrainischen Tageszeitung Ekonochicheskaya Pravda, veröffentlicht am 15. August 2019. [30] Situation of the Ukrainian natural gas market and transit system: Market Study, KPMG, 10. April 2017, Seite 3. [31] Quelle: Interview mit Sergey Makogon, CEO von GTSOU mit Interfax Ukraine, 14. Januar 2020. [32] Balticconnector-Pressemitteilung vom 11. Dezember 2019. [33] Finland Energy Regulator Report 2018. [34] Turk Stream Pressemitteilung vom 8. Januar 2020. [35] ICIS Gas in Focus, 15. Januar 2020. [36] ICIS Gas in Focus, 15. Januar 2020. [37] Pressemitteilung TANAP vom 1. Juli 2019.                               6

[38] Broschüre TANAP, zuletzt aufgerufen am 17. Januar 2020. [39] Pressemitteilung TAP vom 26. November 2019. [40] Pressemitteilung Baltic Pipe vom 9. Januar 2020. [41] Prognos – Current Status and Perspective of the European Gas Balance, 2017. [42] IEA World Energy Outlook 2018. 7