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Dieses Dokument ist Teil der Anfrage „Dokumente zu Nord Stream 2“
Anlage AS 2
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPAISCHEN
GASMARKT
5.2.1 Marktabgrenzung
Wettbewerbsökonomische Analysen erfordern zunächst eine konkrete Ab-
grenzung des relevanten Marktes in sachlicher und räumlicher Hinsicht, welche wir
im Folgenden vornehmen. Da die konkrete Abgrenzung im vorliegenden Fall von
nachrangiger Bedeutung ist, verweisen wir zu Details der Marktabgrenzung auf
Anhang A.
Der Zweck der Marktdefinition
Die Defínitíon des relevanten Marktes ist ein analytisches Hilfsmittel, welches
systematisiert, bis zu welchen Grenzen Unternehmen (sowohl hinsichtlich der
Produkte als auch in geographischer Hinsicht) miteinander im Wettbewerb stehen.
Einmal definiert, bietet der relevante Markt einen Rahmen für die Analyse wett-
bewerblicher Effekte.
Das Ziel (wie in der Bekanntmachung der Kommission zu diesem Thema
ausgeführt) ist zu ermitteln, „welche konkurrierenden Unternehmen tatsächlich in
der Lage sind, dem Verhalten der beteiligten Unternehmen Schranken zu setzen
und sie daran zu hindern, sich einem wirksamen Wettbewerbsdruck zu
entziehen".134 Dieses Ziel ist übertragbar in die folgende allgemeine Definition des
relevanten Marktes durch die Kommission:
„Der sachlich relevante Produktmarkt umfasst sämtliche Erzeugnisse und/oder
Dienstleistungen, die von den Verbrauchern hinsichtlich ihrer Eigenschaffen,
Preise und ihres vorgesehenen Verwendungszwecks als austauschbar oder
substituierbar angesehen werden." 135
„Der geographisch relevante Markt umfasst das Gebiet, in dem die beteiligten
Unternehmen die relevanten Produkte oder Dienstleistungen anbieten, in dem
die Wettbewerbsbedingungen hinreichend homogen sind und das sich von
benachbarten Gebieten durch spürbar unterschiedliche Wettbewerbs-
bedingungen unterscheidet."1 36
Marktabgrenzung im vorliegenden Fall
Die Nord Stream 2 Pipeline wird genutzt, um Erdgas aus Russland zu importieren.
Die Pipeline betrifft also vor allem den Markt fUr Import von Erdgas in die EU.
Wie im Folgenden erläutert, ist der relevante Markt abzugrenzén als der
Großhandelsmarkt für Erdgas (aus Importen von Pipelinegas und LNG sowie
13' Vgl. EU Kommission (1997).
135 Vgl. EU Kommission (2997), Randnummer 7.
136 Vgl. EU Kommission (1997), Randnummer B.
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einheimischer Produktion) in Nordwesteuropa (Deutschland, Benelux,
Dänemark und Vereinigtes Königreich), sowie Tschechien.
Relevanter Produktmarkt — Gemeinsamer Markt von Pipelinegas und LNG
Die Nord Stream 2 Pipeline wird genutzt, um Erdgas nach Deutschland, bzw. über
die Anbindungspipelines in weitere EU-Länder zu importieren. Im Sinne der
Prinzipien der Abgrenzung des relevanten Marktes stellt sich somit die Frage, auf
welche anderen Importmöglichkeiten Anbieter oder Nachfrager im Falle einer
hypothetischen Preissteigerung zurückgreifen würden. Insbesondere stellt sich die
Frage, ob Importe aus Pipelines und der Import aus LNG einen gemeinsamen
Produktmarkt bilden.
In der Fallpraxis hat die Kommission diese Frage in der Vergangenheit bejaht:
Regasifiziertes LNG steht im Großhandelsmarkt im Wettbewerb mit über Pipelines
importiertem Gas („Pipelinegas") oder lokal produziertem Gas;13' im Falle einer
hypothetischen Preiserhöhung von Pipelinegas würden Nachfrager auf LNG
ausweichen. Auch eine Studie im Auftrag der Kommission hat kürzlich Wettbewerb
zwischen Pipelinegas und LNG festgestellt.138
Der relevante betroffene Produktmarkt ist somit der Großhandelsmarkt für Erdgas,
der Pipelineimporte, LNG und lokale Produktion umfasst.
Relevanter Produktmarkt — Gemeinsamer Großhandelsmarkt . mit
Gasproduzenten, überregionalen und regionalen Ferngasgesellschaften139
Seit 2014 definiert das BKartA eine gemeinsame Großhandelsstufe, auf welcher
inländische und ausländische Produzenten Erdgas anbieten, welches
überregionale und regionale Ferngasgesellschaften oder auch große Endkunden
direkt nachfragen (Abbildung 48):
„Durch die gewichtige Präsenz der Produzenten an den virtuellen
Handelspunkten und ihrem betriebswirtschaftlichen Interesse an einer
wettbewerblichen Großhandelsstufe hat die Unterscheidung zwischen
überregionalen und regionalen Ferngasgesellschaften ihre Bedeutung für
die sachliche Marktabgrenzung verloren. Die für den Bezug der
Großhandelsunternehmen prägenden Kräfte gehen inzwischen direkt
von der wettbewerblichen Lage auf der Produktionsstufe aus. Die
Marktmacht hat sich immer mehr zu den inländischen und
ausländischen Gasproduzenten verschoben." (Beschluss der B.
137 Z.ß. The Commission found that, in countries where import infrastructures for LNG are present, LNG would
constitute a direct competitive constraint to gas imported via pipelines" (EU Kommission, 2012). Es sei
darauf hingewiesen, dass die Kommission in ihrer Entscheidung zur Übernahme des LNG-Geschäfts von
Engie durch Total die Frage nach einem gemeinsamen sachlichen Markt für LNG und Pipelinegas erneut
aufgeworfen hat, sich aber nicht abschließend festgelegt hat (vgl. COMP/ 1.8771 - Total / Engie). Wir
gehen weiter davon aus, dass ein gemeinsamer Markt für LNG und Pipelinegas in dem hier vorliegenden
Sachverhalt sachgerecht ist.
1e EY & REKK (2018), 5.42: lncreasing global LNG oversupply as well as large volumes of regasificatíon
capacity helps competition to unfold between LNG and pipelined gas in the EU".
139
Siehe Anhang A für weitere Erläuterungen zur sachlichen Marktabgrenzung.
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GÁSМARКT
Beschlussabteilung des BKartA im Fusionskontrollverfahren EWE / VNG
vom 23. Oktober 2014' Rz. 90).
Abbildung 48 Sachlíche Marktabgrenzungspraxis des BKartA seit Oktober
2014
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Quelle: Beschluss der 8. Beschlussabteilung des BKartA im Fusionskontrollverfshrert EWE / VNG vom 23.
Oktober 2014, Ri 259.
An dieser Auffassung hält das BKar[A seit obiger Entscheidung aus dem Jahr 2014
bis heute unverändert fest, was in folgender Passage einer aktuellen Entscheidung
aus dem Jahr 2019 bekräftigt wird:
„!m Hinblick auf den Erdgasliefermarkt wird nach ständiger Praxis des
Bundeskartellamtes für den Gasgroßhandel sachlich ein einheitlicher Markt
für die Belieferung überregionaler Ferngasgesellschaften und regionaler
Ferngasunternehmen einschließlich deren Händler angenommen."
(Fallbericht vom 6. März 2019: Freigabe des Erwerbs des
Energiehandelsunternehmens BMH durch bmp, Aktenzeichen: 68-22/19,
Seite 1).
Entsprechend fokussieren wir unsere Analyse von
Wettbewerbsauswirkungen einer Freistellung der Nord Stream 2 auf die
Ebene der Gasproduzenten.
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Relevanter geographischer Markt
Ober die Nord Stream 2 Pipeline soll Erdgas von Wyborg in Russland bis nach
Lubmin bei Greifswald in Deutschland transportiert werden. Dort soll das Gas in
die beiden Anschlussleitungen EUGAL und NEL eingespeist werden. Die EUGAL
leitet das Gas bis nach Tschechien weiter, die NEL bis nach Niedersachsen.
Geographisch ist damit unmittelbar der deutsche Markt betroffen'°, der jedoch mit
den anderen Märkten von Nordwesteuropa (Deutschland, Benelux, Dänemark und
das Vereinigte Königreich) einen gemeinsamen Markt bildet. Eine detaillierte
Erläuterung, wieso Nordwesteuropa (sowohl aus ökonomischer Sicht als auch auf
Basis relevanter Fallentscheidungen und Aussagen von Regulierungsbehörden)
als ein gemeinsames Marktgebiet anzusehen ist, befindet sich in Anhang A.
Wesentliche Punkte sind:
С~ Aktuell bestehen kaum Engpässe an Markt- und Grenzübergangspunkten,
insbesondere nicht in Nordwesteuropa.
Das Ziel des einheitlichen Erdgasbinnenmarktes wird politisch und
regulatorisch weiterverfolgt, u.a. über die zuvor genannten Netzkodizes.
Schon heute besteht eine hohe Integration der Großhandelspreise in Europa,
insbesondere zwischen den Gasmärkten in Nordwesteuropa.
Des Weiteren ist über die Anbindungsleitung EUGAL auch Tschechien mittelbar
von der Nord Stream 2 betroffen. Tschechien wiederum ist sowohl physikalisch als
auch marktlich sehr eng sowohl mit Nordwest-Europa als auch mit den
osteuropäischen Nachbarn, insbesondere der Slowakei, verbunden. FOr die
Zwecke dieser Analyse kann offenbleiben, ob Tschechien (und ggf. weitere Länder
wie die Slowakei) dem gemeinsamen relevanten Markt von Nordwesteuropa
zuzurechnen ist.
Der relevante geographische Markt für den Großhandel von Pipelinegas aus
einheimischer Produktion sowie Importen und LNG umfasst daher
mindestens Deutschland, Benelux, Dänemark14' und das Vereinigte
Königreich („Nordwesteuropa"), sowie Tschechien.
Eine andere Abgrenzung des geographischen Marktes (z.B. eine EU-weitere
Abgrenzung oder ein hypothetische nationale Abgrenzungen fur Deutschland und
andere betroffene Länder wie Tschechien) hätte aber auch keine Auswirkung auf
das Ergebnis der Untersuchung der Wettbewerbswirkung einer Freistellung
(Abschnitt 5.2.2). Dies gilt insbesondere auch für die möglichen
1
40 Aufgrund der geplanten Zusammenlegung der deutschen Marktgebiete ist keine Differenzierung zwischen
NCG und Gaspool-Marktgebiet notwendig, vgl. FNB Gas (2019).
141 Dänemark wird in dieser Untersuchung als Teil des relevanten Marktes erachtet, da Großhandelspreise
auch hoch mit Deutschland integriert sind (siehe zuvor), und sich in Dänemark konsumierte Gasmengen
(und deren Quellen) aufgrund der hohen Gasfliesse (im Vergleich zur dänischen Nachfrage) zwischen
Deutschland und Dänemark nicht exakt abtrennen lassen. Aufgrund der geringen Nachfrage in Dänemark
beeinflusst dies die Schlussfolgerungen der Untersuchung im relevanten geographischen Markt jedoch
nicht.
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Wettbewerbswirkungen einer Freistellung der Nord Stream 2 von der Regulierung
auf weitere Länder, z.B. in Osteuropa.
5.2.2 Wettbewerbswirkung einer Freistellung der Nord Stream 2
Pipeline von der Regulierung
In diesem Abschnitt beschreiben wir, welche wettbewerЫichen Auswirkungen eine
Freistellung der Nord stream 2 Pipeline von der Regulierung hätte. Hierfür
n erläutern wir zunächst, wie die wettbewerblichen Auswirkungen methodisch zu
bestimmen sind; und
u zeigen anschließend, dass eine Freistellung der Nord stream 2 Pipeline von
der Regulierung keine wettbewerblichen Auswirkungen hätte.
Vorgehen zur Bestimmung des Wettbewerbseffekts einer Freistellung der
Nord stream 2 Pipeline von der Regulierung'
Um die wettbewerblichen Auswirkungen einer Regulierungsfreistellung von Nord
stream 2 zu untersuchen, vergleichen wir das Wettbewerbsniveau im relevanten
Markt zwischen einer Situation mit Regulierungsfreistellung (faktisches Szenario)
und einer Situation ohne Regulierungsfreistellung (kontrafaktisches Szenario).
In Wettbewerbsanalysen ubicherweise verwendete Indikatoren zur Bestimmung
des Wettbewerbsniveaus sind Marktanteile und daraus abgeleitete
Marktkonzentrationsindizes.
Marktanteile geben einen Einblick in die Bedeutung der größten Akteure in einem
Markt — typischerweise betrachtet wird dabei der Marktanteil des größten Akteurs
(CR1) oder der Marktanteil, z.B., der drei größten Akteure (CR 3; CR =
Concentration Ratio).
Das deutsche Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) und die
Kommission geben dabei eine Indikation, ab welchen Schwellenwerten
Marktanteile von einem oder mehreren Akteuren wettbewerbsökonomisch
problematisch sind. so ist beispielsweise in Bezug auf den Marktanteil des größten
Akteurs laut dem GWB eine Marktbeherrschung zu vermuten, wenn dieser mehr
als 40% beträgt.142 Die Europäische Kommission ist weniger explizit, hält jedoch
eine Marktbeherrschung bei einem Marktanteil von weniger als 40% für
unwahrscheinlich.143
Wenn die Regulierungsfreistellung also dazu führen würde, dass Marktanteile im
relevanten Markt über von Wettbewerbsbehörden als kritisch eingestufte
schwellenwerte ansteigen würden, so wäre zu befürchten, dass die Freistellung
von der Regulierung den Wettbewerb beinträchtigt. Umgekehrt ist von keiner
142 § 18(4) GWB.
143 Vgl. EU Kommission (2009а). Rz. 14.
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Beeinträchtigung des Wettbewerbs auszugehen, wenn Marktanteile entweder
durch die Freistellung nicht beeinflusst werden oder nur in einem geringen Maße
(unterhalb der Schwellenwerte) ansteigen.
Wie in Abschnitt 5.2.1 beschrieben, ist der relevante Markt für Nord Stream 2 der
Großhandelsmarkt für Gas in Nordwest-Europa und Tschechien. Relevante
Marktanteile im faktischen und kontrafaktischen Szenario würden sich also wie
folgt berechnen:
Angebot von Produzent XY im Gasgroßhandelsmarkt
Gasangebot im Gasgroßhandelsmarkt
Die Frage, ob eine Freistellung von Nord tream 2 von der Regulierung zu einer
Beeinträchtigung des Wettbewerbs führt, lässt sich daher auf die Frage reduzieren,
ob (bzw. inwiefern) die Angebotsstruktur im Gas-Großhandelsmarkt durch die
Freistellung verändert werden würde.
Wie aus den folgenden Ausführungen ersichtlich wird, ist — sogar unabhängig von
der konkreten geographischen Marktabgrenzung — keine Wettbewerbswirkung
einer Freistellung zu erwarten.
Keine Wettbewerbswirkung einer Freistellung von Nord Stream 2 von der
Regulierung
Wie in Kapitel 5.1 gezeigt, unterscheiden sich potenziell die Rahmenbedingungen
für Betrieb und Nutzung der Nord Stream 2 Pipeline zwischen einem Szenario mit
Freistellung (faktisches Szenario) und einem Szenario mit einer Regulierung der
Pipeline bzw. des deutschen Pipeline-Abschnittes (kontrafaktisches Szenario).
Regulierung ohne Einfluss darauf, welche Gasproduzenten die Pipeline
nutzen können
Trotz der unterschiedlichen Rahmenbedingungen würde eine Regulierung jedoch
nicht zu anderen Nutzungsmöglichkeiten der Pipeline führen als im Falle ohne
Regulierung (d.h. mit Freistellung):
Gazprom export ist durch das gesetzlich garantierte russische Exportmonopol
für Pipeline-Gas der einzige Transportkunde, der Zugang zum Entry-Punkt von
Nord Stream 2 in Russland hat. Dies gilt unabhängig davon, ob der deutsche
Pipeline-Abschnitt reguliert wird oder nicht. Folglich ist Gazprom export der
einzige Transportkunde, der die Kapazität der Nord Stream 2 nutzen kann.
° Theoretisch könnten zwar auch andere Transportkunden als Gazprom export
in den Auktionen für Transportkapazitäten auf dem regulierten, deutschen
Pipeline-Abschnitt bieten. Ohne Zugang zum Entry-Punkt in Russland könnten
sie die Leitung jedoch nicht nutzen. Folglich hätte kein anderer Transportkunde
als Gazprom export einen Anreiz für die Kapazitäten auf dem regulierten
Leitungssegment zu bieten. Und selbst in dem hypothetischen Fall, dass
andere Transportkunden Kapazitäten buchen würden, um diese strategisch
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zurückzuhalten, würden Engpassmanagementmaßnahmen wie UIOLI greifen
und dafür sorgen, dass letztendlich Kapazität nur an Transportkunden allokiert
wird, die die Kapazität auch nutzen (was in diesem Fall nur Gazprom export
sein könnte).
Folglich wäre — mit und ohne Freistellung — Gazprom export der einzige
Transportkunde, der die Kapazität von Nord Stream 2 nutzen kann.
Gazprom export ist zugleich Eigentimer der Gasmengen, die aber die Nord
Stream 2 Pipeline importiert werden.
In Abschnitt 5.2.1 haben wir den relevanten Produktmarkt definiert und
festgehalten, dass eine Analyse von Wettbewerbswirkungen einer Freistellung auf
Ebene der Gasproduzenten erfolgen muss.
Hieraus folgt: Unabhängig davon, ob der deutsche Pipeline-Abschnitt
reguliert wird oder nicht, werden über Nord Stream 2 ausschließlich
Gasmengen im Eigentum von Gazprom export transportiert. Eine
Freistellung hat also keinen Einfluss darauf, welche Produzenten den Markt
über die Nord Stream 2 beliefern können.
Wie Gazprom export die Transportkapazität letztendlich nutzt, ist mit und
ohne Regulierung allein abhängig von kommerziellen
Optimierungskalkülen
Wie die tatsächliche Nutzung der Nord Stream 2 Kapazität in den Fällen mit und
ohne Freistellung aussehen wurde, ist Ergebnis eines betriebswirtschaftlichen
Optimierungskalküls der Gazprom export, in das u.a. Transportkosten auf der Nord
Stream-Pipeline im Vergleich zu den Transportkosten auf alternativen Pipelines,
sowie Gasnachfrage und Gaspreise in den europäischen Absatzländern
einfließen.
Ob sich dieses betriebswirtschaftliche Kalkil zwischen einem Szenario mit und
ohne Freistellung unterscheiden wirde, ist letztendlich ungewiss. Prinzipiell
können die unterschiedlichen Rahmenbedingungen bei der Kapazitätsvergabe
(mit/ohne Regulierung) zwar die Höhe der Transportkosten beeinflussen — Höhe
und Größe des Effekts ist jedoch unklar, da nicht bekannt ist, auf welche Kosten
sich Nord Stream 2 und Gazprom export im kontrafaktischen Szenario fir den
Transport auf dem unregulierten Pipeline-Abschnitt einigen würden. Zudem hätten
die unterschiedlichen Kapazitätsvergabeverfahrеn einen Einfluss auf den Anteil
der Transportkosten, die aus Sicht von Gazprom export zum jeweiligen
Optimierungszeitraum als versunkene Kosten angesehen werden müssen. Ob
dies ausschlaggebend Юг Gazprom export wäre, seinen Transport zu einzelnen
zukünftigen Zeiträumen unterschiedlich auf verschiedene Routen aufzuteilen, ist
wiederum eine spekulative Frage.
Letztendlich wurde die Nord Stream 2 Pipeline gebaut, da sie aus Sicht des
Gesellschafters der Nord Stream 2 AG, also Gazprom, eine betriebswirtschaftlich
frontier eсоnomiсs 13
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sinnvolle Investition ist. Andererseits hat Gazprom export den Langfristvertrag mit
Ship-or-Pay-Klausel abgeschlossen, da das Unternehmen die Pipeline langfristig
nutzen möchte.
Im Ergebnis ist nicht davon auszugehen, dass eine Regulierung des deutschen
Pipeline-Abschnitts zu einer systematisch anderen Auslastung der Nord Stream 2
durch Gazprom export führen würde, und somit auch nicht zu systematisch
anderen Marktanteilen oder Marktkonzentrationsgraden (wie z.B. CR oder Ill).
Ein hypothetischer, wettbewerbich nachteiliger Effekt der Freistellung von der
Regulierung würde ohnehin nur in dem hypothetischen Fall vorliegen, in dem die
Nord Stream 2 Pipeline unter einer Regulierung systematisch unterausgelastet
ьliebe, während die Pipeline im Fall einer Freistellung stärker ausgelastet würde.
Denn nur dann würde es ggf. zu höheren Marktanteilen von Gazprom export im
relevanten Markt kommen — allerdings nur in dem Fall, in dem diese Mengen nicht
durch die Verteilung geringerer Mengen von Gazprom export über alternative
Routenkompensiert würden.
In jedem Fall wäre es paradox, wenn der einzige positive wettbewerbiche Effekt
der Regulierung einer bestehenden Infrastruktur aus volkswirtschaftlicher
Perspektive darin besteht, für eine Unterauslastung der Kapazität zu sorgen. Denn
dies widerspricht gerade der Intention und Logik der Energieregulierung in
Deutschland und Europa, die eigentlich insbesondere eine gute und hohe
Auslastung der Infrastruktur zum Ziel hat. Daher ist kein Szenario denkbar, in dem
eine Freistellung des deutschen Leitungssegments der Nord Stream 2 Pipeline von
der Regulierung zu einer Beeinträchtigung des Wettbewerbs im Gasmarkt führt.
Zusammenfassung
Es ist festzuhalten, dass sich die Rahmenbedingungen für die Kapazitätsvergabe
zwischen dem Fall mit und ohne Regulierung unterscheiden. Die
Nutzungsmöglichkeiten der Pipeline werden hiervon aber nicht beeinflusst.
Insbesondere hat eine Regulierung des deutschen Pipeline-Abschnitts keinen
Einfluss darauf, welche Produzenten über die Pipeline Gas exportieren können.
Eine Freistellung von der Regulierung führt daher zu keiner
Beeinträchtigung des Wettbewerbs im relevanten Markt.
5.2.3 Eine Regulierung des deutschen Pipeline-Abschnittes der
Nord Stream 2 hat keinen erkennbaren Nutzen für den
Wettbewerb im Gasmarkt
Letztlich ist aus ökonomischer Perspektive nicht zu erkennen, worin der
volkswirtschaftliche Nutzen einer Regulierung des deutschen Abschnittes der Nord
Stream 2 Pipeline liegt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass auch ohne
Regulierung der Nord Stream 2 bereits 100 % der über die Nord Stream 2 Pipeline
transportierten Gasmenge ab dem Anlandepunkt der Nord Stream 2 in Lubmin in
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das deutsche Gasnetz eingespeist wird, welches der Regulierung des EnWG
unterliegt. Das Erdgas wird zwischen der Grenze des deutschen Küstenmeeres
und dem Anlandeterminal in Lubmin lediglich durchgeleitet,
Netzkoppelungspunkte zu anderen Leitungen sind nicht vorhanden.
Eine Verschiebung des Startpunkts der deutschen Regulierung (von bisher
Lubmin) um ca. 50 km entlang der Nord Stream 2 Pipeline bis an die Grenze des
deutschen Küstenmeeres hat keine Auswirkungen auf die bestehende
Wettbewerbssituation. Faktisch bzw. technisch hat mit oder ohne Regulierung
niemand anderes als der die Pipeline insgesamt nutzende Transportkunde (aktuell
Gazprom export) Zugriff auf den deutschen Leitungsabschnitt und auf das dort
transportierte Erdgas.
Es bleibt mit oder ohne Regulierung daher bei der gleichen
Wettbewerbssituation.'44
5 2.4 Im Gegenteil, eine Regulierung des deutschen Pipeline-
Abschnittes der Nord Stream 2 könnte effektives
Funktionieren des Gasmarktes beeinträchtigen
Wurde der deutsche Abschnitt der Nord Stream 2 reguliert werden, so würde
dieser Abschnitt Teil des zukünftigen einheitlichen deutschen Marktgebiets. In
diesem Fall wären auch die REGENT- und die AMELIE-Festlegungen der
Bundesnetzagentur für diesen Pipeline-Abschnitt anwendbar. Folglich würden die
Kosten des deutschen Abschnitts der Nord Stream 2 im gesamten deutschen
Marktgebiet sozialisiert werden, was Auswirkungen auf die Marktintegration und
das effektive Funktionieren des Binnenmarktes haben könnte.
Gebührenerhöhender Effekt der Einbeziehung von Nord stream 2 in das
deutsche Marktgebiet kann Marktintegration behindern
Der marktgebietseínheitliche Netztarif gemäß REGENT würde durch die
Integration des deutschen Nord stream 2 Abschnittes c.p. ansteigen, da die durch
die marktgebietsweit einheitlichen Tarife zu deckende Kostenbasis stiege, ohne
dass sich die Entry- oder Eхit-Kapazität veränderte.
114
Es sei darauf hingewiesen, dass die EU-Kommission in der Entscheidung zur Regulierungsausnahme der
OPAL aus dem Jahr 2016 eine andere Argumentation suggeriert: „Das Argument der BNetzA, Gazprom
könne selbst ohne eine Ausnahmeregelung überAuktionen 100 % der verfügbaren Kapazität buchen, lässt
allerdings die weiterhin vorhandenen erheblichen Unterschiede im Vergleich zu einer vollständig regulierten
Pipeline unberücksichtigt. Insbesondere unterliegt die OGT keinen Vorschriften über die
eigentumsrechtliche Entflechtung und ist von der allgemeinen Entgeltregulierung ausgenommen. Diese
Bestimmungen worden in dem von der BNetzA beschriebenen alternativen Szenario die
Missbrauchsmöglichkeiten effektiv verringern."(EU Kommission (2016), s. 31). Aus ökonomischer
Perspektive ist allerdings nicht nachvollziehbar, inMefern eine eigentumsrechtliche Entflechtung oder eine
Anwendung der Entgeltregulierung die Marktmissbrauchsmbglichkeiten effektiv verringern kann, wenn
ohnehin, das heiг t selbst bei eigentumsrechtlicher Entflechtung und bei Anwendung der Entgeltregulierung..
nur ein und derselbe shipper die Leitung nutzen kann.
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Trotz der kurzen Kilometeranzahl der Pipeline, die unter die Regulierung fallen
würden, würde ein signifikanter Anteil der Kosten von Nord Stream 2 dem
regulierten Pipeline-Abschnitt zugeteilt werden russen, da die Anlandestation in
Lubmin einen großen Anteil an den Kosten der gesamten Pipeline ausmacht.
Höhere Tarife an Grenzi]bergangspunkten zwischen Deutschland und
benachbarten Märkten könnten sich nachteilig auf die Marktintegration auswirken,
da die Transaktionskosten für den grenzüberschreitenden Handel ansteigen.
Risiko, dass Einbeziehung von Nord Stream 2 in deutsches Marktgebiet
zu Vergemeinschaftung von Gazprom exports Kosten führen könnte, was
Wettbewerb mindern könnte
Dies ist eine allgemein gültige Logik: Durch die Ausweitung bzw.
Zusammenlegung von Marktgebieten steigen tendenziell die
Netznutzungsentgelte an, wobei mit den gestiegenen Netznutzungsentgelten
andererseits im Mittel höhere Transportentfernungen verbunden sind. Dies gilt
auch im vorliegenden Fall. Die Integration des deutschen Leistungsabschnitts der
Nord Stream 2 in das deutsche Marktgebiet wirkt analog zu einer
Marktgebietszusammenlegung. Tendenziell steigen die Netzentgelte an allen
Entry- und Exit-Punkten für alle Transportkunden und im Mittel steigt die
Transportentfernung.
Der Anstieg der Transportentfernung kommt allerdings nur der Gazprom export als
einzigem denkbaren Nutzer der Nord Stream 2 (im deutschen wie im nicht-
deutschen Abschnitt) zugute. Ggf. könnte Nord Stream 2 in diesem Szenario das
Transportentgelt für den nun auf den nichtdeutschen Leitungsabschnitt verkürzten
unregulierten Transport absenken. Dies käme dann der Gazprom export zugute,
nicht jedoch anderen Transportkunden, die Kapazitäten an anderen
Einspeisepunkten ins Marktgebiet buchen.
Integration von Nord Stream 2 Pipeline stellt zudem eine Herausforderung
für die Regulierung dar
Eine Integration des deutschen Abschnitts der Nord Stream 2 Pipeline in das
deutsche Marktgebiet stellt zudem eine Herausforderung fir die Entgeltregulierung
dar, insbesondere im Rahmen des Effizienz-Benchmarks zur Bestimmung des
Entwicklungspfades der zulässigen Erlösobergrenze eines jeden FNB. Da eine
Offshore-Pipeline wie die Nord Stream 2 systematisch mit höheren Kosten
einhergehen dürfte als eine Onshore-Pipeline, bedarf es eines entsprechenden
Korrekturfaktors, welchen es bisher — mangels der Existenz von Offshore-
Pipelines unter den regulierten FNB — in der deutschen
Anreizregulierungsverordnung (ARegV) nicht gibt. Weil es keine weiteren
Offshore-Pipelines zum Vergleich der Angemessenheit bestimmter Kosten der
Nord Stream 2 gibt, besteht das Risiko einer systematischen Über- oder
frontier з:~, o;-s 116
