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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 EUROPÄISCHEN
GASMARKT
dem IEA Global Gas Security Report 2018, könnte eine LNG Lieferung nach
Südwest-Europa am 3. Tag nach der entsprechenden Order ankommen. 155
Folglich können LNG-Anbieter kurzfristig darauf reagieren, wenn Preise in den
europäischen Gasmärkten ansteigen — sei es aufgrund steigender
Gasnachfrage oder aufgrund einer hypothetischen Preiserhöhung durch einen
Anbieter mit hohem Marktanteil. Durch die zunehmende Marktintegration (die
sich u.a. in der hohen Preisintegration z.B. zwischen NWE und CEE
widerspiegelt), gilt dies auch für Länder ohne „eigenes" LNG-Terminal.
С1 Weiterentwicklung der Handelsplätze in Osteuropa: Neben der reinen
Transportinfrastruktur haben sich auch die Handelsmärkte in Osteuropa
weiterentwickelt. In der Zwischenzeit wird, zusätzlich zum österreichischen
VTP, der historisch gewachsen eine wichtige Rolle im Gashandel in Osteuropa
spielt, mit dem tschechischen VOB ein weiterer Handelsplatz in der Liste von
Hubs mit einem mittleren Marktentwicklungsgrad geführt. Mit Bezug auf
verschiedene Indizes zur Bewertung von Hubs (wie Umsatz, Produktvielfalt,
Marktteilnehmer oder Churn-Rate) liegt der VOB in der Zwischenzeit in
derselben Kategorie wie die Handelspunkte in Spanien, Frankreich und sogar
dem Zeebrugge-Hub in Belgien. In Polen, Ungarn und der Slowakei existieren,
im Gegensatz zu den anderen ost- bzw. südosteuropäischen Ländern
mittlerweile nationale Gashubs, allerdings ohne bislang die Handelstiefe
Tschechiens oder gar der westeuropäischen Märkte zu erreichen. 156
' Ungeachtet der teilweise noch geringen Ausbaustufe einiger nationaler
Gashandelsplätze ist der Einfluss von Marktpreisen auch in Osteuropa
stark gestiegen. Wie aus Abbildung 51 zu entnehmen ist, hat sich der Anteil
der ölpreisindizierten Verträge von 100% in 2005 auf nur noch 25% in 2018
reduziert. Das bedeutet, dass die meisten Gasimporte entweder auf den
nationalen Hub laufen oder, im Falle nicht vorhandener oder illiquider Hubs,
auf einen Handelspunkt in Westeuropa. Dies gilt in der Zwischenzeit explizit
auch für Liefervèdrägе aus Russland.157
155
IEA Global Gas security Review 2018, S. 17.
155
Vgl. 01Es (2019a), Ѕ. 3.
57 Vgl. EU Kommission (2019), Ѕ. 29.
frontier econоnicá 124
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Abbildung 51: Anteil Preisbildungsverfahren in Gaslieferverträgen
100
S0
80—
70
60 =-
50 -
40-
30
20
10
0
2005 2018 2005 2018 12005 2018 2005 2018 2005 2018 2005 2018
Northwest Europe Europe total Centra! Europe Southeast Europe Sca16t1av1a and ( Medearranean
~ Battle
r oil price escalation & Other . Gas-on-gas competition
Quelle: EU Kommission (2019), S. 31
Zusammenfassend lässt sich somit festhalten, dass die zunehmende
Marktintegration für Osteuropa eine deutliche Erweiterung der
Beschaffungsoptionen und auch eine deutliche bessere preisliche
Verhandlungsbasis gegenüber Lieferanten geschaffen hat. Speziell die vier
zentraleuropäischen Länder Tschechien, Polen, Slowakei und Ungarn sind besser
denn je angebunden an die westlichen Märkte und Preisbildungsmechanismen,
was Zugang zu nicht-russischen Gasquellen begünstigt und das
Preissetzungsverhalten von Gazprom in enge Grenzen verweist.158
6.1.1 Gazprom ist auf Gasexporte in die EU angewiesen
Hinzu kommt, dass von einer einseitigen Abhängigkeit Osteuropas oder der EU
von Gazprom bzw. Russland nicht die Rede sein kann. Denn: Die Einnahmen aus
dem europäischen Exportgeschäft sind für Gazprom (und für den russischen
Staatshaushalt) von hoher Bedeutung. Eine in 2014 von durchgeführte Analyse
des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität Köln (EWI) zeigt, dass eine
eimonatige Unterbrechung der russischen Gaslieferungen nach Europa zu einem
finanziellen Verlust fir Gazprom in Höhe von 4 bis 4,5 Mrd. Euro oder 3,5 % der
jährlichen Umsätze führen würde.159 Aufgrund des drastischen Preisverfalls des
Andere Länder, hier sind vor allem die baltischen Staaten oder einige ehemalige jugoslawische
Teilrepubliken zu nennen, sind weder infrastrukturell noch über Hubpreisbildung mit den liquiden Märkten
Westeuropas (und teilweise noch nicht einmal zu den zuvor genannten zentraleuropäischen Ländem)
verbunden. Bei diesen Ländern bestehen noch diverse Defizite, die sich ín teilweise ungünstige
Beschaffungssituationen widerspiegeln. Allerdings ist dieser Zustand vollkommen unabhängig von der Nord
streаm Pipeline, die keinen Einfluss auf die Beschaffungssituation dort hat.
59 Vgl. ewi (2014а).
frontier economics 125
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Rubels in den letzten Jahren würden die aktuellen monatlichen Verluste bei rund
2,75 Mrd. Euro liegen (2,5% des Umsatzes).'~0
Ein Verlust an Einnahmen aus dem europäischen Geschäft würde also die
Profitabilität von Gazprom signifikant beeinträchtigen. Darüber hinaus ist der Anteil
der Gewinne aus dem Europageschäft an Gazproms Profit deutlich höher als der
Anteil der Exporteinnahmen am Gesamtumsatz, weil europäische Exportpreise
deutlich höher sind als regulierte russische Preise.'°' Zusätzlich tragen Gazproms
Gasexporte nach Europa durch die Minerale draktionssteuer (die erneut bei den
Exportvolumina größer ist als bei den Volumina, die für den inländischen
Verbrauch produziert werden), die Unternehmenseinkommenssteuer und
Exportzölle einen wichtigen Teil zum russischen Staatshaushalt bei.162
Entsprechend hat Gazprom (ebenso wie der russische Staat) sehr hohe
kommerzielle Anreize, eine jederzeitige Lieferung von Gas in die EU inklusive
Osteuropa sicherzustellen.
6.2 Neue Nord-Süd-Verbindungen und LNG-
Terminals eröffnen traditionellen Transìtländern
für russisches Gas zudem weitere
Diversifizierungsmöglichkeiten
Bereits heute sind CEE- und NWЕ-Märkte gekoppelt und es besteht eine hohe
Preiskorrelation zwischen den Märkten (vergleiche Kapitel 6.1). Im Folgenden
zeigen wir die Entwicklung von Transportkapazitäten und LNG-Kapazitäten, die
die Integration zwischen CEE- und NWЕ-Märkten bis 2030 weiter verstärken
werden und für die CEE-Region zu einer Diversifikation von Transportrouten und
Importquellen führt.
Im Einzelnen betrachten wir im Folgenden die Märkte in Polen, Tschechien, der
Slowakei und in Ungarn — also die Länder in CEE, die bedeutende Transitländer
für den Transport von russischem Gas nach NWE sind.
60 Nach Gazprom (2019b), Ѕ. 117ff, betrug der Netto-Umsatz mit europäischen Kunden im Jahr 2018 2.951
Mrd. Rubel, entsprechend rund 36% des gesamten Umsatzes des Unternehmens. Rund 83% der in Europa
abgesetzten Mengen stammen aus den Exporten (der Rest aus Trading-Aktivitäten). Da der
Geschäftsbericht keine Angaben über unterschiedliche durchschnittliche Preise für Exporte und Handel
macht, werden diese hier vereinfachend als gleich angenommen. Dies wLtrde somit rund 2.500 Mrd. Rubel
entsprechen, bzw. im Monatsdurchschnitt 204 Mrd. Rubel. Bei einem Wechselkurs von durchschnittlich 74
Rubel/Euro in 2018 (Bundesbank (2019) érgeben sich rund 2,75 Mrd. Euro pro Monat.
61 Nach Gazprom (2019b), Ѕ. 119, lagen die durchschnittlichen russischen Absatzpreise bei rund 4.000 Rubel
pro mcm, während sich die durchschnittlichen Exportpreise auf ca. 15.500 Rubel pro mcm beliefen.
62 so beläuft sich der Anteil der Einnahmen aus Il- und Gasverkäufen an den gesamten russischen
Staatseinnahmen auf aktuell rund 25%. ln Jahren mit besonders hohen Rohstoffpreisen kann dieser Anteil
noch deutlich dar0ber liegen (bspw. fast 40% in 2014). vgl. Kluge (2018), Ѕ. 47.
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6.2.1 Polen
Polen verfügt bereits heute über ausreichend Importkapazität, um den
Gasbedarf ohne russische Importe zu decken, zudem ist weiterer
substanzieller Infrastruktur-Ausbau geplant
Polen hat derzeit einen Gasbedarf von unter 20 bcm/a, mit leicht steigender
Tendenz. Polen hat im Jahr 2018 Erdgas im Umfang von 5,6 bcm/a produziert und
die polnische Regierung beabsichtigt die Produktion bis 2030 in etwa auf gleichem
Niveau zu halten.163 Hieraus ergibt sich ein Importbedarf von derzeit etwa 14
bcm/a.
Dem stehen heute bzw. perspektivisch umfassende lmрortmöglichkeitеn
gegenüber (Abbildung 52):
Bereits heute kann Polen 9 bcm/a aus Deutschland164, 16s sowie 5 bcm/a über
LNG importieren.
ы Der Kapazitäten des bestehenden LNG-Terminals in Swinoujscie befindet
sich derzeit im Ausbau. Ab 2022 wird das Terminal 7,5 bcm/a importieren
könnеn.166 Zudem ist ab 2023 die Inbetriebnahme eines neuen LNG-Terminals
in der Bucht von Danzig geplant, das die LNG-Kapazitäten um 8 bcm/a auf bis
zu 15,5 bcm/a erhöht (welches aufgrund des weniger fortgeschrittenen
Projektfortschritts in Abbildung 52 im Sinne einer konservativen Betrachtung
nicht enthalten ist).16 '
Voraussichtlich Ende 2022 erfolgt zudem die Inbetriebnahme der Baltic Pipe,
die den Import von bis zu 10 bcm/a aus Dänemark (bzw. indirekt Norwegen)
erlaubt. 168
63
Siehe Ausfiihrungen im Nationalen Energie- und Klimaplan, Ministertwo Energii (2019), S. 30f, wobei sich
die Absicht dort auf das Produktionsniveau der Jahre 2016 und 2017 von etwa 4 bcrn/a bezieht.
16' Hier sind nur physisch vorhandene Kapazitäten an den Grenzpunkten Mallnow und Lasow erfasst, welche
auf den 2014 in Mallnow installierten Kompressoren basieren, welche die Jamal-Pipeline auch entgegen der
eigentlichen Hauptflussrichtung, also von Deutschland nach Polen, befhllen können („physical reverse
flow"). Diese Kapazitäten sind ermöglichen es, Polen physisch aus Deutschland auch in dem Fall zu
beliefern, wenn russische Lieferungen nach Deutschland Ober die Jamal Pipeline phasenweise oder
vollständig ausbleiben.
solange entsprechende Liefermengen ín Ost-West-Richtung über die Jamal Pipeline fließen, können in
Mallnow sogenannte „virtual reverse flow Kapazitäten gebucht wérdеn, bei denen die Buchungen in Wést-
Ost-Lieferungen virtuell verrechnet werden. Vgl. https://www.ciascade.de/ncJen/press/press-releases/press-
release/news/reverse-flow-towards-poland-starts-in-april/ sowie speziell zur Funktionsweise von physischen
und virtuellen reverse flow in Mallnow Peters (2018), S. 16ff.
65
zudem zeichnet sich am Übergabepunkt in Mallnow eine weiterer Ausbau der grenziberschreitenden
Übertragungskapazität von Deutschland nach Polen ab, sodass ab 2021 von einer Übеrtraguпgskazaptität
von knapp 13 bcm/a auszugehen ist, siehe https://www.nep-qas-datenbank.de:8080/app/#!/kapazitaеtеn
(NEP-Zyklus: 2020 — SR Konsultation). Da es hierzu unseres Wissens noch keine fielen Beschlusse gibt,
ist diese zusätzliche Kapazität in Abbildung 52 im Sinne einer konservativen Betrachtung noch nicht
enthalten.
166 - Vgl Polskìe LNG (2019).
76' Vgl. LNG World News (2019).
68 Vgl. https://www.baltic-pipe.eu/de/
frontier economics 127
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u Darüber hinaus besteht seit 2011 eine bidirektionale Pipeline im Süden mit der
Tschechischen Republik mit einer Kapazität von 1 bcm/a15J
Allerdings sind diese nur der erste Teil eines möglichen osteuropäischen Nord-
Süd-Korridors, der Polen perspektivisch stärker mit den südlichen Nachbarn
Tschechien, Slowakei und Ukraine (und diese wiederum mit deren südlichen
Nachbarn) verbinden soll.'' 0 Da die meisten Pipelines noch in sehr frühen
Planungsstadien sind, sind sie in der zusammenfassenden Abbildung 52 im
Sínne einer konservativen Betrachtung nicht berücksichtigt.
Abbildung 52: Nachfrage und Importkapazitäten in Polen (bcm/a)
в0
7о
60
50
40
30
20
10
0
2021 2025 2030
DE ®DK CZ LNG BY UA —в—Importbedarf
Quelle: Frontier Economics auf Basis von Entsog TYNDP 2018 und eigenen Infrastrukturannahmen. Für die
Gasnachfrage 2030 wurde das Sustainаb e Transition Szenario gewählt.
Hinweis: Basierend auf einem angenommenen Energiegehalt von 10.6917 TWh/BСМ (Eurostat).
Im Vergleich mit den Transportkapazitäten zeigt sich, dass Polen rechnerisch
bereits heute unter Berücksichtigung der einheimischen Förderung auf keine
physischen Gasimporte aus Russland (hier konkret vor allem die Jamal-Europa-
Pipeline) angewiesen ist. Der gesamte Bedarf könnte alternativ gedeckt werden.
Durch die substanziellen zu erwartenden weiteren Infrastrukturausbauten nimmt
die Bedeutung von alternativen Importmöglichkeiten Polens bis 2030 zudem
deutlich zu.
Es ist daher nicht erkenntlich, dass die Inbetriebnahme der Nord Stream 2 negative
Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit in Polen hat:
Ein Blick auf die vergangenen Jahre zeigt dass die Transit-Route durch Polen
trotz der Inbetriebnahme und Vollauslastung der Nord Stream Pipeline selbst
vollständig genutzt wurde (siehe Kapitel 2.3.1). Eine Substitution des Transits
von russischem Gas durch Polen hat also nicht stattgefunden.
® Die Analyse der vorhandenen und erwartbaren Produktions- und
Importkapazitäten Polens offenbart zudem, dass Polen selbst im Fall einer
'°º Mit weiterem Ausbaupotenzial auf 2,5 bcm/a, welche in Abbildung 52 im Sinne einer konservativen
Betrachtung nicht enthalten sind.
10 Vgl. Gaz System (2019a).
frontier economics 128
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solchen Substitution weiterhin über ausreichend Möglichkeiten der
Gasbeschaffung von nicht-russischen Quellen verfügt.
Infrastrukturausbau in Polen korrespondiert mit polnischer Strategie der
Unabhängigkeit von russischen Gaslieferungen
Der zunehmende Ausbau der Infrastruktur korrespondiert zudem mit der Strategie
Polens, bereits kurzfristig unabhängig von russischen Gaslieferungen zu werden.
In Polens nationalem Energie- und Klimaplan (NECP) von Januar 2019 wird
beispielsweise das Ziel formuliert, den Anteil des von Energieunternehmen
importierten Erdgases aus einzelnen Quellen ab 2023 auf 33 % zu begrenzen.' 71
Diese Unabhängigkeitsbestrebungen gehen dabei deutlich über übliche
Diversifizierungsstrategien hinaus. Polens Absicht ist es nach Einschätzungen
vieler Marktteilnehmer, vollständig auf russisches Erdgas zu verzichten. Diese
durch Marktbeobachter bereits seit längeren geäußerten Vermutungen wurden
jüngst durch Ankündigungen von PGNiG, den 2022 auslaufenden Liefervertrag mit
Russland nicht mehr zu verlängern, bestätigt. 172
Neben dem Ausbau der Importinfrastruktur wurde parallel ein Ausbau der
innerpolnischen Pipelines begonnen. Bis 2023 sollen 2.000 km zusätzlicher
Leitungen fertiggestellt werden, die v.a. die süd- und ostpolnischen Regionen mit
dem LNG-Terminal in Swinemünde sowie den anderen nördlichen und westlichen
Importmöglichkeiten zu verbinden. Dadurch ist gewährleistet, dass diese
Regionen bei einem zukünftigen ganz oder teilweise Ausbleiben russischer
Lieferungen aus dem Osten durch die neuen Importpunkte beliefert werden
kёnnen.173
Diese Strategie könnte zu erhöhten Kosten der polnischen Gasbeschaffung174 und
einer Behinderung der weiteren Integration Polens in den NWE-Handelsraum
führen. Dies könnte letzten Endes zu einem Wiederauseinanderdriften der
polnischen Großhandelspreise gegenüber den nordwesteuropäischen Preisen
führen und negative Auswirkungen auf die polnischen Gaskunden haben.175
Entgegen der sehr komfortablen Beschaffungssituation attestiert CEER im
jüngsten Monitoringbericht zu den europäischen Energieeinzelhandelsmärkten
dem polnischen Gasmarkt einen bedenklichen Zustand. So weist das Land sowohl
17' Vgl. Ministertwo Energii (2019), S. 32.
' 7'- Vgl. Reuters (2019).
Siehe https://en.gaz-system.pl/our-investments/.
So wies der erste LNG-Vertrag mit Katar mit 100% Take-or-Pay, einer 20 iährigen Laufzeit und einer
klassischen Ölpreisbindung äußerst ungünstige und nicht mehr zeitgemäße Konditionen auf. Laut dem
Branchenmagazin IGIS Heren, ist dieser Vertrag sogar einer der teuersten LNG-Lieferverträge weltweit.
Zitiert nach Peters (2018), 5.41. Dieser Einkauf von LNG kann als polnische Reaktion auf die bereits in
Kapitel 2.4 angesprochenen Tendenzen im Weltmarkt, LNG aus Preisgründen kurzfristige umzuleiten,
angesehen werden. Im Falle. einer kurzfristig steigenden Nachfrage bspw. in Asien, dïirften somit die
Lieferanten aus Katar zunächst andere, aus ihrer Sicht weniger lukrative Lieferungen (bspw. nach
Großbritannien) umleiten, bevor sie weniger nach Polen liefern.
175
Vgl, bspw. Peters (2018) und Gosling (2019).
frontier economics 129
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bei den Haushaltskunden als auch bei den anderen Endkunden einen
außergewöhnlich hohen Marktkonzentrationsgrad auf und schneidet auch bei
anderen Wettbewerbsindikatoren wie den Wechselraten schlecht ab.''
Das bedeutet, dass die Marktintegration häufig durch gegenläufige innenpolitische
Entscheidungen behindert wird und die Ursache nicht in der Errichtung
europäischer Infrastrukturprojekte wie Nord Stream liegt. Dies verdeutlicht auch
das nachfolgende Beispiel Tschechiens, welches als weiteres historisches
Transitland von russischem Erdgas eine sehr positive Entwicklung der
Wettbewerbsintensität und Handelsliquidität zu verzeichnen hat.
6.2.2 Tschechien
Abbildung 53 zeigt die Entwicklung der Gasnachfrage sowie der Importoptionen
für Tschechien.
Tschechien war historisch ein Gastransitland. Daher überstiegen die
lmportkapazitäten systematisch die heimische Nachfrage. Historisch erfolgten die
Importe über die Slowakei. heute wird der Großteil des tschechischen Gases
dagegen in West-Ost-Richtung über Deutschland geliefert, nicht zuletzt durch die
OPAL-Pipeline als Verbindungspunkt mit Nord Stream.
Seit 2011 besteht zudem die zuvor angesprochene Anbindung an Polen (0,5
bcm/a).
Durch die Inbetriebnahme der EUGAL-Pipeline — die Anbindung Tschechiens an
Nord Stream 2 — erhöht sich ab spätestens 2021 die Transportkapazität aus
Deutschland. Zudem soll 2022 ein geplanter Interkonnektor zum österreichischen
Gasnetz am Grenzübergangspunkt Postoma / Reintal in Betrieb genommen
werden.
Insgesamt zeigt der Vergleich zwischen der Nachfrage und den Importkapazitäten,
dass die heute bereits starke Anbindung Tschechiens an den deutschen Markt
zukünftig noch verstärkt wird.
Wie in Kapitel 6.1 gezeigt, hat der tschechische Gasmarkt eine gänzlich andere
Entwicklung genommen als der polnische. Der Großhandelsmarkt ist in den NWE-
Markt eingebunden und die Endkunden genießen einen nahezu westeuropäischen
Standard an Wettbewerb. Anders als in Polen liegt der Anteil der russischen
Importe in Tschechien bei nahezu 100%, ohne dass sich dies negativ auf den
Gasmarkt ausgewirkt hat."'
Vgl. CEER (2018), Ѕ. 22, 27, 33 und 38.
Vgl. IFA (2019), s. 111.42
frontier есс .Опhiсs 130
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Abbildung 53 Nachfrage und Importkapazitäten in Tschechien (bcm/a)
120
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m 80
F
60
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2021 2025 2030
DE sK —6-1mportbedarf
Quelle: Frontier Economics auf Basis von Entsog TYNDP 2018 und eigenen Infrastrukturannahmen.. LNG-
Kapazitäten beziehen sich auf das Szenario „less advanced" (yearly capacity). Die Gasnachfrage
entspricht dem Frontier--Szenario (siehe Abschnitt 2.4.3).
Hinweis: Basierend auf einem angenommenen Energiegehalt von 10.6917 TWh/BCM (Eurostat).
6.2.3 Slowakei
Auch die Slowakei war historisch ein Gastransitland, weshalb die
Importkapazitäten systematisch die heimische Nachfrage überstiegen. Die
Slowakei ist physisch stark mit Tschechien integriert (und hat über Tschechien
wiederum Zugang zum Markgebiet Nordwesteuropas). Bis 2022 steigt die
Importkapazität aus Tschechien aufgrund des Kapazitätsausbaus am
Grenzübergangspunkt Lanzhot um 13 bcm/a an. Zusätzlich ist die Slowakei mit
dem österreichischen Gasmarkt physisch verbunden.
Abbildung 54 Nachfrage und Importkapazitäten in der Slowakei (bcm/a)
160
140
120
_и 100
Е 80
д
60
40
20
0
2021 2025 2030
AT CZ UA —p--Importbedarf
Quelle: Frontier Economics auf Basis von Entsog TYNDP 2018 und eigenen Infrastrukturannahmen.. LNG-
Kapazitäten beziehen sich auf das Szenario „less advanced" (yearly capacity). Die Gasnachfrage
entspricht dem Frontier-Szenario (siehe Abschnitt 2.4.3).
Hinweis: Basierend auf einem angenommenen Energiegehalt von 10.6917 TWh/BCIW (Eurostat).
frontier economics 131
Anlage AS 2
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Insgesamt könnte die vergleichsweise geringe Nachfrage der Slowakei (ca. 5,4
bcm/a) vollständig über Importe aus Tschechien (34 bcm/a in 2020 bzw. 47 bcm/a
in 2030) und/oder aus Österreich (9 bcm/a) gedeckt werden. Wie bereits oben
ausgeführt, bestehen aktuell Planungen, die osteuropäischen Länder mit einer
neuen Nord-Süd-Route zu verbinden. Dadurch könnte die Slowakei Teil eines
bidirektionalen Korridors werden, der von Polen bis auf den westlichen Balkan
verlaufen könnte. Perspektivisch soll dieses von der EU gefördertes Projekt die
LNG-Terminals in Polen (Swinoujsciе) und Kroatien (Krk) als Start- bzw. Ende-
Punkte haben.1i8
Darüber hinaus ist die Slowakei an der geplanten Eastring-Pipeline beteiligt (die in
der Abbildung im Sinne einer konservativen Betrachtung nicht enthalten ist). Die
Eastring-Pipeline soll die Slowakei mit den Gasmärkten Ungarns, Rumäniens und
Bulgarien verbinden und der Slowakei hierüber Gasimporte aus der Balkan-Region
bzw. der Türkei ermöglichen. Bis 2025 soll die Eastring-Pipeline mit einer Kapazität
von 20 bcm/a in Betrieb gehen, bis 2030 soll die Kapazität auf 40 bcm/a
ansteigen. 179
6.2.4 Ungarn .
Ungarn war ebenfalls historisch ein Transitland, was sich am Vergleich zwischen
Nachfrage (ca. 10 bcm/a) und lmportkapazítäten (37 bcm/a in 2020) in Abbildung
55 zeigt. Ungarn besitzt über klassische Ost-West-Kanäle eine Importkapazität
von 29 bcm/a (23 bcm/a aus der Ukraine, 2 bcm/a aus Rumänien und 5 bcm/a aus
der Slowakei). Darüber hinaus kann Ungarn aus Kroatien und Österreich Gas
importieren.
Im fortgeschrittenen Planungsstadium ist zudem die Anbindung Ungarns an die
Onshore-Verlängerung der TurkStream-Pipeline. Diese wird voraussichtlich ab
Oktober 2021 eine Kapazität von 15 bcm/a aus Serbien bereitstellen und Ungarn
damit mit dem Gastransitsystem verbinden, das russisches Gas über die Türkei
nach Bulgarien und Serbien transportiert.180
1e Vgl Gaz system (2019ь).
19 Vgl. Eastring (2018).
B0 Die finale Investitionsentscheidung (EID) über den letzten Abschnitt der Onshore-Fortsetzung der
TurkStream Pipeline von Serbien nach Ungarn ist noch nicht gefallen. Das Projekt befindet sich allerdings
im fortgeschrittenen Planungsstadium: Die ungarische Regulierungsbehörde hat das Projekt bereits
genehmigt, die zuständigen FNB haben im Oktober 2019 ein Open Season Verfahren eröffnet, vgl. FGSZ
(2019). Alle vorgelagerten Abschnitte dieser Verbindungsleitung der TurkStream (also von der Türkei nach
Bulgarien und nach Serbien) haben zudem bereits FID-Status, weswegen wir die zukünftige Verfügbarkeit
der Pipeline von Serbien nach Ungarn hier selbst unter konservativer Betrachtung annehmen.
frontier ~c "91пl,,Ѕ 132
Anlage AS 2
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Abbildung 55 Nachfrage und Importkapazitäten in Ungarn (bcm/a)
60
50
,a 40
30
----------- -- ----
20
0.
2021 2025 2030
AT RS R0 sK UA —4—lmportbedarf
Quelle: Frontier Economics auf Basis von Entsog TYNDP 2018 und eigenen Infrastrukturannahmen.. LNG-
Kapazitäten beziehen sich auf das Szenario „less advanced" (yearly capacity). Die Gasnachfrage
entspricht dem Frontier-Szenario (siehe Abschnitt 2.4.3).
Hinweis: Basierend auf einem angenommenen Energiegehalt von 10.6917 71/Vh/BCM (Eurostat).
Über diese als gesichert geltenden Entwicklungen hinaus existieren weitere
geplante Infrastrukturprojekte. Im Sinne einer konservativen Betrachtung sind
diese nicht in Abbildung 55 eingeflossen; sie zeigen jedoch, dass das Potenzial für
weitere West-Ost- oder Nord-Süd-Kapazitäten besteht:
° Eine Verbindung des ungarischen mit dem slowenischen Gasnetz (mit 2 bcm/a
Importkapazität) ist zum Jahr 2024 hin geplant. Da Slowenien wiederum mit
dem italienischen Markt verbunden ist, bekäme Ungarn damit auch indirekt
Zugang zum italienischen Markt, in dem eine hohe LNG-Kapazität installiert ist
(22 bcm/a im Jahr 2020).
Zudem wäre auch Ungarn an der geplanten Eastring-Pipeline beteiligt, der
Verbindung zwischen den Gasmärkten Bulgarien, Rumänien, Ungarn und
Slowakei. Im Einzelnen stiege durch die Eastring-Pipeline die Importkapazität
Ungarns aus Rumänien auf 47 bcm/a im Jahr 2030 und diejenige aus der
Slowakei auf 48 bcm/a (2030) an.
Ungarn kann zur Deckung seines Gasbedarfs also neben Importen von
russischem Gas entlang der Transitroute über die Ukraine auch auf Importe aus
Österreich und Kroatien sowie ab 2025 über Serbien und die Türkei zurückgreifen.
Die Inbetriebnahme der Eastring-Pipeline würde Ungarn darüber hinaus noch
stärker an die Gasquellen der Schwarzmeerregion und der Türkei bzw. den
südlichen Transitkorridor für russisches Gas anbinden.
6.3 Kartellrechtlicher Vergleich zwischen der
Europäischen Kommission und Gazprom sorgt
frontier economics 133
