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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
Abbildung 56 Sachliche Marktabgrenzungspraxis des BKartA bis 2014
Аихнапд-кsche Produzenten iпláпdische Produzenten
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RIM-Kunden S1P-Kunden
Quelle: Beschluss der 8. Beschlussabteilung des BKartA im Fusionskontrollverfahren EWE / VNG vom 23.
Oktober 2014, Rz. 75.
Die Unterscheidung zwischen der Importstufe und der 1. Stufe wurde damit
begründet, dass das Erdgas der Produzenten ausschließlich durch die Hände
überregionaler Ferngasgesellschaften in den deutschen Markt gelangen konnte.
Regionale oder lokale Weitenverteiler oder Endkunden hatten demnach aufgrund
der langfristigen Bezugsverträge zwischen Produzenten und Uberregionalen
Ferngasgesellschaften sowie aufgrund mangelnder Importtransportkapazitäten
keine Möglichkeit, ohne die Involvierung von Uberregionalen
Ferngasgesellschaften Erdgas zu beziehen. 191 Im Fall einer marktbeherrschenden
Stellung von Uberregionalen Ferngasgesellschaften auf der oben definierten 1.
Stufe hätte somit keine Möglichkeit für Nachfragesubstitution (z.B. durch direkten
Bezug bei den Erdgasproduzenten) bestanden.
In seiner jüngeren Entscheidung zum EWE / VNG Fusionskontrollverfahren192 hat
das BKartA die Unterscheidung zwischen der Belieferung Uberregionaler
Ferngasgesellschaften (Importstufe) und der Belieferung regionaler
Ferngasunternehmen (1. Stufe) jedoch aufgegeben und die Marktabgrenzung
geändert. Das BKartA fasst nunmehr beide Marktstufen sachlich zu einer
19' Vgl. Bundeskartellamt (2014), Rz. 81f.
192 Vgl. ebenda.
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einheitlichen Gasgroßhаndelsstufe zusammen, die über den Kreis der bisherigen
überregionalen und regionalen Ferngasunternehmen hinaus weitere Unternehmen
wie insbesondere Händler umfasst.
Diese veränderte sachliche Marktabgrenzung basierte unter anderem auf
Ermittlungen des BKartA, die ergaben, dass gut ein Drittel der Importmengen
bundesweit von Produzenten selbst, also ohne die Einschaltung von
überregionalen Ferngasgesellschaften, in die Marktgebiete bis zum jeweiligen
virtuellen Punkt befördert werden, bzw. sogar knapp 40%, wenn man
Konzernunternehmen von großen Produzenten einbezieht.
In der Folge hob das BKartA die bisherige separierung von Importstufe und der 1.
Stufe auf, und definierte eine gemeinsame Großhandelsstufe, auf welcher
inländische und ausländische Produzenten Erdgas anbieten, welches
überregionale und regionale Ferngasgesellschaften oder auch große Endkunden
direkt nachfragen.
Geographische Marktabgrenzung
Für die Abgrenzung des geographischen Marktes stellt sich die Frage, wie
Anbieter/Nachfrager auf eine hypothetische Preiserhöhung im dann existierenden
nationalen Marktgebiet reagieren würden: Wichen Nachfrager für die
Gasbeschaffung auf andere Marktgebiete aus (Nachfragesubstitution) oder
lieferten Anbieter mehr Gas in das deutsche Marktgebiet (Angebotssubstitution),
sodass eine Preiserhöhung für hypothetischen Monopolisten im deutschen
Marktgebiet nicht profitabel wäre, dann wäre der Markt räumlich weiter
abzugrenzen.
Das BKartA hat hierzu, sich auf die Kommission beziehend, im Jahr 2012
ausgeführt:
„Wenn bestimmte Faktoren (z.B. Engpässe in der zur Verfügung
stehenden Infrastruktur, fehlende LNG-Terminals oder Qualitäts-
und Kostenunterschiede des Gases) es nicht erlauben, den
Lieferanten ohne wesentliche Hindernisse europaweit zu
wechseln, [dann ist] der relevante geographische Markt enger
und gegebenenfalls auch auf das Gebiet eines Mitgliedstaats
beschränkt abzugrenzen. "193
Die Frage der geographischen Marktabgrenzung ist also im Wesentlichen eine
Frage der Verfügbarkeit von Transportkapazitäten mit Nachbarländern (Frage der
strukturellen Verbundenheit) und der Preisintegration (Frage der
Marktperformance): Sind Transportkapazitäten zu Marktgebieten, auch im
Ausland, verfügbar (d.h. es bestehen keine Engpässe), so können Marktakteure
Gas zwischen Marktgebieten substituieren, was sich dann über die Interaktion der
Marktakteure in einer hohen Integration der Großhandelspreise auswirkt.
193 BKartA 38-116/11 GazpromNNG, vom 31 Januar 2012, Rz. 74.
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Im Jahr 2014 definierte das BKartA den relevanten Markt als mindestens
deutschlandweit, ließ jedoch noch offen, ob der Markt auch weiter darüber hinaus
abzugrenzen ist:
„Der Markt ist vielmehr marktgebietsübergreifend, also
mindestens bundesweit abzugrenzen. [...] Der
Großhandelsmarkt geht bezugsseitig allerdings wohl nicht über
Deutschland hinaus. [...] Diese Frage kann aber vorliegend
offengelassen werden. Der Großhandelsmarkt ist jedenfalls
mindestens bundesweit abzugrenzen. "194
Es ist davon auszugehen, dass seit der letzten expliziten Betrachtung des BKartA
eine weitere deutliche Marktintegration stattgefunden hat und folglich von einem
zumindest nordwesteuropäischen Gasmarkt ausgegangen werden muss.
Einen oberregionalen Markt haben dabei auch von der Kommission befragte
Marktakteure im Rahmen der Gazprom/Wintershall/Target Companies
(COMP/M6910) Fusionskontrolle bestätigt (siehe im Folgenden):
Der relevante geographische Markt umfasst dabei nicht ganz Europa, da Erdgas
nicht ohne weiteres zwischen Deutschland und z.B. Portugal physisch bewegt
werden kann; jedoch sind Engpässe im nordwesteuropäischen Transportnetz
kaum noch vorhanden — Nachfrager in Deutschland beschaffen Gas z.B. auch im
Vereinigten Königreich; Produzenten aus z.B. Norwegen können auch zwischen
verschiedenen Absatzmärkten substituieren:
"(88) The majority of respondents from the market investigation,
on both the supply as well as the demand side of the upstream
wholesale gas supply market, indicated that Germany forms
part of a regional geographic market rather than the entire EEA
territory. Most respondent considered this regional market to
encompass several EEA Member States (in particular
Germany, Belgium the Netherlands and the United Kingdom).
(89)Also, participants active in Germany on the demand side of
the upstream wholesale gas supply market indicated a
capability of sourcing their gas directly from at least one of the
United Kingdom, the Netherlands or Norway. At the same time,
upstream producers confirmed that they would divert volumes
to Germany, away from at least the Netherlands, in the event of
a non-transitory, significant increase of German gas prices.
(90)Finally, there [...] appears to be an increasing price
convergence between the gas prices quoted at the gas trading
hubs located in this putative regional gas market. "'95
194 Vgl. Beschluss der B. Beschlussabteilung des BKartA im Fusionskontrollverfahren EWE / VNG vom 23.
Oktober 2014, Ri 109f.
195
Gazpromiwintershall/Target Companies (COMP/16910), Rz. 88 bis 90.
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Daher sprechen folgende Punkte für eine regionale Marktabgrenzung, welche
nicht nur Deutschland, sondern auch die Benelux-Länder, Dänemark und das
Vereinigte Königreich umfasst:
■ Aktuell kaum Engpässe an Markt- und Grenzübergangspunkten — Wett-
bewerblích separat zu betrachtende Märkte ergeben sich vor allem dann, wenn
Marktakteure Erdgas in Reaktion auf Preisbewegungen nicht von einer Region
in eine andere verschieben können. Der Bericht von ACER zu vertraglichen
Engpässen im Jahr 2017196 weist zwischen den o.g. Ländern keine
vertraglichen Engpässe auf (selbst vertragliche Engpässe wären aber kein
hinreichendes Kriterium fir separierte Märkte).197 Auch eine aktuelle Studie der
Kommission erwartet keine Engpässe im Jahr 2025 zwischen den genannten
Ländern.l 98
• Ziel des einheitlichen Erdgasbinnenmarktes wird weiter verfolgt — Gemäß
der aktuellen Kommissionsrichtlinie zum Erdgasbinnenmarkt (2009/73/EG) ist
es weiter Ziel „den Erdgasbinnenmarkt zu vollenden und für alle in der
Gemeinschaft niedergelassenen Erdgasunternehmen gleiche Bedingungen zu
schaffen";199 die europäische Regulierungsbehörde ACER hat zuletzt im
Rahmen des Gas Target Models Maßnahmen zur Erreichung des Ziels
spezífiziert;200 und es gibt keine Grunde anzunehmen, dass sich die bereits
erzielten Erfolge auf dem Weg zu einem integrierten Gasmarkt nicht weiter
fortsetzen bzw. sogar „zurück" entwickeln werden.
® schon heute hohe Integration der Großhandelspreise — Dass die
Kapazitätssituation auch heute schon zu einer hohen Integration des
Erdgasbinnenmarktes in Europa führt, belegt die hohe Preisintegration, welche
jüngst in zwei Studien bestätigt wurde:
n EY/REKK im Auftrag der Kommission — Die so genannte „Quo vadis"-
Studie201 im Auftrag der Kommission aus dem Jahr 2018 betrachtet Heraus-
forderungen für die Schaffung eines Binnenmarktes für Erdgas, stellt aber
1%
ACER, Annual Report an Contractual Congestion at Interconnection Points — 2017' 31.05.2018.
197 Anmerkung: Der Grenzübеrgangspunkt Eynatten 2 (BE) zwischen den Netzbetreibern Fluxys Belgium and
Fluxys TENP GmbH wies 2017 einen vertraglichen Engpass nach Definition von ACER auf. Da jedoch
andere Grenzubergangspunkte zwischen Deutschland und Belgien (auch in Eynatten) nicht von Engpässen
betroffen waren, kann nicht von einem strukturellen Engpass zwischen Belgien und Deutschland ausge-
gangen werden, wie auch die im Folgenden diskutierten Preisanalysen belegen. Vgl. ACER, Annual Report
an Contractual Congestion at Interconnection Points —2017, 31.05.2018.
t98 Vgl. REKK / Tractebel / Energy Global Marktes (2017): Follow-up study to the LNG and storage strategy.
Studie im Auftrag der Kommission, S. 15, Tabelle 3. Die Studie erwartet Engpässe zwischen Deutschland
und Luxemburg und Belgien und Luxemburg, welche aber kommerziell nicht relevant sind, da Belgien und
Luxemburg schon heute ein gemeinsames Marktgebiet bilden (Belux) und die Studie keine Engpässe
zwischen Belgien und den benachbarten Ländern/Marktgebieten identifiziert.
~в Europäische Kommission, Richtlinie 2009/73/EG, Rz. 5.
200 ACER „European Gas Target Model Review and Update, Januar
2015
(https://www.acer.eu ropa. eu/Events/P res entation-of-ACER-Gas-Tarqet-ModeI-
/Documents/European%20Gas%20Target%20Moдеl%20Reviеw%2Оanд%20Update.pdf): „achieving the
single market wird auch hier klar als Ziel benannt (Abschnitt 2.4).
201 EY/REKK, Quo vadis EU gas market regulatory framework — Study on a Gas Market Design for Europe.
Studie im Auftrag der Kommission, Februar 2018.
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fest: „[T]he wholesale gas markets of Denmark, Belgium, the United
Kingdom, the Netherlands and Germany create a single price zone".?°2
OIES — Eine Studie dies Oxford Institute for Energy Studies (OIES) hat im
Jahr 2017203 für den Zeitraum bis 2016 eine sehr hohe Preisintegration für
die Handelspunkte NCG, GASPOOL, Zeebrugge und PEG Nord
(Frankreich) festgestellt;204 der britische NBP ist meist sehr gut integriert,
jedoch nicht, wenn physische Flüsse auf dem Interkonnector nicht möglich
sind.205
20e Ebd, S. 5. Die Studie stellt auch fest, dass es zukünftig nach Auslaufen bestehender langfristiger Liefer- und
Transportverträge zu größeren Preisdifferenzen kommen kann (wenn auch nicht klar ist, in welcher Region).
Preisdifferenzen sind aber letztlich kein Widerspruch zu integrierten Preisen (diese können sich weiter pa-
rallel entwickeln). Einem theoretischen Risiko einer Zurückentwicklung der Marktintegration in Nordwest-
europa wird im Folgenden durch eine Sensitivität in Bezug auf die Marktabgrenzung Rechnung getragen.
203 Oxford Institute for Energy Studies (OIES), European traded gas hubs:an updated analysis on liquidity,
maturity and barriers to market integration, Mai 2017 (https://www.oxfordenergy.orq/wperos/wp-
content/uploads/2017/05/European-traded-qas-hubs-an-úpdated-analysis-on-liquidity-maturity-and-ba rriers-
to-market-integration-OIES-Energy-lnsiqht. pdf).
204 Ebd, S. 18: „In North West Europe (TTF, NCG, Gaspool, ZEE, РE.GN), price alignment and price level
convergence continues to be strong: this region behaves as if it is a single-price area, i.e. a fully integrated
trans-national market for gas."
205 Ebd., S. 18. Physische Fl lsse sind aber nur bei Revisionen des Interkonnektors nicht möglich, was offenbar
Marktakteure aus anderen Ländern nicht von einer Beschaffung am NBP abhält (siehe Gazprom/Winter-
shall/Target Companies (COMP/М6910), Rz. 88 bis 90; und zuvor), sodass wir Großbritannien dennoch als
Teil des relevanten Marktes betrachten.
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GASMARKT
ANHANG B DETAILS ZUR
GASFLUSSMODELLIERUNG
In Kapitel 3.2 beschreiben wir die Funktionsweise, die hinterlegten Annahmen und
die Ergebnisse der Gasflussmodellierung, welche das EWI in unserem Auftrag
durchgeführt hat. Im Folgenden stellen wir weitere Details hierzu bereit.
B.1 Annahmen
Abbildung 57 Angenommene Nachfrage der Hauptszenarien der im Modell
abgebildeten EU-Länder und der Schweiz (exkl. Biomethan)
2021 2030 2040
Belgien 17,0 17,6 15,6
Bulgarien 3,3 3,3 3,2
Dänemark 2,5 1,6 1,3
Deutschland 80,4 72,9 65,1
Estland 0,5 0,5 0,5
Finnland 2,3 2,3 2,4
Frankreich 42,7 44,1 41,6
Griechenland 6,0 7,3 6,0
Großbritannien 76,3 68,7 63,2
Irland 5,2 5,8 5,1
Italien 71,3 70,5 61,6
Kroatien 3,1 3,5 3,7
Lettland 1,3 1,6 1,6
Litauen 2,3 2,4 2,3
Luxemburg 0,8 0,8 0,7
Mazedonien 0,2 0,2 0,2
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Anlage AS 2
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
GASMARKT
Niederlande 34,4 29,3 26,8
Osterreich 7,3 5,5 5,2
Polen 17,4 17,7 30,3
Portugal 6,5 6,3 4,9
Rumänien 11,1 10,9 10,7
Schweden 1,3 1,3 1,3
Schweiz 3,9 4,0 4,2
Serbien 2,7 2,7 2,7
Slowakei 4,8 4,8 4,9
Slowenien 1,0 1,1 1,1
Spanien 34,8 36,2 40,0
Tschechien 9,6 11,6 13,6
Ungarn 9,8 9,0 8,0
Quelle: EWI, basierend auf Eurostat (2019), ENTSOG (2018)
Abbildung 58 Angenommene Nachfrage der Sensitivität der im Modell
abgebildeten EU-Länder und der Schweiz (exkl. Biomethan)
2021 2030 2040
Belgien 16,7 16,1 15,1
Bulgarien 3,1 2,8 2,7
Dänemark 2,9 1,8 1,6
Deutschland 79,0 57,5 53,1
Estland 0,5 0,4 0,3
Finnland 2,1 1.,7 1,6
frontier 9coг omic5 160
Anlage AS 2
AUSWIRKUNG ❑ ER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
GASMARKT
Frankreich 43,1 38,1 34,9
Griechenland 4,2 2,4 2,8
Großbritannien 76,2 67,7 66,2
Irland 5,0 4,9 4,0
Italien 67,1 55,4 49,0
Kroatien 2,9 2,9 3,4
Lettland 1,1 1,0 1,0
Litauen 2,2 1,9 1,8
Luxemburg 0,8 0,7 0,7
Mazedonien 0,2 0,2 0,2
Niederlande 32,9 25,0 19,9
Österreich 7,8 4,7 4,0
Polen 17,8 16,9 18,3
Portugal 6,2 5,8 4,8
Rumänien 10,6 9,1 8,2
Schweden 1,1 1,2 1,1
Schweiz 3,2 3,6 3,0
Serbien 2,7 2,7 2,7
Slowakei 4,8 4,7 4,7
Slowenien 0,9 1,0 0,9
Spanien 32,4 33,2 36,1
Tschechien 9,5 11,8 14,3
Ungarn 9,4 7,9 7,0
Quelle: EWI, basierend auf Eurostat (2019), ENTSOG (2018)
frontier economics 161
. Anlage AS 2
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN.EUROPAISCHEN
GASMARKT
Abbildung 59 Angenommene Produktion der im Modell abgebildeten EU-
Länder (exkl. Biomethan)
2021 2030 2040
Bulgarien 0,6 1,4 1,4
Dänemark 3,4 1,1 0,1
Deutschland 4,8 2,1 0,9
Großbritannien 32,3 13,1 3,7
Irland 2,5 0,7 0,0
Italien 4,9 3,3 2,1
Kroatien 1,0 0,1 0,0
Niederlande 29,5 29,0 18,0
Österreich 1,0 0,8 0,8
Polen 4,3 2,5 2,5
Rumänien 11,3 8,6 3,5
Tschechien 0,2 0,1 0,1
Ungarn 1,0 1,0 1,0
Quelle: EWI, basierend auf Eurostat (2019), ENTSOG (2018)
Abbildung 60 Angenommene Pipelineprojekte
Nord Stream 2 F1D 2020 57206
206
Im TIGER Modell wird als Umrechnungsfaktor von Energie- in Volumeneinheiten der Wert 11 kWh/m bei
einer Normtemperatur von 0°C verwendet. Zudem wird eine volle Pipelineauslastung unterstellt um die
maximale Kapazität zu abzuleiten. Die offizielle „Design-Kapazität" der Nord Stream 2 beträgt 55 bcm/a,
frontier 'conornics 162
Anlage AS 2
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GASMARKT
Interconnection DE>CZ (EUGAL) FID 2020 37
Interconnection CZ>SК FID 2020 16,6
Interconnection DE>PL FID 2020 4,3
Interconnection DE>NL FID 2020 8,5
Baltic Connector FID 2019 2
Baltic Pipe FID 2022 10
Gas lnterconnector Poland-Lithuania (GIPL) FID 2020 2,3
European extension of TurkStream (Bulgaria) FID 2025 15
European extension of TurkStream (Serbia) FID 2025 15
European extension of TurkStream (Hungary) Non-FID 2025 15
TurkStream (1) FID 2020 16
ТurkStream (2) FID 2022 16
Trans Adriatic Pipeline (TAP) FID 2021 10
lnterconnector Turkey-Bulgaria ('TB) Non-FID 2022 3,5
lnterconnector Greece-Bulgaria (1GB) (1) FID 2020 3
lnterconnector Greece-Bulgaria (1GB) (2) Non-FID 2022 2
BG-RI-HU-AT (BRUA) Phase 1 FID 2020 1,75
Bidirectional Austrian-Czech lnterconnector (BACI) Non-FID 2021 6,6
East Ring Phase 1 Less 2025 20
Advanced
East Ring Phase 11 Less 2030 20
Advanced
Quelle: EWI. basierend auf ENTSOG (2018), Eastring (2014)
basierend u.a. auf einem Pipelinenutzungsfaktor von 0,9 und einer Normtemperatur von 20°C, siehe
Fußnote 1.
frontier economics 163
