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Dieses Dokument ist Teil der Anfrage „Dokumente zu Nord Stream 2“
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
GASMARKT
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
Wettbewеrbssituation.'~`
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 wurde
dieser Abschnitt Teil des zukunftigen einheitlichen deutschen Marktgebiets. In
diesem Fall wären auch die REGENT- und die AMELIE-Festlegungen der
Bundesnetzagentur fur diesen Pipeline-Abschnitt anwendbar. Folglich wurden 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 marktgebietseinheitliche Netztarif gemäß REGENT wurde 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 Exit-Kapazität veränderte.
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 über Auktionen 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 Tiber die
eigentumsrechtliche Entflechtung und ist von der allgemeinen Entgeitregulierung ausgenommen. Diese
Bestimmungen würden in dem von der BNetzA beschriebenen alternativen Szenario die
Missbrauchsmöglichkeiten effektiv verringern. (EU Kornmission (2016), Ѕ. 31). Aus ökonomischer
Perspektive ist allerdings nicht nachvollziehbar. inwiefern eine eigentumsrechtliche Entflechtung oder eine
Anwendung der Entgeltregulierung die Marktmissbrauchsmöglichkeiten effektiv verringern kann, wenn
ohnehin, das heißt selbst bei eigentumsrechtlicher Entflechtung und bei Anwendung der Entgeltregulierung,
nur ein und derselbe shipper die Leitung nutzen kann.
frontier economics 115
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPAISCHEN
GASMARKT
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 miássen, da die Anlandestation in
Lubmin einen großen Anteil an den Kosten der gesamten Pipeline ausmacht.
Höhere Tarife an Grenzubergangspunkten 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 für 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 economics 116
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
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Unterschätzung der Effizienz, was sich wiederum auch auf die Effizienzwerte und
somit Erlösobergrenzen der anderen regulierten FNB auswirkt.
5.3 Keine Beeinträchtigung der
Versorgungssicherheit durch eine Freistellung
von der Regulierung
Eine Freistellung von der Regulierung würde zu keiner Veränderung der
Nutzungsmöglichkeiten von Nord Stream 2 gegenüber dem Regulierungsfall
führen (siehe Abschnitt 5.2.2). Die Pipeline steht als Importmöglichkeit für
russisches Gas zur Verfügung — unabhängig davon, ob ein Teil der Pipeline
reguliert wird oder nicht.
Wie ebenfalls in Abschnitt 5.2.2 ausgeführt, hängt die konkrete Nutzung der
Pipeline von betriebswirtschaftlichen Überlegungen der Gazprom export ab. Der
Freistellungsfall wiirde die Weiterführung des Status Quo der vertraglichen
Vereinbarungen zwischen Gazprom export und der Nord Stream 2 AG sichern.
Der bestehende Langfrist-Transportvertrag über die volle Pipeline-Kapazität mit
Ship-or-Pay-Klausel reflektiert die Absicht von Gazprom export, Biber die Pipeline
langfristig Gas nach Europa zu exportieren.
Mit oder ohne Regulierung ist davon auszugehen, dass Gazprom export die
Pipeline in voller Kapazität nutzen würde, wenn die Versorgungslage in
Deutschland oder der gesamten EU eng wäre, der Verkauf von Gas also finanziell
attraktiv wäre.
Eine Freistellung von der Regulierung würde also weder die grundsätzliche
Verfügbarkeit von Nord Stream 2 als lmportpipeline, noch die von Gazprom export
anvisierte langfristige Nutzung der Pipeline zur Versorgung des europäischen
Marktes beeinflussen.
Atls Versorgungssicherheitssicht besteht daher keine Beeinträchtigung durch eine
Freistellung von der Regulierung. Dies gilt sowohl für die EU insgesamt als auch
für die einzelnen Mitgliedsstaaten. Negative Auswirkungen der Freistellung auf die
Versorgungssicherheit in einzelnen Staaten, z.B. in Zentral- oder Osteuropa, sind
nicht zu erkennen. Die Solidarität im Energiesektor ist somit durch die Freistellung
der Nord stream 2 Pipeline nicht verletzt.
45 Vergleiche Kapitel 6 für eine Analyse der Auswirkungen der Nord Stream 2 Pipeline selbst auf die
Solidarität im Energiesektor.
frontier economics 117
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPAISCHEN
GASMARKT
6 NORD STREAM 2 WIRD NICHT ZU EINER
BEEINTRÄCHTIGUNG DER
VERSORGUNGSSICHERHEIT IN
EINZELNEN EUROPÄISCHEN STAATEN
FUHREN („ENERGIESOLIDARITÄT" )
In den vorangehenden Kapiteln haben wir gezeigt, dass die Nord Stream 2
Pipeline die Gasversorgung in Deutschland und der EU sicherer,
umweltfreundlicher und kostengünstiger gestalten wird.
Hintergrund: Analyse möglicher Beeinträchtigungen der
Versorgungssicherheit in einzelnen Ländern
Im Einklang mit dem Konzept der Solidarität im Energiesektor
(„Energiesolidarität") ' analysieren wir im Folgenden, inwieweit die Nord Stream
2 Pipeline die Versorgungssicherheit in einzelnen europäischen Ländern
beinträchtigen könnte.
Für die EU-Mitgliedsstaaten in Nord-, West- und Südeuropa ist ein positiver oder
allenfalls neutraler Effekt der Nord Stream 2 Pipeline offensichtlich, da die Pipeline
— wie in den vorangegangenen Kapiteln erläutert — zusätzliche Transportkapazität
sowie die Möglichkeit zusätzlicher Importmengen bereitstellt.
In größerem Detail analysieren wir im Folgenden die Auswirkungen von Nord
Stream 2 auf die Versorgungssicherheit in EU-Ländern in Zentral- und Osteuropa
(Central and Eastern Europe — CEE).
Hintergrund hierfür ist, dass Nord Stream 2 in zweiter Stufe potenziell
Auswirkungen insbesondere auf Transitländer zwischen Russland und
Nordwesteuropa haben könnte:
Zum einen fließen über Nord Stream 2 zunächst nach Deutschland importierte
Gasmengen auch weiter in die CEE-Region — nicht zuletzt über die EUGAL-
'' Das Konzept der Solidarität im Energiesektor ist in Art. 194 Abs. 1 des Vertrags über die Arbeitsweise der
Europäischen Union (AEUV) hinterlegt. In einer Entscheidung vom 10. September 2019 hat das Gericht der
Europäischen Union einen Beschluss der Europäischen Kommission aus dem Jahr 2016 zu den
modifizierten Nutzungsbedingungen der Gasleitung OPAL mit Verweis auf mangelnde Berücksichtigung der
Auswirkungen auf weitere betroffene Ländern in Osteuropa unter dem Stichwort ,.Energiesolidariat für
nichtig erklärt hat, siehe Gericht der Europäischen Union (2019). In der Urteilsbegründung hebt das Gericht
hervor, dass die Anwendung des Grundsatzes der Solidarität im Energiesektor nicht bedeute, dass die
Energiepolitik der Union keinesfalls negative Auswirkungen auf die besonderen Interessen eines
Mitgliedstaats im Energiebereich haben dorfe. Die Unionsorgane und die Mitgliedstaaten seien jedoch
verpflichtet. im Rahmen der Umsetzung dieser Politik den Interessen sowohl der Union als auch der
verschiedenen Mitgliedstaaten Rechnung zu tragen und sie im Konfliktfall gegeneinander abzuwägen. Nach
unserem Verständnis wird das Urteil des Gerichts der Europäischen Union gerichtlich angefochten.
frontier economics 118
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
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Pipeline, die große Mengen Gas direkt von der Nord Stream 2 nach Tschechien
transportieren kann.
Zum anderen wurden in der Vergangenheit Befirchtungen geäußert, dass sich
ein zunehmender Transport von russischem Gas durch die Ostsee nachteilig
auf die Energieversorgung in den traditionellen Transitländern von russischem
Gas in die EU auswirken könnte.
Beispielsweise wurden Befürchtungen geäußert, dass die Inbetriebnahme der
Nord Stream 2 Pipeline dazu führen könnte, dass eine direkte Belieferung der
westeuropäischen Märkte zu einer Verstopfung der innereuropäischen West-
ost-Kapazitäten führen könnte, was die Integration der ost- und
westeuropäischen Märkte vermindern könnte.
Ergebnis: Keine Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit durch Nord
Stream 2
Wie wir im Folgenden ausführen, sind diese Befürchtungen unbegründet. Aus
mehreren Gründen ist nicht von einer Beeinträchtigung der
Versorgungssicherheit in zentral- und osteuropäischen Ländern durch Nord
Stream 2 auszugehen:
© Die zunehmende Marktintegration sowohl innerhalb der CEE-Märkte, als
auch zwischen den CEE-Märkten und Nordwesteuropa, führt für die CEE-
Länder unabhängig von Gastransport Ober Nord Stream 2 zu zunehmend
diversifizierten Importoptionen (Kapitel 6.1);
® In Summe zeigt sich für die einzelnen potenziell weiteren betroffenen
Länder in CEE, dass sie sowohl Ober Pipeline- als auch Ober LNG-
Anbindungen Ober diversifizierte Importoptionen verfügen (Kapitel 6.2). In allen
Ländern wird zudem durch neue Infrastrukturprojekte der Anteil der aus
Russland kommenden Pipelines an den Gesamtkapazitäten in den
kommenden Jahren deutlich abnehmen.
■ Selbst falls dieser potenzielle Wettbewerb nicht ausreichend disziplinierend
wirken sollte, koppeln zusätzlich die Regelungen der kartellrechtlichen
Vereinbarung zwischen der EU-Kommission und Gazprom die CEE-Märkte
stärker an NWE (Kapitel 6.3).
47 Vgl. Bruegel (2017)
'43 Vgl. REKK (2017)
frontier economics 119
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
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6.1 Stark gestiegene Marktintegration in den letzten
Jahren hat bereits zu diversifizierten
Importoptionen in Osteuropa geführt
Preisdifferenzierung war in der vorliberalisierten Zeit möglich
In den vorliberalisierten Gasmärkten waren die Gasexporteure in der Lage,
Preisdifferenzierungen zwischen den einzelnen Ländern durchzusetzen. Je nach
Wettbewerbssituation, die bspw. von den Substitutionsmöglichkeiten oder dem
Zugang zu anderen Anbietern abhängig war, ergaben sich somit zum Teil
divergierende Preise zwischen Nachbarländern. In einem solchen Marktumfeld
war es tatsächlich denkbar, dass sich die Wettbewerbssituation in einem Land
durch den Bau einer zusätzlichen Pipeline verbesserte, was mit Preissenkungen
in diesem Land einherging. Umgekehrt waren in einer solchen Gaswelt auch
Fälle denkbar, in denen neue Pipelines mit höheren Beschaffungskosten
einhergehen konnten. Dies lag an den vertraglichen Strukturen, mit denen
teilweise konkret benannte Gasfelder oder eben auch Transportpipelines
festgelegt wurden. Die Erlöse aus diesen Verträgen waren früher explizit zur
Finanzierung neuer Felder oder Pipelines vorgesehen.
Preisdifferenzierung durch erfolgreiche Markt- und Preisintegration im
Zuge der Liberalisierung nicht mehr möglich
In einem liberalisierten Markt kann eine zusätzliche Transportroute aber per
Definition keine Abhängigkeiten erhöhen und auch nicht zu steigenden
Beschaffungspreisen fuhren, da die neue Route nur eine zusätzliche Option
darstellt, Gas uber diese Route anstatt Ober Alternativrouten zu transportieren.
Letzten Endes werden in einem liberalisierten Umfeld immer kommerzielle
Argumente entscheiden, welches Volumen Ober die neuen Routen gekauft wird
und nicht wir froher durch die Lieferanten vordefinierte und vertraglich gebundene
Exportrouten.
In den letzten Jahren bzw. bereits Jahrzehnten hat in Europa — angestoßen durch
die intensiven Bemuhungen der EU, weiterer europäischer Institutionen sowie der
nationalen Regulierungsbehörden wie der BNetzA — eine zunehmende Integration
der Gasmärkte stattgefunden. Dies zeigt sich in einer weitgehenden Angleichung
des Großhandelspreisniveaus in den einzelnen europäischen Staaten: Laut
ACER, der Agentur fur die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden in der
EU. weichen die meisten Import- und Hubpreise in Europa nur noch geringfugig
von denen des liquidesten Handelsplatzes in Europa, dem niederländischen TTF,
ab. Wie aus Abbildung 49 ersichtlich wird, beliefen sich die Abweichungen in
nahezu allen westeuropäischen und vielen zentral- und osteuropäischen Ländern
79 Solche Argumentationen finden sich auch heute noch, bspw. bei Bruegel (2017).
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im Jahresdurchschnitt fCir 2018 auf weniger als 1 €/MWh. So entsprachen bspw.
die Hubpreise in Polen, Tschechien oder der Slowakei fast vollständig denen in
den Niederlanden, Belgien oder Deutschland. Größere Preisdifferenzen zum TTF
ließen sich nur noch in eher isolierten und Randmärkten mit schlechter
Infrastrukturanbindung wie Finnland, Kroatien oder Irland sowie Staaten außerhalb
der EU (wie der Ukraine oder Nordmazedonien) beobachten.
Abbildung 49: Durchschnittliche Großhandelspreise in Europa und
Abweichungen zum Hub-Preis am niederländischen TTF
(2018)
~
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~и UK NBP
NLIF
~
PL итР
DE NCG GPL ©
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EL ZEE CZ VOB II ~
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1T P5V MK
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■ Import paces declared at the border 51 еиго'A4Wh
Hub hedging prices Q 1-3 euro1h14Vh
■ Indigenous production ■ > 3 euro/MWh
Quelle: ACER (2019а), S. 19
Die hohe Konvergenz der west- und osteuropäischen Handelsplätze wird in
Abbildung 50 verdeutlicht. Sowohl die Korrelationen zwischen den
osteuropäischen Handelsplätzen untereinander als auch zu denen Westeuropas
sind durchweg hoch und liegen nur noch geringfügig unter den Spitzenwerten des
Kontinents. So sind die hochliquiden Handelsplätze in Nordwest-Europa (v.a. TTF,
='= Vgl. ACER (2019b). Ahnliche Werte und Aussagen finden sich auch bei EU Kommission (2019).
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NBP, GPL, NCG und ZEE) zu fast 100% korreliert. Aber auch die Korrelationen
der polnischen (PL-VTP), tschechischen (CZ-VOB) und slowakischen (sK-VTP)
Preise untereinander sowie mit den westeuropäischen Preisen bewegen sich in
ähnlich hohen Korrelationsgraden (zumeist im Bereich 95 bis 97 ,5%). Damit
erreichen sie ähnliche oder sogar bessere Werte als „klassische"
Vergleichskorrelationen wie NBP/TTF oder ZEE/NCG.
Die Integration des ungarischen Hubs liegt merklich unter diesen Werten. Mit 79
bis 85% Korrelation zu anderen ost- und westeuropäischen Hubs ist das Niveau
aber noch hinreichend hoch, um von einer weitreichenden Preisintegration zu
sprechen. Dies gilt für den lettischen Hub nur noch sehr begrenzt. Auch wenn das
durchschnittliche Preisniveau nur ungefähr 1 bis 1,5 €/MWh Tiber den
Vergleichsmärkten liegt, sind die Korrelationskoeffizienten mit lediglich rund 50%
eher gering ausgeprägt.
Abbildung 50: Korrelationen zwischen europäischen Hubpreisen (2018)
+99% .97.5% *95% +905. в95% в19% +59%
100
95
..........
90
85
80
75
70
65
60
55
50
KK~z~1`1=~K w~шC m ~~ш
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1 1 1 1 1
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С1 Z 2 N 8- LL N Q 4
Quelle: ACER (2019а), S. 41 (eigene Hervorhebungen)
Die hohen Korrelationen implizieren, dass sich die Ausschläge bei den absoluten
Preisspreads im Laufe eines Handelsjahres in engen Grenzen halten. Fir
Tschechien, Polen, Ungarn und die Slowakei konnten in 2018 nur noch in
Einzelfällen Ausreißer von mehr als 3 €/MWh Aufschlag gegeniber dem TTF
beobachtet werden. Der Anteil von Handelstagen mit solch hohen Abweichungen
belief sich in allen vier Ländern auf unter 5% der Handelstage. Damit schnitten die
osteuropäischen Hubs deutlich besser ab als Hubs in Spanien, Frankreich und
Italien, bei denen Preisaufschläge iber 3 €/MWh an bis zu fast 20% der
Handelstage auftraten. Ähnlich hoch lagen die Abweichungen gegenüber dem TTF
in Litauen (rund 15%), wobei sich hier gegeniber 2017 (fast 40%) eine deutliche
Verbesserung eingestellt hat.
i 51 Vgl. ACER (2019b), Ѕ. 42.
frontier economics 122
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Auch beim Vergleich Polen, Tschechien, Slowakei und Ungarn untereinander sind
hohe Preisabweichungen in der Zwischenzeit kaum noch zu beobachten.
Begründung der zunehmenden Preisintegration
Diese weitreichende Preisintegration hat verschiedene Ursachen:
Gestiegene physische Integration: Zum einen liegt sie in einer hohen
physischen Integration der meisten osteuropäischen Länder untereinander
sowie zt.1 den westlichen Nachbarländern (vor allem Deutschland und
Österreich) begri~ndet. Waren früher die meisten Länder in Osteuropa
weitestgehend isoliert und nur über Transitleitungen miteinander verbunden
(wie bspw. dem Transgas-System von der Ukraine über die Slowakei weiter in
Richtung Westen), stellt sich die Situation heute deutlich komfortabler da. So
sind nicht nur Kapazitäten in Gegenrichtung der traditionellen Ost-West-Achse
geschaffen worden, die meisten osteuropäischen Länder sind nun auch mit
Nachbarn abseits der Transitpipelinerouten verbunden. Dies sind auch
Pipelines in Nord-Süd- bzw. sCtd-Nord-Richtung.
n Effizientere Regulierung verhindert vertragliche Engpässe: Zusätzlich
wurden auch Buchungs-Engpässe auf bestehenden Pipelines bzw.
Grenziњergangspunkte durch effizientere Regulierung beseitigt oder reduziert.
Im jüngsten Congestion Report weist ACER insgesamt 31
Grenzübergangspunkte mit Engpässen in Europa aus, von denen kein einziger
in Polen. Tschechien oder der Slowakei beheimatet ist. Lediglich an drei
ungarischen Grenzpunkten zu Österreich, Rumänien und Kroatien wurden
Engpässe ausgewiesen.154
LNG hat preis-disziplinierende Wirkung auf Pipeline -Gasimporte: Die
Substitutions-Beziehung zwischen LNG und Pipeline-Gas bewirkt auch, dass
selbst Gasanbieter mit einem hohen Marktanteil davon abgehalten werden,
(iberhöhte Preise zu verlangen. In der Wettbewerbsökonomie spricht man von
„bestreitbaren Märkten", wenn potenzielle Wettbewerber das Marktverhalten
der bestehenden Anbieter disziplinieren. Im Fall bestreitbarer Märkte führt auch
eine hohe Marktkonzentration nicht dazu, dass Preise Uber dem
wettbewerblichen Niveau liegen. In den europäischen Gasmärkten stellen
LNG-Terminals eine Möglichkeit für Gasanbieter dar, kurzfristig in den Markt
einzutreten oder ihre Mengen zu erhöhen. sofern Preise entsprechend hoch
sind.
Die europäischen LNG-Terminals waren in den letzten Jahren nur gering
ausgelastet (siehe Abschnitt 2.4.7), die Infrastruktur ist jedoch verfügbar und
ein zusätzlicher Import ist innerhalb kurzfristiger Zeiträume möglich. Gemäß
152 Vgl. ACER (2019b). S. 43.
s~ Siehe Kapitel 6 für ausfuhrliche Betrachtungen der einzelnen Lander.
154 Vgl. ACER (2019а), S. 3.
frontier economics 123
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
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dem IEA Global Gas Security Report 2018, könnte eine LNG Lieferung nach
Südwest-Europa am 3. Tag nach der entsprechenden Order ankommen.'`
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.
Е~ 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.
n 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 Lieferverträge aus Russland.157
155
IEA Global Gas security Review 2018, Ѕ. 17.
' Vgl. OIEs (2019a), Ѕ. 3.
57 Vgl. EU Kommission (2019), Ѕ. 29.
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