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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
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.
frontier economics 124
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
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Abbildung 51: Anteil Preisbildungsverfahren in Gaslieferverträgen
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1:
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2005 2018 2005 2018 2005 2018 2005 2018 2605 2018 2005 2018
Northwest Europe Europe total Ceitial Europe 5oиttеast Europe Scandinavia and Медггаггалеап
Ваlucв
■ Oil price escalation & Other ■ Gas- ю 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 gegenLtber 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 Юг 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 aber Hubpreisbildung mit den liquiden Märkten
Westeuropas (und teilweise noch nicht einmal zu den zuvor genannten zentraleuropäischen Ländern)
verbunden. Bei diesen Ländern bestehen noch diverse Defizite, die sich in teilweise ungünstige
Beschaffungssituationen widerspiegeln. Allerdings ist dieser Zustand vollkommen unabhängig von der Nord
Stream Pipeline, die keinen Einfluss auf die Beschaffungssituation dort hat.
Vgl. ewi (2014а).
frontier economics 125
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Rubels in den letzten Jahren worden die aktuellen monatlichen Verluste bei rund
2,75 Mrd. Euro liegen (2,5% des Umsatzes).'
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 Mineralextraktionssteuer (die erneut bei den
Exportvolumina größer ist als bei den Volumina, die fir den inländischen
Verbrauch produziert werden), die Unternehmenseinkommenssteuer und
Exportzölle einen wichtigen Teil zum russischen Staatshaushalt bei.
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 Transitlandern
für russisches Gas zudem weitere
Diversifizierungsmöglichkeiten
Bereits heute sind CEE- und NWE-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 NWE-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.
Nach Gazprom (2019b), S. 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 Ober unterschiedliche durchschnittliche Preise für Exporte und Handel
macht, werden diese hier vereinfachend als gleich angenommen. Dies wurde 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) ergeben sich rund 2.75 Mrd. Euro pro Monat.
Nach Gazprom (2019b). S. 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.
''z So beläuft sich der Anteil der Einnahmen aus Il- und Gasverkäufen an den gesamten russischen
Staatseinnahmen auf aktuell rund 25%. In Jahren mit besonders hohen Rohstoffpreisen kann dieser Anteil
noch deutlich darüber liegen (bspw. fast 40% in 2014). Vgl. Kluge (2018). S. 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 Importmöglichkeiten
gegenüber (Abbildung 52):
■ Bereits heute kann Polén 9 bcm/a aus Deutschland164, 165 sowie 5 bcm/a über
[NG importieren.
■ Der Kapazitäten des bestehenden LNG-Terminals in swinoujscie befindet
sich derzeit im Ausbau. Ab 2022 wird das Terminal 7,5 bcm/a importieren
können.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).167
■ 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.165
163
Siehe Ausfuhrungen 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 bcm/a bezieht.
164
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, befüllen 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 in Ost-West-Richtung Tiber die Jamal Pipeline fließen, können in
Mallnow sogenannte „virtual reverse flow" Kapazitäten gebucht werden, bei denen die Buchungen in West-
Ost-Lieferungen virtuell verrechnet werden. Vgl. https://wvw.gascade.de/nclen/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.
165
Zudem zeichnet sich am Übergabepunkt in Mallnow eine weiterer Ausbau der grenzoberschreitenden
Ubertragungskapazität von Deutschland nach Polen ab, sodass ab 2021 von einer Ubertragungskazaptitat
von knapp 13 bcmla auszugehen ist, siehe https://www.nep-qas-datenbank.de:8080/app/#Ilkapazitaeten
(NEP-Zyklus: 2020 — SR Konsultation). Da es hierzu unseres Wissens noch keine finalen Beschlüsse gibt,
ist diese zusätzliche Kapazität in Abbildung 52 im Sinne einer konservativen Betrachtung noch nicht
enthalten.
166
Vgl Polskie [NG (2019).
167 Vgl. [NG World News (2019).
168
Vgl. https:)/www.baltic-pipe.eulde/
frontier economics 127
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
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Darüber hinaus besteht seit 2011 eine bidirektionale Pipeline im Süden mit der
Tschechischen Republik mit einer Kapazität von 1 bcm/a.
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. Da die meisten Pipelines noch in sehr frühen
Planungsstadien sind, sind sie in der zusammenfassenden Abbildung 52 im
Sinne einer konservativen Betrachtung nicht berücksichtigt.
Abbildung 52: Nachfrage und Importkapazitäten in Polen (bcmla)
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2021 2025 2030
DE DK CZ LNG BY UA -+-lmportbedarf
Quelle. Frontier Economics auf Basis von Entsog TYNDP 2018 und eigenen lnfrastrukturannahmen. Für die
Gasnachfrage 2030 wurde das sustainable Transition Szenario gewählt.
Hinweis: Basierend auf einem angenommenen Energiegehalt von 10.6917 TWh/ВСМ (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
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).
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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.
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.
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 sud- 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
können."
Diese Strategie könnte zu erhöhten Kosten der polnischen Gasbeschaffung und
einer Behinderung der weiteren Integration Polens in den NWE-Handelsraum
fuhren. Dies könnte letzten Endes zu einem Wiederauseinanderdriften der
polnischen Großhandelspreise gegenüber den nordwesteuropäischen Preisen
fuhren und negative Auswirkungen auf die polnischen Gaskunden haben.1ï5
Entgegen der sehr komfortablen Beschaffungssituation attestiert CEER im
jungsten Monitoringbericht zu den europäischen Energieeinzelhandelsmärkten
dem polnischen Gasmarkt einen bedenklichen Zustand. So weist das Land sowohl
Vgl. Ministertwo Energii (2019), S. 32.
172
Vgl. Reuters (2019).
173
Siehe https://en.gaz-system.pl/our-investments/.
174
So wies der erste LNG-Vertrag mit Katar mit 100% Take-or-Pay, einer 20Jährigen Laufzeit und einer
klassischen Ölpreisbindung äußerst ungunstige und nicht mehr zeitgemäße Konditionen auf. Laut dem
Branchenmagazin 1C1S Heren, ist dieser Vertrag sogar einer der teuersten LNG-Lieferverträge weltweit.
Zitiert nach Peters (2018), S. 41. Dieser Einkauf von LNG kann als polnische Reaktion auf die bereits in
Kapitel 2.4 angesprochenen Tendenzen im Weltmarkt, LNG aus Preisgrunden kurzfristige umzuleiten,
angesehen werden. Im Falle einer kurzfristig steigenden Nachfrage bspw. in Asien, durften somit die
Lieferanten aus Katar zunächst andere, aus ihrer Sicht weniger lukrative Lieferungen (bspw. nach
Großbritannien) umleiten, bevor sie weniger nach Polen liefern.
-_ Vgl. bspw. Peters (2018) und Gosling (2019).
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AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPÄISCHEN
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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
fur Tschechien.
Tschechien war historisch ein Gastransitland. Daher Oberstiegen die
Importkapazitäten systematisch die heimische Nachfrage. Historisch erfolgten die
Importe Ober die Slowakei. heute wird der Großteil des tschechischen Gases
dagegen in West-Ost-Richtung Ober 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 Grenzibergangspunkt 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
zukunftig 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.
16 Vgl. CEER (2018), Ѕ. 22. 27, 33 und 38.
"' Vgl. lEA (2019), Ѕ. 111.42
frontier economics 30
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPAISCHEN
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Abbildung 53 Nachfrage und Importkapazitäten in Tschechien (bcmla)
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DE sK —*--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/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)
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Е
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2021 2025 2030
AT CZ UA —b—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 1Wh/BCM (Eurostat).
frontier economics 131
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPAISCHEN
GASMARKT
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 (Swinoujscie) und Kroatien (Krk) als Start- bzw. Ende-
Punkte haben.18
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.19
6.2.4 Ungarn
Ungarn war ebenfalls historisch ein Transitland, was sich am Vergleich zwischen
Nachfrage (ca. 10 bcm/a) und Importkapazitäten (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 transpоrtiert.180
18 Vgl Gaz System (2019ь).
19 Vgl. Eastring (2018).
tB0 Die finale Investitionsentscheidung (FID) 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 Turkei nach
Bulgarien und nach Serbien) haben zudem bereits FID-Status, weswegen vor die zukonftige Verfugbarkeit
der Pipeline von Serbien nach Ungarn hier selbst unter konservativer Betrachtung annehmen.
frontier economics 132
AUSWIRKUNG DER NORD STREAM 2 PIPELINE AUF DEN EUROPAISCHEN
GASMARKT
Abbildung 55 Nachfrage und Importkapazitäten in Ungarn (bcm/a)
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AT RS RO SK UA —.—Importbedarf
Quelle: Frontier Economics auf Basis von Entsog TYNDP 2018 und eigenen lnfrastrukturannahmen.. LNG-
Kapazitäten beziehen sich auf das Szenario ..less advanced (yearly capacity). Die Gasnachfrage
entspricht dem Frontter-Szenario (siehe Abschnitt 2.4.3).
Hinweis: Basierend auf einem angenommenen Energiegehalt von 10.6917 TWh/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:
W 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).
n 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 Sсhwarzmeerregion und der Türkei bzw. den
südlichen Transitkorridor für russisches Gas anbinden.
6.3 Kartellrechtlicher Vergleich zwischen der
Europäischen Kommission und Gazprom sorgt
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