Kirsten Westphal

Nord Stream 2 – Deutschlands Dilemma

SWP-Aktuell 2021/A 33, April 2021, 8 Seiten

doi:10.18449/2021A33v02

Das Projekt Nord Stream 2 stellt die Bundesregierung vor das Dilemma, sich zwischen energie- und außenpolitischen Interessen entscheiden zu müssen. Eine Priorisierung sollte nicht ohne den Blick auf den energiepolitischen Kontext erfolgen. In der Frage der Güterabwägung gibt es keine einfachen und »billigen« Antworten. Das gilt umso mehr, als die Energietransformation in Kooperation die größte Dividende für einen Interessenausgleich zu sein verspricht. Allerdings setzt sie einen Minimalkonsens inner­halb der Europäischen Union (EU), mit den USA, der Ukraine und auch Russland voraus.

Die Nord-Stream‑2-Pipeline verläuft in zwei Strängen à 1 230 Kilometer von Russland nach Deutschland durch die Ostsee; Mitte April 2021 fehlen noch knapp 100 Kilo­meter durch dänische und 30 Kilometer durch deutsche Gewässer. Die US-Sanktionen hatten die Arbeiten im Dezember 2019 für ein Jahr zum Erliegen gebracht. Der Weiter­bau, die Versicherung und Zertifizierung der Rohrleitung ist infolge der Sanktionen nun eine russische Angelegenheit. Das Paket aus US-Sanktionen (Countering America’s Adversaries Through Sanctions Act, CAATSA; Pro­tecting Europe’s Energy Security Act, PEESA; Protecting Europe’s Energy Security Clarification Act, PEESCA) hat dazu geführt, dass sich europäische Firmen zurückgezogen haben. Ziel dieser amerikanischen Maß­nahmen ist, den Bau der Pipeline zu stop­pen. Die Bundesregierung ist gezwungen, sich zu positionieren; die Situation zwi­schen Washington und Moskau spitzt sich zu. Hoch aufgeladen, droht sie mindestens mit einem Gesichtsverlust zu enden.

Außenpolitische Veränderungen

Nord Stream 2 wurde 2015, ein Jahr nach der Krim-Annexion durch Russland, vom russischen Konzern Gazprom und fünf euro­päischen Konzernen aus der Taufe gehoben. Die Bundesregierung hat im Umgang mit dem Projekt früh auf bestehendes deutsches Recht und eine ökonomisch-technische Posi­tion rekurriert und dementsprechend den Ausbau der Nord Stream als kommerzielles Vorhaben eingeordnet, das den Industrie­standort und Gasmarkt in Deutschland stärkt. Sie folgte damit dem Paradigma, Han­del und Politik zu trennen und wirtschaft­liche Verflechtungen nicht als Problem für die eigene Sicherheit, sondern als Basis für einen Interessenausgleich zu sehen.

Die von Deutschland propagierte »Kompartmentalisierung«, also die Eingrenzung des Themas auf reine Wirtschaftsfragen, haben weder die EU-Kommission noch viele andere EU-Staaten geteilt; sie bewerteten das Thema im Kontext nationaler (Energie‑) Sicherheit und der Schaffung der Energie-Union anders. Diese (geo-)politischen Di­mensionen (vgl. SWP-Studie 21/2016) hat die Bundesregierung zu wenig berücksichtigt. Berlin widersetzte sich lange einer Abwanderung der Kompetenzen nach Brüssel und ließ – mit anderen Worten – die Chance verstreichen, das Konfliktthema Nord Stream 2 nach Brüssel zu spielen. Im April 2019 wurden die Vorschriften des EU‑Binnenmarktes auf Rohrleitungen über­tragen, die aus Drittstaaten in die Union führen. Diese Änderung der Gasrichtlinie bedeutet nun, dass hochpolitische Fragen verwaltungsrechtlich behandelt werden und damit der Politisierung entzogen sind. Es heißt aber auch, politische Handlungs­räume werden enger. Deutschland als An­landestaat obliegt es jetzt in Abstimmung mit der EU, den durch deutsche Hoheits­gewässer verlaufenden Abschnitt der Pipe­line zu regulieren. Allerdings ist schnell deutlich geworden, dass die EU-Staaten sich nur über den Textwortlaut der Gasrichtlinie einig sind, nicht jedoch in der Sache.

Seit Beginn des Projektes hat sich in sei­nem Umfeld viel verändert: Die fünf euro­päischen Konzerne haben sich auf Druck der polnischen Kartellbehörde aus der Be­teiligung zurückgezogen und stattdessen Finanzinvestitionen von jeweils bis zu 950 Millionen Euro zugesagt.

Vor allem aber haben sich die deutsch-russischen Beziehungen spätestens seit dem Fall Nawalny, Russlands Desinformations­kampagne gegen Deutschland sowie der Ver­schärfung der Situation in der Ostukraine verschlechtert. Dieses Röhrengeschäft funk­tioniert also nicht nur wegen der Rückwirkungen auf die Ukraine nicht mehr als Ele­ment der Entspannung, sondern zeigt viel­mehr, dass sich Energie- und Außenbezie­hungen in ihrer Tendenz zu Kooperation oder Konflikt eher gegenseitig verstärken. Gerade deshalb hofft(e) Berlin, mit dem Pro­jekt die Kosten für eine weitere Verschlech­terung der Beziehungen hochzuhalten. In der Tat ist eine weitere Negativspirale in den Energie­beziehungen denkbar, in denen beide Seiten zwar asymmetrisch, aber wech­selseitig verwundbar sind. Letztlich ist eben­falls der Umgang mit Handel zu einer geo­politischen Frage geworden – in einer von strategischer Rivalität und Systemkonkurrenz geprägten Welt, in der Austausch­beziehungen zu einer politischen Währung geworden und Lieferketten einem normativ unterfütterten Mit- und Gegeneinander unterworfen sind.

So ist auch das Verhältnis Berlins zu Wa­shington seit Mitte 2015 nicht unberührt geblieben von Trends und Kurswechseln in den USA (vgl. SWP-Aktuell 1/2019 und SWP­Studie 28/2019): Während Berlin (respektive Brüssel) zur Zeit der Obama-Administration Sanktionen gegen Russland in Abstimmung mit derselben verhängte, wendete sich das Blatt unter der Präsidentschaft Trumps grundlegend. Washington agierte nun uni­lateral. Teilweise getrieben vom Kongress, aber auch von Präsident Trump selbst, waren Sanktionen gegen Russland Reaktion auf die russische Einmischung bei den Wahlen, Teil der Innenpolitik, Element des Handelskonflikts und des Streits um Verteidigungs­ausgaben in der Nato mit Berlin, darüber hinaus Ausdruck US-amerikanischer Energie­dominanz. Daraus folgt eine hohe Dynamik und komplexe Motivlage, selbst wenn die Stoßrichtung – den Bau der Nord Stream 2 zu stoppen – klar ist. Deswegen gerät aber auch das eigentliche Ziel von Sanktionen aus dem Fokus, nämlich eine Verhaltensänderung beim Adressaten herbeizuführen. Die Sekundärwirkungen und externalisierten Kosten dieser unilateralen Sanktionen für Deutschland und die EU wurden in Kauf genommen, während die USA selbst weiter­hin Erdöl aus Russland importierten, um Vene­zuela und den Iran sanktionieren zu können.

Nach dem Amtsantritt Joe Bidens am 20. Januar 2021 schien sich kurzzeitig ein Fenster für einen Kompromiss um die Nord Stream 2 zu öffnen, das sich aber unter dem Druck des Kongresses schnell wieder schloss. Außenminister Blinken nannte bei seinem Antrittsbesuch Mitte März in Brüssel das Projekt »eine schlechte Idee« und wider die Interessen der EU, aber auch die Sicher­heitsinteressen der USA gerichtet. Der Grundtenor der Biden-Administration ist kooperativer, gleichzeitig aber normativer angelegt: Es geht ihr um die Wiederher­stellung eines guten transatlantischen Ver­hältnisses und eine gemeinsame Haltung gegenüber autoritären Regimen.

Jenseits der kurzfristigen Wendungen in der US-Politik bleibt der Schulterschluss mit Washington kein Leichtes. Einerseits fallen in der Systemkonkurrenz mit China die Interessen der USA und Europas zusammen, andererseits ist Europa ungleich stärker exponiert, was geoökonomische Verwerfun­gen sowie den Energiehandel angeht. Der Schock der Konfrontation mit Prä­sident Trump bleibt – ebenso die Erkenntnis, dass die USA ein nach wie vor zutiefst gespaltenes Land sind und ihr Energiereichtum sie energiepolitisch von der EU absetzt.

Deutschland befindet sich in einer schwie­rigen Zwickmühle: Russland untergräbt die Sicherheitslage in Europa, liefert aber gleichzeitig reibungslos Energie, während die US-Sanktionen die Pipeline zu einer Frage der nationalen Souveränität machen. Die Opposition in der EU gegen die Pipeline verdeckt, dass Washington auch Brüssels mächtiges Instrument der Regulierung unterminiert, sich mithin gleichermaßen für die EU die Frage stellt, inwieweit sie im Energiebereich mit und vis-à-vis den USA strategisch handlungsfähig ist (vgl. SWP-Aktuell 46/2020). 24 EU-Mitgliedstaaten haben dieser Sorge im August 2020 mit einer Demarche an Washington Ausdruck verliehen. Insgesamt haben sich die poli­tischen Positionen seit 2015 verhärtet.

Energiesicherheit

Nord Stream 2 stellt weder eine Gefährdung für die europäische Energiesicherheit dar, noch ist sie für die Gasversorgung unabdingbar. Da das Projekt geopolitisch in den Gesamtkontext eines hybriden Bedrohungsszenarios für Europa und sogar die USA gestellt wird, lohnt eine energiepolitisch breite Einordnung, die erstens einen Blick auf Geographie, Geologie, Infrastruktur­kapazitäten und Liefermengen wirft, zwei­tens auf den Gasverbrauchspfad.

Nüchtern betrachtet verdoppelt die Nord Stream 2 die Transportkapazität durch die Ostsee um 55 auf 110 Milliarden Kubikmeter jährlich. Sie verbindet die neu erschlossenen Vorkommen auf der Jamal-Halbinsel mit den großen Gasmärkten in Europa auf einem circa 1 000 Kilometer kürzeren, moderneren und effizienteren Weg als durch die Ukraine.

Die Gasförderung in Großbritannien, Dänemark, den Niederlanden und Deutschland hat sich zwischen 2009 und 2019 um mehr als die Hälfte auf 76,2 Milliarden Kubikmeter pro Jahr reduziert. Das große niederländische Gasfeld in Groningen wird die Förderung 2022 einstellen. Nordwest­europa ist mit Großbritannien und mit Deutschland als größtem Abnehmer mit rund 57 Milliarden Kubikmetern wichtigster Absatzmarkt von Gazprom (2019). Die Förderung in der EU ist schneller und in höherem Maße gesunken, als in der Prognos-Studie von 2017 angenommen, die die Grundlage für das Planrechtfertigungs­verfahren der Nord Stream 2 bildete. Die Studie geht nur von einer Verringerung von 41 Milliarden Kubikmetern bis 2025 aus.

Für 2020 rechnete sie mit Importen von insgesamt 376 Milliarden Kubikmeter Gas durch die EU‑28, die Schweiz und den West­bezug der Ukraine. In der Realität lagen die Gesamtnettoimporte mit rund 407 Milliar­den Kubikmetern schon 2019 deutlich dar­über. Aus Russland wurden entsprechend etwa 170 Milliarden Kubikmeter bezogen.

Auch am russischen Ende der Pipelines spielt Geologie eine Rolle, da die alten Gas­felder der Nadym-Pur-Taz-Region ihren För­derhöhepunkt überschritten haben. Da­gegen wächst die Förderung auf der Jamal-Halbinsel. Gazprom muss also die Gasfelder mit Blick auf Exporte und den russischen Ver­brauch managen. Die Hauptquellen und ‑routen für den Export von russischem Erdgas verlagern sich nach Norden bzw. liegen in Ostsibirien, von wo aus durch die »Power of Siberia« jährlich 38 Milliarden Kubikmeter nach China exportiert werden. Nicht umsonst verhandeln Russland und China über die »Power of Siberia 2« mit einer Kapazität von 50 Milliarden Kubik­metern aus Westsibirien.

Dabei ist es natürlich rechnerisch richtig, dass die EU, die Ukraine, der Westbalkan und die Türkei auch über das bestehende Leitungsnetz beliefert werden könnten. Das alte Gasleitungssystem durch die Ukraine hat eine nominale Kapazität von 146 Mil­liarden Kubikmetern im Jahr, die Jamal-Europa-Pipeline durch Polen und Belarus von 33 Milliarden und Nord Stream 1 von 55 Milliarden Kubikmeter Gas. Hinzu kom­men Pipelines in die Türkei: TurkStream mit 31,5 Milliarden, Blue Stream mit 16 Mil­liarden Kubikmetern jährlich; schließlich eine kleine Pipeline nach Finnland. Auch ohne die zusätzlichen 55 Milliarden Kubik­meter der Nord Stream 2 gibt es keine Leitungsengpässe.

Allerdings sind mittlerweile die Anschluss­leitungen in Deutschland in Betrieb und der deutsche Gasverbraucher bezahlt dafür. Diese Investitionen sind versunkene Kosten. Zwar ist die Leitungskapazität der Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung OPAL seit einem Urteil des Gerichts der EU auf die Hälfte reduziert; jedoch steht die Europäische Gasanbindungsleitung EUGAL seit April 2021 mit einer Kapazität von 55 Milli­arden Kubikmetern bereit. Über die an­schließende Gazelle-Pipeline können rund 30 Milliarden Kubikmeter über Tschechien nach Waidhaus (Bayern) transportiert wer­den, den Einspeisepunkt, über den früher ein Großteil des Gases über die Ukraine nach Deutschland gelangte.

Die Erweiterung von Transportkapazitäten durch Nord Stream 2 heißt indes nicht auto­matisch, dass Gazprom mehr Gas nach Eu­ropa verkaufen würde. Entscheidend für die Ab­nahmemengen sind nämlich bestehende Langzeitverträge mit ihren »take or pay«-Klauseln, also den Mengen, die die Käufer in jedem Fall bezahlen müssen und damit auch abnehmen werden. Darüber hinaus wird nach Preissignalen »nominiert«, das heißt dort bestellt, wo das günstigste Gas zu bekommen ist. Deswegen macht der Anteil von verflüssigtem Erdgas (LNG) an den Gas­lieferungen nach Europa circa ein Viertel aus, schwankt aber deutlich. Schätzungen gehen davon aus, dass sich Gazprom bis mindestens 2030 einen beträchtlichen Markt­anteil in Europa gesichert hat: über Liefer­verpflichtungen aus Langzeitverträgen im Umfang von circa 120 Milliarden Kubik­metern jährlich. Diese muss sie aber auch bedienen.

Klimapolitische Erwägungen

Der politische Druck auf die Nord Stream 2 wird noch verstärkt durch die Tatsache, dass sie ein fossiles Infrastrukturprojekt ist. Die Pipeline wird als Wette der beteiligten Energiekonzerne gegen den europäischen Klimaschutz apostrophiert. Denn um 2050 Klimaneutralität zu erreichen, wird der Ver­brauch von Erdgas massiv sinken müssen. Allerdings klaffen derzeit auf das Klimaziel bezogene Szenarien und Trendszenarien weit auseinander. So zeigen die oben er­wähnten Verbrauchs- bzw. Importdaten ebenso, dass eine Trendumkehr beim Gas­verbrauch (noch) nicht geschafft wurde.

Beim fossilen Erdgas tut sich ein Dilemma auf zwischen der Geschwindigkeit der Emissionseinsparungen und der Tiefe der Dekarbonisierung, wenn über die Nutzung von Erdgas als Brücke gestritten wird. Erd­gas ersetzt Kohle in der Industrie und bei der Stromerzeugung. Auch weil Deutsch­land aus dem Atomstrom aussteigt, ist eher damit zu rechnen, dass in der nächsten Dekade der Verbrauch von Erdgas noch zunehmen wird. Damit stellt sich die Frage nach der Versorgungssicherheit im Über­gangszeitraum sehr konkret. Es greift zu kurz, wenn in der öffentlichen Debatte in erster Linie jährliche Importmengen und mög­liche Transportwege betrachtet werden. Der Gasverbrauch wird künftig je nach Jahres­zeit massiv schwanken, Tendenz steigend, wobei schon heute der monatliche Gas­verbrauch in Deutschland in den Wintermonaten über dem Dreifachen einzelner Sommermonate liegt. Im Winter fallen nämlich Kälteperioden mit sogenannten Dunkelflauten zusammen.

Eine zeitpunktgenaue Betrachtung des Verbrauchs ergibt, dass größere Kapazitäten und mehr Flexibilität in der Infrastruktur notwendig sind. In der Vergangenheit wurde das durch die Speicher und Gasfelder in der EU gedeckt. Letztere fallen bald weg. Wäh­rend der Kältewellen der Jahre 2019 und 2021 waren die Pipelines aus Russland voll ausgelastet. Der kalte Februar 2021 hat außerdem gezeigt, dass Flüssigerdgas einer Preislogik folgt, die Europa zum »last resort« von LNG macht. Das heißt nichts anderes, als dass in einer Kälteperiode für LNG we­sentlich höhere Preise gezahlt werden müssten, um die benötigten Mengen nach Europa umzulenken: Am 19. Februar lag der LNG-Spotpreis in Ostasien mehr als 80 Prozent über dem Gaspreis in Europa. Gleichzeitig sind die LNG-Exporte aus den USA im Februar um zwei Drittel eingebrochen. Zwar ist LNG vor allem aus den USA, Russland und Katar ein wichtiger Bestandteil des EU-Gasmixes geworden, aber für eine punktgenaue Versorgung spielen die Faktoren Preis und Zeit (bis die Tanker an­landen) eine große Rolle.

Insofern schafft mehr Klimaschutz in der langen Sicht auch mehr Versorgungssicher­heit. Aber die Energiewende im Gassektor wird von hohen Unsicherheiten und Volati­litäten geprägt sein, die die Lieferbeziehungen und das Gasnetz großem Stress aus­setzen werden.

Nord Stream 2 aus klimapolitischen Grün­den zu stoppen, würde an einem sensiblen Punkt in der Gaskette ansetzen. Physisch würde eine Flexibilitätsquelle fehlen, ohne dass sich dies direkt auf Liefermengen aus­wirkte (siehe oben) und aufseiten der Ver­braucher erfolgreich Energie gespart würde. Schwierig ist selbst die von Klimaseite auf­geführte Argumentation, dass der preisdämpfende Effekt verhindert werden soll, den die Pipeline auf den deutschen Gas­markt haben wird. Wenn sich fossile Energie verteuern soll, gibt es andere Wege, deren Auswirkungen auf Versorgungssicherheit geringer sind.

Wer Erdgas sukzessive teurer machen will, sollte dies nicht über physische Ver­knappung tun, sondern einen Preis für CO2- und Methanemissionen durchsetzen. Rich­tig ist jedenfalls, dass Methanemissionen entlang der ganzen Lieferkette beobachtet werden müssen und nicht nur als ein Argu­ment für oder wider einen modernen Lei­tungsstrang durch die Ostsee herangezogen werden dürfen. Der Umgang mit Methan­emissionen und die Dekarbonisierung der Gaslieferkette ist eine zentrale internationale Aufgabe.

Integrität der Ukraine

Ende 2019 ist es Russland und der Ukraine gelungen, eine Vereinbarung über den Gas­transport durch die Ukraine abzuschließen. Was dazu geführt hat – ob der Druck der US-Sanktionen oder Verhandlungs- und Vermittlungsgeschick –, darüber lässt sich trefflich streiten. In der Sache aber wurde ein Durchbruch erzielt: ein neues Vertragsverhältnis zwischen den beiden Ländern, das mit den EU-Regeln konform geht und bis Ende 2024 eine stabile und verbindliche vertragliche Grundlage schafft. Das garan­tiert der Ukraine Transiteinnahmen von mindestens 7,2 Milliarden US-Dollar.

Laut dem Vertrag hat Gazprom feste Transportkapazitäten von 65 Milliarden Kubikmetern im Jahr 2020 gebucht, für die folgenden Jahre 2021–2024 jeweils 40 Mil­liarden. Diese »ship or pay«-Mengen müssen unabhängig von der eigentlichen Dienstleistung bezahlt werden. Der Tarif liegt um einiges höher als auf den Konkurrenz­routen der Jamal–Europa oder der Nord Stream 1, da das Leitungssystem der Ukraine auf höhere Volumina ausgelegt ist. Wenn die Gazprom darüber hinaus Erdgas durch die Ukraine exportieren will, muss sie kurz­fristig Kapazität zu noch höheren Preisen dazubuchen.

Das Jahr 2020 hat deutlich gemacht, dass die Ukraine mittlerweile recht gut in den ost­mitteleuropäischen Gasmarkt integriert ist. Für den Eigenverbrauch bezieht sie kein Gas mehr direkt aus Russland, sondern über Rückfluss aus der EU. Folgende Integrations­schritte hat die Ukraine in den letzten Jah­ren durchlaufen: physische Gasimporte aus der Slowakei, Polen und Ungarn zu güns­ti­gen Marktpreisen, die an europäische Han­delsplätze gekoppelt waren; Umsetzung der EU-Netzkodizes; Nutzung ihrer Gasspeicher für Osteuropa aufgrund attraktiver kom­mer­zieller Rahmenbedingungen und Erhalt des Gastransports im Wettbewerb mit ande­ren Routen. All dies zeichnet ihren weiteren Weg vor und macht es ihr erst möglich, teil­zuhaben am strategischen Ziel der EU, bis 2050 klimaneutraler Kontinent zu werden.

Wenn jetzt also nach weitergehenden Kompromisslösungen gesucht wird, geht es hauptsächlich um die Frage, wie der Trans­port von fossilem Erdgas aus Russland über den 31. Dezember 2024 hinaus garantiert werden kann. Allerdings spricht einiges dagegen, den Vertrag nun wieder aufzuschnüren. Überdies ist eine potentielle Ver­längerung problematisch, weil die Frage der Gastransporttarife für die nächste Regulierungsperiode 2025–2029 noch nicht ge­klärt ist. Die Tarife werden wohl erst 2024 von der Nationalen Regulierungsbehörde der Ukraine (NEURC) beschlossen. Schon heute von Gazprom zu erwarten, Kapazi­täten zu reservieren, ohne die Tarife zu kennen, ist schwer vorstellbar. Andererseits wäre – wie in einer Studie von IHS Markit vorgeschlagen – durchaus denkbar, aggre­gierte Jahrestarife fest­zulegen, die vorab in einen von der EU verwalteten Treuhand­fonds einzuzahlen wären. Das brächte für die Ukraine mehr Planungssicherheit, um Kapazitäten stillzulegen oder Leitungsstränge für Wasserstoff umzurüsten. Das alte Sys­tem hat eine Kapazität von 146 Milliarden Kubikmetern jährlicher Transportmenge, war aber bereits 2019 mit 89,6 Milliarden Kubikmetern nur noch teilweise ausgelastet.

2020 hat Gazprom mit 55,8 Milliarden Kubikmetern weniger Gas durchgeleitet, als an Kapazität gebucht war (65 Milliarden Kubikmeter). ICIS berichtet zudem, dass Gazprom in den ersten vier Monaten 2021 nur wenig mehr als die täglichen 109,6 Mil­lionen Kubikmeter gebucht hat. Aus drei Gründen wird der Transitbedarf durch die Ukraine kaum mehr steigen: Erstens hat Russland die TurkStream, die im europäischen Teil der Türkei endet, mit 15,74 Milli­arden Kubikmeter Kapazität fertiggestellt. Seit Januar 2021 können darüber mindestens 6 Milliarden Kubikmeter jährlich durch Bulgarien, Griechenland, Nordmazedonien und ab Oktober nach Serbien geliefert wer­den. Außerdem können die Mengen, die Gazprom 2020 noch über die Ukraine nach Rumänien und Ungarn lieferte, nun aus der TurkStream über die Trans-Balkan bereit­gestellt werden. Zweitens nahm die Trans Adriatic Pipeline (TAP) im Dezember 2020 ihre Lieferungen von aserbaidschanischem Gas durch Griechenland und Albanien nach Italien auf. Sie wird später auch ein Drittel des bulgarischen Gasbedarfs decken, wenn der Interkonnektor Griechenland–Bulga­rien betriebsbereit ist. Drittens kommen die LNG-Terminals im griechischen Revithoussa, im kroatischen Krk und ab 2022 im grie­chischen Alexandroupolis sowie ähnliche Anlagen in der Türkei hinzu.

Damit haben sich die Gasflüsse in Süd­osteuropa verändert und diversifiziert. Der Bedarf, Gas für Südosteuropa durch die Ukraine zu transportieren, ist somit begrenzt. All das zusammengenommen bedeutet, dass sich Gazprom an den bestehenden Lang­fristverträgen orientieren wird, um die Re­gion über die TurkStream und teilweise die Ukraine zu beliefern. Daraus folgt, dass ukrainische Transportkapazität frei wird, um vor allem die Slowakei und den Rück­fluss zu bedienen. Nach 2024 wird also – selbst wenn die Nord Stream 2 nicht in Be­trieb geht – wenig zusätzlicher Buchungsbedarf über die 40 Milliarden Kubikmeter jährlich hinaus bestehen, und für den Fall, dass sie in Betrieb geht, werden vermutlich nicht mehr als 10–15 Milliarden Kubik­meter pro Jahr bis 2030 benötigt werden.

Perspektiven für Osteuropa

Die Ukraine ist für die Gesamtkonfiguration der Gasversorgung der Region von Bedeu­tung. Wegen der Annexion der Krim durch Russland und dessen Unterstützung des be­waff­neten Separatismus in der Ostukraine hat sie 2015 den direkten Bezug von russi­schem Gas eingestellt. Stattdessen hat sie begonnen, ihren Bedarf an Gasimporten durch physische Importe aus Mitteleuropa zu decken, in erster Linie aus der Slowakei, aber auch aus Ungarn und Polen. Wie oben beschrieben, ist die Ukraine Teil des ost­mitteleuropäischen Gasmarktes, der bereits weitgehend in den EU-Binnenmarkt inte­griert ist.

Politische Gedankenspiele um die Gas­region zwischen Ostsee, Adria und Schwar­zem Meer sollten die Erfolge der EU-Gas­politik nicht außen vor lassen: Der Bau der Interkonnektoren, die Anwendung der EU-Regulierung und zuletzt die Umsetzung des Kartellverfahrens gegen Gazprom haben den Märkten mehr Wettbewerb und mehr Preiskonvergenz mit den Gashubs im Wes­ten gebracht. Die marktbeherrschende Stellung von Gazprom ist gebrochen.

Es ist nicht nur die Nord Stream 2, son­dern ebenso die (energie-)politischen Re­aktionen darauf, die eine gewisse Spaltung des Gasmarktes zementieren. Die ost- und mitteleuropäischen Länder verfolgen in der Drei-Meere-Initiative nicht nur einen Kurs der Nord-Süd-Vernetzung untereinander, sondern auch primär der Integration in den internationalen Gasmarkt, um die Abhängig­keiten von der russischen Gazprom zu re­duzieren (vgl. SWP-Aktuell 16/2021). Wenn­gleich die Integration für die Energie­souveränität dieser Länder ein wichtiger Schritt ist, muss man gleichermaßen die Kohäsion des EU-Gasmarktes im Auge be­halten. Dabei ist auch zu beobachten, ob und wie sich ab 1. Oktober 2021 die Gas­flüsse mit dem neugegründeten einheit­lichen deutschen Marktgebiet (Trading Hub Europe, THE) und seinen neuen Tarifen verändern werden.

Der polnische Gasmarkt ist weitgehend durch Handelsbarrieren vom nordwest­europäischen Markt abgeschottet – eine Folge polnischer Energiepolitik, die unter anderem auf die physische Substitution russischer Gasmengen bis 2022 und die Etablierung eines Nord-Süd-Korridors für nichtrussisches Gas setzt. Eigentlich wäre es sinnvoll, die nicht weit voneinander ent­fernt liegenden Einspeisepunkte von russi­schem und norwegischem Pipelinegas sowie LNG in Deutschland und Polen zu verbinden.

Polens Gaskonsumenten zahlen für diese Abschottung einen höheren Gaspreis, der politisch als Beitrag zu echter Diversifizierung verkauft wird. Die Infrastruktur wurde mit EU-Mitteln finanziert. An dieser Stelle schließt sich ein Kreis mit Blick auf die schwierige Balance von Klimapolitik und Versorgungssicherheit: Russland hat eine starke Stellung auf dem EU-Markt. Gleich­zeitig ist dieser flexibel genug, dass er Op­tionen hat, kurz- und mittelfristig einen (teilweisen) Ausfall russischer Mengen zu ersetzen. Wenn aber die Energiewende nicht viel schneller und in ganz Europa gelingt, wächst die Abhängigkeit von rus­sischem Gas eher noch – was zu mehr Diversifizierung und LNG-Infrastruktur­ausbau führen könnte.

Künftig wird der europäische Bedarf überwiegend durch Pipelinegas aus Russ­land und durch LNG hauptsächlich aus den USA, aus Russland (der Firmen Novatek und Gazprom) und aus Katar gedeckt werden müssen, da die heimische, die algerische und auch die norwegische Förderung sinken bzw. abflachen. Einzig das LNG-Angebot aus Katar wird sich nach 2025 auf dem Weltmarkt signifikant erhöhen, von 110 auf 152 Milliarden Kubikmeter pro Jahr.

Das unterscheidet die EU von den USA: Erstere hat ein vitales Interesse an der Ko­häsion des Gasmarktes und nicht an einem »Cordon sanitaire«. Vor allem aber ist (und bleibt) Russland nicht nur Nachbar, son­dern ebenfalls großer Energie- und Roh­stofflieferant, auf den vermutlich auch eine Energietransformation, sicher aber eine Politik für ein klimaneutrales Europa setzen muss. Nullsummenspiele im Gas­bereich enden unweigerlich in einer Sack­gasse, denn Europas Energieversorgung setzt einen Modus vivendi mit Moskau vor­aus. Die EU hat es in der Vergangenheit gut verstanden, über ihre Regulierung Gaz­proms Marktmacht einzudämmen und zu brechen. Das eröffnet verschiedene Mög­lich­keiten für die Gasversorgung und die Energiewende: Es ließe sich zum Beispiel verhandeln über Gaslieferungen aus Zentral­asien durch die Ukraine ebenso wie über ein »Gas Release«, also die Auktionierung russischer Gasmengen etwa über die elek­tronische Handelsplattform der Gazprom. Inwieweit diese Optionen erhalten bleiben, falls die Nord Stream 2 aus außen- und geo­politischen Überlegungen gestoppt wird, ist schwer einzuschätzen. Die Verlagerung auf die Geopolitik würde Marktmechanismen in jedem Fall schwächen und diesen Weg (erst einmal) verschließen.

Handlungsoptionen

Im energiepolitischen Kontext ergeben sich für Deutschland aus der jetzigen Situation zwei Handlungsoptionen: (1) sich an den US-Sanktionen gegen Russland zu beteiligen, um den Bau der Nord Stream 2 zu stoppen; (2) das Projekt aktiv zu flankieren und einen Kompromiss zu suchen. Passiv abzuwarten ist keine politische Option, da allein der Druck seitens der USA eine Posi­tio­nierung erzwingt.

(1) Den Bau zu stoppen hat sich schon für die USA nicht als einfach erwiesen, da viele Tätigkeiten nun von russischen Unter­nehmen ausgeführt werden. Gemeinsame EU- und US-Sanktionen mit dem Ziel, den Fortgang der Verlegearbeiten zu verhindern, könnten angesichts des Fortgangs der Bauarbeiten auch vor Ort in eine konfrontative Situation münden. Überdies würden Sanktionen einen Konsens in der EU voraus­setzen sowie eine klare Begründung, war­um sie verhängt werden. Sanktionen sind indes an Bedingungen für eine Verhaltensänderung geknüpft, die erfüllbar sein muss, sonst werden sie zum Selbstzweck. Ferner stehen die Sorge vor Schadensersatzforde­rungen und das Diskriminierungsverbot eines Projektes im Raum. Auch wenn Gegner die Situation um die Nord Stream 2 zu einem Wettlauf und Endspiel stilisieren, wäre ein solcher Schritt zwar ein Paukenschlag, aber doch eher ein Aufschlag für eine nächste Runde (der Eskalation) ohne erkennbare Vorteile. Wem nutzt eine Ruine in der Ost­see? Wirkungsvoller wären zwischen der EU und den USA im Gleichschritt vereinbarte Sanktionen gegenüber russischen Ölliefe­rungen. Hier ist der Kreml verwundbarer, gleichzeitig wären die Kosten zwischen der EU und den USA weniger ungleich verteilt.

(2) Für die Suche nach einem Kompromiss liegen die Bausteine auf der Hand: Integration der Ukraine in den EU-Energie-Binnenmarkt, und zwar nicht nur über die bereits laufende Synchronisierung des Strom­netzes, sondern auch über die Verlänge­rung des Gastransportes bzw. über dessen Dekarbonisierung. Die Ukraine kann eine Schlüsselrolle bei »sauberen Gasen« spielen und von ihrer geographischen Lage profitie­ren: Das Land hat das Potential, um grünen Wasserstoff herzustellen, aber auch, um aus (russischem) Erdgas blauen Wasserstoff (für Europa) zu erzeugen und das dabei ab­geschiedene CO2 zu speichern.

Insgesamt ist die Region zwischen Ostsee, Adria und Schwarzem Meer für die Erzeu­gung von grünen Gasen und Wasserstoff prädestiniert. Deutschland könnte sich da­für weiterhin und verstärkt in der Drei-Meere-Initiative engagieren.

Eine der zentralen Ideen aus Washington aber – der Notbremsen- und Snapback-Me­chanismus – ist aus zwei Gründen schwer zu realisieren: Erstens gibt es momentan keine regulatorische Handhabe, ihn umzu­setzen. Zweitens käme das »Quidproquo« der EU diese nicht nur buchstäblich teuer zu stehen, sondern ginge auch – je nach Dauer – mit massiven Einschränkungen ihrer Versorgungssicherheit einher.

Außerdem wird es nach der Fertigstellung der Pipeline noch einen regulatorischen und zeitlichen Spielraum geben, der für politische Verhandlungen genutzt wer­den sollte. Auf dem Weg bis zur Inbetriebnahme einer oder beider Stränge gibt es noch Haltepunkte: die Abnahme der Rohr­leitungen und die Umsetzung des Dritten Binnenmarktpaketes. Die Gazprom und der Kreml werden offenlegen müssen, nach welchen Regeln sie spielen möchten. Zu welchem Zeitpunkt welche Mengen wessen Erdgases dann wirklich durch die Rohrleitungen fließen und wer sie betreibt, hängt auch davon ab, was der gefundene Kom­promiss beinhaltet.

Dr. Kirsten Westphal ist Wissenschaftlerin in der Forschungsgruppe Globale Fragen.

© Stiftung Wissenschaft und Politik, 2021

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ISSN (Print) 1611-6364

ISSN (Online) 2747-5018

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