Das Nord Stream-2-Projekt und die Auswirkungen auf die gemeinsame Energiesicherheit und Außenpolitik der EU

Frank Umbach

Kein anderes Energieprojekt ist in den EU-Staaten derartig umstritten wie das russische Gaspipelineprojekt Nord Stream-2 (NS-2). Überlagert ist der Pipelinekonflikt von der Frage der künftigen Beziehungen zwischen der EU und Russland, die sich gegenwärtig v.a. an den kontroversen Diskussionen über die mögliche Aufhebung der EU-Sanktionen infolge des Ukrainekonflikts erhitzt. Zudem wird der Kreml verdächtigt, die EU mittels massiver Propaganda und Desinformationskampagnen zur Beeinflussung der öffentlichen Meinung und Politik sowie Cyberangriffen zu spalten und letztendlich ihre Auflösung im geopolitischen Interesse Russlands zu forcieren. Vor diesem Hintergrund gewinnt die Frage der Auswirkungen des Pipelinebaus nicht nur für die Energieversorgungssicherheit der EU, sondern auch für den politischen Zusammenhalt bei der gemeinsamen EU-Außen- und Sicherheitspolitik eine besondere strategische Relevanz.
Bereits das ursprünglich bilaterale russisch-deutsche Vorgängerprojekt, Nord Stream-1 (NS-1) mit seiner jährlichen Transportkapazität von 55 Mrd. m³ hatte erheblichen Widerstand bei den osteuropäischen EU-Mitgliedstaaten hervorgerufen und konnte erst durch Beteiligung von weiteren europäischen Gaskonzernen als ein europäisches Energieprojekt verwirklicht werden.1) Nach den russisch-ukrainischen Gaskrisen von 2006, 2009 und 2014, in deren Folge erst signifikante Fortschritte zu einer wirklich gemeinsamen Energiepolitik und Stärkung der Versorgungssicherheit möglich wurden, war der russische Vorschlag einer Verdoppelung der Gaslieferungen nach Europa über den Bau von zwei weiteren 1.200 km langen Unterwasser-Pipelines (NS-2) seit 2012 in der politischen Diskussion.
Im Juni 2015 kündigte Gasprom schließlich den Bau der NS-2-Pipeline an. Am 5. September 2015 unterzeichneten der russische Gaskonzern Gasprom und seine europäischen Konsortiumspartner der Nord Stream-2 AG die Vereinbarung zum Bau der rund 10 Mrd. EUR teuren NS-2-Gaspipeline. Zu diesem Zeitpunkt hatte Gasprom im Firmenkonsortium eine 50%ige Beteiligung, während die deutschen Gaskonzerne Uniper und Wintershall wie auch die britische Royal Dutch Shell, die österreichische OMV und der französische Gaskonzern Engie jeweils Anteile von 10% besaßen. Das Konsortium setzt dabei auf denselben Realisierungspfad mit einer Ausnahmeregelung wie NS-1, obwohl das politisch-regulatorische Umfeld inzwischen ein völlig anderes ist.
Da die gesamten russischen Gaslieferungen nach Europa und die Türkei ein Lieferniveau von 159 Mrd. m³ in 2015 erreichten, könnten künftig über NS-1-2 also bis zu 70% aller russischen Gaslieferungen nach Europa - unter Umgehung der Transitstaaten Ukraine, Polen, Weißrussland und Slowakei - nach Deutschland und Westeuropa erfolgen. Allerdings gehen die meisten Prognosen von einem künftig wieder steigenden Gas­importbedarf Europas aus, sodass der Anteil von NS-2 vermutlich geringer sein dürfte.
Die EU-Staaten haben sich nach der Gaskrise von 2009 auf verstärkte Diversifizierungsanstrengungen für alternative Gasimporte aus anderen Ländern verständigt und diese infrastrukturell forciert. Von daher konnte es auch die deutsche Bundesregierung kaum überraschen, dass sowohl Brüssel als auch viele osteuropäische EU-Staaten mit großer Skepsis und offenem Widerstand gegen das Pipelineprojekt reagieren würden. So protestierten Ende November 2015 die sieben Energieminister aus Estland, Lettland, Litauen, Polen, Rumänien, der Slowakei und Ungarn in einem gemeinsamen Brief an den für die Energie-Union zuständigen Vizepräsidenten der Europäischen Kommission, Maros Sefcovic, gegen das NS-2-Projekt, da dieses negative Auswirkungen auf die Energieversorgungssicherheit ihrer Länder haben würde.2) Im Mai 2016 kritisierte auch das Europäische Parlament das Pipelineprojekt, da dieses „europäischen Interessen“ widerspreche.3)
Auch in Deutschland ist das „privatwirtschaftliche“ NS-2-Projekt politisch in Frage gestellt und ein enger Zusammenhang mit der Außenpolitik Russlands hergestellt worden, da Verletzungen des Völkerrechts und Kriegsrechts nicht durch derartige Geschäfte belohnt werden dürften, zumal über den russischen Energieexport die Kriegspolitik des Kreml in der Ukraine und in Syrien finanziert werde.4) Demgegenüber hatte sich Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel seit Oktober 2015 in bilateralen Gesprächen mit der russischen Führung eindeutig für das Pipelineprojekt stark gemacht und sich faktisch für bilaterale Energiesonderbeziehungen zwischen Deutschland und Russland ausgesprochen, die „politische Einmischung“ durch Brüssel verhindern solle, um rechtliche Fragen „in der Kompetenz der deutschen Behörden“ zu regeln.5) Daher konnten Beobachter den Eindruck bekommen: „Die Interessen einer Handvoll Energiekonzerne sollen höher stehen als die EU-Normen, europäische Solidarität und Sicherheit.“6)
Während die beteiligten Konsortien das Gaspipelineprojekt als rein kommerzielles Projekt bewerten und die deutsche Bundesregierung dieser Argumentation gefolgt ist, zumal sie eine zusätzliche Direktverbindung unter Umgehung von Transitländern biete, wird es von den Gegnern in der EU als ein primär geopolitisches Projekt kritisiert. Dieses bringe kein zusätzliches russisches Gas nach Europa, sondern stelle nur eine Routendiversifizierung dar und würde angesichts der nicht ausgelasteten Pipelines für russisches Gas nach Europa auch nicht benötigt und habe nur höhere Kosten zur Folge. Zudem würde es die Transitländer und ihre Versorgungssicherheit schwächen und die Vormachtstellung Gasproms in den mittel- und osteuropäischen Staaten stärken. Aus Sicht der Kritiker dient die Pipeline auch weitergehenden außen- und geopolitischen Zielsetzungen des Kremls, da sie als politischer Spaltpilz innerhalb der EU fungiere, die Außen- und Sicherheitspolitik der EU gegenüber der Ukraine aufweiche und mit Sonderregelungen die Anwendung der einheitlichen Spielregeln für den gemeinsamen EU-Binnenmarkt in Frage stelle und so zu Marktfragmentierungen führe. Demnach gefährde das Projekt die gemeinsame EU-Energieaußenpolitik und dessen Kern, das politische Solidaritätsgebot, sowohl nach außen als auch nach innen, und gleichzeitig die Vollendung des EU-Energiebinnenmarktes mit der Umsetzung des Dritten Energiepakets.7)
Die aktuelle Diskussion wird seit 2016 durch folgende Umstände zusätzlich kompliziert:
- Nach dem Einspruch der polnischen Kartellbehörde im August 2016 sind die europäischen Konsortiumspartner von Gasprom ausgestiegen, sodass Gasprom nun alleiniger Gesellschafter der Nord Stream-2 AG ist. Im Gegensatz zur Freigabeentscheidung des Bundeskartellamtes im Dezember 2015 hatte die polnische Kartellbehörde den Konsortiumsfirmen einen Fragenkatalog vorgelegt. Daraufhin zogen die Firmen ihren Antrag zurück, wollen aber das Projekt - wenn möglich - anderweitig unterstützen. Unter Beachtung der Versorgungssicherheit ist die neue Lage noch problematischer, weil damit Gasprom die Pipeline alleine bauen sowie betreiben würde.8) Dieses wäre damit die erste direkte Pipeline in die EU, die unter ausschließlicher Kontrolle des russischen Gasexportmonopolisten stehen würde.9) Für Gasprom und Russland wiederum bedeutet die Austrittsentscheidung, dass sich die direkten Projektkosten in geschätzter Höhe von 9,5 Mrd. EUR für Gasprom auf mindestens die Hälfte verdoppeln und es gleichzeitig ohne die Partner sehr viel schwieriger wird (v.a. bei Aufrechterhaltung der Sanktionen), die restlichen 7 Mrd. USD für den Bau von NS-2 auf dem internationalen Kapitalmarkt aufzunehmen.10) Im April wurde nun eine Finanzierungsvereinbarung unterzeichnet, nach der die ursprünglichen fünf europäischen Konsortiumpartner von Gasprom jeweils einen Anteil von 950 Mio. EUR für den Bau der NS-2 finanzieren, während Gasprom die anderen 50% in Höhe von 4,75 Mrd. EUR übernehmen wird.
- Anfang Dezember 2016 reichte die PGNiG-Tochtergesellschaft PGNiG-Supply and Trading beim Europäischen Gerichtshof (EuGH), später dann auch vor dem Landgericht Düsseldorf, Klage gegen die Entscheidung der Kommission vom 28. Oktober 2016 ein, der OPAL-Anschlussleitung an NS-1 künftig eine Kapazität von 80% einzuräumen (anstatt bisher 50% gemäß dem Dritten Energiepaket/TEP), da dies gegen eine konsequente Umsetzung des TEP verstoße und die dominante Marktstellung von Gasprom noch weiter stärken könne. Zudem befürchtet die polnische Regierung negative Auswirkungen auf den kommerziellen Betrieb ihres LNG-Terminals in Swinemünde und dass dadurch ihr Offshore-Pipelineprojekt Baltic Pipe mit einer Kapazität von 10 Mrd. m³ von Norwegen über Dänemark nach Polen gefährdet ist.11) Während Deutschland und auch die Tschechische Republik von der Kommissionsentscheidung einer höheren Kapazitätsnutzung von OPAL profitiert haben, ging dies auf Kosten der Slowakei, die über die gemeinsame ukrainische Grenze weniger Gas importierte und weiterleitete. Da die OPAL-Entscheidung des EuGH zugleich ein Präzedenzfall für die vorgesehene Anschlussleitung EUGAL von NS-2 sein dürfte, könnte diese für Polen und die mittelosteuropäischen Länder sowie deren Versorgungssicherheit von erheblicher Bedeutung und Konsequenz sein.12)
- Gasprom und das NS-2-Konsortium haben angekündigt, über die ursprünglich geplante Neubaukapazität von 55 Mrd. m³ diese um weitere 10 Mrd. m³ auf insgesamt 120 Mrd. m³ für Nord Stream-1-2 zu erhöhen.13)
- Die ursprüngliche Bewertung in den Arbeitsgruppen der Europäischen Kommission zu den Auswirkungen auf die europäische Gasversorgungssicherheit und künftigen Gaspreise sowie den Transitstatus der Ukraine basierten auf der Annahme, dass Moskau das andere große russische Gaspipelineprojekt, TurkStream (auch Turkish Stream mit einer jährlichen Kapazität von bis zu 63 Mrd. m³), nicht verwirkliche, da dies Ende November 2015 von Seiten Russlands als Folge der Eskalation der diplomatischen Beziehungen zwischen Russland und der Türkei aufgekündigt worden war. Im Zuge der diplomatischen Wiederannäherung zwischen der Türkei und Russland wurde jedoch von beiden Seiten im Sommer 2016 auch das Turkish Stream-Pipelineprojekt wiederbelebt - allerdings vorerst mit nur einer Pipeline (jährliche Kapazität: 15,75 Mrd. m³), die ausschließlich der Versorgung der Türkei dient. Da diese neue Pipeline die bisherige Trans-Balkan-Pipeline von Russland über die Ukraine, Südosteuropa in die Türkei ersetzen und damit die bisherigen Transitstaaten Ukraine, Rumänien und Bulgarien umgehen soll, müssen zugleich die Auswirkungen der beiden russischen Umgehungspipelines auf die Energieversorgungssicherheit, den regionalen Wettbewerb auf dem süd- und mitteleuropäischen Gasmarkt sowie das europäische Prestigeprojekt des Südlichen Gaskorridors und den ukrainischen Transitstatus neu bewertet werden.
Inzwischen hat Gasprom auch sein Interesse erklärt, bis zu drei weitere Pipelines von Turkish Stream der ursprünglichen jährlichen Gesamtkapazität von 63 Mrd. m³ sowie Anschlusspipelines nach Südosteuropa (wie ITGI-Poseidon oder Tesla) zu bauen. Eine billigere Alternative ist das inzwischen ebenfalls von Gasprom bekundete Interesse an einer Beteiligung der geplanten und im Bau befindlichen 878 km langen TAP-Pipeline von Griechenland über Albanien nach Italien.14) Während die Europäische Kommission dies aus Gleichbehandlungsgesichtspunkten (Third Party Access) im Rahmen des TEP grundsätzlich als möglich ansieht, würde dies jedoch der ursprünglichen Zielsetzung des TAP-Projektes als Verlängerung der TANAP-Pipeline für aserbaidschanisches Gas im Rahmen der EU-Importdiversifizierung nach Europa völlig zuwiderlaufen. Zudem dürfte dann eine Ausweitung der aserbaidschanischen Gasexporte nach Europa aus den neuen Gasfeldern nach 2020 kommerziell nicht mehr realistisch sein.15)
Vor diesem Hintergrund sollen nun die wesentlichen wirtschaftlichen, rechtlich-regulatorischen und geopolitischen Herausforderungen analysiert und kritisch bewertet werden.

Ein rein kommerziell-privatwirtschaftliches Projekt? - Die wirtschaftlichen Dimensionen der NS-2-Pipeline

Seit 2010/11 sind die europäischen Industrieprognosen für den künftigen Gasverbrauch und Importbedarf nach unten korrigiert worden. Die Europäische Kommission hofft, dass das vorgeschlagene 30%-Ziel der Verbesserung der Energieeffizienz bis 2030 den Gasverbrauch um 12% verringern wird.16) Auch die International Energy Agency (IEA) hat inzwischen ihre früheren Prognosen einer hohen Nachfrage nach Erdgas für die EU-Staaten mit einem steigenden Importbedarf von bis zu 525 Mrd. m³ im Jahr 2035 auf 380 Mrd. m³ im Jahr 2040 sukzessive nach unten revidiert.17) Gegenwärtig sind allerdings die deutschen Gasimporte aus Russland 2015 auf 45,3 Mrd. m³ und 2016 auf 49,8 Mrd. m³ wieder gestiegen. Auch in Europa (unter Einschluss der Türkei) sind die Gasprom-Exporte von 159,4 Mrd. m³ 2015 im Jahr 2016 auf eine neue Rekordhöhe von 179,3 Mrd. m³ angewachsen.
Russlands traditionelle Geschäftsstrategien und sein Preismodell sind durch die Verringerung der europäischen Gasimportprognosen, die Auswirkungen der US-Schiefergas-Revolution und die globale Gas-Schwemme der letzten Jahre in Frage gestellt worden. In den nächsten Jahren wird noch zusätzliches LNG v.a. aus den USA und Australien auf die weltweiten Gasmärkte strömen und die globale Gasschwemme noch erhöhen, sodass die ohnehin niedrigen Gaspreise noch mehr unter Druck geraten könnten. Auch in Europa wird in den nächsten Jahren zusätzliches LNG v.a. aus den USA ankommen und könnte - abhängig v.a. von der Nachfrage in Asien - in einen verschärften Wettbewerb mit russischem Pipelinegas treten. Hieraus kann auch ein Preiskrieg und verschärfter Kampf um Marktanteile mit erheblichen geopolitischen Auswirkungen resultieren.18) Die Profitabilität der russischen Gasexporte nach Europa ist von 35% im Jahr 2013 auf 13% 2015 gefallen19) und dürfte 2016 noch niedriger gewesen sein. Nach Analysen des unabhängigen russischen Gasexperten Mikhail Korchemkin lassen die wahren Kosten und fehlenden Profite auch für Gasproms EU-Gasstrategie keinen Raum für einen Gaskrieg in Europa mit U.S. LNG-Exporten.20) So ist auch der Marktwert von Gasprom von mehr als 250 Mrd. USD im Jahr 2010 auf 51 Mrd. USD (und damit hinter Rosneft mit 52 Mrd. USD) im April 2016 gefallen.21)
Europa ist auf größere LNG-Importe insoweit gut vorbereitet, als ein starker Rückgang der LNG-Importe von 90 Mrd. m³ im Jahr 2010 auf nur noch 50 Mrd. m³ im Jahr 2015 zu verzeichnen war, der wesentlich auf geringere europäische Hubpreise gegenüber jenen in Asien zurückzuführen war, während die jährlichen LNG-Importkapazitäten auf 195 Mrd. m³ bis 2015 ausgeweitet worden waren. Bis 2019 werden diese sich noch einmal auf 214 Mrd. m³ pro Jahr erhöhen.22) Dementsprechend fiel die Nutzungskapazität von 45% im Jahr 2010 auf nur noch 25-27% 2015 ab.23) Gleichzeitig hatte sich der Anteil von LNG bei der Erdgasversorgung der EU von 15% 2010 auf 10% 2015 verringert, während sich der Anteil des Pipelinegases von 48% 2010 auf 61% 2015 erhöht hatte.24) Auch die Kapazität von NS-1 hatte bis zum Herbst 2016 offiziell auf 86% zugenommen.25)
Das russische Gas soll künftig primär über die Umgehungspipelines von NS-1-2 (Kapazität: 110-120 Mrd. m³) und die geplante Turkish Stream-Gaspipeline (bis zu 63 Mrd. m³) erfolgen. Doch Russland hatte 2015 nur Gas-Lieferverträge über 158 Mrd. m³ pro Jahr nach Europa und müsste eigentlich gemäß seinem Transit-Abkommen mit Kiew bis 2019 jährlich mindestens 110 Mrd. m³ über das Pipelinenetz der Ukraine nach Europa exportieren. Daher machen weitere teure Gaspipelinekapazitäten nach Europa eigentlich keinen Sinn.26) Zudem hat Russland den Bau von zwei LNG-Terminals nahe St. Petersburg und Kaliningrad vorangetrieben,27) obwohl diese den eigenen unausgelasteten Gaspipelines direkte Konkurrenz machen werden.
Würden alle diese vorgeschlagenen Pipelines tatsächlich gebaut werden, schafft Russland damit zusätzliche Pipelinekapazitäten von 118-133 Mrd. m³. Dabei nutzt Russland bereits heute (bei einem Gasexport von fast 180 Mrd. m³ 2016) nur rund 70% der bestehenden Pipelinekapazitäten nach Europa in einem Umfang von 250 Mrd. m³. Fast 70 Mrd. m³ der vorhandenen Pipelinekapazitäten bleiben ungenutzt.28) Mit dem Bau von NS-2 und Turkish Stream könnten sich die ungenutzten Pipelinekapazitäten auf rund 180 Mrd. m³ erhöhen.
Für Europa könnten diese neuen Gaspipelines letztendlich nicht nur teuer werden (deren Investitionskosten auf die europäischen Gaskunden langfristig umgewälzt werden), weil eigentlich unnötig,29) sie könnten auch die Gas- und geopolitischen Abhängigkeiten von Russland noch erhöhen und damit den politisch vereinbarten Diversifizierungsanstrengungen bei Gasimporten zuwiderlaufen, da dieses russische Gaspipelineüberangebot andere europäische Gasdiversifizierungsprojekte, die noch in Planung sind, betriebswirtschaftlich für (zumeist private) europäische Gaskonzerne unrentabel machen.30)
Aus Sicht von Gasprom und des Kremls ist Russland mit zahlreichen neuen Gasversorgungsoptionen für Europa konfrontiert. NS1-2 bieten zwar den Vorteil, dass die Pipelines das Gas von der Halbinsel Jamal über die kürzeste Strecke zum europäischen Gasmarkt transportieren. Daher sollen sich auch die Investitions- und Transportkosten von NS-2 gegenüber den von Russland zu zahlenden Transitkosten für russisches Pipelinegas durch die Ukraine, Polen und die Slowakei mittel- und langfristig rechnen. Doch ist dies wesentlich von der Höhe der künftigen Transitgebühren der Ukraine abhängig.
Nach Berechnungen des unabhängigen russischen Gasexperten Mikhail Korchemkin kostete der Transport von russischem Gas über NS-1 2014 rund 43 USD gegenüber 33 USD pro 1.000 m³ durch die Ukraine und war damit deutlich teurer.31) Die jüngsten Tariferhöhungen der Ukraine für russisches Gas nach Europa mögen gegenwärtig politisch-taktisch vor dem Hintergrund der NS-2-Diskussionen nicht besonders klug erscheinen, da sie Moskau entsprechende politische Munition für die vermeintlich billigere NS-2 geben. Die Ukraine hofft aber damit, das eigene Transitpipelinenetz bis 2019 vollständig zu amortisieren und dann ab 2019 gegenüber NS-2 wesentlich wettbewerbsfähiger zu sein. Nach Auffassung von Naftogaz könnten dann die russischen Gasexporte über das ukrainische Leitungsnetz drei- bis viermal billiger sein als NS1-2.32) Dies wird prinzipiell auch durch die unabhängigen russischen Gasexperten bestätigt, die sich in ihren Analysen auch auf offizielle Statistiken von Gasprom berufen und die offiziellen Zahlen zu NS-1-2 kritisch hinterfragen, wenn auch die Investitionen und Kosten von Produktion und Transport von Jamal bis an die baltische Küste mit einberechnet werden.33)
Das russische Gas aus Jamal,34) einer rund 4.000 km entfernten Permafrostregion mit einem vielfach höheren Energiebedarf bei Förderung, Produktion und Transport als bei den alten, hochprofitablen südlicheren Gasfeldern, wäre eigentlich die teuerste Gasimportoption für Europa, würde Russland nicht den Bau der Verbindungspipelines auf russischem Territorium subventionieren35) (was Privatfirmen in dem Umfang niemals könnten) und wie die hohen Investitionskosten für die Entwicklung der neuen Gasfelder auf Jamal aus den offiziellen Kostenkalkulationen nicht zuletzt aus geopolitischen Gründen weitgehend als „sunk costs“ herausrechnen.36) Damit stellen sich aber grundlegende Fragen hinsichtlich der europäischen Gasversorgungssicherheit und der Wettbewerbsfähigkeit westlicher Gasdiversifizierungsprojekte durch privatwirtschaftliche Energiekonzerne gegenüber dem russischen Staats- und Gasexportmonopolisten Gasprom.
Währenddessen ging der Transport von russischem Pipelinegas über die Ukraine von 120 Mrd. m³ Mitte des letzten Jahrzehnts (die Gesamtkapazität betrug damals rund 140 Mrd. m³) 2014 auf 64 Mrd. m³ zurück (weniger als 50% der russischen Gesamtexporte nach Europa), was wesentlich auf den Bau von NS-1 zurückzuführen war. Seit 2015 allerdings stiegen die russischen Gaslieferungen über die Ukraine wieder auf 67,1 Mrd. m³ und 2016 sogar auf 82,2 Mrd. m³ an, was durch den gleichzeitigen Anstieg der europäischen Gasimporte aus Russland erklärbar ist.
Mit dem Wegfall des russischen Gasexportes über das ukrainische Pipelinenetz sehen sich die mittelosteuropäischen Staaten mit der Perspektive konfrontiert, dass sie nicht nur Transiteinnahmen verlieren, sondern sich künftig das bilaterale Machtverhältnis noch mehr zugunsten Moskaus verändert, weil sie ihren Transitstatus und damit die Abhängigkeit Russlands von ihren Ländern nicht länger in die politische Waagschale werfen können.
Zudem wird die Energieversorgungssicherheit Südosteuropas, das weiterhin noch sehr viel stärker von Gasprom und Russland abhängig ist, von NS-2 zwar zunächst kaum beeinflusst. Sollte aber die Turkish-Stream-Pipeline in ihrer vollen Kapazität gebaut werden mit einer entsprechenden Weiterleitung aus der Türkei nach Südost- und Zentraleuropa (Baumgarten), dann würde die Monopolstellung Gasproms in dieser Region mit entsprechenden geopolitischen Implikationen zementiert werden.37) Doch ist auch dieses Szenario zugleich davon abhängig, inwieweit die Liberalisierung der südosteuropäischen Gasmärkte und die rechtlich-regulatorischen Rahmenbedingungen (insbes. das Dritte Energiepaket) der EU vollständig umgesetzt werden. Aus Sicht einiger Energieexperten wäre es egal, ob die Versorgung dann durch ausschließlich russisches Gas erfolgen würde, weil dieses Gas nicht länger den problematischen russischen Vertragsbedingungen (wie den Destinations-Klauseln38)) unterliegen würde. Man könne dies weitgehend der Marktlogik überlassen, sofern die regulatorischen Rahmenbedingungen geschaffen würden.39)
Die Europäische Kommission ist in diesem Kontext nicht nur über die Sicherheit der EU-Gasversorgung besorgt, sondern auch über die abnehmende Wettbewerbsfähigkeit v.a. der energieintensiven Wirtschaft aufgrund des steigenden Gaspreisunterschieds zwischen den USA und der EU. In Europa waren in den letzten Jahren die Gaspreise bis zu viermal so hoch wie in den USA. Dies hat dazu geführt, dass die energieintensive Wirtschaft in Deutschland und Europa ihre Investitionen zunehmend von Deutschland und Europa in die USA verlagert haben. Während die Gaspreise in den USA zwischen 2005 bis 2012 um 66% gesenkt werden konnten, v.a. aufgrund Amerikas Schiefergas-Revolution, stiegen sie in der EU im gleichen Zeitraum um 35%.40) Die hohen Gaspreise in Europa waren jedoch nicht nur das Resultat der beeindruckenden US-Schiefergasrevolution, sondern auch Folge des prinzipiellen Festhaltens von Gasprom an der Ölpreisindexierung bis 2015, an der auch temporär gewährte Preisnachlässe von russischer Seite zunächst nichts Grundlegendes geändert hatten. Erst seit 2015 war Gasprom willens, seine Vermarktungsstrategie anzupassen und einem Hybridpreis zuzustimmen, der zumindest teilweise auf einem Gas-zu-Gas-Wettbewerb basiert und sich stärker an den europäischen Hubpreisen orientiert. Auch hat Gasprom sein Gas nun auf Gasauktionen für den deutschen und baltischen Markt angeboten. Dies hat russisches Gas unter den neuen Bedingungen des europäischen Gasmarktes wieder wettbewerbsfähiger gemacht und Gasprom befähigt, seinen Marktanteil auf dem europäischen „Käufermarkt“ nicht nur zu stabilisieren, sondern seit 2015 sogar auf neue Rekordmarken auszubauen.

Rechtliche und regulatorische Fragen

Rechtliche und regulatorische Anforderungen haben ebenfalls Zweifel über die Verwirklichung und Rentabilität des NS-2-Projektes hervorgerufen. Wie selbst Berater von Gasprom bereits beim South Stream-Projekt eingestanden haben, könnte die neue und veränderte Routenführung für den Gastransport zur Umgehung der Ukraine einige europäische Gasverträge, die bis 2028 bindend sind und z.B. die Liefervolumina bis zur slowakischen Grenze spezifizieren, ein Vertragsbruch von Gasprom sein.41) Auch bei anderen Gasverträgen wurden Lieferpunkte am zentral-europäischen Gas-Hub in Baumgarten, Österreich, oder Velke Kapusany an der slowakisch-ukrainischen Grenze vereinbart.42) Diese Verträge neu zu verhandeln ist zwar nicht unmöglich, könnte aber lange und schwierige Gespräche erforderlich machen und müsste dabei auch die Europäische Kommission direkt oder indirekt involvieren. Vorerst scheint Gasprom auf die Macht des Faktischen zu setzen und die Pipeline zuerst bauen und dann die Verträge vertraglich anpassen zu wollen.
Die Regulierungsproblematik ist aktuell ebenfalls Gegenstand eines heftigen politischen Streites. So hatte die deutsche Bundesnetzagentur für die Ostsee-Pipeline (OPAL) als Anbindungsleitung für Nord Stream bis zur deutsch-tschechischen Grenze bisher nicht mehr als 50% ihrer Transportkapazität von 36 Mrd. m³ (also 18 Mrd. m³) für das Nord Stream-Gas nutzen können. 20 Mrd. m³ wurden über die Nordeuropäische Gasleitung (NEL) in Richtung Westen weitertransportiert. Im November 2016 erlaubte die Europäische Kommission auf Antrag der deutschen Bundesnetzagentur nun 80% der Nutzung der OPAL-Kapazität für NS-1-Gas durch Gasprom (28.8 Mrd. m³ pro Jahr). Bis zu 20% der Kapazität müssen am Exit-Punkt Brandov mit kurzfristiger Laufzeit am virtuellen Handelspunkt des deutschen Marktgebietes auktioniert werden. Gewinnt Gasprom die kurzfristige Auktion, kann der russische Gaskonzern auch die volle Kapazität von 36 Mrd. m³ nutzen. Die Ausnahmeregelung gilt bis 2033, danach soll die EU-Regulierung in vollem Umfang greifen, somit also nicht mehr als 50% der Gesamtkapazität zur Verfügung stehen.43)
Die endgültige OPAL-Entscheidung ist von umso größerer strategischer Bedeutung, als sie Präzedenzcharakter für neue Anschlusspipelines an die NS-2 wie EUGAL haben dürfte. Letztere soll 485 km weitgehend parallel zu OPAL in Richtung Süden an die tschechische Grenze verlaufen und eine Kapazität von 51 Mrd. m³ haben.44) Bis zur Entscheidung des EuGH hat Gasprom die Kapazitätsnutzung von OPAL wieder auf 50% gekürzt.
Sollte der EuGH in seinem Urteil die Kapazitätsnutzung von OPAL bis zu 80-90% bestätigen, würde für rund jährlich 69-87 Mrd. m³ von OPAL und EUGAL eine Ausnahmeregelung vorliegen, die keine Anwendung der Bedingung des Third Party Access des TEP vorsehen würde.45) Dies wäre fast die Hälfte aller russischen Gasexporte nach Europa in 2016 - ohne Berücksichtigung möglicher Anschlussleitungen für Turkish Stream, die die Problematik weiter verschärfen könnten. Damit aber würden sich grundsätzliche Fragen nach Sinn und Durchsetzungsfähigkeit der EU-Binnenmarktregeln stellen, während dies gleichzeitig erhebliche Fragmentierungen des EU-Gasbinnenmarktes haben könnte.
Umstritten blieb zunächst, inwieweit die EU-Gasdirektive und TEP sich auch auf die Offshore-Gaspipelines NS-2 erstrecken, da diese in den Ausschließlichen Wirtschaftszonen verläuft, in denen die EU-Mitgliedstaaten bestimme Rechte und Pflichten haben.46) Da die rechtliche Grundlage für die Anwendung des TEP auf die Offshore-Pipeline auf schwachen Füßen steht, sucht die Europäische Kommission mit Russland derzeit ein Verhandlungsmandat, an dem aber Gasprom und der Kreml wenig interessiert sein dürften.
Auffällig ist bei vielen Interpretationen der rechtlichen und regulatorischen Anforderungen, dass diese bewusst oder unbewusst zumeist ahistorisch sowie unpolitisch sind. Doch die neueren regulatorischen Anforderungen wie die Gasdirektive oder das TEP waren Resultat der russisch-ukrainischen Gaskrisen (v.a. 2009) und der Diversifizierungsanstrengungen der EU, die wiederholt von allen 28 EU-Staaten politisch abgesegnet wurden und integraler Bestandteil der gemeinsamen EU-Energie- und Gasstrategie sowie des „Aktionsplans der Energiediplomatie“ der EU sind.47)
Insofern ist eine apolitische und unhistorische Trennung der Rolle der Europäischen Kommission in einen regulatorischen oder politischen Wächter wenig hilfreich, noch verletzen Ausnahmeregelungen die „Neutralität der EU-Gesetze“, da diese untrennbar mit politischen Zielvorstellungen wie Erhöhung des Gaswettbewerbs und der Versorgungssicherheit verbunden sind, da ansonsten diese Zielvorstellungen nicht zu realisieren sind.48)
Diese unpolitische Interpretation wirft zudem die kaum diskutierte Frage auf, wer denn eigentlich in Europa für die Gasversorgungssicherheit zuständig sei. Natürlich spielen die Nationalstaaten hierbei auch weiterhin eine wichtige Rolle. Doch angesichts der transnationalen Gasinfrastruktur und der Erfahrungen aus den Gaskrisen, dass die europäischen Nationalstaaten allein unfähig sind, die nationale und europäische Gasversorgungssicherheit zu garantieren, kann diese Rolle nur von der Europäischen Kommission wahrgenommen werden, oder aber man überlässt sie den europäischen Gasfirmen. Doch angesichts ihres asymmetrischen Abhängigkeitsverhältnisses von Gasprom und der Tatsache, dass die privatwirtschaftlichen europäischen Gaskonzerne in erster Linie ihren Aktionären und Anteilseignern verantwortlich sind (und nicht nationaler und europäischer Gasversorgungssicherheit) und sie dies zuweilen auch öffentlich eingestanden haben,49) würde man dieses Thema dann ausschließlich den Märkten von Angebot und Nachfrage überlassen. Dann aber wäre niemand wirklich verantwortlich, was im Wesentlichen der Grund für die Negativauswirkungen der Gaskrisen von 2006 und 2009 auf Europa war. Zudem wäre in der Konsequenz eine Energieaußenpolitik dann nicht notwendig.
Mit Blick auf Gasprom, das auch ein geopolitisches Instrument der russischen Außenpolitik ist und an der Bewahrung oder gar Rückgewinnung seiner monopolitisch-oligopolistischen Rolle in Europa interessiert ist, können entsprechende Ausnahmeregelungen für bestimmte andere Pipeline- (wie z.B. Nabucco oder TAP) und andere Gasinfrastrukturprojekte zur Erhöhung des Gaswettbewerbs und der Versorgungssicherheit daher richtig und notwendig sein, während anderen Projekten (wie South Stream) eben keine Ausnahmeregelung ermöglicht wird. Dieser politische Kontext war von allen EU-28 Mitgliedstaaten (trotz Meinungsverschiedenheiten) wiederholt politisch ausdrücklich legitimiert worden und ergibt sich auch keineswegs erst im Zuge der Proklamierung einer „Energie-Union“ seit 2015.50)

Geopolitische Dimensionen

Es gilt zunächst daran zu erinnern, dass alle wirklichen Fortschritte der europäischen Gasversorgungssicherheit seit der Verkündung einer gemeinsamen integrierten Energie- und Klimapolitik der EU im Wesentlichen das Resultat der russisch-ukrainischen Gaskrisen von 2006, 2009 und 2014 waren. Diese Fortschritte wurden mit der Gasdirektive von 2010 und dem TEP von 2009 gemacht, in deren Folge auch zahlreiche neue bilaterale Gasinterkonnektoren zur Stärkung der gegenseitigen Versorgungssicherheit im Fall von politischen oder technischen Lieferunterbrechungen von Gaspipelinetransporten geplant und gebaut wurden. In Verbindung mit den neuen Gasumkehrflussmöglichkeiten haben sich sowohl die Versorgungssicherheit der (mittel-)osteuropäischen Staaten als auch der Gaswettbewerb auf den nationalen und subregionalen Gasmärkten erhöht.
Aufgrund des Überangebots und des daraus resultierenden verschärften Wettbewerbs auf den globalen Gasmärkten hat sich der Anteil der Öl-induzierten Gaspreisverträge von 78% im Jahr 2005 auf rund 30% 2015 verringert. Bisher wurden rund 100 Mrd. m³ der jährlichen Gasvertragsmengen mit einer Disputhöhe von mehreren Mrd. USD neu verhandelt.51)
Die strategische Veränderung des europäischen Gasmarktes ist eines der Hauptargumente der NS-2-Befürworter, dass aufgrund dieser Veränderungen egal ist, woher das Gas kommt. Entscheidend ist demnach weniger die Gasimport- und Routendiversifizierung, sondern die vollständige Liberalisierung des europäischen Gasmarktes und die Marktintegration aller Regionalstaaten sowie die Harmonisierung und Implementierung aller EU-Energieregularien.52) Im Prinzip ist dies nicht falsch, doch allein keineswegs ausreichend, solange Gasprom weiterhin überwiegend oder gar allein die Quelle der nationalen Gasimporte ist und hieraus politischer Einfluss auf die Politik der EU-Nationalstaaten (v.a. in Südosteuropa) besteht. Daher sind die Diversifizierungsanstrengungen für den Import aus anderen Ländern, neue nicht-russische Pipelines und LNG-Terminals weiterhin von zentraler strategischer Bedeutung. Ein Beispiel hierfür sind die steigenden ukrainischen Gasimporte aus Polen, Ungarn und der Slowakei, die z.T. auch auf Gasmengen von NS-1 basieren und billiger für Kiew waren als zumeist die direkten russischen Gasimporte seit 2014. Infolge eines verschärften Wettbewerbs zwischen russischem Gas von NS-1 und direkten russischen Gasexporten über die gemeinsame Grenze der Ukraine war Kiew in der Lage, Geld zu sparen und gleichzeitig seine Gasimportab­hängigkeit von Russland als ursprünglich alleinige Quelle der ukrainischen Gasimporte zu verringern. 2016 erfolgten sogar erstmals überhaupt keine direkten russischen Gasimporte mehr über die gemeinsame Grenze in die Ukraine. Diese unbeabsichtigte Konsequenz des Baus von NS-1 war natürlich nicht im strategischen Interesse von Gasprom und des Kremls. Daher blockt Gasprom weiterhin den Ausbau der Gasumkehrflussmöglichkeiten an der ukrainisch-slowakischen Grenze, da Gasprom hier kritische Gasinfrastruktur kontrolliert und nicht die hierfür notwendigen Gasshipping-Codes bereitstellt.53)
Für die politisch-regulatorische Wächterrolle der Europäischen Kommission bleibt es notwendig, dass die Auswirkungen des Baus von NS-2 (auch in Kombination mit Turkish Stream) auf den Gaswettbewerb und die Versorgungssicherheit in den einzelnen EU-Mitgliedstaaten genau untersucht werden - insbesondere im Hinblick auf die Frage, ob die von der Europäischen Kommission als mit Priorität identifizierten Gasinfrastrukturprojekte („Projects of Common Interests“/PCIs wie z.B. der Nord-Süd-Gaskorridor, der „Vertikale Gaskorridor“ und die CESEC-Initiative) infolge von NS-2 kommerziell nicht gefährdet sind.54) Dann aber wären weder ein größerer Gaswettbewerb noch eine Erhöhung der Gasversorgungssicherheit erreicht. So hat Polen darauf hingewiesen, dass sein neuer LNG-Terminal durch NS-2 kommerziell gefährdet sei, obwohl dieser für die Versorgungssicherheit Ostmitteleuropas von strategischer Bedeutung ist.
Dass Moskau ein ökonomisches und geopolitisches Interesse hat, die betriebswirtschaftliche Rentabilität und allgemeine Zukunft der LNG-Terminals Polens und Litauens zu schwächen, dürfte außer Frage stehen. In Südosteuropa versuchen Gasprom und der Kreml derzeit, ihre ökonomische Monopolstellung und ihren geopolitischen Einfluss wiederzugewinnen, indem sie mittels befreundeter Seilschaften in Politik und Wirtschaft die Implementierung der EU-Energiereformen und -regularien aktiv verhindern. Es ist daher auch nicht überraschend, dass Gasprom unterschiedliche Preisstrategien für Europa vorsieht: eine für Mittel- und Westeuropa unter Berücksichtigung eines verschärften Wettbewerbs von Gashubs, während für Südosteuropa weiterhin bilaterale Gasverträge auf der Basis von Öl-induzierten Gaspreisen favorisiert werden.55)
Aus Sicht Brüssels und der osteuropäischen EU-Mitgliedstaaten wird NS-2 nicht selten sogar als offene Provokation Berlins gewertet, da sich Deutschland auf Kosten der kleineren und schwächeren EU-Staaten bereichere. Aus ihrer Sicht verlieren sie nicht nur Transiteinnahmen, während Deutschland zum Hauptumschlagplatz für russisches Gas wird. Vielmehr sind sie mit den Auswirkungen konfrontiert, dass durch die völlige Umleitung des Transportes von russischem Gas aus der bisherigen Ost-West-Achse dieses nun über eine neu zu bauende Nord-Süd-Achse umgeleitet werden muss und daher auch neue kostspielige Anschlussverbindungen (wie EUGAL) an die NS-2-Gaspipeline notwendig sind. Insofern wird durch NS-2 ihre Gasversorgungssicherheit zunächst einmal nicht verbessert und ist zudem mit erheblichen Investitionskosten verbunden, die sich auch auf den künftigen Gaspreis auswirken dürften, wie eine Arbeitsgruppe der Europäischen Kommission festgestellt hat.
Zudem könnten damit auch der Nord-Süd-Gaskorridor von Litauen über Polen bis nach Kroatien (Verbindung der litauischen, polnischen und des geplanten kroatischen LNG-Terminals mit Umkehrflussfähigkeiten)56) sowie neu diskutierte Pipelines wie Eastring57) in West-Ost-Richtung zur Stärkung der Versorgungssicherheit Mittel- und Südosteuropas unter Involvierung der großen und weitgehend ungenutzten ukrainischen Gasspeicher kommerziell gefährdet sein. Damit würden sie auch die übergeordnete Zielsetzung der Erhöhung der Gasversorgungssicherheit v.a. der ost- und südosteuropäischen Länder gefährden, die bis heute von einem einzigen russischen Erdgaskonzern abhängig sind. Gleichwohl wird sich durch den Bau von NS-2 auch die Abhängigkeit Deutschlands von russischen Gasimporten von gegenwärtig rund 40% auf 50-60% erhöhen.
In der OPAL-Ausnahmeentscheidung der Kommission, Gasprom 80-90% der Pipelinekapazität zu nutzen, sehen viele osteuropäische Länder ihre Befürchtungen bestätigt, dass die Unterstützung von NS-2 durch Deutschland und andere Mitgliedstaaten sowie der Druck Gasproms und des Kremls auf EU-Staaten zu einer Aufweichung der vereinbarten Zielvorstellungen der Energiesicherheitsstrategie von 2014 und der Energie-Union von 2015 führen kann. Allerdings sind die Interessenlagen der einzelnen mittel- und südosteuropäischen Staaten gegenüber NS-2 und Russland keineswegs so einheitlich,58) zumal Moskau immer wieder erfolgreich die einzelnen Staaten gegeneinander mit Angeboten und gleichzeitigen Drohungen ausspielt.
Vor dem Hintergrund der sich seit 2014 deutlich verschlechterten Beziehungen zwischen der EU und Russland ist wiederholt insbesondere von deutscher Seite die Auffassung zu finden, dass gerade in schlechten Zeiten bilateraler Beziehungen mit Russland die Energiebeziehungen einen „Mehrwert“ im Sinne wirtschaftlicher Interdependenz bilden.59) Dieses Argument ist freilich nicht neu und bildete spätestens im Zuge des Georgienkonflikts 2008 eine Konstante in der Argumentation für enge bilaterale deutsch-russische Wirtschaftsbeziehungen, notfalls auch auf Kosten Dritter. Im Zuge der weiteren Verschlechterung der EU-Russland-Beziehungen und insbesondere seit dem Ukrainekonflikt 2014 ist diese Argumentation noch wichtiger geworden. Die Logik der Argumentation impliziert letztendlich, dass die Aufrechterhaltung der bilateralen Gaspartnerschaft umso bedeutender wird, je schlechter sich ansonsten die politisch-diplomatischen Beziehungen zwischen EU und Russland gestalten. Während Russland seine Pipelineprojekte niemals nur ökonomisch, sondern auch geopolitisch definiert, fordern die Befürworter von NS-2, der Aufrechterhaltung engster Wirtschaftsbeziehungen sowie Ablehnung von Sanktionen gegenüber Russland, sondern stets auch die völlige Abkoppelung der Energiebeziehungen von Fragen der deutschen und europäischen Außenpolitik gegenüber Moskau. Demgegenüber wies nicht nur der polnische Außenminister Konrad Szymanski auf die Widersprüchlichkeit der EU-Politik gegenüber Russland und insbesondere der deutschen Politik der Unterstützung von NS-2 hin:
„By supporting Nord Stream 2, the EU in effect gives succour to a regime whose aggression it seeks to punish through sanctions. This contradiction is unsustainable. The EU cannot continue to offer financial support to Ukraine, maintain sanctions against Russia and call for a resilient energy union while at the same time collaborating on Nord Stream 2 with Gasprom. …
Promoting the economic interests of certain countries at the expense of the security and stability of others is no way for the EU to escape the crisis it finds itself in. Nor is it likely to imbue disillusioned citizens with renewed faith in European institutions.“60)
Auch andere Experten haben wiederholt auf die außenpolitischen Kosten der weitgehend vorbehaltlosen Unterstützung des NS-2-Projektes sowie den erneuten deutschen Unilateralismus (nach NS-1 und der Energiewende) ohne vorherige Konsultationen Berlins mit Brüssel und den europäischen Nachbarstaaten durch die Bundesregierung hingewiesen.61)
Somit stellt sich die (energie-)außenpolitische Frage einerseits, inwieweit es wirklich sinnvoll ist, die eigene Energie(versorgungs)sicherheit von den allgemeinen politisch-diplomatischen Beziehungen abzukoppeln, wenn v.a. auf Seiten des Kremls sowohl wirtschaftliche wie auch geopolitische Interessen bei Pipelineprojekten wie NS-2 verfolgt werden; andererseits die Frage, warum Präsident Putin dann politische Kompromisse beim Ukrainekonflikt oder in den zunehmend antagonistisch definierten Interessen gegenüber der EU eingehen soll, wenn die Energiebeziehungen offenbar um jeden Preis unabhängig von einer zunehmend aggressiven Außenpolitik des Kremls aufrechterhalten oder gar ausgebaut werden sollen. Dabei ist Russland inzwischen vom europäischen Gasmarkt abhängiger als die EU (zumindest als Ganzes) von russischen Gasimporten, da sie anders als 2009 inzwischen eine Vielzahl von Gasimportalternativen (v.a. LNG) hat.

Schlussfolgerungen und strategische Perspektiven

Niemand bezweifelt ernsthaft, dass russisches Gas auch in der Zukunft eine wichtige Rolle für Europas Energie- und Gasversorgungssicherheit spielen wird. Gleichfalls sind die signifikanten Veränderungen des europäischen Gasmarktes ein Thema ernsthafter Kontroversen. Auch die Veränderungen der russischen Markt- und Gaspreisstrategie sind insoweit weitgehend unstrittig. Führt die Europäische Kommission ihre Liberalisierungsanstrengungen und einheitliche Regulierung ihres EU-Binnenmarktes konsistent und vollständig durch, dann ist eine weitgehende De-Politisierung der EU-Russland-Gasbeziehungen möglich. Bis dahin ist es allerdings entscheidend, dass die Transparenz-, Entflechtungs- und Wettbewerbsregeln sowie Diversifizierungs- und sonstigen Gasinfrastrukturen auch in allen EU-Staaten sowie der European Community umgesetzt werden.
Da Russland und Gasprom am meisten hiervon sowohl wirtschaftlich-finanziell als auch geopolitisch zu verlieren haben, kann es nicht überraschen, dass sie diesen Prozess versuchen aufzuhalten, zu blockieren oder zumindest zu verlangsamen. Auch das NS-2-Projekt spiegelt nicht nur wirtschaftlich-kommerzielle, sondern auch geopolitische Motivationen des Kremls wider. Auch wenn dieses nicht primär als politischer Spaltpilz für die EU forciert worden ist, so hatte der Kreml doch gehofft, dass das Pipelineprojekt - wie auch frühere - in der EU zu außenpolitischen Konflikten, Interessenantagonismen und Spaltungseffekten führen wird und dies auch unzweifelhaft getan hat.
Während Deutschland und die Tschechische Republik von NS-2 wirtschaftlich profitieren, gehören bisherige Transitstaaten wie die Slowakei und Polen eher zu den Verlierern. Das NS-2-Projekt dürfte die Liquidität der deutschen Gashubs sowie den Gashandel stärken und könnte sogar die Integration der nationalen Gasmärkte in Zentraleuropa forcieren, von der auch Polen u.a. mittelosteuropäische Staaten profitieren könnten.62) Doch wird NS-2 zu einer beträchtlichen Umkehr der russischen Gasexporte in die EU von der bisherigen Ost-West-Achse zu einer Nord-Süd-Achse führen. Daraus resultiert einerseits die Notwendigkeit des Baus zusätzlicher teurer Anschlusspipelines und anderer Gasinfrastruktur. Andererseits werden die bisherigen Transitstaaten nicht nur Transiteinnahmen verlieren, sondern müssen auch Negativauswirkungen auf ihre Versorgungssicherheit befürchten wie auch eine Schwächung ihrer Verhandlungsposition gegenüber Moskau.
Während die reinen Transportkosten gegenwärtig bei NS-1-2 in der Tat geringer sein dürften als durch die Ukraine, so ist dies nach 2019 weniger realistisch, weil die Ukraine dann Transitgebühren wesentlich verringern könnte, da sich dann ihre Investitions- und Modernisierungskosten weitgehend amortisiert haben sollen.63)
Die Qualifizierung von NS-2 als rein kommerzielles Projekt ist aus Sicht der europäischen Konsortiumspartner verständlich. Allerdings räumen auch sie in nichtöffentlichen Diskussionen ein, dass bei einem derartigen russischen Pipelineprojekt kommerzielle und geopolitische Motive auf russischer Seite nicht voneinander zu trennen sind. So haben Gasprom und der Kreml selbst von Beginn der Diskussionen an klargestellt, dass NS-2 - wie zuvor bereits die Pipelineprojekte von NS-1, South Stream und Turkish Stream - v.a. von der Zielsetzung geleitet sind, die Ukraine, aber auch andere Transitstaaten zu umgehen. Umso mehr ist daher die Argumentation der Bundesregierung, dieses Projekt als rein kommerziell zu bezeichnen, nur schwer nachvollziehbar. Zudem gilt es stets zu bedenken, dass auch rein kommerzielle Projekte durchaus geopolitische Auswirkungen haben können. Es ist und bleibt Aufgabe der Regierungen und der Europäischen Kommission (und nicht der Unternehmen), derartige Auswirkungen auf den Wettbewerb im Markt, Versorgungssicherheit und die gemeinsame EU-Energieaußenpolitik im Sinne einer seit 2006 diskutierten „vernetzten Energiesicherheit“ vorab zu untersuchen, bevor Entscheidungen zur Unterstützung von großen, insbesondere ausländischen Energieprojekten wie NS-2 gefällt werden. Dies impliziert auch, dass die Energieaußenpolitik nicht nur auf den Faktor der Beschwichtigung der EU-Energiepartner nach unilateralen energiepolitischen Entscheidungen degradiert und zu einer „diplomatischen Feuerwehr“ bei der politischen Unterstützung transnationaler Energieinfrastrukturprojekte marginalisiert wird, sondern die außenpolitische Expertise schon vor einer politischen Unterstützungsentscheidung durch EU-Regierungen einbezogen wird.
In Verbindung mit TurkStream droht die Umgehung der Ukraine vollständig Wirklichkeit zu werden - wenn auch etwas später als 2019, wenn der Transitvertrag zwischen Russland und der Ukraine ausläuft. Damit aber erscheint die Argumentation der deutschen Bundesregierung und anderer Befürworter von NS-2 gleich mehrfach widersprüchlich. Zum einen hatte die deutsche Bundesregierung die Pipeline NS-1 immer mit dem Argument verteidigt, dass auch eine Routendiversifizierung aus Versorgungssicherheitsgründen willkommen und notwendig ist. Nun aber könnte bei einem Bau von NS-2 und TurkStream dies nicht nur auf eine Routendiversifizierung hinaus, sondern auch auf eine Verringerung der Routen bzw. eine Routenkonzentration hinauslaufen, da mit NS-2 künftig über eine einzige Route bis zu 80% der gesamten russischen Gaslieferungen nach Europa und zu 100% nach Deutschland verlaufen könnten. Auch unter anderen Gesichtspunkten der Versorgungssicherheit (technische Sicherheit oder Cyberangriffe auf die Gaskontrollzentren der NS-Pipelines) ist eine solche Routenkonzentration mit steigenden Sicherheitsrisiken behaftet und prinzipiell nicht wünschenswert.
Energieaußenpolitisch haben sich die EU-Staaten darauf geeinigt, die Ukraine als Transitland für russisches Gas nach Europa aufrechtzuerhalten. Auch die Bundesregierung (v.a. das Kanzleramt) hat wiederholt auf dieses politische und wirtschaftliche Erfordernis hingewiesen, ohne freilich genau zu spezifizieren, wie hoch die jährliche Transportmenge über das ukrainische Pipelinenetz sein wird. In der Diskussion sollen zumindest 15-20 Mrd. m³ pro Jahr sein. Doch was politisch sinnvoll an jährlicher Transportmenge postuliert wird, rechnet sich noch keineswegs kommerziell zur Aufrechterhaltung und Modernisierung des ukrainischen Pipelinenetzes. Bisher ist nicht zu erkennen, dass ein kommerzieller Business-Plan wirklich forciert und entwickelt worden ist.
Für die EU-Versorgungssicherheit bleibt die noch ausstehende Analyse der Europäischen Kommission entscheidend, inwieweit NS-2 und EUGAL nicht die als PCIs definierten Prioritätsprojekte zur Erhöhung der Gasversorgungssicherheit und Importdiversifizierung kommerziell negativ beeinträchtigen bzw. sich für Investoren womöglich nicht mehr rechnen. Gasprom und der Kreml versuchen mit ihrer Politik der Schaffung vollendeter Tatsachen durch einen forcierten Pipelinebau von NS-2 und TurkStream den russischen oligopolistischen Marktanteil zu verteidigen oder auszubauen und damit die EU-Diversifizierungsanstrengungen zu unterlaufen. Sollte Russland dabei erfolgreich sein, dann drohen auch die einheitlichen Spielregeln des neugeschaffenen EU-Gasbinnenmarktes sukzessive durch weitere Ausnahmeregelungen u.a. zu erodieren. Bei einer Bestätigung der Ausnahmeregelung der Kommission für eine 80%ige Kapazitätsnutzung von OPAL durch den EuGH dürfte nicht nur das polnische Vertrauen in Brüssel schwinden und die Stärkung von Renationalisierungstendenzen die Folge sein.
Auch vor diesem Hintergrund wird deutlich, dass das von der Bundesregierung unterstützte NS-2-Projekt erhebliche außenpolitische Folgen und Kosten verursachen kann. Wie bereits bei NS-1 und der deutschen Energiewende erfolgte die Unterstützung von NS-2 weitgehend unilateral und ohne Konsultation mit Brüssel sowie den betroffenen EU-Nachbarstaaten. Dies wird häufig mit dem Hinweis gerechtfertigt, dass dies den deutschen Interessen entspreche und Deutschland sich nicht anders verhalte als alle anderen EU-Staaten. Dabei wird zugleich deutlich, dass Deutschland die ihm zufallende Führungsrolle aufgrund seines wirtschaftlichen und politischen Gewichtes nicht wirklich verinnerlicht hat. Solange Deutschland diese Führungsrolle und seine nationalen Interessen nicht entsprechend europäisch mit Priorität definiert und somit politische Solidarität innerhalb der EU vorlebt, so lange kann Deutschland bei anderen Fragen von den wirtschaftlich schwächeren und kleineren EU-Mitgliedstaaten keine politische Solidarität (wie bei der Flüchtlingsfrage) einfordern. Werden diese nationalen Interessen Deutschlands gar im Rahmen deutsch-russischer Energie- und Wirtschaftssonderbeziehungen prioritär gegenüber anderen EU-Staaten forciert, darf sich Berlin weder über die Reaktionen der EU-Mitgliedstaaten noch über den Zustand der EU und den Mangel einer einheitlichen Stimme in der EU-Energieaußenpolitik wundern. Insofern ist die außenpolitische Debatte des NS-2-Projektes v.a. auch eine Frage der Kohärenz der deutschen Außen- und Wirtschaftspolitik und der Anerkennung wie Definition einer deutschen Führungsrolle und der deutschen Interessen im Rahmen der gemeinsamen Energie- und Außen- sowie Sicherheitspolitik der EU.     ■


ANMERKUNGEN:
1) Die Pipeline wurde im September 2005 zwischen Präsident Putin und dem damaligen Bundeskanzler Gerhard Schröder über eine Absichtserklärung vereinbart, ab 2010 gebaut und ging 2012/13 vollständig in Betrieb - vgl. zu den damaligen Kontroversen auch F. Umbach: „Interview zu Fragen der Energiesicherheitspolitik“. In: Reinhard W. Meier-Walser (Hrsg.): „Energieversorgung als sicherheitspolitische Herausforderung“. Berichte & Studien der Akademie für Politik und Zeitgeschehen der Hanns-Seidel-Stiftung (HSS), München 2007, S.85-105 (S.86ff.).
2) Vgl. Georgi Gotev: „Seven EU Countries Oppose Nord Stream“, EurActiv, Brussels, 30.11.2015.
3) Vgl. „Abgeordnete äußern ernste Bedenken über geplante Nord Stream II-Pipeline“, Pressemitteilung des Europäischen Parlaments, Brüssel, 10.5.2016.
4) So die Kritik des Grünen-Politikers im Europäischen Parlament Reinhard Bütikofer und des Vorsitzenden des Auswärtigen Ausschusses im Bundestag und CDU-Politikers Norbert Röttgen - siehe Markus Wehner: „Widerstand gegen Putins Pipeline wächst“, FAZ, 1.11.2016, Judy Dempsey: „The (German) Politics of Nord Stream-2“, Natural Gas Europe, 8.11.2016 und Hannes Adomeit: „Germany, the EU, and Russia: The Conflict over Nord Stream 2“, Center for European Studies (CES)-Policy Brief, April 2016.
5) Vgl. „Männergespräche“. In: Süddeutsche Zeitung, 30.10.2015, S.19.
6) Gerhard Gnauck: „Der lange Arm Moskaus“, Die Welt, 2.11.2015, S.3.
7) Vgl. auch Kai-Olaf Lang/Kirsten Westphal: „Nord Stream 2 - Versuch einer politischen und wirtschaftlichen Einordnung“, SWP-Studie S 21, Berlin, Dezember 2016; Ksenia Baygarova: „Nord Stream-2 Is not a Commercial Project - Hochstein“, interfaxenergy.com-Natural Gas Daily (NGD), 19.5.2016, S.5; Georg Zachmann, „Nord Stream-2: A Bad Deal for Germany and Eastern Europe“, Energy Post, 11.7.2016, „Sefcovic: Nord Stream Is not in Conformity with the Energy Union’s Goals“, EurActiv, 11.2.2016.
8) Vgl. Konrad Szymanski: „Russia’s Gas Pipeline Plans Threaten European Unity“, FT, 20.10.2016.
9) Vgl. auch Kai-Olaf Lang/Kirsten Westphahl: „Nord Stream 2 - Versuch einer politischen und wirtschaftlichen Einordnung“, S.10.
10) Vgl. auch John Roberts, „The Price of Gazprom’s Pipelines“, Natural Gas Europe, 15.8.2016.
11) Vgl. auch A. Walstad, „OPAL Ruling Is a Worry for Ukraine and Poland“, interfaxenergy.com-NGD, 3.11.2016, S.3; P. Whiley: „From a Vision to Reality: Poland’s Quest for Energy Security and LNG Supplies“, Central Eastern European Partnership (CEEP)-Report, June 2016, S.4f. und P. Lang: „Polish Natural Gas Projects Threaten Gazprom’s Position in Central and Eastern Europe“, Jamestown-Eurasia Daily Monitor, Vol. 13, Issue 105, 13.6.2016.
12) Siehe Agata Loskot-Strachota/Szymon Kardas/Rafal Bajczuk, „OSW: The OPAL Pipeline: Controversies about the Rules for its Use and the Question of Supply Security“, CEEP, 1.2.2017.
13) See „Gazprom Confirms Nord Stream-2 Capacity Will be 60 bcm“, interfaxenergy.com, 24.10.2016.
14) Vgl. John Roberts/William Powell: „Gazprom Eyes TAP for Russian Gas“, Natural Gas Europe, 24.1.2017. Zu TAP und dem lokalen Widerstand von Umwelt-NGOs, der z.T. von Moskau finanziell unterstützt wird - siehe Ilgar Gurbanov: „TAP’s Fate after the Italian Referendum“, Jamestown, Eurasia Daily Monitor (EDM), 16.12.2016 und Silvia Favasuli: „Environmental Concerns Threaten TAP’s Progress“, Interfaxenergy.com-NGD, 30.1.2017.
15) Vgl. auch SiLvia Favasuli: „Gazprom’s TAP Interest Opens Link for Turkish Stream“, interfaxenergy.com-NGD, 27.1.2017, S.5.
16) Vgl. Andreas Walstad: „EU-Import Dependence Here to Stay“, Interfaxenergy-com-NGD, 9.2.2017, S.3.
17) Vgl. IEA, „World Energy Outlook 2016“, Paris, S.188.
18) Vgl. hierzu F. Umbach: „Rising U.S. LNG Exports Could Lead to European Gas Price War“, Geopolitical Intelligence Service (GIS), 21.2.2017; Rudolf Huber/Frank Radtke: „Schlachtfeld Europa: LNG trifft auf Pipeline Gas - ein Preiskrieg?“. In: Energy and Geopolitics. Monthly Report. Berlin, No. 1/2016, March 2016, S.35-39 und Sylvie Cornot, Gandolphe, „The US Natural Gas Exports. New Rules on the European Gas Landscape“, IFRI, June 2016.
19) Vgl. M. Korchemkin, „Gazprom’s Gas Production Costs: Analysis“, Natural Gas Europe, 4.5.2016.
20) Vgl. idem, „Gazprom’s Unlikely to Win a Price War: Analyst“, ebda., 8.3.2016. Siehe M. Krutikhin: „Gazprom’s EU Strategy Is a Dead End“, Carnegie Moscow Center 6.12.2016.
21) Vgl. Paul Sampson: „Gazprom Poised for Domestic Tussle“, interfaxenergy.com-NGD, 31.10.2016.
22) Vgl. auch IEA, „Global Gas Security Review. How Flexible are LNG-Markets in Practice?“, Paris 2016, S.76ff.
23) Vgl. ebda., S.92 und Sylvie Cornot-Gandolphe, „The US Natural Gas Exports“, S.37.
24) Vgl. Sylvie Cornot-Gandolphe ebda., S.40.
25) See „Gazprom Confirms Nord Stream-2 Capacity Will be 60 bcm“.
26) Vgl. Andreas Walstad: „EU Puzzled by Russia’s Export Strategy“, interfaxenergy.com-NGD,23.7.2015, S.4.
27) Vgl. „Linde Wins Engineering Deal for Gazprom’s Portovaya LNG Plant“, Interfax-energy.com-NGD, 8.2.2017, S.7 und Alexej Novikov/Joshua Posaner: „Baltic LNG Deal Could Beat Technology Challenge“, ebda., 15.6.2016, S.1-2.
28) Vgl. auch IEA, „Global Gas Security Review“, S.89.
29) Die Argumentation von Kai-Olaf Lang und Kirsten Westphal, dass die Baukosten keine Preiserhöhungen für das Erdgas nach sich ziehen würden und Vertrags- und Marktpreise seien, ist jedoch insofern zu kurz argumentiert, als (1) Gazprom natürlich die Investitionskosten versuchen würde einzupreisen und (2) diese nicht nur von Angebot und Nachfrage auf dem europäischen Gasmarkt abhängen, sondern eben auch vom Diversifizierungsgrad (wie die Erfahrungen der russischen Preispolitik in Europa aus dem vergangenen Jahrzehnt lehren) und der konsequenten Umsetzung der Wettbewerbsregeln. Beides ist jedoch fraglich, wenn infolge von NS-2 sich andere Importdiversifizierungs- und innereuropäische Gasinterkonnektoren (Nord-Süd-Gassektor, Eastring, vertikaler Gaskorridor etc.) kommerziell nicht mehr rechnen.
30) Vgl. auch Andreas Walstad, „Nord Stream 2 is a Worry for EU Priority Projects“, interfaxenergy.com-NGD, 23.2.2017.
31) Vgl. M. Korchemkin: „Nord Stream Route Four Times More Expensive than Route via Ukraine“, Natural Gas Europe, 24.6.2013 und M. Krutikhin: „Gazprom’s EU Strategy Is a Dead End“.
32) Vgl. Naftogaz Press, „Delivery of Russian Gas to the EU Will Cost 3-4 Times Less via Ukraine than via Nord Stream 2“, Kiev, 17.6.2016 und William Powell, „Ukraine Touts Direct Stream“, Natural Gas Europe, 17.6.2016.
33) Vgl. Mikhail Korchemkin: „Nord Stream Route Four Times More Expensive than Route via Ukraine“; ders., „Gazprom’s Gas Production Costs: Analysis“, ebda., 4.5.2016 und idem, „Gazprom’s Unlikely to Win a Price War: Analyst“, ebda., 8.3.2016 und M. Krutikhin, „Gazprom’s EU Strategy Is a Dead End“.
34) Die Erdgasproduktion des riesigen Bovanenkovo Öl- und Gasfelds auf Jamal allein soll 2022 rund 115 Mrd. m³ pro Jahr betragen und sieht sowohl Pipelinegaslieferungen über NS-1-2 nach Europa als auch LNG-Transporte nach Asien vor. Die Gesamtinvestitionen auf Jamal durch Gazprom, Lukoil, Novatek und Rosneft werden auf über 100 Mrd. USD geschätzt, allein für Gazprom mehr als 40 Mrd. USD.
35) Dies schließt auch die Anschlussleitungen der Gasfelder auf Jamal bis zum existierenden Gaspipelinenetz Russlands oder bis an die baltische Küste für NS-1-2 ein. So kostet z.B. allein die kürzlich offiziell in Betrieb genommene 1.265 km lange Bovanenkovo-Ukhta Pipeline vom Bovanenkovo-Gasfeld mit 4,9 Bio. m³ Gasreserven zum nördlichen Gaskorridor des United Gas Supply System, mit der auch NS1-2 versorgt werden, mehr als 27,2 Mrd. USD in umgerechneten Rubel-Preisen von 2008 - siehe „Russia Brings Three New Pipelines on Line“, News Base, Issue 915, 25.1.2017.
36) James Henderson und Tatiana Mitrova haben die Kosten der Entwicklung neuer Gasfelder in Westsibirien und Verbindungspipelines nach Europa auf USD 10,2/MBtu in 2014 geschätzt, die durch Währungsabwertungen USD 6.5/MBtu gesenkt wurden - James Henderson/Tatiana Mitrova, „The Political and Commercial Dynamics of Russia’s Gas Export Strategy“, OIES, September 2015. Doch unabhängige russische Experten beziffern deutlich höhere Kosten.
37) Vgl. hierzu im Kontext auch Martin Jirusek/Tomas Vleck et al., „Energy Security in Central and Eastern Europe and the Operations of Russian State-Owned Energy Enterprises“, Masaryk Unversity, Brno 2015 und Martin Vladimirov/Ruslan Stefanov, „The Kremlin’s Grip on Europe“. In: Foreign Policy, 23.12.2016.
38) Diese Klausel besagt, dass das gekaufte Gas auf Seiten der europäischen Gaspartner nicht an Dritte weiterverkauft werden darf.
39) Vgl. Andreas Goldthau: „Assessing Nord-Stream 2: Regulation, Geopolitics and Energy Security in the EU“, Central Eastern Europe and the UK, EUCERS-Strategy Paper No. 10, July 2016, S.26ff.
40) Vgl. Institut der deutschen Wirtschaft, „Die Zukunft der Industrie in Deutschland und Europa“. IW-Analysen 88, IW, Köln 2013 und BDI, „Positionspapier Förderung von unkonventionellem Erdgas im Industrieland Deutschland“, Berlin, März 2013.
41) Vgl. z.B. Andrei Konoplyanik von der Gazprom-Bank auf dem jährlichen Gaidar Forum in Moskau im Jänner 2015 - siehe R. Ivanchenko/A. Novikov, „Russia’s Turkish Stream Threat is a Political Bluff-Naftogaz“, interfaxenergy.com-NGD, 16.1.2015 und John Roberts, „The Impact of Turkish Stream on European Energy Security and the Southern Gas Corridor“, Atlantic Council/Global Energy Center, Washington D.C. 2015, S.13.
42) Vgl. „With Turkish Stream, Gazprom Faces Major Obstacles“, Stratfor.com, 9.7.2015.
43) Vgl. zum Hintergrund auch Katja Yafimava, „The OPAL Exemption Decision: Past, Present, and Future“, Oxford Institute for Energy Studies, OIES-Paper NG 117, January 2017.
44) Von den 55 bcm der NS-2 Kapazität sollen 4 Mrd. m³ über die North European Line (NEL) weitergeleitet werden - vgl. William Powell: „Nearly all Nord Stream 2 to Go to C-Europe“, Natural Gas Europe, 9.2.2017.
45) Vgl. Agata Loskot-Strachota: „EUGAL - The Unknown German Branch of Nord Stream 2 Wil Make Germany the Key Gas Hub in Europe“, Energy Post, 6.1.2016.
46) Vgl. A. Goldthau a.a.O., S.22; Alan Riley: „Nordstream 2: Too Many Obstacles, Legal, Economic and Politicalto be Delivered?“, Atlantic Council, Washington D.C. 2015; ders., „Nord Stream 2: A Legal and Policy Analysis“, Centre for European Policy Studies (CEPS), Special Report, No. 151, Brussels, November 2016 und Ulrich Lissek: „Regulation of Nord Stream 2: Rule of Law, Equal Treatment and Due Process“ CEPS-Commentary, 15.11.2016.
47) Vgl. auch Council of the European Union, „Conclusions“, Brussels, 21 March 2014 EUCO 7/1/14 REV 1, CO EUR 2, CONCL 1; idem, „Council Conclusions on Energy Diplomacy“, Brussels, 20 July 2015 (OR.en), p. 3; Council the European Union, „EU Energy Diplomacy Actin Plan (ANNEX)“, Brussels, 20 July 2015; idem, „Conclusions“, Brussels, 21 March 2014 EUCO 7/1/14 REV 1, CO EUR 2, CONCL 1; European Commission, „European Energy Security Strategy“. Communication to the European Parliament and the Council. SWD(2014) 330 final, Brussels, 28 May 2014, COM(2014) 330 Final und Council of the European Union, „Conclusions“, Brussels 27 June 2014 EUCO 79/14,CO EUR 4, CONCL 2.
48) So argumentiert Goldthau: „…the Commission’s job is not to choose pipeline routes, but to ensure they are operated in a way compatible with market principles. Politics, by contrast, define policy preferences“ - A. Goldthau a.a.O., S.24f, 34. Siehe auch Severin Fischer, „Nord Stream 2: Trust in Europe“, CSS-ETH Zürich, Policy Perspectives, Vol. 4, 4.3.2016.
49) Vgl. hierzu z.B. das Interview mit dem CEO von Uniper, Klaus Schäfer, „Security of Supply Is too Important to Leave to the Market“, Energy Post, 17.2.2017.
50) Die Energie-Union hat fünf Dimensionen: Versorgungssicherheit und Diversifizierung der Energiequellen, Schaffung eines funktionierenden Binnenmarktes, Erhöhung der Energieeffizienz, Dekarbonisierung und Unterstützung von technologischer Forschung Innovation. Zum aktuellen Stand siehe European Commission, „Second Report on the State of the Energy Union“. Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee, the Committee of the Regions and the European Investment Bank, Brussels, 1.2.2017 COM(2017) 53 final.
51) Vgl. International Gas Union (IGU), „Gas Price Survey 2016“.
52) Vgl. A. Goldthau a.a.O., S.31f. und D. Bocharev, „Gazprom Plays Ball: The Depolitization of the European Gas Market“, Energy Post, 25.1.2017.
53) Vgl. auch F. Umbach, „Die ukrainische Energieaußenpolitik orientiert sich nach Europa“. In: Europäische Sicherheit & Technik, November 2016, S.28-30.
54) Vgl. European Commission, „Energy: EU Invests 647 Million EUR in Key Energy Infrastructure“, Press Release, 29 October 2014; „EU Moves to Improve Energy Union Interconnections“, Eur­Activ, 5 March 2015; Frederick Kempe/Janusz Luks/Jan Kulczyk: „Completing Europe. From the North-South Corridor to Energy, Transportation, and Telecommunications Union“. Washington D.C. 2014; Andreas Walstad, „Sefcovic Throws Weight Behind Vertical Gas Corridor, interfaxenergy.com-EPW, 11 December 2014, p. E2 and Central and South Eastern European Countries Join Forces to Create an Integrated Gas Market“, Brussels, 10 July 2015. See also the „Memorandum of Understanding on a Joint Approach to Address the Natural Gas Diversification and Security of Supply Challenges as Part of the Central and South-Eastern European Gas Connectivity (CESEC) Initiative“, Brussels, 10.7.2015.
55) Vgl. James Henderson/Tatiana Mitrova: „The Political and Commercial Dynamics of Russia’s Gas Export Strategy“, Oxford Institute for Energy Studies, OIES-Report NG 102, 2015.
56) Vgl. auch Agata Loskot-Strachota/Pawel Poplawski: „EUGAL: The Unknown German Branch of Nord Stream 2 Will Make Germany the Key Gas Hub in Europe“, Energy Post, 6.6.2016.
57) Vgl. „Former Czech PM Promotes Eastring Gas Pipeline“, EurActive, 7.5.2015; „Slovakia, Hungary, Romania and Bulgaria Embark on Gas Pipeline Project“, ibid., 22.5.2015; Joshua Posaner: „Eastring Concept Gathering momentum“, interfaxenergy.com-NGD, 2.6.2015 und „Eastring: Diversifying Eustream’s Portfolio“, Natural Gas Europe, 10.8.2015.
58) Vgl. Kai-Olaf Lang/Kirsten Westphal: „Nordstream-2“, S.33f.
59) So z.B. die Argumentation von Kai-Olaf Lang/Kirsten Westphal: „Nordstream-2“, S.40.
60) Konrad Szymanski: „Russia’s Gas Pipeline Plans Threaten European Unity“.
61) Vgl. z.B. Thomas O’Donnell: „Pipe Dream?“, Berlin Policy Journal, 22.9.2016, S.6 und F. Umbach: „Deutschlands Energiewende. Gesellschaftliche Hypersensibilität und der Verlust strategischer Versorgungssicherheit“. In: Christopher Daase, Stefan Engert und Julian Junk (Hrsg.): „Verunsicherte Gesellschaft - überforderter Staat: Zum Wandel der Sicherheitskultur“, Frankfurt/M.-New York 2013, S.235-257.
62) So auch die Argumentation von Andreas Goldthau, „Assessing Nord-Stream 2: Regulation, Geopolitics and Energy Security in the EU, Central Eastern Europe and the UK“, EUCERS-Strategy Paper No. 10, July 2016. Zu unterschiedlichen Szenarien und Bedingungsfaktoren siehe Harald Hecking et.al., „Options for Gas Supply Diversification fort he EU and Germany in the Next To Decades“. Joint Study of EWI, Cologne and EUCERS, London, October 2016.
63) Siehe weiter unten zum Kapitel über die Zukunft des ukrainischen Transitstatus für russisches Gas.