27

2018

DIW Wochenbericht
AUF EINEN BLICK

Erdgasversorgung:Weitere Ostsee-Pipeline ist überflüssig
Von Anne Neumann, Leonard Göke, Franziska Holz, Claudia Kemfert und Christian von Hirschhausen• Analyse der Erdgasnachfrage und der Versorgungssicherheit mit Erdgas in Deutschland undEuropa• Die geplante zweite Ostseepipeline Nord Stream 2 ist zur Sicherung der Erdgasversorgung in
Deutschland und Europa nicht notwendig• Die zur Begründung der Pipeline verwendeten Wirtschaftlichkeitsrechnungen beruhen aufüberholten Annahmen zur Entwicklung der Erdgasnachfrage• Das Angebot an Erdgas ist bereits gut diversifiziert und kann darüber hinaus durch Flüssiggas­
lieferungen ergänzt werden• Auch aus betriebswirtschaftlicher Sicht ist Nord Stream 2 höchst fragwürdig, da es kein rentables
Investitionsprojekt ist

Die Erdgasversorgung von Deutschland und Europa ist diversifiziert und auch ohne die geplante Erdgasleitung
aus Russland nach Deutschland (Nord Stream 2) sicher
Erdgasimporte nach Europa 2015 …

… und 2035 (in Milliarden Kubikmetern)
Norwegen103

Norwegen101
Russland116

Russland
121

EU
146
Kaspischer
Raum
6
Nordafrika
57

Südamerika
13

Naher
Osten
19

EU
75

Kaspischer
Raum
38
Naher
Osten
20

USA
25

Rest der Welt
36

Nordafrika
104

Südamerika
27

Rest der Welt
57

© DIW Berlin 2018

Quelle: Berechnungen des DIW Berlin mit dem Global Gas Model (Holz et al., 2017).

ZITAT

MEDIATHEK„Das geplante Vorhaben der Ostseepipeline Nord Stream 2 ist energiewirtschaftlich
unnötig, umweltpolitisch schädlich und betriebswirtschaftlich unrentabel.“— Claudia Kemfert, Studienautorin—

Audio-Interview mit Claudia Kemfert
www.diw.de/mediathek

ERDGASVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND UND EUROPA

Erdgasversorgung:Weitere Ostsee-Pipeline ist überflüssig
Von Anne Neumann, Leonard Göke, Franziska Holz, Claudia Kemfert und Christian von Hirschhausen

ABSTRACT

Der Bau der zweiten Ostsee-Erdgaspipeline (Nord Stream 2)
ist aus politischen, energiewirtschaftlichen und ökologischen
Gründen sehr umstritten. Der Projektbetreiber und einige
europäische Energieversorgungsunternehmen argumentieren, es handele sich um ein privatwirtschaftlich angelegtes,
rentables Investitionsprojekt, das für die Versorgungssicherheit Deutschlands und Europas mit Erdgas notwendig sei.
Analysen des DIW Berlin zeigen, dass das geplante Pipelineprojekt Nord Stream 2 zur Sicherung der Erdgasversorgung
in Deutschland und Europa nicht notwendig ist. Die dem
Projekt zugrundeliegenden energiewirtschaftlichen Analysen,
insbesondere das EU-Referenzszenario, überschätzen den
deutschen und europäischen Erdgasbedarf erheblich. Auf
der Angebotsseite ist keine Versorgungslücke für den Fall,dass Nord Stream 2 nicht gebaut wird, zu erkennen. Unterschiedliche Wirtschaftlichkeitsrechnungen legen zudem nahe,dass mit dem Projekt hohe Verluste bis in Milliardenhöhe zu
erwarten sind. Ebenso ist unklar, wie stark sich Nord Stream 2
auf Erdgaskunden in Deutschland auswirken würde.

Die Versorgung von Mittel- und Westeuropa mit Erdgas ausder (ehemaligen) Sowjetunion war seit dem Beginn in den
1960er Jahren von geopolitischen Erwägungen dominiert
und wurde sowohl im europäischen als auch im internationalen Kontext kontrovers diskutiert. Die Erschließung derwestsibirischen Erdgasquellen sowie der Bau eines Pipelinesystems in Richtung Westeuropa waren auch von der
Absicht einer schrittweisen Annäherung zwischen Ost undWest getrieben.1
Der aktive Einstieg deutscher Energieunternehmen in die
russische Erdgaswirtschaft (Ruhrgas und BASF-Wintershall)nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion war Bestandteil deutscher und europäischer Außenpolitik. Die Begründung der Ministererlaubnis zur wettbewerblich bedenklichen Fusion von E.on und Ruhrgas im Jahr 2002 verwies
explizit auf die positiven Effekte zur Sicherung der deutschen Energieversorgung mit russischem Erdgas. Hingegen äußerte sich die Monopolkommission kritisch zu dieser
Fusion. Umgekehrt nutzte der russische, staatlicher Kontrolle unterstellte Erdgassektor diese Geschäfte zum Einstieg
in die westeuropäischen Energiemärkte und verfolgt diese
Strategie seitdem konsequent weiter.2
Nach dem Zusammenbruch der Sowjetunion wurde die
Ukraine ein bedeutendes Transitland, was die Politisierungrussischer Erdgasexporte weiter verstärkte. Die Auseinandersetzungen über angemessene Transitgebühren erwiesen sich mit den wachsenden politischen Konflikten zwischen Russland und der Ukraine seit 2006 als zunehmend
schwierig.3 Russland entwickelte frühzeitig alternative Transportkorridore zur Umgehung der Ukraine: Im Jahr 1999
wurde der nördliche Korridor durch Weißrussland und Polen(Yamal-Europe) fertiggestellt; im Jahr 2011 wurde die erste
1 Vgl. Claudia Wörmann (1986): Osthandel als Problem der atlantischen Allianz: Erfahrungen aus dem
Erdgas-Röhren-Geschäft mit der UdSSR. Arbeitspapiere zur Internationalen Politik 38. Bonn: Forschungsinstitut der Deutschen Gesellschaft für Auswärtige Politik: Vertrieb, Europa Union Verlag.
2 Vgl. Franziska Holz et al. (2014): European Natural Gas Infrastructure: The Role of Gazprom in European Natural Gas Supplies. DIW Berlin, Politikberatung kompakt 81. Berlin (online verfügbar, abgerufen am
21. Juni 2018. Dies gilt auch für alle anderen Online-Quellen dieses Berichts, sofern nicht anders vermerkt).
3 Vgl. Christian von Hirschhausen, Berit Meinhart und Ferdinand Pavel (2005): Transporting Russian
Gas to Western Europe — A Simulation Analysis. The Energy Journal 26(2), sowie Franz Hubert und Svetlana Ikonnikova (2011): Investment Options and Bargaining Power: Investment Options and the EurasianSupply Chain for Natural Gas. The Journal of Industrial Economics 59 (1): 85–116.

590

DIW Wochenbericht Nr. 27/2018

DOI: https://doi.org/10.18723/diw_wb:2018-27-1

ERDGASVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND UND EUROPA

Abbildung 1

Ya
m

al

Das europäische Erdgaspipelinenetz

Pipeline in Berieb
Pipeline in Bau oder Planung
Helsinki
Flüssiggasterminals
ream… in Betrieb

Nord

am 2

Stre

d St

… in Bau

Nor… geplant
Teesside

ShannonKlaipeda
Wilhelmshaven

South Hook

Isle of Grain

Rotterdam

Swinoujscie

NEL

EUGAL

DragonZeebrugge

Yamal-Europe

Dunkerque

rhood

BrotheMontoir

MugardosPorto
LevanteBilbaoFos

Panigaglia

Odessa

Koper

Sines
Huelvaamh StreAdria
Barcelona

TurkisLNG Toscana

SaguntoMarmara-Iriglesi

Cartagena
Izmir
Revithoussa

Porto
Empedocle
Quelle: Eigene Darstellung basierend auf Kai-Olaf Lang und Kirsten Westphal (2016): Nord Stream 2 – Versuch einer politischen und wirtschaftlichen Einordnung. SWP Studie S21, Berlin; ENTSO-G (2017): Capacity Map.
© DIW Berlin 2018

Das Erdgaspipelinenetz in Deutschland und Westeuropa ist bereits heute sehr gut ausgebaut.

direkte Pipelineverbindung zwischen Russland und der EU
eröffnet, die Nord Stream aus dem Raum St. Petersburg
durch die Ostsee nach Lubmin (Mecklenburg-Vorpommern)(Abbildung 1).
Mit der von Russland betriebenen Abspaltung der Krim
und der Südostukraine von der Ukraine seit 2014 sowie denanschließenden Sanktionen der EU und der Vereinigten
Staaten gegen Russland haben die Auseinandersetzungenum die Erdgasexporte eine neue Qualität angenommen.
So droht Russland nach Ablauf des aktuellen Transitvertrages im Jahr 2019, die Ukraine als Transitland vollständig

auszuschalten und dadurch wirtschaftlich weiter zu schwächen. Darüber hinaus treibt Russland mit den Pipelineprojekten durch das Schwarze Meer in Richtung Türkei undSüdosteuropa (Turkish Stream) und Richtung China (Powerof Siberia) die Diversifizierung der Exportrouten voran. Die
EU hat sich für die Ukraine als Haupt-Transitland für Erdgasimporte aus Russland ausgesprochen und unterstützt
Bemühungen der Ukraine, durch den Bezug von Erdgas aus
Westeuropa ihre Unabhängigkeit zu stärken. Die Vereinigten
Staaten unterstützen ebenfalls die Bemühungen zur Stärkung der Ukraine als Transitland; US-Energieversorger bieten sich neuerdings in Westeuropa auch aktiv als Alternative
DIW Wochenbericht Nr. 27/2018

591

ERDGASVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND UND EUROPA

Abbildung 2

Der Verlauf der Nord-Stream-Pipelines

Ukhta

Nord

am 2

Stre

Nor

d St
ream

WyborgUst-LugaTorzhok

EUGAL

Greifswald
NEL

Alleiniger Anteilseigner des Projekts ist der russische staatliche Erdgaskonzern Gazprom.5 Gazprom verfügt angesichts
der Verquickung mit dem russischen Haushalt und politischem Einfluss über erhebliche Finanzierungsspielräume.
Der Staatskonzern hat sich in den letzten drei Jahrzehnten
sehr aktiv in die Erdgasinfrastruktur der EU eingekauft undwürde diese Strategie mit dem Bau der Nord Stream 2 weiter stärken.6 Gazprom verfolgt damit neben betriebswirtschaftlichen Motiven offenkundig auch strategische Ziele,
die über das rein privatwirtschaftliche Kalkül hinausgehen.
Während noch Genehmigungsverfahren laufen, ist die politische Diskussion wieder entfacht, und auch innerhalb derneuen Bundesregierung ist das Projekt umstritten. Die Projektgesellschaft versucht, durch den offiziellen Projektstart
im Mai 2018 Fakten zu schaffen. Jedoch liegen bis heutenoch nicht alle Genehmigungen vor, sodass eine endgültige Entscheidung noch aussteht.

Quelle: Eigene Darstellung.
© DIW Berlin 2018

Neben der Offshore-Leitung sind weitere Anbindungspipelines notwendig.

zu russischen Erdgasimporten an, verfügen sie aufgrund desSchiefergas-Booms doch über erhebliche Exportpotenziale.

Politisches Investitionsprojekt der staatlichen
Gazprom
Das geplante Infrastrukturprojekt besteht aus dem Ausbeziehungsweise Neubau von Zulauf- und Ablaufleitungenfür das Erdgas, dem Hauptstrang von zwei parallelen Erdgasröhren durch die Ostsee sowie der Anlandestation in
Lubmin bei Greifswald (Mecklenburg-Vorpommern). Aufrussischer Seite wird hierfür ein neuer Strang der Leitungvon Ukhta nach Gryazovets (970 km) sowie der Ausbau derGryazovets-Volkhov-Verbindung zur Verdichterstation Slavyanskaya, dem Eingangspunkt in die Nord Stream 2-Offshoreleitung, benötigt. Die Offshoreleitung verläuft weitgehend
deckungsgleich mit der Nord Stream (ca. 1.200 km) (Abbildung 2). Der Investitionsbedarf von Nord Stream 2 wird auf
17 Milliarden US-Dollar geschätzt.4
Analog zur ersten Ostseepipeline ist die Kapazität von Nord
Stream 2 auf 55 Milliarden Kubikmeter (2 x 27,5 Milliarden
Kubikmeter pro Strang) ausgelegt; dies entspricht mehr als
der Hälfte des aktuellen Erdgasverbrauchs von 90 Milliarden
Kubikmeter in Deutschland. Von Lubmin aus soll das zusätzliche Erdgas in die – noch zu erweiternde – Nordeuropäische Gasleitung (NEL) in Richtung Hamburg und gen Süden
transportiert werden; hierfür wurde neben der Nutzung dernicht vollständig ausgelasteten Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung (OPAL) eine neue Pipeline bei der Bundesnetzagentur beantragt, die das Erdgas in Richtung Süddeutschland,Österreich sowie Tschechien und Polen transportieren soll,
die Europäische Gasanschlussleitung (EUGAL).

Sinkende Nachfrage nach Erdgas
Für die energiewirtschaftliche Bewertung von Nord Stream 2
ist eine Betrachtung der zukünftigen Entwicklung von Nachfrage und Angebot notwendig. Die von der Projektgesellschaft eingereichten Planungsunterlagen zielen darauf ab,
mit der Pipeline die deutsche und europäische Energiesicherheit nachhaltig zu stärken. Dies würde voraussetzen,
dass es zwischen der zukünftig zu erwartenden Nachfrage
und dem erwarteten Angebot eine Deckungslücke gibt.7
Allerdings legen alternative Berechnungen nahe, dass keine
Deckungslücke absehbar ist und es somit keinen energiewirtschaftlichen Bedarf für Nord Stream 2 gibt.
Energiewirtschaftliche Szenarien für Deutschland gehen fast
einhellig von einem rückläufigen Anteil fossilen Erdgases
an der deutschen Energieversorgung aus.8 Angesichts auf
absehbare Zeit niedriger Strompreise, hoher Überkapazitäten im konventionellen Kraftwerksbereich sowie rascher
Fortschritte bei erneuerbaren Energien und Speichertechnologien wird fossiles Erdgas in der Stromwirtschaft keine
Bedeutung mehr als Brückentechnologie haben; auch inden Sektoren Wärme und Industrie wird ein rückläufiger
Verbrauch erwartet.
Die Bedeutung fossilen Erdgases für den Primärenergieverbrauch Deutschlands schwindet. Wenn die im Energiekonzept der Bundesregierung festgelegten Ziele für Treibhausgasemissionen, erneuerbare Energien und Energieeffizienz
erreicht würden (Szenario KS 80) beziehungsweise wenn bis
zum Jahr 2050 die Treibhausgasemissionen um 95 Prozent
gegenüber 1990 reduziert würden (Szenario KS 95), sänke
der Erdgasbedarf zwischen 2008 und 2050 im Strom- sowie

5 Zwar waren ursprünglich fünf westliche Energieversorger als Minderheitenanteilseigner vorgesehen,jedoch wurden diese bei der endgültigen Aufteilung – anders als bei Nord Stream – nicht berücksichtigt
und sind nunmehr nach Angaben der Projektgesellschaft Finanzinvestoren.
6

Vgl. Holz et al. (2014), a. a. O. (online verfügbar).

7 Prognos (2017): Status und Perspektiven der europäischen Gasbilanz. Endbericht im Auftrag vonNord Stream 2 AG. Berlin.
4592

Vgl. Sberbank Investment Research (2018): Russian Oil and Gas—Tickling Giants. Moskau.

DIW Wochenbericht Nr. 27/2018

8 Öko-Institut (2015): Klimaschutzszenarien 2050. Zweiter Endbericht. Berlin, Deutschland.

Erdgasversorgung in Deutschland und Europa

Abbildung 3

Entwicklung des Erdgasanteils im Primärenergie­verbrauch Deutschlands
In Petajoule
3 500
Klimaschutzszenario 80

3 000

Klimaschutzszenario 95

2 500

Dagegen wird die Bedeutung der erneuerbaren Energieträger Sonne und Wind systematisch unterschätzt, indem dertechnische Fortschritt ignoriert und weit überhöhte Kosten­annahmen getroffen werden. Die rasanten Entwicklungen in
der Speichertechnologie werden im PRIMES-Modell ebenfalls ignoriert, indem überhöhte Kostenwerte verwendet
werden.14

2 000
1 500
1 000
500
0

Die systematische Verwendung einer nicht-existenten Technologie, die CO2-Abscheidetechnologie (Carbon Capture,
Transport, and Storage, CCTS) stärkt die Verzerrung in Richtung fossilen Erdgases: Die für CCTS gewählten Kosten sindfälschlicherweise so niedrig angesetzt, dass diese Technologie alleine aus ökonomischen Erwägungen ab 2020 zum
Einsatz kommt; dies widerspricht jeglicher Plausibilität inallen EU-Mitgliedstaaten und weltweit.13

2010

2020

2030

2040

2050

... und wird auch vom Europäischen
Rechnungshof kritisiert

Quelle: Öko Institut (2015): Klimaschutzszenarien 2050. 2. Endbericht, Berlin.
© DIW Berlin 2018

Die Bedeutung fossilen Erdgases wird langfristig weiter sinken.

in den Wärme- und Industriesektoren um fast 73 Prozent (KS80) beziehungsweise um 90 Prozent (KS 95) (Abbildung 3).

Das EU-Referenzszenario überschätzt die
Erdgasnachfrage …
Auch auf europäischer Ebene ist unter Berücksichtigung dervereinbarten Klimaschutzziele für 2030 und der Langfristziele für 2050 mit einem erheblichen Rückgang der Erdgasnachfrage zu rechnen. Berechnungen des DIW Berlin ermitteln in einem Zielszenario für die EU, dass die Verwendung
von Erdgas sowohl im Stromsektor als auch in der Industriesowie dem Wärmebereich stark rückläufig ist.9
Das für die Nord Stream 2-Planung verwendete Referenzszenario der EU postuliert zwar eine konstante Erdgasnachfrage;10 jedoch ist dieser Ansatz in seinen Annahmen undmethodisch umstritten:
Das verwendete Energiesystemmodell PRIMES11 legt einensystematischen Schwerpunkt auf fossile Energieträger,insbesondere Kohle und Erdgas (sowie die hier nicht weiter betrachtete Atomkraft), deren Bedeutung vor allem im
Stromsektor strukturell überbewertet wird;129 Vgl. Karlo Hainsch und Konstantin Löffler (2018): Modeling the low-carbon transformation in Europe
and Germany – Developing paths for the European energy system until 2050. DIW Berlin Diskussionspapier (im Erscheinen).
10 European Commission (2016): EU Reference Scenarios 2016: Energy Transport and GHG Emissions.
Trends to 2050. Brüssel.
11 Pantelis Capros et al. (1998): The PRIMES Energy System Model–reference Manual. National Technical University of Athens, Greece; Pantelis Capros (2011): PRIMES Energy System Model. Athens: National
Technical University of Athens
12 Christian von Hirschhausen et al. (2013): European Electricity Generation Post-2020: Renewable Energy not to be underestimated. DIW Economic Bulletin 3(9): 16–28 (online verfügbar); Andreas Schröder
et al. (2013): Current and Prospective Costs of Electricity Generation until 2050. DIW Berlin Data Documentation 68. Berlin, Germany (online verfügbar).

Neben der breiten Rezeption in der Wissenschaft sind die
strukturellen Fehler im EU-Referenzszenario auch beim
Europäischen Rechnungshof auf ein kritisches Echo gestoßen: Er bemängelt die fehlende Zuverlässigkeit der Nachfrageschätzungen und konstatiert, „dass die Kommission
die Erdgasnachfrage […] beständig überschätzt hat und die
Glaubwürdigkeit der Prognosen, die sie verwendet, wiederherstellen muss.“15 (Abbildung 4)

Europas Erdgasversorgung ist bereits heutekrisenfest und diversifiziert
Auf der Angebotsseite hat sich in den vergangenen Jahreneine Vielzahl von technischen und regulatorischen Entwicklungen ergeben, die das System sowohl kurzfristig als auchlangfristig krisenfest machen. Der institutionelle Krisenmechanismus und insbesondere die aktuelle Verordnung (EU)2017/1938 erfordern die Bewertung der Versorgungssicherheit durch die Gruppe der europäischen Fernleitungsnetzbetreiber, eine enge Zusammenarbeit über nationale Grenzen
hinweg sowie die Veröffentlichung der Transportverpflichtungen aus Langfristverträgen. Dies soll insbesondere einer
effizienteren Nutzung der bestehenden innereuropäischen
13 Christian von Hirschhausen und Johannes Herold (2010): Hohe Unsicherheiten bei der CO2-Abscheidung: Eine Energiebrücke ins Nichts? DIW Wochenbericht 77(36), 2–7 (online verfügbar); Roman Mendelevitch (2014): The Role of CO -EOR for the Development of a CCTS Infrastructure in the North Sea Region: A
Techno-Economic Model and Applications. International Journal of Greenhouse Gas Control 20, 132–59. So
wird beispielsweise in diesem Referenzszenario in Deutschland im Jahr 2045 (sic!) die CO2-Abscheidetechnologie großflächig eingesetzt und springt von Null Gigawatt Kapazität auf 7,9 GW; dies entspricht dem
Bau von circa zehn großen Kohle- beziehungsweise 20 Gaskraftwerken. Zur Einordnung: Sowohl die deutsche Energiewirtschaft als auch die Bundesregierung haben bereits im Jahr 2011 den Ausstieg aus der
CO2-Abscheidung verkündet, die für die Energiewende als nicht notwendig erachtet wurde; vgl. Hirschhausen und Herold (2010), a. a. O. (online verfügbar).
14 Neben der fehlerhaften Methodik des EU-Referenzszenarios ist auch die Transparenz mangelhaft:
Weder die verwendete Daten noch der Modellcode sind vollständig offengelegt; darüber hinaus wird nicht
zwischen den getroffenen Annahmen (exogene Parameter) und den generierten (endogenen) Ergebnissendifferenziert. Beispielhaft sei auf die willkürliche Annahme der Verfügbarkeit der CO2-Abscheidetechnologie verwiesen. Das EU-Referenzszenario erfüllt somit nicht die Anforderungen an eine wissenschaftliche
Politikberatung, die in Deutschland von der Deutschen Forschungsgemeinschaft (DFG) oder dem Verein
für Socialpolitik verlangt werden.
15 Europäischer Rechnungshof (2015): Verbesserung der Sicherheit der Energieversorgung durch die
Entwicklung des Energiebinnenmarkts. Sonderbericht 16, Luxemburg.

DIW Wochenbericht Nr. 27/2018593

Erdgasversorgung in Deutschland und Europa

Abbildung 4

Erdgas-Bruttoinlandsverbrauch: Verschiedene EU-Referenz­
prognosen und tatsächlicher Verbrauch
In Millionen Tonnen Rohöläquivalent

als gewährleistet ist und keine weiteren Maßnahmen erforderlich sind. Somit ergibt sich für die Bestimmung einer
möglichen Versorgungslücke lediglich eine Risikobewertung der langfristigen Angebots- beziehungsweise Nachfrageentwicklung.

700… und wird sich zukünftig weiter diversifizieren
Prognosen:

600

2003
2005

500

2007
2009

2011
2013

400

Tatsächlicher Verbrauch
300
2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

Anmerkung: Alle Prognosen beziehen sich auf den Verbrauch in der EU-27 im Abstand von fünf Jahren.
Quelle: Abbildung entnommen aus: Europäischer Rechnungshof (2015): Verbesserung der Sicherheit der Energieversorgung
durch die Entwicklung des Energiebinnenmarktes. Sonderbericht Nr. 16, Luxemburg.
© DIW Berlin 2018

Der Erdgasverbrauch liegt weit unter den Prognosen des EU-Referenzszenarios.

Pipelineinfrastruktur, der Bildung liquider Handelsplätze
für Erdgas und der Identifikation potentiell notwendiger
Infrastrukturerweiterungen dienen.
Der europäische Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber für
Erdgas (ENTSO-G) hat eine europaweite Analyse des derzeitigen Standes der Erdgasversorgungssicherheit durchgeführt. Für den Fall – wie er mit statistischer Wahrscheinlichkeit einmal in 20 Jahren vorkommt – eines besonders kalten
Tages oder einer 14-tägigen Kälteperiode simulieren die Fernleitungsnetzbetreiber den Ausfall von Infrastrukturen in 17
Szenarien (beispielsweise eine zweimonatige Lieferunterbrechung via Ukraine oder einen zweimonatigen hälftigen Ausfall der bestehenden Nord Stream Pipeline). Für den Großteil der Analysen zeigt sich nach Einschätzung der europäischen Fernleitungsnetzbetreiber, dass erstens das bestehende
System resilient gegenüber solchen Ausfällen ist und zweitens die regionale Kooperation in Europa funktioniert, jedochverstärkt werden sollte, und somit die Versorgungssicherheit
mit Erdgas in Europa kurz- und mittelfristig gegeben ist.16
Der Präventionsplan der Bundesrepublik Deutschland
gemäß der Verordnung (EU) Nr. 994/201017 zeigt in der Risikobewertung, dass der Infrastrukturstandard (n-1) sowie
der Versorgungsstandard in allen Fällen kurzfristig mehr

16 ENTSO-G (2017): Union-wide simulation of gas supply and infrastructure disruption scenarios (SoS simulation). Brüssel. Belgien.
17 Verordnung (EU) Nr. 994/2010 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 20. Oktober 2010über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung und zur Aufhebung der Richtlinie
2004/67/EG des Rates (sog. SoS-VO).

594

DIW Wochenbericht Nr. 27/2018

Die Versorgungssicherheit Europas mit Erdgas war in denvergangenen Jahren sicher und ist es in Zukunft auch, insbesondere angesichts des oben ausgeführten erwarteten
Rückgangs der Nachfrage, unabhängig von der Verfügbarkeit von Nord Stream 2. Dies ergeben Analysen des DIW
Berlin, welches die Erdgasversorgung Europas regelmäßig
unter Verwendung eines globalen Erdgasmodells (Global
Gas Model , GGM) analysiert.18 Das GGM ist ein partielles Gleichgewichtsmodell des globalen Erdgasmarktes, dasnumerisch Produktion, Nachfrage und Handelsflüsse vonErdgas ermittelt.19
Bereits im Status quo ist die Versorgung Deutschlands undEuropas durch eine gut entwickelte Infrastruktur sowie eine
große Diversität an Lieferländern gekennzeichnet, sodass
es keiner weiteren Pipeline aus Russland bedarf. Selbst bei
rückläufiger einheimischer europäischer Produktion undeinem leichten Anstieg der Nettoimporte ist die Erdgasversorgung sicher; dies gilt umso mehr bei sinkender Nachfrage.20 Selbst eine vollständige Lieferunterbrechung aus
Russland könnte sowohl in Deutschland als auch in Europa
durch alternative Bezugsquellen und mehr Effizienz ausgeglichen werden: Die ausgefallenen Mengen werden durch
den erfolgreichen Ausbau von Transportrouten und Lieferstruktur kompensiert.21
Die Zusammensetzung der deutschen Erdgasimporte ist
für den Referenzfall 2015 sowie einen Fall 2035 ohne Nord
Stream 2 ausgeglichen und divers; dies gilt selbst für den
vollständigen Wegfall russischer Lieferungen (Abbildung 5oben). Insbesondere werden die Erdgaslieferungen aus
Norwegen stabil bleiben. Darüber hinaus kann Deutschland Flüssigerdgas (Liquefied Natural Gas, LNG) auch ohne
eigenen LNG-Hafen über die Niederlande importieren, beispielsweise aus Afrika und Südamerika. Dies zeigt auch
der nahezu konstant bleibende Erdgasverbrauch in einem(unrealistischen) Szenario des vollständigen Boykotts russischer Erdgaslieferungen. Die zufriedenstellende Versorgungslage in Deutschland ergibt sich selbst unter Berücksichtigung des jüngst beschlossenen starken Produktionsrückgangs in den Niederlanden.
18 Franziska Holz, Philipp M. Richter und Ruud Egging (2016): The role of natural gas in a low-carbon Europe: Infrastructure and regional supply security in the global gas model. The Energy Journal, Special Issue ‘Cross-border coordination for sustainable energy security’; Franziska Holz et al. (2017): Shaking Dutch
Grounds Won’t Shatter the European Gas Market. Energy Economics 64 (May), 520–29.
19 Eine Beschreibung des Modells findet sich in: Franziska Holz, Hanna Brauers und Thorsten Roobeek(2015): Erdbeben in den Niederlanden können den europäischen Erdgasmarkt nicht erschüttern. DIW Wochenbericht 48, 1142–1143 (online verfügbar).
20 Die Analysen berücksichtigen bereits den starken Rückgang der Produktion in den Niederlanden, wo
die Regierung aus technischen Gründen die Förderung aus dem Groningen Feld stark zurückfährt.
21 Holz et al. (2015), a. a. O. (online verfügbar).

Erdgasversorgung in Deutschland und Europa

Abbildung 5

Erdgasimporte nach Deutschland und Europa 2015 und 2035
In Prozent
Erdgasimporte nach Deutschland
8

4

2 3

12

3

4

11

10

1

6

34

4

15

22
26

24

20
14
9
29

18

21

2015

2035

2035 – ohne Russland

Erdgasimporte nach Europa
10

7
4
3

30

11

13

12

14

4
5

8

4

18

18

7

1
18
23

12

21

6

21
7

2015

23

2035

2035 – ohne Russland

EU

Russland

Naher Osten

USA

NorwegenKaspischer Raum

Nordafrika

Südamerika

Rest der Welt

Quelle: Eigene Berechnungen mit dem Global Gas Model (Holz et al., 2017).
© DIW Berlin 2018

Sowohl die deutsche als auch die europäische Erdgasversorgung ist bereits stark diversifiziert.

Auch die europäische Erdgasversorgung ist ohne Nord
Stream 2 stark diversifiziert (Abbildung 5 unten). So könnte
Europa sogar bei einem vollständigen Wegfall russischer
Lieferungen seinen Erdgasverbrauch nahezu auf gleichem
Niveau halten. Neben der regionalen Versorgung durch Erdgaspipelines ist durch die stark diversifizierten Flüssiggaslieferungen die langfristige Versorgungssicherheit gewährleistet. Die Möglichkeit, LNG in zahlreichen Importterminals entlang der europäischen Küsten anzulanden und im
Anschluss eine effiziente Verteilung durch das bestehende
Pipelinesystem zu realisieren, stärkt die Versorgungssicherheit. Derzeit sind die vorhandenen LNG-Importterminals
nur sehr schwach ausgelastet: Im Jahr 2016 wurden lediglich
25 Prozent der existierenden Importkapazitäten in Europa
genutzt.22 Auch dies spricht dagegen, dass es zu einem Infrastrukturengpass kommen wird.

22 IGU (2017): World LNG Report. International Gas Union.

Geringen Erlösen stehen sehr hohe Kosten
gegenüber
Eine genaue Investitionsrechnung des Projekts ist aufgrund
unsicherer Rahmendaten nicht möglich, jedoch weisensowohl betriebswirtschaftliche als auch gesamtwirtschaftliche Analysen darauf hin, dass das Pipelineprojekt weit vonwirtschaftlicher Rentabilität entfernt ist. So weist eine norwegische Forschergruppe nach, dass Nord Stream 2 unrentabel
ist: Durch den Bau der Pipeline wird der Absatz russischen
Erdgases praktisch nicht gesteigert, weder in Deutschlandnoch in der EU; diesen geringen zusätzlichen Erlösen stehen
jedoch sehr hohe Kosten gegenüber. Im Ergebnis lässt sichdurch den Bau von Nord Stream 2 kein Gewinn erzielen.23

23 Vgl. Roar Aune Finn et al. (2017): The Future of Russian Gas Exports. Economics of Energy & Environmental Policy 6 (2) (online verfügbar).

DIW Wochenbericht Nr. 27/2018595

Erdgasversorgung in Deutschland und Europa

Eine Analyse der russischen Investitionsbank Sberbank
kommt zu dem Ergebnis, dass Nord Stream 2 Wert vernichtet statt zu schaffen.24 Den Kosten von Nord Stream 2 inklusive der Zuführungsleitung aus dem russischen Erdgasnetz
in Höhe von 17 Milliarden US-Dollar werden den Ersparnissen aus dem vermiedenen Transit durch die Ukraine in Höhevon circa 700 Millionen US-Dollar jährlich gegenübergestellt.
Zusätzlich wird davon ausgegangen, dass der Erdgasabsatz
in Europa sich nicht erhöht und die Pipeline zu 60 Prozent
ausgelastet ist. Unter diesen Annahmen ergibt sich für die
Investition ein negativer Barwert in Höhe von sechs Milliarden US-Dollar (circa fünf Milliarden Euro). Die Autoren
vermuten, dass das Projekt vor allem geopolitischen Interessen dienen und die Pipelineröhrenindustrie stärken soll.25

Prozent, seitdem immer noch fast sieben Prozent – entsteht
somit für die Netzbetreiber ein massiver Anreiz zu möglichst
großflächigem Leitungsausbau auf Kosten der Verbraucherinnen und Verbraucher.

Ein weiteres Indiz für die mögliche fehlende Wirtschaftlichkeit des Projektes sind die hohen Durchschnittskosten
für den Transport des Erdgases. Einer überschlägigen Wirtschaftlichkeitsrechnung zufolge betragen diese Kosten fürdie Offshoreleitung circa drei bis vier Euro pro Kilowattstunde (kWh) für in Deutschland angelandetes Erdgas;26
dabei sind die Kosten der notwendigen Anschlussleitungen in Deutschland gar nicht berücksichtigt. Im Jahr 2018betrug der durchschnittliche Erdgaspreis in Deutschland bisher 20 Euro pro Megawattstunden (MWh); insgesamt wird
angenommen, dass er in den kommenden Jahren höchstens geringfügig steigt. Dem zufolge beliefen sich somit
allein die Transportkosten der neuen Nord Stream 2 auf etwa
25 Prozent des aktuellen Preises; es ist nicht plausibel, dassGazprom diese zusätzlichen Kosten in einem überwiegend
gesättigten europäischen Erdgasmarkt durchsetzen kann.

Eine energiewirtschaftliche Analyse zeigt, dass die geplante
zweite Erdgaspipeline Nord Stream 2 zur Sicherung der Erdgasversorgung in Deutschland und Europa nicht notwendig ist. Einerseits ist damit zu rechnen, dass die Nachfragenach Erdgas sowohl in Deutschland als auch in Europa weiter sinkt; Erdgas wird bei der Energiewende als Brückentechnologie nicht mehr benötigt und ist kurzfristig der kostengünstigeren Kohle und langfristig den erneuerbaren Energien in Verbindung mit Speichertechnologien unterlegen.
Andererseits ist das Angebot an Erdgas bereits heute diversifiziert und kann durch zusätzlich frei werdende Flüssiggaslieferungen noch ergänzt werden. Aufgrund des absehbaren Rückgangs der europäischen Erdgasförderung wird
daher eine teure Großpipeline aus Russland mit der geplanten Kapazität von 55 Milliarden Kubikmeter nicht benötigt.

Verbraucherinnen und Verbraucher
in Deutschland zahlen für zusätzliche
Anschlussleitungen
Ein Teil der Gesamtkosten von Nord Stream 2 würde von ErdgasverbraucherInnen in Deutschland gezahlt werden. Dabei
handelt es sich um den Ausbau der Kapazitäten der NEL
sowie den Neubau der EUGAL. Die Kosten dieser zusätzlichen Leitungen werden auf 500 Millionen Euro veranschlagt.27
In Deutschland werden die Kosten zusätzlicher Leitungenpauschal auf die ErdgasverbraucherInnen umgelegt. Jeder
Erdgashändler kann zwar in einer Marktabfrage Interesse anneuen Leitungen anmelden, dies haben im Fall der EUGAL
auch acht Händler getan. Diese Abfrage ist jedoch unverbindlich und mit keinerlei finanzieller Verpflichtung verbunden.
Im Zusammenhang mit einer sehr auskömmlichen Rendite
für Infrastrukturinvestitionen – bis 2017 betrug diese neun
24 Vgl. Sberbank Investment Research (2018), a. a. O.
25 Wenige Tage nach der Veröffentlichung der Studie durch die Sberbank wurde der Hauptautor wegen
angeblich unprofessioneller Analyse fristlos entlassen. Vgl. Sberbank entlässt Analysten nach kritischem
Bericht über Gazprom, Handelsblatt online, 24. Mai 2018 (online verfügbar).
26 Die Parameter dieser Rechnung, angelehnt an die Literatur, betragen: Investitionen: zehn Milliarden
Euro (laut Projektgesellschaft); Eigenkapital/Fremdkapital über 20 Jahre: 30/70, bei zehn bzw. sieben Prozent Zinsen; Auslastung der Pipeline: 50 Prozent.
27 Vgl. Lang und Westphal (2016), a.a.O.

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DIW Wochenbericht Nr. 27/2018

Schlussfolgerungen
Der Bau einer zweiten Erdgaspipeline zwischen Russland
und der EU mit Anlandepunkt in Norddeutschland (Lubmin/Greifswald) ist sowohl politisch als auch energiewirtschaftlich heftig umstritten. Russland ist sowohl an einer
starken Präsenz im westeuropäischen Erdgasmarkt interessiert als auch daran, mit Nord Stream 2 unabhängiger vom
Erdgastransit durch die Ukraine zu werden.

Nord Stream 2 ist kein rentables Investitionsprojekt. Aus
betriebswirtschaftlicher Perspektive erscheint es daher
höchst fragwürdig. Den Wirtschaftlichkeitsberechnungendes Projektbetreibers liegen vermutlich unplausibel hoheAnnahmen für Erdgasverbrauch und Marktpreise zugrunde.
Allerdings ist die Faktenlage aufgrund mangelnder Transparenz der Berechnungen unklar.
Fest steht dagegen, dass die Netzbetreiber der Anschlussleitungen in Deutschland aufgrund einer übermäßig auskömmlichen, regulierten Rendite starke Anreize zum übermäßigen Leitungsausbau haben und daher Neuprojektebesonders konsequent verfolgt werden. Somit ist davon auszugehen, dass ErdgasverbraucherInnen in Deutschland sichan der Finanzierung des Projekts beteiligen müssten.
Die geplante zweite Ostseepipeline ist zur Sicherung der Erdgasversorgung in Deutschland und Europa nicht notwendig.
Vielmehr ist zu befürchten, dass ihr Bau die Energiewende
zu einer vollständigen Dekarbonisierung des Wirtschaftssystems in Deutschland und Europa behindert.

Erdgasversorgung in Deutschland und Europa

Anne Neumann ist wissenschaftliche Mitarbeiterin der Abteilung Energie,
Verkehr, Umwelt am DIW Berlin und Professorin für Wirtschaftspolitik an derUniversität Potsdam | aneumann@diw.de

Claudia Kemfert ist Leiterin der Abteilung Energie, Verkehr, Umwelt am
DIW Berlin und Professorin für Umweltökonomie an der Hertie School ofGovernance | ckemfert@diw.de

Christian von Hirschhausen ist Forschungsdirektor am DIW Berlin undProfessor für Wirtschafts- und Infrastrukturpolitik an der Technischen
Universität Berlin | chirschhausen@diw.de

Leonard Göke ist wissenschaftlicher Mitarbeiter im Fachgebiet
Wirtschafts- und Infrastrukturpolitik der Technischen Universität Berlin und
Gastwissenschaftler am DIW Berlin | lgoeke@diw.de

Franziska Holz ist wissenschaftliche Mitarbeiterin der Abteilung Energie,
Verkehr, Umwelt am DIW Berlin | fholz@diw.de

JEL: L51, L94, Q48
Keywords: natural gas, pipeline, Nord Stream 2, Russia, Germany, Europe

This report is also available in an English version as DIW Weekly Report 27/2018:www.diw.de/diw_weekly

DIW Wochenbericht Nr. 27/2018

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85. Jahrgang 4. Juli 2018
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