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Kurzfristig wird auch weiterhin noch russisches Gas durch die Ukraine geleitet werden. Langfristig offenbart sich laut Simon Schulte allerdings ein gegensätzlicher Trend: die Ukraine muss sich auf erhebliche Einnahmeeinbußen einstellen.
Gemeinsam herausgegeben werden die Ukraine-Analysen von der Forschungsstelle Osteuropa an der Universität Bremen, der Deutschen Gesellschaft für Osteuropakunde e.V., dem Deutschen Polen-Institut, dem Leibniz-Institut für Agrarentwicklung in Transformationsökonomien, dem Leibniz- Institut für Ost- und Südosteuropaforschung und dem Zentrum für Osteuropa- und internationale Studien (ZOiS) gGmbH. Die bpb veröffentlicht sie als Lizenzausgabe.
In den 1970er Jahren wurde diese Gaspipeline in der Nähe von Charkiw gebaut. Die Transitwege aus der Sowjetzeit waren viele Jahre eine wichtige Einnahmequelle für die Ukraine. (© picture alliance/PAP)
Mit dem Zerfall der Sowjetunion wurde das Ukrainische Gas Transport System (UGTS), durch welches Anfang der 1990er knapp 50 % der EU Erdgasimporte strömten, Eigentum der Ukraine. Über Dekaden hinweg sicherte dieses Relikt der Sowjetzeit der Ukraine Monopolrenten und günstige Erdgaspreise. Auch wenn Gazprom, Russlands Staatskonzern mit Monopol auf Erdgaspipelineexporte, mit alternativen Pipelineprojekten wie Yamal, Blue Stream und Nord Stream versuchte seine Transportwege nach Europa zu diversifizieren und das ukrainische Transitmonopol zu schmälern, betrugen die Residualmengen die 2017 auf diesem teuersten Weg nach Europa flossen, mehr als 90 Mrd. Kubikmeter. Dem staatlich kontrollierten ukrainischen Energiekonzern Naftogaz bescherte der Transit in 2017 alleine Einnahmen von ca. 2 Mrd. Euro – in etwa 3 % des ukrainischen Bruttoinlandsprodukts.
Die zukünftigen Perspektiven der ukrainischen Erdgastransite müssen differenziert betrachtet werden, da diese im Zeitverlauf von verschiedenen Faktoren beeinflusst werden. Für die nächsten zwei Jahre ist zunächst davon auszugehen, dass die Volumina, die Gazprom via Ukraine nach Europa schickt, auf einem ähnlichen Niveau verbleiben wie in den Jahren 2016/2017, zumindest wenn auch zukünftig die Winter vergleichsweise kalt und die Kohlepreise vergleichsweise hoch ausfallen. Denn der Grund für die im Vergleich zu 2014/2015 höhere EU Importnachfrage der letzten zwei Jahre fußte neben den Produktionskürzungen im niederländischen Groningen insbesondere auf dem steigenden Wärmebedarf im Winter sowie einen partiellen "Fuel Switch" von Kohle zu Gas im europäischen Stromsektor. Ein weiterer Treiber für die ukrainischen Transitvolumina war aber auch sicher die Wettbewerbsfähigkeit von russischem Erdgas gegenüber Mitbewerbern aus Übersee. Kurzfristig ist daher damit zu rechnen, dass Transitmengen und –einnahmen der Ukraine auf dem Niveau der letzten Jahre verlaufen.
Mittelfristig unterliegt die Höhe der ukrainischen Transitvolumina einer hohen Unsicherheit. Als kritisches Datum sei hier auf den 1. Januar 2020 verwiesen, an dem der seit 2009 bestehende Transitvertrag zwischen Russland und der Ukraine ausläuft. Was dies insbesondere für die EU und ihre Versorgungssicherheit hinsichtlich Erdgas bedeuten kann, ist aus den beiden Gaskrisen 2006 und 2009 bekannt. Somit sollte insbesondere auch die EU ein Interesse daran haben, so früh wie möglich einen Anschlussvertrag zu verabschieden, was sich als schwierig erweisen wird.
Die Schwierigkeit wird gleich durch mehrere Faktoren geschaffen. Auch ohne Berücksichtigung geopolitischer Interessen und des Konfliktes in der Ostukraine sowie der russischen Annexion der Krim, war die Ausgangsituation der letzten Vertragsverhandlungen 2009 einfacher als heute, da sich die beiden Vertragspartner Russland und Ukraine, bzw. Gazprom und Naftogaz, auf Augenhöhe befanden. Während die Ukraine auf russisches Erdgas angewiesen war, um ihre Bürger und ihre Industrie mit Wärme und Strom zu versorgen, brauchte Russland das UGTS der Ukraine um seine Lieferverpflichtungen mit den europäischen Staaten zu erfüllen. Doch seit 2009 hat sich viel geändert. Neue Interkonnektoren erlauben es, die Ukraine nun aus Westen mit Erdgas zu versorgen. Als Konsequenz wurde die Ukraine seit 2016 vollständig mit Erdgas seitens der EU beliefert. Während Russland also nach wie vor abhängig vom UGTS ist, ist die Ukraine unabhängig von der russischen Versorgung mit Erdgas geworden und somit in einer besseren Ausgangslage für die bevorstehenden Vertragsverhandlungen.
Russlands strategische Antwort auf diese einseitige Abhängigkeit sind insbesondere die beiden kontrovers diskutierten Pipelineprojekte Turkish Stream und Nord Stream 2, die eine zusätzliche Kapazität von 32 Mrd. Kubikmeter bzw. 55 Mrd. Kubikmeter bereitstellen sollen. Während mit hoher Wahrscheinlichkeit zumindest der erste Strang der Turkish Stream Pipeline bis zum 1. Januar 2020 fertigstellt ist, ist es unwahrscheinlich, dass bis zum kritischen Datum die volle Kapazität von Nord Stream 2 Pipeline bereitsteht, nicht zuletzt weil das Projekt durch politischen und rechtlichen Widerstand, zuletzt aus Dänemark, verzögert wird.
Die Ukraine und Naftogaz sind unterdessen mit sich selbst beschäftigt. Reformen zur Liberalisierung des Marktes wie die Entflechtung von Naftogaz und dessen Netzbetreibergesellschaft Ukrtransgaz stocken. Somit fehlen auch, trotz hoher Transiteinnahmen, längst überfällige Investitionen in das marode UGTS, da das Interesse von Naftogaz in ein System zu investieren, welches ausgegliedert wird, wohl eher gering ist. Ein weiterer Grund für den Investitionsstau ist die Abhängigkeit vom russischen Zulieferersystem, welches östlich an der Ukraine andockt und ebenfalls Investitionsbedarf aufweist. Ohne die Sicherheit über zukünftige Transitmengen und Investitionen in das Zubringersystem seitens Gazprom ist Naftogaz einem hohen Risiko von Überinvestitionen ins eigene System ausgesetzt. Auch die in 2019 bevorstehenden Präsidentschafts- und Parlamentswahlen verschärfen die Situation. Sie lassen kurzfristige Reformhoffnungen verpuffen und sorgen eher für eine Verschärfung der Rhetorik statt für eine Deeskalation, was die bevorstehenden Vertragsverhandlungen ebenfalls erschwert.
Mit einem Verzicht auf die Ukraine als Transitland ist mittelfristig nicht zu rechnen. Im Vergleich zu heute ist ab 2020 allerdings ein sukzessiver Rückgang der Transitvolumina wahrscheinlich. Die Höhe des Rückgangs hängt dabei von mehreren Faktoren ab, wie etwa den Pipelineprojekten Turkish Stream und Nord Stream 2, dem Zustand und dem Investitionsniveau ins UGTS und letztendlich dem neuen Vertrag, der ab den 1. Januar 2020 gelten soll.
Langfristig ist die Lage eindeutiger und somit die Bedeutungslosigkeit der Ukraine als Transitland gewiss. Mit den Klimazielen der EU ist selbst für den am wenigsten CO2-intensiven fossilen Energieträger Erdgas kein Platz im Erzeugungsmix, zumindest nicht in einem Ausmaß welches der Ukraine mit dem aktuellen Umfang vergleichbare Transitgebühren einbringt. Um mit alternativen Pipelinerouten im Wettbewerb bestehen zu können, müsste die Ukraine ins UGTS investieren. Dann würden allerdings, so wie es auch sein sollte, Transitgebühren genutzt um Infrastrukturinvestitionen zu finanzieren. Die Ukraine sollte sich daher lieber früher als zu spät darauf einstellen, dass Monopolrenten aus Erdgastransiten kein Geschäftsmodell sind, auf das eine Volkswirtschaft fußen sollte. Hingegen sollte das Land vermehrt auf eine Diversifizierung der Wirtschaft setzen. Dass Naftogaz zuletzt damit warb, der größte Steuerzahler in 2017 gewesen zu sein, zeigt, dass Reformen greifen und die Korruptionsbekämpfung im Land vorangeht. Es zeigt allerdings auch, wie abhängig die Ukraine noch immer von den Einnahmen aus den Erdgastransiten ist.
Hecking, Schulte, Vatansever und Raszewski (2016): Options for Gas Supply Diversification for the EU and Germany in the next two decades. Externer Link: http://www.ewi.research-scenarios.de/cms/wp-content/uploads/2016/10/Options-for-Gas-Supply-Diversification.pdf
Hecking und Schulte (2017): Nord Stream 2: Gazproms Antwort auf einen strategischen Nachteil? Externer Link: http://www.et-energie-online.de/Portals/0/PDF/zukunftsfragen_2017_05_hecking.pdf
Simon Schulte ist Doktorand am Energiewirtschaftlichen Institut (EWI) an der Universität zu Köln und Senior Research Associate bei ewi Energy Research & Scenarios (ewi ER&S) in Köln.