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Luxemburg: Amt für Veröffentlichungen der Europäischen Union, 2015

Print | ISBN 978-92-872-3355-4 | ISSN 1831-080X | doi:10.2865/76790 | QJ-AB-15-018-DE-C
PDF | ISBN 978-92-872-3348-6 | ISSN 1977-5644 | doi:10.2865/100885 | QJ-AB-15-018-DE-N
EPUB | ISBN 978-92-872-3338-7 | ISSN 1977-5644 | doi:10.2865/14702 | QJ-AB-15-018-DE-E

© Europäische Union, 2015

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DE
2015

Nr. 16

Sonderbericht

Verbesserung der
Sicherheit der
Energieversorgung durch
die Entwicklung des
Energiebinnenmarkts:
Es bedarf größerer
Anstrengungen

(gemäß Artikel 287 Absatz 4 Unterabsatz 2 AEUV)

Prüferteam

Die Sonderberichte des Hofes enthalten die Ergebnisse seiner Wirtschaftlichkeits- und Compliance-Prüfungen zu spezifischen Haushaltsbereichen oder Managementthemen. Bei der Auswahl und Gestaltung dieser Prüfungsaufgaben ist der Hof darauf bedacht, maximale Wirkung dadurch zu erzielen, dass er die Risiken für die Wirtschaftlichkeit oder Compliance, die Höhe der betreffenden Einnahmen oder Ausgaben, künftige Entwicklungen sowie das politische und öffentliche Interesse abwägt.

Zuständig für die Durchführung dieser Wirtschaftlichkeitsprüfung war Prüfungskammer II (spezialisiert auf die Ausgabenbereiche strukturpolitische Maßnahmen, Verkehr und Energie) unter Vorsitz von Henri Grethen, Mitglied des Hofes. Die Prüfung stand unter der Leitung von Phil Wynn Owen, Mitglied des Hofes. Herr Wynn Owen wurde unterstützt von seinem Kabinettchef Gareth Roberts und Katharina Bryan, Attaché; Pietro Puricella, Referatsleiter; Erki Must, Aufgabenleiter; Jolita Korzunienė, Pekka Ulander, Svetoslav Hristov, Aleksandra Klis-Lemieszonek und Andrew Judge, Prüfer.

Von links nach rechts: P. Puricella, A. Judge, G. Roberts, J. Korzunienė, P. Ulander, K. Bryan, E. Must, A. Klis-Lemieszonek, P. Wynn Owen, S. Hristov.

Inhalt

Glossar

Zusammenfassung

Einleitung

Die Sicherheit der Energieversorgung und wie diese mit dem Energiebinnenmarkt zusammenhängt

Der Rechtsrahmen des Energiebinnenmarkts

Investitionsbedarf und Finanzinstrumente der EU auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur

Prüfungsumfang und Prüfungsansatz

Bemerkungen

Das Ziel, den Energiebinnenmarkt bis 2014 zu vollenden, wurde nicht erreicht

Es gibt weiterhin Probleme mit der Umsetzung des EU-Rechtsrahmens für den Energiebinnenmarkt

Bedeutende Unterschiede bei der Organisation der Energiemärkte durch die Mitgliedstaaten könnten die weitere Entwicklung des Energiebinnenmarkts behindern

Obwohl bei der Verknüpfung der Märkte in Europa Fortschritte erzielt wurden, konnten die vollen Preiseffekte des Energiebinnenmarkts noch nicht verwirklicht werden

Die Energieinfrastruktur in Europa ist im Allgemeinen noch nicht auf vollständig integrierte Märkte ausgerichtet und bietet daher gegenwärtig keine wirksame Sicherheit der Energieversorgung

Die Infrastruktur in und zwischen vielen Mitgliedstaaten ist noch nicht für den Energiebinnenmarkt geeignet

Es gibt keine Bedarfsanalyse für die gesamte EU, die die Grundlage für die Priorisierung von Investitionen auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur in der EU bilden könnte

Die Entwicklung von grenzüberschreitender Infrastruktur erfordert die Zusammenarbeit zwischen benachbarten Mitgliedstaaten

Die finanzielle Unterstützung aus dem EU-Haushalt auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur hat nur im begrenzten Maße zur Verwirklichung des Energiebinnenmarkts und zur Sicherheit der Energieversorgung beigetragen

Die EU verfügt über mehrere Förderinstrumente zur Unterstützung von Energieinfrastrukturprojekten, jedoch ist der Energiebinnenmarkt bei keinem dieser Finanzierungsinstrumente das Hauptziel

Zahlreiche von der EU kofinanzierte Energieinfrastrukturen müssen noch eine Wirkung auf den Energiebinnenmarkt erzielen

Schlussfolgerungen und Empfehlungen

Anhang I
–
a) Durchschnittliche Einzelhandelsstrompreise inkl. Steuern für Privathaushalte: 1. Quartal 2015 in Eurocent je 1 kWh
b) Durchschnittliche Strompreise ohne MwSt. und nicht erstattungsfähige Steuern für gewerbliche Abnehmer: 1. Quartal 2015, Eurocent je 1 kWh

Anhang II
–
Geschätzte von den Versorgern gezahlte Gaseinkaufspreise in den Mitgliedstaaten der EU – Jahresdurchschnitt 2014 (Euro je MWh)

Anhang III
–
Beteiligung der Mitgliedstaaten an den ACER-Arbeitsgruppen, Januar 2013 bis Mai 2015

Antworten der Kommission

Glossar

Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER): EU-Agentur mit Sitz in Ljubljana, Slowenien, die im März 2011 im Rahmen des dritten Energiepakets gegründet wurde, um die Vollendung des Energiebinnenmarkts sowohl für Strom als auch für Erdgas voranzutreiben. Die ACER ist eine unabhängige europäische Einrichtung, welche die Zusammenarbeit zwischen den europäischen Energieregulierungsbehörden fördert.

Der Verbundplan für den baltischen Energiemarkt (BEMIP): 2009 unterzeichnete regionale Initiative zur Anbindung von Estland, Lettland und Litauen an die europäischen Energiemärkte, um ihren Status als Energieinseln zu beenden und ihre Energiemärkte zu liberalisieren.

Drittes Energiepaket: Legislativpaket zu den Energiemärkten in der EU. Darin werden die Grundregeln für das Funktionieren des Energiebinnenmarkts festgelegt, einschließlich des grenzüberschreitenden Handels und der institutionellen Struktur.

Energiebinnenmarkt: Der Energiebinnenmarkt stellt den Regulierungs- und Infrastrukturrahmen dar, der den freien Verkehr und den grenzüberschreitenden Handel mit Erdgas und Strom auf dem gesamten Gebiet der EU ermöglichen soll.

Energieinsel: Region, die unzureichend an die Energietransportnetze angeschlossen ist. Als Folge davon ist sie von einer einzigen externen Energiequelle oder einem einzigen externen Energieversorger abhängig.

Energieverbindungsleitung: Struktur, die einen freien Fluss von Strom oder Erdgas zwischen nationalen Netzen ermöglicht. Diese Strukturen können sich im Besitz eines oder mehrerer Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber befinden.

Entflechtung: Prozess der Trennung der Fernleitungs-/Übertragungstätigkeit eines vertikal integrierten Energieunternehmens von anderen Tätigkeiten wie etwa der Erzeugung und Verteilung.

Europäische Struktur- und Investitionsfonds (ESI-Fonds): Gemeinsamer Rahmen, der den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE), den Europäischen Sozialfonds (ESF), den Kohäsionsfonds (KF), den Europäischen Landwirtschaftsfonds für die Entwicklung des ländlichen Raums (ELER) und den Europäischen Meeres- und Fischereifonds (EMFF) umfasst.

Europäischer Fonds für strategische Investitionen (EFSI): Der EFSI soll zwischen 2015 und 2017 in der gesamten EU private und öffentliche langfristige Investitionsmittel in Höhe von mindestens 315 Milliarden Euro mobilisieren. Der Fonds wird innerhalb der Europäischen Investitionsbank (EIB) als Treuhandfonds mit unbefristeter Laufzeit aufgelegt, um die risikoreicheren Projektteile zu finanzieren. Als Ausgleich für das der EIB entstehende zusätzliche Risiko wird eine Garantie des EU-Haushalts in Höhe von 16 Milliarden Euro bereitgestellt. Die Mitgliedstaaten können in den EFSI einzahlen. Der EFSI kann Vorhaben von gemeinsamem Interesse oder andere Verbundvorhaben finanzieren. Die Energieinfrastruktur ist eine der Prioritäten des Fonds.

Europäischer Verbund der Übertragungsnetzbetreiber für Strom (ENTSO-E) und Europäischer Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber für Gas (ENTSO-G): Diese Verbünde vertreten alle Übertragungsnetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber in der EU und andere Betreiber, die an ihre Verbünde angeschlossen sind, in allen Regionen und im Zusammenhang mit allen technischen und marktrelevanten Fragen.

Europäisches Energieprogramm zur Konjunkturbelebung (EEPR): Das EEPR wurde Ende 2008 zur Bewältigung der Wirtschafts- und Finanzkrise ins Leben gerufen. Im Rahmen dieses Programms werden Mittel für Projekte bereitgestellt, die darauf abzielen, die Zuverlässigkeit der Energieversorgung zu erhöhen und Treibhausgasemissionen zu senken.

Fazilität „Connecting Europe“ (CEF): Die CEF stellt seit 2014 für die drei Sektoren Energie, Verkehr und Telekommunikation (IKT) finanzielle Unterstützung bereit. In diesen drei Bereichen wurden im Rahmen der Fazilität „Connecting Europe“ Investitionsprioritäten festgelegt, die im kommenden Jahrzehnt umgesetzt werden sollen, wie etwa Strom- und Gaskorridore, die Nutzung erneuerbarer Energie, Transportverbundkorridore und umweltfreundlichere Transportmittel, Hochgeschwindigkeitsbreitbandverbindungen und digitale Netze.

Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber (TSO): Natürliche oder juristische Person, die auf nationaler oder regionaler Ebene verantwortlich ist für die Übertragung von Energie in Form von Erdgas oder Strom mithilfe von fester Infrastruktur.

Flüssigerdgas (LNG): LNG ist ein Erdgas, das vor der Lagerung oder dem Transport verflüssigt worden ist.

Handel zwischen Unternehmen (B2B): Handelsgeschäft zwischen zwei Unternehmen, etwa zwischen einem Hersteller und einem Großhändler oder zwischen einem Groß- und einem Einzelhändler.

Komitologie: Ausschussverfahren zur Überwachung delegierter Rechtsakte, die von der Europäischen Kommission umgesetzt werden. Die Ausschüsse setzen sich aus Vertretern der Mitgliedstaaten zusammen und haben den Auftrag, bestimmte delegierte Aspekte der vom Rat und, soweit Mitentscheidungsverfahren zur Anwendung kommen, vom Europäischen Parlament erlassenen sekundärrechtlichen Bestimmungen zu regeln. Die Kommission führt in diesen Sitzungen den Vorsitz und stellt das Sekretariat.

Milliarde Kubikmeter (Mrd. m³): Maßeinheit zur Messung des Gasvolumens, die sowohl in der Produktion als auch im Handel verwendet wird.

Nationale Regulierungsbehörden: Nationale Regulierungsbehörden sind öffentliche Einrichtungen der Mitgliedstaaten, die einen fairen Marktzugang sicherstellen und in einigen Mitgliedstaaten die Großhandels- und Einzelhandelspreise für Verbraucher festlegen. Sie liefern Analysen, die herangezogen werden, um die von den Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern berechneten Tarife zu bestimmen.

Netzkodizes und Leitlinien: Es handelt sich hierbei um Vorschriften, die für einen oder mehrere Teile des Energiesektors gelten. Sie sollen als Instrument zur Umsetzung des Energiebinnenmarkts dienen, indem sie geltende nationale Vorschriften ergänzen, um systematisch grenzüberschreitende Probleme zu lösen.

Sicherheit der Energieversorgung: Unterbrechungsfreie Verfügbarkeit von Energiequellen zu erschwinglichen Preisen gemäß der Definition der Internationalen Energie-Agentur.

Transeuropäisches Energienetz (TEN-E): Ziel des TEN-E-Programms ist die Entwicklung des Energiebinnenmarkts durch den Verbund, die Interoperabilität und den Ausbau der transeuropäischen Strom- und Erdgasleitungsnetze sowie durch die Sicherheit und Diversifizierung der Energieversorgung und die Förderung einer nachhaltigen Entwicklung.

Vorhaben von gemeinsamem Interesse (PCI): Im Oktober 2013 hat die Kommission eine Liste mit 248 wichtigen Energieinfrastrukturvorhaben angenommen. PCI sollten von schnelleren und effizienteren Genehmigungsverfahren und einer besseren Regulierung profitieren können. Sie können außerdem auch im Rahmen der Fazilität „Connecting Europe“ unterstützt werden.

Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP): TYNDP für Strom und Gas sind nicht verbindliche Dokumente, die halbjährlich vom ENTSO-E und vom ENTSO-G veröffentlicht werden. TYNDP sollen die verfügbaren Informationen und die Transparenz auf dem Gebiet der Stromübertragungs- und Gasfernleitungssysteme verbessern.

Zusammenfassung

I

Die Europäische Union (EU) hat in den vergangenen 20 Jahren einen umfassenden Ansatz in Bezug auf die Energie- und Klimapolitik entwickelt. Diese Politik wird vor dem Hintergrund der wachsenden Herausforderung des Klimawandels sowie eines sich ändernden internationalen Umfelds, zu dem auch die politischen Entwicklungen an der EU-Außengrenze und Handelsabkommen mit externen Partnern gehören, weiterentwickelt.

II

Die Sicherheit der Energieversorgung ist im vergangenen Jahrzehnt in Europa zu einer zentralen Frage geworden. Die Aufmerksamkeit der Regierungen und der Öffentlichkeit liegt mittlerweile schwerpunktmäßig auf den Risiken im Zusammenhang mit der Abhängigkeit von externen Energiequellen, der politischen Unsicherheit in Liefer- und Transitstaaten außerhalb der EU und einer möglichen Unterbrechung der Energieversorgung. Es setzt sich außerdem zunehmend die Erkenntnis durch, dass Transformationen im Energiesystem der EU aufgrund einer Änderung der Nachfragemuster und der Ausweitung von erneuerbaren Energiequellen neue Herausforderungen für die kontinuierliche Energieversorgung von Endverbrauchern zu erschwinglichen Preisen darstellen.

III

Die EU hat eine Reihe von Rechtsvorschriften verabschiedet, um die Entwicklung eines Energiebinnenmarkts zu fördern. Der Energiebinnenmarkt stellt den Regulierungs- und Infrastrukturrahmen dar, der den freien Verkehr und den grenzüberschreitenden Handel mit Erdgas und Strom auf dem gesamten Gebiet der EU ermöglichen soll. Im Rahmen des jüngsten Legislativpakets, dem dritten Energiepaket, wurde das Ziel der Erreichung des Energiebinnenmarkts bis 2014 festgelegt. Im Rahmen des EU-Haushalts wurden außerdem 3,7 Milliarden Euro für die Finanzierung der Energieinfrastruktur von 2007 bis 2013 bereitgestellt, und es wird erwartet, dass zwischen 2014 und 2020 weitere 7,4 Milliarden Euro zur Verfügung gestellt werden.

IV

Im Rahmen der Prüfung des Hofes sollte festgestellt werden, ob die Umsetzung der politischen Maßnahmen auf dem Gebiet des Energiebinnenmarkts und die EU-Ausgaben für die Energieinfrastruktur wirksam zur Erzielung von Fortschritten auf dem Gebiet der Sicherheit der Energieversorgung beigetragen haben.

V

Das Ziel der EU, den Energiebinnenmarkt bis 2014 zu vollenden, wurde nicht erreicht. Die Energieinfrastruktur in Europa ist im Allgemeinen noch nicht auf vollständig integrierte Märkte ausgerichtet und bietet daher gegenwärtig keine wirksame Sicherheit der Energieversorgung. Die finanzielle Unterstützung aus dem EU-Haushalt auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur hat nur im begrenzten Maße zur Verwirklichung des Energiebinnenmarkts und der Sicherheit der Energieversorgung beigetragen.

VI

Es gibt weiterhin Probleme mit der Umsetzung des EU-Rechtsrahmens für den Energiebinnenmarkt. Bedeutende Unterschiede bei der Organisation der Energiemärkte durch die Mitgliedstaaten könnten die weitere Entwicklung des Energiebinnenmarkts behindern. Obwohl bei der Verknüpfung der Märkte in Europa Fortschritte erzielt wurden, wurden die vollen Preiseffekte des Energiebinnenmarkts noch nicht verwirklicht. Der Hof empfiehlt daher Folgendes:

Empfehlung 1: Da der Energiebinnenmarkt noch nicht vollendet ist, sollte die Kommission ihre Bewertungen abschließen und bis Ende 2016 eventuell notwendige Vertragsverletzungsverfahren gegen Mitgliedstaaten einleiten.

Empfehlung 2:

a)Die Mitgliedstaaten sollten sicherstellen, dass ihre nationalen Regulierungsbehörden unabhängig sind und in Bezug auf ihren Aufgabenbereich keinerlei Einschränkungen unterliegen. Den nationalen Regulierungsbehörden sollten für ihre Tätigkeit ausreichende Ressourcen zur Verfügung stehen, durch die es ihnen auch möglich ist, in vollem Umfang an Kooperationsmaßnahmen auf EU-Ebene teilzunehmen.

b)Die Kommission sollte sicherstellen, dass die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) über die notwendigen Befugnisse verfügt, um von den wichtigsten Institutionen in den Mitgliedstaaten die Informationen zu erhalten, die sie benötigt, um die ihr zugewiesenen Aufgaben zu erfüllen.

Empfehlung 3: Die Kommission sollte die umfassende Entwicklung von transparenten Handelsmechanismen sowohl für Gas als auch für Strom fördern. Dazu sollte die Förderung und Unterstützung der Errichtung von Börsen in Mitgliedstaaten gehören, in denen diese noch nicht vorhanden sind oder in denen B2B-Handelsmechanismen dominieren.

Empfehlung 4: Die Kommission sollte das Komitologieverfahren beschleunigen, um die Billigung der Stromnetzkodizes bis Ende 2015 sicherzustellen. Sie sollte die ACER und die ENTSO ebenfalls dazu ermutigen, die frühzeitige Umsetzung der Netzkodizes durch die Mitgliedstaaten im Rahmen regionaler Kooperationsinitiativen zu fördern.

Empfehlung 5: Die Kommission sollte

a)die Festlegung von Zielen auf dem Gebiet der Stromverbindungen auf der Grundlage des Marktbedarfs statt auf der Grundlage einer festgelegten nationalen Erzeugungskapazität in Erwägung ziehen;

b)die potenziellen Kosten und Nutzen des Erdgaszielmodells neu bewerten und angesichts der unsicheren Nachfragesituation prüfen, ob es Alternativen für den umfassenden Bau von Gasfernleitungen gibt, wie etwa die Errichtung von strategisch platzierten LNG-Terminals, um einen oder mehrere nationale Märkte mithilfe von Lösungen abzudecken, die mit dem Energiebinnenmarkt kompatibel sind. Dies sollte auf einer umfassenden Bedarfsanalyse auf EU-Ebene beruhen.

VII

Die Infrastruktur in und zwischen vielen Mitgliedstaaten ist noch nicht für den Energiebinnenmarkt geeignet. Es gibt keine Bedarfsanalyse für die gesamte EU, die die Grundlage für die Priorisierung von Investitionen auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur in der EU bilden könnte. Die Entwicklung von grenzüberschreitender Infrastruktur erfordert die Zusammenarbeit zwischen benachbarten Mitgliedstaaten. Der Hof empfiehlt daher Folgendes:

Empfehlung 6: Die Kommission sollte

a)eine grenzüberschreitende Energieinfrastruktur ermitteln, deren Potenzial zur Unterstützung des Energiebinnenmarkts nicht vollständig ausgeschöpft wird, entweder weil sie in langfristigen bilateralen Verträgen gebunden ist, sodass Dritte keine Zugangsmöglichkeit haben, oder weil ihre technischen Möglichkeiten, wie etwa der Gastransport entgegen der Hauptflussrichtung, nicht genutzt werden;

b)mit Akteuren in den Mitgliedstaaten zusammenarbeiten, um sicherzustellen, dass diese Infrastruktur in größerem Maße kontinuierlich zugunsten des Energiebinnenmarkts genutzt wird;

c)die Vorteile der Ernennung von regionalen Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern als Möglichkeit zur Förderung und wirtschaftlichen Steuerung von grenzüberschreitenden Energieströmen prüfen, wodurch die bestmögliche Nutzung der vorhandenen Infrastruktur sichergestellt werden könnte.

Empfehlung 7: Die Kommission sollte

a)eine umfassende Bedarfsanalyse zur Energieinfrastruktur auf EU-Ebene als Grundlage für die Entwicklung des Energiebinnenmarkts durchführen. Diese Analyse sollte für andere Strategiedokumente wie Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP) als Referenz dienen;

b)zur Unterstützung der Bedarfsanalyse Kapazitäten zur Modellierung der Energiemärkte schaffen, einschließlich einer großen Bandbreite an Bedarfsprognosen, entweder intern oder bei der ACER;

c)mit ENTSO-E und ENTSO-G zusammenarbeiten, damit die Bedarfsanalyse als Input für die mit dem Energiebinnenmarkt verbundene Infrastrukturplanung in der EU dient, einschließlich für TYNDP.

VIII

Die EU verfügt über mehrere Förderinstrumente zur Unterstützung von Energieinfrastrukturprojekten, jedoch ist der Energiebinnenmarkt bei keinem dieser Finanzierungsinstrumente das Hauptziel. Die von der EU kofinanzierte Energieinfrastruktur hat eine begrenzte Wirkung auf den Energiebinnenmarkt. Der Hof empfiehlt daher Folgendes:

Empfehlung 8: Die Kommission sollte ihr Planungsverfahren vor dem Hintergrund einer umfassenden Bedarfsanalyse auf EU-Ebene auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur weiterentwickeln, insbesondere die Priorisierung und Finanzierung von Vorhaben von gemeinsamem Interesse.

Empfehlung 9: Die Kommission sollte Legislativvorschläge dazu vorlegen, wie sie ihre Entscheidungen bei der Auswahl von zu finanzierenden Energieinfrastrukturprojekten an das ordnungsgemäße und unterbrechungsfreie Funktionieren des Energiemarkts in den Mitgliedstaaten binden kann.

Einleitung

01

Die Europäische Union hat in den vergangenen 20 Jahren einen umfassenden Ansatz in Bezug auf die Energie- und Klimapolitik entwickelt¹. Diese Politik wird vor dem Hintergrund der wachsenden Herausforderung des Klimawandels sowie eines internationalen Umfelds im Wandel, zu dem auch die politischen Entwicklungen an der EU-Außengrenze und Handelsabkommen mit externen Partnern gehören, weiterentwickelt.

02

Das Mandat zur Entwicklung einer EU-Politik auf dem Gebiet der Energiepolitik geht aus Artikel 4 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) hervor, in dem Energie als Bereich definiert wird, in dem die EU ihre Zuständigkeit mit den Mitgliedstaaten teilt. Aus Artikel 194 geht hervor, dass die Energiepolitik der EU folgende Ziele verfolgt:

a)Sicherstellung des Funktionierens des Energiemarkts,

b)Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit in der Union,

c)Förderung der Energieeffizienz und von Energieeinsparungen sowie Entwicklung neuer und erneuerbarer Energiequellen und

d)Förderung der Interkonnexion der Energienetze.

03

Die Mitgliedstaaten entscheiden über ihren nationalen Energiemix sowie die Steuern und Zuschläge, die für Gas und Strom erhoben werden, und überwachen das Funktionieren des Strom- und Gasmarkts auf ihrem Hoheitsgebiet.

04

Die Sicherheit der Energieversorgung ist im vergangenen Jahrzehnt in Europa zu einer zentralen Frage geworden. Die Aufmerksamkeit der Regierungen und der Öffentlichkeit liegt mittlerweile schwerpunktmäßig auf den Risiken im Zusammenhang mit der Abhängigkeit von externen Energiequellen, der politischen Unsicherheit in Lieferund Transitstaaten außerhalb der EU und einer möglichen Unterbrechung der Energieversorgung. Es setzt sich außerdem zunehmend die Erkenntnis durch, dass Transformationen im Energiesystem der EU aufgrund einer Änderung der Nachfragemuster und der Ausweitung von erneuerbaren Energiequellen neue Herausforderungen für die kontinuierliche Energieversorgung von Endverbrauchern zu erschwinglichen Preisen darstellen.

Die Sicherheit der Energieversorgung und wie diese mit dem Energiebinnenmarkt zusammenhängt

05

Die Europäische Kommission hat die Entwicklung des Elektrizitäts- und Erdgasbinnenmarkts als Grundlage für die Sicherung der Energieversorgung in der Union konsequent gefördert. Der Energiebinnenmarkt stellt den Regulierungs- und Infrastrukturrahmen dar, der den freien Verkehr und den grenzüberschreitenden Handel mit Erdgas und Strom auf dem gesamten Gebiet der EU ermöglichen soll. In ihrer jüngsten Mitteilung zur Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung, die am 28. Mai 2014 veröffentlicht wurde², erklärte die Kommission: „Der Schlüssel zu einer besseren Energieversorgungssicherheit liegt erstens in einer gemeinsamen Vorgehensweise in Form eines funktionierenden Binnenmarkts und in einer stärkeren Zusammenarbeit auf regionaler und europäischer Ebene, insbesondere um die Entwicklungen bei den Netzen zu koordinieren und die Märkte zu öffnen […].“

06

Die Entwicklung eines offenen, wettbewerbsfähigen und voll funktionsfähigen Elektrizitäts- und Erdgasbinnenmarkts hat das Potenzial zur Erzielung eines Nutzens für die Sicherung der Energieversorgung der Union insgesamt. Sie eröffnet Möglichkeiten für eine stärkere Diversifizierung der Versorgung, die Verringerung von lokalen Versorgungsrisiken, einen flüssigen und flexiblen Handel zwischen den Mitgliedstaaten und die Sicherstellung einer Energieversorgung auf einer wirtschaftlich effizienten Basis. Die Sicherheit der Energieversorgung ist ein öffentliches Gut, das seinen Preis hat, und die Gewährleistung dieser Sicherheit auf eine möglichst kostenwirksame Art und Weise ist das Kernziel der EU-Energiepolitik.

07

Im Dezember 2014 hat der Rat der Europäischen Union seine Unterstützung für die Vollendung des Energiebinnenmarkts bekräftigt und betont, „dass dringend alle Kräfte mobilisiert werden müssen, um das Ziel eines voll funktionsfähigen und vernetzten Energiebinnenmarkts zu erreichen“³.

08

Um einen Energiebinnenmarkt zu entwickeln, ist es notwendig, sowohl Regeln zum Funktionieren des Erdgasund Elektrizitätsmarkts festzulegen als auch sicherzustellen, dass zu diesem Zweck eine angemessene Infrastruktur vorhanden ist.

Der Rechtsrahmen des Energiebinnenmarkts

09

Regeln für das Funktionieren des Energiebinnenmarkts können verschiedene Formen annehmen. Die erste Stufe ist die Entwicklung eines Rechtsrahmens, in dem die Grundsätze für die Entwicklung eines Elektrizitäts- und Erdgasbinnenmarkts sowie die regulatorischen Bedingungen festgelegt sind, unter denen mit Energie gehandelt werden sollte. Dieser Rechtsrahmen wurde in Form von drei „Paketen“ von abgeleitetem Recht der EU entwickelt (siehe Abbildung 1).

10

Das dritte Energiepaket wurde 2011 durch die Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (REMIT)4 5 vollendet. Diese Verordnung ist auf die Themen der Marktintegrität und des Marktmissbrauchs ausgerichtet und sieht die Überwachung der Energiegroßhandelsmärkte vor, um Marktmanipulationen aufzudecken und davon abzuschrecken. Sie soll bis April 2016 vollständig umgesetzt sein.

Abbildung 1

Entwicklung der drei Energiepakete

Quelle: Europäischer Rechnungshof.

11

Zwei legislative Maßnahmen der EU sind direkt auf die Sicherheit der Strom- und Erdgasversorgung ausgerichtet. Diese Maßnahmen basieren auf der Aufrechterhaltung eines ordnungsgemäßen und unterbrechungsfreien Funktionierens des Energiebinnenmarkts, sogar in Ausnahmesituationen:

a)Die Richtlinie über Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung⁶, die 2005 verabschiedet wurde, verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Sicherstellung eines angemessenen Umfangs an Erzeugungskapazität, eines angemessenen Gleichgewichts zwischen Angebot und Nachfrage und eines angemessenen Grads der Zusammenschaltung zwischen Mitgliedstaaten zum Zwecke der Entwicklung des Binnenmarkts.

b)Die Verordnung über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung, die 2010 verabschiedet wurde⁷, legt Versorgungs- und Infrastrukturstandards wie auch die Zuständigkeiten der Erdgasunternehmen, der Mitgliedstaaten und der Kommission sowohl in Bezug auf die Verhinderung von als auch die Reaktion auf Versorgungsstörungen fest.

12

In diesem Rechtsrahmen sind die Grundprinzipien des Energiebinnenmarkts festgelegt, er stellt jedoch keine praktische Vorlage für Energiemärkte dar. Zu diesem Zweck wurden von der Kommission Zielmodelle für Elektrizität und Erdgas eingeführt, um das Ziel der Preiskonvergenz umzusetzen⁸. Diese Modelle wurden in Zusammenarbeit mit den ENTSO und der ACER sowie Vertretern der Energiewirtschaft weiterentwickelt und werden derzeit in einem Rahmen von Leitlinien und Netzkodizes geregelt, in denen die technischen Vorschriften festgelegt sind, nach denen diese Märkte funktionieren sollen:

a)Im Rahmen des Elektrizitätszielmodells ist die Kopplung von nationalen Märkten in einen einzigen europaweiten Markt vorgesehen⁹. Neben der Förderung der Preiskonvergenz sollte durch die Marktkopplung die optimale Nutzung von grenzüberschreitenden Übertragungen sichergestellt werden.

b)Im Rahmen des Erdgaszielmodells wird die Preiskonvergenz durch auf Hubs basierenden Handel gefördert¹⁰. Darin ist die Entwicklung von Einspeise-/Ausspeise-Zonen und liquiden virtuellen Handelspunkten vorgesehen.

Aufgaben und Zuständigkeiten der wichtigsten Akteure auf dem Gebiet der EU-Energiepolitik

13

An dem Prozess der Entwicklung, Umsetzung und Regulierung ist eine Reihe von öffentlichen und privaten Akteuren beteiligt, die bestimmte Aufgaben und Zuständigkeiten haben.

a)Bei der Europäischen Kommission ist die Generaldirektion Energie (GD Energie) für die Entwicklung und Umsetzung der europäischen Energiepolitik im Rahmen des Anwendungsbereichs von Artikel 194 AEUV zuständig. Dazu gehören die Sicherstellung des Funktionierens des Energiemarkts und der Sicherheit der Energieversorgung innerhalb der Union sowie die Förderung der Interkonnexion der Energienetze. Zu den Aufgaben der Kommission auf dem Gebiet des Energiebinnenmarkts zählen

i)die Vorlage von Vorschlägen für Strategiepapiere und legislative Maßnahmen je nach Bedarf;

ii)die Überwachung der Umsetzung der Energiepakete in nationales Recht;

iii)die Annahme von Netzkodizes zusammen mit den Mitgliedstaaten über das Komitologieverfahren.

b)Die Energiemärkte sollten von nationalen Regulierungsbehörden überwacht werden, die von den Regierungen der Mitgliedstaaten vollständig unabhängig sind. Die Anforderung der Errichtung von nationalen Regulierungsbehörden wurde im Rahmen des zweiten Energiepakets eingeführt. Im Rahmen des dritten Pakets wurde ihr Aufgabenbereich erweitert.

c)Die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER), die im Rahmen des dritten Energiepakets errichtet wurde, soll die Zusammenarbeit der nationalen Regulierungsbehörden fördern und erleichtern. Die ACER entwickelt Rahmenleitlinien, auf deren Grundlage Netzkodizes entwickelt werden, und verabschiedet Stellungnahmen zu einer Reihe von Themen im Zusammenhang mit dem Energiemarkt. Die Agentur hat keine Exekutivbefugnisse, sodass ihre Beschlüsse für die Marktteilnehmer nicht direkt verbindlich sind.

d)Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber sind natürliche oder juristische Personen, die auf nationaler oder regionaler Ebene verantwortlich sind für die Übertragung von Energie in Form von Erdgas oder Elektrizität mithilfe von fester Infrastruktur. Sie sollen im Rahmen des Europäischen Verbunds der Übertragungsnetzbetreiber für Strom (ENTSO-E) und des Europäischen Verbunds der Fernleitungsnetzbetreiber für Gas (ENTSO-G) zusammenarbeiten. Die ENTSO sind für die Entwicklung der Netzkodizes auf der Grundlage der Rahmenleitlinien der ACER sowie für die Erstellung der Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP) verantwortlich.

Investitionsbedarf und Finanzinstrumente der EU auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur

14

Investitionen in die Energieinfrastruktur sind notwendig, damit der Nutzen in Bezug auf die Sicherheit der Energieversorgung durch den Energiebinnenmarkt umgesetzt werden kann. In der EU wird die Energieinfrastruktur hauptsächlich von Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern durch Verbrauchertarife gemäß dem Verursacherprinzip finanziert. Die von Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern für die Finanzierung von Infrastrukturinvestitionen verwendeten Eigenmittel können von 20 % der Kosten des Vorhabens bis hin zu den vollständigen Kosten der erforderlichen Investitionen reichen. Laut Zahlenangaben der Kommission aus dem Jahr 2011 haben die Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber zwischen 2005 und 2009 pro Jahr 9,1 Milliarden Euro in Energieinfrastruktur investiert. Davon wurden 5,8 Milliarden Euro pro Jahr für Elektrizitätsinfrastruktur und 3,3 Milliarden Euro pro Jahr für Gasinfrastruktur investiert.

15

Die Europäische Investitionsbank (EIB) ist der größte supranationale Darlehens- und Garantiegeber für Energieinfrastrukturvorhaben in der EU. Zwischen 2007 und 2012 hat die EIB Darlehen in Höhe von 29,4 Milliarden Euro für Investitionen in die Modernisierung und Entwicklung der europäischen Elektrizitäts- und Gasnetze bereitgestellt¹¹.

16

Die Energieinfrastruktur ist auch eine der Prioritäten des neu gegründeten Europäischen Fonds für strategische Investitionen (EFSI)¹². Dieser Fonds bündelt Kapital aus dem EU-Haushalt und der EIB, um EU-weit öffentliche und private Investitionen in Höhe von mindestens 315 Milliarden Euro zu mobilisieren¹³.

17

Verglichen mit den eigenen Investitionen der Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber und Mitteln, die von der EIB und dem EFSI zur Verfügung gestellt werden, fallen die Investitionen des EU-Haushalts in die Energieinfrastruktur relativ gering aus. Zwischen 2007 und 2013 wurden durch den EU-Haushalt ungefähr 3,7 Milliarden Euro für die Energieinfrastruktur bereitgestellt, und weitere 7,4 Milliarden Euro sind für den Zeitraum 2014-2020 vorgesehen, wie anhand von Tabelle 1 deutlich wird.

Tabelle 1

Für den Zeitraum 2007-2020 für Energieinfrastruktur zugewiesene Mittel (in Millionen Euro)

| Sektor | TEN-E | EEPR | CEF Energie | ESI-Fonds | Insgesamt
2007-2013 | Elektrizität | 81 | 905 |  | 498 | 1 484
Erdgas | 64 | 1 363 |  | 814 | 2 241
INSGESAMT | 145 | 2 268 |  | 1 312 | 3 725
2014-2020 | Elektrizität und Erdgas | 5 350 | 2 000¹ | 7 350
INSGESAMT 2007-2020 | 145 | 2 268 | 5 350 | 3 312 | 11 075

1 Vorläufige Zahl, die dem Prüferteam von der GD Regionalpolitik und Stadtentwicklung vorgelegt wurde.

Quelle: Europäischer Rechnungshof, basierend auf dem Datenbestand der GD Regionalpolitik und Stadtentwicklung und EEPR-Umsetzungsberichten.

18

Die Mittelzuweisungen erfolgten über mehrere Fonds, die von der Kommission verwaltet werden und sich im Hinblick auf ihre relative Größe, die Art der Projekte, die durch sie finanziert werden, und die Art der Finanzierung, die sie bieten, unterscheiden (siehe Tabelle 1).

a)Das im Jahr 1996 geschaffene¹⁴ Transeuropäische Energienetz (TEN-E) war ein von der Kommission verwaltetes Instrument, durch das Elektrizitäts- und Erdgasinfrastruktur finanziert wurde. Die TEN-E-Verordnungen aus dem Jahr 2013¹⁵ enthalten Kriterien für die Ermittlung von Vorhaben von gemeinsamem Interesse (PCI).

b)Das Europäische Energieprogramm zur Konjunkturbelebung (EEPR) wurde 2009 geschaffen, um die Wirtschaft der EU durch Infrastrukturinvestitionen zu stimulieren¹⁶. Im Rahmen des EEPR wurde die vereinbarte Liste von Vorhaben unter direkter Leitung der Kommission finanziert. Die Umsetzung der finanzierten Vorhaben dauert immer noch an, es werden jedoch im Rahmen dieses Programms keine neuen Vorhaben mehr unterstützt.

c)Die Fazilität „Connecting Europe“ (CEF)¹⁷ wurde geschaffen, um für den Zeitraum 2014-2020 Investitionen auf den Gebieten Verkehr, Energie und Telekommunikation bereitzustellen¹⁸. Der Fonds soll private Investitionen durch eine Reihe von Instrumenten wie Finanzhilfen, spezielle Darlehen, Bürgschaften, Schuldtitel und Eigenkapitalinstrumente mobilisieren. Die Kofinanzierung im Rahmen von Finanzhilfen basiert auf offenen Aufrufen zur Einreichung von Vorschlägen und wird von der Exekutivagentur für Innovation und Netze (INEA) verwaltet.

d)Mittel für die Energieinfrastruktur werden außerdem von den Europäischen Struktur- und Investitionsfonds (ESI-Fonds)¹⁹ bereitgestellt. Diese Finanzierung basiert auf nationalen operationellen Programmen, die von der Kommission genehmigt werden.

19

Die Kommission veröffentlichte im Jahr 2010 eine Schätzung, wonach der europäische Energiesektor bis 2020 Investitionen in Höhe von 1 Billion Euro benötigen würde. Von diesem Betrag würden ungefähr 210 Milliarden Euro für Elektrizitäts- und Erdgasnetze von europäischer Bedeutung benötigt²⁰. Vor Kurzem hat die Internationale Energie-Agentur (IEA) eine Schätzung veröffentlicht, wonach die insgesamt für Elektrizitäts- und Erdgasnetze in der EU im Zeitraum 2014-2035 benötigten Investitionen auf 931 Milliarden Euro steigen werden²¹.

1Dazu gehören u. a. Mitteilungen der Kommission zur EU-Energiepolitik, die 1995 und 2007 veröffentlicht wurden, die integrierten Energie- und Klimapakete 2020 und 2030 sowie die jüngste Mitteilung der Kommission zur Energieunion.

2COM(2014) 330 final vom 28. Mai 2014 „Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung“.

3Schlussfolgerungen des Rates der Europäischen Union vom 9. Dezember 2014, Sitzung des Rates (Verkehr, Telekommunikation und Energie).

4Der Großhandel findet zwischen den Einführern oder Erzeugern von Energie und den Versorgern statt, die Energieprodukte an Endkunden verkaufen.

5Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (ABl. L 326 vom 8.12.2011, S. 1).

6Richtlinie 2005/89/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Januar 2006 über Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen (ABl. L 33 vom 4.2.2006, S. 22).

7Verordnung (EU) Nr. 994/2010 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 20. Oktober 2010 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung und zur Aufhebung der Richtlinie 2004/67/EG des Rates (ABl. L 295 vom 12.11.2010, S. 1).

8Weitere Informationen zur Entwicklung der Zielmodelle sind abrufbar unter: https://ec.europa.eu/energy/en/consultations/consultation-generation-adequacy-capacity-mechanisms-and-internal-market-electricity

9Der Begriff „Marktkopplung“ beschreibt die Verknüpfung von separaten Elektrizitätsspotmärkten für den Folgetag unter Nutzung der verfügbaren grenzüberschreitenden Übertragungskapazität. Es wurde ein spezieller Algorithmus namens EUPHEMIA entwickelt, um die Kopplung der Elektrizitätsmärkte in der Europäischen Union umzusetzen.

10Ein Gas-Hub ist ein physischer oder virtueller Handelspunkt, an dem die Preise für Gaslieferungen gemäß der Nachfrage in der jeweiligen Region festgesetzt werden. Hub-Preise ändern sich auf der Grundlage der Änderung des Zusammenspiels von Gasnachfrage und Gasangebot.

11Europäische Investitionsbank, „Finanzierungskriterien der EIB für Energieprojekte“, 25. Juli 2013.

12Verordnung (EU) 2015/1017 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Juni 2015 über den Europäischen Fonds für strategische Investitionen, die europäische Plattform für Investitionsberatung und das europäische Investitionsvorhabenportal sowie zur Änderung der Verordnungen (EU) Nr. 1291/2013 und (EU) Nr. 1316/2013.

13Stellungnahme Nr. 4/2015 zu dem Vorschlag für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über den Europäischen Fonds für strategische Investitionen und zur Änderung der Verordnungen (EU) Nr. 1291/2013 und (EU) Nr. 1316/2013 (ABl. C 121, 15.4.2015, S. 1).

14Das TEN-E-Programm wurde durch die folgenden Rechtsakte geschaffen: Entscheidung Nr. 1364/2006/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 6. September 2006 zur Festlegung von Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze und zur Aufhebung der Entscheidung 96/391/EG und der Entscheidung Nr. 1229/2003/EG (ABl. L 262 vom 22.9.2006, S. 1).

15Die Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39) zielt auf die rechtzeitige Entwicklung und Interoperabilität der transeuropäischen Energienetze (TEN-E) ab.

16Verordnung (EG) Nr. 663/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über ein Programm zur Konjunkturbelebung durch eine finanzielle Unterstützung der Gemeinschaft zugunsten von Vorhaben im Energiebereich (ABl. L 200 vom 31.7.2009, S. 31).

17Im Einklang mit der Verordnung (EU) 2015/1017 über den Europäischen Fonds für strategische Investitionen wurde die finanzielle Ausstattung des CEF-Energiesektors im Zeitraum 2014-2020 um 500 Millionen Euro verringert (von 5 850 Millionen Euro auf 5 350 Millionen Euro), um den Beitrag der Union zum EFSI teilweise aus dem Gesamthaushaltsplan zu finanzieren.

18Verordnung (EU) Nr. 1316/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Dezember 2013 zur Schaffung der Fazilität „Connecting Europe“, zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 913/2010 und zur Aufhebung der Verordnungen (EG) Nr. 680/2007 und (EG) Nr. 67/2010 (ABl. L 348 vom 20.12.2013, S. 129).

19Verordnung (EU) Nr. 1303/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. Dezember 2013 mit gemeinsamen Bestimmungen über den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung, den Europäischen Sozialfonds, den Kohäsionsfonds, den Europäischen Landwirtschaftsfonds für die Entwicklung des ländlichen Raums und den Europäischen Meeres- und Fischereifonds sowie mit allgemeinen Bestimmungen über den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung, den Europäischen Sozialfonds, den Kohäsionsfonds und den Europäischen Meeres- und Fischereifonds und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1083/2006 des Rates (ABl. L 347 vom 20.12.2013, S. 320).

20COM(2010) 677 final vom 17. November 2010 „Energieinfrastrukturprioritäten bis 2020 und danach – ein Konzept für ein integriertes europäisches Energienetz“.

21International Energy Agency, World Investment Outlook 2014. Paris, OECD/IEA, S. 167.

Prüfungsumfang und Prüfungsansatz

20

Im Rahmen dieser Prüfung sollte festgestellt werden, ob die Umsetzung der politischen Maßnahmen auf dem Gebiet des Energiebinnenmarkts und die EU-Ausgaben für die Energieinfrastruktur wirksam zur Erzielung eines Nutzens auf dem Gebiet der Sicherheit der Energieversorgung beigetragen haben.

21

Der Hof prüfte insbesondere, ob

οdie Kommission und die Mitgliedstaaten die Umsetzung der Politik zur Verwirklichung des Energiebinnenmarkts sichergestellt und auf diese Weise die Sicherheit der Energieversorgung verbessert haben;

οdie Energieinfrastruktur in Europa für vollständig integrierte Märkte geeignet ist und dadurch zu einer wirksamen Sicherheit der Energieversorgung beiträgt;

οdie finanzielle Unterstützung der EU für die Energieinfrastruktur wirksam zur Entwicklung des Energiebinnenmarkts beigetragen hat.

22

Die Prüfungsarbeiten wurden von Mitte 2014 bis Mitte 2015 durchgeführt.

23

Die Schwerpunkte der Prüfung des Hofes lagen auf dem Transport von Gas über Fernleitungen, der Lagerung, einschließlich LNG-Terminals, und der Stromübertragung. Der Hof prüfte weder die Energieerzeugung²² noch die Energieeffizienz²³. Auch die Energieverteilungssysteme zu den Endverbrauchern, Energiearmut, Energiesteuern und -subventionen sowie die energie- und klimapolitischen Ziele für 2020 und 2030 waren nicht Gegenstand der Prüfung.

24

Gegenstand der Prüfung des Hofes waren politische Maßnahmen und bereitgestellte Mittel seit 2007. Der Hof verfolgte einen regionalen Ansatz und untersuchten Fallstudien in sechs Mitgliedstaaten (Bulgarien, Estland, Litauen, Polen, Spanien und Schweden). Er analysierte die regionalen Märkte und den Verbundgrad zwischen diesen Mitgliedstaaten und ihren Nachbarländern.

25

In diesen Fallstudien wurde bewertet, wie der Investitionsbedarf ermittelt worden ist; ferner bewertete der Hof die Umsetzung der Grundsätze des Energiebinnenmarkts, Aspekte der grenzüberschreitenden Zusammenarbeit und die Argumentation, die Projektvorschlägen zugrunde lag. Durch diese Auswahl wurde eine ausgewogene geografische Verteilung aus der gesamten EU erreicht. Die Fallstudien umfassten 15 Beispiele von spezifischen, von der EU kofinanzierten Vorhaben. Zu den Prüfungsarbeiten für jede Fallstudie gehörten Befragungen offizieller Vertreter der Mitgliedstaaten und der EU.

26

Wo dies möglich war, wurden auch bewährte Verfahren ermittelt, die zwischen den Akteuren in anderen Mitgliedstaaten ausgetauscht werden könnten.

22Zur Erzeugung siehe Sonderbericht Nr. 6/2014 „Wurden mit den Mitteln aus den Fonds der Kohäsionspolitik zur Förderung der Erzeugung erneuerbarer Energien gute Ergebnisse erzielt?“ (http:/eca.europa.eu).

23Zum Verbrauch siehe Sonderbericht Nr. 21/2012 „Kostenwirksamkeit von im Rahmen der Kohäsionspolitik getätigten Investitionen in die Energieeffizienz“ (http:/eca.europa.eu).

Bemerkungen

Das Ziel, den Energiebinnenmarkt bis 2014 zu vollenden, wurde nicht erreicht

27

Der Energiebinnenmarkt steht seit 2007 im Zentrum der energiepolitischen Entwicklung auf EU-Ebene. Im dritten Energiepaket, das 2009 angenommen wurde, war die Umsetzung der Erdgas- und Stromrichtlinien bis zum 3. März 2011 vorgeschrieben²⁴. Dieses Ziel wurde jedoch in jenem Jahr nicht erreicht. Außerdem wurden im Jahr 2009 drei Verordnungen der Kommission angenommen, die Teil des dritten Energiepakets sind²⁵.

28

Im Jahr 2011 hat der Rat sein Bekenntnis zum Energiebinnenmarkt bekräftigt und erklärt, dass dieser bis 2014 vollendet werden solle, damit Gas und Strom ungehindert fließen könnten²⁶. Als dieses Ziel im Dezember 2014 immer noch nicht erreicht war, bekräftigte der Rat erneut, dass die wirksame und kohärente Umsetzung der Vorschriften des dritten Energiepakets durch alle EU-Mitgliedstaaten dringend erforderlich sei²⁷.

29

Die folgenden Aspekte sind wichtig, um dieses Ziel zu erreichen:

οUmsetzung des Regelungsrahmens der EU für den Energiebinnenmarkt;

οHarmonisierung eines Flickwerks aus lokalen und nationalen Märkten;

οErreichung einer Preiskonvergenz;

οdie Verfügbarkeit einer angemessenen Energieinfrastruktur (siehe Ziffer 72ff).

Es gibt weiterhin Probleme mit der Umsetzung des EU-Rechtsrahmens für den Energiebinnenmarkt

30

Das dritte Energiepaket umfasst sowohl Verordnungen, die direkt angewendet werden, als auch Richtlinien, die in den Rechtsrahmen jedes Mitgliedstaats integriert werden müssen. Die Kommission überwacht die Fortschritte bei dieser Integration, indem sie Folgendes durchführt:

a)Überprüfungen der Umsetzung, in deren Rahmen sie prüft, ob die Mitgliedstaaten ihr nationales Recht entsprechend angepasst haben, um die Bestimmungen der Richtlinien umzusetzen²⁸. Wenn die Kommission zu dem Schluss kommt, dass ein Mitgliedstaat dies nicht getan hat, kann sie ein Vertragsverletzungsverfahren einleiten, das dazu führen kann, dass der Fall dem Europäischen Gerichtshof vorgelegt wird;

b)Überprüfungen der Konformität, in deren Rahmen bewertet wird, ob die Änderungen, die in der Praxis durchgeführt worden sind, den Bestimmungen der Richtlinien entsprechen. Um diese Bewertung durchführen zu können, sendet die Kommission Auskunftsersuchen und Bitten um Klärung an die Mitgliedstaaten – dieser Informationsaustausch findet über ein Instrument namens „EU-Pilots“ statt. Wenn die Kommission zu der Einschätzung kommt, dass die in einem Mitgliedstaat tatsächlich durchgeführten Änderungen nicht den Bestimmungen der Richtlinien entsprechen, kann sie ein formelles Vertragsverletzungsverfahren gemäß Artikel 258 AEUV einleiten.

31

Tabelle 2 enthält Details zum Stand dieser Überprüfungen zum 30. Juni 2015, einschließlich der Vertragsverletzungsverfahren im Zusammenhang mit Rechtsvorschriften des dritten Energiepakets. Aus dieser Analyse geht hervor, dass noch viel zu tun ist, bevor das dritte Energiepaket als von den Mitgliedstaaten vollständig umgesetzt betrachtet werden könnte. Zum 30. Juni 2015

a)hat die Kommission es im Zusammenhang mit der Nichtumsetzung der Bestimmungen des dritten Energiepakets für notwendig befunden, Vertragsverletzungsverfahren gegen 19 der 28 Mitgliedstaaten einzuleiten. Alle diese Verfahren waren zum 30. Juni 2015 abgeschlossen;

b)hat die Kommission 2013 im Zusammenhang mit der Nichteinhaltung der Bestimmungen des dritten Energiepakets Auskunftsersuchen an die Mitgliedstaaten gesendet und in einigen Fällen Vertragsverletzungsverfahren eingeleitet:

i)Für zehn Mitgliedstaaten hatte die Kommission ihre Bewertung abgeschlossen und Vertragsverletzungsverfahren gemäß Artikel 258 AEUV eröffnet. Alle diese Verfahren sind noch anhängig.

ii)Bei vier Mitgliedstaaten hatte die Kommission über einen „EU-Pilot“ um Auskünfte gebeten, hatte ihre Bewertung jedoch noch nicht abgeschlossen.

iii)An 14 Mitgliedstaaten hatte die Kommission noch kein Auskunftsersuchen gesendet.

32

Die Bestimmungen im dritten Energiepaket, die für diese Prüfung relevant sind und in Bezug auf die die Überprüfungen der Kommission Probleme aufgezeigt haben, umfassen

οdie Arbeitsweise der nationalen Regulierungsbehörden (siehe Ziffern 34-36);

οdie Arbeitsweise der Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber (siehe Ziffern 37-42);

οProbleme im Zusammenhang mit unterschiedlichen Formen der Preisregulierung (siehe Ziffer 64).

33

Während der Prüfung hat sich herausgestellt, dass es auf diesen Gebieten einige Probleme gibt. Näheres dazu ist den folgenden Abschnitten zu entnehmen.

Tabelle 2

Überprüfungen seitens der Kommission der Umsetzung und der Konformität im Zusammenhang mit dem dritten Energiepaket zum 30. Juni 2015

| Überprüfungen der Umsetzung | Überprüfungen der Konformität
| Überprüfungen seitens der Kommission der Umsetzung abgeschlossen | Vertragsverletzungsverfahren eröffnet und abgeschlossen | Kommission hat Vertragsverletzungsverfahren eröffnet | Vertragsverletzungsverfahren abgeschlossen
Belgien | √ | √ | √ | Anhängig
Bulgarien | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Tschechische Republik | √ | n.z. | Kein anhängiges Verfahren |
Dänemark | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Deutschland | √ | n.z. | √ | Anhängig
Estland | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Irland | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Griechenland | √ | n.z. | Kein anhängiges Verfahren |
Spanien | √ | √ | √ | Anhängig
Frankreich | √ | √ | √ | Anhängig
Kroatien | √ | n.z. | √ | Anhängig
Italien | √ | n.z. | √ | Anhängig
Zypern | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Lettland | √ | n.z. | Kein anhängiges Verfahren |
Litauen | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Luxemburg | √ | √ | √ | Anhängig
Ungarn | √ | n.z. | √ | Anhängig
Malta | √ | n.z. | Kein anhängiges Verfahren |
Niederlande | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Österreich | √ | √ | √ | Anhängig
Polen | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Portugal | √ | n.z. | Kein anhängiges Verfahren |
Rumänien | √ | √ | √ | Anhängig
Slowenien | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Slowakei | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Finnland | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Schweden | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |
Vereinigtes Königreich | √ | √ | Kein anhängiges Verfahren |

Hinweise:
„n.z.“ bedeutet, dass kein Vertragsverletzungsverfahren eröffnet wurde und dass die Kommission auf der Grundlage der Überprüfungen der Umsetzung, die jetzt für alle Mitgliedstaaten abgeschlossen sind, auch in Zukunft kein Vertragsverletzungsverfahren eröffnen wird.
„Kein anhängiges Verfahren“ bedeutet, dass für den betreffenden Mitgliedstaat kein Vertragsverletzungsverfahren eingeleitet wurde. Die Kommission prüft die Situation und wird möglicherweise in Zukunft ein Vertragsverletzungsverfahren eröffnen.
„Anhängig“ bedeutet, dass derzeit ein Vertragsverletzungsverfahren anhängig ist und noch nicht abgeschlossen wurde.

Quelle: Europäischer Rechnungshof auf der Grundlage von Informationen, die von der Kommission bereitgestellt wurden.

Energieregulierungsbehörden stehen bei der Erfüllung ihrer Aufgaben sowohl auf nationaler als auch auf EU-Ebene vor einigen Herausforderungen

34

Die im Zusammenhang mit dieser Prüfung gesammelten Belege wiesen auf folgende Probleme bei der Tätigkeit der nationalen Regulierungsbehörden hin:

a)Die Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörden ist von entscheidender Bedeutung, damit sie ihre Aufgaben ordnungsgemäß wahrnehmen können. Die Leiter von Regulierungsbehörden sollten auf eine transparente Art und Weise ausgewählt und mit einer ausreichenden Handlungsfreiheit ausgestattet werden. Diese Grundsätze werden nicht immer eingehalten (Beispiele hierfür sind Kasten 1 zu entnehmen).

b)Vertreter von mehreren nationalen Regulierungsbehörden haben auf Risiken in Bezug auf die Einschränkung ihres Aufgabenbereichs hingewiesen. Einige Regierungen haben sich einige Regulierungsbefugnisse vorbehalten oder nationalen Regulierungsbehörden Verfahren zur Festlegung von Preisen auferlegt, durch die bestimmte Marktteilnehmer begünstigt werden könnten. Siehe Beispiele in Kasten 2.

c)Obwohl die Pflichten der nationalen Regulierungsbehörden in allen Mitgliedstaaten gleich waren, gab es erhebliche Unterschiede bei der Höhe der Mittel, die den verschiedenen nationalen Regierungsbehörden zur Verfügung standen. Die Zahl der Mitarbeiter, die für Energiefragen zuständig waren, reichte in den besuchten nationalen Regulierungsbehörden von 21 bis über 200. Einige nationale Regulierungsbehörden waren der Ansicht, dass sie über ausreichende Mittel verfügen, um auf alle Aspekte des Energiemarkts eingehen zu können. Aufgrund von Mittelknappheit sind jedoch einige nationale Regulierungsbehörden in einer besseren Position als andere, um an einer internationalen Zusammenarbeit teilzunehmen, was für den Energiebinnenmarkt von entscheidender Bedeutung ist (siehe Ziffer 35). Siehe Beispiele in Kasten 3.

Kasten 1

Probleme, die die Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörden beeinträchtigen

Bulgarien – Zwischen 2009 und 2015 wurde der Leiter der staatlichen Strom- und Wasseraufsichtsbehörde (Energy and Water Regulatory Commission, EWRC) von der Regierung mehrmals ausgewechselt (allein im Jahr 2013 vier Mal). Unabhängige Regulierungsbehörden müssen die Energiepreise unter Bezugnahme auf die tatsächliche Kostenbasis festlegen. Die EWRC hat jedoch regulierte Strompreise festgelegt, die zu einer Situation geführt haben, in der das etablierte Energieunternehmen verpflichtet ist, Strom zu hohen Preisen einzukaufen und ihn als öffentliches Versorgungsunternehmen zu niedrigeren Preisen zu verkaufen, wodurch es zwischen 2010 und Ende 2014 ein Defizit in Höhe von rund 800 Millionen Euro angehäuft hat.

Litauen – Seit 2013 ist das litauische Parlament befugt, für den Austausch des Leiters der nationalen Regulierungsbehörde zu stimmen, wenn es den Jahrestätigkeitsbericht der Energieregulierungsbehörde nicht billigt.

Kasten 2

Einschränkungen des Aufgabenbereichs nationaler Regulierungsbehörden

Spanien – Das Ministerium für Industrie, Energie und Fremdenverkehr legt die Erdgas- und Strompreise oder Systemgebühren fest, die Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber den Nutzern von Infrastruktur sowohl für Erdgas als auch für Strom in Rechnung stellen. Die nationale Regulierungsbehörde schlägt ein Verfahren für die Elemente vor, die nur ein Drittel der endgültigen Netztarife ausmachen, während die Kostenbestandteile, die die restlichen zwei Drittel ausmachen, ausschließlich von der spanischen Regierung festgelegt werden. Dies wirft Fragen auf, ob die nationalen Regulierungsbehörden über ausreichende Befugnisse verfügen, um diesen Teil ihrer Regulierungsaufgaben wahrzunehmen.

Litauen – Nach Maßgabe des dritten Energiepakets ist es Aufgabe der nationalen Regulierungsbehörden, die Übertragungs- oder Verteilungspreise auf der Grundlage transparenter Kriterien festzulegen. In Litauen schreibt die Regierung jedoch das Verfahren vor, nach dem die Übertragungspreise für Erdgas und Strom festgelegt und die Einzelhandelspreise reguliert werden. Als Folge davon werden die beiden etablierten staatlichen Unternehmen bis 2024 167 Millionen Euro mehr erhalten können als dies bei den Preisen der Fall gewesen wäre, die die nationale Regulierungsbehörde festlegen wollte.

Kasten 3

Angemessenheit der Mittelausstattung der nationalen Regulierungsbehörden

Schweden – Die schwedische Energieaufsichtsbehörde bestätigte, dass sie mit ihren 100 Sektorspezialisten für die Teilnahme an der Arbeit der ACER bestens gerüstet ist, einschließlich der Bereitstellung von abgeordneten nationalen Sachverständigen. Sie hat außerdem bestätigt, dass sie die notwendige Vorbereitung zur Umsetzung der REMIT-Verordnung abgeschlossen hat, einschließlich der vollständigen Ausstattung des benötigten Teams.

Estland – Nur 21 der 61 Mitarbeiter der nationalen Wettbewerbsbehörde sind für den Bereich Energie zuständig. Die Kommission hat in ihren Analysen des estnischen Energiemarkts Sorgen darüber geäußert, ob die nationale Regulierungsbehörde über ausreichend Mittel verfügt, um die Energiemärkte Estlands angemessen zu regulieren und an den Kooperationsmaßnahmen auf EU-Ebene teilnehmen zu können (siehe Anhang III).

35

Es gibt keine einheitliche Energieregulierungsbehörde auf EU-Ebene, aber es wird erwartet, dass die nationalen Regulierungsbehörden im Rahmen der ACER zusammenarbeiten (siehe Ziffer 13). Mit der zunehmenden Integration der Energiemärkte in der EU gewinnt auch die Lösung von grenzüberschreitenden Regulierungsproblemen zunehmend an Bedeutung. Derzeit operiert die ACER über ein System von Arbeitsgruppen, darunter Arbeitsgruppen zu Elektrizität, Erdgas, Marktintegrität und Überwachung, um diese Probleme zu bewältigen. Auch wenn dieser Ansatz auf die Förderung der direkten Beteiligung der Mitgliedstaaten ausgerichtet ist, beteiligen sich in der Praxis nicht alle Mitgliedstaaten im gleichen Umfang, und die aktiveren Mitgliedstaaten haben daher einen stärkeren Einfluss auf die Arbeit dieser Gruppen. Einige nationale Regulierungsbehörden haben angegeben, dass Ressourcen in Form von zur Verfügung stehenden Spezialisten, die in der Lage sind, in einem internationalen Umfeld zu kommunizieren, sowie in Form von Reisebudgets, nur eingeschränkt vorhanden sind (siehe Ziffer 34). Anhang III enthält Einzelheiten zur Beteiligung von Vertretern der Mitgliedstaaten an den ACER-Arbeitsgruppen.

36

Eine der Aufgaben der ACER besteht in der Analyse von Trends auf dem Energiemarkt sowie der strategischen Beratung von nationalen Regulierungsbehörden und EU-Institutionen. Sie ist jedoch nicht befugt, nationalen Regulierungsbehörden oder Regierungen der Mitgliedstaaten anzuordnen, ihr einschlägige Energiemarktdaten bereitzustellen. Fehlende Daten schränken die Fähigkeit der ACER zur Bereitstellung von Marktanalysen und strategischer Beratung für EU-Institutionen und die nationalen Regulierungsbehörden der Mitgliedstaaten jedoch ein.

Die Entflechtung der Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber wurde zwar formell umgesetzt, hat jedoch nicht immer zu liberalisierten und wettbewerbsbestimmten Märkten geführt

37

Strom und Erdgas werden nur selten dort verbraucht, wo sie erzeugt werden oder wo sie in ein Land gelangen. Um die große Menge an Energie zu den Verbrauchern zu transportieren, wurden Fernleitungs- und Übertragungssysteme entwickelt. Die Organisationen, die diese Fernleitungs- und Übertragungssysteme verwalten, werden in den Mitgliedstaaten der EU Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber genannt.

38

Der Prozess der Trennung der Fernleitungs-/Übertragungstätigkeit von anderen Tätigkeiten, wie etwa Erzeugung und Verteilung, innerhalb von vertikal integrierten Energieunternehmen wird Entflechtung genannt. Diese Entflechtungen wurden mit dem ersten und zweiten Energiepaket eingeleitet. Die Kommission hat bestätigt, dass alle Mitgliedstaaten die Rechtsvorschriften des dritten Energiepakets formell in nationales Recht umgesetzt haben, einschließlich der Bestimmungen zur Entflechtung (siehe Ziffer 31). Abbildung 2 veranschaulicht die Aufgabe und die Position von Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern im Energiehandel vor und nach der Entflechtung.

39

Obwohl das Ziel der Entflechtung und anderer Maßnahmen die Schaffung der regulatorischen Rahmenbedingungen für einen Energiebinnenmarkt war, ist es in vielen Fällen nicht gelungen, dadurch einen liberalisierten und wettbewerbsorientierten Markt zu errichten. Das rührt daher, dass viele Regierungen und etablierte Energieunternehmen weiterhin den Zugang von Dritten zu Netzen durch Vorschriften und technische Einschränkungen begrenzen. So brauchen etwa neue Versorger auf dem Erdgas- und Elektrizitätsmarkt Zugang zu Übertragungs- und Speichereinrichtungen. Ohne einen solchen Zugang erhalten Neulinge nur schwer Zugang zum nationalen Elektrizitäts- oder Erdgasmarkt. So hat etwa in Polen das etablierte Gasunternehmen 2010 eine Zweckgesellschaft gegründet, die von der nationalen Regulierungsbehörde nicht als Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber angesehen wird und 100 % der unterirdischen Erdgasspeicheranlagen in Polen besitzt. Eine derartige Situation birgt das Risiko, dass diese Tochtergesellschaft in der Lage ist, den Marktzugang neuer Erdgasversorger in Polen einzuschränken²⁹.

Abbildung 2

Energiehandel und Energiefernleitung/-übertragung vor und nach der Entflechtung

Quelle: Präsentation von James Matthys-Donnadieu am 26. August 2014 während der Summer School „Economics of Electricity Markets“, Universität Gent.

40

Da der Verbundgrad der Netze der Mitgliedstaaten immer mehr zunimmt, besteht eindeutig die Notwendigkeit einer stärkeren Zusammenarbeit zwischen Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern aus Nachbarländern, einschließlich eines koordinierten Ansatzes in Bezug auf die Infrastrukturentwicklung, insbesondere für Infrastruktur, die für die Sicherheit der Energieversorgung von Bedeutung ist. Ein Beispiel für eine gute Zusammenarbeit ist die Tatsache, dass der schwedische Stromübertragungsnetzbetreiber auch in der Lage ist, die Netze in Norwegen und Dänemark zu verwalten, da die Übertragungsnetzbetreiber in diesen drei Ländern sich darauf geeinigt haben und ihre Netze technisch miteinander verbunden sind. Dieses Maß an Zusammenarbeit ist jedoch nicht weitverbreitet.

41

Alle Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber müssen von ihren nationalen Regulierungsbehörden zertifiziert werden. Die Aufgabe der Kommission in diesem Verfahren ist die Verfassung einer Stellungnahme zu Beschlussentwürfen, die von den nationalen Regulierungsbehörden erstellt werden. Bei der Verfassung ihrer Stellungnahme prüft die Kommission, ob die Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber über ausreichende Mittel verfügen und unabhängige Investitionsentscheidungen treffen können. Es gibt immer noch Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber, für die die Kommission das Zertifizierungsverfahren noch nicht abgeschlossen hat³⁰.

42

Es gibt keinen einheitlichen Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber auf EU-Ebene. Die Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber arbeiten im Rahmen von ENTSO-E und ENTSO-G zusammen. Die Beteiligung von nationalen Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern an den ENTSO ist unterschiedlich, was das Risiko birgt, dass technische Lösungen, die entwickelt werden, am besten auf die Bedürfnisse der aktivsten Parteien abgestimmt sind.

Bedeutende Unterschiede bei der Organisation der Energiemärkte durch die Mitgliedstaaten könnten die weitere Entwicklung des Energiebinnenmarkts behindern

43

Die Kommission hat die Fortschritte hin zu einem Energiebinnenmarkt bewertet und ist zu dem Schluss gekommen, dass es 28 unterschiedliche nationale Rahmen für die Energiemärkte gibt³¹. Die EU besteht somit aus einem Flickwerk aus lokalen, nationalen und regionalen Märkten statt aus einem Energiebinnenmarkt. Die Herausforderung für die Weiterentwicklung des Energiebinnenmarkts besteht darin, für diese Märkte Möglichkeiten zur Zusammenarbeit zu finden. Das ist eine bedeutende Herausforderung, da

οin der EU immer noch unterschiedliche Handelsmechanismen vorherrschen;

οdie Energiemärkte durch unterschiedliche Interventionen beeinflusst werden;

οdie Entwicklung und Umsetzung von Netzkodizes weiterhin eine Herausforderung ist;

οder Grad der Marktintegrität und Transparenz zwischen den Märkten schwankt.

Es gibt immer noch unterschiedliche Handelsmechanismen in der EU

44

Im Rahmen des dritten Energiepakets wurden keine spezifischen Handelsmechanismen festgelegt, die in der gesamten EU umgesetzt werden sollten. In der Praxis findet der Handel mit Erdgas und Strom auf unterschiedliche Arten statt (siehe Ziffer 60). Liquidität, Transparenz und Offenheit in Bezug auf die Beteiligung sind Charakteristika von Märkten, die den Binnenmarkt wirksam fördern. Während der Prüfung wurden mindestens vier unterschiedliche Handelsmechanismen ermittelt, die diese Charakteristika in unterschiedlichem Maße aufweisen, wie in Tabelle 3 veranschaulicht wird.

Die nationalen Energiemärkte werden durch Interventionen der Regierungen beeinflusst, die darauf ausgerichtet sind, die Ziele anderer nationaler oder EU-Strategien umzusetzen

45

Die Energiepolitik ist sowohl auf nationaler als auch auf EU-Ebene mit anderen Politikbereichen wie etwa der Wirtschafts-, Klima-, Industrie-, Innovations- oder Arbeitsmarktpolitik eng verknüpft. Maßnahmen zur Umsetzung der Ziele dieser Politikbereiche können Auswirkungen auf das Funktionieren des Energiemarkts haben, etwa durch die Beeinflussung der Entscheidung für bestimmte Energiequellen oder durch die Unterstützung einer bestimmten Energiequelle. Auch wenn diese politischen Ziele auf der Ebene eines einzelnen Mitgliedstaats vollkommen rational sind – etwa die Förderung heimischer Energieträger, was möglicherweise zur im betreffenden Mitgliedstaat wahrgenommenen inländischen Sicherheit der Energieversorgung beiträgt –, können sie zu Markt- und Preisverzerrungen auf dem gesamten Energiebinnenmarkt führen.

Tabelle 3

Ermittelte Energiehandelsmechanismen

Liquide
Transparent
Beteiligungsoffen
Beispiel aus den Fallstudien der Prüfung

Regionale Börsen
Diese Märkte werden durch langfristige finanzielle Absicherungsmechanismen unterstützt, umfassen mehrere Länder und zielen auf die Schaffung eines Gebiets ab, auf dem die Energie frei fließen kann. Sie sind gewöhnlich sehr liquide und funktionieren auf der Grundlage der freiwilligen Beteiligung der Marktteilnehmer.
√
√
√
Die gemeinsame Strombörse in der nordischen Region und im Baltikum.

Direkter Handel zwischen Unternehmen (B2B)
Dies beinhaltet den Handel zwischen einem Energieerzeuger und seinem Kunden. Diese Verträge, gewöhnlich langfristige Verträge, sind nicht transparent, weil die Bedingungen des Handels anderen Marktteilnehmern gegenüber nicht offenbart werden. Dadurch wird die Bestimmung eines Referenzpreises für Erdgas und Strom in einem spezifischen Marktbereich erschwert.
X
X
√
Zum Zeitpunkt der Prüfung wurden 100 % des Erdgases und des Stroms in Bulgarien auf diese Weise gehandelt.
In Spanien gab es bis 2014 keinen integrierten, organisierten Erdgasmarkt. Im Jahr 2013 wurden ungefähr 66 % des Erdgases in LNG-Terminals über bilaterale Verträge gehandelt. Die nationale Regulierungsbehörde hatte Schwierigkeiten, unabhängige Daten zu Erdgaspreisen zu erhalten.

Eingeschränkte Börsen
Diese werden durch eine Initiative oder Anweisung der Regierung eines Mitgliedstaats geschaffen. Die Verpflichtung, über eine derartige Börse zu handeln, weist möglicherweise darauf hin, dass die Angebotspreise nicht vollständig auf der Dynamik von Angebot und Nachfrage basieren.
√
√
X
Im Jahr 2013 wurden 50 % des Stroms in Polen über eine Börse verkauft, während der Rest im B2B-Handel verkauft wurde. Die polnische Energiebörse wurde von einer Gruppe von Händlern initiiert, wurde später jedoch auch von den nationalen Behörden unterstützt, die den Stromerzeugern vorschrieben, mindestens 70 % ihres erzeugten Stroms über die Börse zu verkaufen.

Märkte für Überschussmengen
Diese Märkte bestehen überwiegend im Erdgassektor. Derartige Börsen funktionieren in einer Situation, in der der Markt überwiegend reguliert ist oder von einem großen Versorger dominiert wird. Das führt zu einem Handel, der, obwohl er auf transparente Weise durchgeführt wird, nicht die Preisdynamik auf dem gesamten Markt widerspiegelt.
√
X
X
Die polnische Erdgasbörse bietet Optionen zum Kauf von Erdgas, dessen Preis mehr als 20 % unter dem regulierten Großhandelspreis liegt.

Quelle: Europäischer Rechnungshof.

46

Die Kommission ist sich des Einflusses, die diese Eingriffe potenziell auf das Funktionieren der Energiemärkte haben können, bewusst. Ihre Möglichkeiten zur Einschränkung dieser Eingriffe sind jedoch, auch in Fällen, wo sie dies gerne täte, begrenzt. Die Kommission hat ihren Standpunkt in den Leitlinien für staatliche Energiebeihilfen³² sowie in Erläuterungen zu den Energiepaketen dargelegt. Die wichtigsten Standpunkte, die von der Kommission vertreten werden und für diese Prüfung Relevanz haben, sind:

οDie Regulierung von Großhandelspreisen sollte nicht erlaubt sein³³.

οRegulierte Einzelhandelspreise sollten auf einem Niveau festgelegt werden, das konkurrierende Angebote ermöglichen würde. Die Kosten der Elektrizitätskomponente in dem regulierten Preis sollten nicht unter dem durchschnittlichen Großhandelspreis auf einem bestimmten Markt liegen³⁴.

Annahme von Netzkodizes und Leitlinien: in Bezug auf Elektrizität besonders langsam

47

Netzkodizes sind technische Vorschriften, die die Grundlage für eine technische Interoperabilität innerhalb der Stromübertragungs- und Erdgasfernleitungssysteme in der EU bilden sollen. In den Kodizes werden einheitliche technische Standards festgelegt, die den grenzüberschreitenden, freien Fluss von Energie sicherstellen sollen. Sie ergänzen den Rechtsrahmen der Energiemärkte durch weitere Details, um die einheitliche Umsetzung der Pakete sicherzustellen. Bei ihrer vollständigen Umsetzung könnten die Netzkodizes es ermöglichen, dass die Zahl der Handelsmechanismen gesenkt und die notwendigen Bedingungen zur Sicherstellung der Integration von kompatiblen Märkten geschaffen werden. Die ACER spielt bei diesem Prozess eine maßgebliche Rolle, da sie Rahmenleitlinien entwickelt und auch die von den ENTSO entwickelten Kodizes vor ihrer Vorlage bei der Kommission bewertet. Die Kommission ist dann verantwortlich für die Annahme des endgültigen Textes der Kodizes und für die Koordinierung des Komitologieverfahrens, durch das die Kodizes formal angenommen werden.

48

Derzeit findet der Handel mit Energie auch ohne vollständig vereinbarte und gebilligte Netzkodizes innerhalb und zwischen einigen Mitgliedstaaten statt. Dennoch würde der Abschluss dieses Prozesses einen wichtigen Schritt in der Entwicklung eines ordnungsgemäß funktionierenden Energiebinnenmarkts darstellen.

49

Wie anhand von Tabelle 4 deutlich wird, hat sich die Einigung über die Kodizes als langer und schwieriger Prozess erwiesen. Zum 30. Juni 2015

οsind für Erdgas einige Fortschritte erzielt worden, da vier von fünf Kodizes gebilligt worden sind, während über einen Kodex weiterhin verhandelt wurde;

οwar im Elektrizitätssektor hingegen keiner der elf Kodizes gebilligt. Sogar nach der Vorlage des Dossiers durch die ACER bei der Kommission hat sich die Billigung der Netzkodizes im Komitologieverfahren lange verzögert. Von den neun Kodizes, die der Kommission vorgelegt wurden, befanden sich nur fünf im Komitologieverfahren.

Tabelle 4

Der Prozess der Entwicklung von Netzkodizes

|  | Von der ACER festgelegte Rahmenleitlinien | Abschluss der Entwicklung des Kodex bei ENTSO-G und ENTSO-E | Endgültige Empfehlung der ACER | Beginn des Komitologieverfahrens | Veröffentlichung des Kodex im Amtsblatt der EU
Erdgas | Kapazitätszuweisungsmechanismus | Q3 2011 | Q3 2012 | Q4 2012 | Q1 2013 | Q4 2013
Engpassmanagementverfahren | n.z. | n.z. | n.z. | Q1 2012 | Q3 2012
Ausgleichs- und Fernleitungssysteme für Erdgas | Q4 2011 | Q1 2013 | Q1 2013 | Q3 2013 | Q1 2014
Regeln für die Interoperabilität und den Datenaustausch | Q3 2012 | Q4 2013 | Q1 2014 | Q3 2014 | Q2 2015
Harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen | Q4 2013 |  |  |  |
Elektrizität | Kapazitätszuweisung und Engpassmanagement | Q2 2011 | Q3 2012 | Q1 2013 | Q3 2014 |
Längerfristige Kapazitätszuweisung | Q3 2013 | Q2 2014 | Q2 2015 |
Anbindung der Erzeugung | Q2 2011 | Q2 2012 | Q1 2013 | Q1 2015 |
Abnehmeranschluss | Q4 2012 | Q1 2013 | Q2 2015 |
Hochspannungsgleichstromleitungsanschluss | Q2 2014 | Q3 2014 | Q2 2015 |
Betriebssicherheit | Q4 2011 | Q1 2013 | Q4 2013 |  |
Betriebsplanung | Q1 2013 | Q4 2013 |  |
Last-Frequenz-Steuerung und Reserven | Q2 2013 | Q3 2013 |  |
Betriebliche Schulung |  |  |  |
Anforderungen und Betriebsverfahren in Notfällen | Q1 2015 | Q2 2015 |  |
Ausgleich | Q3 2012 | Q4 2013 |  |  |

Hinweise: Die Verfahren für das Engpassmanagement für Erdgas haben nicht denselben Prozess durchlaufen wie die anderen Netzkodizes. Diese Verfahren wurden bereits im Rahmen des dritten Energiepakets in der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 festgelegt und anschließend 2012 im Komitologieverfahren überarbeitet.

Quelle: Europäischer Rechnungshof auf der Grundlage von Informationen, die von der ACER bereitgestellt wurden.

50

Im Rahmen der Prüfung des Hofes wurden vier Gründe für die Langwierigkeit dieses Verfahrens gefunden:

a)Es fehlt ein erkennbarer Bedarf auf Märkten, die bereits ordnungsgemäß funktionieren. Die Akteure auf solchen Märkten übernehmen nur ungern neue technische Vorschriften, und der Nutzen für besser integrierte europäische Märkte wird nicht priorisiert. So entspricht der Intraday-Marktmechanismus ELBAS³⁵ der gemeinsamen nordischen und baltischen Strombörse technisch nicht den Intraday-Handelsplattformen in Mitteleuropa. Die nordischen und baltischen Mitgliedstaaten wollten einer einheitlichen europäischen Lösung, die sich von ELBAS unterschied, nur ungern zustimmen. Die daraus resultierende Debatte, welches System in ganz Europa verwendet werden sollte, verzögert die Marktkopplung.

b)Im dritten Energiepaket fehlen ein klarer Zeitrahmen oder Fristen für die Erstellung, Billigung und Umsetzung der Netzkodizes.

c)Es gibt ein kompliziertes Verfahren zur Entwicklung der Kodizes zwischen den ENTSO und der ACER. Beschlüsse über die Entwicklung von Netzkodizes werden durch ein Mehrheitsvotum der Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber innerhalb der ENTSO und der nationalen Regulierungsbehörden innerhalb der ACER gefällt. Das ist problematisch, weil die ENTSO zwar europäische Gremien sind, denen bei der Entwicklung des Energiebinnenmarkts eine bestimmte Aufgabe zukommt, sie jedoch auch die Interessen ihrer einzelnen Mitglieder vertreten. Das deutet auf potenzielle Interessenkonflikte der Teilnehmer hin und könnte die Gefahr bergen, dass man sich auf den kleinsten gemeinsamen Nenner einigt, wodurch die Marktkopplung nicht optimal gefördert würde.

d)Insbesondere in Bezug auf die Elektrizität hat die Kommission das Komitologieverfahren nicht rechtzeitig initiiert und vorangetrieben.

51

Frühzeitige Umsetzungen von Netzkodizes haben nur in begrenztem Maße stattgefunden. Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber und nationale Regulierungsbehörden aus einigen Mitgliedstaaten haben regionale Initiativen gebildet, um die frühzeitige Umsetzung von zwei Netzkodizes voranzutreiben; sieben Mitgliedstaaten haben seit 2012 bei der frühzeitigen Umsetzung des Kodex für die Kapazitätszuweisungsmechanismen für Erdgas zusammengearbeitet³⁶.

Das Niveau der Integrität und Transparenz schwankt zwischen den Handelsmechanismen

52

Nach den Grundsätzen des Energiebinnenmarkts ist es erforderlich, dass Energie auf regelbasierten, transparenten Märkten gehandelt wird. Wie bereits beschrieben, gibt es verschiedene Handelsmechanismen mit einem unterschiedlichen Maß an Transparenz (siehe Ziffer 44). Vor diesem Hintergrund wurde 2011 eine EU-Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts³⁷ verabschiedet (siehe Kasten 4).

Kasten 4

REMIT und ACER

REMIT, das von der ACER umgesetzt wird, ist ein System zur Überwachung der Energiegroßmärkte in Europa und stellt für die ACER neben den ihr im Rahmen des dritten Energiepakets zugewiesenen Aufgaben eine bedeutende neue Aufgabe dar. Die ACER hat zu diesem Zweck eine neue IT-Infrastruktur, Überwachungsinstrumente und zusätzliches Fachwissen benötigt.

οDie Phase der Umsetzung begann mit der Verabschiedung der Verordnung und wurde mit dem Inkrafttreten der Vorschriften betreffend die Datenerhebung abgeschlossen. Die ACER hat die Methodik, die Verfahren und die IT-Tools für die Überwachung des Energiegroßmarkts festgelegt, unter anderem in Bezug auf den Austausch von Daten mit nationalen Regulierungsbehörden und anderen Behörden auf nationaler und EU-Ebene.

οIn der operationellen Phase sammelt und analysiert die ACER im Rahmen eines vierstufigen Ansatzes Daten: Überwachung, Voruntersuchung von ungewöhnlichen Vorfällen, Sachverhaltsabklärung und Durchsetzung. Die ACER erhebt Daten direkt bei Marktteilnehmern und Dritten.

53

Die ACER und die Regulierungsbehörden von vier der sechs im Rahmen der Prüfung besuchten Mitgliedstaaten erklärten, dass sie für die REMIT-Umsetzung nicht vollständig vorbereitet seien. Eine nationale Regulierungsbehörde in Bulgarien gab an, dass REMIT nicht anwendbar sei, da es in dem Land derzeit keine Energiebörse gebe.

54

Gut funktionierende Börsen verfügen über interne Transparenzmechanismen, die Marktmanipulationen verhindern sollen. Diese Dienste könnten im Rahmen von REMIT Input für die ACER und die Regulierungsbehörden liefern. Weniger transparente Handelsmechanismen, wie der B2B-Handel und Märkte für Überschussmengen, verfügen noch nicht über funktionierende Aufsichtsmechanismen. Als Folge davon besteht möglicherweise auch nach dem vollständigen Inkrafttreten von REMIT das Risiko der Marktmanipulation und des irregulären Informationsaustauschs.

Obwohl bei der Verknüpfung der Märkte in Europa Fortschritte erzielt wurden, konnten die vollen Preiseffekte des Energiebinnenmarkts noch nicht verwirklicht werden

55

Das dritte Energiepaket geht auf den Elektrizitäts- und den Erdgasmarkt in ähnlicher Weise ein. Auch die Modelle, die für diese beiden Märkte entwickelt wurden, sind ähnlich, da sie den Zugang zu Energie aus unterschiedlichen Quellen und die Existenz eines Preiswettbewerbs in jedem Marktbereich vorsehen (siehe Ziffer 12).

56

Es sollten eher Groß- als Einzelhandelspreise herangezogen werden, um das Energiepreisniveau in den Mitgliedstaaten zu vergleichen, da Einzelhandelspreise Steuern, andere Zu- und Abschläge enthalten, die von Mitgliedstaat zu Mitgliedstaat unterschiedlich ausfallen können. Die durchschnittlich von Privathaushalten und gewerblichen Kunden gezahlten Preise unterscheiden sich deutlich von den Großhandelspreisen, siehe Anhang I.

57

Einer der Indikatoren für einen gut funktionierenden Energiebinnenmarkt wären relativ geringe Unterschiede bei den Großhandelsenergiepreisen zwischen Nachbarländern und innerhalb von Regionen. Erhebliche Unterschiede bei den Großhandelspreisen würden darauf hinweisen, dass die potenziellen wirtschaftlichen Gewinne, die durch offene Märkte und Verbindungskapazitäten erreicht werden könnten, nicht realisiert werden.

58

Die Groß- und Einzelhandelspreise für Energie werden in einigen Mitgliedstaaten reguliert, was das Ausmaß der Preisunterschiede zwischen den Mitgliedstaaten beeinflussen kann (siehe Ziffern 45 und 46).

59

Die Großhandelspreise für Strom haben sich in den verschiedenen Mitgliedstaaten nicht angenähert. Wie anhand von Abbildung 3 deutlich wird, variieren die Großhandelspreise für Strom in der EU sehr stark. Der höchste Großhandelspreis ist mehr als 85 % höher als der niedrigste Preis³⁸. Es können erhebliche Unterschiede zwischen einigen benachbarten Mitgliedstaaten festgestellt werden; etwa zwischen Estland und Lettland oder zwischen der Tschechischen Republik und Polen.

Abbildung 3

Vergleich der durchschnittlichen Großhandelsgrundlastpreise für Strom im Jahr 2014 in Mitgliedstaaten mit Börsen

Hinweis: Für Bulgarien, Kroatien, Luxemburg, Malta und Zypern sind keine Preisinformationen verfügbar.

Quelle: Europäischer Rechnungshof auf der Grundlage von Informationen, die von der Europäischen Kommission bereitgestellt wurden.

60

Aus marktökonomischer Sicht ist es erforderlich, dass drei Bedingungen erfüllt sind, damit die Preiskonvergenz in der Praxis umgesetzt werden kann:

a)Die Mitgliedstaaten müssen sich dafür einsetzen, die Entwicklung von liberalisierten und wettbewerbsorientierten Märkten sicherzustellen (siehe Ziffer 39).

b)Die in den Mitgliedstaaten herangezogenen Handelsmechanismen müssen über Landesgrenzen hinweg kompatibel sein. Wenn ein Mitgliedstaat ein B2B-Modell verwendet und der andere Teil einer regionalen Börse ist, ist eine wirksame Marktkopplung nicht möglich (siehe Ziffer 44).

c)Eine ausreichende Kapazität der Fernleitungs-/Übertragungsnetze muss sowohl grenzüberschreitend als auch in den Mitgliedstaaten sichergestellt werden.

61

Die meisten Mitgliedstaaten, die irgendeine Art von Börse als Handelsmechanismen benutzen, sind an einer Marktkopplung für den Folgetag beteiligt³⁹. Das hat jedoch nicht zu einer vollständigen Konvergenz der Großhandelsstrompreise geführt, da diese Mitgliedstaaten nicht notwendigerweise dieselben Handelsmechanismen benutzen und die Verbünde zwischen und in den Mitgliedstaaten begrenzt sind. Wie aus Abbildung 3 hervorgeht, gibt es weiterhin Preisunterschiede zwischen diesen Mitgliedstaaten.

62

Verbünde erleichtern die Kopplung von nationalen Energiemärkten, die die Energiepreise theoretisch durch die Ermöglichung von grenzüberschreitenden Markteffekten beeinflussen sollten. Die EU hat das Ziel festgelegt, dass der grenzüberschreitende Stromverbundgrad mindestens 10 % der vorhandenen Stromerzeugungskapazität in dem betreffenden Mitgliedstaat⁴⁰ betragen soll (siehe auch Ziffer 75). Das Erreichen eines Verbundgrads von 10 % hat jedoch nicht notwendigerweise zu Preiskonvergenz geführt.

63

Die zur Erzielung einer tatsächlichen Preiskonvergenz notwendige Verbundrate schwankt aufgrund des unterschiedlichen Marktbedarfs und der spezifischen Bedingungen in den Mitgliedstaaten und den sie umgebenden Regionen. Die Verbundrate zur Erzielung einer Strompreiskonvergenz liegt möglicherweise deutlich über 10 %, aber in bestimmten Situationen, insbesondere zwischen großen Märkten, ist die notwendige Verbundrate möglicherweise geringer. So liegt die Verbundrate Portugals laut Tabelle 5 unter 10 %, jedoch gibt es, wie aus Abbildung 3 hervorgeht, keinen bedeutenden Preisunterschied zum Nachbarland Spanien. Weitere Beispiele für diese Beziehung zwischen der Preiskonvergenz und diesem Verbundziel sind Kasten 5 zu entnehmen.

Kasten 5

Strompreiskonvergenz und das 10%-Ziel des Stromverbundgrads

Estland und Lettland haben eine derzeitige Verbundrate, die ungefähr 60 % der estnischen Erzeugungskapazität und 33 % der lettischen Kapazität beträgt. Die Verbundrate ist also deutlich über dem 10%-Ziel, es gibt jedoch weiterhin erhebliche Preisunterschiede.

Polen verfügt über eine ausreichende Verbundrate mit seinen Nachbarländern. Wenn man die Verbünde mit Drittländern – Belarus und der Ukraine – nicht berücksichtigt, beträgt die Verbundrate 15 % der verfügbaren Erzeugungskapazität. Die vorhandenen grenzüberschreitenden Leitungen mit einer Gesamtkapazität von 5 GW stehen jedoch für den kommerziellen Handel aufgrund von Einschränkungen, die durch die polnischen Übertragungsnetzbetreiber zur Bewältigung von ungeplanten Energiezuflüssen aus Deutschland festgelegt wurden, weitgehend nicht zur Verfügung.

Diese ungeplanten Zuflüsse sind auf die große Erzeugungskapazität von Strom aus Windkraft in Norddeutschland bei einer gleichzeitig begrenzten Übertragungskapazität innerhalb Deutschlands zurückzuführen. Da der Strom nicht innerhalb Deutschlands übertragen werden kann, kann er in die Netze von Nachbarländern fließen und zu sogenannten „Ringflüssen“ führen. Um diese potenziellen Flüsse zu bewältigen, schließt der polnische Übertragungsnetzbetreiber bis auf eine sehr geringe Kapazität die Verbindungsleitung mit Deutschland für den Energiehandel.

Der einzige voll funktionsfähige Verbund, der Einfluss auf den Strompreis in Polen hat, ist die SwePol-Verbindung nach Schweden (600 MW), die ungefähr 1,6 % der gesamten national verfügbaren Stromerzeugung in Polen ausmacht (siehe Kasten 7).

64

Einige Mitgliedstaaten bemühen sich zwar, interne Reformen mit Bezug zum Energiemarkt umzusetzen, lehnen es aber dennoch ab, dass Energiepreise durch die Dynamik von Angebot und Nachfrage bestimmt werden. In einem der Mitgliedstaaten, die Gegenstand der Prüfung des Hofes waren, wurden die Großhandelsenergiepreise reguliert, und in vier Mitgliedstaaten aus der in der Prüfung untersuchten Stichprobe gab es unterschiedliche Formen von Einzelhandelspreisregulierung.

Die vollständige Umsetzung des Erdgaszielmodells hat möglicherweise nur begrenzte Auswirkungen auf den durchschnittlichen Großhandelspreis für Erdgas

65

Im Rahmen des Erdgaszielmodells wurde die Notwendigkeit eines auf Hubs basierenden Handels festgelegt (siehe Ziffer 12). Bisher gibt es nur in sieben Mitgliedstaaten eine hub-basierte Preisbildung⁴¹. In anderen Mitgliedstaaten findet der Erdgashandel mithilfe von B2B-Handelsmodellen mit Exklusivverträgen zur Nutzung von Fernleitungskapazitäten statt, in denen die Erdgasproduzenten sich dazu verpflichten, bestimmte Mengen an Erdgas zu einem Festpreis zu liefern. Dieser Festpreis ist dann die Basis für den Großhandelspreis in einem Land.

66

In einem Mitgliedstaat können sowohl auf Hubs basierende als auch B2B-Handelsmechanismen für Erdgas nebeneinander funktionieren. So gibt es etwa in Italien einen Erdgas-Hub, und die dortigen Erdgasversorger haben vier unterschiedliche B2B-Verträge unterzeichnet. Andererseits haben Estland und Lettland jeweils eine einzige Erdgasquelle mit B2B-Verträgen, die den Preis bestimmen⁴².

67

Hubs sind davon abhängig, dass es mehr als eine Quelle der Erdgasversorgung gibt, die entweder über Fernleitungsverbünde oder aus anderen Quellen, wie etwa LNG, geliefert wird. Die Entwicklung eines wettbewerbsorientierten, hub-basierten Handels in der gesamten EU würde bedeutende Infrastrukturinvestitionen erforderlich machen, um die Lieferungen von Erdgas aus alternativen Quellen zu erleichtern. Wenn erwartet würde, dass solche bedeutenden Investitionskosten im Laufe der Zeit über die Erhöhung von Netzentgelten zurückerlangt werden könnten, dann hätte das wirtschaftliche Argument für die Entwicklung eines auf Hubs basierten Handels in der gesamten EU nur wenig Überzeugungskraft, insbesondere angesichts der Tatsache, dass die durchschnittlichen hub-basierten Preise nur 10 % geringer sind als die durchschnittlichen B2B-Preise⁴³.

68

Darüber hinaus erfordert ein wettbewerbsorientierter, hub-basierter Handel eine ausreichende Versorgung aus verschiedenen Erdgasquellen. Auch wenn das Vorhandensein mehrerer Erdgasversorger aus derselben nationalen Quelle zu einem Wettbewerb auf der Grundlage der Handelsspanne führen könnte, würde er nicht notwendigerweise zur Erzielung eines Nutzens für die Sicherheit der Energieversorgung führen, da Störungen bei dieser einzigen nationalen Quelle Auswirkungen auf alle Versorgungsverbindungen von dieser Quelle haben könnten.

69

Alle diese Aspekte müssen auch vor dem Hintergrund der großen Unsicherheit auf dem Gebiet der Erdgasnachfrage in der EU berücksichtigt werden. Zwischen 2010 und 2013 ist die Gesamtnachfrage nach Erdgas in der EU um 14 % gefallen, wie auch aus Abbildung 4 ersichtlich wird, und sogar die Prognosen der Kommission deuten darauf hin, dass die Erdgasnachfrage wahrscheinlich nicht mehr zunimmt. Aus diesem Grund sind potenzielle Investoren in Bezug auf zukünftige Investitionsverpflichtungen sehr vorsichtig.

70

Die Kommission verfügt über keine funktionierenden internen Kapazitäten zur Erstellung von Prognosen zur Erdgasnachfrage in der EU, sondern nutzt vielmehr Prognosen, die von einem externen Auftragnehmer bereitgestellt werden (siehe Ziffer 83). Abbildung 4 zeigt außerdem, dass die Kommission die Erdgasnachfrage während des Zeitraums beständig überschätzt hat und die Glaubwürdigkeit der Prognosen, die sie verwendet, wiederherstellen muss.

Abbildung 4

Erdgasverbrauch in der EU-27 von 2000-2013 im Vergleich zu den Prognosen der Kommission bis 2030

Hinweise: Alle Prognosen beziehen sich auf den Verbrauch in der EU-27 im Abstand von fünf Jahren (2005, 2010, 2015 usw.). Die jüngsten, von Eurostat zur Verfügung gestellten Zahlen zum tatsächlichen Erdgasverbrauch sind aus dem Jahr 2013.

Quelle: Europäischer Rechnungshof auf der Grundlage der halbjährlich von Eurostat und der Europäischen Kommission veröffentlichten Energieprognosen aus den Jahren 2003 bis 2013.

71

Es gibt andere Möglichkeiten zur Schaffung von Wettbewerbsbedingungen auf dem Erdgasmarkt, mit denen zwar keine voll funktionsfähige, wettbewerbsorientierte, hub-basierte Preisbildung, dafür aber eine größere Sicherheit der Energieversorgung erzielt würde. Dies könnte durch die Bereitstellung einer alternativen Erdgasquelle erreicht werden, die den von anderen Erdgasversorgern angebotenen Preis beeinflussen würde. Das LNG-Terminal in Litauen ist ein Beispiel dafür, wie ein solcher Preiseffekt erreicht werden könnte, während gleichzeitig sichergestellt würde, dass im Falle einer Störung der Erdgasversorgung durch Fernleitungen im Baltikum eine alternative Erdgasquelle verfügbar wäre. Siehe Kasten 6.

Kasten 6

„Independence“: das LNG-Terminal in Klaipeda, Litauen

Das schwimmende LNG-Terminal „Independence“ wurde im November 2014 im Hafen von Klaipeda in Betrieb genommen. Es ist ein Terminal-Schiff in norwegischem Besitz, das für einen Zeitraum von zehn Jahren von Litauen gemietet wird; nach Ablauf dieses Zeitraums hat Litauen das Recht, dieses Schiff zu kaufen. Das Terminal, das im Jahr 3,8 Milliarden m³ Erdgas liefern kann, hat die Sicherheit der Erdgasversorgung Litauens und den Wettbewerb zwischen Erdgasversorgern in der gesamten Region erheblich verbessert.

Der litauischen nationalen Regulierungsbehörde zufolge haben die Erdgasversorger nach Abschluss der wichtigsten Arbeiten am LNG-Terminal im Jahr 2014 den Einfuhrpreis für Erdgas für Litauen um 21 % auf ungefähr 28,6 Euro je MW/h gesenkt, noch bevor das LNG-Terminal voll funktionsfähig war.

© Hoëgh LNG

Foto 1 – Ankunft des schwimmenden LNG-Terminals „Independence“ im Hafen von Klaipeda

Die Energieinfrastruktur in Europa ist im Allgemeinen noch nicht auf vollständig integrierte Märkte ausgerichtet und bietet daher gegenwärtig keine wirksame Sicherheit der Energieversorgung

72

Für das Funktionieren des Energiebinnenmarkts wird geeignete Infrastruktur ebenso benötigt wie Marktstrukturen und eine wirksame Regulierung. In diesem Abschnitt des Berichts

a)wird beurteilt, ob die Energieinfrastruktur in der EU derzeit für die Entwicklung des Energiebinnenmarkts geeignet ist;

b)wird bewertet, ob Infrastruktur auf der Grundlage einer umfassenden Bedarfsanalyse entwickelt wird;

c)wird geprüft, welche Art der Zusammenarbeit zur Umsetzung von Infrastrukturvorhaben notwendig ist.

Die Infrastruktur in und zwischen vielen Mitgliedstaaten ist noch nicht für den Energiebinnenmarkt geeignet

Die Energieinfrastruktur in einem Mitgliedstaat kann die Energiemärkte in anderen Mitgliedstaaten beeinflussen

73

Die Charakteristika der Energieinfrastruktur in einem Mitgliedstaat können in der Praxis den Fluss von Strom und Erdgas zwischen benachbarten und anderen Mitgliedstaaten hemmen. Während der Prüfung wurden derartige Situationen in der folgenden Form beobachtet:

a)unzureichende Aufnahmekapazität. Dieses Problem kann entstehen, wenn die Infrastruktur in einem Mitgliedstaat über keine ausreichende Kapazität verfügt, um Ein- und Ausfuhren zwischen benachbarten nationalen Märkten zu ermöglichen. Das passiert, wenn die nationalen Fernleitungs-/Übertragungsnetze überlastet sind, wenn die Stromnetze nicht über eine benötigte Frequenz verfügen oder wenn die Gassysteme über keine freie Kapazität und/oder Druck verfügen. Siehe Beispiele in Kasten 7;

Kasten 7

Beispiele für eine unzureichende Aufnahmekapazität der nationalen Fernleitungs-/Übertragungsinfrastruktur

Die vorhandene Kapazität von 600 MW der SwePol-Verbindungsleitung zwischen Polen und Schweden, die 2000 in Betrieb genommen wurde, wird nicht vollständig genutzt, obwohl es bedeutende Unterschiede bei den Großhandelspreisen für Strom zwischen den Märkten in den beiden Mitgliedstaaten gibt. Laut den polnischen Übertragungsnetzbetreibern verfügt die Stromübertragungsinfrastruktur in Nordpolen über keine ausreichende Kapazität, um diese Menge an Strom in Polen aufzunehmen und sie innerhalb des nationalen Netzes zu verteilen. Im Jahr 2014 reichte die auf dem Markt angebotene Kapazität von 273 MW bis 424 MW, was deutlich unter der maximalen Kapazität der Verbindungsleitung liegt.

Estland verfügt über Erdgasverbindungsleitungen zu Drittländern und nach Lettland, und der Druck in seinem System wird durch Pumpstationen in Lettland sichergestellt. Es ist eine neue Unterwasser-Erdgasfernleitung zwischen Estland und Finnland geplant. Damit das Erdgas in dieser Fernleitung fließen kann, müsste der Gasdruck in dem estnischen System erhöht werden, entweder durch den Bau einer Pumpstation in Estland oder durch die Aufrüstung der lettischen Pumpstation.

b)unzureichende Kapazität, um die Durchleitung von Energie zu ermöglichen. Einige Mitgliedstaaten werden voraussichtlich zu sogenannten Energietransitkorridoren werden oder sind bereits zu solchen geworden. Diese Korridore befinden sich zwischen Mitgliedstaaten, die energiereich sind und Erdgas oder Strom preisgünstig ausführen könnten, und Mitgliedstaaten, die von diesem Fluss profitieren würden. Der Energietransit durch einen Mitgliedstaat erfordert eine Kapazität, die nicht vollständig von der Binnennachfrage genutzt wird. Einige Transitländer verfügen nicht über eine derartige Kapazität, was zu Engpässen führen kann (siehe Beispiele in Kasten 8). Das gegenteilige Problem kann vorkommen, wenn Erdgasfernleitungen durch langfristige Verträge für den Transit reserviert sind und nicht für den inländischen Gebrauch zur Verfügung stehen (siehe Ziffer 111).

Kasten 8

Herausforderungen auf dem Gebiet des Energietransits

Schweden ist ein Transitland für norwegischen Strom, der nach Finnland, Dänemark, Deutschland und Polen fließt. Es hat in Verbindungsleitungen investiert, die diesen Fluss erleichtern. Interne Engpässe in Schweden haben jedoch eine stabile Ausfuhr nach Dänemark verhindert. Daher hat Schweden, nachdem Dänemark die damalige Situation bei der Europäischen Kommission beanstandet hatte, seinen Elektrizitätsmarkt 2011 in vier Handelszonen umorganisiert. Das hat dabei geholfen, Engpassbereiche zu ermitteln, was wiederum zur Stärkung des Netzes beigetragen hat.

Frankreich müsste als Transitland funktionieren, damit Erdgas zwischen der Iberischen Halbinsel und dem Rest Europas fließen könnte. Dies wäre jedoch aufgrund der vorherrschenden Marktbedingungen, der Netzengpässe in Südfrankreich und von Problemen im Zusammenhang mit den Erdgasflüssen zwischen dem Norden und Süden Frankreichs derzeit nicht möglich.

Neben der begrenzten Verfügbarkeit von physischen Verbindungen zwischen Spanien und Frankreich ist ein weiteres großes Hindernis für die Integration von Spanien und Portugal in den Energiebinnenmarkt die Notwendigkeit der Stärkung der internen Stromnetzsysteme sowohl in Spanien als auch in Frankreich, da es andernfalls nicht möglich sein wird, Strom zwischen der Iberischen Halbinsel und Mitteleuropa zu übertragen.

Es gibt weiterhin Lücken in der grenzüberschreitenden Infrastruktur zwischen den Mitgliedstaaten

74

Mit der Zunahme der Nachfrage nach Energiehandel zwischen den Mitgliedstaaten treten auch Probleme mit der Kapazität von grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen zutage. Es gibt keine einheitliche, umfassende Analyse des Zustands der grenzüberschreitenden Infrastrukturlücken in der EU (siehe Ziffer 82). Und obwohl es keine derartige strategische Bedarfsanalyse gibt, wurden auf EU-Ebene Ziele für Strom- und Erdgasverbindungsleitungen festgelegt.

75

Das Ziel des Stromverbundgrads von 10 %⁴⁴ wurde 2002 vom Europäischen Rat festgelegt⁴⁵. Es gibt jedoch weiterhin Mitgliedstaaten, die kaum oder gar keine Stromverbindungsleitungen zu ihren Nachbarländern haben, und im Juni 2015 gab es zwölf Mitgliedstaaten unter dem 10%-Ziel des Stromverbundgrads (siehe Tabelle 5). Wie bereits in Ziffer 62 dargelegt wurde, bedeutet die Erfüllung des 10%-Ziels des Stromverbundgrads nicht notwendigerweise, dass auch die Preiskonvergenz auf den Strommärkten von benachbarten Mitgliedstaaten erreicht wurde.

Tabelle 5

Die Stromverbundraten der Mitgliedstaaten der EU im Jahr 2014

Stromverbundrate über 10 % |  | Stromverbundrate unter 10 %
Mitgliedstaat | % |  | Mitgliedstaat | %
Luxemburg | 245 |  | Irland | 9
Kroatien | 69 |  | Italien | 7
Slowenien | 65 |  | Portugal | 7
Slowakei | 61 |  | Rumänien | 7
Dänemark | 44 |  | Vereinigtes Königreich | 6
Finnland | 30 |  | Estland | 4
Ungarn | 29 |  | Lettland | 4
Österreich | 29 |  | Litauen | 4
Schweden | 26 |  | Spanien | 3
Niederlande | 17 |  | Polen | 2
Belgien | 17 |  | Zypern | 0
Tschechische Republik | 17 |  | Malta | 0
Bulgarien | 11 |  |  |
Griechenland | 11 |  |  |
Deutschland | 10 |  |  |
Frankreich | 10 |  |  |

Hinweis: Die drei baltischen Länder werden als eine Region betrachtet, obwohl sie einzeln das 10%-Ziel erfüllen.

Quelle: Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament und den Rat: Erreichung des Stromverbundziels von 10 %.

76

Einige Mitgliedstaaten, wie etwa Zypern, sind echte Strom-Energieinseln, von denen aus die Entwicklung von Verbindungsleitungen sehr kompliziert ist. Einige Mitgliedstaaten haben eine niedrige Verbundrate, weil sie die Entwicklung oder die Nutzung von Verbindungsleitungen begrenzen, siehe Kasten 5.

77

Die n-1-Regel für Erdgas⁴⁶, die 2010 durch die Verordnung über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung eingeführt wurde, soll sicherstellen, dass auf jedem Markt alternative Erdgasversorger verfügbar sind. Die Einhaltung dieser Regel hätte bis Dezember 2014 sichergestellt werden sollen. Die Einschätzung, ob ein Mitgliedstaat diese Regel einhält, basierte auf einer Rechnung, in der die Bedeutung des größten Erdgaseinspeisepunkts mit der Bedeutung aller anderen Einspeisepunkte zu diesem Mitgliedstaat insgesamt verglichen wurde. Es ist möglich, die n-1-Regel auf regionaler Ebene zu erfüllen, wenn die betreffenden Mitgliedstaaten eine gemeinsame Risikobewertung durchgeführt und einen gemeinsamen Präventions- und Notfallplan erstellt haben. Laut der Kommission, die von den Mitgliedstaaten übermittelte Daten ausgewertet hat, haben im Dezember 2014 sechs der 26 Mitgliedstaaten mit Erdgaseinspeisepunkten in der EU die n-1-Regel nicht erfüllt⁴⁷.

78

Um die n-1-Regel zu erfüllen, wurden für einige vorhandene Erdgasfernleitungen Lastflusskapazitäten entgegen der Hauptflussrichtung installiert. Von sechs Mitgliedstaaten, die Gegenstand der Prüfung waren, haben vier⁴⁸ einen oder mehr Erdgasverbundleitungen mit Lastflusskapazitäten entgegen der Hauptflussrichtung ausgerüstet, sodass das Gas in beide Richtungen fließen kann. Diese Lastflusskapazitäten entgegen der Hauptflussrichtung hatten jedoch fast keinen Einfluss auf das Funktionieren des Erdgasmarkts, weil sie hauptsächlich für die Nutzung während einer Versorgungsstörung vorgesehen sind.

79

Ebenso wie das 10%-Ziel für Strom ist die n-1-Regel von begrenztem Nutzen für die Analyse des Erdgasinfrastrukturbedarfs, weil sie in Fällen, wo das Erdgas über den alternativen Einspeisepunkt aus derselben nationalen Quelle kommt wie beim größten Einspeisepunkt, nicht notwendigerweise zu mehr Wettbewerb führt und nur geringen Einfluss auf die Sicherheit der Energieversorgung hat. So sind Finnland und Lettland, obwohl beide Länder mehr als einen Einspeisepunkt haben, tatsächlich von einem einzigen Erdgasversorger abhängig, da das gesamte Erdgas, das über diese Punkte eingespeist wird, von derselben nationalen Quelle stammt.

80

Aufgrund der Tatsache, dass der Bau von Erdgasinfrastruktur oft mit bedeutenden Investitionen verbunden ist, gibt es nicht immer ein starkes wirtschaftliches Argument für den Bau von Verbundfernleitungen mit mehreren Versorgern (siehe auch Ziffern 67 und 69). Vor diesem Hintergrund prüfen einige Mitgliedstaaten die relativen Vorteile von alternativen Ansätzen für die Entwicklung ihrer Erdgasmärkte, wie etwa die Errichtung von LNG-Terminals. Vorhaben für LNG-Terminals werden u. a. in Litauen (siehe Kasten 6), Polen, Estland, Finnland, Schweden und Kroatien entweder geplant oder derzeit abgeschlossen.

81

Dennoch erwägen einige Mitgliedstaaten weiterhin ehrgeizige Entwicklungen ihrer Erdgassysteme, einschließlich des Baus neuer Erdgasinfrastruktur mit Blick auf die Schaffung von Erdgas-Hubs. So bereiten Bulgarien und Polen trotz eines rückläufigen Erdgasverbrauchs im Inland⁴⁹ jeweils die Schaffung von Erdgas-Hubs vor.

Es gibt keine Bedarfsanalyse für die gesamte EU, die die Grundlage für die Priorisierung von Investitionen auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur in der EU bilden könnte

Eine umfassende Analyse des Infrastrukturbedarfs auf EU-Ebene liegt nicht vor

82

Eine umfassende Analyse des Infrastrukturbedarfs auf EU-Ebene ist als Grundlage für Entscheidungen notwendig, welche die Entwicklung des Energiebinnenmarkts und die Sicherheit der Energieversorgung und andere politische Verpflichtungen der EU betreffen, für die der Energiesektor eine wichtige Rolle spielt, insbesondere diejenigen mit Verbindung zu Klimaschutzmaßnahmen. Darüber hinaus ist eine derartige Analyse angesichts des bedeutenden Bedarfs an Energieinfrastrukturinvestitionen in der gesamten EU auch ein wichtiges Instrument, um fundierte Entscheidungen über den gezielten Einsatz der begrenzten EU-Mittel und anderen verfügbaren Mittel treffen zu können. Die Kommission hat keinen solch umfassenden Plan entwickelt, durch den die politischen Beiträge auf EU-Ebene in einen langfristen Plan zur Entwicklung der Fernleitungs-/Übertragungsinfrastruktur einfließen könnten.

83

Ein unverzichtbarer Beitrag, um Informationen für eine so umfassende Bewertung bereitzustellen, würde in einem fortschrittlichen Marktentwicklungsmodell bestehen, das Prognosen für den Infrastrukturbedarf unter verschiedenen politischen und Marktszenarien ermöglichen würde, einschließlich einer umfangreichen Menge an Bedarfsszenarien (siehe Ziffer 70). Derzeit verfügt die Kommission über kein eigenes Modellierungsinstrument und hat auch über die ACER keinen Zugang zu einem derartigen Instrument. Die Kommission hat bisher Modellierungen für den Energiemarkt von einem externen Auftragnehmer durchführen lassen, während die ACER auf die Modellierung von ENTSO-E und ENTSO-G zurückgreift.

84

Das Fehlen einer solchen Bedarfsanalyse als Basis für den gezielten Einsatz von EU-Mitteln könnte dazu führen, dass Vorhaben in der EU finanziert werden, die zur Erfüllung der erwarteten Energienachfrage nicht notwendig sind oder die nur über ein geringes Potenzial zur Erzielung eines Nutzens auf dem Gebiet der Sicherheit der Energieversorgung haben. So ist, obwohl die Kapazität des LNG-Terminals in Klaipeda (siehe Kasten 6) ausreichend ist, um die fallende Erdgasnachfrage der drei baltischen Länder zu erfüllen⁵⁰, ein zusätzliches regionales LNG-Terminal im östlichen Teil des Baltikums, das in Finnland oder Estland gebaut werden soll, Teil des Verbundplans für den baltischen Energiemarkt⁵¹ (siehe Kasten 9) und in der Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse enthalten (siehe Kasten 12).

Die Planungsinstrumente, auf deren Grundlage fundierte Entscheidungen für die Planung von Investitionen getroffen werden sollen, haben Mängel

85

Aufgrund des Fehlens einer umfassenden Bewertung hat die Kommission auf eine Reihe von spezifischen Instrumenten zur Infrastrukturplanung zurückgegriffen, wie etwa

οListen von Vorhaben von gemeinsamem Interesse (siehe Analyse in Ziffer 103),

οZehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP).

86

Obwohl sie einen Überblick über die von den nationalen Stromübertragungsnetzbetreibern und Erdgasfernleitungsbetreibern geplanten Investitionen ermöglichen, bieten TYNDP kein vollständiges Bild der Investitionen im Hinblick auf die Politik auf EU-Ebene und den Marktentwicklungsbedarf, da

οsie nicht auf einer umfassenden Bewertung auf EU-Ebene basieren, bei der eine Reihe von politischen Zielen der EU berücksichtigt ist;

οsie zukünftigen, von Privatunternehmen geplanten Infrastrukturinvestitionen und der zukünftigen Energieerzeugung nicht Rechnung tragen;

οdie nationalen Regulierungsbehörden bei der Bewertung von Vorschlägen für die TYNDP keine bedeutende Rolle spielen;

οsie nicht immer in Übereinstimmung mit nationalen Investitionsplänen für die Energieinfrastruktur erstellt werden. So hat die ACER 51 nationale Vorhaben im TYNDP 2012 des ENTSO-E ermittelt, die nicht in nationalen Entwicklungsplänen enthalten waren⁵².

87

Die Kommission räumt ein, dass die Meldungen der Mitgliedstaaten an die Kommission über die vorhandene und geplante Stromübertragungskapazität oft nicht mit den TYNDP übereinstimmen. Daher ist die Kommission nicht in der Lage, endgültige Schlussfolgerungen zu ziehen und eine sachgemäße Bewertung zukünftiger Lücken zwischen der Energieinfrastruktur und ihres Potenzials zur Erfüllung der Nachfrage zu treffen⁵³. Die ACER, die ihre Umsetzung überwacht, hat Bedenken in Bezug auf eine Reihe von praktischen Fragen im Zusammenhang mit TYNDP geäußert⁵⁴.

Die Entwicklung von grenzüberschreitender Infrastruktur erfordert die Zusammenarbeit zwischen benachbarten Mitgliedstaaten

88

Eine funktionierende regionale Zusammenarbeit und gegenseitige Wahrnehmung des Entwicklungsbedarfs sind notwendige Voraussetzungen dafür, dass ein grenzüberschreitendes Infrastrukturvorhaben umgesetzt werden kann. In der Praxis können grenzüberschreitende Projektinitiativen jedoch mit einer Reihe von Herausforderungen konfrontiert sein; hierzu zählen unter anderem das Fehlen eines erkennbaren Bedarfs für die Vorhaben auf einer Seite oder auf beiden Seiten, Schwierigkeiten, alle Baugenehmigungen zu erhalten, sowie die gleichberechtigte Finanzierung von Energieinfrastrukturvorhaben und die Aufteilung der oft hohen Kosten auf die beteiligten Parteien. Dennoch gibt es einige Beispiele für eine effektive Zusammenarbeit in der EU, durch die die Grundlage für die Entwicklung einer gemeinsamen Infrastruktur- und Marktentwicklung geschaffen wurde.

Es entsteht eine regionale Zusammenarbeit im Energiesektor

89

Im Energiebereich ist eine regionale Zusammenarbeit unter Beteiligung von zwei oder mehr Mitgliedstaaten das Ergebnis entweder von politischen oder von technischen Initiativen.

90

Unter den politischen Initiativen ist ein bemerkenswertes aktuelles Beispiel der Verbundplan für den baltischen Energiemarkt (siehe Kasten 9). Eine weitere regionale Initiative entsteht derzeit in Form eines Südost- und Mitteleuropäischen Energieforums. Darüber hinaus gibt es gemeinsame politische Verpflichtungen für Infrastrukturentwicklung in Form der Erklärung von Madrid⁵⁵, regionaler Kooperationsinitiativen wie CORESO⁵⁶ und Gruppen auf dem Gebiet der Sicherheit der Energieversorgung, wie die Baltische und finnische Erdgaskoordinierungsgruppe. Diese Gruppen, die oft unter Beteiligung der Kommission initiiert wurden, werden oft durch Vereinbarungen auf höchster politischer Ebene zwischen den Mitgliedstaaten formalisiert. Sie beinhalten mitunter spezifische Projektvereinbarungen, zum Beispiel für die vor Kurzem in Betrieb genommene Stromverbindungsleitung zwischen Spanien und Frankreich (siehe Kasten 10 und Ziffer 93).

91

Initiativen auf dem Gebiet der technischen Zusammenarbeit wurden überwiegend im Rahmen des CEER⁵⁷ und der ACER gestartet, wie etwa die Gruppen zur Entwicklung von Netzkodizes (siehe auch Anhang III). Diese Gruppenbildung kann auch zur Schaffung neuer Formen der regionalen Zusammenarbeit führen, etwa zu regionalen Initiativen auf dem Gebiet der Sicherheitszusammenarbeit⁵⁸.

Kasten 9

Was ist der Verbundplan für den baltischen Energiemarkt (BEMIP)?

Der Verbundplan für den baltischen Energiemarkt (BEMIP) wurde am 17. Juni 2009 von den Staatsoberhäuptern von Litauen, Polen, Lettland, Dänemark, Estland, Schweden, Finnland und Deutschland sowie vom Präsidenten der Europäischen Kommission gebilligt.

Der BEMIP hat die Anbindung von Estland, Lettland und Litauen an die europäischen Energiemärkte zum Ziel, um ihren Status als Energieinseln zu beenden und ihre Energiemärkte zu liberalisieren, damit sie für den Beitritt zur gemeinsamen Strombörse vorbereitet werden. Der Plan umfasst außerdem eine Reihe von Infrastrukturprojekten, die von dänischen Windparks in der Nordsee bis hin zur Entwicklung des Erdgasnetzes in Estland reichen. Die EstLink-2-Stromverbindungsleitung zwischen Estland und Finnland, die im BEMIP enthalten war, wurde mit finanzieller Unterstützung der EU gebaut und hatte bereits Auswirkungen auf den Elektrizitätsmarkt in Estland (siehe Kasten 13).

Der BEMIP wird derzeit immer noch umgesetzt. So werden etwa Einzelhandelspreise für Erdgas und Strom in Litauen immer noch reguliert, und einige Infrastrukturprojekte wurden noch nicht umgesetzt, wie etwa das regionale baltische LNG-Terminal, das in Finnland oder Estland gebaut werden soll.

92

Die Kommission fördert die Zusammenarbeit zwischen den Mitgliedstaaten auf dem Gebiet der Infrastruktur und strebt im Rahmen von BEMIP die Verbreitung von ihrer Ansicht nach bewährten Verfahren in anderen Regionen wie Mittel- und Südosteuropa und der Iberischen Halbinsel an. Was die Iberische Halbinsel betrifft, so wurde vor Kurzem zwischen Frankreich, Portugal und Spanien auf höchster Ebene die Zusammenarbeit auf dem Gebiet des Energiesektors erklärt und vereinbart.

93

Im Zeitraum 2007-2013 hat die Kommission außerdem vier Koordinatoren ernannt, um Vereinbarungen zwischen Mitgliedstaaten über den Bau spezifischer Elemente grenzüberschreitender Infrastruktur zu fördern⁵⁹. Die Arbeit des Koordinators zur Erhöhung des Energieverbundgrads zwischen Frankreich und Spanien beinhaltete die Zusammenarbeit sowohl mit nationalen als auch lokalen Politikern und Akteuren sowie die Ermittlung des Bedarfs für technische Lösungen. Dies hat zur Festlegung eines Vorhabens zu Stromverbindungsleitungen beigetragen, das anschließend mithilfe von EU-Mitteln⁶⁰ umgesetzt wurde (siehe Kasten 10).

Die grenzüberschreitende Kostenverteilung ist kompliziert

94

Grenzüberschreitende Energieprojekte beinhalten den Bau von Infrastruktur in mindestens zwei Mitgliedstaaten. Die Verteilung der Kosten für den Bau dieser Projekte ist sehr komplex, da die beteiligten Mitgliedstaaten sicherstellen möchten, dass die Kosten, die sie tragen müssen, dem zukünftigen Nutzen entsprechen, der ihnen erwartungsgemäß zugutekommen soll. Es wird besonders kompliziert, wenn an einem Projekt mehr als zwei Mitgliedstaaten beteiligt sind und/oder nicht klar ist, wie und wer in der Zukunft aus dem Projekt einen Nutzen ziehen wird.

Kasten 10

Das Projekt der Stromverbindungsleitung zwischen Spanien und Frankreich

Das Projekt der Stromverbindungsleitung Frankreich–Spanien umfasste den Bau einer 2000 MW-Hochspannungsgleichstromkupplung zwischen diesen beiden Ländern. Die 64,5 km lange Verbindungsleitung umfasst 33,5 km in Frankreich und 31 km in Spanien und durchquert die Pyrenäen durch einen 8,5 km langen Tunnel.

Der Bedarf für diese Verbindungsleitung wurde 1978 ermittelt, und zwischen 1998 und 2006 wurden technische Studien durchgeführt. Der europäische Koordinator unterstützte das Projekt in den Jahren 2007 und 2008, und im Juni 2008 wurde mit der Unterzeichnung einer Vereinbarung zwischen der französischen und der spanischen Regierung die Entscheidung über die Projektgestaltung gefällt. Die Kosten des Projekts wurden gleichberechtigt zwischen Frankreich und Spanien aufgeteilt, wobei auch die EU einen Beitrag geleistet hat. Der Bau begann im September 2011, und die technische Lieferung wurde im Dezember 2014 abgeschlossen. Die Verbindungsleitung hätte im Juni 2015 in Betrieb genommen werden sollen, was jedoch bis zum 30. Juni 2015 nicht geschehen war.

Die gesamten Projektkosten betrugen 721 Millionen Euro, wovon 225 Millionen Euro vom EEPR bereitgestellt worden sind. Die unterirdische Verlegung der Verbindungsleitung durch die Pyrenäen hat zu einem Anstieg der Kosten um das Zehnfache der geschätzten Kosten eines überirdischen Kabels geführt. Dies wurde hauptsächlich aufgrund bestimmter Umweltschutzaspekte als notwendig erachtet und als außergewöhnliche Lösung für eine Reihe von außergewöhnlichen Problemen an dem Standort erklärt. Durch die Verbindungsleitung hat sich die Stromverbundrate Spaniens von 3 % auf 6 % verdoppelt und die Frankreichs hat sich von 10 % auf 11 % erhöht.

© RTE, Philippe Grollier

Foto 2 – Abschnitt des Hochspannungsgleichstromkupplungskabels, das im Tunnel durch die Pyrenäen installiert wird

95

Die grenzüberschreitende Kostenverteilung ist im Rahmen der Zuweisung von EU-Mitteln durch die Fazilität „Connecting Europe“ relevant. In der TEN-E-Verordnung ist festgelegt, dass die Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenverteilung von den nationalen Regulierungsbehörden der betroffenen Mitgliedstaaten getroffen werden sollen. Wenn Projektträger in den Mitgliedstaaten eine Finanzierung durch die Fazilität „Connecting Europe“ beantragen möchten, die nationalen Regulierungsbehörden sich jedoch nicht innerhalb von sechs Monaten einigen können, können sie den Fall an die ACER verweisen, um eine Entscheidung zur Klärung der Angelegenheit zu erwirken (siehe Beispiel in Kasten 11). Dieses Verfahren hat die folgenden Nachteile:

a)Der Versuch, eine Einigung zwischen nationalen Regulierungsbehörden zu erzielen, und der darauffolgende Verweis an die ACER zur Erwirkung einer Entscheidung sind zeitraubend und können bis zu einem Jahr dauern.

b)Einige Parteien sehen die herangezogenen Methoden kritisch.

Die Beschaffung von Genehmigungen kann problematisch sein und zu Verzögerungen führen

96

Grenzüberschreitende Projekte treffen oft auf eine lokale Opposition, da solche Projekte als störend für lokale Tätigkeiten angesehen werden können, während sie gleichzeitig vor Ort nur einen geringen oder gar keinen Nutzen bringen. Vor einem derartigen Hintergrund ist die Beschaffung lokaler Baugenehmigungen oft ein langer und komplexer Prozess und wurde während der Prüfung von den Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern und Regulierungsbehörden als wichtiger Grund für Verzögerungen bei der Umsetzung von Infrastrukturprojekten genannt. Laut Angaben der Kommission verhindern die daraus resultierenden Verzögerungen, dass ungefähr 50 % der wirtschaftlich rentablen Stromprojekte bis 2020 umgesetzt werden⁶¹.

Kasten 11

Kostenverteilung für das grenzüberschreitende Verbindungsleitungsprojekt LitPol

Das LitPol-Projekt beinhaltet den Bau einer Stromverbindungsleitung zwischen Polen und Litauen, um die Isolation der drei baltischen Länder vom Energiemarkt der Europäischen Union zu reduzieren. Die litauische nationale Regulierungsbehörde hatte gefordert, dass Schweden für die Arbeit an dem Projekt auf litauischem Hoheitsgebiet aufgrund des Nutzens, den Schweden angeblich aus dem Projekt ziehen würde, 47 Millionen Euro beisteuern soll. Weder die schwedische nationale Regulierungsbehörde noch die schwedischen Übertragungsnetzbetreiber waren mit der Beitragsforderung der litauischen nationalen Regulierungsbehörde einverstanden und legten der ACER gegenüber ihre Gründe dar, als diese gefordert war, eine Entscheidung in der Angelegenheit zu treffen. Die ACER stimmte der schwedischen Sichtweise zu und entschied für die Zwecke der Finanzierung durch die Fazilität „Connecting Europe“, dass Litauen das einzige Land ist, das aus dem Projekt einen Nutzen ziehen würde, und dass Schweden keinen finanziellen Beitrag zu dem Projekt leisten sollte. Durch diese Entscheidung war es dem litauischen Übertragungsnetzbetreiber anschließend möglich, Mittel aus der Fazilität „Connecting Europe“ zu beantragen (siehe Tabelle 6). Der Entscheidungsprozess nahm fast ein Jahr in Anspruch.

97

Die TEN-E-Verordnung von 2013 sollte diese Probleme folgendermaßen angehen:

a)Einführung einer Gesamtfrist für Genehmigungsverfahren von 3,5 Jahren;

b)Verpflichtung der Mitgliedstaaten zur Straffung ihrer Umweltverträglichkeitsprüfungen;

c)Verpflichtung der Mitgliedstaaten zur Zusammenführung oder Koordinierung aller Genehmigungsverfahren in einer zuständigen Behörde (eine „einzige Anlaufstelle“) bis November 2013. Im Juni 2015 hatten alle Mitgliedstaaten jeweils eine einzige Anlaufstelle und alle Mitgliedstaaten bis auf einen haben Handbücher für das Genehmigungsverfahren veröffentlicht⁶². Die einzigen Anlaufstellen sind jedoch neue Initiativen, weshalb es zu früh ist, um ihre Effektivität einschätzen zu können.

98

Der europäische Koordinator, der an der Verbindungsleitung Frankreich–Spanien gearbeitet hat (siehe Kasten 10), hat angemerkt, dass eine Opposition lokaler Gemeinschaften gegen Infrastrukturprojekte am besten durch eine direkte Kommunikation vor Ort ausgeräumt werden kann, in der die Vorteile zusätzlicher Verbindungsleitungen insbesondere für Verbraucher hervorgehoben werden. Im Allgemeinen könnte die bessere Information der Verbraucher über die Funktionsweise des Energiemarkts auch zu einem intelligenten Verbraucherverhalten und einer besseren Akzeptanz dieser Verbundprojekte führen.

Die finanzielle Unterstützung aus dem EU-Haushalt auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur hat nur im begrenzten Maße zur Verwirklichung des Energiebinnenmarkts und Sicherheit der Energieversorgung beigetragen

99

Die EU hat von 2007-2013 über mehrere Instrumente 3,7 Milliarden Euro für Investitionen in die Energieinfrastruktur zur Verfügung gestellt, und von 2014-2020 ist die Vergabe von weiteren 7,35 Milliarden Euro vorgesehen⁶³. Obwohl es sich dabei um einen bedeutenden Förderbetrag handelt, werden dadurch nur ungefähr 5 % des geschätzten Infrastrukturinvestitionsbedarfs gedeckt, der in den TYNDP für Strom und Erdgas ermittelt worden ist. Deshalb müssen die verfügbaren EU-Mittel strategisch für die wichtigsten Projekte eingesetzt werden, die im Rahmen einer strategischen Bedarfsanalyse bestimmt werden (siehe Ziffer 83).

Die EU verfügt über mehrere Förderinstrumente zur Unterstützung von Energieinfrastrukturprojekten, jedoch ist der Energiebinnenmarkt bei keinem dieser Finanzierungsinstrumente das Hauptziel

Eine unzureichende Priorisierung von Projekten hat zur Reduzierung der Wirksamkeit von EU-Mitteln auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur geführt

100

Da die EU-Mittel für die Finanzierung der Energieinfrastruktur begrenzt sind, ist es wichtig, Möglichkeiten zur Priorisierung von Projekten zu haben. Auch wenn es keine Bedarfsanalyse auf EU-Ebene gibt, hat die Kommission verschiedene Listen von spezifischen Projekten verwendet, um Investitionen aus dem EU-Haushalt zu priorisieren und förderfähige Projekte zu bestimmen:

οListe der PCI gemäß der TEN-E-Verordnung;

οListe von kritischen Vorhaben von gemeinsamem Interesse, die 2014 im Rahmen der Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung vorgestellt wurden;

οListe von Projekten, die für eine Förderung aus dem Europäischen Energieprogramm zur Konjunkturbelebung (EEPR) infrage kommen;

οListe von Projekten, die für eine Förderung aus dem Europäischen Fonds für strategische Investitionen infrage kommen.

101

Die Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse gemäß der TEN-E-Verordnung wurde in zwei Schritten entwickelt:

a)Die ursprüngliche Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse wurde 2006 entwickelt. Sie umfasste 550 Projekte von europäischem Interesse in allen damaligen Mitgliedstaaten, enthielt jedoch keine klaren Vorgaben dazu, welchen Projekten in Bezug auf die Finanzierung durch die EU Priorität eingeräumt werden sollte (siehe Kasten 12).

Kasten 12

Wie kann ein Energieinfrastrukturprojekt den Status eines Vorhabens von gemeinsamem Interesse erhalten?

Das Konzept der Vorhaben von gemeinsamem Interesse gibt es bereits seit Beginn des Programms der transeuropäischen Netze. Vorhaben von gemeinsamem Interesse sollten von schnelleren und effizienteren Genehmigungsverfahren und einer besseren Regulierung profitieren können.

Im Rahmen der derzeitigen TEN-E-Verordnung werden Vorhaben von gemeinsamem Interesse im Rahmen von „vorrangigen Korridoren“ bestimmt. Das Verfahren der Auswahl von Projekten, die in die Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse aufgenommen werden sollen, baut auf den von ENTSO-G und ENTSO-E entwickelten TYNDP auf. Um in die Liste aufgenommen zu werden, muss das Projekt einen wesentlichen Nutzen für mindestens zwei Mitgliedstaaten bieten sowie zur Marktintegration und zum Ausbau des Wettbewerbs, zur Verbesserung der Sicherheit der Energieversorgung und zur Reduzierung von CO₂-Emissionen beitragen.

b)Durch die TEN-E-Verordnung von 2013⁶⁴ wurde ein Rahmen zur Priorisierung von Energieinfrastrukturinvestitionen durch die Bestimmung von zwölf vorrangigen Korridoren festgelegt⁶⁵. Die Verordnung enthielt außerdem Vorgaben zur Ermittlung und Umsetzung von Vorhaben von gemeinsamem Interesse. Die Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse umfasste 248 Projekte, von denen 132 Strominfrastrukturprojekte und 107 Gasinfrastrukturprojekte waren⁶⁶. Die Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse dieser Verordnung enthält weniger Projekte als die Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse von 2006. Allerdings ist die Kommission gemäß Artikel 4 Absatz 4 der TEN-E-Verordnung nicht befugt, die Projekte innerhalb jedes vorrangigen Korridors einzustufen.

c)Die Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse wird alle zwei Jahre aktualisiert, und die nächste Aktualisierung ist im November 2015 fällig.

102

Im Jahr 2014 wurde eine nachfolgende Liste von 33 Projekten im Rahmen der Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung⁶⁷ entwickelt, in der diese Projekte als „kritische PCI“ bezeichnet wurden. Dazu gehörten etwa 27 Erdgasprojekte und nur sechs Stromprojekte mit geschätzten Kosten von ungefähr 17 Milliarden Euro. Die Kommission sah diese Projekte als unerlässlich zur Verbesserung der Sicherheit der Energieversorgung und der besseren kurz- und mittelfristigen Anbindung der Energiemärkte an.

103

Alle diese Listen wurden ohne eine ihnen zugrunde liegende klare, analytische Bewertung davon entwickelt, welchen Projekten Priorität eingeräumt werden sollte, um die EU in die Lage zu versetzen, ihre energiepolitischen Ziele zu erreichen (siehe Ziffer 82). Die Verwendung dieser Listen als Grundlage der Entscheidungsfindung über eine EU-Finanzierung beinhaltet eine Reihe von Risiken, und falls die Kommission beabsichtigt, derartige Listen als Basis zur Festlegung von Investitionsprioritäten heranzuziehen, sollte sie diese Risiken berücksichtigen:

a)Eine Liste enthält möglicherweise so viele Projekte, dass das Konzept der Liste, die vorrangige Projekte enthalten soll, stark untergraben wird, da die Liste sich somit nicht auf eine kleine Zahl von Projekten konzentriert, die auf den dringendsten Bedarf in der EU ausgerichtet sind. Zu den ursprünglichen Vorhaben von gemeinsamem Interesse im Rahmen der TEN-E gehörten 550 Projekte, und nach einer Rationalisierung im Jahr 2006 waren es immer noch 248 Projekte.

b)Weil sie auf der Grundlage von Vorschlägen der Mitgliedstaaten erstellt werden, statt Listen von Projekten darzustellen, die nachweislich auf den Bedarf auf EU-Ebene ausgerichtet sind, sind derartige Listen möglicherweise in der Praxis nur eine Zusammenstellung von Projekten, für die Projektträger aus den Mitgliedstaaten aus innenpolitischen Gründen eine Finanzierung wünschen.

c)Einige Projekte von diesen Listen werden möglicherweise bereits mithilfe von Mitteln aus anderen nationalen oder privaten Quellen umgesetzt oder wurden abgeschlossen⁶⁸.

EEPR, CEF und ESIF sind nicht hauptsächlich darauf ausgerichtet, den Energiebinnenmarkt zu fördern

104

Das ursprüngliche Ziel des EEPR-Energieprogramms war die Finanzierung von ausgereiften Energieinfrastrukturprojekten, die innerhalb eines kurzen Zeitraums zum Wirtschaftswachstum beitragen könnten. Daher waren die Entwicklung des Energiebinnenmarkts und die Erzielung eines Nutzens für die Sicherheit der Energieversorgung nicht die vorrangigen Ziele des Programms. Alle Mitgliedstaaten haben Mittel für Energieinfrastrukturprojekte erhalten. Das Programm hat größtenteils sein ursprüngliches Ziel verfehlt, innerhalb eines kurzen Zeitraums zum Wirtschaftswachstum beizutragen, da

a)einige Projekte, für die Mittel zugewiesen wurden, nicht ausreichend ausgereift waren. Projekte im Wert von 422 Millionen Euro oder 18,6 % der gesamten durch das EEPR gewährten Zuschüsse wurden eingestellt. Dazu gehörten zum Beispiel die Nabucco-Erdgasfernleitung, die ITGI-Poseidon-Erdgasverbindungsleitung, die GALSI-Fernleitung und das rumänische Projekt für den Gastransport entgegen der Hauptflussrichtung;

b)es erhebliche Verzögerungen bei der Umsetzung von Projekten gegeben hat, weshalb zum 28. Februar 2015 im Rahmen des EEPR Zahlungen in Höhe von nur 1,1 Milliarden Euro geleistet worden waren. Das stellt 48 % der ursprünglich zugewiesenen Mittel dar.

105

Das Ziel der Fazilität „Connecting Europe“ (CEF) im Energiebereich ist die Bereitstellung von Unterstützung für die Umsetzung der PCI. Nur PCI, die gemäß dem geltenden Regulierungsrahmen wirtschaftlich nicht rentabel sind, ergänzt durch eine grenzüberschreitende Kostenverteilung, können durch die CEF gefördert werden. Durch die CEF werden Zuschüsse und andere Finanzinstrumente für Arbeiten und notwendige technische Studien über Aufforderungen zur Einreichung von Vorschlägen bereitgestellt.

106

Einige Aspekte der Gestaltung der CEF schränken ihr Potenzial zur Förderung der Entwicklung des Energiebinnenmarkts ein:

a)Die Kommission kann nur Projekte finanzieren, die im Rahmen der Aufforderungen zur Einreichung von Vorschlägen eingereicht werden. Das bedeutet, dass es der Kommission nur begrenzt möglich ist, spezifische PCI zu fördern.

b)Da die Ausgereiftheit ein wichtiges Kriterium für die Gewährung von Finanzhilfen ist, ist es wahrscheinlicher, dass ausgereiftere Maßnahmen finanziert werden. Derartige Projekte haben jedoch nicht notwendigerweise den größten Einfluss auf die Entwicklung des Energiebinnenmarkts.

c)Da der Stand der Umsetzung des Energiebinnenmarkts in den Mitgliedstaaten nicht zu den für die Projektauswahl herangezogenen Kriterien gehört, kann die Kommission die CEF nur in begrenztem Maße nutzen, um Anreize für Reformen im Zusammenhang mit dem Energiebinnenmarkt zu schaffen.

107

Zwischen 2007 und 2013 wurden ungefähr 1,3 Milliarden Euro aus den Europäischen Struktur- und Investitionsfonds (ESI-Fonds) zur Finanzierung von Strom- und Gasinfrastruktur ausgezahlt. Zwischen 2014 und 2020 wird diese Zahl wahrscheinlich auf ungefähr 2 Milliarden Euro steigen. Zwischen 2007 und 2013 haben elf Mitgliedstaaten Mittel aus den ESI-Fonds erhalten, wobei Polen mit 63 % der gesamten Zuweisungen aus den ESI-Fonds für Energieinfrastruktur der größte Empfänger war.

108

Der Großteil dieser Mittelzuweisungen wurde für Verbindungsleitungen auf regionaler Ebene und den Ausbau vorhandener Infrastruktur innerhalb des betreffenden Mitgliedstaats verwendet. Ein Teil davon wurde außerdem für den Bau von grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen, LNG-Terminals und unterirdischen Erdgasspeicheranlagen verwendet. Zwischen 2014 und 2020 planen sechs Mitgliedstaaten (Bulgarien, Griechenland, Litauen, Polen, Rumänien und die Tschechische Republik) die Nutzung von Zuweisungen aus den ESI-Fonds für Investitionen in die Energieinfrastruktur.

109

Die Projektauswahl im Rahmen der ESI-Fonds liegt im Ermessen der Mitgliedstaaten. Die Kommission genehmigt lediglich Großprojekte⁶⁹. Bei den Verhandlungen mit den Mitgliedstaaten über die Partnerschaftsvereinbarungen und operationellen Programme für den Finanzierungszeitraum 2014-2020 hatte die Kommission die Gelegenheit, mit der Entwicklung des Energiebinnenmarkts verbundene Leistungsindikatoren in diese Vereinbarungen und Programme aufzunehmen; dazu ist es jedoch nicht gekommen. Investitionen in die Energieinfrastruktur sind keine Priorität der ESI-Fonds. Sie machen sowohl für den Zeitraum 2007-2013 als auch 2014-2020 ungefähr 0,5 % der gesamten Zuweisungen aus EFRE, Kohäsionsfonds und ESF aus.

Zahlreiche von der EU kofinanzierte Energieinfrastrukturen müssen noch eine Wirkung auf den Energiebinnenmarkt erzielen

110

Im Rahmen der Prüfung wurden 15 Energieinfrastrukturprojekte (zehn Erdgasprojekte und fünf Stromprojekte) überprüft, die in den Genuss einer Kofinanzierung durch die EU kamen (siehe Tabelle 6). Der Hof analysierte den potenziellen Einfluss der Projekte auf das Funktionieren des Energiebinnenmarkts.

111

Der Stand dieser Projekte sah im Juli 2015 folgendermaßen aus:

a)Ein Projekt hatte bedeutende Auswirkungen auf den Energiebinnenmarkt: die Stromverbindungsleitung zwischen Finnland und Estland EstLink 2, die fertiggestellt worden ist und vollständig in Betrieb ist (siehe Kasten 13).

b)Es wurde ein weiteres wichtiges Projekt fertiggestellt und vor Kurzem in Betrieb genommen, und zwar die Stromverbindungsleitung Frankreich–Spanien (siehe auch Kasten 10).

Kasten 13

Das Projekt EstLink 2 hat den Elektrizitätsmarkt in der Region verändert

Das Projekt EstLink 2 wurde mit 100 Millionen Euro aus dem EEPR unterstützt. Das Ziel des Projekts war der Bau einer zweiten Stromverbindungsleitung zwischen Finnland und Estland mit einer Übertragungskapazität von 650 MW. Dieses Projekt war insofern erfolgreich, als es nach der Überwindung von technischen und anderen Herausforderungen abgeschlossen und die Stromverbindungsleitung in Betrieb genommen wurde. Es hat positive Auswirkungen auf den Elektrizitätsmarkt, insbesondere in Estland, wo die Strompreise jetzt weniger stark schwanken und sich den Strompreisen in Finnland angenähert haben.

© Elering

Tabelle 6

Liste der Projekte, die Gegenstand der Prüfung waren

Projekt
Status
(Stand: Juni 2015)
Mitgliedstaaten
Projektkosten
(Millionen Euro)
EU-Kofinanzierung
(Millionen Euro)
EU-Finanzierungsinstrument

Erdgas
Verbindungsleitung Bulgarien–Griechenland
2018 vorgesehen
Bulgarien, Griechenland
220
45
EEPR

Verbindungsleitung Bulgarien–Rumänien
2015 vorgesehen
Bulgarien, Rumänien
24
9
EEPR

Nabucco-Gasfernleitung
eingestellt
Österreich, Bulgarien, Ungarn, Deutschland, Rumänien
7 900 (geplant)
200 (zugeteilt)
EEPR

Verbindungsleitung Lettland–Litauen
2013 fertiggestellt
Litauen, Lettland
33
13
EEPR

Fernleitung Jurbarkas–Klaipeda
2013 fertiggestellt
Litauen
46
21
ESI-Fonds

Kapazitätsausbau Klaipeda–Kiemenai
laufend
Litauen
64
28
CEF

Świnoujście
LNG-Terminal
2015 vorgesehen
Polen
657
55
EEPR

199
ESI-Fonds

Fernleitung Gustorzyn–Odolanów
2014 fertiggestellt
Polen
102
49
ESI-Fonds

GIPL
Verbindungsleitung
laufend
Polen, Litauen
558
306
CEF

Verbindungsleitung Frankreich-Spanien
2012 fertiggestellt
Frankreich, Spanien
617
45
EEPR

Zwischensumme
2 321
970

Elektrizität
Verbindungsleitung
Frankreich–Spanien
Im Juni 2015 in Betrieb genommen
Frankreich, Spanien
721
225
EEPR

Ausbau der Verbindungsleitungen Portugal–Spanien
2011 fertiggestellt
Portugal, Spanien
136
46
EEPR

Verbindungsleitung EstLink 2
2014 in Betrieb genommen
Estland, Finnland
320
100
EEPR

Verbindungsleitung Nordbalt
2015 vorgesehen
Schweden, Litauen
366
175
EEPR

Verbindungsleitung
LitPol
Verbindungsleitung
LitPol
Polen
528
207
ESI-Fonds

Verbindungsleitung
TEN-E

Litauen
132
2
TEN-E

CEF (Antrag)

Zwischensumme
1 543
815

ESF
3 864
1 785

112

Die anderen Projekte hatten noch keine Auswirkungen auf den Energiebinnenmarkt, weil:

a)eines der zehn Erdgasprojekte derzeit neue Marktperspektiven eröffnet: So wird das GIPL-Projekt zwischen Polen und Litauen den Erdgashandel zwischen Ländern ermöglichen, die derzeit über keine Verbindungsleitungen verfügen. Die anderen neun Projekte waren hauptsächlich auf den Ausbau der vorhandenen Kapazität oder auf die direkte Behebung von Problemen in Bezug auf die Sicherheit der Energieversorgung ausgerichtet.

b)fünf der 15 Projekte abgeschlossen waren. Je früher Projekte abgeschlossen werden und ihren Betrieb aufnehmen, desto größer sind ihre Auswirkungen auf den Binnenmarkt. Bei Projekten, die zum Zeitpunkt der Finanzierungsentscheidungen noch nicht vollständig ausgereift waren, kann der Abschluss länger dauern als geplant. Andererseits sind große Infrastrukturprojekte technisch sehr komplex, weshalb die geplanten Arbeiten oft länger dauern können als erwartet, teilweise aufgrund von unvorhergesehenen Umständen (siehe Beispiel in Kasten 14).

Kasten 14

Das NordBalt-Projekt

Das NordBalt-Projekt umfasst den Bau einer Stromverbindungsleitung zwischen Schweden und Litauen. Es kann potenziell bedeutende Auswirkungen auf das Funktionieren des Elektrizitätsmarkts in den Mitgliedstaaten haben, die im Rahmen des BEMIP-Plans zusammenarbeiten, da es zu einer Ausweitung des Handels in der gemeinsamen nordischen und baltischen Strombörse führen würde. Die Verlegung einer Stromleitung durch die Ostsee hat sich jedoch als sehr komplexer Prozess erwiesen, weshalb das Projekt voraussichtlich erst im Juni 2016 abgeschlossen sein wird, sechseinhalb Jahre nach seiner Aufnahme in die Liste der im Rahmen des EEPR-Instruments finanzierten Projekte.

© Litgrid

Foto 3 – NordBalt-Bodenstation in Klaipeda, Litauen

c)Das Potenzial von Verbindungsleitungen zur Ermöglichung des Energieflusses zwischen benachbarten Märkten hängt von der Kapazität der Energiefernleitungs-/-übertragungssysteme in den jeweiligen Mitgliedstaaten ab (siehe Ziffer 73). Dieses Problem wurde bei zwei der Projekte festgestellt, die Gegenstand dieser Prüfung waren (siehe Kasten 15).

d)Die Effizienz von zwei der Erdgasverbindungsleitungsprojekte wird wahrscheinlich begrenzt sein, da sie den Bau einer neuen Fernleitungskapazität entlang einer vorhandenen Kapazität beinhalten (siehe Beispiele in Kasten 16).

Kasten 15

Beispiele von Verbindungsleitungen, die von den inländischen Netzen nicht unterstützt werden

Das LitPol-Projekt umfasst den Bau einer Stromverbindungsleitung zwischen Polen und Litauen, um die Isolation der drei baltischen Länder vom Energiemarkt der Europäischen Union zu reduzieren. Ihr potenzieller Nutzen für die Einfuhr von Strom von Polen nach Litauen ist jedoch aufgrund der fehlenden Erzeugungskapazität in Polen an der Grenze zu Litauen und einer unzureichenden Anbindung an andere polnische Regionen, in denen es eine größere Stromerzeugungskapazität gibt, begrenzt. Energieflüsse in beide Richtungen werden nur dann möglich sein, wenn das polnische Netz ausgebaut wird, was jedoch nicht vor 2020 vorgesehen ist.

Die Erdgasverbindungsleitung Bulgarien–Rumänien wird die Lieferung von 1,3 Millionen m³ Erdgas pro Tag von Rumänien nach Bulgarien ermöglichen. Unter den derzeitigen Bedingungen wäre ein grenzüberschreitender Fluss nach Bulgarien in diesem Umfang aufgrund des niedrigen Drucks im rumänischen Erdgassystem nicht möglich. Ein potenzieller Erdgasfluss von und nach Ungarn würde derzeit denselben Einschränkungen unterliegen. Es sind zusätzliche Investitionen in das rumänische Erdgasfernleitungsnetz notwendig, um das rumänische Fernleitungssystem mit dem Transit-Fernleitungssystem zu verbinden, das durch Rumänien verläuft. Rumänien müsste außerdem ein Gesetz aufheben, das eine derartige Gasausfuhr verbietet.

Kasten 16

Neue Erdgasfernleitungen, die neben bestehenden Fernleitungen gebaut werden

Im Rahmen der Erdgasverbundprojekte zwischen Rumänien, Bulgarien und Griechenland werden zusätzlich zu bereits vorhandenen Fernleitungen neue Erdgasfernleitungen gebaut. Das rührt daher, dass die Kapazität des vorhandenen Gasfernleitungsnetzes durch Rumänien und Bulgarien nach Griechenland im Rahmen eines langfristigen Vertrags einem Versorger aus einem Drittland vorbehalten ist.

24Für Elektrizität: Artikel 49 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 55). Für Erdgas: Artikel 54 Absatz 1 der Richtlinie 2009/73/EG vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 94).

25Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003. Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005. Verordnung (EG) Nr. 713/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden.

26Schlussfolgerungen des Europäischen Rates vom 4. Februar 2011.

27Schlussfolgerungen des Rates, Sitzung des Rates (Verkehr, Telekommunikation und Energie) vom 9. Dezember 2014, Brüssel.

28Die Bewertung der Kommission basiert auf offiziellen Unterlagen aus den Mitgliedstaaten, Berichten von Auftragnehmern, Informationen von Länderreferenten, der Marktüberwachung über Medienkanäle sowie spezifischen Anfragen an Dritte.

29Laut den Zahlen aus dem 2014 veröffentlichten nationalen Bericht der polnischen Energieregulierungsbehörde kontrolliert der etablierte Erdgasversorger ungefähr 95 % des Erdgasgroßmarkts in Polen.

30Zum 1. Juni 2015 hatte die Kommission 109 Stellungnahmen veröffentlicht. Es gibt sieben Erdgasfernleitungsnetzbetreiber und drei Stromübertragungsnetzbetreiber, die auf ihre Zertifizierung warten: Erdgasfernleitungsnetzbetreiber für Estland, Lettland, Finnland, Italien, Ungarn, Belgien (Rezertifizierung) und das Vereinigte Königreich (Rezertifizierung); Stromübertragungsnetzbetreiber für Ungarn, das Baltic Cable zwischen Schweden und Deutschland, Italien (Rezertifizierung).

31COM(2015) 80 final vom 25. Februar 2015 „Rahmenstrategie für eine krisenfeste Energieunion mit einer zukunftsorientierten Klimaschutzstrategie“.

32Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 (2014/C 200/01).

33Die Kriterien, denen eine Preisregulierung entsprechen muss, um mit den EU-Rechtsvorschriften in Einklang zu stehen, wurden vor Kurzem vom Europäischen Gerichtshof in seinem Urteil vom 10. September 2015 im Vertragsverletzungsverfahren gegen Polen betreffend regulierte Erdgaspreise für gewerbliche Kunden (C-36/14) bestätigt.

34Communication from the Commission on Energy prices and costs in Europe, SWD(2014) 19 final und SWD(2014) 20 final.

35Weitere Informationen zu ELBAS sind abrufbar unter: http://www.nordpoolspot.com/TAS/Intraday-market-Elbas/.

36Die Tschechische Republik, Spanien, Frankreich, Ungarn, Polen, Portugal und Rumänien.

37Verordnung (EU) Nr. 1227/2011, Mitte Dezember 2014 ergänzt durch die REMIT-Durchführungsrechtsakte.

38Sowohl im Jahr 2013 als auch im ersten Quartal 2015 wurde dieselbe Spanne zwischen dem höchsten und niedrigsten Großhandelspreis für Strom festgestellt.

39Griechenland, Irland und Polen sind hierbei die Ausnahme.

40Das Ziel des Verbundgrads von 10 % wurde auf der Tagung des Europäischen Rates in Barcelona im Jahr 2002 entwickelt. Im Rahmen dieses Ziels sollen alle Mitgliedstaaten bis 2020 einen Verbundgrad von mindestens 10 % ihrer vorhandenen Stromerzeugungskapazität erreichen. Das bedeutet, dass jeder Mitgliedstaat über Stromkabel verfügen sollte, die es ermöglichen, dass mindestens 10 % des von seinen Kraftwerken erzeugten Stroms über seine Grenzen hinweg in seine Nachbarländer transportiert werden.

41Grenzüberschreitender Hub-to-hub-Erdgashandel ist derzeit zwischen Belgien, Deutschland, Frankreich, Italien, den Niederlanden, Österreich und dem Vereinigten Königreich möglich.

42Einige Länder setzen bestimmte Hybrid-Systeme um. So gibt es etwa in Polen regulierte Groß- und Einzelhandelspreise für Erdgas, jedoch werden ein Teil der Einfuhren und bestimmte ungenutzte Kapazitäten dann an einer Börse verkauft. Im vierten Quartal 2014 betrug der Erdgaspreis an einer Börse 26,2 Euro je MW/h, während der regulierte Preis 36 Euro je MW/h betrug. Im Jahr 2013 fanden nur 3 Prozent des gesamten Erdgashandels über eine Börse statt.

43Basierend auf den von der ACER bereitgestellten Informationen betrug der durchschnittliche hub-basierte Preis 2014 in den sieben Mitgliedstaaten, in denen es Hubs gab, 24,8 Euro je MW/h, während der durchschnittliche Einfuhrpreis auf der Grundlage von B2B-Verträgen im Jahr 2014 27,0 Euro betrug (siehe Anhang II). Die Preisspanne zwischen dem teuersten und dem günstigsten B2B-Vertrag schwankte zwischen 22,1 und 32,0 Euro je MW/h und zwischen 23,4 und 27,8 Euro je MW/h bei den Hubs. In der durchschnittlichen B2B-Preiskalkulation ist der rückwirkende Nachlass von 21 % berücksichtigt, den Litauen erhalten hat, wie aus Kasten 6 hervorgeht.

44Der Verbundgrad wird berechnet, indem die vorhandene Stromerzeugungskapazität mit der Gesamtkapazität der Stromverbindungen eines Mitgliedstaats verglichen wird. Es gibt unterschiedliche Interpretationen in Bezug darauf, ob die Stromerzeugung gemäß der vorhandenen Kapazität oder der tatsächlich genutzten Kapazität berechnet werden sollte.

45Schlussfolgerungen des Vorsitzes, Europäischer Rat (Barcelona), 15. und 16. März 2002, SN 100/1/02 REV 1.

46Die n-1-Regel wurde durch die Verordnung (EU) Nr. 994/2010 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung im Oktober 2010 eingeführt. Die Regel verpflichtet – basierend auf dem Beispiel aus dem Elektrizitätssektor – diejenigen Mitgliedstaaten, die von einer einzigen Einfuhrfernleitung, einem Untertagespeicher oder einer anderen Art von essenzieller Infrastruktur abhängig sind, sicherzustellen, dass die Nachfrage an extrem kalten Tagen sogar dann gedeckt werden kann, wenn die wichtigste Einfuhrinfrastruktur ausfällt.

47SWD(2014) 325 final vom 16. Oktober 2014, Arbeitsunterlage der Kommissionsdienststellen. “Report on the implementation of Regulation (EU) 994/2010 and its contribution to solidarity and preparedness for gas disruptions in the EU. Diese sechs Mitgliedstaaten waren: Schweden, Litauen, Bulgarien, Griechenland, Slowenien und Luxemburg. Für drei davon (Luxemburg, Slowenien und Schweden) wurde gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung eine Ausnahme gewährt.

48Mit Ausnahme Estlands und Schwedens.

49Laut dem bulgarischen Amt für Statistik ist der Erdgasverbrauch von 3 218 Mrd. m³ im Jahr 2011 auf 2 840 Mrd. m³ im Jahr 2014 gefallen.

50Laut Zahlen von EUROSTAT ist die gesamte Erdgasnachfrage in Estland, Lettland und Litauen von 5,6 Mrd. m³ pro Jahr im Jahr 2010 auf 4,6 Mrd. m³ im Jahr 2014 gesunken.

51In einem im November 2014 zwischen dem finnischen und dem estnischen Ministerpräsidenten geschlossenen Abkommen ist der Bau eines größeren regionalen LNG-Terminals nach Finnland und eines kleineren Terminals zum lokalen Gebrauch in Estland vorgesehen. Falls das finnische Projekt nicht nach Plan umgesetzt wird, behält sich Estland die Option vor, das regionale Terminal zu bauen.

52ACER-Stellungnahme 8/2014.

53Arbeitsunterlage der Kommissionsdienststellen. „Investment Projects in Energy Infrastructure“ accompanying the document Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions: „Progress towards completing the Internal Energy Market“ (SWD(2014) 313 final vom 13.10.2014, S. 4).

54In ihrer Stellungnahme 16/2014 brachte die ACER Bedenken in Bezug auf die TYNDP zum Ausdruck, insbesondere im Hinblick auf die geringe Zahl an verfügbaren Daten, die Darstellung der Netzübertragungskapazitäten, die Nutzung von Kosten-Nutzen-Analysen für alle Fernleitungs-/Übertragungsinvestitionen und die mangelnde Klarheit einiger Beschreibungen von Investitionen.

55Eine gemeinsame Erklärung, die am 4. März 2015 von dem Präsidenten der Europäischen Kommission Jean-Claude Juncker, dem französischen Staatspräsidenten François Hollande, dem spanischen Ministerpräsidenten Mariano Rajoy und dem portugiesischen Ministerpräsidenten Pedro Passos Coelho unterzeichnet wurde und Vereinbarungen zur Stärkung des Verbundgrads zwischen der Iberischen Halbinsel und dem restlichen Energiemarkt in der EU enthält.

56CORESO („Coordination of Electricity System Operators“, Koordinationszentrum der Stromübertragungsnetzbetreiber), das erste regionale technische Koordinationszentrum für Strom, an dem mehrere Übertragungsnetzbetreiber aus Frankreich, Belgien, Deutschland, Italien und dem Vereinigten Königreich beteiligt sind.

57CEER – Rat der europäischen Energieregulierungsbehörden, eine in Brüssel ansässige NRO, die die Interessen der nationalen Regulierungsbehörden im Rahmen der Entwicklung des Energiebinnenmarkts vertreten will.

58Die Beteiligung von Organisationen der Mitgliedstaaten an regionalen Kooperationsinitiativen schwankt sehr stark. So hat die schwedische nationale Regulierungsbehörde an allen ACER-Arbeitsgruppen und Initiativen der frühzeitigen Übernahme teilgenommen. Darüber hinaus ist der schwedische Stromübertragungsnetzbetreiber an einer Vielzahl an regionalen Kooperationsinitiativen sowie an den Gruppen zur frühzeitigen Umsetzung von Netzkodizes beteiligt. Im Gegensatz dazu haben die beiden bulgarischen Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber zum Zeitpunkt der Prüfung an keiner Gruppe der regionalen Zusammenarbeit oder der frühzeitigen Umsetzung teilgenommen.

59Die anderen Vorhaben, für die die Koordinatoren ernannt wurden, waren: „Verbindungsleitung Polen-Litauen“, „Nabucco“ und „Anbindung der Offshore-Windkraft in Dänemark, Deutschland und Polen“.

60Rapport du Coordonnateur Européen, Mario Monti, Projet d’Intérêt Européen EI 3, «Interconnexion électrique France – Espagne», Brüssel, September 2008.

61KOM(2010) 677 endgültig.

62Laut Informationen, die die Mitgliedstaaten der Europäischen Kommission vorgelegt haben.

63In diesem Betrag ist eine potenzielle zukünftige Unterstützung der Energieinfrastruktur aus dem Europäischen Fonds für strategische Investitionen, in dessen Rahmen Garantien aus dem EU-Haushalt in Höhe von 16 Milliarden Euro geplant sind, nicht berücksichtigt.

64Verordnung (EU) Nr. 347/2013.

65Energieinfrastrukturprioritäten bis 2020 und danach, 2011, Seite 14. Strom: Offshore-Netz der nördlichen Meere, Nord-Süd-Stromverbindungsleitungen in Westeuropa, Nord-Süd-Stromverbindungsleitungen in Mittelosteuropa und Südosteuropa, Stromverbundplan für den Energiemarkt im Ostseeraum, Realisierung intelligenter Netze, langfristige Stromautobahnen; Gas: Nord-Süd-Gasverbindungsleitungen in Westeuropa, Nord-Süd-Gasverbindungsleitungen in Mittelosteuropa und Südosteuropa, Südlicher Gaskorridor, Gasverbundplan für den Energiemarkt im Ostseeraum.

66Die restlichen neun Projekte umfassen sieben Erdölprojekte und zwei Projekte für intelligente Netze.

67COM(2014) 330 final, S. 10.

68Im Oktober 2014 wurde die 400-kV-Stromleitung zwischen Bescanó und Santa Llogaia in Spanien fertiggestellt, was einen weiteren Schritt zur Umsetzung der neuen Stromverbindungsleitung zwischen Frankreich und Spanien darstellte. Dieses Projekt ist immer noch in der Liste der PCI und des EFSI enthalten.

69Bei Investitionen in die Energieinfrastruktur, die unter das thematische Ziel der Förderung von Nachhaltigkeit im Verkehr und Beseitigung von Engpässen in wichtigen Netzinfrastrukturen fallen, handelt es sich um Projekte mit förderfähigen Gesamtkosten von mehr als 75 Millionen Euro; bei sonstigen Investitionen in die Energieinfrastruktur im Rahmen der ESI-Fonds, von denen die Mehrzahl nicht Gegenstand dieses Berichts ist, beträgt der Schwellenwert 50 Millionen Euro.

Schlussfolgerungen und Empfehlungen

113

Das Ziel der EU, den Energiebinnenmarkt bis 2014 zu vollenden, wurde nicht erreicht. Die Energieinfrastruktur in Europa ist im Allgemeinen noch nicht auf vollständig integrierte Märkte ausgerichtet und bietet daher gegenwärtig keine wirksame Sicherheit der Energieversorgung. Die finanzielle Unterstützung aus dem EU-Haushalt auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur hat nur im begrenzten Maße zur Verwirklichung des Energiebinnenmarkts und der Sicherheit der Energieversorgung beigetragen (siehe Ziffer 27).

Das Ziel, den Energiebinnenmarkt bis 2014 zu vollenden, wurde nicht erreicht

114

Der Energiebinnenmarkt steht seit 2007 im Zentrum der energiepolitischen Entwicklung auf EU-Ebene. Im dritten Energiepaket, das 2009 angenommen wurde, war die Umsetzung der Erdgas- und Stromrichtlinien bis zum 3. März 2011 vorgeschrieben. Dieses Ziel wurde jedoch in jenem Jahr nicht erreicht. Im Jahr 2011 hat der Rat sein Bekenntnis zum Energiebinnenmarkt bekräftigt und erklärt, dass er bis 2014 vollendet werden solle. Aber auch diese spätere Frist wurde aufgrund einer Reihe von Problemen nicht eingehalten (siehe Ziffer 29).

115

Es ist noch viel zu tun, bevor das dritte Energiepaket als vollständig umgesetzt betrachtet werden könnte. Die Überwachung der Umsetzung der Vorschriften in den Mitgliedstaaten seitens der Kommission dauert auch nach Ablauf der Frist im Jahr 2014 weiter an (siehe Ziffern 30-33).

Empfehlung 1:
Abschluss der Überprü-fungen der Konformität

Da der Energiebinnenmarkt noch nicht vollendet ist, sollte die Kommission ihre Bewertungen abschließen und bis Ende 2016 eventuell notwendige Vertragsverletzungsverfahren gegen Mitgliedstaaten einleiten.

116

Nationale Regulierungsbehörden in der gesamten EU stehen weiterhin vor Herausforderungen im Hinblick auf ihre Unabhängigkeit und ihre Freiheit zur Fällung von Entscheidungen nach eigenem fachlichen Ermessen. Nicht allen nationalen Regulierungsbehörden stehen Ressourcen zur Verfügung, die den ihnen übertragenen Aufgaben entsprechen, einschließlich der Zusammenarbeit in Bezug auf Maßnahmen auf EU-Ebene, wie etwa den Maßnahmen unter der Leitung der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER). Die ACER hat jedoch keine Befugnisse, nationalen Regulierungsbehörden in allen Mitgliedstaaten anzuordnen, ihr einschlägige Energiemarktdaten bereitzustellen (Ziffern 35 und 36).

Empfehlung 2:
Nationale Regulierungsbehörden und ACER

a)Die Mitgliedstaaten sollten sicherstellen, dass ihre nationalen Regulierungsbehörden unabhängig sind und in Bezug auf ihren Aufgabenbereich keinerlei Einschränkungen unterliegen. Den nationalen Regulierungsbehörden sollten für ihre Tätigkeit ausreichende Ressourcen zur Verfügung stehen, durch die es ihnen auch möglich ist, in vollem Umfang an Kooperationsmaßnahmen auf EU-Ebene teilzunehmen.

b)Die Kommission sollte sicherstellen, dass die ACER über die notwendigen Befugnisse verfügt, um von den wichtigsten Institutionen in den Mitgliedstaaten die Informationen zu erhalten, die sie benötigt, um die ihr zugewiesenen Aufgaben zu erfüllen.

117

Bedeutende Unterschiede bei der Organisation der Energiemärkte durch die Mitgliedstaaten behindern die weitere Entwicklung des Energiebinnenmarkts. Tatsächlich gibt es 28 nationale Rechtsrahmen, die in der Praxis eher ein Flickwerk aus lokalen, nationalen und regionalen Märkten als einen Energiebinnenmarkt bilden. Obwohl das Ziel der Entflechtung und anderer Maßnahmen die Schaffung der regulatorischen Rahmenbedingungen für einen Energiebinnenmarkt war, ist es in vielen Fällen nicht gelungen, dadurch einen liberalisierten und wettbewerbsorientierten Markt zu errichten. Die Weiterentwicklung des Energiebinnenmarkts der EU durch das Finden von praktikablen Möglichkeiten, wie diese Märkte zusammen funktionieren können, stellt weiterhin eine bedeutende Herausforderung dar. Das ist darauf zurückzuführen, dass in der EU unterschiedliche Handelsmechanismen benutzt werden und die Energiemärkte durch verschiedene Eingriffe beeinflusst werden (Ziffern 39 und 43-46).

Empfehlung 3:
Transparenter Handel

Die Kommission sollte die umfassende Entwicklung von transparenten Handelsmechanismen sowohl für Gas als auch für Strom fördern. Dazu sollte die Förderung und Unterstützung der Errichtung von Börsen in Mitgliedstaaten gehören, in denen diese noch nicht vorhanden sind oder in denen B2B-Handelsmechanismen dominieren.

118

Netzkodizes sind technische Vorschriften, die die Grundlage für eine technische Interoperabilität innerhalb der Stromübertragungs- und Erdgasfernleitungssysteme in der EU bilden sollen. In den Kodizes werden einheitliche technische Standards festgelegt, die den grenzüberschreitenden, freien Fluss von Energie sicherstellen sollen. Obwohl vor Kurzem Fortschritte bei der Genehmigung der Netzkodizes für Erdgas gemacht wurden, wurde noch keiner der Stromnetzkodizes im Rahmen des Komitologieverfahrens endgültig genehmigt. Einige Netzkodizes werden von den Mitgliedstaaten verabschiedet, bevor sie im Rahmen von regionalen Initiativen zur frühzeitigen Umsetzung endgültig genehmigt werden (Ziffern 47-51).

Empfehlung 4:
Billigung und Umsetzung der Netzkodizes

Die Kommission sollte das Komitologieverfahren beschleunigen, um die Billigung der Stromnetzkodizes bis Ende 2015 sicherzustellen. Sie sollte außerdem die ACER und die ENTSO dazu ermutigen, die frühzeitige Umsetzung der Netzkodizes durch die Mitgliedstaaten im Rahmen regionaler Kooperationsinitiativen zu fördern.

119

Obwohl Fortschritte gemacht wurden, wurden die vollen Preiseffekte des Energiebinnenmarkts noch nicht verwirklicht, weshalb es weiterhin erhebliche Preisunterschiede zwischen den Mitgliedstaaten gibt.

120

Die Großhandelspreise für Strom haben sich in der EU nicht angenähert, und es gibt sogar zwischen benachbarten Mitgliedstaaten erhebliche Unterschiede. Um den grenzüberschreitenden Stromhandel zu stimulieren, hat die EU das Ziel festgelegt, dass jeder Mitgliedstaat über grenzüberschreitende Stromverbindungen in Höhe von mindestens 10 % seiner vorhandenen Erzeugungskapazität verfügen sollte. Dieses Ziel ist jedoch nicht besonders sachdienlich, da es sich auf die Infrastrukturentwicklung konzentriert, statt auf einer Nachfragedynamik zu basieren, die auf die Erzielung einer Preiskonvergenz ausgerichtet wäre (Ziffern 59-64).

121

Sogar wenn das geltende, auf Hub-Handel basierende Erdgaszielmodell umgesetzt werden sollte, hätte es möglicherweise nur begrenzte Auswirkungen auf den durchschnittlichen Großhandelspreis für Erdgas. Für den Bau von bedeutenden Erdgasfernleitungen in der gesamten EU zur Förderung der Entwicklung eines wettbewerbsorientierten, auf Hubs basierenden Handels in ganz Europa wären umfangreiche Investitionen notwendig. Allerdings gibt es in einigen Fällen keine wirtschaftlichen Argumente, die für diese Investitionen sprechen würden. Es gibt andere Möglichkeiten zur Erzielung eines Wettbewerbs auf dem Erdgasmarkt, wie etwa die Errichtung von strategisch platzierten LNG-Terminals, um einen oder mehrere nationale Märkte abzudecken (Ziffern 65-71).

Empfehlung 5:
Modelle zur Markt- und Infrastrukturentwicklung für Strom und Erdgas

Die Kommission sollte

a)die Festlegung von Zielen auf dem Gebiet der Stromverbindungen auf der Grundlage des Marktbedarfs statt auf der Grundlage einer festgelegten nationalen Erzeugungskapazität in Erwägung ziehen;

b)die potenziellen Kosten und Nutzen des Erdgaszielmodells neu bewerten und angesichts der unsicheren Nachfrage prüfen, ob es Alternativen für den umfangreichen Bau von Erdgasfernleitungen gibt, wie etwa die Errichtung von strategisch platzierten LNG-Terminals, um einen oder mehrere nationale Märkte mithilfe von Lösungen abzudecken, die mit dem Energiebinnenmarkt kompatibel sind. Dies sollte auf einer umfassenden Bedarfsanalyse auf EU-Ebene beruhen (siehe Empfehlung 7).

Die Energieinfrastruktur in Europa ist noch nicht für vollständig integrierte Märkte geeignet und bietet daher gegenwärtig keine wirksame Sicherheit der Energieversorgung

122

Die Energieinfrastruktur in und zwischen Mitgliedstaaten ist noch nicht für den Energiebinnenmarkt geeignet. In der Praxis kann eine unzureichende Infrastrukturkapazität in einem Mitgliedstaat potenzielle Ein- und Ausfuhren sowie den Umfang einschränken, in dem ein Mitgliedstaat als Transitland funktionieren kann. Es gibt auch weiterhin Lücken in der grenzüberschreitenden Erdgasfernleitungs- und Stromübertragungsinfrastruktur zwischen den Mitgliedstaaten (Ziffern 73-81).

Empfehlung 6:
Optimale Nutzung der vorhandenen Infrastruktur

Die Kommission sollte

a)eine grenzüberschreitende Energieinfrastruktur ermitteln, deren Potenzial zur Unterstützung des Energiebinnenmarkts nicht vollständig ausgeschöpft wird, entweder weil sie in langfristigen bilateralen Verträgen gebunden ist, sodass Dritte keine Zugangsmöglichkeit haben, oder weil ihre technischen Möglichkeiten, wie etwa der Gastransport entgegen der Hauptflussrichtung, nicht genutzt werden;

b)mit Akteuren in den Mitgliedstaaten zusammenarbeiten, um sicherzustellen, dass diese Infrastruktur in größerem Maße kontinuierlich zugunsten des Energiebinnenmarkts genutzt wird;

c)die Vorteile der Ernennung von regionalen Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern als Möglichkeit zur Förderung und wirtschaftlichen Steuerung von grenzüberschreitenden Energieströmen untersuchen, wodurch die bestmögliche Nutzung der vorhandenen Infrastruktur sichergestellt werden könnte.

123

Eine umfassende Bedarfsanalyse zur Energieinfrastruktur auf EU-Ebene ist notwendig, um fundierte Entscheidungen in Bezug auf die Entwicklung des Energiebinnenmarkts und die Sicherheit der Energieversorgung treffen zu können (Ziffer 82). Eine derartige umfassende Analyse ist angesichts des bedeutenden Bedarfs an Energieinfrastrukturinvestitionen in der gesamten EU auch ein wichtiges Instrument, um EU- und andere Mittel in dem Sektor gezielt einsetzen zu können (Ziffern 82, 84 und 99). Derzeit weisen die von der Kommission verwendeten Planungsinstrumente, die hauptsächlich aus den Listen der Vorhaben von gemeinsamem Interesse und den Zehnjahresnetzausbauplänen bestehen, bedeutende Mängel auf (Ziffern 85-87). Die Kommission verfügt außerdem über kein fortschrittliches Marktentwicklungsmodell zur Unterstützung der notwendigen Bedarfsanalyse (Ziffer 83).

Empfehlung 7:
Erstellung einer umfassen-den Bedarfsanalyse für die Infrastruktur auf EU-Ebene

Die Kommission sollte

a)eine umfassende Bedarfsanalyse zur Energieinfrastruktur auf EU-Ebene als Grundlage für die Entwicklung des Energiebinnenmarkts durchführen, die dann für andere Strategiedokumente wie Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP) als Referenz dienen sollte;

b)zur Unterstützung der Bedarfsanalyse Kapazitäten zur Entwicklung der Energiemärkte schaffen, einschließlich einer großen Bandbreite an Bedarfsprognosen, entweder innerhalb der Kommission oder bei der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER);

c)mit ENTSO-E und ENTSO-G zusammenarbeiten, damit die Bedarfsanalyse als Input für die mit dem Energiebinnenmarkt verbundene Infrastrukturplanung in der EU dient, einschließlich für Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP).

124

124.Die Entwicklung von grenzüberschreitender Infrastruktur erfordert die Zusammenarbeit zwischen benachbarten Mitgliedstaaten. In diesem Zusammenhang können die Projektfinanzierung, die Aufteilung der Kosten und die Beschaffung von Baugenehmigungen eine Herausforderung darstellen. Es gab in der gesamten EU gute Erfahrungen mit der regionalen Zusammenarbeit im Energiesektor sowohl in Form von politischen als auch technischen Initiativen. Einige der Koordinierungsmaßnahmen der Kommission haben zu positiven Ergebnissen geführt (siehe Ziffern 88-93).

Die finanzielle Unterstützung der Europäischen Union auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur hat nur im begrenzten Maße zur Entwicklung des Energiebinnenmarkts und der Sicherheit der Energieversorgung beigetragen

125

Eine unzureichende Priorisierung von Projekten hat zur Reduzierung der Wirksamkeit von EU-Mitteln auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur geführt. Die Kommission hat verschiedene Listen von spezifischen Projekten verwendet, um Investitionen aus dem EU-Haushalt zu priorisieren und förderfähige Projekte zu bestimmen. Die Kommission hat diese Listen jedoch nicht auf der Grundlage einer umfassenden Bewertung des Entwicklungsbedarfs der Infrastruktur auf EU-Ebene erstellt. Das ist mit Gefahren verbunden, die den Nutzen dieser Listen als Instrument zur Priorisierung von Investitionen und zum gezielten Einsatz von EU-Mitteln untergraben können (Ziffern 100-103).

Empfehlung 8:
Weiterentwicklung der Listen der Vorhaben von gemeinsamem Interesse

Die Kommission sollte ihr Planungsverfahren vor dem Hintergrund einer umfassenden Bedarfsanalyse auf EU-Ebene auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur weiterentwickeln, insbesondere die Priorisierung und Finanzierung von Vorhaben von gemeinsamem Interesse (siehe Empfehlung 7).

126

Die wichtigsten Finanzierungsinstrumente der EU zur Finanzierung von Energieinfrastrukturprojekten, das EEPR, die Fazilität „Connecting Europe“ und die Europäischen Struktur- und Investitionsfonds sind in erster Linie nicht auf den Ausbau des Energiebinnenmarkts ausgerichtet, und dies wird auch anhand einiger Aspekte ihrer Umsetzung deutlich. Die Finanzierung durch die Fazilität „Connecting Europe“ ist nicht an Reformen des Energiemarkts geknüpft, und die Bedingungen zur Entwicklung des Energiemarkts wurden nicht in die Partnerschaftsvereinbarungen der ESI-Fonds für 2014-2020 aufgenommen (Ziffern 104-109).

Empfehlung 9:
Ordnungsgemäßes und unterbrechungsfreies Funktionieren des Energiebinnenmarkts als Bedingung für die Finanzierung von Energieinfrastrukturprojekten durch die EU

Die Kommission sollte Legislativvorschläge dazu vorlegen, wie sie ihre Entscheidungen bei der Auswahl von zu finanzierenden Energieinfrastrukturprojekten an das ordnungsgemäße und unterbrechungsfreie Funktionieren des Energiemarkts in den Mitgliedstaaten binden kann.

127

Es gibt Beispiele für Energieinfrastrukturprojekte, die von der EU finanziert wurden und sich positiv auf den Energiebinnenmarkt und die Sicherheit der Energieversorgung ausgewirkt haben. Viele andere Projekte haben jedoch bisher nur eine begrenzte Wirkung erzielt. Das ist darauf zurückzuführen, dass sie sich nicht auf den mit der Entwicklung des Binnenmarkts verbundenen Bedarf konzentrieren, dass nur wenige abgeschlossen und in Betrieb genommen wurden, dass bei einigen die Kapazitätsprobleme in benachbarten Mitgliedstaaten ihre vollständige Inbetriebnahme behinderten und dass die Effizienz einiger Projekte begrenzt ist, da sie auf die Entwicklung zusätzlicher Infrastruktur neben bereits vorhandener Infrastruktur ausgerichtet sind (Ziffern 110-112).

Dieser Bericht wurde von Kammer II unter Vorsitz von Herrn Henri GRETHEN, Mitglied des Rechnungshofs, in ihrer Sitzung vom 21. Oktober 2015 in Luxemburg angenommen.

Für den Rechnungshof

Vítor Manuel da SILVA CALDEIRA
Präsident

Anhänge

Anhang I

a) Durchschnittliche Einzelhandelsstrompreise mit Steuern für Privathaushalte: 1. Quartal 2015 in Eurocent je 1 kWh

Hinweis: Die Erschwinglichkeit der Verbraucherpreise ist ein gesondertes Thema, das im Zusammenhang mit dem Niveau des verfügbaren Nettoeinkommens im jeweiligen Mitgliedstaat betrachtet werden sollte. Wie bereits in Ziffer 23 erwähnt wurde, bezog sich diese Prüfung nicht auf das Thema Energiearmut.

Quelle: Europäische Kommission.

b) Durchschnittliche Strompreise ohne MwSt. und nicht erstattungsfähige Steuern für gewerbliche Abnehmer: 1. Quartal 2015, Eurocent je 1 kWh

Quelle: Europäische Kommission.

Anhang II

Geschätzte von den Versorgern gezahlte Gaseinkaufspreise in den Mitgliedstaaten der EU – Jahresdurchschnitt 2014 (Euro je MWh)

Quelle: EuRH auf der Grundlage von Informationen, die von der ACER bereitgestellt wurden. Zypern und Malta verfügen derzeit über keinen Erdgasmarkt und sind daher nicht aufgeführt.

Anhang III

Beteiligung der Mitgliedstaaten an den ACER-Arbeitsgruppen, Januar 2013 bis Mai 2015

| Regulierungsrat | Arbeitsgruppe für Strom | Arbeitsgruppe für Erdgas | Arbeitsgruppe für Umsetzung, Überwachung und Benchmarking | Arbeitsgruppe für Marktintegrität und Markttransparenz
Zahl der abgehaltenen Sitzungen | 22 | 24 | 25 | 24 | 20
Österreich | 22 | 24 | 25 | 19 | 20
Deutschland | 22 | 23 | 25 | 17 | 19
Vereinigtes Königreich | 22 | 24 | 24 | 15 | 20
Frankreich | 20 | 23 | 24 | 17 | 20
Belgien | 22 | 21 | 25 | 24 | 11
Spanien | 22 | 19 | 25 | 19 | 17
Schweden | 22 | 23 | 21 | 17 | 19
Portugal | 22 | 24 | 25 | 5 | 16
Italien | 22 | 20 | 21 | 11 | 16
Niederlande | 22 | 24 | 22 | 6 | 16
Polen | 21 | 22 | 25 | 2 | 16
Ungarn | 22 | 18 | 22 | 0 | 19
Dänemark | 22 | 21 | 16 | 6 | 11
Finnland | 22 | 21 | 15 | 0 | 16
Tschechische Republik | 22 | 13 | 9 | 4 | 19
Irland | 22 | 14 | 14 | 0 | 12
Luxemburg | 19 | 8 | 9 | 0 | 14
Slowenien | 18 | 0 | 8 | 0 | 7
Kroatien | 15 | 3 | 5 | 1 | 4
Griechenland | 20 | 1 | 5 | 0 | 2
Litauen | 18 | 1 | 3 | 0 | 2
Lettland | 16 | 0 | 6 | 0 | 1
Malta | 22 | 0 | 0 | 0 | 0
Rumänien | 18 | 1 | 2 | 0 | 1
Estland | 18 | 0 | 0 | 0 | 0
Zypern | 14 | 0 | 0 | 0 | 0
Bulgarien | 2 | 0 | 0 | 0 | 0
Slowakei | 1 | 0 | 0 | 0 | 0

Antworten der Kommission

Zusammenfassung

IV

Die Kommission betont die Bedeutung eines gut funktionierenden Strom- und Gasmarkts für die Versorgungssicherheit.

V

In der Mitteilung „Fortschritte auf dem Weg zur Vollendung des Energiebinnenmarktes“ (COM(2014) 634 final) wurde festgestellt, dass Europa bei der Vollendung des Energiebinnenmarktes auf dem richtigen Weg ist. Der grenzüberschreitende Handel nimmt zu, erneuerbare Energien werden derzeit erfolgreich in das System integriert, und es wurde damit begonnen, intelligente Netze einzuführen und die dezentrale Erzeugung zu erleichtern. Es war aber auch klar, dass noch einiges zu tun ist, da Defizite bestehen, die das reibungslose Funktionieren des Marktes behindern. Diese Defizite sollen durch die Energieunion beseitigt werden. Die Kommission hat – insbesondere mit ihrer Initiative zur Umgestaltung des Energiemarkts – konkrete Schritte unternommen, um die verbleibenden Markthemmnisse auf dem Weg zum Energiebinnenmarkt aus dem Weg zu räumen.

Zur Energieinfrastruktur ist Folgendes anzumerken:

–Die Energieinfrastruktur soll vom Markt finanziert werden, d. h. durch Verbrauchertarife, die von unabhängigen Regulierungsbehörden genehmigt werden; die finanzielle Unterstützung aus dem EU-Haushalt sollte daher die Ausnahme und nicht die Regel sein.

–Wo immer finanzielle Unterstützung gewährt wurde, hat sich die Versorgungssicherheit für bestimmte Regionen klar verbessert (siehe die Beispiele zum EEPR unter Ziffer 103 der Bemerkungen des Hofes oder einige der geprüften Projekte, die im Rahmen der CEF oder der ESI-Fonds kofinanziert wurden, unter den Ziffern 109 bis 111 in den Bemerkungen des Hofes).

Empfehlung 1

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Die Kommissionsdienststellen haben die Durchsetzung der im dritten Energiepaket enthaltenen Bestimmungen zur Priorität erklärt. Die Überprüfungen der Umsetzung des dritten Energiepakets wurden in allen 28 Mitgliedstaaten abgeschlossen. Derzeit werden die Behörden in den jeweiligen Mitgliedstaaten über alle potenziellen Unvereinbarkeiten mit den Binnenmarktvorschriften informiert.

Empfehlung 2 a)

Diese Empfehlung ist an die Mitgliedstaaten gerichtet. Die Kommission stimmt der Empfehlung jedoch zu und wird die Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörden bei ihrer Überprüfung der Einhaltung der Bestimmungen des dritten Pakets zum Energiebinnenmarkt genauestens untersuchen.

Empfehlung 2 b)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung und sucht nach Wegen, die bestehenden Befugnisse der ACER zu erhöhen, und zwar auch gegenüber den Mitgliedstaaten, um sie an die Gegebenheiten des stärker integrierten Binnenmarkts anzupassen.

Empfehlung 3

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Um das Problem des unzureichenden Handels über Börsen zu beseitigen, hat die Kommission Verordnungen für die Bereiche Gas und Strom erlassen, in denen die Einrichtung von Energiebörsen vorgeschrieben wird (z. B. für den Gasbereich die Verordnung über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung sowie die Verordnung über die Gasbilanzierung und für den Strombereich die Verordnung über die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement mit Bestimmungen für die EU-weite Marktkopplung). Darüber hinaus wird die Umsetzung der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts fortgesetzt.

Empfehlung 4

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Der Kommissar für Klimapolitik und Energie hat die Billigung der Netzkodizes zur Priorität erklärt. Die Kommission hat in Absprache mit den Regulierungsbehörden, den Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern und anderen Akteuren intensiv daran gearbeitet, die vorgeschlagenen Netzkodizes auf eine Weise zu überarbeiten, die ihre Neutralität gewährleistet und ihre wirksame Umsetzung sicherstellt. Der Ausschuss wird bis Ende 2015 voraussichtlich über acht der zehn vorgeschlagenen Stromnetzkodizes abstimmen.

Die Kommission setzt sich aktiv für die frühzeitige Umsetzung der Netzkodizes im Rahmen regionaler Kooperationsinitiativen ein.

Empfehlung 5 a)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Während das derzeitige Ziel von 10 % bis 2020 auf der Erzeugungskapazität beruht, werden Kostengesichtspunkte sowie das Potenzial der Handelsbörsen bei der Modellierung des Ziels des Stromverbundgrads für 2030 auf regionaler bzw. nationaler Ebene berücksichtigt und somit eine wichtige Rolle spielen. Dies schafft die nötige Flexibilität, um das Mindestziel des Stromverbundgrads von 15 % im Jahr 2030 an den Marktbedarf anzupassen.

Empfehlung 5 b)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Der Zehnjahresnetzausbauplan 2015 für Erdgas enthält bereits eine gute Bewertung des Infrastrukturbedarfs unter Beachtung einer Vielzahl von Szenarien, die die künftige Nachfrage, die Preise, den Infrastrukturausbau und andere Aspekte berücksichtigen. Die Analyse macht deutlich, dass nicht alle geplanten Vorhaben erforderlich sein werden. Der laufende PCI-Prozess gründet sich auf diese Bewertung. Außerdem wurden vorbereitende Arbeiten für eine EU-Strategie zu Flüssigerdgas (LNG) und zur Gasspeicherung aufgenommen, um die Bedarfsanalyse zum EU-Gasmarkt zu verbessern; die Kommission wird diese Strategie im Januar 2016 veröffentlichen.

VII

Die Kommission ist der Ansicht, dass die transeuropäische Infrastruktur verbessert werden muss, um sich umfassend auf den Energiebinnenmarkt auswirken zu können. Die Kommission räumt ein, dass eine umfassende Bewertung des Infrastrukturbedarfs auf EU-Ebene nötig ist, möchte jedoch darauf hinweisen, dass Infrastrukturplanungen bereits zu einem hohen Grad auf EU-Ebene stattfinden und dass diese in die Politik der Kommission Eingang finden. Auch wenn die Verfahren und Instrumente eventuell optimiert werden müssen, gibt es bereits eine stichhaltige Bewertung dazu, was an zentraler europäischer Energieinfrastruktur nötig ist. Siehe auch die Antworten der Kommission auf Empfehlung 7 und zu Ziffer 82.

Empfehlung 6 a)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Sie hat bereits damit begonnen, diesbezügliche Maßnahmen einzuleiten. Ein besonderes Beispiel hierfür ist die hochrangige Gruppe für Erdgas-Verbindungsleitungen in Mittel- und Südosteuropa. Die Gruppe soll die Bemühungen koordinieren, die auf die Einrichtung grenzüberschreitender und transeuropäischer Infrastruktur zur Diversifizierung der Erdgasversorgung der Region und die Umsetzung der harmonisierten Bestimmungen abzielen.

Empfehlung 6 b)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Sie arbeitet im Rahmen regionaler Initiativen bereits in diese Richtung. Eines der Hauptziele regionaler Initiativen ist es, sich auf (materielle oder regulatorische) Engpässe in der grenzüberschreitenden Infrastruktur zu konzentrieren.

Empfehlung 6 c)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

In zahlreichen Durchführungsvorschriften („Netzkodizes“) zum Netzbetrieb und zum Energiehandel ist die Zusammenarbeit zwischen Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern bereits vorgeschrieben.

Die Kommission erkundet im Zusammenhang mit ihrer Initiative zur Umgestaltung des Energiemarkts Wege der besseren Zusammenarbeit und gemeinsamen Verantwortung von Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern auf der Grundlage des Konzepts regionaler Initiativen zur Sicherheitskooperation, insbesondere in eng verbundenen Regionen, und zwar als ersten Schritt hin zu einer besseren Integration von Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern auf regionaler Ebene.

Empfehlung 7 a)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Sie hat bereits entsprechende Schritte unternommen. Es wurde kontinuierlich daran gearbeitet, Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP) und (seit 2013) begleitende Kosten-Nutzen-Analyse zu erstellen. In Artikel 11 Absatz 8 der TEN-E-Verordnung ist zudem ein Strom- und Gasmarkt- sowie -verbundnetzmodell vorgesehen, das von den ENTSO entwickelt und der Kommission sowie der ACER bis 31. Dezember 2016 vorzulegen ist. Die Kommission wird dafür sorgen, dass dies rechtzeitig erfolgt.

Empfehlung 7 b)

Die Kommission akzeptiert einen Teil dieser Empfehlung.

Die Schaffung interner Kapazitäten zur Analyse und Modellierung könnte bei der Kommission oder der ACER erhebliche Auswirkungen auf die Ressourcen nach sich ziehen. Als mögliche Alternative könnte die Übertragung der genannten Aufgaben an die ENTSO unter Aufsicht der ACER und der Kommission in Betracht gezogen werden.

Empfehlung 7 c)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Die energiesystemweite Kosten-Nutzen-Analyse, die der Planung und der Bedarfsanalyse zugrunde liegt, wird ebenso wie die Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP) von den ENTSO in enger Abstimmung mit der Kommission und der ACER erstellt.

Empfehlung 8

Die Kommission akzeptiert einen Teil dieser Empfehlung.

In Bezug auf die Priorisierung erinnert die Kommission daran, dass die Planungsverfahren im Rahmen der regelmäßigen Mechanismen der Zusammenarbeit mit allen Beteiligten verbessert werden. Bei der Auswahl der Vorhaben von gemeinsamem Interesse wird beispielsweise ermittelt, welche Vorhaben am stärksten zur Verwirklichung der EU-Ziele im Bereich der Energiepolitik beitragen (Erschwinglichkeit, Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit).

Eine robustere Bedarfsanalyse sowohl zum Strom- als auch zum Gasmarkt wird Ende 2016 vorliegen. Siehe die Antwort der Kommission zu Ziffer 7 Buchstabe a.

Hinsichtlich der Finanzierung von Vorhaben, bei denen die Notwendigkeit öffentlicher Zuschüsse festgestellt wurde, werden bei der Auswahl der Projekte, die finanziell unterstützt werden sollen, auch ihre Ausgereiftheit sowie andere Bewertungskriterien berücksichtigt. Die Kommission arbeitet eng mit der EIB und anderen Akteuren zusammen, um die technische Hilfe auszuweiten und die Liste in Betracht kommender Vorhaben von strategischem Interesse zu verbessern. Aus diesem Grund sind keine weiteren Maßnahmen geplant.

Empfehlung 9

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung nicht.

Die Kommission ist der festen Ansicht, dass die Infrastruktur und die Marktregulierung in gleichem Maße vorangetrieben werden müssen, um einen wirksamen Energiebinnenmarkt zu gewährleisten. Die Einführung einer rigiden Konditionalität auf rechtlich durchsetzbare Weise wäre jedoch zu komplex und könnte den Ausbau der erforderlichen Infrastruktur gefährden.

Einleitung

03

Die Hauptverantwortung für die Anwendung und Durchsetzung des EU-Rechts liegt bei den Mitgliedstaaten. Deren Bereitschaft zur vollständigen und ordnungsgemäßen Umsetzung der Rechtsvorschriften ist daher äußerst wichtig. Die nationalen Regierungen sind weiter für die Erarbeitung energiepolitischer Rechtsvorschriften und Strategien zuständig, die sich auch auf den Binnenmarkt auswirken. Als Eigentümer von Energieversorgungs- und -übertragungsunternehmen sind sie zudem weiterhin wichtige Akteure auf den Energiemärkten der EU.

05

Die Kommission ist der Ansicht, dass ein wirklich offener, wettbewerbsorientierter und gut integrierter Energiemarkt das beste Mittel ist, um die Sicherheit der Energieversorgung zu gewährleisten und es Europa zu ermöglichen, die notwendige Umstellung auf einen kohlenstoffarmen Energiesektor auf die kostengünstigste und sicherste Art und Weise zu vollziehen.

Die Kommission hat daher mit Billigung des Rates und des Parlaments eine Strategie für eine Energieunion entwickelt. Ein zentraler Teil dieser Strategie ist die Beseitigung der Haupthindernisse auf dem Weg zu stärker integrierten Energiemärkten in Europa.

Im Rahmen dieser Strategie wird die Kommission ihre Anstrengungen erhöhen, um die vollständige Umsetzung der geltenden Rechtsvorschriften zum Energiebereich und den damit verbundenen Bereichen durchzusetzen. Die Kommission hat ferner eine umfassende Überprüfung der bestehenden EU-Rechtsvorschriften zum Energiebereich – insbesondere zum Stromsektor („Initiative zur Umgestaltung des Energiemarkts“) – mit dem Ziel eingeleitet, die derzeitigen Bestimmungen des „dritten Energiepakets“ nötigenfalls anzupassen, um die Marktintegration zu fördern. Des Weiteren hat sie damit begonnen, die Rechtsvorschriften zur Versorgungssicherheit umfassend zu überarbeiten.

13

Siehe die Antwort der Kommission zu Ziffer 5.

Die Kommission ist der Ansicht, dass die Organisation des Energiebinnenmarkts eine enge Zusammenarbeit zwischen der EU und den Mitgliedstaaten/nationalen Regierungen erfordert, da die Mitgliedstaaten gemäß EU-Recht dazu verpflichtet sind, die Auswirkungen ihrer nationalen Entscheidungen auf die Nachbarländer zu berücksichtigen.

Gemeinsame Antwort der Kommission auf die Ziffern 14 bis 18

Bei der Energieinfrastruktur nimmt die Verbundfähigkeit der europäischen Stromübertragungs- und Gasfernleitungssysteme zu, dennoch sind auch weiterhin erhebliche Infrastrukturinvestitionen nötig. Ende 2015 werden 13 Projekte auf der ersten Unionsliste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse (PCI) in den Bereichen Gas und Strom abgeschlossen sein. Etwas mehr als 100 PCI befinden sich in der Genehmigungsphase und dürften in Kürze in die Bauphase übergehen. Obwohl die meisten Investitionen in die Energieinfrastruktur aus der Privatwirtschaft stammen, gibt es auch eine Reihe spezieller EU-Instrumente, die dazu dienen, zusätzlichen Finanzbedarf zu decken. Seit Einführung der Fazilität „Connecting Europe“ (CEF) im Jahr 2014 wurden 796 Mio. EUR in Form von Zuschüssen an vorgeschlagene zentrale Energieinfrastrukturvorhaben in ganz Europa vergeben. Ergänzend dazu stehen Mittel aus den Europäischen Struktur- und Investitionsfonds (ESI-Fonds) zur Verfügung. Darüber hinaus bietet der Europäische Fonds für strategische Investitionen zusätzlich Unterstützung für Energievorhaben von strategischer Bedeutung.

Zur effektiveren Bewältigung spezifischer Infrastrukturprobleme in einigen europäischen Regionen wurde die regionale Zusammenarbeit zwischen den betreffenden Mitgliedstaaten verstärkt. Dies führte zur Einsetzung hochrangiger Gruppen für Erdgas bzw. Stromverbindungsleitungen auf der Iberischen Halbinsel sowie in Mittel- und Südosteuropa (CESEC) und zur Reform der hochrangigen Gruppe für den Ostseeraum (BEMIP). Von den Gruppen wird erwartet, dass sie konkrete Lösungen für die Infrastrukturprobleme vorschlagen und die Durchführung entsprechender Vorhaben sicherstellen.

Bemerkungen

29 – Erster Gedankenstrich

Die Schaffung des Binnenmarkts liegt in den Händen der Mitgliedstaaten. Siehe auch die Antwort der Kommission zu Ziffer 3. Ihr Handeln entscheidet darüber, ob die Hindernisse für den grenzüberschreitenden Energiehandel tatsächlich beseitigt werden und ob der Netzbetrieb mit den Nachbarn abgestimmt wird. Die Kommission kann ihre Aufgabe, einen Energiebinnenmarkt zu errichten, nur dann erfüllen, wenn die Mitgliedstaaten proaktiv tätig werden, um die Hindernisse im Bereich des grenzüberschreitenden Handels zu beseitigen.

32 – Dritter Gedankenstrich

Die im dritten Energiepaket angesprochenen Verbraucherschutzfragen sind ein weiterer wichtiger Aspekt, den die Kommission in ihren Überprüfungen der Umsetzung und der Konformität untersucht.

35

Die Kommission teilt die Ansicht, dass die Lösung grenzüberschreitender Probleme zwischen den Mitgliedstaaten zunehmend an Bedeutung gewinnt. Je stärker die Märkte integriert werden, desto notwendiger ist eine unabhängige Behörde, die bei Regulierungskonflikten zwischen den Mitgliedstaaten vermittelnd eingreift und die Konflikte letztlich beilegt.

Die Kommission ruft weiterhin alle Mitgliedstaaten dazu auf, an den Sitzungen der Arbeitsgruppen teilzunehmen. Um zu gewährleisten, dass die Gruppen transparent arbeiten, werden die Ergebnisse der Sitzungen allen Mitgliedstaaten zugänglich gemacht.

40

Die am 15. Juli 2015 (COM(2015) 340) von der Kommission ins Leben gerufene Initiative zur Umgestaltung des Energiemarkts zielt konkret darauf ab, den Rechtsrahmen für die Zusammenarbeit zwischen den Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern zu verbessern.

44

Die Kommission teilt die Ansicht, dass die derzeit vorhandenen Mechanismen heterogen sind. Um die Lage zu bereinigen, hat die Kommission Rechtsvorschriften zur Harmonisierung der Handelsmechanismen für Erdgas und Strom erlassen. Die Umsetzung dieser Rechtsvorschriften ist im Gang (insbesondere durch den Erlass der Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement im Strombereich sowie die Netzkodizes/Leitlinien zu den Mechanismen für die Kapazitätszuweisung/das Engpassmanagement sowie zur Bilanzierung im Erdgasbereich). Die im geltenden Rechtsrahmen bestehenden Ineffizienzen beim Energiehandel werden dadurch spürbar reduziert.

46

Die Kommission sieht das Problem unkoordinierter staatlicher Eingriffe in die Energiemärkte als eines der Haupthindernisse für die Marktintegration an und misst ihm daher große Bedeutung für das Funktionieren des Energiebinnenmarkts – und die Versorgungssicherheit – bei. Sie hat die wichtigsten Belange in ihrer Mitteilung „Vollendung des Elektrizitätsbinnenmarktes und optimale Nutzung staatlicher Interventionen“ (C(2013) 7243 final) dargelegt und darin entsprechende Maßnahmen vorgeschlagen sowie in ihrer laufenden Initiative zur Umgestaltung des Energiemarkts besonderes Augenmerk auf die Beseitigung unnötiger Eingriffe gelegt (siehe die Mitteilung „Einleitung des Prozesses der öffentlichen Konsultation zur Umgestaltung des Energiemarkts“, (COM(2015) 340)).

50 a)

Die Kommission stellt fest, dass nationale Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber, nationale Regulierungsbehörden und die Mitgliedstaaten oft nur ungern einer Anpassung bestehender nationaler oder regionaler Vorschriften zugunsten einer Kompromisslösung zustimmen, die einen stärker integrierten/größeren regionalen oder EU-weiten Markt schaffen würde. Die Kommission fördert die weitere Integration des Energiebinnenmarkts auch auf ordnungsgemäß funktionierenden Märkten, damit der potenzielle Nutzen der europäischen Integration wie mehr Wettbewerb, Liquidität und bessere Versorgungssicherheit voll zum Tragen kommen kann.

50 b)

Der Erlass von EU-Rechtsakten zu technischen Vorschriften erfordert die Änderung etablierter nationaler Systeme und somit Kompromisse unter den 28 Mitgliedstaaten, die häufig komplexe technische Fragen im Bereich des Systembetriebs oder des Energiehandels betreffen und erhebliche Auswirkungen auf die Verteilung haben können. Infolgedessen lässt sich die erforderliche Kompromissfindung zeitlich nicht präzise planen.

Die Kommission hat Maßnahmen ergriffen, um durch regelmäßige Veröffentlichungen zum erwarteten Billigungsverfahren eine klare und transparente Planung zu ermöglichen.

50 c)

Die Kommission untersucht im Rahmen ihrer Initiative zur Umgestaltung des Energiemarkts, wie sich das Verfahren der Billigung der Netzkodizes verbessern lässt.

50 d)

Die Netzkodizes und Leitlinien sind Kommissionsdokumente, die darauf abzielen, durch die Angleichung der Vorschriften zum Markt und zum Netzbetrieb Handelshemmnisse zu beseitigen.

Die Kommission muss sicherstellen, dass die vom ENTSO-E und von der ACER vorgeschlagenen Textentwürfe mit dem EU-Recht vereinbar sind, allen Akteuren gegenüber Neutralität bewahren und nicht nur den Status quo bekräftigen, sondern echte Fortschritte auf dem Energiebinnenmarkt bewirken (siehe die Antwort der Kommission zu Ziffer 50 Buchstabe a).

Die Textentwürfe zu den vorgeschlagenen Stromkodizes mussten vor ihrer Aufnahme ins EU-Recht von der Kommission intensiv überarbeitet werden. Der Annahmeprozess dauerte daher länger als ursprünglich erwartet – auch wegen der enormen wirtschaftlichen Bedeutung und der möglichen Folgen der erlassenen Rechtsvorschriften für die Verteilung. Die Zeit für die Überarbeitung der Kodizes und die Verhandlungen mit den Mitgliedstaaten und beteiligten Akteuren über die Notwendigkeit weitreichender Rechtsvorschriften war gut investiert, da die letztlich erlassenen Kodizes die Harmonisierung wirklich voranbringen werden.

51

Die Kommission stellt fest, dass Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreiber und nationale Regulierungsbehörden insbesondere im Elektrizitätsbereich bei Projekten zur frühzeitigen Umsetzung der Netzkodizes sehr aktiv waren (Beispiele sind der freiwillige Marktkopplungsprozess, die Bilanzierungsinitiativen oder die Arbeit zu Regionalen Zentren für die Koordinierung der Versorgungssicherheit).

53

Die Kommission arbeitet zusammen mit Bulgarien aktiv daran, die Einrichtung einer Energiebörse zu beschleunigen, damit das Land in vollem Umfang am EU-weiten Energiehandel teilnehmen kann („Marktkopplung“), dem auch die Länder der Energiegemeinschaft (die gemeinsam die „8. Region“ bilden) angeschlossen sind.

54

Die Kommission stellt fest, dass der durch die REMIT-Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1348/2014 geschaffene Überwachungsrahmen in Bezug auf den „B2B-Handel“ (sogenannte „Transaktionen im Rahmen von Nicht-Standardverträgen“) noch nicht in Kraft ist. Die Verordnung gilt bislang nur für sogenannte „Transaktionen im Rahmen von Standardverträgen“ (d. h. Transaktionen an Handelsplätzen). Die Vorschriften zu Transaktionen im Rahmen von „Nicht-Standardverträgen“ (also bilaterale Transaktionen außerhalb der Handelsplätze) treten im März 2016 in Kraft.

59

Die Preiskonvergenz ist bislang hinter den Erwartungen zurückgeblieben, vornehmlich aufgrund stark divergierender staatlicher Eingriffe, die unterschiedliche Formen der Stromversorgung begünstigen. Dennoch haben Binnenmarktinitiativen wie die Marktkopplung durchaus eine Preisannäherung erzielt (siehe die jüngsten Erfahrungen mit der lastflussbasierten Marktkopplung), die sich noch weiter fortsetzen dürfte, vor allem wenn die Mitgliedstaaten beschließen, ihre staatlichen Eingriffe besser aufeinander abzustimmen.

61

Mit der Verordnung über die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement, die im August 2015 in allen Mitgliedstaaten rechtsverbindlich wird, werden harmonisierte Handelsmechanismen eingeführt. Die Kommission teilt die Ansicht, dass eine vollständige Preiskonvergenz weiterhin durch andere Faktoren behindert wird (etwa fehlende Verbünde, nicht koordinierte staatliche Eingriffe verschiedener Mitgliedstaaten usw.).

64

Die Kommission ist auch der Meinung, dass Preisregulierungen, die zu Energiepreisen unterhalb der Kosten führen, unterbunden werden sollten. Sie hat dieses Thema in ihren Erörterungen mit den Mitgliedstaaten sowie in Vertragsverletzungsverfahren aufgegriffen. Die Durchsetzungsmaßnahmen der Kommission gegen regulierte Preise wurden kürzlich vom Gerichtshof der Europäischen Union gebilligt (C-36/14).

70

In der Kommission gibt es eine Dienststelle, die mit Marktbeobachtungen und Energieprognosen befasst ist. Die Kommission räumt jedoch ein, dass ihre Fähigkeit zur Erstellung komplexer Analysen durch eingeschränkte Ressourcen begrenzt ist. Sie würde eine Ausweitung ihrer Kapazitäten begrüßen.

Die Kommission dürfte jedoch in jedem Fall auf externe Sachkenntnis angewiesen sein.

75

Das wichtigste Instrument, um Mitgliedstaaten zu helfen, das 10%-Ziel zu erreichen, ist die Ermittlung einschlägiger Vorhaben von gemeinsamem Interesse und die Unterstützung ihrer Durchführung. Ein erheblicher Teil des Aktionsplans der regionalen Initiative in Südwesteuropa zielt beispielsweise darauf ab, den Verbundgrad zwischen der Iberischen Halbinsel und dem Elektrizitätsmarkt in Kontinentaleuropa zu erhöhen.

82

Die Kommission räumt ein, dass eine umfassende Bewertung des Infrastrukturbedarfs auf EU-Ebene nötig ist, möchte jedoch darauf hinweisen, dass auf EU-Ebene zu einem bestimmten Grad bereits Infrastrukturplanungen stattfinden und dass diese in die Politik der Kommission Eingang finden.

Die vom Europäischen Verbund der Übertragungsnetzbetreiber und vom Europäischen Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber erstellten Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP) beruhen auf einer eingehenden Bewertung des Infrastrukturbedarfs, die auch die Nachfrage berücksichtigt. Da die TYNDP alle zwei Jahre aktualisiert werden, ist sichergestellt, dass Änderungen bei den Nachfrage- und Erzeugungsmustern in die Pläne eingehen. Die Pläne bilden die Grundlage für die nachfolgende Auswahl von Projekten für die Unionsliste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse, die anhand der in der TEN-E-Verordnung geschilderten Methode für die energiesystemweite Kosten-Nutzen-Analyse vorgenommen wird. Die Vorhaben werden auf transparente und robuste Art und Weise ausgewählt.

83

Angesichts ihrer begrenzten Personalausstattung (und ähnlicher Beschränkungen bei der ACER) ist die Kommission der Ansicht, dass Infrastrukturmodellierungen und die Entwicklung einer Reihe von Szenarien von den ENTSO unter strikter Aufsicht der Kommission und der ACER durchgeführt werden könnten.

An dieser Stelle sei erwähnt, dass der TYNDP 2014 für den Strombereich bereits vier Szenarien enthält. Die Methodik und die Ausarbeitung von Szenarien können weiter präzisiert und aktualisiert werden; die Kommission und die ACER arbeiten auf diesem Gebiet eng mit den ENTSO zusammen.

84

Die Finanzierung beruht nicht nur auf einer vorgegebenen Bedarfsanalyse (Top-down-Ansatz), sondern muss zwangsläufig auch hinsichtlich spezifischer Anforderungen bewertet und evaluiert werden. Eines der Hauptkriterien bei der Bewertung spezifischer Vorhaben ist – neben seinem Nutzen für die Region, in der es angesiedelt ist – die Ausgereiftheit des Projekts. Dies gilt sowohl für Finanzierungsinstrumente als auch für Zuschüsse.

86 – Vierter Gedankenstrich

Die TYNDP sind nicht als komplette Entsprechung der nationalen Pläne gedacht, sondern sollen über eine reine Auflistung aller nationalen Pläne hinausgehen. Sie sind auf transeuropäische Infrastrukturentwicklungen konzentriert, die vornehmlich auf Marktintegration, Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit abzielen.

87

Für die Planung sind vollständige, zuverlässige und belastbare Datenreihen erforderlich. Der Erhalt solcher Daten, insbesondere von den Projektträgern, aber auch von den Mitgliedstaaten, stellt eine der zentralen Herausforderungen für die nächste TYNDP-Runde dar.

90

Die Kommission hat die Integration regionaler Märkte zu einem wichtigen Instrument zur Erzielung von Fortschritten auf dem Energiebinnenmarkt erklärt. Sie wird auch weiterhin regionale Initiativen zu allen Binnenmarktbereichen (z. B. Infrastruktur, Energiehandel, Systembetrieb, angemessene Erzeugung, Förderprogramme für erneuerbare Energien) aktiv unterstützen und vorantreiben, ohne das ultimative Ziel der EU-weiten Marktintegration aus den Augen zu verlieren.

100

Der Prozess der Erstellung von Zehnjahresnetzausbauplänen durch die beiden ENTSO liefert sowohl für den Gas- als auch den Strombereich eine gute Übersicht über die auf europäischer Ebene erforderlichen Investitionen in die Netze.

Die Pläne werden für Verfahren wie die Auflistung von Vorhaben von gemeinsamem Interesse (PCI) benutzt. Allerdings muss daran erinnert werden, dass die Durchführung prioritärer oder strategisch wichtiger Vorhaben nicht unbedingt den Einsatz von EU-Mitteln erfordert. Häufig spielen andere Hürden nichtfinanzieller Art (z. B. Genehmigungsverfahren) eine wichtigere Rolle. Das PCI-Verfahren dient dazu, diese Hürden zu überwinden. Falls besondere finanzbezogene Hemmnisse bestehen, wird eine Förderung aus dem EU-Haushalt erwogen (etwa mithilfe der Fazilität „Connecting Europe“). Bei der Erstellung der Listen geht es daher im Allgemeinen nicht nur um die Priorisierung von Investitionen aus dem EU-Haushalt.

103

Die Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse beruht auf einer eingehenden Bewertung, die derzeit durch die Präzisierung verschiedener Aspekte der Kosten-Nutzen-Analyse verbessert wird (etwa der Frage, wie sich der Wert der Versorgungssicherheit bestimmt). Nach den für die Fazilität „Connecting Europe“ geltenden Vorschriften muss ein Vorhaben unter anderem auf der Liste stehen, um finanzielle Unterstützung zu erhalten. Allerdings wird gemäß dem geltenden Rechtsrahmen erst dann über die Mittelvergabe entschieden, wenn der Antrag anhand einer Reihe von Vergabekriterien geprüft wurde, die neben den Projektzielen auch technische und finanzielle Aspekte betreffen.

104

Die Kommission räumt ein, dass Verzögerungen bei der Umsetzung von Projekten dazu geführt haben, dass das EEPR-Programm nicht zügig zum Wirtschaftswachstum beitragen konnte.

Dennoch ist der Nutzen der Projekte auf lange Sicht erheblich, insbesondere im Bereich der Versorgungssicherheit:

Bis auf ein Vorhaben wurden alle Projekte für den Gastransport entgegen der Hauptflussrichtung und alle Verbundprojekte in Mittel- und Osteuropa fertiggestellt, so dass das EU-Erdgasnetz bei Versorgungsunterbrechungen – wie etwa Anfang 2009 – nun robuster ist.

Mithilfe des Projekts „NordBalt 02“ konnte die nötige Modernisierung des litauischen Übertragungsnetzes abgeschlossen werden, wodurch der Stromfluss durch die Verbindungsleitung ermöglicht wurde. Durch „EstLink 2“ wurde das estnische/baltische Netz mittels eines Unterseekabels nach Finnland mit dem nordischen Elektrizitätsmarkt verbunden.

Die Verlegung eines neuen Unterseekabels zwischen Italien und Malta beendete die Isolation des maltesischen Netzes vom Rest Europas.

109

Nur sechs Mitgliedstaaten wählten für ihre operationellen Programme 2014-2020 die EFRE-Investitionspriorität, die unter anderem mit einer Verbesserung der Versorgungssicherheit durch die Entwicklung intelligenter Energiespeicher- und -übertragungssysteme verbunden ist. Die Rechtsvorschriften sehen zu dieser Investitionspriorität eine spezifische Ex-ante-Konditionalität vor, die die Vereinbarkeit mit einschlägigen Aspekten der Bestimmungen zum Energiebinnenmarkt und zum PCI-Rahmen gewährleistet. Zu jedem der vereinbarten spezifischen Ziele sind in den betreffenden operationellen Programmen (statt in den Partnerschaftsvereinbarungen) Ergebnisindikatoren festgelegt, darunter auch zu bestimmten Aspekten des Energiebinnenmarkts.

Die Förderung der Umstellung auf eine kohlenstoffarme Wirtschaft, die auch Investitionen in die Energieeffizienz, in erneuerbare Energien und in intelligente Verteilungsnetze beinhaltet, ist eine Priorität der ESI-Fonds für den Zeitraum 2014-2020, insbesondere aufgrund der obligatorischen Mindestzuweisungen beim EFRE. Für bestimmte Mitgliedstaaten sind Investitionen in andere Energieinfrastrukturen wichtig, etwa in die Beseitigung von Engpässen in zentralen Netzinfrastrukturen. Diese Investitionen machen sowohl für den Zeitraum 2007-2013 als auch den Zeitraum 2014-2020 durchschnittlich etwa 0,5 % der gesamten Zuweisungen aus dem EFRE, dem Kohäsionsfonds und dem ESF aus, wobei dieser Anteil aufgrund nationaler Erfordernisse und Prioritäten in einigen Mitgliedstaaten höher ist (rund 2 %).

112 b)

Die Umsetzung aller aus dem EU-Haushalt kofinanzierten Projekte wird genauestens überwacht, ferner werden von den Projektträgern eingereichte Ersuchen auf Änderung von Finanzierungsentscheidungen sorgfältig geprüft und – falls die vorgebrachten Argumente unzureichend sind – abgewiesen.

Schlussfolgerungen und Empfehlungen

113

Es sind folgende Punkte festzuhalten:

–Die Energieinfrastruktur soll durch Verbrauchertarife und den Markt finanziert werden; die finanzielle Unterstützung aus dem EU-Haushalt sollte daher die Ausnahme und nicht die Regel sein.

–Wo immer finanzielle Unterstützung gewährt wurde, hat sich die Versorgungssicherheit für bestimmte Regionen klar verbessert (siehe die Beispiele zum EEPR unter Ziffer 103 der Bemerkungen des Hofes oder einige der geprüften Projekte, die im Rahmen der CEF oder der ESI-Fonds kofinanziert wurden, unter den Ziffern 109 bis 111 in den Bemerkungen des Hofes).

Empfehlung 1

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Die Kommissionsdienststellen haben die Durchsetzung der im dritten Energiepaket enthaltenen Bestimmungen zur Priorität erklärt. Die Überprüfungen der Umsetzung des dritten Energiepakets wurden in allen 28 Mitgliedstaaten abgeschlossen. Derzeit werden die Behörden in den jeweiligen Mitgliedstaaten über alle potenziellen Unvereinbarkeiten mit den Binnenmarktvorschriften informiert.

Empfehlung 2 a)

Diese Empfehlung ist an die Mitgliedstaaten gerichtet. Die Kommission stimmt der Empfehlung jedoch zu und wird die Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörden bei ihrer Prüfung der Einhaltung der Bestimmungen des dritten Pakets zum Energiebinnenmarkt genauestens untersuchen.

Empfehlung 2 b)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung und sucht nach Wegen, die bestehenden Befugnisse der ACER zu erhöhen, und zwar auch gegenüber den Mitgliedstaaten, um sie an die Gegebenheiten des stärker integrierten Binnenmarkts anzupassen.

Empfehlung 3

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Um das Problem des unzureichenden Handels über Börsen zu beseitigen, hat die Kommission Verordnungen für die Bereiche Gas und Strom erlassen, in denen die Einrichtung von Energiebörsen vorgeschrieben wird (z. B. für den Gasbereich die Verordnung über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung sowie die Verordnung über die Gasbilanzierung und für den Strombereich die Verordnung über die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement mit Bestimmungen für die EU-weite Marktkopplung). Darüber hinaus wird die Umsetzung der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts fortgesetzt.

Empfehlung 4

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Der Kommissar für Klimapolitik und Energie hat die Billigung der Netzkodizes zur Priorität erklärt. Die Kommission hat in Absprache mit den Regulierungsbehörden, den Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern und anderen Akteuren intensiv daran gearbeitet, die vorgeschlagenen Netzkodizes auf eine Weise zu überarbeiten, die ihre Neutralität gewährleistet und ihre wirksame Umsetzung sicherstellt. Der Ausschuss wird bis Ende 2015 voraussichtlich über acht der zehn vorgeschlagenen Stromnetzkodizes abstimmen.

Die Kommission setzt sich aktiv für die frühzeitige Umsetzung der Netzkodizes im Rahmen regionaler Kooperationsinitiativen ein.

120

Die Preiskonvergenz ist bislang hinter den Erwartungen zurückgeblieben, vornehmlich aufgrund stark divergierender staatlicher Eingriffe, die unterschiedliche Formen der Stromversorgung begünstigen. Dennoch haben Binnenmarktinitiativen wie die Marktkopplung durchaus eine Preisannäherung erzielt (siehe die jüngsten Erfahrungen mit der lastflussbasierten Marktkopplung), die sich noch weiter fortsetzen dürfte, vor allem wenn die Mitgliedstaaten beschließen, ihre staatlichen Eingriffe besser aufeinander abzustimmen.

Empfehlung 5 a)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Während das derzeitige Ziel von 10 % bis 2020 auf der Erzeugungskapazität beruht, werden Kostengesichtspunkte sowie das Potenzial der Handelsbörsen bei der Modellierung des Ziels des Stromverbundgrads für 2030 auf regionaler bzw. nationaler Ebene berücksichtigt und somit eine wichtige Rolle spielen. Dies schafft die nötige Flexibilität, um das Mindestziel des Stromverbundgrads von 15 % im Jahr 2030 an den Marktbedarf anzupassen.

Empfehlung 5 b)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Der Zehnjahresnetzausbauplan 2015 für Erdgas enthält bereits eine gute Bewertung des Infrastrukturbedarfs unter Beachtung einer Vielzahl von Szenarien, die die künftige Nachfrage, die Preise, den Infrastrukturausbau und andere Aspekte berücksichtigen. Die Analyse macht deutlich, dass nicht alle geplanten Vorhaben erforderlich sein werden. Der laufende PCI-Prozess gründet sich auf diese Bewertung. Außerdem wurden vorbereitende Arbeiten für eine EU-Strategie zu Flüssigerdgas (LNG) und zur Gasspeicherung aufgenommen, um die Bedarfsanalyse zum EU-Gasmarkt zu verbessern; die Kommission wird diese Strategie im Januar 2016 veröffentlichen.

Empfehlung 6 a)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Sie hat bereits damit begonnen, diesbezügliche Maßnahmen einzuleiten. Ein besonderes Beispiel hierfür ist die hochrangige Gruppe für Erdgas-Verbindungsleitungen in Mittel- und Südosteuropa. Die Gruppe soll die Bemühungen koordinieren, die auf die Einrichtung grenzüberschreitender und transeuropäischer Infrastruktur zur Diversifizierung der Erdgasversorgung der Region und die Umsetzung der harmonisierten Bestimmungen abzielen.

Empfehlung 6 b)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Sie arbeitet im Rahmen regionaler Initiativen bereits in diese Richtung. Eins der Hauptziele regionaler Initiativen ist es, sich auf (materielle oder regulatorische) Engpässe in der grenzüberschreitenden Infrastruktur zu konzentrieren.

Empfehlung 6 c)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

In zahlreichen Durchführungsvorschriften („Netzkodizes“) zum Netzbetrieb und zum Energiehandel ist die Zusammenarbeit zwischen Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern bereits vorgeschrieben.

Die Kommission erkundet im Zusammenhang mit ihrer Initiative zur Umgestaltung des Energiemarkts Wege der besseren Zusammenarbeit und gemeinsamen Verantwortung von Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern auf der Grundlage des Konzepts regionaler Initiativen zur Sicherheitskooperation, insbesondere in eng verbundenen Regionen, und zwar als ersten Schritt hin zu einer besseren Integration von Fernleitungs-/Übertragungsnetzbetreibern auf regionaler Ebene.

Empfehlung 7 a)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Sie hat bereits entsprechende Schritte unternommen. Es wurde kontinuierlich daran gearbeitet, Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP) und (seit 2013) begleitende Kosten-Nutzen-Analyse zu erstellen. In Artikel 11 Absatz 8 der TEN-E-Verordnung ist zudem ein Strom- und Gasmarkt- sowie -verbundnetzmodell vorgesehen, das von den ENTSO entwickelt und der Kommission sowie der ACER bis 31. Dezember 2016 vorzulegen ist. Die Kommission wird dafür sorgen, dass dies rechtzeitig erfolgt.

Empfehlung 7 b)

Die Kommission akzeptiert einen Teil dieser Empfehlung.

Die Schaffung interner Kapazitäten zur Analyse und Modellierung könnte bei der Kommission oder der ACER erhebliche Auswirkungen auf die Ressourcen nach sich ziehen. Als mögliche Alternative könnte die Übertragung der genannten Aufgaben an die ENTSO unter Aufsicht der ACER und der Kommission in Betracht gezogen werden.

Empfehlung 7 c)

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung.

Die energiesystemweite Kosten-Nutzen-Analyse, die der Planung und der Bedarfsanalyse zugrunde liegt, wird ebenso wie die Zehnjahresnetzausbaupläne (TYNDP) von den ENTSO in enger Abstimmung mit der Kommission und der ACER erstellt.

125

Der Prozess der Erstellung von Zehnjahresnetzausbauplänen durch die beiden ENTSO liefert sowohl für den Gas- als auch den Strombereich eine gute Übersicht über die auf europäischer Ebene erforderlichen Investitionen in die Netze.

Die Pläne werden für Verfahren wie die Auflistung von Vorhaben von gemeinsamem Interesse (PCI) benutzt. Allerdings muss daran erinnert werden, dass die Durchführung prioritärer oder strategisch wichtiger Vorhaben nicht unbedingt den Einsatz von EU-Mitteln erfordert. Häufig spielen andere Hürden nichtfinanzieller Art (z. B. Genehmigungsverfahren) eine wichtigere Rolle. Das PCI-Verfahren dient dazu, diese Hürden zu überwinden. Falls besondere finanzbezogene Hemmnisse bestehen, wird eine Förderung aus dem EU-Haushalt erwogen (etwa mithilfe der Fazilität „Connecting Europe“). Bei der Erstellung der Listen geht es daher im Allgemeinen nicht nur um die Priorisierung von Investitionen aus dem EU-Haushalt.

Empfehlung 8

Die Kommission akzeptiert einen Teil dieser Empfehlung.

In Bezug auf die Priorisierung erinnert die Kommission daran, dass die Planungsverfahren im Rahmen der regelmäßigen Mechanismen der Zusammenarbeit mit allen Beteiligten verbessert werden.

Bei der Auswahl der Vorhaben von gemeinsamem Interesse wird beispielsweise ermittelt, welche Vorhaben am stärksten zur Verwirklichung der EU-Ziele im Bereich der Energiepolitik beitragen (Erschwinglichkeit, Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit).

Eine robustere Bedarfsanalyse sowohl zum Strom- als auch zum Gasmarkt wird Ende 2016 vorliegen. Siehe die Antwort der Kommission zu Ziffer 7 Buchstabe a.

Hinsichtlich der Finanzierung von Vorhaben, bei denen die Notwendigkeit öffentlicher Zuschüsse festgestellt wurde, werden bei der Auswahl der Projekte, die finanziell unterstützt werden sollen, auch ihre Ausgereiftheit sowie andere Bewertungskriterien berücksichtigt. Die Kommission arbeitet eng mit der EIB und anderen Akteuren zusammen, um die technische Hilfe auszuweiten und die Liste in Betracht kommender Vorhaben von strategischem Interesse zu verbessern. Aus diesem Grund sind keine weiteren Maßnahmen geplant.

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Was die ESI-Fonds angeht, dient das thematische Ziel der Förderung von Nachhaltigkeit im Verkehr und Beseitigung von Engpässen in wichtigen Netzinfrastrukturen im Rahmen des EFRE dazu, die Sicherheit der Energieversorgung im eigenen Land und in den Nachbarländern zu verbessern. Die Versorgungssicherheit ist eins der Binnenmarktziele. Zu den ESI-Fonds wurden im Rechtsrahmen für 2014-2020 Ex-ante-Konditionalitäten eingeführt, um die Wirksamkeit und Effizienz der aus den Fonds getätigten Investitionen zu gewährleisten. Diese Ex-ante-Konditionalitäten tragen dazu bei, Reformen auf dem Gebiet des Binnenmarkts umzusetzen und die aus den ESI-Fonds finanzierten Projekte besser durchführen zu können.

Mit der Fazilität „Connecting Europe“ werden eindeutig Ziele im Bereich des Energiebinnenmarkts verfolgt, wie in Artikel 4 der Verordnung ausgeführt. In Artikel 17 Absatz 6 wird dies als eins der vorrangigen Ziele für die beiden ersten Jahresarbeitsprogramme ausgegeben.

Wie in der Antwort der Kommission auf Empfehlung 9 erläutert, ist es jedoch nicht zweckmäßig, die Mittel der Fazilität „Connecting Europe“ mit dem Vorhanden oder Nichtvorhandensein von Reformen des Energiebinnenmarkts zu verknüpfen.

Empfehlung 9

Die Kommission akzeptiert diese Empfehlung nicht.

Die Kommission ist der festen Ansicht, dass die Infrastruktur und die Marktregulierung in gleichem Maße vorangetrieben werden müssen, um einen wirksamen Energiebinnenmarkt zu gewährleisten. Die Einführung einer rigiden Konditionalität auf rechtlich durchsetzbare Weise wäre jedoch zu komplex und könnte den Ausbau der erforderlichen Infrastruktur gefährden.

QJ-AB-15-018-DE-E    ISSN 1977-5644

Im Rahmen dieser Prüfung sollte festgestellt werden, ob die Umsetzung der politischen Maßnahmen hinsichtlich des Energiebinnenmarkts und die EU-Ausgaben für die Energieinfrastruktur wirksam zur Erzielung von Fortschritten auf dem Gebiet der Sicherheit der Energieversorgung beigetragen haben. Das Ziel der EU der Vollendung des Energiebinnenmarkts bis 2014 wurde nicht erreicht. Die Energieinfrastruktur in Europa ist im Allgemeinen noch nicht auf vollständig integrierte Märkte ausgerichtet und bietet daher gegenwärtig keine wirksame Sicherheit der Energieversorgung. Die finanzielle Unterstützung aus dem EU-Haushalt auf dem Gebiet der Energieinfrastruktur hat nur im begrenzten Maße zur Verwirklichung des Energiebinnenmarkts und der Sicherheit der Energieversorgung beigetragen.