Der lange Weg zum Energiebinnenmarkt

Vor allem Strom wird immer noch überwiegend auf nationalen Märkten gehandelt, da es zwischen den Mitgliedstaaten Engpässe in den Ãœbertragungsnetzen gibt. Für 2020 hatten sich die EU-Staaten das Ziel gesetzt, ihre Interkonnektor-Kapazität auf mindestens 10 Prozent des nationalen Verbrauchs auszubauen. Sechs Mitgliedstaaten (Frankfreich, Italien, die Niederlande, Polen, Spanien und Griechenland) haben dieses Ziel immer noch nicht erreicht. Die Folge sind große Preisunterschiede zwischen den Mitgliedstaaten.

Die Ursachen für den schleppenden Ausbau des Energiebinnenmarktes haben jetzt die Denkfabriken Brookings Institution aus Washington und Centre on Regulation in Europe (CERRE) aus Brüssel untersucht. Die Integration der unterschiedlichen Energiemärkte (Strom, Gas, Wasserstoff und Wärme) mache den Bau neuer Leitungen und Pipelines nötig, aber auch den Abbau regulatorischer und kommerzieller Hürden.

Eine stärkere Integration könne die EU in allen drei Dimensionen der Energiepolitik voranbringen, schreiben die US-Forscher: bei der Versorgungssicherheit, der Bezahlbarkeit und der Nachhaltigkeit. Das gelte besonders für die Elektrizitätswirtschaft. Funktionierende, grenzüberschreitende Märkte wären unter normalen Umständen und in Krisenzeiten vorteilhaft.
 
So könnten sich die Mitgliedsstaaten im Falle von Preisschocks oder Lieferausfällen besser gegenseitig unterstützen. Die Kosten und die Preise würden sinken, wenn die Meritorder auch grenzüberschreitend gelten und günstigere Angebote zum Zuge kommen würden. Angebotsschwankungen der Erneuerbaren könnten besser gemanaged und Abregelungen vermieden werden. Die EU-Kommission veranschlagt die möglichen Einsparungen auf rund 40 Milliarden Euro pro Jahr.

Für den Ausbau der Infrastruktur müssten die Mitgliedstaaten und die Privatwirtschaft allerdings zuvor viel Geld aufbringen. Die Schätzung der Kommission beläuft sich alleine für das Stromnetz auf 80 Milliarden Euro pro Jahr. Sie will für den Ausbau grenzüberschreitender Energieprojekte mehr Geld im EU-Haushalt bereitstellen. Ob die Mitgliedstaaten dabei mitmachen, ist abe unklar. Das meiste Geld müssten die Unternehmen in die Hand nehmen, die diese Kosten an die Verbraucher weitergeben.

Die Brookings Institiution erwartet in einem echten Binnenmarkt zwar insgesamt erhebliche Kostensenkungen aber das bedeute nicht, dass jeder Verbraucher profitiere. Das Gleiche gelte für Unternehmen, die neue Konkurrenz bekommen würden. „Es entstehen Interessengruppen, die die Integration aufhalten.“ Als Beispiel verweist das Papier auf Norwegen, wo Strom günstig aus Wasserkraft erzeugt wird. Der Ausbau der Interkonnektoren in die EU führe dazu, dass mehr Strom in die Nachbarländer exportiert werde und in Norwegen die Preisen steigen. 2025 kam es deswegen zu einer Regierungskrise. 

Umgekehrt liege das Problem zwischen Frankreich und Spanien. Auf der iberischen Halbinsel werde viel günstiger grüner Strom erzeugt. Könnte dieser Strom nach Frankreich exportiert werden, würden die Preise dort sinken, was nicht im Interesse der staatlichen EDF sei. Die Regierung in Paris behindere deswegen den Bau neuer Leitungen zwischen den beiden Ländern.

Die geltende Regulierung der EU werde der Komplexität solcher Interessenkonflikte nicht gerecht, heißt es in dem Papier des CERRE. Das gelte auch für den Zehnjahres-Netzentwicklungsplan der Ãœbertragungsnetzbetreiber (Entsoe). Einzelne Projekte könnten nicht isoliert und über kurze Zeiträume bewertet werden. Wer, wie und in welchem Ausmaß von einem Interkonnektor profitiere, könne nur schwer prognostiziert werden. Eine Verständigung darüber, wer bezahlt oder was erstattet werde, sei deswegen oft nicht möglich, „besonders wenn ein Land Verluste macht oder nur indirekt profitiert“.

Generell gelte, dass in den exportierenden Ländern die Stromerzeuger profitierten und die Verbraucher das Nachsehen hätten, in den Importländern profitierten die Verbraucher und die Erzeuger würden Einbußen erleiden. Eine vollständige Kosten-Nutzenanalyse müsse außerdem Faktoren wie Nachhaltigkeit, CO2-Emissionen, den Einsatz erneuerbarer Energien, Energieeffizienz oder die Versorgungssicherheit berücksichtigen.

Allerdings seien die Vor- und Nachteile selten symmetrisch verteilt. Eine schlichte Kostenteilung 50:50 sei dann nicht fair. Auch das weit verbreitete Territorialprinzip (jeder Übertragungsnetzbetreibe zahlt für seine Investition) werde den Verhältnissen nicht immer gerecht. Und dann sind da noch die Vor- und Nachteile in Ländern, die an einem Projekt gar nicht beteiligt sind, etwa Transitländer wie Deutschland, die von Projekten in den Nachbarländern betroffen sein können. Die Übertragungsnetzbetreiber der Transitländer hätten zwar grundsätzlich ein Interesse daran, mehr Netzservices zu verkaufen, müssten dafür aber auch investieren.