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Brüssel, den 11.3.2010

KOM(2010)84 endgültig

MITTEILUNG DER KOMMISSION AN DEN RAT UND DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT

Bericht über die Fortschritte bei der Verwirklichung des Erdgas- und Elektrizitätsbinnenmarktes

SEK(2010)251

MITTEILUNG DER KOMMISSION AN DEN RAT UND DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT

Bericht über die Fortschritte bei der Verwirklichung des Erdgas- und Elektrizitätsbinnenmarktes

A. HINTERGRUND

Ende 2008 und 2009 wurde die Welt von der Finanz- und Wirtschaftskrise heimgesucht, was unmittelbare Auswirkungen auf die Energienachfrage hatte und zu einem nie dagewesenen Rückgang des Ölpreises auf den internationalen Märkten führte. Dies wiederum hatte Folgen für die Gas- und Strompreise.

Eine Auseinandersetzung zwischen zwei Unternehmen außerhalb der EU (der russischen Gasprom und der ukrainischen Naftogas) führte zu einer beispiellosen Gasversorgungskrise in der EU. Zwischen dem 6. und dem 20. Januar 2009 waren die für die EU bestimmten russischen Gaslieferungen im Transit durch die Ukraine unterbrochen, was mehrere Mitgliedstaaten in Mitleidenschaft zog.

2009 war auch deshalb ein wichtiges Jahr, weil das dritte Energiebinnenmarktpaket[1] am 13. Juli 2009 verabschiedet wurde. Mit dem dritten Energiebinnenmarktpaket wird der rechtliche Rahmen gestärkt, der notwendig ist, damit die Marktöffnung im Interesse möglichst niedriger Energiepreise sowie einer besseren Energieversorgungssicherheit und Nachhaltigkeit in vollem Umfang wirksam wird.

In diesem Bericht[2] wird erörtert, wie sich die oben genannten Entwicklungen im vergangenen Jahr auf die Strom- und Gasmärkte in der EU ausgewirkt haben und welche Auswirkungen sie voraussichtlich auf die künftigen Marktentwicklungen haben werden.

B. ENTWICKLUNG IN ZENTRALEN BEREICHEN, NOCH ZU LÖSENDE PROBLEME

1. Umsetzung der Rechtsvorschriften

Für die vollständige Realisierung des Elektrizitäts- und des Erdgasbinnenmarkts und die Vorbereitung der Umsetzung des dritten Energiepakets ist es unerlässlich, dass die Vorschriften der aktuellen Richtlinien[3] ordnungsgemäß umgesetzt werden. Im Juni 2009 hat die Europäische Kommission Vertragsverletzungsverfahren gegen 25 Mitgliedstaaten wegen Verstößen im Stromsektor und gegen 21 Mitgliedstaaten wegen Verstößen im Gassektor eingeleitet. Die festgestellten Hauptverstöße waren mangelnde Transparenz, unzureichende Koordinierungsanstrengungen der Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreiber in Bezug auf die Bereitstellung einer maximalen Verbindungskapazität, fehlende regionale Zusammenarbeit, mangelnde Durchsetzung durch die zuständigen Behörden in den Mitgliedstaaten und das Fehlen angemessener Streitbeilegungsverfahren[4]. Im Oktober 2009 leitete die Kommission weitere Vertragsverletzungsverfahren gegen zwei Mitgliedstaaten ein, die den Gastransit und die Speicherung betrafen[5].

Die von der Kommission angestrengten Vertragsverletzungsverfahren hatten eine Verurteilung von SE und BE durch den Europäischen Gerichtshof wegen der nicht ordnungsgemäßen Umsetzung der Bestimmungen über die Zuständigkeiten der nationalen Regulierungsbehörden in Bezug auf die Netztarife zur Folge[6]. In einer anderen Rechtssache wurde BE wegen der Nichtbenennung eines Gasfernleitungsnetzbetreibers verurteilt[7].

Gleichzeitig leistet die Kommission den Mitgliedstaaten Hilfestellung bei der ordnungsgemäßen und fristgerechten (Termin: 3. März 2011) Umsetzung der neuen Richtlinien. Die Kommission hat Auslegungsvermerke zur Entflechtung, zu den nationalen Regulierungsbehörden, zu Endkunden betreffende Fragen und zur Gasspeicherung veröffentlicht[8].

Schaubild 1 – Monatlicher Bruttostromverbrauch in der EU-27

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Quelle: Eurostat-Energiestatistik

Die offensichtlichste Folge der Wirtschaftskrise war der erhebliche Rückgang beim Gas- und Stromverbrauch. Jahrelang ist der Stromverbrauch in der EU-27 relativ unverändert geblieben, im April ging er jedoch um 12 % und im Mai um 7 % zurück. Danach begann der Verbrauch wieder zu steigen, allerdings blieb er weiterhin deutlich niedriger als in den Vorjahren.

Beim Gasverbrauch war der Rückgang sogar noch deutlicher. Zwischen Januar und März 2009 fiel der Gasverbrauch (in der EU-27) um ca. ein Viertel. Dies war zum Teil auf die Unterbrechung der Gaslieferungen von Russland über die Ukraine zurückzuführen, doch selbst nach der Krise vom März 2009 lag der Gasverbrauch in der EU-27 nach wie vor um mehr als 16 % unter dem Stand vom März 2008.

Schaubild 2 – Monatlicher Erdgasverbrauch in der EU-27

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Quelle: Eurostat-Energiestatistik

Mengen und Liquidität auf dem Großhandelsmarkt

Verglichen mit dem erheblichen Rückgang des Strom- und Gasverbrauchs im ersten Halbjahr 2009 haben sich die auf den Großhandelsmärkten gehandelten Mengen ganz gut behauptet. Obwohl die Liquidität allgemein zugenommen hat, ist der Handel an den Gashandelsplätzen und Gasbörsen in der EU gegenüber dem Handel auf den Strommärkten nach wie vor nicht sehr ausgeprägt. Auf den Märkten für Stromderivate scheint die Finanzkrise zu einer zunehmenden Verlagerung zu über das Clearing abgewickelten Geschäften als Möglichkeit zur Verringerung des Gegenpartei-Ausfallrisikos beigetragen zu haben. Ein positiver Trend war die Entwicklung des Handels an den Gashandelsplätzen in DE infolge der Integration von Einspeise-/Ausspeise-Zonen.

Ein weiterer Trend ist die Konsolidierung der europäischen Strombörsen. EEX (European Energy Exchange) und Powernext haben gemeinsam die EPEX (European Power Exchange) - eine Spotmarktbörse in FR, DE und CH - ins Leben gerufen, während die APX die Länder NL, BE und UK abdeckt. Darüber hinaus haben Nord Pool Spot, EPEX Spot und OMEL (ES) ein Projekt für eine europaweite Preiskopplung gestartet. Gasbörsen wurden in AT und DK gegründet, während es in IT Pläne für den Start einer Gasbörse Anfang 2010 gibt.

Schaubild 3 – Liquidität auf dem Stromgroßhandelsspotmarkt

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Der Regulierungsrahmen für Großhandelsstrom- und –gasmärkte findet immer mehr Beachtung. Hinsichtlich der europäischen Regulierung der Finanz- und Energiemärkte besteht die Sorge, dass der derzeitige Regulierungsrahmen weder für eine wirksame Aufsicht noch für eine ausreichende Transparenz sorgt. Die Kommission prüft daher, ob eine einschlägige legislative Initiative 2010 möglich ist. Ferner hat die Kommission das Verfahren für den Erlass eines Beschlusses zur Änderung der Transparenzleitlinien im Anhang der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 eingeleitet.

Infrastrukturinvestitionen

In dem im November 2008 veröffentlichten Bericht über die zweite Überprüfung der Energiestrategie[9] sind die Prioritäten der EU im Energiebereich für die nächsten Jahre festgelegt. Die Priorität für die Gas- und Strominfrastruktur besteht im Ausbau der Energienetze und vor allem in der Behebung grenzüberschreitender Engpässe, in der Optimierung der Infrastrukturnutzung und in der Beseitigung von fehlenden Infrastrukturverbindungen.

Das europäische Energieprogramm zur Konjunkturbelebung trägt dazu bei, Investitionen im Energiesektor zu sichern und zu beschleunigen, und wirkt somit unmittelbar auf Wirtschaft und Beschäftigung in der EU. Ferner trägt es zur Verbesserung der Versorgungssicherheit in den am stärksten gefährdeten Mitgliedstaaten und zur Anbindung der „Energieinseln“ an den restlichen EU-Energiemarkt bei. Mit dem vom Rat und vom Parlament gebilligten Programm[10] werden 2,365 Mrd. EUR für Projekte für Verbindungsleitungen im Gas- und Stromsektor zur Verfügung gestellt.

Die Arbeit der regionalen Initiativen[11]

Im Stromsektor lag der Schwerpunkt der regionalen Initiativen auf der Verbesserung des Engpassmanagements, der Kapazitätszuweisung und –berechnung, der Harmonisierung der Transparenzanforderungen und der Integration des Ausgleichs zwischen den Märkten. Die Regionen Mitte-Ost, Mitte-Süd und Mitte-West werden bald über einheitliche regionale Auktionsregeln verfügen. In der Region Mitte-West arbeitet das Auktionsbüro jetzt mit harmonisierten Auktionsregeln. Der nächste Schritt besteht darin, die lastflussgestützte Marktkopplung zu realisieren. Die Marktkopplung wurde bereits auf den Verbindungsleitungen zwischen DE und DK eingeführt, ihre Einführung an der Grenze zwischen IT und SI wird zurzeit geprüft. Ein Konsortium von Strombörsen hat damit begonnen, ein gesamteuropäisches Preiskopplungskonzept zu testen.

Das Florenzer Forum hat die Arbeit der Projektkoordinierungsgruppe in Bezug auf die Entwicklung eines Modells zur Harmonisierung eines interregionalen und zu gegebener Zeit EU-weiten koordinierten Engpassmanagements ebenso gebilligt wie die Arbeit dieser Gruppe am Vorschlag für einen Fahrplan mit konkreten Maßnahmen. Im Mittelpunkt der künftigen Arbeiten werden drei Umsetzungsprojekte unter der Leitung einer neuen Ad-Hoc-Beratungsgruppe stehen.

Im Gassektor lag der Schwerpunkt der regionalen Initiativen 2009 auf fünf Prioritäten: neue Verbindungskapazität, Zugang zu Fernleitungskapazität, Transparenz, Interoperabilität und Versorgungssicherheit. Zu den eindrucksvollsten Beispielen für Fortschritte in diesen vorrangigen Bereichen gehören die Einleitung eines „Open-sesason“-Verfahrens zur Beurteilung der Marktnachfrage und zur Zuweisung von Kapazität für die Verbindungsleitung zwischen FR und ES, der Start der Plattform für sekundäre Kapazität in DE, NL und DK, auf der verbindliche Kapazität für den Gasfolgetag angeboten wird, die tägliche Veröffentlichung von Daten über die Fernleitungskapazität und die Gasflüsse in der Region Nord-West, die Prüfung von Möglichkeiten für eine vermehrte Umkehr der Lastflüsse in der Region Süd-Südost und der Abschluss von Vereinbarungen über Kuppelstellen sowie von Vereinbarungen über den operativen Ausgleich von Mengenabweichungen und die Umsetzung gemeinsamer Geschäftspraktiken durch den Verband EASEE-Gas. Die Arbeit im Bereich der Versorgungssicherheit konzentrierte sich auf die Verbesserung des Bereitschaftsstands in den Mitgliedstaaten, den verbesserten Zugang zu Speicheranlagen und auf Vorkehrungen für Lastflüsse entgegen der Hauptflussrichtung.

Die verschiedenen Fortschritte bei der Umsetzung der regionalen Initiativen im Gas- und im Stromsektor haben eindeutig zu einer weiteren Integration der Märkte beigetragen. In einigen Fällen sind die Ergebnisse ziemlich signifikant, etwa in der Region Mitte-West. In einigen Bereichen, z. B. beim Ausgleich der Mengenabweichungen, scheint es trotz der anhaltenden Bemühungen der Regulierungsbehörden und der Beteiligten schwieriger zu sein, konkrete Fortschritte zu erzielen. Außerdem reichten die Fortschritte in den meisten Regionen nicht für eine vollständige Einhaltung der Bestimmungen der aktuellen Gas- und Stromverordnungen aus, was zu den Vertragsverletzungsverfahren im Juni 2009 führte.

Die künftige Rolle der regionalen Initiativen

Der künftige Erfolg der regionalen Initiativen hängt davon ab, inwieweit es ihnen gelingt, bestimmten Herausforderungen zu begegnen. Die erste Herausforderung besteht darin, den „bottom-up“-Ansatz der regionalen Initiativen mit dem stärker „top-down“ ausgerichteten Ansatz des dritten Energiepakets in Einklang zu bringen, insbesondere hinsichtlich der Erstellung von Rahmenleitlinien und Netzkodizes. Die zweite Herausforderung liegt in der Gefahr der Divergenz, wenn verschiedene Regionen bei der Bewältigung ähnlicher Probleme unterschiedliche Lösungen umsetzen. Um diesen Herausforderungen zu begegnen, will die Kommission eine Mitteilung über die künftige Rolle und Form der regionalen Initiativen verabschieden, in der Fragen wie die Entwicklung eines gemeinsamen Marktmodells, die Festlegung einer geeigneten Form der Beteiligung von Akteuren und die Notwendigkeit einer politischen Unterstützung der regionalen Integration durch die Mitgliedstaaten behandelt werden könnten.

Eine positive Entwicklung ist die Tatsache, dass sich die Mitgliedstaaten immer stärker für die regionale Integration engagieren. Im Juni 2009 haben die Europäische Kommission und acht Mitgliedstaaten des Ostseeraums (DK, DE, EE, LV, LT, PL, FI und SE) eine gemeinsame Absichtserklärung zum Verbundplan für den Energiemarkt im Ostseeraum (BEMIP) unterzeichnet. Im Dezember 2009 unterzeichneten AT, CZ, DE, HU, PL, SK und SI eine gemeinsame Absichtserklärung zum mittelosteuropäischen Forum für die Strommarktintegration.

3. Konzentration und Konsolidierung

Es scheint eine leichte Tendenz zu einer geringeren Konzentration auf dem Stromgroßhandelsmarkt hinsichtlich der Kapazität zu geben. Im Berichtszeitraum war in nicht weniger als 10 Mitgliedstaaten ein Rückgang des Herfindahl-Hirschman-Index (HHI) zu verzeichnen. Diese Tendenz war in BE, SI und SK besonders ausgeprägt, obwohl der Markt in BE und SK nach wie vor einen hohen Konzentrationsgrad aufweist. Die Fortschritte auf dem Markt in SI führten zu einer niedrigeren Marktkonzentration. Diese Fortschritte sind somit in einzelnen Mitgliedstaaten und weniger in den Regionen erkennbar. Der hohe Konzentrationsgrad auf dem Stromgroßhandelsmarkt wird durch die Tatsache bestätigt, dass in nur sieben Mitgliedstaaten die Märkte eine gemäßigte Konzentration aufwiesen[12].

Am Großhandelsmarkt für Gas ist die Konzentration weiterhin hoch. In 10 Mitgliedstaaten haben die drei wichtigsten Großhändler einen Marktanteil von mindestens 90 %[13]. Der Anteil der drei größten Unternehmen ging in nur fünf Mitgliedstaaten (BE, FR, HU, IT und ES) zurück. Eine deutliche Erhöhung des Gesamtmarktanteils der drei größten Lieferanten war in RO und vor allem in BG (+57 %) festzustellen[14].

Am Stromendkundenmarkt lag der Marktanteil der drei größten Unternehmen am gesamten Endkundenmarkt in 14 Mitgliedstaaten bei über 80 %[15]. Verglichen mit dem vorherigen Berichtszeitraum ging der Marktanteil der drei größten Unternehmen am gesamten Stromendkundenmarkt in HU und SI deutlich zurück. In der SK stieg der Marktanteil der drei größten Unternehmen um 25 %, wenngleich der Anteil der drei größten Unternehmen am Gesamtmarkt auf 60 % begrenzt war. Da Zahlenangaben für 11 Mitgliedstaaten fehlen, ist es schwierig, sich einen korrekten Überblick über die Gasendkundenmärkte zu verschaffen.

4. Preistrends

Der Ölpreis auf dem internationalen Markt litt unter den Auswirkungen der weltweiten Wirtschaftskrise. Während der Brent-Rohölpreis im Juli 2008 einen Höchststand von annähernd 92 EUR/Barrel (147 USD) erreichte, sank er bis Ende 2008 auf 27 EUR/Barrel (37 USD), was einem Rückgang um 70 % entspricht. 2009 stieg der Brent-Rohölpreis trotz einer schwachen Nachfrage. Diese Entwicklung spiegelt sowohl eine von der OPEC durchgesetzte Angebotsverknappung als auch eine bessere Marktstimmung wider. Mitte 2009 wurde Rohöl der Marke Brent zu etwa der Hälfte des Höchstpreises vom Juli 2008 gehandelt.

Schaubild 4 – Entwicklung des Brent-Preises in EUR/Barrel[16]

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Quelle: Platts

Änderungen des Ölpreises haben direkte Auswirkungen auf die Gasgroßhandelspreise, da in langfristigen Gasliefervereinbarungen eine Kopplung zwischen Öl- und Gaspreisen vorgesehen ist. Diese Gasgroßhandelspreise wiederum beeinflussen die Stromgroßhandelspreise.

Die Preise an den Gashandelsplätzen waren deutlich niedriger als die in den langfristigen Verträgen an den Ölpreis gekoppelten Preise, was auf die Wirtschaftskrise, die erhöhte vorgelagerte Flüssiggaskapazität und den Erfolg des nichtkonventionellen Gases in den Vereinigten Staaten zurückzuführen war. Obwohl dies Druck auf den Preisfestsetzungsmechanismus der kontinentaleuropäischen langfristigen Gasverträge ausübte, entstanden dadurch auch Wettbewerbschancen durch flexible Lieferungen, die an liquiden Gashandelsplätzen gehandelt wurden, da diese billiger als Langfristverträge waren.

Schaubild 5 – Preis wettbewerbsfähiger Brennstoffe (linke Achse) gegenüber Gaspreisen (rechte Achse)[17]

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Quelle: Platts und BAFA

Im Benchmarking-Bericht 2008 wurde hervorgehoben, dass die Gas- und Strompreise als Folge steigender Ölpreise auf dem internationalen Markt im ersten Halbjahr 2008 gestiegen waren. Mit dem Beginn fallender Ölpreise aufgrund der Wirtschaftskrise war Anfang 2009 ein ähnliches Muster bei den Gas- und Strompreisen zu erwarten.

Im ersten Halbjahr 2009 gingen die Gaspreise für Industriekunden in den meisten Mitgliedstaaten zurück (im Durchschnitt um 7-12 %)[18]. In LT, SE und PL fielen die Preise um mehr als 20 %. In den meisten Mitgliedstaaten kamen die Haushalte in den Genuss von ca. 8 % niedrigeren Gasrechnungen. In BG und LT stiegen jedoch die Gaspreise der Haushalte um mindestens 11 %, was wahrscheinlich darauf zurückzuführen ist, dass die Preise in diesen Mitgliedstaaten regulierte Preise sind, die an die Marktpreise angepasst werden mussten.

Die Strompreise sind relativ stabil geblieben, vergleicht man das erste Halbjahr 2009 mit dem zweiten Halbjahr 2008. Die Stromverbraucher in FR, LT, LV, PT, SI und SK (Industriekunden) und in LU, SI und PT (Haushalte) mussten höhere Preisanstiege akzeptieren, während am anderen Ende der Preisskala die Strompreise in CY, DK, IE, RO und SE (Industriekunden) und BE, CY, PL, RO und SE (Haushalte) erheblich sanken[19].

In den meisten Mitgliedstaaten waren die Preise im ersten Halbjahr 2009 jedoch noch höher als 2008, obwohl der Trend bei den Ölpreisen auf einen deutlicheren Rückgang der Endverbraucherpreise hätte schließen lassen. Zum Teil lässt sich dies durch die zeitliche Verzögerung erklären, mit der Preisänderungen auf dem Ölmarkt in die Endverbraucherpreise eingehen. Der Rückgang der Großhandelsenergiepreise scheint sich jedoch nicht in vollem Umfang in den Endverbraucherpreisen niedergeschlagen zu haben.

5. Unabhängigkeit der Netzbetreiber

Die Zahl der Mitgliedstaaten, die über die derzeitigen Anforderungen in Bezug auf die rechtliche und funktionelle Entflechtung der Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreiber hinausgehen, ist unverändert geblieben.

2009 entstand im Stromsektor zum ersten Mal ein grenzübergreifender Übertragungsnetzbetreiber: E.ON verkaufte sein Hochspannungsübertragungsnetz an den niederländischen staatlichen ÜNB (TenneT). Im Gassektor gab es bereits einen grenzübergreifend tätigen Fernleitungsnetzbetreiber mit der Gasunie als Eigentümerin der GTS in den Niederlanden und der Gasunie Deutschland in Deutschland. Das Unternehmen RWE gab bekannt, dass es im ersten Quartal 2010 mit dem Verkauf seines Gasnetzes beginnen würde[20]. Diese Entwicklungen wurden im Rahmen der Wettbewerbspolitik der Kommission vorangetrieben.

Auf der Verteilungsebene blieb das Entflechtungssystem relativ unverändert, wenngleich sich in einigen Mitgliedstaaten die Zahl der Verteilernetzbetreiber geändert hat. Die Mitgliedstaaten gewähren weiterhin in großen Umfang Ausnahmen von der Entflechtung auf der Verteilerebene[21].

Es ist damit zu rechnen, dass mehrere Mitgliedstaaten ihren Rechtsrahmen an die neuen Entflechtungsanforderungen des dritten Energiepakets anpassen müssen.

6. Wirksame Regulierung durch die Regulierungsbehörden

Die Regulierungsbehörden sollten die zur Durchsetzung der Einhaltung der Rechtsvorschriften erforderlichen Befugnisse erhalten. Bei den Vertragsverletzungsverfahren der Kommission vom Juni ging es daher auch um das Fehlen effektiver nationaler Sanktionssysteme für den Fall von Verstößen gegen die Strom- und Gasverordnungen. Das dritte Energiebinnenmarktpaket kann hier Abhilfe schaffen, da es detaillierte Regeln für die Pflichten und Befugnisse der Regulierungsbehörde enthält. Die Regulierungsbehörden sind zur Förderung eines vom Wettbewerb geprägten und ökologisch nachhaltigen Strom- und Gasbinnenmarkts in der Union verpflichtet. Außerdem wird die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden die Regulierungsaufsicht in grenzüberschreitenden Angelegenheiten innehaben.

Darüber hinaus bereiten sich die Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreiber auf die Umsetzung des dritten Energiepakets vor. Der Europäische Verbund der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO - Strom) wurde im Juli 2009 voll funktionsfähig. Für den Gassektor wurde im Dezember 2009 der Europäische Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber (ENTSO - Gas) gegründet. Die Satzung und die Geschäftsordnung beider Organisationen müssen genehmigt werden, sobald die Verordnungen im März 2011 in Kraft treten.

Das dritte Energiepaket sieht vor, dass die Kommission nach der Konsultation der Agentur, der beiden Netzbetreiberverbünde und sonstigen Beteiligten Prioritäten für Rahmenleitlinien und Netzkodizes aufzeigt. Auf den Regulierungsforen[22] von Madrid und Florenz im Jahr 2009 wurde vereinbart, mit Pilotprojekten zu beginnen, um Erkenntnisse darüber zu gewinnen, wie das Verfahren wirksam und effizient gestaltet werden kann. Im Gassektor wird es Pilot-Rahmenleitlinien und einen Netzkodex für das Engpassmanagement geben, für den Stromsektor sind Pilot-Rahmenleitlinien für den Netzanschluss geplant. Ferner wird die Kommission die Arbeit an anderen Rahmenleitlinien und Kodizes aufnehmen.

7. Kundenbereich

Auf dem zweiten Bürgerforum „Energie“, das im September 2009 in London stattfand, wurden eine Reihe von Aspekten zur Verbesserung des Endkundenmarkts für Verbraucher untersucht[23]. Eine in Betracht gezogene Maßnahme betraf die Erstellung von Musterrechnungen und Empfehlungen zu besten Praktiken für die Rechnungslegung. Auf dem Forum wurden Empfehlungen zu guten Abrechnungspraktiken gebilligt, die dafür sorgen sollen, dass die EU-Verbraucher einfache, klare und aussagekräftige Gas- und Stromrechnungen erhalten. Die Empfehlungen bauen auf guten Abrechnungspraktiken in mehreren EU-Mitgliedstaaten auf. Außerdem beschäftigte sich das Forum mit der Bearbeitung von Beschwerden, der intelligenten Verbrauchsmessung und der Rolle der Verteilernetzbetreiber.

Kundenzufriedenheit - Versorgerwechsel

Aus den zu den Versorgerwechselraten vorliegenden Informationen lässt sich schwer ein allgemeines Bild des Versorgerwechsels in den Mitgliedstaaten gewinnen. Im Stromsektor waren die Wechselraten für den gesamten Endkundenmarkt in den Mitgliedstaaten, die Informationen dazu vorlegten, gegenüber 2007 relativ unverändert bis auf in DE, wo die Wechselrate um 1,4 % stieg, und in SE, wo sich die Rate auf 11,3 % erhöhte. Die jährliche Wechselquote für große Unternehmen war in CZ mit 45 % relativ hoch (Zunahme um 12 % gegenüber dem Vorjahr). In SE, NL, IT und GB waren die höchsten Wechselquoten für kleine Unternehmen und private Haushalte zu verzeichnen[24]. Unter Berücksichtigung der jährlichen Wechselquoten nach Volumen wurden in AT, BG, DE, LU, PL, RO und IE bei den industriellen Großabnehmern Wechselquoten von mehr als 10 % verzeichnet[25].

Für Gas liegen wenige einheitliche Zahlen zum Versorgerwechsel vor. Von den Ländern, die die Wechselquoten je Zähler der zugelassenen Kunden für den gesamten Endkundenmarkt angaben, erreichten NL mit 9,1 % und FR mit 9,8 % die höchsten Werte. GB, FR und NL waren mit 18,9 %, 9,8 % und 9,1 % die Märkte mit den höchsten Wechselquoten bei kleinen Unternehmen und privaten Haushalten[26]. Bei den Ländern, die die Wechselquoten mengenbezogen angaben, war festzustellen, dass in DK die Quote für den gesamten Endkundenmarkt von 29 % auf 16 % zurückging und dass es in ES einen ähnlichen Rückgang auf 6 % gab. HU, wo 11,8 % der Kunden den Versorger wechselten, ist der Markt, auf dem kleine Unternehmen und Haushaltkunden am wechselfreudigsten sind[27].

Die Wechselquoten sind in den einzelnen Mitgliedstaaten sehr unterschiedlich, wobei reifere Märkte wie das Vereinigte Königreich relativ hohe Wechselquoten verzeichnen, während auf anderen fast keine Aktivität festzustellen ist. Auf der Ebene der kleinen Unternehmen und privaten Haushalte deuten die Zahlen darauf hin, dass Stromverbraucher wechselfreudiger sind als Gasverbraucher.

Regulierte Preise

In den EU-Mitgliedstaaten gibt es noch relativ häufig sowohl offene Energiemärkte als auch regulierte Energiepreise. Regulierte Preise gibt es in mehr als der Hälfte der Mitgliedstaaten. In folgenden Mitgliedstaaten sind die Preise für Strom und Gas reguliert: BG, DK, EE, FR, EL, HU, IE, IT, LT, PL, PT, RO und SK. In LV und CY sind die Strompreise reguliert, nicht jedoch die Gaspreise. In einigen Fällen wie in FR und IT betrifft die Zahl der Haushalte, für die regulierte Preise gelten, einen erheblichen Anteil der Bevölkerung. In den meisten Mitgliedstaaten beschränkt sich die Preisregulierung nicht auf die privaten Haushalte[28].

Die Kommission hat wegen der Beibehaltung eines Systems regulierter Preise und des dadurch gegebenen Verstoßes gegen die EU-Strom- und Gasrichtlinien Aufforderungsschreiben an EL, LT, PL, PT und RO gerichtet[29]. Weitere Vertragsverletzungsverfahren wegen regulierter Preise sind gegen EE, IE, IT und FR anhängig.

Task Force für die Realisierung intelligenter Netze im Energiebinnenmarkt

Die Realisierung aktiverer und intelligenterer Übertragungs-/Fernleitungs- und Verteilernetze in Form von intelligenten Netzen ist für die weitere Entwicklung des Energiebinnenmarkts von entscheidender Bedeutung. Die Rolle der (im November 2009 gegründeten) Task Force besteht in der Beratung zu den politischen und regulierungsbezogenen Leitlinien auf europäischer Ebene und in der Koordinierung der ersten Schritte auf dem Weg zur Verwirklichung von intelligenten Netzen gemäß den Bestimmungen des dritten Energiepakets. Die Task Force wird eine Bestandsaufnahme der technologischen Visionen und Entwicklungen anderer Gruppen Beteiligter vornehmen. Ihren Abschlussbericht wird sie voraussichtlich in der ersten Jahreshälfte 2011 vorlegen.

C. VERSORGUNGSSICHERHEIT

Die Richtlinie 2005/89/EG über Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen legt den Schwerpunkt primär auf die Überwachung der Stromübertragung und der Angemessenheit der Erzeugung sowie auf die Berichterstattung darüber. Ziel der Richtlinie ist die Angleichung der politischen Konzepte in den Mitgliedstaaten, so dass erhebliche Unterschiede zwischen den politischen Konzepten der Mitgliedstaaten nicht zu Wettbewerbsverzerrungen führen. Alle Mitgliedstaaten haben 2009 die vollständige Umsetzung der Richtlinienbestimmungen in nationales Recht mitgeteilt.

Im Rahmen seiner Überwachungsfunktion erörtert der Ausschuss für den grenzüberschreitenden Stromhandel[30] die kurzfristige Angemessenheit der Stromversorgung. Aus der Analyse geht hervor, dass in den meisten Ländern die Erzeugungslast-Bilanz im Allgemeinen als für den sicheren Netzbetrieb unter normalen Bedingungen ausreichend betrachtet wird.

Für den Gassektor hat die Kommission am 16. Juli 2009 eine neue Verordnung vorgeschlagen[31]. Diese Verordnung wird auch die Richtlinie 2004/67/EG aufheben. Der Schwerpunkt der Verordnung liegt auf präventiven Maßnahmen und Vorbereitungen für das Krisenmanagement, um im Falle einer Krise oder Versorgungsstörung EU-weit effizient und in abgestimmter Weise handeln zu können. In ihr werden auch ein Infrastrukturstandard (N-1-Indikator), ein Versorgungsstandard und Mechanismen für den Gastransport entgegen der Hauptflussrichtung festgelegt. Die Kommission ist zuversichtlich, dass diese Verordnung im Jahr 2010 verabschiedet wird.

Eine Hauptschwierigkeit vor dem Hintergrund der Wirtschaftskrise ist die Beibehaltung von Investitionen in die Energieinfrastruktur. Mit der Finanzkrise ist die Gefahr verbunden, dass Investitionen in die Energieinfrastruktur verschoben oder gestrichen werden. Für die EU hätte dies zur Folge, dass das Risiko eines Nichtbaus oder von Verzögerungen beim Bau von Infrastruktur zur Deckung des künftigen Versorgungsbedarfs steigt. Besonders problematisch ist dies in einer Situation, in der der Energiesektor neu gestaltet werden muss, um den Herausforderungen des Klimawandels und der Energiesicherheit zu begegnen. Um dieser Gefahr entgegenzuwirken und zur Erholung der Wirtschaft beizutragen, fördert die EU die Finanzierung von Energieinfrastrukturprojekten im Rahmen des Europäischen Konjunkturprogramms. Der Plan sieht insbesondere 2,365 Mrd. EUR für die Förderung zentraler Strom- und Gasverbindungsleitungsprojekte vor. Der Einsatz der Kommission für die Förderung von Infrastrukturinvestitionen wird mit der Verabschiedung eines Infrastrukturpakets Ende 2010 fortgeführt werden.

D. SCHLUSSFOLGERUNGEN

Die Finanzkrise hat im Berichtszeitraum erhebliche Auswirkungen auf den Energiebinnenmarkt gehabt. Einerseits geraten geplante Investitionen durch die Krise unter Druck - wegen möglicher Finanzierungsschwierigkeiten und Ungewissheiten auf der Versorgungsseite - und hat die Krise zu einem Nachfragerückgang geführt, der im Gassektor stärker als im Stromsektor ausgeprägt ist. Andererseits hat sie neue Wettbewerbschancen geschaffen, da an liquiden Gashandelsplätzen mehr Gas zu niedrigeren Preisen vorhanden ist. Außerdem kann die Situation des Überangebots an den Gasmärkten den Weg dafür bereiten, dass den Endverbrauchern Gaspreise angeboten werden, die auf dem Angebot und der Nachfrage nach Gas beruhen und nicht auf dem Ölpreis.

Obwohl sich der niedrigere Gas- und Stromverbrauch auf die Endverbraucherpreise ausgewirkt hat, hat sich der Rückgang der Großhandelsenergiepreise nicht in vollem Umfang in den Endverbraucherpreisen niedergeschlagen. Insgesamt lagen die Preise im ersten Halbjahr 2009 weiter über denen der ersten Jahreshälfte 2008. Der Trend bei den Endkundenpreisen war ziemlich uneinheitlich, was auf eine unzureichende Marktintegration auf der Endkundenebene hindeutet.

Die Arbeit der nationalen Regulierungsbehörden legt den Schwerpunkt tendenziell auf den Verbraucher, was die Einführung intelligenter Zähler als Schlüsselelement intelligenter Netze im Energiebinnenmarkt einschließt. Dies ist ein begrüßenswerter Trend hin zur aktiven Beteiligung der Kunden am Energiebinnenmarkt, zu verbesserter Energieeffizienz und zu einer großmaßstäblichen Integration erneuerbarer Energien, zu zusätzlichen Energiedienstleistungen, mehr Markttransparenz und einem leichteren Versorgerwechsel.

Zudem sind die Zusammenarbeit zwischen den europäischen Strombörsen sowie der anhaltende Trend zu einem intensiveren Handel ein vielversprechendes Anzeichen für funktionierende Märkte. Trotz positiver Anzeichen auf der Endkunden- und der Großhandelsebene hat sich die Marktkonzentration jedoch nicht sehr verändert.

Vor diesem Hintergrund setzt die Kommission Investitionsanreize, was sich im Infrastrukturpaket niederschlagen wird. Das 2009 verabschiedete dritte Energiepaket sieht zudem klarere sektorspezifische Regeln und somit Investitionsanreize vor. Die Kommission bereitet die Anwendung des dritten Energiepakets dadurch vor, dass sie zusammen mit ERGEG sowie mit ENTSO-Strom und ENTSO-Gas Pilot-Rahmenleitlinien und Kodizes entwickelt. Mit der fristgerechten und ordnungsgemäßen Umsetzung des dritten Energiepakets in nationales Recht werden die Mitgliedstaaten ihren Einsatz für den Energiebinnenmarkt belegen. In der Zwischenzeit wird die Kommission die Mitgliedstaaten bei der Umsetzung des dritten Energiepakets unterstützen und die vollständige und korrekte Durchführung des zweiten Energiepakets weiterverfolgen, auch im Wege förmlicher Vertragsverletzungsverfahren.

Nicht nur Investitionen, sondern auch die Realisierung aktiverer Übertragungs-/Fernleitungs- und Verteilernetze in Form von intelligenten Zählern und intelligenten Netzen sind für die Entwicklung des Energiebinnenmarkts von entscheidender Bedeutung.

Falls erforderlich, wird die Kommission ihre Maßnahmen nicht auf die Energieregulierung beschränken und nicht zögern, von ihren wettbewerbsrechtlichen Befugnissen Gebrauch zu machen.

Die EU steht mit ihrer Strategie für eine nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energiepolitik vor großen Herausforderungen. Ein funktionierender Energiebinnenmarkt ist von entscheidender Bedeutung dafür, dass die richtigen Investitionssignale ausgesandt werden und die Fähigkeit gegeben ist, auf den allgemeinen wirtschaftlichen Abschwung zu reagieren. Die Kommission ergreift Maßnahmen, um sicherzustellen, dass der Energiemarkt den Strom- und Gasverbrauchern in der ganzen EU deutliche Vorteile bringt.

[1] Dieses Paket umfasst fünf neue Rechtsakte: Richtlinie 2009/72/EG über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG; Richtlinie 2009/73/EG über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG; Verordnung (EG) Nr. 713/2009 zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden; Verordnung (EG) Nr. 714/2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 und Verordnung (EG) Nr. 715/2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005.

[2] Der Input zu diesem Bericht stammt aus zwei Quellen: aus den von den nationalen Regulierungsbehörden vorgelegten nationalen Berichten und aus Eurostat-Daten zu den Endnutzerpreisen. Die nationalen Berichte wurden der Kommission im zweiten Halbjahr 2009 übermittelt und betreffen in der Hauptsache 2008; die Eurostat-Daten lagen für das erste Halbjahr 2009 vor und wurden am 26.1.2010 abgerufen.

[3] Richtlinie 2003/54 und Richtlinie 2003/55.

[4] IP/09/1035, siehe: http://europa.eu/rapid/pressReleasesAction.do?reference=IP/09/1035&format=HTML&aged=0&language=EN&guiLanguage=en

[5] IP/09/1490, siehe: http://europa.eu/rapid/pressReleasesAction.do?reference=IP/09/1490&language=en

[6] Rechtssache C-274/08 (Schweden) und Rechtssache C-474/08 (Belgien).

[7] Rechtssache C-475/08.

[8] http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/interpretative_notes/interpretative_note_en.htm

[9] Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament, den Rat, den Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschuss und den Ausschuss der Regionen - Zweite Überprüfung der Energiestrategie: EU-Aktionsplan für Energieversorgungssicherheit und -solidarität (KOM(2008) 781 endg.)

[10] Verordnung (EG) Nr. 663/2009 (ABl. L 200 vom 31.7.2009, S. 52).

[11] Siehe auch den Fortschrittsbericht der regionalen Initiativen des ERGEG „Safeguarding the move to a single EU energy market“ vom November 2009.

[12] Siehe Tabellen 3.1 und 3.2 des technischen Anhangs.

[13] Siehe Tabelle 4.2 des technischen Anhangs.

[14] Siehe Tabelle 4.1 des technischen Anhangs.

[15] Siehe Tabelle 3.4 des technischen Anhangs.

[16] Siehe auch Jahresbericht 2009 der Energiemarkt-Beobachtungsstelle, TREN/69693/2009, Abbildung 30, S. 27.

[17] Siehe auch Jahresbericht 2009 der Energiemarkt-Beobachtungsstelle, TREN/69693/2009, Abbildung 52, S. 48.

[18] Gegenüber den Preisen der zweiten Jahreshälfte 2008. Siehe Tabelle 5.13 des technischen Anhangs.

[19] Siehe Tabellen 5.7 und 5.9 des technischen Anhangs.

[20] IP/09/410, siehe: http://europa.eu/rapid/pressReleasesAction.do?reference=IP/09/410&format=HTML&aged=0&language=EN&guiLanguage=en

[21] Siehe Tabelle 7.4 des technischen Anhangs.

[22] www.ec.europa.eu/energy/gas_electricity/index_en.html

[23] Siehe MEMO/09/429 der Kommission vom 30.9.2009.

[24] Siehe Tabelle 2.2 des technischen Anhangs.

[25] Siehe Tabelle 2.1 des technischen Anhangs.

[26] Siehe Tabelle 2.4 des technischen Anhangs.

[27] Siehe Tabelle 2.3 des technischen Anhangs.

[28] Siehe Tabellen 2.5 und 2.6 des technischen Anhangs.

[29] Siehe IP/09/1035 http://europa.eu/rapid/pressReleasesAction.do?reference=IP/09/1035&format=HTML&aged=0&language=EN&guiLanguage=en

[30] Siehe http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/cross-border_committee_en.htm

[31] Siehe KOM(2009) 363 endg.