Was die Endkundenmärkte angeht, haben die mit dem dritten Gaspaket eingeführten neuen Verbraucherrechte die Stellung der Verbraucher auf den Energiemärkten deutlich verbessert. Die neuen Bestimmungen haben die Verbraucher in vielen Ländern in die Lage versetzt, den entstehenden Wettbewerb zwischen verschiedenen Versorgern besser für sich zu nutzen, indem sie etwa Anbieter häufiger wechselten. Darüber hinaus haben die Verbraucher bei Fragen oder Problemen nun Zugang zu einer zentralen Anlaufstelle sowie zu alternativen (Versorger-/Verbraucher)-Streitbeilegungsdiensten.

Auf den Großhandelsmärkten hat sich die Lage seit 2009 verbessert. Dem aktuellen Bericht zur Lage der Energieunion 2020 zufolge haben sich die Gasgroßhandelsmärkte in den letzten Jahren gut entwickelt. Die an den Erdgas-Hubs gehandelten Volumina erreichten 2019 einen historischen Höchststand. Dieser Trend setzte sich bis ins Jahr 2020 fort, wobei sich die COVID-19-Krise negativ auf die Handelstätigkeit und die Nachfrage nach Gas auswirkte. Die niederländische Title Transfer Facility (TTF) entwickelt sich zu einer Benchmark auch für international gehandeltes Flüssigerdgas (Liquefied Natural Gas, LNG). Auch die Konnektivität und der Zugang zu verschiedenen Gasquellen verbessern sich weiter. Die Preiskorrelation zwischen der TTF und anderen nordwesteuropäischen Hubs ist hoch. Jedoch bestehen zwischen den Mitgliedstaaten nach wie vor Unterschiede in der Marktentwicklung, der Liquidität und der Wettbewerbsintensität. Die Preiskonvergenz zwischen der TTF und nordöstlichen (Polen, den baltischen Staaten und Finnland) bzw. südwestlichen Märkten (Spanien, Italien) weist im Jahresverlauf Preisunterschiede von 1-3 EUR/MWh oder mehr auf. Entgeltkumulierungseffekte (Pancaking) könnten eine Ursache sein, können die Unterschiede aber nicht gänzlich erklären. Für mehrere südosteuropäische Mitgliedstaaten sind im ACER-Bericht überdies aufgrund von nicht vorhandenen Markt- oder Preisangaben und somit fehlenden Daten keine Preisunterschiede aufgeführt. Dies liegt daran, dass die Einführung der Netzkodizes noch im Gange ist oder aktuell umgesetzt wird und sich daher in der Praxis noch keine Ergebnisse zeigen.

Auf den Endkundenmärkten könnte der Wettbewerb verbessert werden. Die Endkundenpreise für Gas werden nach wie vor weitgehend von den Großhandelsgaspreisen bestimmt, die den größten Teil der Energiekomponente ausmachen und nach mehreren Monaten in den Endkundenpreis einfließen. In einigen Ländern scheinen die Gaspreise für Privathaushalte im Vergleich zu den Großhandelspreisen recht niedrig und von der Entwicklung der Großhandelspreise abgekoppelt zu sein.

Insgesamt sind 2019 die Endkundenpreise für Gas, inklusive Steuern und Abgaben, im Vergleich zum Vorjahr gestiegen. Da sie jedoch mit einer leichten zeitlichen Verzögerung der Entwicklung der Großhandelspreise folgen, dürften sie in naher Zukunft wieder sinken. Die Gaspreise für Haushaltskunden lagen zwischen 33 EUR/MWh in Ungarn und 116 EUR/MWh in Schweden. Der Durchschnittspreis in der EU betrug 68 EUR/MWh. Die Verbraucher in Luxemburg gaben am wenigsten für Steuern und Abgaben aus. In Dänemark war der Anteil der Erzeugungs- und Versorgungskosten am niedrigsten und der Anteil der Steuern am höchsten.

In mehreren Mitgliedstaaten besteht noch immer eine allgemeine Preisregulierung für Gas, was zu erheblichen Marktverzerrungen führen kann.

Der Verbraucherschutz im Bereich des Gasmarkts hinkt dem Elektrizitätssektor hinterher. Die anhaltend große Energiearmut in zahlreichen Mitgliedstaaten sowie die langsame Entwicklung geeigneter Maßnahmen, um schutzbedürftige Verbraucher zu unterstützen und Energiearmut zu bekämpfen, behindern eine weitere Vertiefung des Energiebinnenmarkts.

Darüber hinaus ist die Einbeziehung der Verbraucher unterentwickelt. Mit einem Anbieterwechsel verbundene Gebühren, etwa für die Vertragskündigung, sind noch immer ein erhebliches finanzielles Hindernis für eine aktive Verbraucherrolle. Die Dauer des technischen Anbieterwechsels ist in neun Mitgliedstaaten erfasst und beträgt zwischen einem und fünfzehn Tagen (sie ist häufig deutlich länger als beim Wechsel des Stromanbieters). Die mangelnde Zufriedenheit der Verbraucher mit ihren Energieabrechnungen sowie geringe Kenntnisse über die mit den Abrechnungen verbundenen Informationen deuten darauf hin, dass noch immer Verbesserungsbedarf besteht, was die Vergleichbarkeit und Klarheit der Abrechnungsinformationen angeht.

Keine Berücksichtigung der neuen Entwicklungen und der Dekarbonisierung des Energiesektors in den bestehenden Vorschriften

Während die Grundsätze des dritten Gaspakets dessen Hauptzielen gerecht wurden (z. B. größerer Wettbewerb unter Versorgern), sind Anpassungen bezüglich neuer Entwicklungen auf den Gasmärkten und insbesondere des Bestrebens der Europäischen Union, eine klimaneutrale Wirtschaft bis 2050 zu erreichen, erforderlich.

Im Dezember 2019 stellte die Kommission den europäischen Grünen Deal als die neue europäische Wachstumsstrategie vor, in der eine klare Agenda festgelegt wird, mit der Europa bis 2050 zum ersten klimaneutralen Kontinent der Welt werden soll. Dieses Ziel erfordert ebenso wie das Ziel zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 55 % bis 2030 gegenüber 1990 (dies wird im Europäischen Klimagesetz von Rechts wegen gefordert ) einen umfangreichen Umbau der europäischen Wirtschaft hin zu einer grünen und wettbewerbsfähigen Wirtschaft mit grundlegenden Veränderungen in vielen Bereichen, auch im Energiesektor.

Die Energiemärkte bedürfen einer Anpassung, um die in der langfristigen Strategie der Kommission von 2018 „Ein sauberer Planet für alle“ hervorgehobenen technologischen Entwicklungspfade zu ermöglichen und sicherzustellen, dass diese reibungslos und kosteneffizient umgesetzt werden können. Zum Erreichen der Dekarbonisierungsziele wird es notwendig sein, Erdgas schrittweise zu ersetzen durch dekarbonisierte Energieträger wie Elektrizität, Wärme aus erneuerbaren Quellen und dekarbonisierte Gase.

Die bestehenden Vorschriften für den Gasmarkt eignen sich nicht gänzlich für die Dekarbonisierung des Energiesektors. Der derzeitige Rechtsrahmen für Gas ist auf fossiles Erdgas ausgerichtet und berücksichtigt nicht vollständig das Aufkommen alternativer Methangase wie Biomethan oder anderer gasförmiger Brennstoffe, insbesondere von Wasserstoff. Außerdem wird der Großteil des erneuerbaren Gases derzeit dezentral erzeugt und in lokale Verteilernetze eingespeist. Die Marktgestaltung im dritten Energiepaket sieht jedoch einen Fluss aus großmaßstäblicher Erzeugung über das Fernleitungsnetz zu Verteilernetzen und Endverbrauchern vor.

Schließlich sind die Vorschriften für den Gasmarkt nicht zwangsläufig mit dem Rahmen für Strom, Energieeffizienz und erneuerbare Energiequellen einschließlich des Wärme- und Kältesektors vereinbar. Die zunehmende Verbreitung diskontinuierlich zur Verfügung stehender Energiequellen erfordert jedoch eine bessere Integration des gesamten Energiesystems, sowohl in Bezug auf die Märkte als auch auf die Infrastruktur. Die fortschreitende Integration und die Entstehung neuer Energiemärkte bringt eine stärkere Vernetzung der Infrastruktur mit sich. Daher könnte ein ganzheitlicherer und inklusiverer Ansatz für die Infrastrukturnetzplanung vonseiten der Netzbetreiber erforderlich sein, im Gegensatz zur derzeitig weitgehend silohaften Praxis.

In puncto Technologie sind die möglichen Produktionsmengen erneuerbarer und CO2-armer Gase, einschließlich Wasserstoff, erheblich gestiegen. Jedoch sind diese derzeit gegenüber Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen preislich noch nicht konkurrenzfähig und benötigen daher Unterstützung. Der Abbau regulatorischer Hindernisse wird zur Wettbewerbsfähigkeit erneuerbarer und CO2-armer Gasquellen im EU-Gasmarkt führen, wobei die Produktionskosten gesenkt, die Kosteneffizienz gesteigert und weniger Unterstützungsmaßnahmen und staatliche Beihilfen benötigt werden. Dabei wird zudem die Versorgung der Mitgliedstaaten, die ihre Nachfrage andernfalls nicht befriedigen würden, mit diesen Gasen ermöglicht werden.

Um die Defizite des dritten Energiepakets in Bezug auf die Integration erneuerbarer und CO2-armer Gase besser ermitteln zu können, sollten die derzeitigen Bestimmungen vor dem Hintergrund bewertet werden, welche Wege hin zu einer klimaneutralen Wirtschaft voraussichtlich eingeschlagen werden. Vorrangig wird erwartet, dass sich zwei Wege parallel entwickeln, da der eine den anderen nicht ausschließt. Es wird von einer unterschiedlich schnellen Entwicklung in der EU in Bezug auf Umfang, Geschwindigkeit und Standort ausgegangen.

i) eine auf Methan ausgerichtete Infrastruktur, in der Erdgas schrittweise (aber nicht vollständig) durch andere Methanquellen (d. h. Biomethan, synthetisches Methan und bis zu einem gewissen Grad erneuerbarer oder CO2-armer Wasserstoff) ersetzt wird, wobei die derzeit bestehende Infrastruktur genutzt wird;

ii) eine parallele auf Wasserstoff ausgerichtete Infrastruktur in einem parallelen, speziellen Netz, um Methangase schrittweise zu ergänzen;

Bei der ersten Option werden die besonderen Merkmale der dezentralen Erzeugung erneuerbarer und CO2-armer Gase in der EU in den bestehenden Vorschriften zu Gas, deren Hauptaugenmerk auf hauptsächlich von außerhalb der EU eingeführtem Erdgas liegt, nicht berücksichtigt. Die derzeitigen Biomethan-Anlagen in der EU sind zum größten Teil auf Verteilungsebene angeschlossen. Im derzeitigen Rechtsrahmen sind jedoch keine dezentralen Gaseinspeisungen vorgesehen; für Biomethan bestehen somit nicht die gleichen Wettbewerbsbedingungen für die Handelbarkeit und den Zugang zu den Märkten und zum Gasnetz wie für fossiles Erdgas. Dies wirkt sich für Biomethanerzeuger auf die Wirtschaftlichkeit und letztlich auf die Kosten für die Verwirklichung der Klimaziele der EU aus.

Im dritten Gaspaket waren die Herausforderungen, die die Bewältigung eines größeren Anteils erneuerbarer und CO2-armer Gase im System mit sich bringt, ursprünglich nicht vorgesehen. Die wachsende Menge an Biomethan, Wasserstoff sowie LNG hat einen Einfluss auf die Gasqualität und somit auf die Gestaltung der Gasinfrastruktur und die der Endnutzergeräte. Unterschiede in der Gasqualität bergen die Gefahr, dass der grenzüberschreitende Handel beschränkt und der Markt fragmentiert wird. Der derzeitige Rechtsrahmen wurde jedoch nicht im Hinblick auf diese anstehenden Herausforderungen für das Gasqualitätsmanagement konzipiert.

Die zweite Option war im dritten Gaspaket nicht vorgesehen. In den derzeitigen Vorschriften für den Gasmarkt wird die umfangreiche Entwicklung und Verbreitung von erneuerbarem bzw. CO2-armem Wasserstoff auf dem europäischen Gasmarkt nicht berücksichtigt. Die Gasrichtlinie und die Gasverordnung gelten zwar für alle Gase, die sicher in das Erdgasnetz eingespeist werden können, sie gelten jedoch weder für neu gebaute Wasserstoffnetze noch für Erdgasnetze, die für einen reinen Wasserstofftransport nachgerüstet werden könnten.

Erneuerbarer und CO2-armer Wasserstoff wird als vielversprechender Energieträger und Ausgangsstoff betrachtet, der einen Beitrag zu den Dekarbonisierungsbemühungen der EU leisten kann, da die Nachfrage im Verkehrssektor und in der Industrie voraussichtlich signifikant steigen wird und bereits vor 2030 umfangreiche Investitionen vonnöten sein werden. Daher ist eine Überprüfung des derzeitigen Rechtsrahmens für den Gasmarkt erforderlich, die bereits in der Mitteilung der Europäischen Kommission über eine Wasserstoffstrategie für ein klimaneutrales Europa angekündigt wurde. Angesichts des unterschiedlichen Potenzials in den EU-Mitgliedstaaten, erneuerbaren und CO2-armen Wasserstoff zu erzeugen, könnte mithilfe eines geeigneten Marktrahmens erreicht werden, dass Wasserstoff zu einem relevanten Energieträger und Wegbereiter für die Integration des Energiesystems in der EU wird.