MITTEILUNG DER KOMMISSION AN DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT, DEN RAT, DEN EUROPÄISCHEN WIRTSCHAFTS- UND SOZIALAUSSCHUSS UND DEN AUSSCHUSS DER REGIONEN Fortschritte auf dem Weg zur Vollendung des Energiebinnenmarktes /* COM/2014/0634 final */





MITTEILUNG DER KOMMISSION AN DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT, DEN RAT, DEN EUROPÄISCHEN WIRTSCHAFTS- UND SOZIALAUSSCHUSS UND DEN AUSSCHUSS DER REGIONEN Fortschritte auf dem Weg zur Vollendung des Energiebinnenmarktes 1. EINLEITUNG In den letzten beiden Jahrzehnten war die europäische Energiepolitik konsequent darauf ausgerichtet, drei Hauptziele zu erreichen: In der Europäischen Union sollte Energie erschwinglich sein, zu wettbewerbsorientierten Preisen bereitgestellt werden, ökologisch nachhaltig produziert werden und für jedermann sicher zur Verfügung stehen. Ein gut integrierter Energiebinnenmarkt ist eine grundlegende Voraussetzung dafür, diese Ziele kosteneffektiv zu erreichen. 2011 haben die Staats- und Regierungschefs die Bedeutung des Energiebinnenmarktes anerkannt und für seine Vollendung eine klare Frist – das Jahr 2014 – gesetzt, wobei betont wurde, dass nach 2015 kein EU-Mitgliedstaat mehr von den europäischen Gas- und Stromnetzen abgeschnitten sein sollte.[1] Seither wurden diese Ziele vielfach erneut bekräftigt und von allen wichtigen Interessengruppen, von den Industrieverbänden bis zu den Verbraucherorganisationen, ausdrücklich gebilligt.[2] Die enorme Wichtigkeit des Energiesektors für die Wettbewerbsfähigkeit, den Wohlstand und die Unabhängigkeit Europas bedeutet, dass die EU es sich nicht leisten kann, auf diesem Gebiet zu versagen.[3] Im November 2012 berichtete die Kommission umfassend über den Stand des Energiebinnenmarktes: Dabei legte sie eine Bilanz der bisherigen Ergebnisse vor ebenso wie eine Vorausschau der künftigen Arbeit, die sich auf drei von ihr benannte zentrale Herausforderungen konzentrieren sollte.[4] Die Herausforderungen und die damit verbundenen Maßnahmen betrafen erstens die Notwendigkeit, die bestehenden Rechtsvorschriften durchzuführen, anzuwenden und im Einklang mit ihnen zu handeln, zweitens die Notwendigkeit, unsere Energiesysteme für eine CO2-arme Zukunft zu rüsten, und drittens die Notwendigkeit, den Verbraucher in den Mittelpunkt zu stellen, da dieser der zentrale Faktor für den notwendigen Übergang und letztendlich auch der Nutznießer der Liberalisierungsanstrengungen ist. Jetzt ist es an der Zeit, eine Bilanz der bei der Bewältigung dieser Herausforderungen erzielten Fortschritte zu ziehen und die noch verbliebenen Defizite aufzuzeigen. Im Januar 2014 veröffentlichte die Kommission einen Bericht über „Energiepreise und ‑kosten in Europa“, in dem festgestellt wird, dass die Großhandelspreise für Strom in der EU erheblich gesunken und die Gasgroßhandelspreise seit 2008 weitgehend stabil geblieben sind.[5] Allerdings sind in Europa die Energiepreise für Endkunden zwischen 2008 und 2012 deutlich gestiegen, was unter anderem auf höhere Steuern und Abgaben auf Energie, die einen Großteil der Energierechnungen ausmachen, zurückzuführen war.[6] Zudem gibt es bei den Endkundenpreisen erhebliche Unterschiede zwischen den Mitgliedstaaten. Dies zeigt, wie wichtig eine eingehende Prüfung der Interventionen der Mitgliedstaaten ist, und verdeutlicht sowohl das Potenzial als auch die Notwendigkeit einer stärkeren politischen Koordinierung.[7] Die Notwendigkeit einer frühzeitigen politischen Koordinierung war auch ein maßgeblicher Grund dafür, dass die Kommission im Januar dieses Jahres einen Vorschlag für einen neuen Rahmen für die Klima- und Energiepolitik bis 2030 vorgelegt hat. Ein vom Wettbewerb geprägter und integrierter Energiebinnenmarkt ist eine wichtige Komponente dieses Rahmens, da er das notwendige Umfeld für die kosteneffiziente Verwirklichung der künftigen ehrgeizigen energie- und klimapolitischen Ziele schaffen und auf diese Weise einen Beitrag dazu leisten kann, dass die Energiepreise für Unternehmen und Haushalte nicht verzerrt werden und das Vertrauen der Investoren erhalten bleibt. Die Krise in der Ukraine mit allen damit verbundenen Risiken für die Versorgungssicherheit hat unlängst erneut gezeigt, welche Vorteile der EU aus gut integrierten und vernetzten Energiemärkten mit diversifizierten Lieferquellen und solidarischem Verhalten in Krisenzeiten erwachsen. Wir müssen auch weiterhin den Schwerpunkt auf die Diversifizierung der Gaslieferungen legen, auf den Bau fehlender Teilstücke zur Anbindung isolierter Gebiete, den Ausbau unserer heimischen CO2-armen Energiequellen und die sichere und zuverlässige Einbindung der erneuerbaren Energien, die Schaffung liquider Handelsplätze und die Beseitigung unnötiger administrativer Hürden, auf mehr Investitionen in intelligentere Netze, die Stärkung der Position der Verbraucher und die unionsweit einheitliche Anwendung der gemeinsamen Rechtsvorschriften im Energiebereich. Die regionale Zusammenarbeit ist für die Erreichung dieser Ziele von entscheidender Bedeutung, und die Krisen der jüngsten Zeit zeigen, dass Alleingänge für die Mitgliedstaaten keine Option mehr sind. In dieser Mitteilung wird deutlich gemacht, dass die EU auf dem richtigen Weg ist. Obwohl wir gute Fortschritte machen, ist auch klar, dass die Arbeit noch nicht getan ist und dass eindeutige Defizite bestehen, die das reibungslose Funktionieren des Marktes behindern. 2. DIE MARKTINTEGRATION IST IM GANGE UND LIEFERT KONKRETE ERGEBNISSE Es besteht kaum Zweifel daran, dass ein gut funktionierender grenzüberschreitender Energiemarkt das einzige realistische Instrument für den künftigen Fortbestand eines gesunden und effizienten Energiesektors in der EU ist. In einer vor kurzem von der Kommission in Auftrag gegebenen Studie wird davon ausgegangen, dass die wirtschaftlichen Vorteile einer Vollendung des Binnenmarktes jährlich netto 16-40 Mrd. EUR betragen.[8] 2.1 Ein integrierter Markt ist eine Grundlage für die kosteneffiziente Dekarbonisierung unserer Energiesysteme Derzeit werden 23,5 % des in der Union produzierten Stroms und 14 % des Endenergieverbrauchs in allen Sektoren durch erneuerbare Energien gedeckt. Damit ist die EU auf einem guten Weg, ihr Ziel – 20 % des Energieverbrauchs sollen bis 2020 durch erneuerbare Energien gedeckt werden – zu erreichen, auch wenn dafür noch weitere Anstrengungen erforderlich sind. Ferner besteht damit eine solide Grundlage, um auf diesem Weg weiterzugehen und bis 2030 ein ehrgeizigeres Ziel hinsichtlich der erneuerbaren Energien zu erreichen.[9] Die Kommission hat eine EU-weite Zielvorgabe von mindestens 27 % vorgeschlagen.[10] Mit der zunehmenden Marktdurchdringung der erneuerbaren Energien entstehen auch neue Herausforderungen. Die Unstetigkeit und die begrenzte Vorhersagbarkeit der Solar- und der Windenergie stellen erhöhte Anforderungen an die Netzstabilisierung. Gut integrierte Märkte eignen sich zweifellos am besten für die Bewältigung dieser Herausforderung.[11] Sie machen es möglich, Gebiete mit komplementärem Energiemix miteinander zu verbinden, und tragen so dazu bei, das Energiesystem für Schwankungen auf der Angebots- oder Nachfrageseite weniger anfällig zu machen. Ein gutes Beispiel sind die miteinander gekoppelten deutschen und französischen Strommärkte: Die kontinuierlichen grenzüberschreitenden Lastflüsse ermöglichen es Deutschland, sein System in wind- und sonnenreichen Zeiten stabil zu halten, gleichzeitig kann Frankreich seine Versorgung bei Nachfragespitzen sicherstellen. Der grenzüberschreitende Stromhandel hat zwischen den meisten EU-Ländern zugenommen, ebenso die Nutzung der Verbindungsleitungen – der Importanteil an der insgesamt für den Endverbrauch zur Verfügung stehenden Strommenge stieg in den 23 Mitgliedstaaten zwischen 2008 und 2012. Allerdings hat der grenzüberschreitende Stromhandel sein volles Potenzial bei weitem noch nicht erreicht. Ein Ausbau des Handels erfordert eine Stärkung der physischen Verbindungen zwischen unseren Märkten, die in vielen Gebieten der EU nach wie vor unzureichend sind. Er setzt auch voraus, dass die verbliebenen Hindernisse, etwa weiterhin bestehende Ausfuhrbeschränkungen oder unverhältnismäßige Zulassungsanforderungen, beseitigt werden. Außerdem können gut funktionierende Märkte Flexibilität und Energieeffizienz fördern und belohnen. Wenn die Preise das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage widerspiegeln und die Verbraucher die Möglichkeit haben, ihre Verbrauchsmuster an Preissignale anzupassen (Demand Response), können die Gesamtkosten für die Sicherstellung der Energieversorgung gesenkt werden, da weniger Strom zu Spitzenlastzeiten teuer erzeugt werden muss und weniger Netzkapazität benötigt wird. 2.2 Ein gut vernetzter Energiebinnenmarkt ist der Schlüssel zu einer sicheren Energieversorgung In Europa ist die Stromversorgung im Vergleich zu anderen Regionen der Welt sehr sicher, was u. a. auf die Zuverlässigkeit unserer Netze zurückzuführen ist. Die Aufrechterhaltung der Netzstabilität wird, wie oben dargelegt, immer schwieriger, da immer mehr variable erneuerbare Energien in den Energiemix eingehen. Die europäischen Stromnetze müssen besser miteinander verbunden werden, und die Betreiber müssen enger zusammenarbeiten, damit das System den ganzen Tag über ausgeglichen ist. Durch ein größeres Verbundgebiet können die Schwankungen bei den erneuerbaren Energien besser ausgeglichen werden. In diesem Zusammenhang muss Europa weiter nach Lösungen für die Auswirkungen ungeplanter Stromflüsse („Ringflüsse“) auf die grenzüberschreitende Marktintegration suchen, die nach wie vor zu Problemen in Teilen Mittel- und Osteuropas führen. Im Gassektor ist noch deutlicher, dass ein wettbewerbsbasierter und integrierter Binnenmarkt für Europa von entscheidender Bedeutung ist, um ein hohes Maß an Versorgungssicherheit zu erlangen. Aufgrund der diesjährigen Krise in der Ukraine steht die Energieversorgungssicherheit wieder weit oben auf der EU-Agenda. Die Kommission hat im Anschluss an die Schlussfolgerungen des Europäischen Rates vom 21. März 2014 eine eingehende Studie und einen umfassenden Plan für die Verringerung der Energieabhängigkeit der EU[12] vorgelegt. Die Beendigung der isolierten Lage der Mitgliedstaaten, die derzeit vollständig von einem einzelnen externen Versorger abhängig sind, hat in diesem Zusammenhang ebenfalls Priorität. Die allgemeine Lage hinsichtlich der Gasversorgungssicherheit in Europa hat sich in den letzten fünf Jahren erheblich verbessert. Die Robustheit der europäischen Erdgasversorgung wurde in den vergangenen Jahren wiederholt auf den Prüfstand gestellt. Der Februar 2012 und der März 2013 waren deutlich kälter als vorhergesagt, aber die Märkte haben weiterhin gut funktioniert und dafür gesorgt, dass das Gas dorthin geliefert wurde, wo es am stärksten nachgefragt wurde, und dass nirgendwo in Europa Lieferengpässe aufgetreten sind. Selbst im Fall einer größeren Störung der Erdgasversorgung ist Europa heute in einer weitaus besseren Position als vor fünf Jahren. Seit der Annahme der Verordnung über die sichere Gasversorgung[13] haben die Mitgliedstaaten größere Anstrengungen unternommen und mehr in flexible Fernleitungen, größere Speicherkapazitäten, bessere Pläne für die Notfallvorsorge und für Notfallmaßnahmen und in eine verbesserte Koordinierung investiert. Die Sicherheit der europäischen Gasversorgung wird sich weiter erhöhen, beispielsweise durch die Öffnung des Südlichen Korridors, durch den Gas aus Aserbaidschan zu den europäischen Märkten gebracht werden kann, sowie durch den Bau noch fehlender Verbindungsstücke und von Flüssiggasterminals (LNG-Terminals), etwa im Ostseeraum und in Polen. Diese Investitionen zeigen, dass ein integrierter Markt mit 500 Mio. Verbrauchern und einem jährlichen Verbrauch von 480 Mrd. m³ nach wie vor ein attraktiver Standort für Investoren und ein attraktiver Absatzmarkt für Gasproduzenten ist. Allerdings reichen derartige Investitionen alleine nicht aus, um jetzt und auch in der Zukunft ein angemessenes Maß an Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Um die Versorgung sicherzustellen, muss der EU-Gasmarkt so beschaffen sein, dass die Marktteilnehmer darauf vertrauen können, auf der Grundlage eines transparenten und stabilen rechtlichen Rahmens fair behandelt zu werden. Im Interesse der Aufrechterhaltung der hohen Standards für die Versorgungssicherheit, an die die EU gewöhnt ist, und einer Begrenzung der damit verbundenen Kosten muss es den Mitgliedstaaten mit dem Binnenmarkt, der Einhaltung des rechtlichen Rahmens[14] und der Förderung geeigneter Investitionen ernst sein. 2.3 Vom Wettbewerb geprägte Märkte sorgen für wettbewerbsfähige Preise und senken die Systemkosten Der zunehmende Wettbewerb auf dem Großhandelsmarkt hat erhebliche Auswirkungen auf die Preise gehabt. Im Stromsektor sind die Großhandelspreise deutlich gefallen f–zwischen 2008 und 2012 um 35 % bis 45 %[15] –, und im Gassektor sind sie stabil geblieben. Die Verbindungsleitungen werden effizienter genutzt, und eine bessere Regulierung sorgt dafür, dass bei der Entscheidung, welches Kraftwerk zu welchem Zeitpunkt für die Erzeugung herangezogen werden sollte, die kosteneffizienteste Lösung realisiert wird. Darüber hinaus sind die Systemkosten in einem integrierten Markt erheblich niedriger.[16] Im Gassektor hat die Diversifizierung der Lieferquellen vor allem im westlichen Teil des Kontinents dazu geführt, dass Europa im Zeitraum 2007-2010 von niedrigeren Preisen für LNG-Importe profitieren konnte. Mehrere langfristige Verträge wurden mit traditionellen Lieferanten parziell und in unterschiedlichem Ausmaß neu verhandelt; dies gilt vor allem für Gebiete, in denen alternative Versorgungsmöglichkeiten bestehen. Diese Neuverhandlungen wiederum haben dazu geführt, dass die veraltete Ölpreisbindung in Gasversorgungsverträgen an Bedeutung verloren hat. Auch wenn die LNG-Preise infolge des Nachfrageanstiegs in Asien nach Fukushima angezogen haben, sind die Preise an den europäischen Gashubs nicht außer Kontrolle geraten. Und während die Schlüsselelemente für einen funktionsfähigen Gashandelsplatz bislang nur in Nordwesteuropa vorhanden waren, gab es in den beiden vergangenen Jahren wichtige positive Entwicklungen z. B. in Italien, Polen und der Tschechischen Republik. Gut organisierte, transparente Marktplätze, die dieselben einfachen, europaweit harmonisierten Vorschriften anwenden, machen es den Verkäufern wesentlich leichter, Gas grenzüberschreitend zu transportieren und zu handeln. Gashandelsplätze und Strombörsen erleichtern nicht nur den Handel, sie stellen auch wichtige Informationen über den Wert der gehandelten Ware bereit. Ob im Gas- oder im Stromsektor – der Preis am Hub oder an der Strombörse zeigt an, wo die Nachfrage hoch und das Angebot niedrig ist bzw. umgekehrt. Kurzfristig sorgen diese Preissignale dafür, dass die Strom- und die Gaskraftwerke auf ökonomisch vernünftige Weise in Anspruch genommen werden. Infolgedessen werden grenzüberschreitende Verbindungsleitungen jetzt weitaus effizienter als zuvor genutzt, und es kommt kaum mehr zu Lastflüssen in die ökonomisch „falsche“ Richtung.[17] Längerfristig sind diese Preissignale entscheidend, um bestimmen zu können, an welchen Stellen Investitionen in zusätzliche Infrastruktur oder Erzeugungskapazitäten sinnvoll sind.[18] Mit anderen Worten: Preissignale tragen dazu bei, die Nutzung der vorhandenen Infrastruktur zu optimieren, und sorgen dafür, dass wir in die wirtschaftlich sinnvollsten Projekte investieren. Dadurch können wir die Großhandelspreise derzeit dämpfen und gleichzeitig während der gesamten weiteren Modernisierung und Dekarbonisierung unseres Energiesektors ein erschwingliches Energiesystem aufrechterhalten. Obwohl die Preisentwicklung auf den Großhandelsmärkten ermutigend ist, kommt sie den Verbrauchern nicht unmittelbar zugute. Steuern und Abgaben machen in der EU einen großen und steigenden[19] Anteil an den Energierechnungen der Endkunden aus. In den meisten Teilen Europas sind die Endkundenmärkte nach wie vor auf die Lastflüsse ausgerichtet, die in eine Richtung gehen - von zentralen großen Erzeugungsanlagen hin zu einer Vielzahl einzelner Verbraucher -, und entsprechend organisiert. In dem Maße jedoch, in dem neue Technologien wie intelligente Zähler, Domotik und kleine Erzeugungsanlagen zunehmend allen Verbrauchern zur Verfügung stehen, ergibt sich die Chance und auch die Notwendigkeit, Verbrauchern die Möglichkeit zu bieten, Einfluss auf die Höhe ihrer Energierechnungen zu nehmen, während gleichzeitig die Integration der erneuerbaren Energien in das Verteilernetz erleichtert und dessen Effizienz verbessert wird.[20] 3. DIE MARKTINTEGRATION ERFORDERT MEHR NETZE UND TRANSPARENTE, EINFACHE UND STABILE REGELN Wenngleich erhebliche Fortschritte erzielt wurden, bleibt noch viel zu tun. Der reibungslose grenzüberschreitende Handel und Transport von Gas und Strom erfordert einerseits Stromleitungen bzw. Gasfernleitungen („Hardware“) und andererseits einen klaren, gemeinsam anzuwendenden Regulierungsrahmen („Software“). Die Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetze sowie die Regulierungsrahmen haben sich jedoch national entwickelt, wobei der Schwerpunkt verständlicherweise auf der Optimierung des jeweiligen nationalen Systems lag. Diese müssen nun in regionale und in EU-weite Systeme zusammengeführt werden. 3.1 Die Hardware: Investieren in die Netze der Zukunft Software kann nicht ohne Hardware funktionieren, und die Energiemärkte können nur funktionieren, wenn sie gut miteinander verbunden sind. In den letzten Jahren waren Fortschritte bei den getätigten Investitionen festzustellen, vor allem bei Investitionen in die Infrastruktur und in Ländern mit einem stabilen rechtlichen Rahmen.[21] Ein Energiesystem, in dem die Mitgliedstaaten versuchen, bei der Stromerzeugung und der Gasproduktion oder Importen autark zu sein, ist nicht mehr sinnvoll und effizient. 3.1.1 Bedeutende Fortschritte Dank der konsequenten Anwendung der Vorschriften des dritten Energiepakets, einschließlich der Entflechtungsvorschriften und der Vorschriften für die Erstellung von Zehnjahres-Netzentwicklungsplänen, herrscht jetzt ein Investitionsklima, durch das sichergestellt wird, dass die Leitungen gebaut werden, die am dringendsten benötigt werden. Das dritte Energiepaket hat sowohl die Anreize als auch die Möglichkeiten der Betreiber, zu diskriminierendem Verhalten zurückzukehren oder den Bau wichtiger Infrastrukturen zu unterlassen, verringert. Bislang wurde für 96 von rund 100 Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetzbetreibern in Europa die Übereinstimmung mit einem der im dritten Energiepaket vorgesehenen Entflechtungsmodelle zertifiziert.[22] Die Kommission wird die Lage weiter beobachten und wachsam bleiben, um die Einhaltung der EU-Wettbewerbsvorschriften sicherzustellen. In die Energieinfrastruktur muss mehr investiert werden, und Europa kann sowohl zur finanziellen als auch zur administrativen Förderung bedeutender Investitionen beitragen. Daher hat die Kommission im Mai 2014 vorgeschlagen, das aktuelle Verbundziel von 10 % auf ein bis 2030 zu erreichendes Ziel von 15 % zu erhöhen.[23] Derzeit beträgt der durchschnittliche Verbundgrad etwa 8 %. Darüber hinaus hat die Kommission im Oktober 2013 die erste Unionsliste mit 248 Vorhaben von gemeinsamem Interesse (projects of common interest „PCI“) verabschiedet, die dringend verwirklicht werden müssen, um den integrierten Markt weiter zu stärken. Drei Viertel dieser Projekte sollen bis 2020 fertiggestellt sein. Die Einstufung als PCI bedeutet, dass ein Projekt Anspruch auf effizientere Genehmigungsverfahren haben kann. Zudem kann es eine finanzielle Unterstützung der Europäischen Union im Rahmen der so genannten Fazilität „Connecting Europe“ erhalten. Für die Energieinfrastruktur wurden 5,85 Mrd. EUR vorgesehen[24], [25]. Das Europäische Energieprogramm zur Konjunkturbelebung (EEPR) von 2010 und seine Umsetzung haben bereits gezeigt, dass ein politischer Konsens und eine gezielte EU-Finanzierung bei der Beschleunigung des Baus wichtiger Infrastrukturvorhaben einen entscheidenden Unterschied bewirken und dadurch nicht nur die Energiemärkte, sondern auch die Wirtschaft generell fördern. Im Rahmen des Programms wurden mehrere „Reverse-Flow“-Projekte in Mittel- und Osteuropa verwirklicht, z. B. zwischen Deutschland und Polen, wodurch das europäische Gassystem besser auf potenzielle Versorgungsstörungen reagieren kann. Überdies wurden viele fehlende Verbindungsstücke fertiggestellt, etwa Stromleitungen zwischen Estland und Finnland oder zwischen dem Vereinigten Königreich und Irland. Weitere äußerst wichtige Projekte sind derzeit im Bau, wie die LNG-Terminals in Polen und Litauen, die Stromverbindungsleitung zwischen Schweden und Litauen oder die Gasverbindungsleitung an der ungarisch-slowakischen Grenze. 3.1.2 Zusätzliche Infrastruktur muss dringend gebaut werden Wenn wir unsere Gas- und Stromnetze fit für die Zukunft machen wollen, müssen die bestehenden Gasfernleitungen und Stromleitungen innerhalb der Marktgebiete und zwischen ihnen gestärkt werden. Im Gassektor sollte der Schwerpunkt der Investitionen in erster Linie darauf liegen, die isolierte Lage der baltischen Staaten zu beenden und die Versorgung in vielen mittel- und südöstlichen Mitgliedstaaten zu diversifizieren. Kritisch sind Gebiete, in denen die Übertragungskapazität innerhalb eines Marktgebiets knapp ist, wie in Deutschland, und die Verbindungen innerhalb der baltischen Staaten. Eine bessere Anbindung der Stromnetze der Iberischen Halbinsel, des Ostseeraums sowie Irlands und des Vereinigten Königreichs mit dem Kontinent ist nach wie vor eine Priorität. Eine weitere wichtige Herausforderung ist der Bau eines integrierten Offshore-Netzes in der Nordsee sowie von Stromautobahnen, die eine kostenoptimale Einspeisung der in der EU aus erneuerbaren Energien im Meer und an Land erzeugten großen Strommengen in das Stromnetz ermöglichen. Damit die Stromnetze den künftigen Herausforderungen gerecht werden, müssen sie intelligenter werden. Insbesondere auf der Verteilungsebene müssen Investitionen in intelligente Zähler und in die lokale Erzeugung mit Investitionen einhergehen, die den Verteilernetzbetreibern (VNB) ein intelligenteres und effizienteres Netzmanagement ermöglichen. Intelligente Netze bieten auch eine einmalige Gelegenheit für die Wirtschaft, technische Lösungen und innovative Produkte für die Automatisierung der Netze oder der Haushalte zu entwickeln – etwas, worauf sich die Unternehmen in der EU traditionell gut verstehen. Da der Großteil der Netzinvestitionen nicht aus öffentlichen Mitteln bestritten werden wird, muss das Investitionsklima weiter verbessert werden. Daher ist der Zugang zu Finanzierungsmitteln für die Entwicklung der Infrastruktur in der EU weiterhin ein Problem. Investitionen in die Infrastruktur sind kapitalintensive Projekte, die stabile und berechenbare Regulierungsbedingungen erfordern. Wenngleich die Risikoscheu der Investoren nach wie vor anhält, kann das Fehlen eines stabilen Regulierungsrahmens das Vertrauen der Investoren erschüttern. Die aktuellen Arbeiten an gemeinsamen EU-weiten Vorschriften für die Festsetzung von Gastarifen sowie die Praxis der nationalen Regulierungsbehörden (NRB) und der Kommission, für wichtige neue Projekte (z. B. TAP oder Eleclink) maßgeschneiderte Regulierungsregelungen festzulegen, sind Schritte in die richtige Richtung, auf denen weiter aufgebaut werden muss. Die Mitgliedstaaten müssen die TEN-E-Verordnung durchführen, um die wichtigsten Vorhaben von gemeinsamem Interesse ausweisen und vollenden zu können. Die derzeitigen Verzögerungen bei der Durchführung, etwa bei der Benennung zentraler Anlaufstellen für die Erteilung von Genehmigungen, sind inakzeptabel. Zusätzlich zum Bau neuer Infrastruktur muss sichergestellt werden, dass die bestehende Infrastruktur effizient und im Interesse der Versorgungssicherheit genutzt wird. In diesem Zusammenhang ist sich die Kommission bewusst, dass die Auslastung von LNG-Terminals in den letzten Jahren und Monaten zurückgegangen ist, wodurch die Branche unter Druck steht. Auch die kommerzielle Nutzung von Gasspeicheranlagen scheint rückläufig zu sein, auch wenn die Speichermengen im August 2014 eine Rekordhöhe erreichten. Aufgrund der Unwägbarkeiten des Marktes sind die Betreiber von LNG-Anlagen und von Speicheranlagen mit Sicherheit einem höheren geschäftlichen Risiko ausgesetzt. Die möglichen Auswirkungen dieser Entwicklung auf die langfristige Versorgungssicherheit müssen geprüft werden. 3.2 Die Software: Bedarf an transparenten, einfachen und stabilen Vorschriften Da die Gas- und die Stromgroßhandelsmärkte über die nationalen Märkte hinausgehen und Energieunternehmen über ihren Heimatmarkt hinaus tätig werden, sollte die Marktintegration nicht durch eine nach wie vor national ausgerichtete Regulierung und Regulierungsaufsicht aufgehalten werden. Der Flickenteppich unterschiedlicher nationaler Regulierungssysteme und die häufigen Änderungen des Regulierungsrahmens in einigen Mitgliedstaaten haben zu unnötigen administrativen Kosten und Transaktionskosten geführt und stellten somit keine solide Grundlage für die benötigten Investitionen dar. Das dritte Energiepaket sieht die Entwicklung eines harmonisierten rechtlichen Rahmens auf europäischer Ebene vor. Dank der auf europäischer Ebene betriebenen Zusammenarbeit der nationalen Verwaltungen, der Regulierungsbehörden im Energiebereich (unter dem Dach der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden („ACER“)) und der Netzbetreiber (die im Europäischen Verbund der Übertragungsnetzbetreiber und im Europäischen Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber („ENTSOs“) zusammengeschlossen sind) fängt der rechtliche Rahmen jetzt an, konkret Gestalt anzunehmen. Diese verbindlichen europäische Rechtsvorschriften, Netzkodizes genannt, werden derzeit ausgearbeitet, erlassen und immer mehr im Tagesgeschäft der Gas- und der Stromgroßhandelsmärkte angewandt. Ihre Auswirkungen machen sich möglicherweise nicht so unmittelbar bemerkbar wie eine neue Verbindungsleitung, aber sie stellen einen echten Fortschritt dar, der für die Förderung des grenzüberschreitenden Strom- und Gashandels grundlegend wichtig ist. Allerdings sind die Fortschritte im Strom- und im Gassektor sowie zwischen den Regionen unterschiedlich weit gediehen, und es sind neue Herausforderungen zutage getreten. 3.2.1 Bisher erzielte erhebliche Fortschritte und verbleibende Herausforderungen Damit der Markt sich voll entfalten kann, muss zunächst dafür gesorgt werden, dass alle Marktteilnehmer die bestehenden Gas- und Strominfrastrukturen auf nicht diskriminierende Weise und zu einem fairen Preis nutzen können. Der Kapazitätszuweisung und dem Engpassmanagement bei den Netzen und insbesondere bei den Verbindungsleitungen wurde daher Priorität eingeräumt. Pilotprojekte und eine frühe Umsetzung auf regionaler Ebene haben dabei den Weg gewiesen. Ein hervorragendes Beispiel für eine solche regionale Zusammenarbeit war die Einführung der so genannten „Day-Ahead-Marktkopplung“ durch Netzbetreiber und Strombörsen aus 14 Mitgliedstaaten[26] im Februar 2014. Dabei handelt es sich um einen Mechanismus für das optimale Management der grenzüberschreitenden Lastflüsse, durch den Preisunterschiede von den baltischen Staaten bis zur Iberischen Halbinsel geglättet werden.[27] Seit Mai 2014 ist auch der südwesteuropäische Markt, d. h. Spanien und Portugal, mit Nordwesteuropa gekoppelt. Ungarn, die Slowakei und die Tschechische Republik haben ebenfalls in einem ersten Schritt ihre Märkte gekoppelt mit dem Ziel, diesen Markt mit dem größeren Markt im Westen zu koppeln. Eine Marktorganisation, die die tatsächlichen physischen Engpässe widerspiegelt, würde die Investitionssignale und den effizienten Betrieb weiter bessern. Im Gassektor ist als Beispiel die Einrichtung der PRISMA-Plattform im Jahr 2013 zu nennen, mit der eine ähnliche Wirkung erzielt wurde. Über diese Plattform wird die Verbindungskapazität der Netze von 28 Fernleitungsnetzbetreibern, die für den Transport von 70 % des Gases in Europa verantwortlich sind, auf transparente und einheitliche Weise versteigert.[28] Die Vorschriften sind nunmehr in den ersten rechtsverbindlichen Netzkodizes für den Gassektor förmlich verankert worden. Was den Stromsektor betrifft, sind wir hinsichtlich der Verabschiedung der ersten Netzkodizes noch in diesem Jahr auf einem guten Weg. Der nächste Schritt wird darin bestehen, den Schwerpunkt auf die Förderung des kurzfristigen Handels und auf die Entwicklung von Märkten für Hilfsdienste zu legen, um die Beteiligung neuer Akteure, einschließlich der Erzeuger von Energie aus erneuerbaren Quellen, zu ermöglichen. Da unsere Energiesysteme mit der Integration der variablen Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie flexibler werden müssen, ist es wichtig, Kurzfristmärkte zu entwickeln, die den Käufern und Verkäufern die Möglichkeit bieten, ihre Gas- bzw. Stromkäufe durch den kurzfristigen Kauf oder Verkauf unvorhergesehener Überschussmengen während des Tages kontinuierlich in Echtzeit anzupassen. Dabei müssen die Interaktionen zwischen ÜNB/FNB und VNB, die sich mit dem Intelligenterwerden der Netze ändern, berücksichtigt werden. Grenzüberschreitende Regelenergiemärkte sind auch von zentraler Bedeutung, damit die Ausgleichsressourcen von den Ländern auf effektive Weise gemeinsam genutzt werden können, was die Versorgungssicherheit verbessert und die Ausgleichskosten für das System reduziert. Im Gassektor wurde ein verbindlicher Netzkodex erlassen, durch den auf EU-Ebene die Rechte und Pflichten der verschiedenen Akteure harmonisiert und Transaktionen auf den so genannten Regelenergiemärkten ermöglicht werden. Im Stromsektor wird an ersten Mindestregeln für eine Angleichung der sehr unterschiedlichen, nebeneinander bestehenden nationalen Bilanzierungssysteme gearbeitet. Die Vorschriften für den Betrieb der Gas- und der Stromnetze werden derzeit verbessert, wobei Protokolle für die Interaktionen der ÜNB/FNB unter normalen Bedingungen sowie bei Systembelastungen und Notfällen standardisiert werden. Ziel ist es, die Verfahren zu vereinfachen und robuster zu machen. Sobald das System funktioniert, wird es für die Verbraucher mehr Sicherheit und für Investoren größere Rechtssicherheit bedeuten. Eine bedeutende, jedoch vielfach unterschätzte Herausforderung bei der Sicherstellung einer langfristigen, sicheren Gasnutzung durch die Bürgerinnen und Bürger und Unternehmen in der EU hängt damit zusammen, dass die Gasqualitäten sich aufgrund neuer Anbieter und unterschiedlicher Gasflussmuster verändern. Die Mitgliedstaaten sollten die sich ändernden Gasqualitäten weiterhin sorgfältig prüfen und darüber informieren. Schließlich wurde auch die Transparenz deutlich und in vielerlei Hinsicht verbessert. Die Regulierungsaufsicht, die für die Integrität der Märkte sorgen und Marktmissbrauch vermeiden soll, wurde durch die Anwendung der Bestimmungen der REMIT-Verordnung von 2011 verschärft.[29] Bis Anfang 2015 wird der Verband ENTSO-E eine zentrale Informationstransparenzplattform für die Veröffentlichung von Daten in Strommärkten einrichten.[30] Die Marktteilnehmer und Investoren benötigen diese Daten als Grundlage für ihre kurzfristigen Handels- und für ihre langfristigen Investitionsentscheidungen. Es ist äußerst wichtig, dass die Regulierungsbehörden und die ACER die Handelstätigkeiten genau im Auge behalten, da die Verbraucher und die politischen Entscheidungsträger darauf vertrauen müssen, dass die Preise nicht zum Vorteil einiger und zum Nachteil der Verbraucher manipuliert wurden. Im Vereinigten Königreich ist die von der Energieregulierungsbehörde Ofgem angekündigte Untersuchung hierfür ein gutes Beispiel.[31] Die ACER und die nationalen Regulierungsbehörden müssen über die notwendigen Mittel verfügen, um diese wichtigen neuen Aufgaben auf effektive Weise und in enger Zusammenarbeit mit den Finanzmarktaufsichtsbehörden und Wettbewerbsbehörden wahrnehmen zu können. 3.2.2 Weitere Netzkodizes und eine bessere Umsetzung sind notwendig Die Arbeiten an einem Rahmen für die effiziente Nutzung und den effizienten Ausbau der Fernleitungs- und der Stromnetzkapazitäten müssen fortgeführt und ergänzt werden. Die Netzentgelte sind sowohl im Gas- als auch im Stromsektor ein heikles Thema. Die Zusammensetzung der Entgelte sollte transparent sein und auf klaren, gemeinsamen europäischen Regeln beruhen, damit die Netznutzer sicher sein können, dass sie unabhängig davon, in welchem Land sie tätig sind, einen fairen Preis zahlen. Entgelte haben auch einen wichtigen Verteilungseffekt: zwischen Produzenten/Lieferanten und Kunden sowie über die Grenzen hinweg. Eine Vollendung des Energiebinnenmarkts ist nicht möglich, wenn die Entgelte nach wie vor eine rein nationale Angelegenheit sind, bei der die grenzüberschreitenden Auswirkungen nicht in vollem Umfang berücksichtigt werden. Die einschlägigen Netzkodizes befinden sich derzeit in der Frühphase ihrer Ausarbeitung, sie müssen jedoch in den nächsten beiden Jahren vervollständigt und verabschiedet werden. Sobald sich die Interessengruppen und die politischen Entscheidungsträger auf die am dringendsten benötigten Marktregeln verständigt haben, muss der Schwerpunkt auf die Umsetzung und die strikte Anwendung in der Praxis gelegt werden. Dies setzt in erster Linie die uneingeschränkte Zusammenarbeit aller beteiligten Akteure voraus. Die ENTSOs sollten ihre Aufgabe, die Umsetzung der Netzkodizes zu überwachen, aktiv wahrnehmen. Mit dieser Aufgabe wurden sie im Rahmen des dritten Energiepakets betraut, doch sie kommen ihr bisher nur zögerlich nach. Der ACER wird empfohlen, den Schwerpunkt ebenfalls auf die Umsetzung zu legen, wofür es mit dem im März 2014 veröffentlichten Bericht über das Engpassmanagement im Gassektor und ihren jährlichen Monitoring-Berichten bereits erste Ansätze gibt. 3.2.3 Die intelligenten Netze müssen für das Energiesystem wie auch für private Haushalte und KMU vorteilhaft sein Die optimale Nutzung neuer Technologien bedeutet, dass die Schranken zwischen dem Großhandelsmarkt und dem Endkundenmarkt beseitigt werden müssen. Sollen die Verbraucher aller Verbrauchsgrößen, einschließlich Haushalte und KMU, von der Anpassung von Verbrauch und Produktion entsprechend den Preissignalen des Großhandelsmarkts profitieren, müssen sie die Möglichkeit haben, ihre Flexibilität am Markt direkt oder indirekt anzubieten, jedoch immer mit der freien Wahl des Abnehmers.[32] In Schweden ist dies bereits Realität, und die Endkunden entscheiden sich immer häufiger für Stromverträge mit dynamischen Preisen.[33] Beim Betrieb der Verteilernetze wird damit begonnen werden, bestimmten komplexen Vorgängen Rechnung zu tragen, mit denen bislang nur die Übertragungsnetzbetreiber zu tun hatten. Dies bedeutet, dass die VNB intelligent investieren müssen, und zwar nicht nur in Stromleitungen, und dass sie lokalen Beschränkungen des Netzes durch Märkte begegnen müssen, auf denen Flexibilität in transparenter Weise zu gleichen Wettbewerbsbedingungen für alle, die diese anbieten, gehandelt wird. Dies bedeutet auch, dass die VNB im Wege der Entgeltregulierung angemessene Anreize erhalten müssen.[34] Der Datenverkehr wird in intelligenten Netzen erheblich zunehmen. Die Verbraucher haben bereits das Recht zu entscheiden, wer Zugang zu ihren Messdaten[35] hat, aber die NRB oder der Mitgliedstaat muss jeweils klare Datenverwaltungsverfahren festlegen, um die Privatsphäre, die Sicherheit und den diskriminierungsfreien Zugang zu gewährleisten. Intelligente Zähler werden detaillierte Verbrauchsdaten generieren, die für Erstellung der Endkundenrechnungen verwendet werden sollen. Echtzeit-Verbrauchsdaten aus dem Haus, vom intelligenten Gerät oder vom Elektrofahrzeug erfordern keine Überprüfung durch den VNB: Um einen vom Wettbewerb geprägten Markt für innovative Energiedienstleistungen schaffen zu können, sollten diese für den Verbraucher oder nach einer entsprechenden Zustimmung des Verbrauchers für jede Partei direkt zugänglich sein.[36] Bei verschiedenen Pilotprojekten ergab sich hinsichtlich des Interesses der Verbraucher an innovativen Dienstleistungen ein gemischtes Bild, und der Preisrückgang bei Solarpaneelen oder Batterien lässt sich nur schwer vorhersagen. Dennoch ist klar, dass die Integration der erneuerbaren Energien und die Ausrichtung auf die Energieeffizienz zu einem Wandel bei der Art und Weise führen wird, in der Strom erzeugt, übertragen und verbraucht wird. Der Regulierungsrahmen muss dem Wandel Rechnung tragen und sicherstellen, dass den Verbrauchern die Möglichkeit geboten wird, auf ihre Energierechnungen in einer Weise Einfluss zu nehmen, die die Energieeffizienz des gesamten Systems verbessert. 4. UMSETZUNG UND VERTIEFTE INTEGRATION AUF DER BASIS DER REGIONALEN INTEGRATION Nachdem sich die europäischen Staats- und Regierungschefs auf die Bedeutung der Vollendung des Energiebinnenmarktes bis 2014 verständigten, veröffentlichte die Kommission einen Aktionsplan für die Vollendung des Energiebinnenmarktes mit 22 konkreten Maßnahmen, die mit Blick auf die Durchsetzung der vorhandenen Rechtsvorschriften, das Funktionieren des Endkundenmarktes und die Umstellung der Energiesysteme durchgeführt werden sollten.[37] 4.1 Fortschritte bei der Durchsetzung der Vorschriften und bei gut konzipierten staatlichen Interventionen Hinsichtlich der Durchsetzung der Vorschriften haben die Vertragsverletzungsverfahren wegen unvollständiger Umsetzung der Richtlinien des dritten Energiepakets, die die Kommission seit 2011 angestrengt hat, Erfolge gezeigt, da die Mitgliedstaaten dadurch dazu bewegt wurden, nationale Rechtsvorschriften zur vollständigen Umsetzung der Richtlinien zu erlassen.[38] Die Kommission widmet sich nunmehr der Prüfung auf Konformität, um festzustellen, ob die Vorschriften des dritten Energiepakets durch die von den Mitgliedstaaten mitgeteilten Maßnahmen ordnungsgemäß umgesetzt wurden. Fortschritte gab es auch bei dem Vorgehen gegen drohende unkoordinierte und kontraproduktive nationale Maßnahmen, die den Binnenmarkt beeinträchtigen. In der oben genannten Mitteilung über staatliche Intervention und in den Leitlinien für staatliche Beihilfen in den Bereichen Energie und Umwelt hat die Kommission den Mitgliedstaaten Orientierungshilfen gegeben, damit die von ihnen vorgenommenen Eingriffe tatsächlich notwendig und verhältnismäßig sind, und auf die zentrale Rolle hingewiesen, die ihnen dabei zukommt, den Binnenmarkt zu einem Erfolg zu machen, statt ihn absichtlich oder unabsichtlich zu beschädigen. In Fällen, in denen Interventionen begründet sind, etwa zur Förderung erneuerbarer Energien, sollten sie so konzipiert sein, dass sie die Marktintegration erleichtern. Diejenigen Mitgliedstaaten, die bereits über Kapazitätsmechanismen verfügen (z. B. Griechenland und Irland), beginnen jetzt damit, sie so zu ändern, dass sie mit den Leitlinien der Kommission in Einklang stehen. Die Zusammenarbeit zwischen der Kommission, den Regierungen der Mitgliedstaaten, den Regulierungsbehörden und den Übertragungsnetzbetreibern wird in dieser komplexen Angelegenheit weiterhin besonders wichtig sein, insbesondere um beurteilen zu können, wie sich die Vorteile eines integrierten Ansatzes am besten realisieren lassen. Derzeit planen mehrere Mitgliedstaaten, darunter Frankreich und Italien, die Einführung von Kapazitätsmechanismen, während andere, z. B. Deutschland, die Entwicklung von Rückfallmechanismen ernsthaft in Erwägung ziehen. Gut konzipierte Maßnahmen können zwar eine angemessene und effektive Lösung für konkrete Defizite bezüglich der ausreichenden Stromerzeugung sein, schlecht konzipierte Systeme hingegen belasten die Verbraucher finanziell unnötig und können Investitionen in Energieeffizienz und in neue Verbindungsleitungen konterkarieren und Auswirkungen auf unsere Dekarbonisierungspolitik haben. In ihren Leitlinien hat die Kommission hervorgehoben, wie wichtig eine gründliche und objektive Analyse ist, bei der alle in Frage kommenden Ursachen von Problemen bei der Versorgungssicherheit sowie alle potenziellen Abhilfemaßnahmen untersucht werden. Die regionale Zusammenarbeit ist in diesem Zusammenhang von entscheidender Bedeutung, damit etwaige grenzübergreifende Lösungen, die mitunter wirksamer und weniger kostspielig sind, nicht außer Acht gelassen werden. Die Kommission stellt fest, dass benachbarte Mitgliedstaaten wie Frankreich und Spanien, das Vereinigte Königreich und Irland, Belgien und die Niederlande oder die baltischen Staaten häufig einen komplementären Energiemix aufweisen, mit überschüssigen Kapazitäten in einem Land und potenziellen Defiziten im jeweils anderen Land. Eine bessere Integration dieser Märkte und gemeinsame Lösungen könnten kostengünstiger und für alle vorteilhaft sein. Entsprechende politische Verpflichtungen in den betroffenen Ländern sind jedoch notwendig, damit solche gemeinsamen Lösungen funktionieren können. Die Kommission fordert als Minimallösung, dass die Kapazitätsmechanismen für ausländische Kapazitäten offen stehen, die wirksam zur Einhaltung der geforderten Versorgungssicherheitsstandards in dem jeweiligen Mitgliedstaat beitragen können. Die Kommission fordert zudem, dass die Kapazitätsmechanismen nachfrageseitige Lösungen genauso fördern und belohnen müssen wie erzeugungsseitige Lösungen. Flexibilität bei der Produktion und der Nachfrage muss gefördert werden, damit die Kapazitätsmechanismen diesbezüglich die Anreize ergänzen, die sich aus variablen Strompreisen auf dem Day-Ahead-Markt, dem Intraday-Markt und dem Regelenergiemarkt ergeben. Die Kommission führt ausführliche Studien zur Bewertung der Angemessenheit der Stromerzeugung und des Stromsystems in Europa durch. Diese werden zur Festlegung der Standards für die Angemessenheit beitragen, die in einem wirksam funktionierenden Energiebinnenmarkt zweckmäßig sind. An diesen Arbeiten werden der Verband ENTSO-E, die ACER und die Behörden der Mitgliedstaaten, auch im Rahmen der Koordinierungsgruppe „Strom“, beteiligt sein. Die Ergebnisse dieser Studien werden eine objektive Erkenntnisgrundlage für die künftigen Arbeiten der Kommission bilden. Im Übrigen gibt es bereits Anzeichen dafür, dass eine bessere Zusammenarbeit und ein besserer Datenaustausch allein möglicherweise nicht ausreichen, um regionale Engpässe zu bewältigen oder auf umfassendere Systemstörungen in Echtzeit reagieren zu können. Die freiwilligen regionalen ÜNB-Initiativen, die daraufhin entstanden sind, werden wertvolle Informationen über die Wirksamkeit regionaler Kontrollzentren liefern, die über genau definierte Entscheidungsbefugnisse in spezifischen operativen Angelegenheiten verfügen. 4.2 Die Notwendigkeit eines regionalen Ansatzes Die ACER und die ENTSOs haben eine Schlüsselrolle bei den Fortschritten auf dem Weg zu einem funktionierenden Energiebinnenmarkt gespielt. Die Kommission hat vor kurzem die ersten Jahre der Tätigkeit der ACER evaluiert und kam zu dem Schluss, dass die Agentur zu einer glaubwürdigen und angesehenen Institution geworden ist, die eine herausgehobene Stellung im Bereich der EU-Regulierung einnimmt und sich auf die richtigen Prioritäten konzentriert.[39] Mit zunehmender Integration der Märkte und in dem Maße, in dem die Regulierungsfragen häufiger einen grenzübergreifenden Charakter haben, wird jedoch die Zusammenarbeit zwischen der ACER und den ENTSOs vertieft werden müssen. Der institutionelle Rahmen muss für die Behandlung der aufkommenden praktischen Regulierungsfragen geeignet sein. Für die wirksame Arbeit der ACER und der ENTSOs ist die aktive Beteiligung ihrer Mitglieder unerlässlich. Die große Mehrheit der nationalen Regulierungsbehörden nimmt an den ACER-Arbeitsgruppen teil und führt in ihnen den Vorsitz. Die Kommission ist besorgt darüber, dass in mehreren Mitgliedstaaten die Personal- und die Haushaltsmittelausstattung der Regulierungsbehörden gekürzt wurden, zumal deren Aufgaben in den letzten Jahren zugenommen haben. Die Umsetzung der haushaltspolitischen Empfehlungen im Rahmen des Stabilitäts- und Wachstumspakts darf zwar nicht gefährdet werden, aber in einigen Ländern scheinen die Regulierungsbehörden strukturell unterfinanziert zu sein.[40] Genauso beunruhigend ist, dass in einer begrenzten Anzahl von Ländern die Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden und die notwendige Übertragung der Befugnisse noch nicht in vollem Umfang gegeben sind. Ein regionaler Ansatz war und wird auch in Zukunft für die Integration des europäischen Energiemarktes entscheidend sein. Er ermöglicht sofortige Ergebnisse und kann den grenzüberschreitenden Handel fördern, die Versorgungssicherheit verbessern und die Integration erneuerbarer Energien erleichtern. Die Zusammenarbeit in einer kleineren Gruppe, die nicht die gesamte EU umfasst, kann in vielen Fällen schneller vorangehen und für die Lösung der besonderen Herausforderungen der jeweils betroffenen Region besser geeignet sein.[41] Regionale Initiativen bilden eine solide Grundlage für die Verwirklichung des Energiebinnenmarktes durch konkrete Ergebnisse, die direkt sichtbar sind. Dabei kann es sich um den Ausbau der grenzüberschreitenden Netzinfrastruktur handeln wie bei der Offshore-Netz-Initiative der Nordseeländer, die darauf abzielt, ein Hochspannungsverbundnetz in der Nordsee zu entwickeln, durch das die Märkte besser miteinander verbunden werden und die sichere Integration von Offshore-Windparks erleichtert wird. Ein weiteres Beispiel ist der Verbundplan für den Energiemarkt im Ostseeraum (BEMIP), der die Isolierung des Ostseeraums beenden und den Ostseeraum vollständig in die EU-Energiemärkte einbeziehen soll, wodurch die Gasversorgung sicherer wird. Die Zusammenarbeit in Mittel- und in Südosteuropa ist ebenso wichtig, damit in der Region umfassendere Möglichkeiten der Gasbeschaffung entstehen und die Abhängigkeit von einer einzigen Lieferquelle verringert wird. So konnte durch die von der Kommission unterstützte Zusammenarbeit zwischen Griechenland, Italien und Albanien ein geeigneter Regulierungsrahmen für die TAP geschaffen werden, über die zusätzliches Gas aus dem kaspischen Raum auf den EU-Markt gelangen wird. Regionale Initiativen stellen ihren konkreten Wert auch bei der (frühen) Umsetzung der Netzkodizes unter Beweis. Bestätigt wird dies durch die in Absatz 3.2.1 genannten Beispiele für die Marktkopplungsinitiative im Stromsektor und im Gassektor durch die Auktionsplattform PRISMA für Fernleitungskapazität. Die Marktintegration schreitet somit auf der Grundlage konkreter Projekte, die auf regionaler Ebene eingeleitet wurden, von Nord nach Süd, von West nach Ost, voran. Mit Blick auf die Zukunft sollte die Integration der regionalen Märkte fortgesetzt werden, da sie einen entscheidenden Schritt auf dem Weg zur letztendlichen Konsolidierung eines gemeinsamen EU-weiten Energiebinnenmarktes darstellt.[42] Daher sollte die verbesserte Koordinierung der verschiedenen regionalen Prozesse besondere Aufmerksamkeit erfahren, damit diese am Ende konvergieren und zusammengeführt werden. 4.3 Intensivierung unserer Anstrengungen Wie in Kapitel 3 dieser Mitteilung dargelegt, wurden erhebliche Fortschritte bei der Vollendung des Regulierungsrahmens, der dem Markt zugrunde liegt, erzielt. Dennoch müssen die Anstrengungen intensiviert werden, insbesondere in Bezug auf die Fertigstellung der Netzkodizes für den Stromsektor und die Überwachung ihrer fristgerechten und korrekten Umsetzung in der gesamten EU. Der Großteil der Maßnahmen des Aktionsplans 2012 wurde umgesetzt oder kommt gut voran, wodurch die EU bei der Vollendung des Energiebinnenmarktes gute Fortschritte macht, so wie dies zum Zeitpunkt der Verabschiedung des dritten Energiepakets vorgesehen war. Auf keinen Fall dürfen wir uns jedoch auf unseren Erfolgen ausruhen. Auch dann, wenn alle Vorschriften in Kraft sind, werden die Überwachung und die Durchsetzung dieser Vorschriften sowie der Einhaltung gleicher Wettbewerbsbedingungen für alle Akteure fortgesetzte Anstrengungen der Behörden auf nationaler und auf EU-Ebene erforderlich machen. Die für das Verteilernetz geltenden Vorschriften, insbesondere die Vorschriften des dritten Energiepakets und der Energieeffizienz-Richtlinie, müssen unter Berücksichtigung der technologischen Entwicklungen auf kohärente und korrekte Weise angewandt werden, damit eine intelligentere Bewirtschaftung für die Verbraucher und das Energiesystem insgesamt positive Auswirkungen hat. Über den Aktionsplan 2012 hinaus ist die Kommission der Auffassung, dass die Vertiefung der Integration des Energiebinnenmarktes weitere Vorteile hervorbringen könnte. Der Vorschlag der Kommission für einen neuen Rahmen für die Klima- und Energiepolitik bis 2030 sowie die Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung machen deutlich, dass eine weitere Integration der Energiemärkte die Voraussetzung dafür sein wird, dass wir unsere mittel- bis langfristigen Ziele erreichen. [1] Schlussfolgerungen des Europäischen Rates vom 4. Februar 2011, https://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/en/trans/119253.pdf [2] Siehe z. B. Positionspapiere der Verbände IFIEC (http://www.ifieceurope.org/docs/20140225%20IE_Manifesto.pdf), Eurogas (http://www.eurogas.org/uploads/media/Internal_market_13PP011_-_Eurogas_Position_Paper_on_the_Internal_Energy_Market_-_24.01.13.pdf), Eurelectric (http://www.eurelectric.org/news/2012/achieving-the-internal-energy-market-by-2014-must-remain-key-priority,-eurelectric-urges/) und BEUC (http://www.beuc.eu/publications/x2013_091_mgo_memorandum-greek_presidency.pdf) [3] Schlussfolgerungen des Europäischen Rates vom 21. März 2014, https://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/en/trans/119253.pdf [4] Mitteilung der Kommission „Ein funktionierender Energiebinnenmarkt“ vom 15. November 2012, http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/doc/20121115_iem_0663_de.pdf [5] Wettbewerb ist ein wichtiger, aber nicht der einzige Faktor, der zu diesem Rückgang beigetragen hat. Weitere wichtige Faktoren sind die zunehmende Nutzung erneuerbarer Energien, die zu Grenzkosten von Null produzieren können, und der Wirtschaftsabschwung. [6] Mitteilung der Kommission „Energiepreise und -kosten in Europa“ vom 22. Januar 2014, http://ec.europa.eu/energy/doc/2030/20140122_communication_energy_prices.pdf [7] Die Kommission hat sich mit dieser Frage insbesondere in ihrem Paket zu staatlichen Interventionen im Energiesektor vom November 2013 (C(2013) 7243 final) befasst. [8] Studie „Benefits of an Integrated European Energy Market“ von Booz & Company Amsterdam, S. 21, http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/studies/doc/20130902_energy_integration_benefits.pdf. [9] Mitteilung der Kommission „Ein Rahmen für die Klima- und Energiepolitik im Zeitraum 2020-2030“ vom 22. Januar 2014, http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014DC0015&from=EN. [10] COM(2014)15 final. [11] Zusammen mit einem gut funktionierenden Markt können die Einführung des EU-ETS und die vollständige Europäisierung der Organisation des CO2-Markts im Jahr 2013 den Übergang zu nachhaltigen, CO2-armen und effizienten Energiesystemen erleichtern. [12] Mitteilung der Kommission „Europäische Strategie für Energieversorgungssicherheit“ vom 28. Mai 2014, http://ec.europa.eu/energy/doc/20140528_energy_security_communication.pdf [13] Verordnung (EU) Nr. 994/2010 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. [14] Dies schließt auch die Vorschriften für staatliche Beihilfen und für den Umweltbereich sowie die Verpflichtung der EU ein, die Subventionen für fossile Brennstoffe stufenweise abzuschaffen. [15] Mitteilung der Kommission „Energiepreise und -kosten in Europa“ vom 29. Januar 2014, http://ec.europa.eu/energy/doc/2030/20140122_communication_energy_prices.pdf [16] Studie „Benefits of an Integrated European Energy Market“ von Booz & Company Amsterdam, S. 21, http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/studies/doc/20130902_energy_integration_benefits.pdf [17] Siehe Abbildung [26] der Arbeitsunterlage der Kommissionsdienststellen „Trends and developments in European energy markets“ (Trends und Entwicklungen auf den europäischen Energiemärkten) SWD (2014) 310, die dieser Mitteilung beigefügt ist. [18] Falls es Bedenken wegen fehlender Investitionssignale in einer bestimmten Region innerhalb einer größeren Preiszone (im Allgemeinen ist diese mit einem Mitgliedstaat deckungsgleich) gibt, ist dies entweder auf die unzureichende Stärke des Netzes zurückzuführen oder ein Anzeichen für eine grundlegende wirtschaftliche Divergenz zwischen den beiden Teilen der Preiszone. Sobald die Stärke und die Stabilität des Netzes gewährleistet sind, hat die geografische Lage der Erzeugung an sich keine Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit. Dies ist einer der Vorteile des Strombinnenmarktes. Die ÜNB sollten in der Lage sein, Systemunterstützungsleistungen für eine begrenzte Zeit und in einer von den Regulierungsbehörden genehmigten Weise zu beschaffen, während das Netz noch gestärkt wird. Ein regionaler Kapazitätsmechanismus innerhalb einer einzigen Preiszone würde jedoch die Funktionsweise des Marktes verzerren. [19] Daten für den Zeitraum 2008–2012 weisen einen Anstieg der Steuern und Abgaben aus. [20] Nach den Plänen der Mitgliedstaaten für die Einführung intelligenter Messsysteme gemäß der Verpflichtung in Anhang I Nummer 2 der Richtlinie 2009/72/EG werden 72 % aller Stromverbraucher bis 2020 mit intelligenten Zählern ausgerüstet sein. Auf Dächern angebrachte Solarpaneele machen derzeit in Deutschland rund 11,5 % und in Italien 5 % der gesamten installierten Erzeugungskapazität aus. Quellen: KEMA (2014) „Integration of Renewable Energy in Europe“, EPIA, pvgrid.eu, Kommission. [21] Arbeitsdokument der Kommissionsdienststellen SWD(2014) 314 über die Durchführung der TEN-E-, EEPR- und PCI-Projekte im Anhang zu dieser Mitteilung und Arbeitsdokument der Kommissionsdienststellen SWD (2014) 313 über projektierte Investitionen in die Energieinfrastruktur im Anhang zu dieser Mitteilung. [22] Das beliebteste Entflechtungsmodell ist das Modell der vollständigen eigentumsrechtlichen Entflechtung. Für das ITO-Modell hat sich etwa ein Drittel der FNB entschieden. Im Stromsektor wird das ITO-Modell von nur sechs ÜNB angewendet. Die Wirksamkeit des ITO-Modells wird in einer Arbeitsunterlage der Kommissionsdienststellen SWD(2014) 312 untersucht, die dieser Mitteilung beigefügt ist. [23] Siehe Fußnote 12. [24] Arbeitsdokument der Kommissionsdienststellen SWD(2014) 314 über die Durchführung der TEN-E-, EEPR- und PCI-Projekte, das dieser Mitteilung beigefügt ist. [25] Eine Förderung von Investitionen ist auch im Rahmen des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung möglich, vor allem in weniger entwickelten Regionen. [26] Belgien, Dänemark, Estland, Finnland, Frankreich, Deutschland, Österreich, das Vereinigte Königreich, Lettland, Litauen, Luxemburg, die Niederlande, Polen und Schweden. Auch Norwegen als Nicht-EU-Staat beteiligt sich. [27] Pressemitteilung der Kommission „Progress towards the Internal Energy Market 2014:„Pilot project for EU wide electricity trade starts today“ vom 4. Februar 2014, http://europa.eu/rapid/press-release_MEX-14-0204_en.htm [28] Weitere Beispiele für eine frühzeitige Umsetzung des Netzkodex über die Kapazitätszuweisung sind die polnische GSA-Plattform und die ungarisch-rumänische regionale Buchungsplattform (RBP). [29] Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts, ABl. L 326 vom 8.12.2011, S. 1. [30] Gemäß der Definition in der Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission. [31] OFGEM-Pressemitteilung vom 27. März 2014. [32] Gemäß Artikel 15 Absatz 8 der Energieeffizienz-Richtlinie müssen Laststeuerungs-Dienstleister den gleichen Zugang zu organisierten Märkten haben wie Versorger. [33] Angaben der schwedischen NRB zufolge ist der Anteil der Verträge mit variablen Preisen zwischen 2004 und 2014 von 4 % auf 38 % gestiegen. Quelle: EI, 17. April 2014. [34] Gemäß der Definition in Artikel 37 Absatz 8 der Richtlinie 2009/72/EG. [35] Gemäß der Definition in Anhang I Absatz 1 Buchstabe h der Richtlinie 2009/72/EG. [36] Gemäß Artikel 4 Absatz 12 der Richtlinie 2014/94/EU über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe müssen die Verbraucher die Möglichkeit haben, einen separaten Stromvertrag für ein Elektrofahrzeug zu schließen. Dadurch entstehen neue Geschäftsmodelle für den Verkauf von Fahrzeugen mit einem „Stromabonnement“. Was bei einem Fahrzeug möglich ist, ist auch bei jedem beliebigen Gerät in einem Haushalt möglich. [37] Dies war Bestandteil der Mitteilung zum Energiebinnenmarkt vom November 2012. Neun dieser Maßnahmen stellten speziell auf das Funktionieren des Endkundenmarktes in verschiedenen Mitgliedstaaten ab. [38] Zum 22. September 2014 waren Vertragsverletzungsverfahren wegen unvollständiger Umsetzung nur noch gegen zwei Mitgliedstaaten anhängig, von denen einer vor kurzem weitere Rechtsvorschriften erlassen hat, die derzeit von der Kommission geprüft werden. [39] http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/acer/doc/20140122_acer_com_evaluation.pdf [40] Siehe die dieser Mitteilung beigefügten Länderberichte. [41] Die regionale Integration war bislang erfolgreich. Die nordischen Länder waren im Stromsektor mit einer frühzeitigen Zusammenführung ihrer Märkte innerhalb von NordPool wegbereitend. Auch das Pentalaterale Forum im Westen hat bahnbrechende Integrationsprojekte sowohl im Strom- als auch im Gassektor auf den Weg gebracht. [42] Die EU fördert die regionale Integration im Energiebereich auch im Rahmen ihrer makroregionalen Strategien sowie im Rahmen der europäischen territorialen Zusammenarbeit („ETZ“).