52009DC0115

[pic] | KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN |

Brüssel, den 11.3.2009

KOM(2009) 115 endgültig

MITTEILUNG DER KOMMISSION AN DEN RAT UND DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT

Bericht über die Fortschritte bei der Verwirklichung des Erdgas- und Elektrizitätsbinnenmarktes {SEC(2009) 287}

MITTEILUNG DER KOMMISSION AN DEN RAT UND DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT

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

A. KONTEXT

Die vor mehreren Jahren eingeleitete Liberalisierung des Strom- und Gasmarktes der EU hat zur Erneuerung des Energiesektors beigetragen. Sie trug zur Entwicklung des unternehmerischen Potenzials dieses Sektors bei und wirkte sich günstig auf energiebezogene Tätigkeiten aus, die von der Erzeugung unterschiedlicher Formen erneuerbarer Energie bis zur Schaffung von Finanzmärkten für Energiederivate reichen. Die Marktteilnehmer sind nun besser darauf vorbereitet, sich an rasche ökonomische und ökologische Veränderungen anzupassen, wobei der Klimawandel eine besondere Herausforderung für den Energiesektor darstellt. Dieser Bericht zeigt, dass in den vergangenen fünf Jahren auf den Strom- und Gasmärkten der EU wichtige Veränderungen stattfanden.

Diese Entwicklungen sind zwar ermutigend und unterstreichen die Vorzüge des Liberalisierungsprozesses, doch wurde das volle Liberalisierungspotenzial noch nicht ausgeschöpft. In einer Reihe von Mitgliedstaaten wurden die bestehenden Rechtsvorschriften (zweites Binnenmarktpaket) noch nicht ordnungsgemäß umgesetzt bzw. wurde der Bedarf an neuen Rechtsvorschriften deutlich. Um die ordnungsgemäße Umsetzung des EU-Rechts auf nationaler Ebene sicherzustellen greift die Kommission auf Vertragsverletzungsverfahren zurück bzw. ergänzt die Vorschriften für den Binnenmarkt durch das dritte Energiebinnenmarkt-Paket[1]. Im Juni und Juli 2008 wurde das Paket in erster Lesung vom Europäischen Parlament gebilligt. Im Oktober 2008 wurde im Rat eine politische Einigung erzielt. Die zweite Lesung begann im Januar 2009 und das Paket wird voraussichtlich Mitte 2009 verabschiedet. Anschließend muss das dritte Energiebinnenmarkt-Paket in einzelstaatliches Recht umgesetzt werden.

Durch diesen Bericht sollen unter anderem die derzeit bestehenden Mängel sowie die Bereiche benannt werden, in denen weitere Maßnahmen erforderlich sind. Dabei stützt sich der Bericht hauptsächlich auf die von den nationalen Regulierungsbehörden vorgelegten nationalen Berichte und die Eurostat-Daten zu den Endpreisen. Die nationalen Berichte wurden der Kommission im zweiten Halbjahr 2008 übermittelt und betreffen in der Hauptsache 2007; von Eurostat waren Daten für das erste Halbjahr 2008 verfügbar.

B. ENTWICKLUNG IN ZENTRALEN BEREICHEN, NOCH ZU LÖSENDE PROBLEME

1. Umsetzung der Rechtsvorschriften

Mehr als vier Jahre nach Ablauf der Frist (1. Juli 2004) sind die zweite Elektrizitäts- bzw. Erdgasrichtlinie[2] noch immer nicht vollständig umgesetzt.

Einige Mitgliedstaaten, darunter DK, LU und NL, haben nunmehr beide Richtlinien durch geeignete nationale Rechtsvorschriften umgesetzt. Auch in anderen Mitgliedstaaten sind Fortschritte zu verzeichnen: CZ, FI, DE, GR, LV, LT, SI und das VK haben nach einer mit Gründen versehenen Stellungnahme der Europäischen Kommission ihre nationalen Rechtsvorschriften mit dem EU-Recht in Einklang gebracht. Im Fall einiger anderer Mitgliedstaaten musste die Kommission rechtliche Schritte einleiten, um die vollständige und ordnungsgemäße Anwendung einiger Bestimmungen zu gewährleisten. Die nationalen Rechtsvorschriften werden von der Europäischen Kommission fortlaufend gründlich geprüft. Wie die Überwachung der Einhaltung der Elektrizitätsverordnung[3] und der Erdgasverordnung[4] durch die Gruppe der europäischen Regulierungsbehörden für Elektrizität und Erdgas (ERGEG) zeigt, werden die Verordnungen vor allem in Bezug auf die Befugnisse der nationalen Regulierungsbehörden zur Verhängung von Sanktionen sowie auf die Transparenz und damit zusammenhängende Themen noch nicht vollständig eingehalten.

Beim Erdgas war die Veröffentlichung der jeweiligen Einspeise- und Ausspeisepunkte, der kontrahierten und verfügbaren Kapazitäten sowie der historischen Flüsse in einer Reihe on Mitgliedstaaten unzureichend. Die Kommission wird die ordnungsgemäße Umsetzung der bestehenden Vorschriften weiter verfolgen und vertritt darüber hinaus die Auffassung, dass die derzeitigen Bestimmungen weiter verschärft werden müssen, damit Marktteilnehmer ausreichend informiert werden. Weitere Maßnahmen sind ferner erforderlich auf dem Gebiet der Regeln für den Ausgleich von Mengenabweichungen, die sich innerhalb der EU stark unterscheiden[5].

Bei der Einhaltung der Elektrizitätsverordnung und bei den Leitlinien für das Engpassmanagement sind Fortschritte zu verzeichnen. Die für ungefähr die Hälfte der Verbindungsleitungen bereits geschaffenen Mechanismen für die Intraday-Vergabe müssen rasch auf alle Verbindungsleitungen ausgeweitet werden. Auch zur Gewährleistung der vollständigen Umsetzung aller Transparenzanforderungen sind Verbesserungen erforderlich, ebenso wie ein gemeinsamer Mechanismus für die koordinierte Kapazitätsvergabe[6].

Für den Fall der Nichteinhaltung der Elektrizitäts- und Erdgas-Richtlinien und -Verordnungen erwägt die Europäische Kommission die Einleitung von Vertragsverletzungsverfahren.

2. Marktintegration

Die grundlegende Voraussetzung für einen integrierten europäischen Strom- und Gasmarkt ist ein angemessener Verbund dieser Märkte und die effiziente Nutzung der Verbindungsleitungen zwischen ihnen. Durch den daraus entstehenden grenzüberschreitenden Handel wird die Marktmacht abgeschwächt und angesichts des steigenden Wettbewerbs auf den Märkten werden die Verbraucher von wettbewerbsbestimmten Preisen und Dienstleistungen profitieren.

Die Höhe der Engpasserlöse[7] auf den Strommärkten deutet darauf hin, dass die Investitionen in grenzüberschreitende Kapazitäten im Hinblick auf die vollständige Marktintegration weiter gesteigert werden müssen. Der klare Trend eines Anstiegs der am Spotmarkt der Strombörsen gehandelten Mengen[8] ist ein ermutigendes Zeichen, wenngleich die gehandelten Mengen weiterhin nur einen geringen Teil des Gesamtstromverbrauchs ausmachen[9]. Erkennbar ist auch, dass mehr Händler an der Strombörse aktiv sind.

Abbildung 1: Am Spotmarkt der Strombörsen gehandelte Mengen

Verbrauchsmenge % | Zahl der an der Strombörse aktiven Händler |

Dänemark | 96,09 | 99,16 | 3,20 | k.A. | 9 | n.z. |

Schweden | 70,22 | 85,32 | 21,52 | k.A. | 150 | n.z. |

Spanien | 51,90 | 80,06 | 54,25 | 22 | 25 | 3 |

Italien | 58,22 | 65,11 | 11,83 | 80 | 89 | 9 |

Finnland | 42,00 | 45,85 | 9,16 | n.z. | n.z. | n.z. |

Portugal | 0,00 | 43,63 | n.z. | k.A. | 2 | n.z. |

Litauen | 18,88 | 21,98 | 16,43 | 5 | 5 | 0 |

Deutschland | 15,60 | 21,48 | 37,68 | 161 | 192 | 31 |

Niederlande | 17,14 | 18,48 | 7,81 | k.A. | k.A. | n.z. |

Rumänien | 7,74 | 9,32 | 20,31 | k.A. | 99 | n.z. |

Frankreich | 6,19 | 9,20 | 48,73 | 74 | 68 | -6 |

Belgien | 0,59 | 8,43 | 1325,26 | k.A. | 24 | n.z. |

Vereinigtes Königreich | 4,33 | 4,71 | 8,97 | 51 | 60 | 9 |

Österreich | 2,70 | 3,73 | 38,19 | 37 | 40 | 3 |

Polen | 1,11 | 1,60 | 43,10 | k.A. | k.A. | n.z. |

Slowenien | 0,01 | 0,01 | 97,45 | 14 | 15 | 1 |

k.A. = keine Angaben.z. = nicht zutreffend Quelle: Daten der Regulierungsbehörden

Das an den Gashandelsplätzen gehandelte Volumen stieg 2007 erneut um 33 %, nachdem bereits 2006 ein Anstieg um 44 % zu verzeichnen war. Derzeit ist das an den meisten Handelsplätzen gelieferte Volumen im Vergleich zum Gesamtverbrauch auf ihren Märkten noch relativ gering.

Abbildung 2: An den europäischen Gashandelsplätzen gehandeltes Volumen (in Mrd. m³)

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Quelle: AT Kearney

Mit Hilfe mehrerer Projekte soll die Marktintegration durch die Bereitstellung neuer Infrastruktur vorangebracht werden. So wurde beispielsweise der Bau einer neuen Verbindungsleitung an der französisch-spanischen Grenze vereinbart. Einige größere neue Infrastrukturprojekte wurden gemäß Artikel 22 der Erdgasrichtlinie[10] bzw. Artikel 7 der Elektrizitätsverordnung[11] von der Regelung für den Zugang Dritter ausgenommen.

Regionale Initiativen

Die regionalen Initiativen im Stromsektor haben zu einigen konkreten Fortschritten geführt: gemeinsame Kapazitätsvergabe an der italienisch-slowenischen und der italienisch-schweizerischen Grenze; Plattform für den kontinuierlichen Intraday-Handel für die Westleitung Deutschland-Dänemark; grenzübergreifendes System zum Ausgleich von Mengenabweichungen für die Verbindungsleitung Frankreich-Großbritannien; Umsetzung der Marktkopplung im Day-ahead-Handel bei den deutsch-dänischen Verbindungsleitungen und Veröffentlichung eingehender Informationen über Last, Übertragung und Ausgleich von Mengenabweichungen (in der Region Nordeuropa sowie der Region Mittel- und Osteuropa). Jede dieser Entwicklungen ist ein Fortschritt. Zur weiteren Verbesserung der (regionalen) Marktintegration sollten die Schaffung einer einzigen Auktionsplattform und die Marktkopplung[12] in Betracht gezogen werden. Außerdem wurden Fortschritte erzielt in Bezug auf ein gemeinsames Auktionsbüro in der Region Mittel- und Osteuropa und ein Büro für die Kapazitätsvergabe (CASC) in der Region Zentralwest. Andere Regionen sollten diesem Beispiel folgen.

Bei den regionalen Erdgasinitiativen wurden folgende Fortschritte erzielt: am Erdgashandelsplatz für Mittel- und Osteuropa (CEGH) wurde ein Day-ahead-Gaspreisindex geschaffen; konkrete Pläne für den Ausbau des Verbunds an der französisch-spanischen Grenze wurden entwickelt; der Schwerpunkt der Arbeit in der Region Nord-West lag auf dem Ausgleich von Mengenabweichungen, der Erdgasqualität, den Handelsplätzen und der Transparenz. Im Hinblick auf eine weitere Marktintegration sollte der Schwerpunkt auf der Kapazitätsvergabe, einem Angebot von Diensten zur Erleichterung eines effizienten Gashandels sowie auf Netzentgelten (Cost-plus-Methode oder marktbasiert) liegen, durch die Anreize, insbesondere für grenzüberschreitende Investitionen, gewährleistet sind. Ebenso wichtig ist die Umsetzung diskriminierungsfreier und transparenter Regeln für den Ausgleich von Mengenabweichungen, die über Ländergrenzen hinweg einheitlich sind.

3. Konzentration und Konsolidierung

Auf dem Stromgroßhandelsmarkt kontrollieren in 15 Mitgliedstaaten die drei größten Erzeuger noch über 70 % der Erzeugungskapazität. Der hohe Konzentrationsgrad auf dem Stromgroßhandelsmarkt wird durch die Tatsache bestätigt, dass nur in acht Mitgliedstaaten die Märkte eine gemäßigte Konzentration aufwiesen.

Abbildung 3: Marktkonzentration am Stromgroßhandelsmarkt (nach HHI)

[pic] Quelle: Daten der Regulierungsbehörden

Am Großhandelsmarkt für Gas ist die Konzentration noch stärker. Die drei wichtigsten Großhändler haben in 12 Mitgliedstaaten einen Marktanteil von mindestens 90%.

Weitere Verbesserungen sind auch im Hinblick auf einen ordnungsgemäß funktionierenden Gasendkundenmarkt erforderlich. Beim Stromendkundenmarkt liegt der Marktanteil der drei größten Unternehmen am gesamten Endkundenmarkt in 14 Mitgliedstaaten bei über 80 %. Der HHI in der nachstehenden Abbildung gibt das Konzentrationsniveau auf dem Gasendkundenmarkt an. Nur in einem Mitgliedstaat weist der Markt eine gemäßigt Konzentration auf.

Abbildung 4: Konzentration auf dem Gasendkundenmarkt

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Quelle: Capgemini

4. Preistrends

Die Strom- und Gaspreise wurden stark vom Anstieg der Erdölpreise auf dem internationalen Markt beeinflusst. In der ersten Jahreshälfte 2008 stieg der durchschnittliche Monatspreis der Rohölsorte Brent um 36 %[13]. Von Juli bis Dezember 2008 sank der durchschnittliche Monatspreis für Rohöl der Sorte Brent aufgrund der weltweiten Wirtschaftskrise und des Nachfragerückgangs um 64 %.

Abbildung 5: Durchschnittlicher Monatspreis für Rohöl der Sorte Brent am Spotmarkt (in EUR)

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Quelle: Platts

Die Bewegung der Erdölpreise an den internationalen Märkten beeinflusst die Gas- und Strompreise, da der Erdölpreis in langfristigen Gasliefervereinbarungen als Bezugspreis dient. Diese Verbindung wird sich bei einem besser funktionierenden Gasmarkt, einem stärker diversifizierten Gaslieferportfolio und günstigeren Einfuhrbedingungen wahrscheinlich abschwächen. Gemäß den Bestimmungen für Preisanpassungen werden Preisunterschiede nach Ablauf einer bestimmten Frist (in der Regel drei bis sechs Monate) ermittelt; der rückläufige Trend bei den Rohölpreisen dürfte wiederum zu niedrigeren Gas- und Strompreisen im Jahr 2009 führen.

Die Strompreise für Haushaltskunden wiesen im ersten Halbjahr 2008 ziemlich große Unterschiede auf, was auf eine unzureichende Marktintegration hindeutet. Die Unterschiede zwischen den einzelnen Mitgliedstaaten bei den Strompreisen lassen sich durch mehrere Faktoren erklären. Erstens unterscheiden sich die Stromerzeugungskosten (vor allem der Brennstoffmix). Das zweite Element ist die Verfügbarkeit ausreichender Erzeugungskapazitäten und als Drittes spielt das Wettbewerbsniveau am Großhandels- und Endkundenmarkt eine wichtige Rolle. Schließlich führen auch regulierte Preise zu Preisunterschieden zwischen den Mitgliedstaaten.

Im Berichtszeitraum verlief der Anstieg der Strompreise in den einzelnen Mitgliedstaaten sehr unterschiedlich. Die inländischen Strompreise stiegen durchschnittlich um fast 2 %[14]. Die Strompreise für Haushalte stiegen im diesem Zeitraum vor allem in HU, CZ, DK, BE, LV und CY um mehr als 13 %. Mit Ausnahme von CY und BE besteht nicht notwendigerweise ein Zusammenhang zwischen erheblichem Preisanstieg und den höchsten Strompreisen in absoluten Zahlen. IE verzeichnet die höchsten Strompreise in absoluten Zahlen (ohne Steuer), obgleich die Preise um fast 8 % sanken. Aus Abbildung 6 geht hervor, dass in den fünf Mitgliedstaaten mit den niedrigsten Strompreisen für private Haushalte der Strompreis reguliert ist.[15] Unterschiede beim Ausmaß der Preiserhöhungen scheinen daher teilweise durch besondere Maßnahmen (beispielsweise regulierte Preise) verursacht zu werden. Auch hat es den Anschein, als sei der Preisanstieg in den Mitgliedstaaten, in denen die Angebot-Nachfrage-Situation sich verschlechterte, höher gewesen.

Abbildung 6: Strompreise für Haushaltskunden (ohne Steuern) [16]

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Quelle: Eurostat

Wird die Kaufkraftparität (KKP)[17] berücksichtigt, so sind die Strompreise für Haushalte hoch in HU, SK, DE, CY, DK und PL (einschließlich sämtlicher Steuern). Die Preise sind in all diesen Mitgliedstaaten mit Ausnahme von DE reguliert. In FI, FR, NO, EE, EL und LV sind die Strompreise für die Haushalte niedriger.

Die Gaspreise für Haushalte sind stärker gestiegen als die Strompreise (ohne Steuern): um rund 5% bis 7% in der ersten Jahreshälfte 2008. Auch hier wird das Bild durch die regulierten Preise beeinflusst. In RO, IE und, in geringerem Umfang, in PT, verzeichneten die Haushaltskunden sinkende (regulierte) Gaspreise. Desgleichen waren die sieben niedrigsten Gaspreise alle reguliert (RO, EE, LT, BG, LV, HU und PL).

Das VK verzeichnet den niedrigsten (nicht regulierten) Gaspreis für Haushaltskunden. Auch in NL sind die Gaspreise relativ niedrig. Diese beiden Mitgliedstaaten sind große Erzeuger von einheimischem Gas.

Abbildung 7: Gaspreise für Haushaltskunden (ohne Steuern) [18]

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Quelle: Eurostat

Bezogen auf die KKP zahlten die Haushaltskunden in SE, BG, AT, PT und SI die höchsten, im VK sowie in HU, LV, IE, FR und EE die niedrigsten Gaspreise.

In NL und SE, wo die Preise nicht reguliert sind, lag der Preisanstieg für die Haushaltskunden (Gas und Strom, ohne Steuern) unter dem EU-Durchschnitt. Der hohe Prozentsatz von Kunden in NL, die den Versorger gewechselt hat, deutet darauf hin, dass durch echten Wettbewerb am Endkundenmarkt ein starker Preisanstieg verhindert werden kann. Das gleiche gilt für die Strompreise für private Haushalte im VK; die Gaspreise für Haushaltskunden im VK sind zwar gestiegen, in KKP gemessen sind die Gaspreise für Haushalte im VK jedoch weiterhin am niedrigsten. Ein wichtiger Grund hierfür ist die Tatsache, dass die Indexierung bei langfristigen Gasversorgungsverträgen im VK viel stärker als in Kontinentaleuropa von Preisänderungen am Gashandelsplatz beeinflusst wird[19].

Die Industriegaspreise (ohne Steuern) sind im ersten Halbjahr 2008 im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2007 allgemein stärker angestiegen (zwischen 5% und 13%) als die Industriestrompreise. In der Gesamttendenz hatten die größten gewerblichen Verbraucher den stärksten Anstieg zu verzeichnen[20]. Gewerbliche Gasverbraucher mussten in SE, SK, LU, DE, BE, CZ, HU, LT und EE einen erheblichen Preisanstieg hinnehmen. Auch hier deuten die Unterschiede zwischen den Mitgliedstaaten auf einen unzureichenden Wettbewerb auf dem (Großhandels)markt und mangelnde Marktintegration hin.

Bei den Strompreisen für gewerbliche Verbraucher waren die stärksten Anstiege in AT, BE, CZ, HU, SK, LV und PT zu verzeichnen. Dabei besteht nicht notwendigerweise ein Zusammenhang zwischen erheblichem Preisanstieg und den höchsten Strompreisen: im ersten Halbjahr 2008 wurden die höchsten Strompreise für gewerblicheVerbraucher in CY, IE, MT und SK verzeichnet[21].

5. Unabhängigkeit der Netzbetreiber

Im Berichtszeitraum waren einige Fortschritte bei der Entflechtung der Netzbetreiber zu verzeichnen. Auf der Verteilungsebene wurde die funktionelle Entflechtung für alle Mitgliedstaaten am 1. Juli 2007 verbindlich. In vielen Fällen kam die effektive Umsetzung der funktionellen Entflechtung durch die Verteilungsnetzbetreiber (VNB) bisher nur langsam voran, und zwar sowohl beim Strom als auch beim Gas. Die Mitgliedstaaten gewähren außerdem weiterhin in großen Umfang Ausnahmen von der Entflechtung auf der Verteilungsebene: über die Hälfte der Mitgliedstaaten nehmen Verteilernetzbetreiber (VNB) mit weniger als 100 000 Kunden von der Verpflichtung zur rechtlichen Entflechtung aus, und dies sowohl im Elektrizitäts- als auch im Erdgassektor.

Auf der Übertragungs-/Fernleitungsebene sind einige Mitgliedstaaten über die derzeitigen Anforderungen in Bezug auf die rechtliche und funktionelle Entflechtung hinausgegangen. Die eigentumsrechtliche Entflechtung ist für 15 Übertragungsnetzbetreiber und 12 Fernleitungsnetzbetreiber bereits umgesetzt.

6. Wirksame Regulierung durch die Regulierungsbehörden

Im Berichtszeitraum befassten sich die Regulierungsbehörden des Florenzer Forums für Elektrizitätsregulierung bzw. das Madrider Forum für Gasregulierung schwerpunktmäßig mit den Fortschritten bei regionalen Initiativen und der Einhaltung der Elektrizitäts- bzw. der Erdgasverordnung. Die kontinuierlichen Anstrengungen der ERGEG und die Beteiligung einer Reihe von Interessengruppen an den regionalen Initiativen sowie dem Florenzer und dem Madrider Forum haben nicht zur Entwicklung gemeinsamer Standards und Konzepte für den grenzüberschreitenden Handel geführt. Aus diesem Grund wird im neuen dritten Binnenmarktpaket der Europäischen Kommission die Errichtung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden vorgeschlagen. Die vorgeschlagenen Hauptfunktionen der Agentur sollen die von den nationalen Regulierungsbehörden wahrgenommenen Funktionen auf europäischer Ebene ergänzen. Da weiterhin Bedenken hinsichtlich der Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden in einigen Mitgliedstaaten bestehen und starke Regulierungsbehörden für das ordnungsgemäße Funktionieren des Marktes erforderlich sind, zielt der Kommissionsvorschlag ferner auf die Stärkung der Befugnisse der Regulierungsbehörden ab.

Für eine erfolgreiche Marktintegration ist außerdem die effektive Zusammenarbeit der ÜNB/FNB erforderlich. Die Kommission wird daher den Europäischen Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber und den Europäischen Verbund der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSOG und ENTSOE) förmlich einrichten, die für die Harmonisierung der Vorschriften für den Netzzugang und den Betrieb, des Informationsaustauschs zwischen den ÜNB/FNB und der Koordinierung neuer Investitionen zuständig sind.

7. Kundenbereich

Damit die Kunden besser über ihre Rechte informiert sind, hat die Kommission eine EU-weite Informationskampagne über die Rechte der Verbraucher durchgeführt und eine Europäische Checkliste für den Energieverbraucher ausgearbeitet, in der häufig gestellte Fragen der Verbraucher zu den jeweiligen Endkundenmärkten in ihrer Sprache beantwortet werden. Außerdem hat die Kommission das Bürgerforum „Energie“[22] eingerichtet, das den Verbrauchern helfen soll, ihre EU-weit bestehenden Rechte durchzusetzen und ihnen klare, verständliche Informationen über die verfügbaren Auswahlmöglichkeiten beim Kauf von Gas und Strom liefert. Das Forum wird Empfehlungen, die auf eine bessere Durchsetzung der Rechte der Energieverbraucher und bessere Endkundenmärkte für Strom und Gas abzielen, sowie Empfehlungen zur Fakturierung ausarbeiten. Das Eurobarometer 2008 zeigt, dass auf Seiten der Verbraucher weiterhin Informationsbedarf zum Binnenmarkt für Gas und Elektrizität[23] besteht. Das Verbraucherbarometer ist eine neue Initiative der Kommission. Es wird auch die Strom- und Gasmärkte umfassen und Schlüsselindikatoren wie Preise, Verbraucherbeschwerden, Versorgerwechsel und Verbraucherzufriedenheit enthalten.

Kundenzufriedenheit - Versorgerwechsel

Nur einige wenige Mitgliedstaaten konnten umfassende und vollständige Zahlen zum Versorgerwechsel vorlegen. Beim Strom verzeichneten BE und SE für 2007 pro Zähler der zugelassenen Kunden des nationalen Endkundenmarktes eine jährliche Wechselquote von rund 10%[24]. Die jährliche Wechselquote für mittlere Unternehmen war relativ hoch in DK und IT (über 20 %) sowie in SI und SE (rund 10 %). In NO, SE, NL und VK waren die höchsten Wechselquoten für kleine Unternehmen und private Haushalten zu verzeichnen. Unter Berücksichtigung der jährlichen Wechselquoten nach Volumen wurden in BG, LU, PL, DE und ES hohe Wechselquoten bei industriellen Großabnehmern verzeichnet.

Für Gas liegen keine einheitlichen Zahlen zum Versorgerwechsel vor. Zu den Wechselquoten für den gesamten Gasendkundenmarkt legten nur sieben Mitgliedstaaten Zahlen pro Zähler der zugelassenen Kunden vor, vier Mitgliedstaaten machten Zahlenangaben zum Volumen. Erwähnenswert sind die Wechselquoten (je Zähler der zugelassenen Kunden) für kleine Unternehmen und private Haushalte, vor allem in NL (8,3 %) und im VK (18,4 %). Hoch sind die Wechselquoten für den gesamten Gasendkundenmarkt (nach Volumen) in DK und ES (über 20 %) und - in etwas geringerem Umfang - in HU und DE.

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

Wie in der Mitteilung zum Binnenmarkt für das Europa des 21. Jahrhunderts[25] anerkannt wurde, müssen im Binnenmarkt weiterhin die Bereiche im Mittelpunkt stehen, die das tägliche Leben der Verbraucher betreffen, beispielsweise die Energie. Dazu gehören die bestehenden EU-Schutzmaßnahmen hinsichtlich der Grundversorgung, gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen sowie schutzbedürftige Verbraucher.

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, HU, IE, IT, LV, LT, PL, PT, RO, SK und ES. In GR, CY und MT sind die Strompreise reguliert. DE hat die regulierten Strompreise (Haushalte und Kleinunternehmen) 2007 abgeschafft. FI hat regulierte Gaspreise. In den meisten Mitgliedstaaten beschränkt sich die Preisregulierung nicht auf die privaten Haushalte.

Die negativen Auswirkungen regulierter Energiepreise geben weiterhin Anlass zu Bedenken im Hinblick auf das ordnungsgemäße Funktionieren des Energiebinnenmarktes, da sie zu Wettbewerbsverzerrungen führen können (z.B. Eintrittsbarrieren für neue Gasversorger und Faktoren, die vom Versorgerwechsel abschrecken) und nicht die richtigen Preissignale setzen (die Investitionen beeinflussen und Anreize für Energieeffizienz liefern)[26]. Darüber hinaus sind Preiskontrollmechanismen möglicherweise nicht mit EU-Recht vereinbar. Der Schutz der „schutzbedürftigen Verbraucher“ darf nicht mit der Beibehaltung regulierter Preise für alle Verbraucher (oder bestimmte Kategorien von Verbrauchern) verwechselt werden. Eine zielgerichtete Preisregulierung kann unter bestimmten Umständen zum Schutz einzelner Verbraucher erforderlich sein.

C. VERSORGUNGSSICHERHEIT

Für die Aufrechterhaltung einer sicheren Energieversorgung in der EU sind in den nächsten beiden Jahrzehnten erhebliche Investitionen notwendig. Dies wird in der zweiten Überprüfung der Energiestrategie durch die Kommission[27] und von der Internationalen Energieagentur (IEA)[28] bestätigt.

Die Richtlinie 2005/89/EG über Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen sollte von den Mitgliedstaaten bis zum 24. Februar 2008 in einzelstaatliches Recht umgesetzt werden. Bislang haben 19 Mitgliedstaaten die vollständige Umsetzung der Richtlinie mitgeteilt. Einige Mitgliedstaaten (HU, SK, PL) haben aus Gründen der Versorgungssicherheit Stromausfuhrbeschränkungen verfügt. Nach EU-Recht dürfen die Mitgliedstaaten jedoch nur vorübergehende Schutzmaßnahmen treffen, wenn die Sicherheit von Personen und Anlagen oder die Netzintegrität gefährdet sind.

Hinsichtlich der Gasversorgung wird auf die Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament, den Rat, den Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschuss und an den Ausschuss der Regionen zur Richtlinie 2004/67/EG vom 26. April 2004 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung verwiesen[29]. Laut dieser Mitteilung reicht der heutige Gemeinschaftsmechanismus nicht aus, um bei einer Gasversorgungskrise, die über den mit einzelstaatlichen Maßnahmen beherrschbaren Umfang hinausgeht, zeitnah reagieren zu können. Auch behindert der Mangel an Transparenz die Echtzeitbewertung der Situation bei der Erdgasversorgung und mögliche Reaktionen innerhalb der EU sehr.

D. SCHLUSSFOLGERUNGEN

In den Jahren 2007 und 2008 wurden umfangreiche Anstrengungen unternommen, um den Wettbewerb auf dem Großhandelsmarkt zu steigern. Vor allem durch regionale Initiativen wurden erhebliche Fortschritte erzielt. Auch zeichnet sich ein Trend zum Aufbau neuer Energieinfrastrukturen ab. Dies ist von entscheidender Bedeutung für die Überwindung der dauerhaften Fragmentierung der EU-Energiemärkte. Der Trend lässt sich bereits ablesen, aber es kann noch eine Weile dauern, da für Planung und Aufbau dieser Infrastruktur ein langer Zeitraum erforderlich ist.

Dieser Bericht zeichnet ein gemischtes Bild der Fortschritte beim Energiebinnenmarkt. Während die Lage auf den reiferen Märkten den potenziellen Nutzen der Liberalisierung des Energiemarktes zeigt, bestehen die Hemmnisse für ein effizientes Funktionieren des Strom- und Gasmarktes in einigen Bereichen und Mitgliedstaaten fort. Bedenklich ist die unzureichende Umsetzung der europäischen Rechtsvorschriften für Strom und Gas. Die jüngsten Erfahrungen mit steigenden Energiepreisen haben deutlich gemacht, dass Marktintegration und die Stärkung des grenzüberschreitenden Handels oberste Priorität haben sollten. Daher ist es von grundlegender Bedeutung, dass die Elektrizitäts- und die Erdgasverordnungen in allen Mitgliedstaaten ordnungsgemäß umgesetzt werden. Die Kommission fordert Mitgliedstaaten, Regulierungsbehörden und Energiewirtschaft nachdrücklich auf, so rasch wie möglich geeignete Schritte einzuleiten. Das dritte Binnenmarktpaket soll die bestehenden EU-Vorschriften ergänzen und darf nicht als Ausrede für eine unzureichende Umsetzung des bestehenden zweiten Binnenmarktpakets dienen. Für den Fall der Nichteinhaltung der Elektrizitäts- und Erdgas-Richtlinien und -Verordnungen erwägt die Europäische Kommission die Einleitung von Vertragsverletzungsverfahren.

Bei der Marktintegration waren allgemein nur langsame Fortschritte zu verzeichnen. Vor allem eine Reihe von Großhandelsmärkten zeichnen sich noch immer durch begrenzten Wettbewerb und mangelnde Liquidität aus.

Es gibt Anzeichen für eine Verbesserung der Lage am Endkundenmarkt. Die Mitgliedstaaten sollten sich noch intensiver um die Bereitstellung umfassender Daten zum Versorgerwechsel bemühen.

Ein wichtiges Thema im Berichtszeitraum war der zum Teil durch den steigenden Erdölpreis an den internationalen Märkten ausgelöste erhebliche Anstieg der Energieendpreise. In einigen Mitgliedstaaten waren die gewerblichen Verbraucher einem deutlich stärkeren Preisanstieg ausgesetzt als in anderen. Seit Sommer 2008 sind die Preise für Primärenergie deutlich gesunken. Wettbewerb und Marktöffnung dürften gewährleisten, dass diese Preissenkungen auch an die Endverbraucher weitergegeben werden.

Kurzfristige Lösungen wie regulierte Preise scheinen zwar in Zeiten rasch steigender Energiepreise vorteilhaft zu sein, aber in diesem Bericht werden die Konsequenzen dieser Maßnahmen hervorgehoben: das Vertrauen der Investoren wird untergraben, der Markteintritt wird behindert und die Vorzüge des Energiebinnenmarktes werden gefährdet. In den kommenden beiden Jahrzehnten werden die EU wie auch andere Teile der Welt erhebliche Infrastrukturinvestitionen schultern müssen. Langfristig kann nur ein gut funktionierender Binnenmarkt für Strom und Gas die richtigen Preissignale zur Förderung von Investitionen zu geben.

[1] Siehe die Internetseite der Europäischen Kommission www.ec.europa.eu/energy.

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

[3] Compliance with Electricity Regulation 1228/2003 – An ERGEG Monitoring Report , Ref. E07-EFG-23-06, 18. Juli 2007; Regulation 1228/2003 Compliance Monitoring. Second Report, Ref. E08-ENM-03-05, 4. September 2008, siehe www.energy-regulators.eu.

[4] Compliance with transparency requirement of Gas Regulation 1775/2005 – An ERGEG Monitoring Report, Ref. E07-TRA-02-03, 18. Juli 2007; Additional Transparency Requirements. An ERGEG Monitoring Report, Ref. E07-TRA-02-03b, 9. Oktober 2007.

[5] Implementation of Guidelines of Good Practice for Gas Balancing – 2008 ERGEG Monitoring Report, December 2008.

[6] Kapitel 5 bzw. 3 der „Leitlinien für das Engpassmanagement“

[7] Nach Mitteilung der ETSO-Mitglieder beliefen sich in den EU/EWR-Ländern im Jahr 2007 die Engpasserlöse auf insgesamt 1,7 Mrd. EUR gegenüber Einnahmen in regulierten Netzen in Höhe von 10-11 Mrd. EUR.

[8] Die Entwicklung des am OTC-Markt gehandelten Volumens ist schwer einzuschätzen, da die Daten nicht leicht verfügbar und verifizierbar sind.

[9] Die Unterschiede bei den am Spotmarkt gehandelten Volumen als prozentualer Anteil am nationalen Stromverbrauch geben keinen Hinweis auf die Flexibilität der betreffenden Großhandelsmärkte, das Muster gesteigerter Volumen ist jedoch klar. Siehe Sektoruntersuchung, S. 128-129.

[10] 2 Projekte für LNG-Terminals: GATE und Liongas in den Niederlanden und die Erweiterung des LNG-Terminals von Grain im Vereinigten Königreich; 2 Gasfernleitungsprojekte: die IGI Poseidon-Fernleitung zwischen Griechenland und Italien sowie der österreichische Abschnitt der Nabucco-Fernleitung.

[11] Die BritNed-Verbindungsleitung zwischen den Niederlanden und Großbritannien; Estlink zwischen Finnland und Estland sowie die Ost-West-Verbindungsleitung zwischen Irland und Großbritannien.

[12] Die Marktkopplung ist ein Weg zur Vergabe grenzüberschreitender Kapazität durch implizite Auktionen unter Nutzung von Geboten an benachbarten Strombörsen.

[13] Durchschnittlicher Brent-Monatspreis in EUR; Vergleich Januar-Juli 2008.

[14] Auf den Zahlen von Eurostat in Euro (ohne Steuern) basierende Analyse. Verbrauchskategorie DC und DD – siehe Tabelle 5.7 im technischen Anhang. Vergleich zweites Halbjahr 2007 und erstes Halbjahr 2008.

[15] Die Auswirkungen dieser regulierten Preise werden nachstehend beurteilt.

[16] Eurostat-Kategorie DC: Verbrauch zwischen 2500 kWh und 5000 kWh.

[17] Die Kaufkraftparität (KKP) nutzt den langfristigen Gleichgewichtswechselkurs der Währungen, um ihre Kaufkraft auszugleichen. Dies ermöglicht den Vergleich des Lebensstandards in den einzelnen Mitgliedstaaten, da die KKP die relativen Lebenshaltungskosten und die Inflationsrate berücksichtigt. Siehe Tabelle 5.2 im technischen Anhang.

[18] Eurostat-Kategorie D2: Verbrauch zwischen 20 GJ und 200 GJ.

[19] Siehe Sektoruntersuchung, S. 105 ff.

[20] Vgl. durchschnittlicher EU-Preisanstieg bei Gas in verschiedenen Eurostat-Kategorien: I1: + 7 %; I2: + 9,74%; I3: + 11,79 % und I4: + 15,38 %.

[21] Siehe Abbildung 5.3 im technischen Anhang.

[22] Die erste Sitzung des „Londoner Forums“ fand am 27. und 28. Oktober 2008 statt. Siehe die Internetseite der GD TREN www.ec.europa.eu/energy/gas_electricity/forum_citizen_energy_en.htm.

[23] Siehe Abbildungen 2.6-2.8 im technischen Anhang.

[24] Siehe Abbildung 2.2 im technischen Anhang.

[25] „Ein Binnenmarkt für das Europa des 21. Jahrhunderts“, S. 5, KOM(2007) 724 endg.

[26] Siehe auch „End-user energy price regulation“. Ein Positionspapier der ERGEG, Ref. E07-CPR-10-03, 18. Juli 2007).

[27] Zweite Überprüfung der Energiestrategie. Ein EU-Aktionsplan für Energieversorgungssicherheit und -solidarität KOM(2008)781 endg. vom 13. November 2008..

[28] World Energy Outlook 2008, IAE, Paris, 2008, S. 89.

[29] KOM(2008) 769 endg. vom 13. November 2008, verfügbar auf der Internetseite der GD TREN.