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Energiemarkt mit beschränkter Regulierung

Marktradikale Konkurrenz der Energieanbieter ist für die importabhängige Europäische Union nicht die richtige Lösung von Mathias Reymond

Ein wirklich vom Wettbewerb geprägter europäischer Strom- und Gasmarkt werde „niedrigere Preise, eine größere Versorgungssicherheit und eine höhere Wettbewerbsfähigkeit mit sich bringen. Dies käme auch der Umwelt zugute, da die Unternehmen mit der Stilllegung nicht energieeffizienter Kraftwerke auf den Wettbewerb reagieren würden.“ Mit solchen Sätzen in ihrem Grünbuch1 von 2006 haben die Mitglieder der EU-Kommission demonstriert, dass sie beim Verfassen ihrer Papiere zuweilen zu Scherzen aufgelegt sind. Denn wenn man sie ernst nehmen würde, könnte der Markt wirklich alles: für niedrige Energiepreise sorgen, die Versorgungssicherheit gewährleisten und auch noch die Umwelt schützen.

Für Brüssel ist die Konkurrenz bekanntlich nicht Mittel, sondern Selbstzweck. In einer weiteren Stellungnahme zur europäischen Gas- und Elektrizitätswirtschaft setzt die Kommission noch eins drauf: Reglementierte, also von Staats wegen festgesetzte Energiepreise, die unterhalb des Marktpreises liegen, „wirken auf neue Marktteilnehmer abschreckend“2 . Mit anderen Worten: Die Mitgliedsländer sollen die Preise freigeben.

Die gewünschten Reaktionen ließen nicht auf sich warten. In Frankreich etwa unterstrich die Energieregulierungskommission CRE in ihrem Verordnungsentwurf zum Strompreis in schönster Übereinstimmung mit der EU, dass „die Anhebung der [regulierten] Tarife über die Vorschläge [der Regierung] hinausgehen“ müsse.3 In die Normalsprache übersetzt: Heben wir erst mal die Preise an, um mehr Konkurrenz zu schaffen, die dann irgendwann dafür sorgen wird, dass die Preise fallen.

Die Konkurrenz, die in Wahrheit für höhere Preise sorgt, ist angeblich auch das ideale Mittel, um „die Versorgungssicherheit zu verbessern“. Europa war zwar immer auf Importe von fossilen Energieträgern angewiesen, doch es macht sich zunehmend Sorgen, weil diese Importe geografisch zu wenig diversifiziert sind und zu starken Preisschwankungen unterliegen.

Nach den Zahlen von Eurostat ist die Energieabhängigkeit der EU zwischen 1997 und 2006 von 45 Prozent auf 54 Prozent angewachsen.4 Das ist kein Wunder, denn während die europäische Energieproduktion seit 1997 um 9 Prozent zurückging, stieg der gesamte Primärenergieverbrauch im selben Zeitraum (jedenfalls bis 2006) kontinuierlich an.5 Das bedeutet, dass die Nettoimporte innerhalb von zehn Jahren um 29 Prozent zugenommen haben. Doch was genau besagen diese Zahlen?

Erstens produziert die EU immer weniger fossile Energie. 1960 war die Kohle noch der wichtigste Energieträger, heute ist sie auf die dritte Stelle hinter Erdöl und Gas zurückgefallen. Und laufend werden weitere Kohlebergwerke geschlossen.

Zweitens bindet sich die EU angesichts der unaufhaltsamen Erschöpfung ihrer Ölvorräte, die beim gegenwärtigen Produktionsrhythmus6 keine acht Jahre mehr vorhalten werden, immer enger an ihre Lieferanten: Russland, den Nahen Osten, Algerien und Norwegen.

Auch die Förderung von europäischem Erdgas geht seit 1996 zurück, während der Verbrauch in den letzten 15 Jahren stark angestiegen ist. Im Jahr 2007 verbrauchten die Länder der Union zweieinhalbmal so viel Gas, wie sie produzierten. Dieser rasante Anstieg hängt zum Teil mit der Verwendung von Erdgas zur Stromerzeugung zusammen. Während in diesem Bereich der Anteil der Kernkraft seit 1990 stagniert und der von Öl und Kohle kontinuierlich sinkt, hat sich der Gasanteil innerhalb von 15 Jahren verdreifacht. Die Medaille hat ihre Kehrseite: Je mehr Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke (GuD-Kraftwerke) die europäischen Stromproduzenten ans Netz nehmen, desto abhängiger werden sie von Importen und Preisschwankungen.

Ähnlich wie beim Erdöl stellt sich mit dieser Entscheidung für die Gaskraftwerke das Problem der Versorgungssicherheit der EU und ihrer Erpressbarkeit durch die Lieferländer. Aus der Perspektive der EU stellt sich die Lage so dar: 83,4 Prozent ihrer Gasimporte stammen aus nur drei Ländern, nämlich Russland, Algerien und Norwegen; transportiert wird das Gas hauptsächlich durch Pipelines. Um gegen konjunkturelle Schwankungen und geopolitische Veränderungen besser gewappnet zu sein, versuchen die Importländer, ihre Bezugsquellen stärker zu streuen, indem sie auf Flüssiggas setzen, das mit den entsprechenden Tankern über See transportiert werden kann.

Im Gefolge sinkender Preise wurden zwischen 1985 und 2000 langfristige Lieferverträge über 30 oder 40 Jahre abgeschlossen, was zahlreiche neue Gaspipelines zur Folge hatte. Die Verbraucherpreise blieben dadurch stabil, doch die Importeure wurden immer stärker an die Exportländer gekettet. Bei der Liberalisierung des Gassektors betonte die EU deshalb die Notwendigkeit, mehr kurzfristige Verträge abzuschließen, um neue Marktteilnehmer anzulocken. Das soll nicht etwa die Importabhängigkeit Europas bei Energieversorgung verringern – die mangels eigener regenerativer Ressourcen unvermeidlich ist –, sondern nur die Zahl der Lieferländer erhöhen.

Im Gegensatz zum Erdölmarkt ist der Gasmarkt bislang noch regionalisiert, weil die Infrastruktur, sprich die Länge der Pipelines, ein limitierender Faktor ist. Deshalb wird zwischen den Regionen „Europa“, „Asien“ und „Amerika“ nur wenig gehandelt. Der Markt wird sich jedoch in dem Maße internationalisieren, in dem Flüssiggas oder LNG (liquefied natural gas)7 rasant an Bedeutung gewinnt. Durch die Verflüssigung wird das Volumen von Erdgas um das 600-Fache verringert.

Da auch Lagerung und Transport von LNG (mit Gastankern) flexibel und kostengünstig sind, eignet sich die neue Energieform ganz besonders für kurzfristige Lieferverträge. Davon profitieren auch die Exportländern, die auf das neue Produkt setzen: Nigeria, Katar (mit den drittgrößten Erdgasvorkommen der Erde), Trinidad und Tobago (dessen Exporte vor allem in die USA gehen), aber auch Malaysia und Indonesien.

LNG hatte 2005 bereits einen Anteil von 22 Prozent am weltweiten Gashandel, 2020 könnten es 38 Prozent sein. Die auf Konkurrenz fixierte EU zwang 2003 die etablierten Gasunternehmen, neuen Marktteilnehmern den Zugang zu den Verteilernetzen und vor allem zu den Flüssiggasterminals zu gewähren.8

Verträge mit kürzeren Laufzeiten kommen den Vorstellungen der EU-Kommission entgegen, denn sie begünstigen den Ausgleich zwischen dem Angebot (der Lieferanten) und der Nachfrage (der Verteilernetzbetreiber), aus dem sich der Marktpreis für das Gas ergibt. Das klingt ganz einfach und überzeugend. Doch dieser Liberalismus ist gar keiner: Der Marktpreis für das Gas ist an den Ölpreis gekoppelt, dessen Auf und Ab eine zusätzliche Unsicherheit für die Käufer bedeutet. Aber auch für die Exporteure, denn auch die wollen von der wechselseitigen Abhängigkeit loskommen. Deshalb ist es wenig sinnvoll, die Frage der europäischen Energieabhängigkeit nur aus der Perspektive des Abnehmers zu sehen.

Wenn man sich auf den Standpunkt der Erzeugerländer stellt, erkennt man schnell, dass deren „starke Position“ gar nicht so stark ist. Die Mehrzahl der Länder, die Gas in den EU-Bereich liefern, verkaufen diesen Ländern nahezu ihr gesamtes Exportvolumen (siehe Tabelle). Mehr als 80 Prozent des Erdgases, das Russland oder Algerien exportieren, landen in europäischen Terminals, beim norwegischen Gas sind es sogar fast 100 Prozent. Gegenüber mehreren Erzeugerländern ist die EU damit nahezu in der Position des einzigen Abnehmers (auch „Monopson“ genannt). Die EU schafft es also – bei aller Uneinigkeit in dieser Frage und trotz der unterschiedlichen Energiepolitik ihrer einzelnen Mitgliedsländer – ihre eigene Abhängigkeit und die ihrer Vertragspartner auszubalancieren.

Um diese Situation und die damit verbundenen Risiken zu entschärfen, versuchen einige Erzeugerländer erstens ihre Exporte teilweise in andere Regionen zu lenken (vor allem nach China) und zweitens auf dem europäischen Markt einen Teil des Verteilungsnetzes zu erwerben. So will zum Beispiel Gazprom, wichtigster Gaslieferant der EU-Länder (er liefert ihnen ein Viertel ihres Bedarfs), zusammen mit großen europäischen Konzernen Gaspipelines bauen, die ausgerechnet mit Pipelines der Mitgliedsländer konkurrieren werden.

Die Ostseepipeline zum Beispiel, die Russland und Deutschland auf einer nördlichen Route durch die Ostsee verbinden und 2010 in Betrieb gehen soll, wird mit Beteiligung deutscher Konzerne wie Eon und BASF sowie des niederländischen Fernleitungsbetreibers Gasuni gebaut. An der geplanten Gaspipeline South Stream, die Russland und Südosteuropa verbinden soll, ist die italienische ENI beteiligt. Diese Leitung dürfte, wenn sie 2013 in Betrieb geht, zur ernsthaften Konkurrenz für das Leitungsprojekt Nabucco werden, mit dem iranisches Gas durch die Türkei bis nach Österreich gelangen soll. Auch das russisches Territorium umgehende Nabucco-Projekt soll 2013 fertig sein. Es ist allerdings neuerdings in Finanzierungsnöte geraten, nachdem sich die Türkei gegen eine Beteiligung von Gaz de France gewendet hat, angeblich weil das französische Parlament den armenischen Völkermord anerkannt hat.

Im Zuge seiner Strategie, vom reinen Energielieferanten zum Mitspieler im Verteilungssektor zu werden, will der russische Gigant Gazprom offenbar auch auf dem französischen Markt als Konkurrent des Versorgungsriesen GDF-Suez antreten. Dabei will er auf mittlere Sicht angeblich bis zu 10 Prozent des in Frankreich verbrauchten Erdgases selbst vermarkten.9 Damit könnte sich Gazprom allerdings eine wettbewerbsbedrohende Position verschaffen: Wenn der Konzern seine Position auf dem Gasverteilermarkt in Europa weiter ausbaut, könnte er die Strategie fahren, dass er „die Kosten seiner Konkurrenten durch Lieferung von überteuertem Gas in die Höhe treibt, zugleich aber seinen Endkunden sehr viel günstigere Preis anbietet.“10

Die vom geschilderten Strukturwandel bedrohten Gasexportländer könnten auch versuchen, sich durch Absprachen zu schützen. Auf kurze Sicht ist ein solches Kartell zwar kaum vorstellbar, weil die Ziele der betreffenden Länder zu unterschiedlich sind, doch mittelfristig könnte es dazu kommen. Ein Zusammenschluss der wichtigsten Gasproduzenten nach dem Vorbild der erdölexportierenden Länder (Opec) könnte höhere Preise oder auch eine reduzierte Produktion bedeuten.

Angesichts der geringen nachgewiesenen Reserven und der hohen Förderquote wird die Gasförderung in Norwegen schneller zum Erliegen kommen als in den anderen Förderländern. Russland, Algerien, vielleicht auch Libyen und Nigeria würden den Kern eines Kartells bilden, in dem allerdings Russland eine beherrschende Stellung beanspruchen könnte.

Solche Absprachen würden das Aus für eine Liberalisierung des Energiesektors in Europa bedeuten: An der Quelle der Energieströme würden die Exportländer die Preise und Fördermengen festlegen, stromabwärts würden deregulierte Endversorger miteinander konkurrieren. Bei diesen Aussichten kann es nicht überraschen, wenn Brüssel plant, das Konkurrenzprinzip auch in die Erzeugerländer zu exportieren. Nach dem Willen der EU-Kommission könnten daher Verträge mit Drittländern auch „Bestimmungen über die Marktöffnung, Investitionen, die Regulierungskonvergenz etwa bezüglich des Transits und des Zugangs zu Pipelines und den Wettbewerb beinhalten“.11

Da die EU-Kommission nur auf die Erhaltung und Ausweitung des freien Wettbewerbs starrt, vergisst sie, dass die Wirtschaft globalisiert ist. Denn das Problem ist für die EU weniger ihre Energieabhängigkeit an sich, sondern die Art ihrer ökonomischen Integration in den globalen Handel mit nichterneuerbaren Energien.

Anstatt die staatlichen Energieriesen dazu zu bewegen, in Produktionsanlagen zu investieren und mit ausländischen Anbietern ins Gespräch zu kommen, hat sie sich darauf versteift, die gewachsenen Monopole zu zerschlagen. Dabei hat dieser Dogmatismus nicht zu mehr Effektivität geführt, sondern zu einem Oligopol von privatwirtschaftlichen Unternehmen, denen die Bedienung ihrer Aktionäre wichtiger ist als der Dienst an ihren Kunden.

Eine andere Politik, die genauso europäisch, aber weniger auf die in Brüssel gepflegten Ideologien fixiert wäre, hätte sich auf den Aufbau eines einzigen Energieunternehmen im öffentlichen Dienste Europas konzentrieren sollen. Denn selbst Experten, die sonst für interventionistische Ideen nichts übrig haben, sind sich in einem Punkt einig: Die Netze stellen natürliche Monopole dar und sollten von ein und derselben Einrichtung betrieben werden.

Ein solches europäisches Monopol hätte, aufbauend auf den vorhandenen Kapazitäten ziviler Atomenergie, auf der Entwicklung erneuerbarer Energien und auf Erdgasimporte aus unterschiedlichen Ländern, den Transport, die Verteilung und zum Teil auch die Erzeugung der Energie übernehmen können. Es wäre die Chance gewesen, nicht nur die Betriebskosten zu reduzieren (eine einzige Rechnung, eine einzige Verwaltungsinstanz für alle Energieformen, keine Transaktionskosten, kein Zuständigkeitswirrwarr), sondern auch die Emission von klimaschädlichen Gasen. Doch für ein solches Projekt hätte es ein anderes Europa gebraucht.

Fußnoten: 1 Kommission der Europäischen Gemeinschaften: Grünbuch – Eine europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energie, KOM (2006) 105 endgültig, Brüssel (8. März 2006), S. 6 (in der französischen Fassung ist in diesem Satz explizit von einem einheitlichen (unique) europäischen Energiemarkt die Rede). 2 Kommission der Europäischen Gemeinschaften: Untersuchung der europäischen Gas- und Elektrizitätssektoren gemäß Artikel 17 der Verordnung (EG) Nr. 1/2003 (Abschlussbericht), KOM (2006) 851 endgültig, Brüssel (10. Januar 2007), S. 8. 3 Commission de régulation de l’Energie (CRE), Paris, 11. August 2008. 4 Die Energieabhängigkeitsquote ist der Prozentsatz, der sich ergibt, indem man die Nettoeinfuhren (Einfuhren abzüglich der Ausfuhren) durch den Bruttoverbrauch dividiert. 5 2007 ging der europäische Primärenergieverbrauch um 2,2 Prozent zurück. Die Primärenergie ist die natürliche Energie vor ihrer Verarbeitung (fossile Brennstoffe, Kernenergie, Wind etc). 6 Das Verhältnis zwischen Reserven und Förderung, das zurzeit bei 7,8 zu 1 liegt, ändert sich jedes Jahr infolge der Erschließung neuer Lagerstätten und der Innovationen beim Abbau fossiler Energieträger. 7 Erdgas wird verflüssigt, indem es auf –161° C heruntergekühlt wird. 8 Vgl. die Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rats vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt. 9 Vgl. „Quand Gazprom impose sa loi“, Alternatives Economiques, September 2008; und Jonathan P. Stern, „The Future of Russian Gas and Gazprom“, Oxford (Institute for Energy Studies) 2005. 10 E. Baranes, F. Mirabel und J.-C. Poudou: „Un divorce risqué dans le gaz en France“, Les Echos, 3. November 2008. 11 Grünbuch, siehe Anm. 1.

Aus dem Französischen von Josef Winiger

Mathias Reymond lehrt Wirtschaftswissenschaften an der Universität Evry.

Le Monde diplomatique vom 12.12.2008,