Europas Netzen fehlen €100 Milliarden jährlich

Kyriakos Pierrakakis, griechischer Finanzminister und Präsident der Eurogruppe, in der die Finanzminister der Euro-Staaten ihre Wirtschaftspolitik abstimmen, warnte vergangene Woche vor neuerlichem Energie- und Inflationsdruck als „größtem unmittelbarem Risiko für die europäische Wirtschaft“ (Capital.gr). Er forderte eine gemeinsame EU-Energiestrategie, mehr Verbindungsleitungen und einen schnelleren Ausbau der erneuerbaren Energien. Doch genau darin liegt das strukturelle Problem: Die EU macht den Ausbau erneuerbarer Erzeugung verbindlich, behandelt die Netze, die diesen Strom transportieren sollen, aber weitgehend als nationale Ermessensfrage.

Verbindliche Ziele, freiwillige Leitungen

Nach EU-Recht müssen die Mitgliedstaaten bis 2030 mindestens 42,5 Prozent ihres Energieverbrauchs aus erneuerbaren Quellen decken (Europäische Kommission). Dieses Ziel ist rechtsverbindlich; wer es verfehlt, riskiert ein Vertragsverletzungsverfahren. Für die Netzinfrastruktur gibt es keine vergleichbare Pflicht. Der Wissenschaftliche Dienst des Europäischen Parlaments hält fest, es gebe keine „zentrale Verpflichtung auf EU-Ebene zu Netzinvestitionen“ (EPRS). Jeder Mitgliedstaat entscheidet also selbst, wie viel er in seine Leitungen steckt.

Das Ergebnis ist ein europäischer Engpass. Deutschland, die Niederlande, Finnland und Tschechien stoßen zugleich an physische Kapazitätsgrenzen ihrer Stromnetze und können neue Solar-, Wind- oder Batteriespeicherprojekte nicht mehr ohne Weiteres anschließen (Clean Energy Wire). 40 Prozent der Verteilnetze in der EU sind älter als 40 Jahre (Europäische Kommission). Bis 2030 braucht Europa jährlich 65 bis 100 Mrd. EUR für Netzinvestitionen, sowohl in lokale Verteilnetze als auch in grenzüberschreitende Übertragungsleitungen (IEEFA). Das wichtigste EU-Finanzierungsinstrument für grenzüberschreitende Energieinfrastruktur, die Connecting Europe Facility, stellt weniger als 830 Mio. EUR im Jahr bereit (CINEA). Das deckt nicht einmal 1 Prozent des Bedarfs. Der Europäische Rechnungshof weist zudem darauf hin, dass die EU nicht einmal zuverlässig erfassen könne, wie viel die Mitgliedstaaten tatsächlich ausgeben (ECA).

Ein Drei-Milliarden-Euro-Testfall

Das Projekt, das Pierrakakis als „win-win“ bezeichnet, macht diese Finanzierungslähmung konkret: Der Great Sea Interconnector (GSI), ein 1.000-Megawatt-Unterseekabel über rund 900 Kilometer zwischen Kreta und Zypern, sollte 2022 ursprünglich 1,57 Mrd. EUR kosten. Inzwischen liegen die geschätzten Kosten bei rund 3 Mrd. EUR, also etwa 90 Prozent höher (Columbia Emerging Markets Review).

Für Zypern würde das Kabel eine geographische Falle entschärfen. Das Land ist der einzige EU-Mitgliedstaat ohne Anschluss an das kontinentale Stromnetz und erzeugt seinen gesamten Strom lokal aus importierten Brennstoffen. Die Strompreise für Nicht-Haushalte lagen Ende 2025 bei 24,29 EUR je 100 kWh, dem zweithöchsten Wert in der EU, gegenüber einem Durchschnitt von 18,37 EUR (Philenews). Der EU-Energiekommissar sagte, der GSI werde diese Preise „grundlegend senken“ (Politis).

Die Finanzierung ist dennoch nicht geklärt. Die EU hat über die Connecting Europe Facility 657 Mio. EUR zugesagt (Euronews). Die Europäische Investitionsbank prüft ein mögliches Darlehen über 1 Mrd. EUR; Ergebnisse sollen bis Ende 2026 vorliegen. Rund 63 Prozent der verbleibenden Kosten würden über die Stromrechnungen bei zyprischen Verbrauchern landen (Columbia Emerging Markets Review). Der Kabelhersteller Nexans hat eine Lieferung frühestens für Ende 2029 in Aussicht gestellt.

Die Lösung, die noch aussteht

Die Europäische Kommission schlug im Dezember 2025 ein European Grids Package vor. Es würde verbindliche Fristen für Netzanschlüsse einführen und die Übertragungsnetzbetreiber, also die Unternehmen hinter den nationalen Höchstspannungsnetzen, verpflichten, 25 Prozent ihrer Engpasserlöse für neue Projekte vorzusehen. Solche Erlöse entstehen, wenn grenzüberschreitende Leitungen überlastet sind und Stromflüsse marktbasiert beschränkt werden müssen (Florence School of Regulation). Für den nächsten EU-Haushalt von 2028 bis 2034 ist zudem vorgesehen, die Mittel für Energieinfrastruktur auf rund 30 Mrd. EUR zu verfünffachen (GLOBSEC).

Beschlossen ist beides nicht. Energiegesetzgebung braucht in der EU üblicherweise zwei bis vier Jahre, bis Rat und Parlament sich geeinigt haben. Die Kosten, vor denen Pierrakakis warnt, sind in seinem eigenen Land aber schon sichtbar: Nach der Nahostkrise stiegen die Erdgaspreise in Athen um 21,3 Prozent, die griechische Inflationsrate bewegte sich in Richtung 3,7 Prozent (Euronews, Ot.gr). Diese Inflation frisst nominale Lohnzuwächse auf, also den Anstieg der Gehälter vor Abzug der Preissteigerungen. In Griechenland, wo der Lohnanteil am Bruttoinlandsprodukt weiterhin zu den niedrigsten in der EU gehört, reichen schon mäßige energiegetriebene Preissteigerungen, um Haushalte real zurückzuwerfen. Die Erneuerbaren-Ziele gelten heute verbindlich. Die Netzregeln, die dazu passen müssten, liegen in Brüssel weiter nur als Vorschlag vor.