Griechenlands Gasexporte verdreifachen sich

Griechenland wird für Südosteuropa zu einem wichtigeren Transitland für Gas, doch aus höheren Durchleitungszahlen entsteht noch keine dauerhafte Marktmacht. Im ersten Halbjahr 2026 verdreifachten sich die griechischen Gasexporte in die Region auf 8,72 TWh, nach 2,86 TWh im Vorjahreszeitraum, wie der Netzbetreiber DESFA mitteilte (Reporter/DESFA). Im Mai speiste Griechenland zudem netto 874,2 GWh Strom in Nachbarnetze ein, davon rund zwei Drittel Richtung Bulgarien (Serbia Energy). Die Mengen sind also da. Entscheidend ist nun, ob Unternehmen bereit sind, langfristig für Zugang zu diesen Routen zu zahlen.

Wie das Gas fließt

Zwei Terminals bringen Flüssigerdgas nach Griechenland. Flüssigerdgas, kurz LNG, wird für den Schiffstransport stark heruntergekühlt und am Zielort wieder in Gas zurückverwandelt. Revithoussa nahe Athen bleibt dabei die zentrale Anlage: Im ersten Halbjahr 2026 schlug das Terminal 18,61 TWh um und deckte damit 43 Prozent der griechischen Gasimporte. Alexandroupolis, eine neuere schwimmende Anlage im Nordosten des Landes, wächst von niedriger Basis schneller; dort wurden 3,46 TWh verarbeitet, mehr als dreimal so viel wie ein Jahr zuvor (Reporter/DESFA).

Nach der Regasifizierung gelangt das Gas in das DESFA-Netz und kann bei Sidirokastro nach Bulgarien fließen, dem wichtigsten Grenzübergabepunkt. Von dort lässt es sich über Rumänien weiter Richtung Moldau und Ukraine transportieren. Diese Nord-Süd-Verbindung wird als Vertikaler Korridor bezeichnet.

Bei Strom ist die Exportgeschichte weniger belastbar. Griechenland konnte im Mai günstig liefern, weil erneuerbare Energien 57 Prozent und Wasserkraft 8 Prozent der Erzeugung stellten und dadurch der Day-Ahead-Preis, also der Großhandelspreis für die Lieferung am Folgetag, unter den Kosten der Nachbarländer lag (Serbia Energy). Sobald eine sommerliche Hitzewelle die Nachfrage nach Klimatisierung treibt und Gaskraftwerke wieder den Grenzpreis setzen, kann sich der Stromfluss binnen Wochen drehen. Gastransportverträge sind träger. Genau dort liegt deshalb der strukturelle Test.

Wer Kapazität bucht — und wer nicht

Das härteste Marktsignal kommt aus Sidirokastro. In langfristigen Auktionen wurden 46 Prozent der verfügbaren Exportkapazität für die Gasjahre 2026/27 bis 2029/30 gebucht. Metlen reservierte 20 GWh pro Tag, Atlantic SEE LNG Trade weitere 13 GWh pro Tag (News247). Solche Buchungen kosten Geld und sagen deshalb mehr über Markterwartungen aus als politische Absichtserklärungen.

Die Nachfrage verteilt sich allerdings ungleich. Für Route 3 über Nea Mesimvria, einen mit der Transadriatischen Pipeline verbundenen Einspeisepunkt, gab es in denselben Auktionen keinen Bieter (Protothema English). Nicht jede Linie auf der Infrastrukturkarte ist also schon ein kommerziell tragfähiger Korridor.

Weiter nördlich hat der moldauische Staatshändler Energocom für den Winter 2026/27 Kapazität am Grenzpunkt Ungheni reserviert. Gebucht wurden ungefähr 41 Prozent der rumänischen Ausspeisekapazität und 39 Prozent der moldauischen Einspeisekapazität (Moldova1). Rumänische Netzbetreiber verhandeln derweil mit Brüssel über Tarifanpassungen für den Korridor (Știripesurse).

Ungarn bleibt die Lücke. Öffentliche ungarische Quellen behandeln die griechische Route eher als technische Möglichkeit denn als funktionierenden Lieferkanal. Die energiepolitische Debatte dreht sich dort weiter um die russischen Ölimporte von MOL über die Druschba-Pipeline und die adriatische Alternative (Telex/G7, HVG).

Wer gewinnt, wer zahlt

Griechische Terminalbetreiber, Händler und Stromproduzenten profitieren von höherer Auslastung und Exporterlösen. DESFA verdient an jedem Kubikmeter, der durch das Netz fließt, Transportentgelte. Nachbarstaaten gewinnen Verhandlungsspielraum gegenüber bestehenden Lieferanten. Kroatien, das sein LNG-Terminal auf Krk auf 6,1 Mrd. Kubikmeter pro Jahr ausbaut, folgt demselben Diversifizierungstrend, statt von Griechenland verdrängt zu werden (Poslovni).

Die eigentliche Unsicherheit tragen die Käufer. Mehr Routen erhöhen die Versorgungssicherheit, doch Gas, das von Süden nach Norden fließt, sammelt an jeder Grenze Kosten ein: Regasifizierungsentgelte, Netzentgelte, Transitgebühren und Ausgleichskosten, mit denen Netzbetreiber Angebot und Nachfrage im System stabil halten. Ist die griechische Route am Ende sicherer, aber teurer, zahlen Haushalte und Industrie in Bulgarien, Rumänien oder Moldau einen Aufpreis für Diversifizierung.

Ob dieser Aufpreis politisch und wirtschaftlich tragfähig ist, hängt vom Wettbewerb ab. Russisches Gas verschwindet ja nicht einfach aus dem Markt. Nach Daten der europäischen Regulierungsagentur ACER stiegen die EU-Importe von russischem Pipelinegas in den ersten fünf Monaten 2026 um 7 Prozent gegenüber dem Vorjahr, russische LNG-Lieferungen sogar um 11 Prozent (Euro2day, ACER).

Griechenland hat gezeigt, dass die Route funktioniert. Noch nicht gezeigt ist, dass daraus Preissetzungsmacht entsteht. Dafür müssten die Flüsse über längere Zeit zu Kosten bestehen, die nach Regasifizierung, Transit und Grenzentgelten unter den Alternativen liegen. Dieser Test beginnt erst.