Energiesicherheit in Südosteuropa

Trotz hoher Gaspreise in Folge des Kriegs am Persischen Golf: Einer Wiederaufnahme ‌der Importe russischen Erdgases und Erdöls erteilte die Präsidentin der Europäischen Kommission Ursula von der Leyen Mitte März 2026 im Europäischen Parlament eine Absage:

"In der aktuellen Krise argumentieren einige, ⁠dass wir unsere langfristige ⁠Strategie aufgeben und sogar zu russischen fossilen Brennstoffen ⁠zurückkehren ​sollten. Das wäre ​ein strategischer Fehler“,

so Ursula von der Leyen vor den Parlamentsabgeordneten.

Südosteuropa wäre bei einer einhergehenden Angebotsverknappung auf dem Weltmarkt natürlich betroffen: weniger durch einen Mangel an Flüssiggas oder Erdgas, aber mehr durch stark steigende Preise.

Flüssiggas aus den USA und eigene Förderung gewinnen an Bedeutung

Die Versorgungslage in der Region ist deshalb recht entspannt, weil die Länder seit dem Beginn des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine 2022 ihre Bezugsquellen weg von Russland diversifiziert, sowie ihr Gas- und Stromnetz grenzübergreifend ertüchtigt haben. Katar lieferte dabei bisher nur sehr wenig Gas. Größter Trumpf Südosteuropas sind aber eigene Gasvorkommen.

Die Region bezieht Flüssiggas (LNG – Flüssigerdgas; LPG – Flüssiggas) hauptsächlich aus den USA. Sie dominieren insbesondere die Versorgung des Gas-Hubs in Griechenland, zuletzt 2025 mit einem Lieferanteil von 86 Prozent bei Flüssiggas. Der Golf spielt bisher keine Rolle. Griechenland hat sich für 2026 und die kommenden Jahre zusätzliches LNG aus den USA gesichert.

Südosteuropa importiert das Gas über LNG-Terminals in Griechenland, Kroatien und der Türkei. Einige Terminals sind neu oder werden ausgebaut. Zudem befördern Pipelines in der Türkei Erdgas nach Südosteuropa, das künftig vermehrt aus Aserbaidschan stammen wird.

Wenn russisches Erdgas nach Europa gelangt, dann vor allem über die Pipeline TurkStream nach Bulgarien und Griechenland. Diese Pipeline transportiert aktuell das meiste russische Erdgas, das Europa bezieht. Die Pipeline kann bis zu 18 Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr bewältigen.

Damit soll aber ab November 2027 Schluss sein, legt ein EU-Beschluss vom 26. Januar 2026 fest. Allerdings enthält die Verordnung eine Art Sicherheitsklausel, falls die Versorgung eines oder mehrerer Mitgliedstaaten ernsthaft gefährdet sein sollte. Unter diesen Umständen könnte die EU-Kommission den betroffenen Ländern erlauben, Einfuhrverbote für Gas aus Russland auszusetzen.

Die Region muss künftig aber immer weniger Gas importieren, da sie zunehmend eigenes Erdgas fördert: Rumänien ist der größte Produzent in der EU und baut seine Gasfelder im Schwarzen Meer massiv aus.  Erstes Gas aus dem Projekt Neptun Deep soll 2027 fließen und danach jährlich rund 8 Milliarden Kubikmeter zur rumänischen Gasproduktion beitragen. Zudem fördern unter anderen Bulgarien und die angrenzende Türkei Erdgas.

Auch die Vernetzung wird immer besser: Im Zentrum steht der sogenannte vertikale Korridor – ein Pipelineverbund, der die griechischen LNG-Terminals mit den Gasnetzen Bulgariens und Rumäniens verbindet und Lieferungen bis nach Moldau und in die Ukraine ermöglicht. Über westliche Abzweigungen können zudem Nordmazedonien, Serbien und Ungarn versorgt werden. Der vertikale Korridor stützt sich größtenteils auf bestehende Leitungen. Er wird jedoch technisch aufgerüstet und durch neue Abschnitte ergänzt, um zusätzliche Gasmengen zu bewältigen.

Strom ist in der Region vergleichsweise günstig

Die Frage der Energiekosten spielt eine zunehmende Rolle für deutsche Unternehmen in der Region. Neben den Lohnkosten konkurrieren die Standorte in Südosteuropa deshalb hauptsächlich über die  Energiepreise um ausländische Direktinvestitionen.

Fast alle Länder in der Region lagen 2025 beim Industriestrompreis unter dem Durchschnitt in der EU: EU-weit zahlten Industriekunden durchschnittlich 228,20 Euro (inklusive Steuern und Abgaben) für einen Verbrauch zwischen 500 und 1.999 Megawattstunden im 1. Halbjahr 2025. Höher waren die Preise nur in Kroatien und Ungarn.

Der Energiemix fällt in der Region höchst unterschiedlich aus. Erdgas rangiert dabei selten ganz vorne. Nur in Rumänien steht Erdgas an erster Stelle im Primärenergiemix, welches es aber künftig zu 100 Prozent selbst fördert. In Serbien etwa spielt Gas dagegen eine untergeordnete Rolle, da hauptsächlich Braunkohle verstromt wird. In Bulgarien dominiert hingegen Atomkraft die Stromerzeugung.

Transnationales Stromnetz sichert die Versorgung bei lokalen Ausfällen

Relativ gut ausgebaut haben die Staaten das transnationale Stromnetz – vor allem mit ausreichend Interkonnektoren. So können sich die Länder bei Mangelsituationen jederzeit gegenseitig aushelfen. Moldau erhält zum Beispiel mindestens 60 Prozent des benötigten Stroms aus Rumänien. Bis Ende 2024 hatte die Republik ihren Strombedarf noch hauptsächlich über das landesweit größte Kraftwerk in der Region Transnistrien gedeckt, das bis dahin hauptsächlich russisches Gas zur Stromerzeugung nutzte.

Trotzdem bilden die nationalen Netze in der Region, wie auch im restlichen Europa, den entscheidenden Engpass, wenn es um den Ausbau der Nutzung der erneuerbaren Energien geht. Die lokalen Netze arbeiten oft bereits nahe an ihren Belastungsgrenzen. Zudem fehlen Lösungen zur Stromspeicherung. Die Länder investieren zwar in die Modernisierung und die Erweiterung ihrer Übertragungs- und Verteilnetze. Doch die Kapazitäten für den Netzausbau und die Energiespeicherung sind meist für mehrere Jahre lang ausgebucht. Sie bilden dann die zentrale Herausforderung.

Von Christian Overhoff | Bonn

Serbien kann seinen Energiebedarf nicht vollständig aus eigenen Quellen decken und ist daher Nettoimporteur. Mit insgesamt rund 680.000 Terajoule kann der inländische Bedarf immerhin zu etwa 60 Prozent aus inländischer Primärproduktion bestritten werden. Im Jahr 2024 erzeugte das Land rund 28,7 Terawattstunden Strom. Etwa 2,1 Terawattstunden stammten aus Ungarn, Rumänien, Bulgarien sowie Bosnien und Herzegowina.

Bei der Energieerzeugung setzt Serbien in erster Linie auf Braunkohle. Rund zwei Drittel seiner Primärenergie gewinnt der Balkanstaat aus dem fossilen Brennstoff. Zu mehr als 94 Prozent stammt die Kohle aus serbischen Tagebauen, wo 2024 rund 30 Millionen Tonnen gewonnen wurden. Die Braunkohle hat jedoch einen niedrigen Brennwert.

Zweitwichtigste Quelle ist Biomasse (Holz, Pellets, Holzkohle). Auf Platz 3 folgen Wasserkraftwerke, vor allem entlang der Donau. Im Jahr 2024 wurden rund 10,2 Terawattstunden Energie aus Wasserkraft erzeugt. Doch saisonale hydrologische Schwankungen dämpfen die Stromerzeugung um bis zu einem Fünftel. Zudem sind die beiden größten Wasserkraftwerke des Landes an der Grenze zu Rumänien, Đerdap 1 und 2, in die Jahre gekommen und müssen saniert werden.

Grenzüberschreitende Korridore sollen Stromversorgung sichern

Regionale Korridore sollen eine sichere Stromversorgung gewährleisten. Der Trans-Balkan-Korridor vernetzt über mehrere 400-Kilovolt-Leitungen das Stromnetz von Serbien, Montenegro sowie Bosnien und Herzegowina mit den benachbarten EU-Staaten. Außerdem sind folgende Stromtrassen im Netzentwicklungsplan ENTSE-E geplant, um Serbien und seine Nachbarstaaten zu verbinden:

• Nord-CSE-Korridor mit Ungarn;
• Pannonien-Korridor mit Kroatien;
• Nordkontinentaler Südkorridor mit Italien, Kroatien, Bosnien und Herzegowina;
• Südosteuropa-Cluster mit Bulgarien und Rumänien.

Serbien kann Öl und Gas aus Russland substituieren

Beim Energieträger Erdöl, der 5 Prozent zur Energieerzeugung beiträgt, liegt Serbiens Importabhängigkeit bei 80 Prozent. Bei Gas, mit dem rund 1,3 Prozent der Energie erzeugt werden, beträgt die Abhängigkeit von Einfuhren 90 Prozent.

Serbien deckt bislang einen Großteil seiner Gaslieferungen aus Russland. Jährlich werden bis zu 3 Milliarden Kubikmeter Gas importiert, darunter etwa 2,2 Milliarden Kubikmeter über die Pipeline TurkStream. Moskau bietet Sonderkonditionen im Tausch für politische Abhängigkeit. Die USA hatten im Januar 2025 Sanktionen gegen Serbiens Ölkonzern NIS verhängt, die im Oktober 2025 in Kraft traten. Die serbische Regierung erwog eine Enteignung des russischen Großaktionärs Gazpromneft, der zuletzt knapp 45 Prozent Anteile an NIS hielt (Stand: 31. März 2026). Daraufhin drohte der Kreml, die Gaslieferungen nach Serbien einzustellen. Ein zehnjähriger Liefervertrag lief im Mai 2025 aus. Seither hält Moskau Belgrad hin und zögert den Abschluss eines neuen langfristigen Vertrages hinaus.

Daneben beschloss die EU, beginnend ab September 2027, kein Pipeline- und Flüssiggas mehr aus Russland zu beziehen. Da der Transit von Gas in einen Drittstaat nicht dieser Regelung unterliegt, ist Serbien nicht betroffen – vorerst. Denn der Beitrittskandidat Serbien wird notgedrungen früher oder später ohne russisches Gas auskommen müssen, da dessen Lieferung per TurkStream-Pipeline ohne eine Mindestdurchflußmenge unrentabel wird. Zudem müsste Serbien die Transitgebühren alleine stemmen.

Infrastruktur für Gasimporte wird erweitert

Serbien kann aus technischer Sicht ohne russisches Pipelinegas versorgt werden und beginnt nach Einschätzung der EU-Delegation im Land bereits mit der Diversifizierung seiner Bezugsquellen. So kann das Land zwei Drittel seines Gasbedarfs über die 170 Kilometer lange Pipeline von Niš nach Dimitrovgrad in Bulgarien mit einer Kapazität von 1,8 Milliarden Kubikmetern pro Jahr decken. Somit besteht Zugang zu Gas aus Aserbaidschan. Mit dem Südkaukasusstaat vereinbarte Belgrad 2024 die Lieferung von zunächst 400 Millionen Kubikmeter Gas pro Jahr über die transanatolische Pipeline (TANAP), ab 2027 sogar etwa 1 Milliarde Kubikmeter.

Im August 2024 vereinbarte Belgrad zudem mit Bukarest den Bau eines 100 Kilometer langen Interkonnektors, der Serbiens Erdgasfernleitungssystem mit Gasvorkommen im rumänischen Schwarzmeerschelf (Projekt Neptun Deep) verbinden soll. Die Fertigstellung ist für 2028 geplant.

Über den Interkonnektor Griechenland-Bulgarien könnte LNG vom griechischen Hafen Alexandropoulis nach Serbien geleitet werden. Ebenso ist eine Anbindung an das LNG-Terminal im kroatischen Hafen Omišalj im Gespräch. Doch für beide Optionen müssten zunächst die Kapazitäten ausgebaut werden. Daher importiert Serbien derzeit noch kein LNG. Eine mögliche LNG-Importroute ist zudem zwischen Griechenland und Nordmazedonien im Bau. Die Inbetriebnahme ist 2027 geplant. Skopje und Belgrad vereinbarten die Verlängerung dieser Pipeline nach Norden.

"Serbien könnte seine Versorgung schon morgen diversifizieren und auf russisches Gas verzichten, aber die Frage ist, wie viel es kosten wird",

schlussfolgert der Wirtschaftsexperte Bogdan Petrović in einem Beitrag in der Tageszeitung Danas.

Bau neuer Ölpipeline nach Ungarn vereinbart

Serbien war lange Zeit von russischem Rohöl abhängig. Dieses floss über eine Pipeline mit einer Kapazität von 14 Millionen Tonnen pro Jahr vom kroatischen Hafen Omišalj in die serbischen Raffinerien in Novi Sad und Pančevo. Wegen der US-Sanktionen gegen die russischen Unternehmen Rosneft und Lukoil liefert Kroatien aktuell kein russisches Rohöl mehr. Über den Seeweg stehen alternative Bezugsquellen offen.

Serbien arbeitet an einer alternativen Importroute. Die staatliche Firma Transnafta vereinbarte mit dem ungarischen Öl- und Gaskonzern MOL den Bau einer neuen Ölpipeline mit einer Kapazität von 4,5 Millionen Tonnen. Die Inbetriebnahme der 300 Kilometer langen und 150 Millionen Euro teuren Röhre zwischen dem MOL-Standort Százhalombatta und der Raffinerie in Novi Sad ist für 2028 geplant.

Von Hans-Jürgen Wittmann | Belgrad

Serbiens Regierung bietet vergleichsweise wettbewerbsfähige Energiepreise und bleibt damit ein attraktiver Wirtschaftsstandort für ausländische Investoren. Die Energiekosten spielen eine zunehmende Rolle bei Geschäftsaktivitäten deutscher Unternehmen. So zeigt die Konjunkturumfrage der AHK Serbien (Deutsch-Serbische Wirtschaftskammer) von 2025, dass die zuletzt deutlich gestiegenen Energiepreise den Firmen durchaus Kopfzerbrechen bereiten. In diesen sehen immerhin 22 Prozent der teilnehmenden Unternehmensvertreter ein Risiko für die eigene wirtschaftliche Entwicklung in den nächsten zwölf Monaten.

Das Westbalkanland kann sich der europaweiten Tendenz zu steigenden Strompreisen nicht gänzlich entziehen. So konnte Serbien zwar die extremen Preissprünge, die in Mitteleuropa nach Beginn des Ukrainekrieges zu beobachten waren, vermeiden. Dennoch stiegen die Strompreise schrittweise, um die gestiegenen Beschaffungskosten für Energieträger zu decken und den Markt zu stabilisieren.

Strompreise steigen perspektivisch weiter an

Das Land verfügt über keine einheitlichen Industriestromtarife. Die staatliche Elektrizitätsgesellschaft Elektroprivreda Srbije (EPS) vereinbart mit kommerziellen Abnehmern für jedes Jahr individuell den Strompreis. EPS ist nahezu alleiniger Stromversorger für die Industrie. Für 2026 erwartet das Portal Serbia Energy einen Industriestrompreis in einer Spanne zwischen 13 und 17 Cent pro Kilowattstunde. Im Jahr 2025 lag der Industriestrompreis demnach zwischen 14 und 18 Cent pro Kilowattstunde. Großabnehmer konnten 2025 sogar Preise zwischen 9 und 10 Cent pro Kilowattstunde aushandeln. In den Verhandlungen bietet EPS auch die Möglichkeit, die Strompreise während der vertraglich vereinbarten Lieferfrist an die Marktentwicklung anzupassen.

Mittelfristig führen eine hohe Volatilität der Großhandelspreise, die weitgehend mit regionalen Vergleichswerten übereinstimmen, zu einem weiteren Anstieg der Industriestrompreise in Serbien. Hinzu kommt die zunehmende Einbindung in den EU-Strommarkt und der steigende Einfluss der CO₂-Bepreisung nach Inkrafttreten des Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) am 1. Januar 2026.

Inländischer Strommarkt koppelt sich an EU-Binnenmarkt

Als EU-Beitrittskandidat öffnet und liberalisiert Serbien seit 2015 schrittweise seinen Strommarkt. Dennoch kommt es immer wieder zu kurzfristigen regulatorischen Eingriffen seitens der Regierung über den Staatskonzern EPS, die die Preisbildung beeinflussen. Zudem sind längerfristige Power Purchase Agreements (PPAs) noch wenig verbreitet, da die regulatorischen Rahmenbedingungen unzureichend sind. Weiterhin gibt es Unsicherheiten bei den Guarantee of Origin-Zertifikate (GoO). Diese Herkunftsnachweise sollen für Konsumenten die Transparenz erhöhen und ihnen Auskunft darüber geben, aus welchen Ressourcen der Strom erzeugt wird.

Zugleich macht das Westbalkanland seinen Strommarkt fit für die angestrebte EU-Mitgliedschaft. Im Oktober 2025 begann Serbien als erster Vertragsstaat der Energiegemeinschaft mit der zweistufigen Verifizierungsphase der Marktkopplung – ein zentraler Schritt zur Umsetzung des Stromintegrationspakets (EIP) und Voraussetzung für den EU-Beitritt. Die Energiegemeinschaft ist ein 2005 geschlossenes internationales Abkommen zwischen der EU und den Ländern des Westbalkans. Sie zielt darauf ab, die Energiemärkte der Region in den EU-Binnenmarkt zu integrieren und die Energiewende voranzutreiben.

Parallel dazu entwickeln die Vertragsstaaten eigene nationale CO₂-Bepreisungsmodelle entsprechend ihren jeweiligen Gegebenheiten. Diese werden schrittweise an den EU-Emissionshandel (EU-ETS) angenähert. Ab 2027 tritt EU-ETS2 in Kraft. Es wird zusätzliche CO₂-Kosten für bestimmte Branchen mit sich bringen, die Energie vor allem aus fossilen Brennstoffen erzeugen. Gleichzeitig dürfte EU-ETS2 für beschleunigte Investitionen in Dekarbonisierung und Energieeffizienz sorgen.

Serbien liegt am oberen Ende des regionalen Preisgefüges

Bei der Ansiedlung energieintensiver Produktionen kann Serbien im Vergleich zu den EU-Nachbarstaaten häufig punkten. Im Vergleich mit Ungarn und Kroatien ist der Strompreis in Serbien 2026 etwa ein Drittel günstiger, während er sich in Rumänien und Bulgarien auf einem ähnlich hohen Niveau bewegt. Auf dem Westbalkan befindet sich das Land jedoch im Wettbewerb um Investoren mit energieintensiver Produktion vor allem mit Nordmazedonien sowie Bosnien und Herzegowina. Beide Länder bieten seit 2023 durchgehend niedrigere Strompreise als Serbien.

Netzkapazität wird zur Herausforderung

Neben den regulatorischen Faktoren, die den Strompreis beeinflussen, rückt zunehmend eine ganz praktische Frage in den Vordergrund: Wie viel Energie kann das serbische Übertragungsnetz überhaupt transportieren? Das Netz arbeitet bereits nahe an seiner Belastungsgrenze. Zudem fehlen Lösungen zur Speicherung von Energie.

Serbien investiert zwar in die Modernisierung und den Ausbau seiner Übertragungs- und Verteilnetze – insbesondere in die Umstellung auf 400-Kilovolt-Leitungen. Damit sollen erneuerbare Energiequellen eingebunden und die Übertragungsverluste der alten 220-Kilovolt-Netze reduziert werden. Doch die Kapazitäten für den Netzausbau und die Energiespeicherung sind über Jahre ausgebucht. Sie bilden die zentrale Herausforderungen für die Zukunft des serbischen Stromnetzes.

Von Hans-Jürgen Wittmann | Belgrad

Rumänien ist in der EU heute schon der größte Produzent von Erdgas. Das Land wird künftig vollständig unabhängig von Erdgasimporten werden: Im Schwarzen Meer lagern Vorkommen über 100 Milliarden Kubikmeter förderfähiges Erdgas, die OMV Petrom ab 2027 ausbeuten wird. Damit hat der Schwarzmeer-Anrainer einen klaren Standortvorteil:

Produzent und Exporteur: Rumänien wird EU mit Erdgas beliefern

Das Land wird sich perspektivisch netto vom Erdgasimporteur zum -exporteur entwickeln. Rumänien punktet mit der EU-weit niedrigsten Energieimportabhängigkeitsquote und sticht mit der höchsten Inlandsproduktion hervor. Laut Eurostat erzeugte Rumänien 2024 etwa 360.000 Terajoule und lag damit vor den Niederlanden mit 323.000 Terajoule. Noch kommen Importe aus Kasachstan, Aserbaidschan und Libyen.

Rumänien produzierte 2025 rund 10 Milliarden Kubikmeter Erdgas und deckte damit 75 Prozent des eigenen Verbrauchs. Die Impore lagen bei rund 3 Milliarden Kubikmetern, berichtet Romgaz auf Nachfrage von Germany Trade & Invest. Die Gasspeicher, die Romgaz verwaltet, waren im Januar 2026 zu annähernd 70 Prozent gefüllt.

Diese komfortable Versorgungslage ist ein Joker bei der Energiewende: Rumänien plant, bis 2032 den Kohleausstieg und wird Kraftwerkskapazitäten umrüsten. Erdgas wird dabei, voraussichtlich bis 2037, die Steinkohle ersetzen und eine Rolle als Übergangslösung spielen.

Langfristig aber setzt Rumänien auf Kernkraft, um die Grundlast an Strom im Netz bereitzuhalten. Ab 2040 soll der Anteil des Atomstroms von aktuell 16 auf 30 Prozent steigen, teilt das Energieministerium mit. Zudem wird der Ausbau erneuerbarer Quellen weiter voranschreiten.

Um die Steinkohlekraftwerke mit einer Kapazität von aktuell 4 Gigawatt fast vollständig zu ersetzen, plant Rumänien bis 2030, mindestens 3,5 Gigawatt Kapazität durch neue Gaskraftwerke: Mintia (1.770 Megawatt), Ișalnița (850 Megawatt), Turceni (475 Megawatt), Iernut (430 Megawatt). Rumänien setzt mittelfristig auf die neuen Gaskraftwerke, um die Fluktuationen bei der Stromversorgung auszugleichen, die durch erneuerbare Energien entstehen. Um diese Vorhaben alle umzusetzen, benötigt Rumänien Investitionen in Höhe von mindestens 16 Milliarden Euro bis 2030.

Erster Kunde ist Deutschland

Rumänien hat das Potenzial, ab 2027 zwischen 3 Milliarden und 5 Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr zu exportieren. Das wird davon abhängen, wie viel Gas die eigenen Kraftwerke verbrauchen werden. Die maximale Produktionskapazität des Gasfeldes Neptun Deep liegt bei rund 8 Milliarden Kubikmetern pro Jahr, informiert Romgaz. Es erhöht Rumäniens Produktion auf 18 Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr.

Deutschland ist der erste Kunde: Im Januar 2025 schloss Uniper einen Abnahmevertrag über 15 Terawattstunden Erdgas pro Jahr aus Neptun Deep für den Zeitraum 2027 bis 2032 ab. Je nach Brennwert des Gases handelt es sich dabei um 1,3 Milliarden bis 1,6 Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr. Der Lieferumfang entspricht etwa 1,5 Prozent des Jahresverbrauchs Deutschlands des Jahres 2024, wie Uniper mitteilt.

Pipelinenetz wird ausgebaut

Mittelfristig kann Rumänien das gewonnene Erdgas in weitere Länder exportieren, etwa nach Moldau, Bulgarien, Serbien, Ungarn oder Österreich. Dafür wird die Infrastruktur derzeit ausgebaut. Die geplante Pipeline Bulgaria, Romania, Hungary, Austria (BRUA) wird voraussichtlich 2028 fertig werden. Transgaz hat 2025 mit dem Bau des östlichen Abschnitts Tuzla-Podisor begonnen.

Rumänen stärkt so seine energiepolitische Rolle in Europa. Bereits heute tritt das Land als Versorger der Republik Moldau auf. Es speichert Erdgas für das Nachbarland und liefert Strom. Über die Pipeline Ungheni-Chisinau kann Rumänien die Nachbarrepublik mit Gas versorgen, ohne Leitungen zu nutzen, die in der russischen Einflusszone liegen (Transnistrien).

Stromnetz ist ein Versorgungsrisiko

Die Infrastruktur des Stromnetzes stellt ein Risiko dar, da sie von der rumänischen Politik bei der Energiewende vernachlässigt wurde. Die im Netz vorhandene Stromkapazität wächst schneller, als es das Stromnetz technisch verkraftet. So trifft etwa die volatile Einspeisung aus erneuerbaren Quellen auf ein überlastetes, teils veraltetes Übertragungs- und Verteilnetz. Dies gefährdet die Netzstabilität und erhöht so das Risiko von Stromausfällen.

In Rumänien kommen Spannungsschwankungen häufiger vor als vergleichsweise in anderen Ländern. Wenn das Gleichgewicht zwischen Einspeisung und Last nicht stabil gehalten wird, drohen automatische Schutzabschaltungen. Mit diesem Risiko sind Unternehmen im verarbeitenden Gewerbe konfrontiert, die Anlagen- und Maschinen betreiben. CNC-Maschinen oder IT-Systeme reagieren empfindlich auf Spannungsschwankungen, die Fehlfunktionen verursachen.

Das Versorgungsrisiko werde sich voraussichtlich vergrößern, wenn Block 1 des Cernovoda Atomkraftwerks zwischen 2027 und 2030 wegen einer geplanten Modernisierung vom Netz gehe, heißt es in einer Erklärung des Energieministeriums. Dann werde es schwieriger Spitzenlasten der erneuerbaren Energien auszugleichen, weil eine stetige Energiequelle mit einer installierten Leistung von 700 Megawatt wegfallen wird, so das Ministerium.

Altes Stromnetz schwächt den Investitionsstandort

Der Ausbau des Stromnetzes sei dringend notwendig für die Attraktivität des Standortes Rumänien, sagt Volker Raffel, General Manager von E.ON Energie România: "Der regulatorische Rahmen verlangsamt Investitionen in Netze und auch den Zugang von Investoren zu Rumänien, weil Energie nicht dort fließt, wo sie benötigt wird."

Rumäniens Versorger rechnen bis 2030 mit Investitionen von jährlich mindestens 1,5 Milliarden Euro in neue Transformatoren, Umspannwerke sowie in Strominfrastruktur: Es müssen die Höchstspannungsleitungen zwischen Rumänien, Moldau, Bulgarien und Serbien ausgebaut werden. Der Investorenrat Rumäniens, eine Interessenvertretung ausländischer Investoren, fordert jedoch, mindestens 6,8 Milliarden Euro in das Stromnetz zu investieren.

 

Von Dominik Vorhölter | Bukarest

Strom wird in Rumänien vergleichsweise hochpreisig bleiben. Dies liegt einerseits an geopolitisch bedingt steigenden Erdgaspreisen. Andererseits trägt die Energiepolitik des Landes massiv zum Preisanstieg bei: Hohe Steuern belasten Stromproduzenten, Händler und Lieferanten. Sie alle haben seit 2024 in einen Fonds einzuzahlen, der dem Staat die Finanzierung von Maßnahmen der Energiewendeermöglichen soll. Der Fonds speist sich aus der Übergewinnbesteuerung von Produzenten, Händlern und Lieferanten im Energiemarkt, die Rumänien im Jahr 2021 eingeführt hat. Diese Übergewinnsteuer greift ab einem Strompreis von 400 Lei (umgerechnet etwa 80 Euro) pro Kilowattstunde und beläuft sich auf 10 Prozent des veranschlagten Strompreises.

Steigende Erdgaspreise treiben die Strompreise

Diese zusätzlichen Gebühren und Steuern verteuern den eigentlich kostengünstigen Strom aus erneuerbaren Energien. Ein weiterer Preistreiber ist die Abhängigkeit von konventionellen Energieträgern: Die Preise für Strom sind in Rumänien an die für Gas gekoppelt. Dies gilt auch für importierten Strom, da sich der Preis für Strom nach dem teuersten Erzeuger auf dem Markt richtet. In Rumänien sind dies die Kohle- und Erdgaskraftwerke. Entsprechend wirken sich geopolitische Gaspreisschocks sofort inflationär auf die Strompreise aus.

Ein Beispiel dafür ist der Stopp des Gastransportes durch die Ukraine in die Republik Moldau Ende 2024. Dies führte dazu, dass Rumänien das Nachbarland Moldau mit Strom und Erdgas mitversorgen musste. Im Winter 2024/2025 sanken die Speicherstände in den Gasspeichern entsprechend, weil Rumänien zusätzliches Erdgas zur Versorgung der Republik Moldau benötigte. Die Angebotsverknappung auf dem Markt sorgte für einen deutlichen Preisschub für Erdgas wie auch für Strom. Zudem benötigt Rumänien für die Versorgung der Republik Moldau mit Strom mehr Erzeugungskapazitäten, als die eigenen Gaskraftwerke leisten können.

Hohe Strompreise lähmen das verarbeitende Gewerbe

Rumäniens energieintensive Industriezweige produzieren seit Februar 2022 weniger. Eine Ursache dafür sind Rationalisierungsmaßnahmen. Den Hintergrund bilden höhere laufende Kosten und eine eingebrochene Nachfrage. Neben steigenden Löhnen belasten vor allem die hohen Energiekosten die Budgets der Unternehmen in Rumänien. Insgesamt schätzen die deutschen Unternehmer vor Ort die Entwicklung der Energiepreise als ein Wachstumsrisiko ein, wie aus der aktuellen Konjunkturumfrage der AHK Rumänien vom Oktober 2025 hervorgeht.

Der Energiepreis ist in Rumänien ein zentraler Wettbewerbsfaktor. Hinzu kommen bei energieintensiven Branchen wie der Stahlerzeugung, der Chemieindustrie oder der Zementproduktion hohe Kosten für Energiezertifikate aus dem Europäischen Emissionshandel (EU-ETS). Alle Unternehmen belastet darüber hinaus die undurchsichtige Steuerpolitik der rumänischen Regierung. Nun steht der größte Stahlproduzent in Ostrumänien, Liberty Steel, vor dem Verkauf an neue Investoren.

Der Stahlproduzent produzierte 2021 noch 2,3 Millionen Tonnen warmgewalzten Stahl. Höhere Kosten für Energie, für Emissionszertifikate und Steuerschulden brachten das Unternehmen in finanzielle Schwierigkeiten. Zudem verschlechterte sich aufgrund zunehmender Stahlimporte aus der Türkei die Wettbewerbsposition von Liberty Steel. Zuletzt sank der Stahloutput des Werks 2024 auf weniger als 500.000 Tonnen, berichtet GMK Center, ein Beratungsunternehmen für den europäischen Stahlmarkt.

Die Industrie reduziert entsprechend energieintensive Aktivitäten, um Kosten zu sparen. Gleichzeitig fehlen Impulse, um die Nachfrage nach Strom zu stimulieren: etwa mehr Elektroladesäulen für Autos, Wärmepumpen, Batteriespeicher oder Elektrolyseure für die Produktion von Wasserstoff.

Kosten bleiben hoch

Ein weiterer Grund für die relativ hohen Stromkosten liegt in den Subventionen für die Kohleverstromung. Sie halten die verbliebenen, veralteten Erzeugerstrukturen am Leben und zwingen die Abnehmer weiter im Energiemix Kohlestrom inklusive der Kosten für die Emissionszertifikate zu beziehen. Die steigenden Preise für die Zertifikate erhöhen die Kosten für Kraftwerksbetreiber dabei stetig.

Zusätzlich treibt der Staat den Strompreis durch Steuern in die Höhe:

• Rumänien erreichte 2022 den höchsten Strompreis in der Region durch massive Überbesteuerung. Alle Stromproduzenten mussten im Zeitraum von April bis September eine Übergewinnsteuer in Höhe von 80 Prozent der zusätzlichen Einnahmen über einem Schwellenwert von 450 Lei (etwa 90 Euro) pro Megawattstunde entrichten.
• Zwischen September 2022 und Dezember 2024 verlangte der Staat zudem eine Übergewinnsteuer von 100 Prozent auf die zusätzlichen Einnahmen oberhalb des Schwellenwerts von 450 Lei pro Megawattstunde. Der Marktpreis ohne Mehrwertsteuer und weitere Steuern lag bereits im 2. Halbjahr 2021 mit 129,3 Euro pro Megawattstunde weit darüber, berichtet Eurostat. Der in der Grafik genannte Definitionswechsel beinhaltet die durch die Übergewinnsteuer stark gestiegenen Strompreise.

Zusätzlich belastet das Phänomen der negativen Strompreise die Erzeuger, weil es schwer kalkulierbare Extrakosten verursacht. Negative Preise entstehen, wenn die Nachfrage nach Strom das Angebot unterschreitet. Dann speisen Erzeuger den Strom umsonst ins Netz ein und müssen trotzdem eine Gebühr dafür bezahlen. Insgesamt kann dies dazu führen, dass die Abnahmepreise die Produktionskosten nicht mehr decken können, sodass die Erzeuger die Preise entsprechend erhöhen müssen.

Von Dominik Vorhölter | Bukarest

Um die Abhängigkeit von russischem Gas zu reduzieren, plant Griechenland die Kapazität der bestehenden Erdgaspipelines, Transadriatic Pipeline (TAP) und Interconnector Greece-Bulgaria (IGB), auszubauen. Investoren planen außerdem gleich mehrere Terminals für Flüssiggas (LNG). Das Interesse an neuen Terminals wächst vor dem Hintergrund der LNG-Importverträge aus den USA, dem Ausbau des vertikalen Gaskorridors und der Krise am Golf. Fördermittel sichern die Umsetzung der Projekte, beispielsweise durch den EU-Aufbaufonds oder die Connecting Europe Facility. Auch zählen die Vorhaben zu den Projekten von gemeinsamem europäischem Interesse (PCI) oder sind Teil des 10-jährigen Plans des Verbandes europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E). 

USA werden mehr LNG nach Griechenland liefern

Die Chancen für Südosteuropa, dass Griechenland die Region als bedeutende LNG-Import- und Exportdrehscheibe immer mehr versorgt, wachsen. Ein griechisches Joint Venture, Atlantic SEE LNG Trade, bestehend aus dem Infrastrukturunternehmen AKTOR Group und der griechischen Erdgasvertriebsgesellschaft Depa, schloss im November 2025 langfristige LNG-Importverträge mit dem US-amerikanischen Erdgas- und Erdölkonzern Venture Global. Ab 2030 sollen bis zu 1,5 Millionen Tonnen LNG pro Jahr aus den USA geliefert werden.  

Die Importe fließen vor allem in Länder in Mittel- und Osteuropa. Atlantic SEE LNG Trade hat Absichtserklärungen über die Lieferung von US‑amerikanischem Erdgas ab 2030 unterzeichnet: unter anderem mit dem albanischen Ministerium für Infrastruktur und Energie, der bulgarischen Staatsgesellschaft Bulgargaz, den Unternehmen Aluminij Industries und M.T. Abraham Group aus Bosnien und Herzegowina, der ukrainischen Naftogaz sowie den rumänischen Gesellschaften Nova Power & Gas und SNTGN Transgaz.

Für diese Lieferungen soll der vertikale Gaskorridor, der die Balkanländer bis hin zur Ukraine verbindet, genutzt werden. Während einzelne Abschnitte – etwa zwischen Griechenland und Bulgarien – bereits in Betrieb sind, soll der gesamte Korridor bis zur Ukraine ab 2029 vollständig funktionsfähig sein, Pressemitteilungen zufolge.

Im Februar 2026 schloss das griechische Konsortium zudem einen Vertrag mit der ukrainischen Naftogaz über die Lieferung von LNG des britischen Energiekonzerns BP.

Nachfrage nach Erdgas ungebrochen

Die Erdgasnachfrage in Griechenland stieg im Jahr 2025 im Vergleich zum Vorjahr um knapp 15 Prozent, meldet das Unternehmen DESFA, Betreibergesellschaft des griechischen Gasnetzes. Die Erdgasexporte verdreifachten sich im Vergleich zum Vorjahr. Etwa zwei Drittel der griechischen Erdgasexporte 2025 gingen nach Bulgarien. Die höhere inländische Nachfrage kommt vorrangig von den Stromerzeugern, die rund 70 Prozent der Inlandsnachfrage ausmachten, sowie von den privaten Verbrauchern.

Etwa 38 Prozent des Erdgases stammte aufgrund bestehender Verträge im Jahr 2025 aus Russland, so Eurostat. Rund 34 Prozent kamen aus den USA, knapp ein Fünftel aus Aserbaidschan.

Rund 86 Prozent der griechischen LNG-Importe (in Terawattstunden) gingen im gleichen Zeitraum auf das Konto der USA, gefolgt von Nigeria (4,4 Prozent), Ägypten (3,2 Prozent), Algerien (3,2 Prozent) und Norwegen (3,0 Prozent).

Es existieren bislang keine vollumfänglichen Strategien für die Zeit nach 2027, wenn kein russisches Erdgas mehr importiert werden darf. Als mögliche Lieferanten, um mittelfristig die Bezüge sicherzustellen und weiter auszubauen, gelten die USA, Katar und Norwegen. DESFA plant verstärkte Kontrollen bei Erdgas- und LNG-Importen, um die Herkunft der Lieferungen nachzuverfolgen.

Kurzfristig – im Rahmen der Krise am Persischen Golf – laufen noch bestehende Lieferverträge mit Russland sowie LNG-Lieferungen aus den USA. Alternativ könnte verstärkt Erdgas aus Aserbaidschan und Norwegen bezogen werden, informieren Marktexperten.

Die Erdgaspreise in Griechenland lagen im 1. Halbjahr 2025 mit 47,60 Euro pro Megawattstunde unter dem EU-Durchschnitt (65,20 Euro pro Megawattstunde). In Griechenland wird der Preis anhand des Durchschnittspreises des jeweiligen Vormonats ermittelt. Preiserhöhungen oder -senkungen erreichen somit den griechischen Markt mit einer gewissen Verzögerung.

Griechenland will eigenes Gas fördern

Mitte März 2026 ratifizierte das griechische Parlament vier Konzessionsverträge für die Erkundung und Exploration von Kohlenwasserstoff-Vorkommen südlich von Kreta sowie im Süden des Peloponnes. Vertragspartner sind der griechische Staat und ein Konsortium aus dem US‑Konzern Chevron sowie HELENiQ Upstream, einer Tochtergesellschaft des griechischen Energiekonzerns HELENiQ Energy.

Die griechische Regierung setzt große Hoffnungen auf die geplanten Erdgasbohrungen. Erste seismische Untersuchungen deuten auf Vorkommen von 10 Billionen bis 30 Billionen Kubikfuß Erdgas hin. Sollten sich diese Schätzungen bestätigen, könnte Griechenland künftig selbst zum Erdgasexporteur aufsteigen.

Von Michaela Balis | Athen

Fast die Hälfte des Stroms in Griechenland stammte im Jahr 2025 aus regenerativen Quellen. Der Anteil von Erdgas an der Stromerzeugung lag bei rund 40 Prozent und damit unverändert seit 2019. Der Kohleanteil ist drastisch zurückgegangen: zwischen 2019 und 2025 von 20 auf etwa 5 Prozent.

Um die Stromversorgung auch bei Schwankungen des eingespeisten Solar- und Windstroms zu gewährleisten, setzt ADMIE/ITPO, die Betreibergesellschaft des griechischen Übertragungsnetzes, auf Erdgas- und Wasserkraftwerke. Mittelfristig sollen vorwiegend die mit Heizöl betriebenen Kraftwerke auf den griechischen Inseln sowie Erdgaskraftwerke in Kaltreserve zur Energiesicherheit dienen. Aktuell übernehmen diese Aufgabe noch hauptsächlich Kohlekraftwerke.

Bis 2030 soll das bestehende Stromnetz Kapazitäten in Höhe von 32 Gigawatt aus erneuerbaren Energien aufnehmen können. Installiert sind bereits 18 Gigawatt. Für Projekte mit insgesamt 15 Gigawatt zusätzlicher Leistung liegen bereits endgültige Netzanschlussangebote vor. Der Behörde RAAEY, die unter anderen auch den griechischen Energiemarkt reguliert, liegen Genehmigungsanträge mit einer Gesamtkapazität von weiteren 50 Gigawatt vor.

Sorge vor neuer Energiekrise wächst

Die hohen Energiepreise der letzten Jahre belasten die Wettbewerbsfähigkeit der griechischen Industrie- und Exportunternehmen. Der Krieg im Nahen Osten schürt die Sorge vor einer erneuten Explosion der Energiepreise.

"Die Krise im Nahen Osten dürfte die Energiekosten, vorrangig für die energieintensive Industrie, in die Höhe treiben. Der Terminmarkt, der es uns ermöglichen würde, die Risiken durch Terminkontrakte auszugleichen, funktioniert in Griechenland nicht, obwohl die Energiebörse dies vorsieht",

sagt Antonis Kontoleon, Präsident der Hellenic Union of Industrial Consumers of Energy.

Das griechische Umwelt- und Energieministerium bezuschusste in den vergangenen Jahren unter bestimmten Voraussetzungen den Stromverbrauch. Athen prüft nun in Abstimmung mit den europäischen Partnern weitere Maßnahmen. Laut Pressemitteilungen prüfe die EU ‑Kommission verschiedene Optionen, darunter die stärkere Nutzung von Strombezugsverträgen sowie staatliche Beihilfen; auch eine Subventionierung oder Deckelung des Gaspreises ist denkbar.

Im 1. Halbjahr 2025 lagen die Industriestrompreise inklusive Steuern und Abgaben für einen Verbrauch zwischen 500 und 1.999 Megawattstunden bei 208,40 Euro, was etwa 20 Euro weniger waren als der Durchschnitt in der EU mit 228,20 Euro, meldet Eurostat.

Die oligopolistische Struktur des griechischen Strommarktes führt zu Markt- und nicht zuletzt zu Preisverzerrungen. Der Strompreis für Haushalte und Industrie hängt vom Großhandelspreis ab. Hinzu kommen Steuern, regulierte Abgaben und Kosten für die Stromverteilung. Wenn es zu witterungsbedingtem Ausfall der erneuerbaren Energien oder zu Stromengpässen in den Nachbarländern kommt, werden vorrangig Wasser- und Erdgaskraftwerke eingesetzt. Das lässt die Großhandelspreise im Ausgleichsmarkt in die Höhe schnellen, denn die dort aufgerufenen Preise unterliegen keiner Kontrolle (pay as bid).

Mitte März 2026 lag der durchschnittliche Großhandelsstrompreis (Average Day-Ahead-Market) bei 90,85 Euro pro Megawattstunde, gegenüber 88,91 Euro pro Megawattstunde in Deutschland, informiert die RAAEY.

Griechenland setzt auf den Ausbau internationaler Stromkorridore

Das griechische Stromnetz hat durch Investitionen in erneuerbare Energieanlagen seine Grenzen erreicht. Der Betreiber des Übertragungsnetzes ADMIE/ITPO plant Projekte mit einem Gesamtwert von über 6 Milliarden Euro für den Ausbau seines Netzes sowie für grenzüberschreitende Stromtrassen nach Südosteuropa, Afrika und in den Nahen Osten. Für die internationalen Vorhaben sind allein rund 2 Milliarden Euro vorgesehen. Die Projekte profitieren teilweise von Fördermitteln, beispielsweise vom EU-Aufbaufonds oder von der für den Netzausbau aufgelegten Connecting Europe Facility (CEF).

Von Michaela Balis | Athen

Das südosteuropäische Land verlässt sich bei der Erzeugung von Strom und Wärme auf Atomkraft und Kohle. Dies funktioniert, weil die EU noch bis 2030 kostenlose Emissionszertifikate an bulgarische Energieerzeuger ausgibt. Einzelne Erzeuger, wie die Betreiber von Kohlekraftwerken müssen die Kosten jedoch tragen. Zudem hat Bulgarien sich verpflichtet bis spätestens 2038 aus der Kohleverstromung auszusteigen.

Eine starke Gewerkschaftslobby kämpft jedoch gegen die Energiewende. Ihr stärkstes Argument ist Energiearmut. Sie fordern weitere Ausnahmen vom Emissionshandel, um Strom preislich günstig zu halten. Bulgarien zählt zu den Ländern mit der höchsten Energiearmutsquote im EU-Vergleich: Gut ein Fünftel der Haushalte kann sich Wärme nicht leisten, wie aus Eurostat-Daten hervorgeht. Um Geld zu sparen, nutzen Betroffene nur die Wärme gasbefeuerter Küchenherde, anstatt die gesamte Wohnung zu heizen.

Im EU-Vergleich ist Energie jedoch bereits günstig in Bulgarien. Es ist davon auszugehen, dass dies so bleiben wird. Dies macht Bulgarien zu einem wettbewerbsfähigen Standort für Nearshoring-Vorhaben.

Bulgarien benötigt Netzausbau

Als Alternative zur Kohleverstromung setzt Bulgarien auf Atomkraft und baut erneuerbare Energien weiter aus. Um aber das Potenzial bei Solar- und Windkraft besser nutzen zu können, benötigt Bulgarien mehr Investitionen in seine Stromnetze.

Obwohl Bulgarien mit jährlich rund 2,8 Milliarden Kubikmeter verhältnismäßig wenig Erdgas benötigt, ist das Land zu 99 Prozent auf Importe angewiesen, berichtet Eurostat. Mehr als 60 Prozent des bulgarischen Erdgasbedarfs gehen auf das Konto energieintensiver Branchen wie die Glasindustrie oder die Düngemittelproduktion. Der Rest entfällt auf private Haushalte, die Erdgas zum Kochen oder Heizen nutzen. Entsprechend trifft es Unternehmen und Haushalte hart, wenn der Gaspreis aufgrund geopolitischer Unsicherheiten steigt. Daran ändern die künftigen neuen Lieferwege für Erdgas nichts.

Diversifizierung stärkt regionalen Erdgasmarkt

Eine Lösung, um geopolitische Abhängigkeiten auf die Preisgestaltung zu mildern, sieht das Energieministerium in stärkerer Diversifizierung. Das Ministerium setzt etwa auf Erdgas aus Aserbaidschan und LNG-Lieferungen, die in Griechenland anlanden. So wird künftig aus den USA, Norwegen oder Ägypten am LNG-Terminal in Alexandroupolis verflüssigtes Erdgas ankommen, das Bulgarien auch weiteleiten kann – etwa in die Ukraine oder in die Republik Moldau.

Bulgarien baut aktuell alternative Erdgaslieferouten aus und treibt den sogenannten vertikalen Korridor voran. Ziel ist, noch bis Ende 2026 die Anschlüsse Kulata/Sidirokastro (Griechenland-Bulgarien) und IP Negru Vodă/Kardam (Bulgarien-Rumänien) in Betrieb zu nehmen.

Mit diesen Investitionen stärkt Bulgarien seine Position als Transitland für Erdgas entlang der Süd-Nord-Achse. Der vertikale Korridor hat über Griechenland und Bulgarien somit mittelfristig das Potenzial, LNG in die nördlich gelegenen Staaten zu transportieren.

Bulgarien: Eintrittspforte für russisches Erdgas

Wenn russisches Erdgas noch in die EU gelangt, dann über Bulgarien. In Strandzha, im Südosten des Landes, befindet sich der Anschluss der von Gazprom initiierten Pipeline TurkStream. Sie transportiert aktuell das meiste russische Erdgas, das noch nach Europa strömt. Pro Jahr kann die Pipeline bis zu 18 Milliarden Kubikmeter Erdgas in die EU transportieren.

Damit soll aber ab Sommer 2027 Schluss sein, legt ein EU-Beschluss vom 26. Januar 2026 fest. In der Folge wird sich Bulgariens Rolle als Erdgas-Umschlagplatz für die Länder des Westbalkans sowie Ungarn und Slowenien möglicherweise abschwächen. Denn Bulgarien war bisher ein wichtiges Transitland für Erdgas aus Russland.

Im Detail einigte sich die EU darauf, frühestens ab Sommer 2027 Importe von russischem Erdgas einzustellen. Dies betrifft Lieferungen per Pipeline wie auch LNG. Alle Mitgliedstaaten verpflichteten sich, bis spätestens 1. Januar 2028 alle Erdgaslieferungen aus Russland zu stoppen. Diese erweiterte Frist gilt für alle Länder, die über langfristige Lieferverträge verfügen und diese vor dem 17. Juni 2025 abgeschlossen wurden, heißt es in der Richtline.

Von Dominik Vorhölter | Sofia