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Timestamp: 2020-01-18 00:42:55+00:00

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Ökonomische und rechtliche Determinanten der Rekommunalisierung ... | Masterarbeit, Hausarbeit, Bachelorarbeit veröffentlichen
C G M.Sc. Christoph Gand (Autor)
B. Kommunalpolitische Aspekte der Rekommunalisierung in der öffentlichen Daseinsvorsorge
I. Öffentliche Daseinsvorsorge
II. Entwicklungen innerhalb der Daseinsvorsorge
III. Kommunalpolitische Aspekte der Rekommunalisierung
C. Einführung in den Wettbewerb um die Verteilnetze
I. Qualifizierte Wegenutzungsverträge und deren Laufzeitbegrenzung
II. Begriff und Bemessung der Konzessionsabgabe
D. Bewertung ausgewählter ökonomischer Parameter
I. Renditechancen aus dem Netzbetrieb im Lichte der Anreizregulierung
1. Grundlagen der Netzzugangsentgeltregulierung
2. Das Konzept der Anreizregulierung
3. Risiken der Anreizregulierung für den Verteilnetzbetreiber
II. Effizienzsituation beim kommunalen Netzbetrieb
III. Rekommunalisierung als energie- und klimapolitisches Handlungsinstrument?
IV. Rekommunalisierungsmodelle
1. Netzbetrieb durch kommunales Stadtwerk
2. Übertragung des Netzbetriebs an horizontalen Partner
E. Rechtsrahmen der Rekommunalisierung des Netzbetriebs
I. Verfassungs- und kommunalrechtliche Voraussetzungen
1. Verfassungsrechtliche Rahmenbedingungen
a) Verfassungsrechtlicher Schutz kommunaler Selbstverwaltung sowie Marktteilnahme
b) Verfassungsschranken der kommunalwirtschaftlichen Betätigung
2. Voraussetzungen des kommunalen Wirtschaftsrechts
b) Verhältnismäßigkeit zur Leistungsfähigkeit der Gemeinde
d) Örtlichkeitsprinzip
II. Energierechtliche Rahmenbedingungen
1. Einleitung des Konzessionierungsverfahrens
a) Bekanntmachungspflichten über das Auslaufen der Konzession
b) Veröffentlichung von Netzdaten und deren Datenherausgabeanspruch
2. Auswahlverfahren und Konzessionsvergabeentscheidung der Kommune
a) Wettbewerbsrechtliche Ausgestaltung des Auswahlverfahrens
c) Bekanntgabe der Auswahlentscheidung
3. Übereignungsanspruch des Neukonzessionärs für das Verteilnetz
a) Konzessionsvertragliche Endschaftsbestimmungen
b) Übereignung und Umfang der Verteilungsanlagen
c) Übereignungspflicht als Eingriff in die Eigentumsgarantie?
d) Bestimmung einer wirtschaftlich angemessene Vergütung der Übereignung
aa) Sachzeitwert versus Ertragswert
(1) Maßstäbe der Kaufering-Entscheidung des BGH
(2) Übertragbarkeit der Maßstäbe auf den normativen Vergütungsanspruch
bb) Kalkulatorischer Restbuchwert
4. Netztrennungsmaßnahmen und nachvertragliche Informationsherausgabe
5. Genehmigungspflicht des Netzbetriebs
Nach einer aktuellen Schätzung werden allein zwischen 2013 und 2016 über 1.300 Konzessionsverträge i.S.d. §46 II EnWG für die kommunalen Stromnetze auslaufen.1 Viele Kommunen stehen daher angesichts der auslaufenden Konzessionsverträge unter Zugzwang und müssen eine strategische Entscheidung treffen, ob sie die Konzession mit dem Altkonzessionär verlängern, die Konzession an einen Dritten neuvergeben oder das elektrische Verteilnetz in die kommunale Verantwortung zurückführen.
Die Versorgung mit leitungsgebundener Energie wird traditionell dem Bereich der öffentlichen Daseinsvorsorge zugerechnet, da ihre Sicherstellung nach Auffassung des Bundesverfassungsgerichts ein „Gemeinschaftsinteresse höchsten Ranges“2 und für eine „menschenwürdige Existenz unumgänglich“3 sei.4 Die bloße Klassifizierung als Teil der öffentlichen Daseinsvorsorge lässt allerdings offen, ob sie der privatrechtlichen oder öffentlich-rechtlichen Sphäre zuzurechnen ist.5
Eine gemischte Wirtschaftsordnung, bestehend aus der Privatwirtschaft und einem öffentlichen Sektor mit der öffentlichen Daseinsvorsorge als Kern, bildete sich in den meisten westeuropäischen Staaten im Laufe des vergangenen Jahrhunderts heraus.6 Der von Forsthoff geprägte Begriff der öffentlichen Daseinsvorsorge ist dabei ambivalent zu betrachten. Zum einen dient er als Sammelbecken für alle am Gemeinwohl orientierten und infrastrukturgebundenen kommunalen Leistungen der Allgemeinversorgung, wie beispielsweise die Versorgung mit Energie oder Wasser, aber auch Leistungen der Sozialinfrastruktur, wie beispielsweise Bildung oder Kultur. Zum anderen ist die öffentliche Daseinsvorsorge idenditätsstiftendes Element der kommunalen Selbstverwaltungsgarantie aus Art. 28 Abs. 2 GG,7 ohne dabei konkrete Aufgabenbereiche oder Organisationsformen zu normieren. Der verwaltungswissenschaftliche Begriff der Daseinsvorsorge ist somit trägerneutral und kann nicht als Grundlage einer Entscheidungsfrage dienen, ob eine bestimmte Leistung privatwirtschaftlich oder von einer staatlichen Institution erbracht werden soll. Die Trägerschaft sowie der Leistungsumfang werden vielmehr von den verfassungs- und einfachgesetzlichen Rahmenbedingungen des jeweiligen Bereichs der Daseinsvorsorge determiniert.8 Dass die Trägerschaft in der leitungsbezogenen Energieversorgung seit jeher durch eine Vielfalt aus privatwirtschaftlichen, öffentlich-rechtlichen sowie gemischt-wirtschaftlichen Unternehmen geprägt ist, kommt aus dem Verständnis, dass der Staat aufgrund der Charakterisierung einer Aufgabe als „öffentlich“ nicht automatisch in der Erfüllungspflicht steht.9
Die öffentliche Daseinsvorsorge in Westeuropa unterlag seit den 1980er-Jahren fundamentalen Veränderungen, welche durch Liberalisierungs- sowie Privatisierungspolitiken geprägt war. Führte die Liberalisierung zum einem zu mehr Markt und Wettbewerb im Bereich der öffentlichen Daseinsvorsorge und somit zu einer Betrachtung dieser Leistungen unter marktwirtschaftlichen Effizienzkriterien, kam es hingegen mit den Privatisierungen zu einer Zunahme der Bereitstellung von öffentlichen Dienstleistungen durch private, gewinnorientierte Unternehmen, welche die staatlichen Unternehmen ersetzten. Standen zu Beginn der Privatisierungswelle vor allem große öffentliche Dienstleistungsbranchen, wie beispielsweise Energie, Post oder Telekommunikation, im Fokus, wurden in den letzten zwei Dekaden zunehmend regionale und somit auch kleinere kommunale Dienstleister von den Privatisierungspolitiken der Kommunen erfasst.10
Die Hauptmotivation der Kommunen für eine Übertragung der Erbringung öffentlicher Dienstleistungen an privatwirtschaftliche Unternehmen lag damals vor allem in der Erzielung von hohen Veräußerungserlösen, um diese zur Konsolidierung der prekären öffentlichen Haushalte zu nutzen. Ebenso bestanden erhebliche Zweifel daran, dass die kommunalen Dienstleister in einem liberalisierten Markt aus ihren Monopolstrukturen heraus die neue aufkommende Konkurrenz der Privaten überhaupt hätten effektiv abwehren können.11 Der ideologische Standpunkt einer effizienteren Aufgabenerfüllung durch die Privatwirtschaft fand eine breite Anhängerschaft, was zudem durch Ineffizienzen der staatlichen Unternehmen bei der Bereitstellung der öffentlichen Güter und Dienstleistungen bekräftigt wurde. Neben den durch die Veräußerungserlöse geschaffenen politischen Handlungsspielräumen der Kommunen war die Privatisierung auch vielerorts mit der Erwartung verbunden, dass der neue privatwirtschaftliche Träger des ehemals kommunalwirtschaftlichen Unternehmens zusätzliche Investitionen im kommunalen Raum tätigt und somit aktiv zum Abbau des Investitionsstaus der Gemeinde beitragen würde.12
Viele Eigen- und Regiebetriebe der Kommunen wurden in der Folge in private Rechtsformen überführt und den privatwirtschaftlichen Unternehmen die Erbringung der öffentlichen Daseinsvorsorge übertragen, indem der Aufgabenvollzug entweder in Gänze an diese übertragen wurde oder sie über sogenannte Public Private Partnerships an der Leistungserbringung partizipierten.13 Nichtsdestotrotz hatte die Kommunalwirtschaft stets eine bedeutende Funktion in der örtlichen Energieverteilung und ist seit jeher eine tragende Säule des dreigliedrigen Versorgungssystems, bestehend aus Verbund-, Regional- und lokalen Energieversorgungsunternehmen. Maßgeblich für die Einfluss- und Zugriffsmöglichkeiten der Kommune in der Energiewirtschaft sind seit Anbeginn das Eigentum am kommunalen Straßennetz und den damit verbundenen und noch heute vorhandenen Wegenutzungsverträgen für den Leitungsbau und -betrieb.14
Mit Änderung des EnWG in den 1990er-Jahren und der damit einhergehenden Beschränkung der Konzessionsverträge zur Wegenutzung auf maximal 20 Jahre entstand in der Energiewirtschaft ein Wettbewerb um die Netze,15 bei dem das Konzept der Gewährleistungsverantwortung auf das gegenläufige Konzept der Rekommunalisierung trifft. Das Modell der Gewährleistungsverantwortung ist geprägt durch den Liberalismusgedanken, wonach der Staat lediglich Rahmenbedingungen zu schaffen hat und er erst einen Zugriff ausübt, wenn die Aufgabenerfüllung durch die Privaten nicht erfolgt bzw. nicht erfolgen kann. Übertragen auf die aktuelle Rekommunalisierungsdebatte würde das Konzept der Gewährleistungsverantwortung einen rein privatwirtschaftlichen Wettbewerb um die Verteilnetze befürworten. Im Gegensatz dazu sieht das Konzept der Rekommunalisierung die Kommune als einen aktiven Marktteilnehmer, welcher unabhängig von der Qualität der vorangegangenen Aufgabenerfüllung durch die Privaten auch eine Erfüllungsverantwortung übernehmen kann.16 Rein konzeptionell ist die Frage der Aufgabenerfüllung allerdings nicht zu beantworten, da das EnWG beide Verantwortungsgrade als zulässig erachtet, allerdings durch das Einbringen von Wettbewerb dem Staat eher eine Gewährleistungs- und Regulierungsverantwortung zuspricht.17
Auch bedingt durch die globale Finanz- und Wirtschaftskrise der letzten Jahre entstand ein Misstrauen gegenüber der Aufgabenerfüllung durch privatwirtschaftliche Unternehmen, sodass man vielerorts die politische Steuerung der Aufgabenerfüllung wieder zurückgewinnen möchte und den Kommunen eine aktivere Rolle in der öffentlichen Daseinsvorsorge zuspricht.18 Es entsteht derzeit eine regelrechte Gegenbewegeng, firmierend unter dem Begriff der Rekommunalisierung, zu der etwa zwei Dekaden lang anhaltenden Privatisierungswelle mit dem Ziel der Rückführung von Bereichen der zuvor privatisierten öffentlichen Daseinsvorsorge in den Verantwortungsbereich der Kommunen.19 Die Begrifflichkeit der Rekommunalisierung ist allerdings insofern teilweise irreführend als dass im Allgemeinen auch der erstmalige Zugriff der Kommune auf Bereiche der Daseinsvorsorge darunter subsumiert wird. Eine vorherige Privatisierung muss allerdings nicht notwendigerweise stattgefunden haben, was besonders bei der Diskussion um die Rekommunalisierung der örtlichen Verteilnetze von Bedeutung ist, da hier vielfach seit jeher ein privatwirtschaftliches Unternehmen die Verteilung durchführen kann.20
War zu Beginn der Privatisierungsbewegung in den 1980er-Jahren ein „mehr Privat“ der Wunschvater politischer Gedankenspiele, ist in den derzeitigen Diskussionen um die Rekommunalisierung von Dienstleistungen ein „mehr Staat“ deutlich zu erkennen, was häufig auch durch Volksentscheide21 akzentuiert wird. Dieser Paradigmenwechsel fügt sich in den allgemeinen Trend des schwindenden Vertrauens gegenüber einer Aufgabenerfüllung der Daseinsvorsorge durch die Privatwirtschaft und der zunehmenden Forderung nach einer stärkeren Regulierung der Märkte ein, sodass das kommunale Unternehmen als ein kommunalpolitisches Instrument zur Umsetzung dieses Umdenkens wahrgenommen wird.22
Neben diesen soziopolitischen Veränderungen sind ebenso Misserfolge bei vorangegangenen Privatisierungen in Form von Schlechterfüllungen Treiber einer Wiederbelebung der Kommunalwirtschaft, gepaart mit der Erkenntnis, dass eine privatwirtschaftliche Aufgabenerfüllung nicht zwingend kostengünstiger oder effizienter verläuft.23 Bei der Auslagerung der Aufgabenerfüllung kam es zudem aufgrund von Marktineffizienzen zu einer Diskriminierung kleinerer Wettbewerber und in der Folge zu Monopolbildungen. Die damit einhergehenden Gefahren, wie zum Beispiel die Abschöpfmöglichkeiten von Monopolrenten, können durch ein kommunalübergreifendes Engagement, beispielsweise im kommunalen Verbund in der Energiewirtschaft, zurückgedrängt werden.24
Vielerorts erhofft man sich zudem, dass eine Rekommunalisierung der Verteilnetze die Transparenz sowie die demokratischen Kontrollmöglichkeiten über den Netzbetrieb erhöht.25 Darüber hinaus sind die Kommunen über das „Neue Steuerungsmodell“ in die Lage versetzt worden, mittels des Kostenmanagements darzulegen, dass kommunale Leistungen nicht per se teurer sind und im Wettbewerb mit der Privatwirtschaft durchaus Stand halten können.26 Schließlich wird mit zunehmender Ausgabenverlagerung an die Privaten der Aufgabenumfang der Kommune reduziert und somit auch die kommunalen Einfluss- und Steuerungsoptionen. Eine Rückgewinnung der Aufgabenerfüllung mindert somit die Gefahr der Aushöhlung der kommunalen Selbstverwaltung und verleiht der kommunalen Selbstverwaltungsidee eine Renaissance.27
Letztendlich spielen aber auch die geänderten energiepolitischen Rahmenbedingungen durch die Energiewende eine bedeutende Rolle für kommunalpolitische Überlegungen der Rekommunalisierung von Verteilnetzen, sodass die Konzessionsverträge teilweise als „klimapolitisches Handlungsinstrument“28 stilisiert werden. Den Kommunen wird im Hinblick auf die zu lösenden Fragen der Energiewende vor allem ein Standortvorteil aufgrund der Verlagerung der Erzeugungskapazitäten hin zu einer dezentralen Energieerzeugung zugesprochen.29
Für die Versorgung mit leitungsgebundener Energie sind die Energieversorgungsunternehmen auf die Benutzung der öffentlichen Verkehrswege angewiesen.30 Die öffentlichen Verkehrswege stehen unter kommunaler Wegehoheit, so dass die Gemeinde in dieser Hinsicht eine Monopolstellung hat.31
Gemäß § 46 Abs. 1 S. 1 EnWG haben die Gemeinden „ihre öffentlichen Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen, einschließlich Fernwirkleitungen zur Netzsteuerung und Zubehör, zur unmittelbaren Versorgung von Letztverbrauchern im Gemeindegebiet diskriminierungsfrei durch Vertrag zur Verfügung zu stellen“. Die Norm des § 46 EnWG differenziert hierbei zwischen Leitungen im Gemeindegebiet zur allgemeinen Versorgung (Abs. 2 bis 4) und den sonstigen Leitungen (Abs. 1), welche einen Letztverbraucher unmittelbar im Gemeindegebiet versorgen. Für diese sonstigen Leitungen gelten gemäß § 46 Abs.1 EnWG die sog. einfachen Wegenutzungsverträge, die einen grundsätzlichen Anspruch eines Energieversorgungsunternehmens zur Wegenutzung gegen eine Konzessionsabgabe regeln. Für Leitungen im Gemeindegebiet hingegen, welche der allgemeinen Versorgung dienen, gelten i.S.d. § 46 Abs. 2-4 EnWG die sog. qualifizierten Wegenutzungsverträge, welche herkömmlicherweise auch als Konzessionsverträge bezeichnet werden.32
Mit den qualifizierten Wegenutzungsverträgen wird dem Vertragspartner seitens der Gemeinde ein Transportmonopol, einhergehend mit einer Verantwortung für die gemeindliche Infrastruktur im Energieversorgungsbereich, übertragen. Dieses Transportmonopol ist gemäß § 46 Abs. 2 S. 1 EnWG zeitlich begrenzt, da dort eine zulässige Laufzeit der Konzessionsverträge von maximal 20 Jahren geregelt wird. Zudem müssen die Gemeinden ein Auslaufen des bisherigen Konzessionsvertrages gemäß § 46 Abs. 3 S. 1 EnWG zwei Jahre vor Ablauf öffentlich bekanntgeben. Bei mehreren Wettbewerbern um die Konzession hat die Gemeinde den Neukonzessionär in einem diskriminierungsfreien und transparenten Auswahlverfahren auszuwählen. Kommt es zu einem Wechsel des Konzessionärs hat der bisherige Verteilnetzbetreiber gemäß § 46 Abs. 2 S. 2 EnWG das kommunale Leitungsnetz gegen eine wirtschaftlich angemessene Vergütung an den Neukonzessionär zu übereignen.33
Die Laufzeitbegrenzung eines Konzessionsvertrages auf maximal 20 Jahre dient vor allem der Gewährleistung von Wettbewerb sowie der Flexibilität in den Versorgungsinfrastrukturen und bezweckt, den sogenannten Ewigkeitsrechten der Kommunen, also das ständige Recht auf einen Netzbetrieb durch ein kommunales Unternehmen, entgegenzuwirken.34 Es kommt somit spätestens alle 20 Jahre zu einem Wettbewerb um die Konzessionen, welcher, verbunden mit der Übereignungspflicht der Netzinfrastruktur durch den bisherigen Netzbetreiber, vielmehr ein Wettbewerb um die kommunalen Verteilnetze darstellt.35 Der Verteilnetzbetreiber hat für die Laufzeit des Konzessionsvertrages ein natürliches Monopol, da ein Wettbewerb von Verteilnetzbetreibern mit parallelen Netzinfrastrukturen ökonomisch nicht sinnvoll wäre, sodass ein Leistungswettbewerb, der auch der Verbesserung der örtlichen Daseinsvorsorge dient, nur periodisch im Wettbewerb um die Verteilnetze ausgestaltet werden kann.36 Die Gemeinde hat somit in materieller Hinsicht die Möglichkeit, mindestens alle 20 Jahre auf den örtlichen Strom- und Gasnetzbetrieb gestaltend einzuwirken, indem sie entscheiden kann, den bisherigen Konzessionsvertrag zu verlängern, die Konzession an einen Dritten neu zu vergeben oder den Netzbetrieb durch eine eigene energiewirtschaftliche Betätigung zu erfüllen.37
Der Verteilnetzbetreiber hat als Gegenleistung für das eingeräumte Wegenutzungsrecht der Gemeinde eine Konzessionsabgabe nach Maßgabe des §48 EnWG zu leisten.38 Da die Gemeinde im Hinblick auf das Wegenutzungsrecht eine absolute marktbeherrschende Stellung einnimmt, werden die Bemessung sowie die Höhe der Konzessionsabgabe i.S.d. § 48 Abs. 2 EnWG in §2 KAV geregelt.39 Maßgeblich für die dort festgelegten Höchstgrenzen ist die Klassifizierung der Kunden in Sonder- und Tarifkunden durch den Lieferanten, wobei für die Tarifkunden viel höhere Konzessionsabgaben verlangt werden können und die Höchstgrenzen zudem mit den in § 2 Abs. 2 KAV festgelegten Einwohnergrößenklassen ansteigt.40 Zum Schutz der Gemeinde vor einer willkürlichen Einordnung der Abnehmer als Sonderkunden und den damit einhergehenden Konzessionsschmälerungen, gilt für normale Haushalte mit einem Verbrauch von bis 30.000 kWh im Jahr jedoch die Ausnahmeregelung des § 2 Abs. 7 KAV, wonach solche Haushalte konzessionsabgabenrechtlich stets als Tarifkunden eingestuft werden.41
Darüber hinaus gilt bei der vertraglichen Festlegung das Nebenleistungsverbot nach § 3 KAV. Die Vorschrift enthält in Abs. 1 mit der eigentlichen Konzessionsabgabe, Preisnachlässen für den kommunalen Eigenverbrauch sowie Kostenerstattungen einen abschließenden Katalog mit zulässigen Leistungen des Verteilnetzbetreibers an die Kommune, sodass darüber hinausgehende Sach- oder Finanzleistungen unzulässig wären.42
Gemäß §48 Abs. 3 EnWG sind die Konzessionsabgaben „in der vertraglich vereinbarten Höhe“ zu entrichten, woraus folgt, dass der jeweilige Wegenutzungsvertrag und nicht der § 48 EnWG selbst die Anspruchsgrundlage für die Zahlungsverpflichtung darstellt. Auch wenn in Abs. 3 explizit auf die (einfachen) Wegenutzungsverträge nach § 46 Abs. 1 EnWG Bezug genommen wird, umfasst die Konzessionsabgabenpflicht auch die qualifizierten Wegenutzungsverträge i.S.d. § 46 Abs. 2 EnWG, da diese lediglich einen Unterfall der Verträge nach Abs. 1 darstellen.43
Die deutsche Energiewirtschaft steht derzeit an der Schwelle zu einer neuen Ära, in der konventionelle Stromerzeugung durch eine regenerative, dezentrale Einspeisung mit wechselnden Lastflüssen zunehmend substituiert wird und die Netze zu intelligenten Netzen umgebaut werden. Den Herausforderungen auf der Kostenseite durch die Veränderungen innerhalb der Branche stehen zunehmender Wettbewerb, eine Regulierung der Renditen aus dem Netzbetrieb sowie ein Anpassungsdruck für Innovationen gegenüber.44 Eine Rekommunalisierung des elektrischen Verteilnetzes ist somit aus Sicht der Kommune neben der politischen und rechtlichen Komponente vor allen Dingen eine Frage der Wirtschaftlichkeit. Für eine ökonomisch abschließende Bewertung bedarf es daher in der Regel einer detaillierten Einzelfallbetrachtung der jeweiligen strukturellen Rahmenfaktoren, sodass im Folgenden nur eine Darstellung der allgemeingültigen ökonomischen Determinanten für eine Rekommunalisierung von Verteilnetzen erfolgen kann.
Die Rendite- und Erlössituation aus dem kommunalen Netzbetrieb wird maßgeblich durch den Kaufpreis aus der Netzübernahme vom Altkonzessionär45 sowie den erlösbaren Netzentgelten bestimmt.46
Die Netzentgelte, welche die Nutzer des Verteilnetzes an den Netzbetreiber zahlen, können jedoch nicht durch den kommunalen Netzbetreiber in dessen Ermessen frei festgesetzt werden, vielmehr werden sie auf Grundlage der §§ 21, 21a EnWG sowie der StromNEV reguliert und nach § 21a Abs. 6 EnWG i.V.m. § 1 ARegV im Wege der Anreizregulierung bestimmt.47
Nach Vorgabe des § 21 Abs. 1 EnWG müssen die Entgelte für den Netzzugang angemessen, diskriminierungsfrei und transparent sein, wobei § 21 Abs. 2 EnWG die Grundnorm der Ermittlung eines angemessenen Netznutzungsentgelts darstellt und nach den Maßstäben der StromNEV die Herleitung und Berechnung der Netznutzungsentgelte erfolgt.48
Seit dem 1. Januar 2009 hat die Anreizregulierung das bisherige System der kostenorientierten Entgeltbildung mit der einhergehenden Ex-ante-Genehmigungspflicht abgelöst. Mit der Anreizregulierung sollen durch eine Preis- oder Erlösobergrenzenregulierung bei den Netzbetreibern Effizienzsteigerungen unter Einhaltung eines Qualitätsniveaus bezweckt werden.49
Die elektrischen Verteilnetze stellen jeweils ein resistentes natürliches Monopol dar, da eine Duplizierung der jeweiligen Netzinfrastruktur zu volkswirtschaftlichen Ineffizienzen führen würde.50 Das natürliche Monopol als solches führt zu Abwesenheit von Wettbewerb, was wiederum zu wohlfahrtsschädlichen Monopolrenten und aufgrund des fehlenden Wettbewerbsdrucks zur Nichtrealisierung von Effizienzsteigerungen sowie Ausbleiben von technischem Fortschritt führt.51
Ein wirksamer und unverfälschter Wettbewerb in der Energieversorgung gemäß §1 Abs. 2 EnWG kann allerdings niemals in einem natürlichen Monopol tatsächlich erreicht werden, sondern lediglich auf den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen der Erzeugung und des Vertriebs. Daher muss gewährleistet sein, dass Wettbewerber das natürliche Monopol mitbenutzen können und einen diskriminierungsfreien Zugang zu den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen haben. Diese Gewährleistung erfolgt im Wesentlichen über die Regulierung des Zugangs sowie die Netzzugangsbedingungen, in dem die Entgelte für die Netznutzung denjenigen Entgelten entsprechen, wie sie sich auf einem hypothetischen Wettbewerbsmarkt ausprägen würden.52
Im Fall der Verteilnetze werden die diskriminierungsfreien Zugangsbedingungen über das System der Anreizregulierung gewährleistet, indem der Zusammenhang von Erlösen aus dem Netzbetrieb und den tatsächlichen Netzkosten über eine fünfjährige Regulierungsperiode entkoppelt wird, wobei gemäß § 3 Abs. 1 ARegV die erste Regulierungsperiode 2009 begonnen hat und die zweite Periode 2014 beginnen wird. Die erste Regulierungsperiode eines bis dato noch nicht detaillierten Folgesystems beginnt folglich 2019. Die Netzbetreiber erhalten in der Anreizregulierung unabhängig von ihren tatsächlichen Bereitstellungskosten für das Netz eine individuelle Erlösobergrenze, also eine Begrenzung der Gesamterlöse aus den Netzentgelten.53
Durch die Loslösung der Erlöse von den Bereitstellungskosten haben die Verteilnetzbetreiber Anreize, ihre Kostenstruktur zu optimieren und in einen Effizienzwettbewerb mit den anderen Netzbetreibern zu treten, da bei einer regulatorischen Preisvorgabe Renditen aus dem Netzbetrieb nur bei einer Kostenoptimierung erzielt werden können und effiziente Unternehmen so eine höhere Verzinsung auf ihr Kapital erreichen können. Maßgeblich für die Anreizwirkung ist die Dauer einer Regulierungsperiode, welche nach § 3 Abs. 2 ARegV fünf Jahre beträgt. Um möglichst lange diese zusätzlichen Renditen realisieren zu können, besteht somit ein zusätzlicher Anreiz seitens des Netzbetreibers, direkt zu Beginn einer Regulierungsperiode seine Produktivität zu steigern.54
Die Erlösobergrenze ist allerdings nicht über die gesamte Regulierungsperiode konstant, vielmehr soll auch der Netzkunde durch einen sinkend verlaufenden Entwicklungspfad der Erlösobergrenze an den Effizienzsteigerungen des Netzbetreibers partizipieren können. Dieser absinkende Erlöspfad wird durch das Setzen einer regulatorischen Effizienzvorgabe realisiert, welche sich nicht an den tatsächlichen Produktivitätssteigerungen orientiert. Vielmehr wird ein regulatorisches Benchmarking nach §§ 12 ff. ARegV durchgeführt, bei dem mit Hilfe eines unternehmensspezifischen Effizienzvergleichs ein unternehmensindividueller Effizienzwert abgeleitet wird, welcher die Basis für die Effizienzvorgabe des Erlöspfades ist.55
Die unternehmensindividuelle Erlösobergrenze wird mittels einer sogenannten Regulierungsformel berechnet, wobei das Ausgangsniveau der Erlösobergrenze gemäß § 6 Abs. 1 ARegV nach den Vorschriften der StromNEV bestimmt wird und sich nach den Kostendaten des Basisjahres richtet, welches drei Jahre vor der eigentlichen Regulierungsperiode liegt.56 In der Regulierungsformel nach Anlage1zur ARegV werden unter anderem neben der Berücksichtigung von Inflation, den sektoralen Produktivitätsfortschritten und einem Qualitätselement für Abweichungen von Vorgaben der Netzzuverlässigkeit und –leistungsfähigkeit, die Kosten des Netzbetriebs nach ihrer Beeinflussbarkeit differenziert. Hierbei werden die nicht-beeinflussbaren Kosten in dem zuvor beschriebenen regulatorischen Effizienzvergleich ermittelt, sodass die vom Netzbetreiber nach §11 Abs. 4 ARegV beeinflussbaren Kosten aus der ersten Regulierungsperiode gemäß § 16 Abs. 1 ARegV nach zwei Perioden abgebaut werden und der Abbau in den darauf folgenden Perioden innerhalb einer Periode erfolgen soll.57 Der ex-ante bestimmte Verlauf der Erlösobergrenze ist jedoch nicht statisch und kann nach Maßgabe des § 4 Abs. 3-5 ARegV bei gewissen Veränderungen in der Kostenstruktur des Netzbetreibers, wie beispielsweise Änderungen beim Verbraucherpreisgesamtindex oder bei den nicht beeinflussbaren Kostenbestandteilen, einmal jährlich angepasst werden.
Die Renditechancen aus dem Netzbetrieb sind aufgrund der Erlösobergrenzen aus der Anreizregulierung limitiert und das Ausgangsniveau der Erlösobergrenze wird im Basisjahr, welches in der Regel drei Jahre vor der eigentlichen Regulierungsperiode liegt, im Rahmen einer Kostenprüfung bestimmt. Tätigt der Verteilnetzbetreiber nun innerhalb der Regulierungsperiode zu einem Zeitpunkt, der nach der Kostenprüfung für die darauffolgende Regulierungsperiode liegt, Netzinvestitionen, wirken sich die Veränderungen in der Kostenstruktur erst in der übernächsten Regulierungsperiode aus, was im Extremfall ein Auseinanderfallen von Kosten- und Erlöswirksamkeit von bis zu sieben Jahren bedeutet.58 Dies birgt zum einen die Chance einer späteren Registrierung von Kostensenkungen, zum anderen allerdings das Risiko, dass durch eine große zeitliche Verzögerung in der Anerkennung von Kostensteigerungen durch Zusatzinvestitionen ein Bedarf an Vor- oder Zwischenfinanzierungen entsteht. Der Verteilnetzbetreiber hat jedoch bei bestimmten Investitionen die Möglichkeit, nach § 23 Abs. 6 ARegV bei erheblichen Kosten, die zu einem Anstieg der Gesamtkosten um 0,5 Prozent führen, ein Investitionsbudget bei der Bundesnetzagentur zu beantragen. Schließlich kann der Netzbetreiber seine Kostenstruktur auch nicht dahingehend optimieren, in dem er Investition in die Netzinfrastruktur unterlässt, da er ggf. nach § 21 ARegV einen Bericht zu seinem Investitionsverhalten vorlegen muss. Der Netzbetreiber muss darin nachweisen, dass er eine angemessene jährliche Investitonsquote in Relation zum Alter und Zustand der Netzinfrastruktur sowie der Versorgungsqualität einhält.59 Diese Nachweispflicht verdeutlicht, dass gerade aus der Perspektive kleinerer kommunaler Netzbetreiber die mit der Anreizregulierung einhergehenden Dokumentations- und Berichtspflichten aus den §§27 ff. ARegV mit einem möglicherweise unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand verbunden sein könnten.60
II. Effizien zsituation beim kommunalen Netzbetrieb
Das Bundeskartellamt und die Bundesnetzagentur befürchten, dass die Rekommunalisierung eines einzelnen Verteilnetzes unterhalb einer bestimmten Größe Effizienznachteile im Netzbetrieb sowie einen unverhältnismäßigen Regulierungsaufwand aufgrund der Zunahme der Verteilnetzbetreiber und der Zersplitterung im Netzbereich verursachen kann.61 Im Hinblick auf die Effizienz des Netzbetriebes wird angemerkt, dass die Warnungen der Aufsichtsbehörden empirisch nicht eindeutig belegbar seien, da bei dem nach § 12 EnWG durchgeführten Effizienzvergleich der 1.Regulierungsperiode auch relativ kleine Verteilnetzbetreiber sehr gute Effizienzwerte erzielt haben.62 Dieses Argument muss verwundern, da nahezu alle kleineren Verteilnetzbetreiber am vereinfachten Verfahren nach §24 ARegV teilgenommen haben und ihnen somit automatisch ein pauschalisierter Effizienzwert in Höhe von 87,5 Prozent zugewiesen wurde.63
Die Ergebnisse zeigen jedoch, dass jene Unternehmen mit dem höchsten zu erreichenden Effizienzwert von 100 Prozent durchweg in mehrheitlich privater Eigentümerschaft stehen und eine relative Unternehmensgröße besitzen. Eine abschließende und empirisch standfeste Beurteilung der Fähigkeiten kommunaler Verteilnetzbetreiber im Hinblick auf einen effizienten Netzbetrieb ist daher bis dato nicht möglich, vielmehr sind die Ergebnisse des regulatorischen Benchmarks der 2. Regulierungsperiode abzuwarten.64 Der aktuelle Monitoringbericht von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt für das Jahr 2012 kann hier als Indikator dienen, wenn die Ergebnisse aus der im Jahre 2012 gestarteten Qualitätsregulierung herangezogen werden. Mit dem im vorherigen Abschnitt beschriebenen Qualitätselement aus der Anreizregulierung können Zu- oder Abschläge auf die Erlösobergrenze vorgenommen werden, wenn die Verteilnetzbetreiber Referenzwerte im Bezug auf die Versorgungsqualität übertreffen bzw. nicht einhalten. Von den 59 Verteilnetzbetreibern, die in der ersten Regulierungsperiode aufgrund von relativ schlechter Qualität einen Malus erhielten, befanden sich über 90% in kommunaler Hand.65
Etwaige Größennachteile, vor allem im Wettbewerb der Kosteneffizienz, lassen sich daher in den meisten Fällen nur im Wege der Ausgestaltung des jeweiligen Rekommunalsierungsmodells, wie beispielsweise die Beauftragung eines externen und effizienten Dienstleisters für den Netzbetrieb, überwinden.66
Einen Auftrieb hat die Diskussion rund um die Rekommunalisierung der Verteilnetze durch die im Sommer 2011 beschlossene Energiewende erhalten. Die Befürworter einer kommunalen Verantwortungsübernahme im Netzbetrieb nutzen die geänderten energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen als Argument für ihre Position, da ein kommunaler Netzbetreiber im Hinblick auf den Umbau der Netze hin zu den sogenannten „Smart Grids“ und seiner zunehmenden Bedeutung als Bindeglied zwischen den dezentralen Einspeisern und den Verbrauchern für das Gelingen der Energiewende aufgrund seiner lokalen Verankerung unverzichtbar sei. Zudem haben die Kommunen auch hier die Möglichkeit, den gestiegenen Anforderungen und Risiken aus der Energiewende im Wege von Kooperationen zu begegnen.67 Ebenso sei die Auswahlentscheidung über die Neuvergabe der qualifizierten Wegenutzungsverträge ein klimapolitisches Handlungsinstrument der Kommunen,68 mit dem sie aktiv die Energiewende mitgestalten und sich so dem (Preis-)Diktat der großen Energiekonzerne entziehen könnten.69
1 Putz & Partner, 2013, S. 20.
2 BVerfGE 25, S. 1 (S. 16).
3 BVerfGE 66, S. 248 (S. 258).
4 Klees, S. 64; Pielow, in: Mann/Püttner, § 54, Rn. 10.
5 Lechler, NVwZ 1995, S. 8 (S. 9).
6 Matecki/Schulten, in: Matecki/Schulten, S. 8.
7 Dazu weiterführend Abschnitt E, I.,1.
8 Bogumil et al., S. 15 ff.; Pielow, in: Säcker, Einl. E, Rn. 327.
9 Klees, S. 65 f.
10 Matecki/Schulten, in: Matecki/Schulten, S. 8 f.
11 Weil, in: Ipsen, S. 43.
12 Matecki/Schulten, in: Matecki/Schulten, S. 9 ff.
13 Bogumil et al., S. 11.
14 Britz, in: Schneider/Theobald, § 5, Rn. 1; Pielow, in: Säcker, Einl. E, Rn. 316 f.
15 Büttner/Templin, ZNER 2011, S. 121 (S. 122); dazu weiterführend Teil C.
16 Papier/Schröder, S. 9 f.
17 Klees, S. 66; Pielow, in Säcker, Einl. E, Rn. 326.
18 Knauff, WiVwer 2011, S. 80 (S. 81); Sonder, LKV 2013, S. 202.
19 Britz, in: Schneider/Theobald, § 5, Rn. 2; Röber, VM 2009, S. 227.
20 Vgl. Brüning, in: Bauer et al., S. 59.
21 Wie beispielsweise der Volksentscheid vom 22.09.2013 in der Freien und Hansestadt Hamburg als prominentes Beispiel über die Rückführung der Strom-, Fernwärme- und Gasverteilnetze in das kommunale Eigentum.
22 Bauer, DÖV 2012, S. 329; Burgi, in Ipsen, S. 17 f.
23 Bauer, DÖV 2012, S. 335.
24 Röber, VM 2009, S. 227 (S. 228); Weil, in: Ipsen, S. 48.
25 VKU, 2012, S. 14.
26 Röber, VM 2009, S. 227 (S. 232).
27 Bauer, DÖV 2012, S. 329 (S. 335); Röber, VM 2009, S. 227 (S. 232).
28 Kahl/Schmidtchen, RdE 2012, S. 1.
29 Sonder, LKV 2013, S. 202 (S. 205).
30 Albrecht, in: Schneider/Theobald, § 9, Rn. 1.
31 Hellermann, in: Britz et al., § 46, Rn. 8.
32 Hellermann, in: Britz et al., § 46, Rn. 1 ff.
33 Albrecht, in: Schneider/Theobald, § 9, Rn. 64 ff.
34 Monopolkommission, 2013, S. 229.
35 Vgl. Albrecht, in: Schneider/Theobald, § 9, Rn. 67.
36 Büttner/Templin, ZNER 2011, S. 121 (S. 122).
37 Theobald, DÖV 2009, S. 356.
38 Koenig et al., S. 213.
39 Mitto, S. 75.
40 Fenzel, LKV 2010, S. 19 f.
41 Mitto, S. 75 f.
42 Fenzel, LKV 2010, S. 20.
43 Hellermann, in: Britz et al., § 48, Rn. 24 f.
44 Ackermann/Grützmacher, in: Servatius et al., S. 101; DENA, Positionspapier 2011, S. 2.
45 Zur Kaufpreisebewertung mehr im Teil E, II.,3.,d).
46 Praetorius, IR 2009, S. 242 (S. 245).
47 Koenig et al., S. 113.
48 Groebel, in: Britz et al., § 21, Rn. 1; Koenig et al., S. 117.
49 Koenig et al., S. 119.
50 Haucap/Coenen, in: Holznagel/Schütz, ARegV, Einf, Rn. 86.
51 Hardach, S. 32 f.
52 Hardach, S. 38; Haucap/Coenen, in: Holznagel/Schütz, ARegV, Einf, Rn. 72 f.
53 Agne/Trapp, BFuP 2013, S. 391 (S. 393 f.).
54 Haucap/Coenen, in: Holznagel/Schütz, ARegV, Einf, Rn. 115; Pielow, in: Mann/Püttner, § 54, Rn. 40.
55 Agne/Trapp, BFuP 2013, S. 391 (S. 393 f.).
56 Koenig et al., S. 121.
57 Haucap/Coenen, in: Holznagel/Schütz, ARegV, Einf, Rn. 119 ff.
58 Agne/Trapp, BFuP 2013, S. 391 (S. 397).
59 Höbig/Küster Simic, S. 14 f.
60 Pielow, in: Mann/Püttner, § 54, Rn. 40.
61 BNetzA/BKartA, ZNER 2011, S. 153 (S. 155); Handelsblatt, Nr. 45 vom 04.03.2011, S. 16.
62 Büttner/Templin, ZNER 2011, S. 121 (S. 122).
63 Vgl. Monopolkommission, 2013, S. 234 f.
64 Putz & Partner, 2013, S. 43.
65 Vgl. BNetzA/BKartA, 2013, S. 67 f.; Putz & Partner, 2013, S. 43.
66 Kappel, ZNER 2011, S. 482 (S. 483).
67 Ackermann/Grützmacher, in Servatius et al., S. 111; VKU, 2012, S. 22.
68 Kahl/Schmidtchen, RdE 2012, S. 1.
69 VKU, 2012, S. 70.
M.Sc. Christoph Gand (Autor)
V508320
9783346075666
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M.Sc. Christoph Gand (Autor), 2013, Ökonomische und rechtliche Determinanten der Rekommunalisierung von Verteilnetzen, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/508320

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