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Timestamp: 2020-01-22 05:47:43
Document Index: 262842422

Matched Legal Cases: ['§ 103', '§ 6', '§ 103', '§ 103', '§ 103', '§ 5', '§ 4', '§ 7']

von Ute Melzer (Autor)
1. Charakteristika der Stromwirtschaft
2. Traditioneller Ordnungsrahmen und Marktstruktur
2.1. Rechtliche Ausgestaltung der Monopolstellung
2.2. Marktstruktur vor der Liberalisierung
2.2.1. Aufgaben und Tätigkeitsfelder
2.2.2. Konzentration und Organisation in der Elektrizitätswirtschaft
3. Grundzüge der Liberalisierung
3.1. Gründe für die Neuordnung
3.2. EU-Binnenmarktrichtlinie für Elektrizität
3.3. Energierechtsreform in der Bundesrepublik
3.4. Auswirkungen der Liberalisierung und neue Reformen
4. Inhaltsverzeichnis (inklusive weiterführender Literatur)
1.Charakteristika der Stromwirtschaft
„Strom (synonym Elektrizität, elektrische Energie) ist definierbar als der sich in einer Leitung vollziehende Elektronenfluss mit der Fähigkeit zur Verrichtung elektrischer Arbeit.“[1] Die erzeugte elektrische Energie kann in Form von Licht, Antrieb oder Wärme genutzt werden. Strom kennzeichnet sich durch völlige Homogenität, denn der Verbraucher kann bei seiner Verwendung weder Art des produzierenden Kraftwerks noch den verwendeten Energieträger feststellen.[2]
Die Elektrizitätswirtschaft zählt zu den Schlüsselindustrien einer jeden Volkswirtschaft. Aufgrund seiner vielfältigen Anwendbarkeit zählt Strom zu den gängigsten Sekundärenergieträgern. Obwohl bereits eine weitgehende Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Energieverbrauch stattgefunden hat[3], ist die sichere Bereitstellung von Strom eine wesentliche Vorraussetzung für den Wohlstand eines Landes. Elektrische Energie lässt sich in der industriellen Produktion und im privaten Konsumbereich fast nur unter Inkaufnahme ökonomischer Nachteile ersetzen.[4]
Jedoch rechtfertigte die volkswirtschaftliche Bedeutung der Elektrizitätsbranche nicht die wettbewerbliche Sonderstellung, die die Stromwirtschaft traditionell in einer ansonsten marktwirtschaftlich organisierten Wirtschaftsordnung einnahm. Vielmehr lag in seinen technisch-ökonomischen Besonderheiten die Ausnahmestellung der Elektrizitätswirtschaft begründet. Somit beeinflussten sie jahrzehntelang die Marktstruktur, den Konzentrationsgrad, die Anzahl und die Größe der Unternehmen und den Grad der staatlichen Regulierung innerhalb der Branche.[5]
Eine Besonderheit ist die Netzgebundenheit der Stromversorgung. Ein mehrstufiges Netzsystem fungiert als Bindeglied zwischen dem Ort der Stromproduktion und dem des Konsums. Beim Leitungssystem handelt es sich um überregionale Höchstspannungsnetze/Verbundnetze für die Stromübertragung über relativ weite Distanzen und Mittel- und Niedrigspannungsnetze für die regionale Stromverteilung und die Versorgung des Endverbrauchers. Die Höchstspannungsnetze werden von den großen Verbundunternehmen betrieben. Die Mittel- und Niedrigspannungsnetze sind Eigentum der regionalen und kommunalen Energieversorgungsunternehmen.[6]
Eine weitere Besonderheit besteht darin, dass Strom bisher nicht wirtschaftlich lagerfähig ist. Da die Stromerzeugung zeitgleich mit der Stromnachfrage erfolgen muss, bedarf es einer Anpassung, die insbesondere auf der Angebotsseite erfolgt. Um Nachfrageschwankungen auszugleichen, müssen die Stromproduzenten ihre Erzeugungsanlagen und Übertragungsnetze auf eine maximale Kapazität auslegen.[7]
Drittes grundlegendes Merkmal ist die hohe Kapitalintensität. Sie geht mit dem Bau und Unterhalt von Produktionsanlagen und Netzen einher. Beispielsweise ergibt sich bei einem Steinkohlekraftwerk (600 MW) eine Kapitalausstattung von 2,7 Mio. Euro[8] pro Beschäftigten.[9] Hohe Fixkosten, hohe versunkene Kosten[10] sowie langfristige Kapitalbindung, bedingt durch lange Investitionsvorlauf- und Amortisationszeiten, sind wesentliche Merkmale der elektrizitätswirtschaftlichen Infrastruktur. Zudem müssen teure Kapitalreserven bereitgehalten werden, um auch in Spitzenlastzeiten die Stromnachfrage befriedigen zu können.[11]
Infolge der Netzgebundenheit und der Nichtlagerfähigkeit von Strom reicht die Stromproduktion allein grundsätzlich zur Verwendung von Elektrizität auf der Nachfrageseite nicht aus. Um diese zu ermöglichen, sind zunächst spezifische Logistikprozesse notwendig. Demzufolge handelt es sich bei der Stromversorgung um einen mehrstufigen Prozess. Aus technisch-physikalischer Sicht kann zwischen den Funktionsebenen Erzeugung, Übertragung und Verteilung differenziert werden. Daneben gibt es noch die kommerzielle Funktion des Stromhandels, der sich in den Stromgroßhandel und den Stromeinzelhandel unterteilt.[12] Abbildung 1 zeigt, wie sich auf Basis der Funktionen die Wertschöpfungskette der Elektrizitätswirtschaft zusammensetzt.
Auf der ersten Wertschöpfungsstufe der Stromerzeugung werden primäre Energieträger in elektrische Energie umgewandelt. Dabei stehen den Stromproduzenten Kraftwerke unterschiedlicher Art zur Verfügung. Man unterscheidet zwischen Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerken, die in Abhängigkeit von der Stromnachfrage eingesetzt werden. Zu den Grundlastkraftwerken gehören wegen ihrer geringen variablen Kosten, Kernkraftwerke, Braunkohle-kraftwerke, Laufwasserkraftwerke sowie Anlagen auf Basis von Biomasse und Geothermie. Infolge ihrer Kostenstruktur müssen sie aus wirtschaftlichen Gründen möglichst gut ausgelastet sein und dienen damit der Deckung des Grundbedarfs. 2004 betrug die Grundleistung 43.223 MW, ca. 43% der Gesamtleistung. Die Mittellastkraftwerke weisen mittlere Arbeitskosten (variable Kosten) auf und werden deswegen für den Betrieb mit häufig wechselnder Leistung und für tägliches An- und Abfahren verwendet. Zu ihnen zählen Steinkohle-, Gas- und Speicherkraftwerke sowie Biomasse- und Biogaskraftanlagen. Zur Befriedigung der Stromnachfrage in speziellen Bedarfsfällen werden Spitzenlastkraftwerke eingesetzt, die aufgrund ihrer hohen Arbeitskosten für mehrmaliges An- und Abfahren des Kraftwerkes pro Tag geeignet sind und der Reservehaltung dienen. Pumpspeicherkraftwerke, Gasturbinen, Ölkraftwerke sowie Gasanlage gehören zu dieser Kraftwerkskategorie. 2004 betrug die Mittel- und Spitzenleistung 57.660 MW (57% der Gesamtleistung).[13]
Der Stromgroßhandel als zweite Wertschöpfungsstufe fungiert als Bindeglied zwischen Stromangebot und -nachfrage sowie als Vermittler von Handelsgeschäften. Beim Stromhandel werden große Strommengen an der Börse oder direkt beim Erzeuger gekauft und an Großkunden und Weiterverteiler verkauft.[14] Typischerweise differenziert man zwischen Börsenhandel und bilateralem Handel, der auch Over the Counter-Handel (OTC-Handel) genannt wird. Beim Börsenhandel werden standardisierte Stromlieferverträge auf einem institutionalisierten Marktplatz gehandelt.[15] Die Vorteile der Strombörse liegen in ihrer Preistransparenz, Anonymität und einem minimierten Ausfallrisiko. Der bilaterale Handel findet direkt zwischen zwei Marktteilnehmern oder mit Hilfe eines Intermediärs statt. Der OTC-Handel hat den Vorteil, dass sehr individuelle Bedürfnisse bei der Vertragsgestaltung mit berücksichtigt werden können.[16]
Weiterhin kann der Großhandel von Strom in die Segmente des Regelmarktes (Stundenbereich), des Spotmarktes (Tagesbereich) und des Terminmarktes (Wochen- bis Jahresbereich) unterteilt werden. Auf dem Regel- und Spotmarkt werden Energiemengen gehandelt, bei denen der Zeitpunkt der Lieferung und des Vertragsabschlusses zeitlich nah beieinander liegen. Im Gegensatz dazu fallen im Terminmarkt Vertragsabschluss und Stromlieferung zeitlich weit auseinander.[17]
Auf der dritten Branchenstufe, dem Stromtransport, unterscheidet man zwischen Übertragung und Verteilung. Die Aufgabe der Übertragung besteht in der Verbindung der Stromproduzenten untereinander über das Höchstspannungsnetz.[18] Ferner dient die Stromübertragung der Überbrückung großer räumlicher Distanzen zwischen den Erzeugern und den jeweiligen Verteilernetzen. Hingegen übernimmt die Verteilung die Aufgabe, den Strom über geringe Distanzen mit Hilfe von Mittel- und Niedrigspannungsleitungen zum Endverbraucher zu transportieren.[19]
Im Gegensatz zum Großhandelsmarkt werden auf der letzten Branchenstufe, dem Einzelhandelsmarkt, geringere Energiemengen gehandelt. Dabei kann die Mindesthandelsmenge der Leipziger Strombörse EEX von 10.000 KWh als Obergrenze für Energiemengen im Einzelhandelsmarkt angesehen werden. Daneben erfolgt auf dieser Wertschöpfungsstufe auch die Vermarktung der Stromprodukte, z.B. durch die Anwendung der Marketinginstrumente Distribution, Kommunikation sowie der Preis- und Produktgestaltung.[20]
Aufgrund der besonderen Charakteristika der Strombranche herrschte lange Zeit Einigkeit hinsichtlich der These, dass Wettbewerb in der Elektrizitätswirtschaft zu Marktversagen führe und eine preiswerte leitungsgebundene Stromversorgung nicht gewährleisten könne. Deshalb wurde dem Sektor über alle Versorgungsstufen hinweg ein „ natürliches Monopol “ unterstellt.[21] Ein natürliches Monopol ist durch eine subadditive Kostenfunktion gekennzeichnet, bei der die volkswirtschaftlichen Kosten zur Bereitstellung eines Produktes steigen, wenn mehr als ein Unternehmen den Markt bedient.[22] Existierende Größenvorteile (synonym economies of scale, Betriebsgrößenersparnisse, Skalenerträge) und Verbundvorteile (synonym economies of scope, Bündelvorteile) geben häufig einen Hinweis für das Vorliegen eines natürlichen Monopols.[23] Unter economies of scale werden Kostenersparnisse verstanden, die aufgrund zunehmender Unternehmensgröße auftreten, da infolge konstanter Fixkosten bei steigender Ausbringungsmenge die Durchschnittskosten sinken. Hingegen können economies of scope bei diversifizierten Unternehmen entstehen, die auf unterschiedlichen Märkten tätig sind. Die sich daraus ergebenden positiven Synergieeffekte, die zu Kostenersparnissen führen, werden auch Verbundvorteile genannt.[24]
Traditionell wurde angenommen, dass mit zunehmender Kraftwerksgröße die Durchschnittskosten sinken und damit Größenvorteile im Erzeugerbereich vorliegen. Der Übertragungsbereich kann durch Größenvorteile in Form von anlagenspezifischen Skalenerträgen und Komplementärerträgen charakterisiert werden. Die anlagenspezifischen Skalenerträge kommen durch sinkende Kosten für einzelne Leitungen bei zunehmender Netznutzung zustande. Im Gegensatz dazu entstehen die Komplementärerträge (synonym Durchmischungsvorteile) aufgrund der Homogenität des Gutes Strom. An einem Beispiel soll dieser Effekt verdeutlicht werden. Soll eine Strommenge von 1000 MW von A nach B transportiert und außerdem eine Strommenge von 1000 MW von B nach A transportiert werden, findet rein technisch betrachtet kein Transport und damit auch keine Transportverlust statt. Dieser Vorteil der Durchmischungseffekte wird umso größer, je mehr Kraftwerke an ein Netz angeschlossen sind und je mehr Abnehmer das Netz nutzen.[25] Wegen der Größenvorteile wurde ein Wettbewerb zwischen den Energieversorgungsunternehmen traditionell im Hinblick auf das Ziel der Versorgungssicherheit ausgeschlossen.[26]
Aufgrund der wirtschaftlichen Relevanz, des Vorliegens eines natürlichen Monopols und der Gefahr ruinöser Konkurrenz wurde ein direkter Wettbewerb in der Elektrizitätswirtschaft als suboptimal angesehen. Infolgedessen wurde der Sektor traditionell durch den Staat reguliert.[27]
Rechtliche Grundlage für die wettbewerbspolitische Sonderstellung und die staatliche Steuerung des Stromsektors vor der Liberalisierung war zum einen das Gesetz zur Förderung der Elektrizitätswirtschaft (EnWG) aus dem Jahre 1935 und zum anderen das Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) bzw. seine Ausnahmetatbestände der §§ 103 ff. GWB für leitungsgebundene Energiewirtschaft.[28]
Laut der Präambel des EnWG bestand die Kernintention des bisherigen stromwirtschaftlichen Ordnungsrahmens darin „ (…) im Interesse des Gemeinwohls (…) volkswirtschaftlich schädliche Auswirkungen des Wettbewerbs zu verhindern, einen zweckmäßigen Ausgleich durch Verbundwirtschaft zu fördern und durch all dies die Energieversorgung so sicher und billig wie möglich zu gestalten, (…)“[29]. Gemäß den Vorschriften der §§ 6 und 7 EnWG unterlagen die EVU der Anschluss- und Versorgungspflicht aller privaten Abnehmer zu Preisen der Bundestarifordnung und der Einhaltung von vereinbarten Qualitätsstandards.[30] Das EnWG blieb bis auf leichte Modifikationen bis zu den energiewirtschaftlichen Reformen 1998 bestehen.[31]
Der § 103 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) erklärte die leitungsgebundene Energiewirtschaft zur wettbewerbspolitischen Bereichsausnahme und stellte sie vom allgemeinen Kartellverbot frei. Auf diese Weise wurde das System geschlossener Versorgungsgebiete gesetzlich begründet und Gebietsschutzabsprachen als kartellrechtlich zulässig befunden.[32] Die räumliche Aufteilung des Marktes zwischen den Verbundunternehmen und die Sicherung der Gebietsmonopole erfolgte durch Demarkationsverträge (§ 103 Abs. 1 Nr. 1 GWB). Sie legten die Unterlassung der Versorgungstätigkeit im Gebiet des Vertragspartners fest. Auf diese Weise erfolgte eine Abgrenzung der Versorgungsgebiete. So wurde potentiellen Konkurrenten der Marktzutritt im System geschlossener Versorgungsgebiete verwehrt.[33] Im Rahmen der Konzessionsverträge (§ 103 Abs. 1 Nr. 2 GWB) hingegen trafen die EVU mit den kommunalen Gebietskörperschaften eine Übereinkunft, in der die EVU das ausschließliche Wegenutzungsrecht zur Verlegung von Versorgungsleitungen besaßen und als Gegenleistung dafür eine Konzessionsabgabe an die Kommunen zahlten.[34]
Um einen möglichen Missbrauch der Monopolstellung der Energieunternehmen weitgehend auszuschließen, war es notwendig geworden, entsprechende staatliche Regulierungsbehörden zu schaffen.[35] Dabei wurden die Kompetenzen zwischen Bund und Ländern aufgeteilt. Während sich die gesetzgebenden Kompetenzen beim Bund bündelten, übertrug man die Ausübung den Bundesländern. Der Energieaufsicht oblag die Vergabe der Genehmigung zur Aufnahme der Energieversorgung (§ 5 EnWG), die Investitionskontrolle (§ 4 EnWG) und die Preisaufsicht für die Tarifkunden in Haushalt und Gewerbe (§ 7 EnWG).[36] Im Gegensatz dazu kam der allgemeinen Kartellaufsicht hinsichtlich des Wettbewerbes eine besondere Bedeutung für die Elektrizitätswirtschaft zu. Ihre Aufgaben bestanden im Wesentlichen in der Aufsicht über wettbewerbsbeschränkende Absprachen, in der Fusionskontrolle und der Missbrauchsaufsicht.[37]
Der deutsche Markt der Elektrizitätsversorgung war vor den energiewirtschaftlichen Reformen 1998 durch eine dezentrale und pluralistische Versorgungsstruktur gekennzeichnet.[38] Er war aufgrund der geschlossenen Versorgungsgebiete weitgehend vor Wettbewerb geschützt. Auf ihm agierte eine Vielzahl heterogener Energieversorgungsunternehmen, die sich bezüglich ihrer Größe, ihrer Stellung innerhalb der Wertschöpfungskette, ihrer Eigentümerstruktur und ihres ökonomischen und politischen Einflusses unterschieden.[39]
[1] Latkovic 2000, S. 76.
[2] Vgl. Schäfer 2004, S. 3.
[3] Vgl. Ridder 1999, S. 63.; Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie & Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit 2006, S. 8.
[4] Vgl. Ksoll 2003, S. 23.
[5] Vgl. Monstadt 2004, S. 74.; Renz 2001, S. 65.
[6] Vgl. Renz 2001, S. 65 f.
[7] Vgl. Renz 2001, S. 66.; Weizsäcker 2004, S. 11.
[8] Die finanziellen Angaben erfolgten in DM. Die Umrechnung in Euro erfolgte zum festgelegten Kurs von 1 Euro = 1,95583 DM.
[9] Vgl. Kumkar 2000, S. 22.
[10] Unter versunkenen Kosten werden die durch irreversible Entscheidungen entstandenen pagatorischen Ausgaben verstanden, welche bei Aufgabe des Geschäftsbetriebes nicht rückgängig gemacht werden können. (vgl. Ksoll 2003, S. 27.)
[11] Vgl. Monstadt 2004, S.74.; Renz 2001, S. 65 ff.
[12] Vgl. Schulz & Riechmann 2002, S. 3 f.
[13] Vgl. Schiffer 2005, S. 207-212.
[14] Vgl. Bohne & Frenzel 2003, S. 378 ff.
[15] Die beiden Strombörsen, die in Deutschland im Jahre 2000 gegründet wurden, fusionierten aus wirtschaftlichen Gründen zur EEX mit Sitz in Leipzig.
[16] Vgl. Bohne & Frenzel 2003, S. 378 ff.
[17] Vgl. Borchert 2003, S. 12.; König & Fitz 2001, S. 16.
[18] Vgl. Schäfer 2004, S. 7.
[19] Vgl. Latkovic 1999, S. 1, 79 ff.
[20] Vgl. Cappallo 2005, S. 256, 260.; Bohne & Frenzel 2003, S. 378.
[21] Vgl. Renz 2001, S. 69.; Monstadt 2004, S. 74.; Latkovic 1999, S. 2.
[22] Vgl. Knieps 2005, S. 23.
[23] Vgl. Monstadt 2004, S. 175.; Renz 2001, S. 74.
[24] Vgl. Gablers Wirtschaftslexikon 2004, S. 771.
[25] Vgl. Kumkar 2000, S. 27-34.
[26] Vgl. Monstadt 2004, S. 175.; Renz 2001, S. 74.
[27] Vgl.Ksoll 2003, S. 27.; Latkovic 1999, S. 109.
[28] Vgl. Fuchs 2000, S. 16.
[29] EnWG 1935.
[30] Vgl. Schikarski 2005, S. 7.; Ksoll 2003, S. 27.
[31] Vgl. Renz 2001, S. 64 f.
[32] Vgl. Latkovic 1999, S. 124.
[33] Vgl. Ksoll 2003, S. 28.
[34] Vgl. Ridder 2003, S. 19 f.; Monstadt 2004, S. 87.
[35] Vgl. Latkovic 1999, S. 127.
[36] Vgl. Monstadt 2004, S. 79.
[37] Vgl. Renz 2001, S. 82, 84.
[38] Vgl. Latkovic 1999, S.104.
[39] Vgl. Schlesinger 1999, S. 74.
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Ute Melzer (Autor)