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Timestamp: 2019-07-21 08:40:37
Document Index: 342502156

Matched Legal Cases: ['§ 112', 'Art. 86', 'Art. 86', 'Art. 86', 'Art. 86', 'EuG', 'Art. 14', 'Art 12', '§ 21', '§ 21', '§ 4', '§ 4', '§ 112', 'Art.1', '§ 21', '§ 118', '§ 112', 'Art. 3', '§ 21', '§ 14']

Konzeptionen der Anreizregulierung im neuen ...
B. Abkürzungsverzeichnis ⑥
II. Wirtschaftswissenschaftliches Fundament der Anreizregulierung
1. Marktmodell
1.1 Eigenschaften des Gutes Strom und der Elektrizitätsnetze
1.2 Marktabgrenzung: Substitutionsgüter für leitungsgebundenen Strom bzw. Elektrizitätsnetzdienstleistungen
1.3 Natürliches Monopol im Energiemarkt - aber wo?
1.4 Marktverhalten bei natürlichen Monopolmärkten ohne Regulierung - Notwendigkeit zur Regulierung?
2. Modelle zur Regulierung
2.1 Rolle der Regulierungsbehörde
2.2 Kostenregulierung
2.3 Anreizregulierung
2.3.1 Grundprinzipien jeglicher Anreizregulierung
2.3.2 Price Cap
2.3.3 Revenue Cap
2.3.4 Der X-Faktor und seine Bestimmung durch Benchmarking (Price Cap und Revenue Cap)
2.3.5 Periodenübergreifende Probleme, Regulatory Lag, Reset und Regulatory Review (Price Cap und Revenue Cap)
2.3.6 Yardstick Competition
2.4 Vergleich der Modelle
2.5 Vorkommen der Modelle in ausgewählten Ländern
2.5.1 Das Britische Modell - Scheitern in Zeitlupe?
2.5.2 Kalifornien und die Energiekrise 2001
III. Rechtswissenschaftliche Dimension der Anreizregulierung
1. Die Anreizregulierung der deutschen Elektrizitätsnetzwirtschaft
1.1 Deregulierung und das neue Energiewirtschaftsrecht in Deutschland
1.2 Ziele der Regulierung nach dem Energiewirtschaftsgesetz 2005
1.3 Ziele der Anreizregulierung nach dem Energiewirtschaftsgesetz 2005
1.4 Zielkonflikte zwischen Anreizregulierung und allgemeinen Vorgaben des EnWG
1.4.1 Versorgungssicherheit
1.4.2 Preisgünstige Energieversorgung
1.4.3 Effizienz
1.4.4 Verbraucherfreundlichkeit
1.4.5 Umweltverträglichkeit
1.4.6 Zwischenfazit
1.5 Der Berichtsentwurf der Bundesnetzagentur nach § 112a EnWG
1.5.1 Vorgaben zur Anreizregulierung aus dem Energiewirtschaftsgesetz
1.5.1.1 Obergrenzen und Anreizsystemvorgabe
1.5.1.2 Effizienzvorgaben
1.5.1.3 Qualitätsvorgaben
1.5.1.4 Länge der Regulierungsperiode
1.5.1.5 Ermittlung der Effizienzvorgaben und der Bezug zu beeinflussbaren und nicht beeinflussbaren Kostenbestandteilen
1.5.1.6 Fazit: vage Vorgaben an die Bundesnetzagentur
1.5.2 Ausgestaltung der Anreizregulierung im Berichtsentwurf der Bundesnetzagentur
1.5.2.1 Grundmodell zur Einführung der Anreizregulierung
1.5.2.2 Yardstick Competition
1.5.2.3 Datenbasis und Benchmarking
1.5.3 Übereinstimmung und Konformität des Berichtsentwurfs mit Vorgaben des EnWG
1.5.4 Zwischenfazit
2. Deutschlands System der Anreizregulierung im Lichte des Europäischen Primär- und Sekundärrechts
2.1 Europäisches Primärrecht und Art. 86 EGV
2.1.1 Art. 86 Abs. 1 EGV
2.1.1.1 Unternehmensbegriff
2.1.1.2 Öffentliche Unternehmen
2.1.1.3 Unternehmen mit besonderen oder ausschließlichen Rechten..
2.1.1.4 Maßnahmen der Mitgliedsstaaten
2.1.1.5 Verleiten zur missbräuchlichen Ausnutzung einer marktbeherrschenden Stellung durch die bisherige Form der Entgeltregulierung (Kostenzuschlagsregulierung)
2.1.1.6 Verleiten zur missbräuchlichen Ausnutzung einer marktbeherrschenden Stellung durch die Anreizregulierung
2.1.1.7 Zwischenfazit
2.1.2 Rechtfertigung nach Art. 86 Abs. 2 EGV
2.1.2.1 Dienstleistungen von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse
2.1.2.2 Betrauung
2.1.2.3 Anwendung der Wettbewerbsregeln auf die bisherige Form der Entgeltregulierung und die Möglichkeit zur Aufgabenerfüllung durch die Netzbetreiber
2.1.2.4 Anwendung der Wettbewerbsregeln auf Anreizregulierung und die Möglichkeit zur Aufgabenerfüllung durch die Netzbetreiber
2.1.2.5 Der Verhältnismäßigkeitsgrundsatz und der Vergleich der beiden Entgeltregulierungskonzepte
2.1.2.6 Einschränkung des Handelsverkehrs der Gemeinschaft
2.1.2.7 Zwischenfazit
2.2 Europäische Grundrechte der Netzbetreiber und Auswirkung auf Art. 86 EGV
2.2.1 Die Eigentumsfreiheit der Netzbetreiber
2.2.1.1 Schutzbereich
2.2.1.2 Eingriff und Eingriffsintensität
2.2.1.3 Schranken
2.2.1.4 Schranken-Schranken
2.2.1.5 Zwischenfazit
2.2.2 Die Berufsfreiheit der Netzbetreiber
2.2.2.1 Schutzbereich
2.2.2.2 Eingriff und Eingriffsintensität
2.2.2.3 Schranken
2.2.2.4 Schranken-Schranken
2.2.2.5 Zwischenfazit
2.3 Die europäischen Grundfreiheiten und ihre Bedeutung im Energiesektor am Beispiel der Warenverkehrsfreiheit
2.3.1 Schutzbereich
2.3.2 Beeinträchtigung
2.3.3 Rechtfertigung der Einschränkungen
2.3.4 Zwischenergebnis
2.4 Fazit: Primärrechtliche Präferenz für Anreizregulierung
2.5 Europäisches Sekundärrecht und die Verwirklichung des Binnenmarktes für Energie
2.5.1 Rechtssetzungskompetenz im Energiesektor
2.5.2 Konformität der deutschen Anreizregulierung mit Europäischem Sekundärrecht
2.5.2.1 Elektrizitätsrichtlinie (Beschleunigungsrichtlinie Strom)
2.5.2.2 Stromhandelsverordnung
2.5.2.3 Versorgungssicherheitsrichtlinie 2005/89/EG
2.5.3 Anreizregulierung und die Verwirklichung des Binnenmarktes für Elektrizität unter effet-utile-Gesichtspunkten
2.5.4 Notwendigkeit für eine neue Richtlinie zur Anreizregulierung?
2.6. Fazit: auch Sekundärrecht fordert Anreizregulierung
3. Deutschlands System der Anreizregulierung im Lichte des nationalen Verfassungsrechts - zugleich zum Verhältnis von EuGH und BVerfG
3.1 Eigentumsschutz der Netzbetreiber nach Art. 14 GG
3.1.1 Schutzbereich und Eingriff
3.1.2 Verfassungskonformität der Entgeltregulierung als Inhalts- und Schrankenbestimmung
3.1.2.1 Geeignetheit
3.1.2.2 Erforderlichkeit
3.1.2.3 Verhältnismäßigkeit im engeren Sinn
3.2 Schutz der Berufsfreiheit der Netzbetreiber nach Art 12 GG
3.2.1. Schutzbereich und Eingriff
3.2.2 Verhältnismäßiger Eingriff durch Anreizregulierung
Abbildung 1: Regulierter Bereich und Wettbewerb im Elektrizitätssektor
Abbildung 2: Durchschnittskosten als Regulierungsansatz beim natürlichen Monopol
Abbildung 3 : Funktionsweise der Anreizregulierung
Abbildung 4: Kostenverläufe in Abhängigkeit vom Regulierungsregime (nach Inflationsbereinigung)
Abbildung 5 : Übersicht ausgewählter Länder zur Anreizregulierung
Abbildung 6: Veränderung der Durchleitungspreise in Großbritannien seit Beginn der Anreizregulierung
Abbildung 7: Zweiphasiges Konzept zur Einführung der Anreizregulierung in Deutschland
Regierungen haben seit jeher versucht, Märkte zu regulieren und Preise festzulegen. Jeder Eingriff des Staates in das Handeln der Marktteilnehmer hat in gleichem Maße Kritik erfahren. Es müssen schon besondere Umstände hinzutreten, die ein Eingreifen des Staates in die unternehmerische Freiheit und das Eigentum zu rechtfertigen vermögen.1
Nahezu unumstritten ist diese Befugnis in Bezug auf Monopole. Sie stellen geradezu das Paradebeispiel des sinnvollen Eingriffs des Staates dar; ohne sein Einschreiten kann es zu Marktversagen und zu Wohlfahrtsverlust kommen.
Unterschiedlich ausgeprägt ist allerdings die Form des staatlichen Eingriffs. Sie reicht von Entflechtung der privaten Monopole über deren Regulierung, deren Deregulierung bis hin zur Besetzung als staatliches Monopol. Ohne der einen oder der anderen Form den Vorzug zu geben, werden diese Eingriffe heute in verschiedenen Ländern der Welt vorgenommen.
Im novellierten Energiewirtschaftsgesetz2 (EnWG) wurde zuletzt europäisch motiviert3 die Entflechtung eingeführt. Darüber hinaus wurde die bestehende Regulierung verändert: Neu ins Gesetz kam § 21a EnWG, der mittels einer Rechtsverordnung erlaubt, Netzzugangsentgelte mit einer Methode zu bestimmen, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Der Anreizregulierung vorgeschaltet ist zunächst eine Kostenzuschlagsregulierung nach § 21 EnWG in Verbindung mit §§ 4 ff. der Stromnetzentgeltverordnung4(StromNEV) bzw. §§ 4 ff. der Gasnetzentgeltverordnung5(GasNEV), die dem Sinn und teilweise dem Wortlaut der vormals geltenden Verbändevereinbarung Strom II+ bzw6. Verbändevereinbarung Erdgas II7entspricht.8
Das Instrument der Anreizregulierung stellt - sofern institutionalisiert - ein Novum im deutschen Wirtschaftsrecht dar.9Der Zeitplan für die Einführung ist vorgezeichnet, aber keineswegs ein Automatismus: Nach Berichtsvorlage der Bundesnetzagentur gemäß § 112a EnWG zum 1. Juli 2006 ist die Bundesregierung ermächtigt, im Wege der Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates die Einführung und die Modalitäten der Anreizregulierung zu bestimmen10. Die Einführung der Anreizregulierung selbst wird mit Beginn des Jahres 2008 erwartet.11
Diese Arbeit befasst sich in einem ersten Teil mit der Herkunft der Anreizregulierung aus der wirtschaftswissenschaftlichen Perspektive, die gleichsam die theoretische Basis bereitgestellt hat. Zudem werden Praxisbeispiele in ausgewählten Ländern dargestellt.
Sodann wird in einem zweiten Teil der Arbeit die rechtswissenschaftliche Komponente der Anreizregulierung untersucht, die bislang in der Literatur kaum Platz eingenommen hat. Entsprechend der Normenhierarchie wird ausgehend vom Berichtsentwurf der Bundesnetzagentur12und den Vorgaben zur Anreizregulierung im EnWG13die Konformität mit dem Europäischen Primär- und Sekundärrecht und anschließend mit dem deutschen Verfassungsrecht geprüft.
Die gesamte Wirtschaft fußt auf den Wirkungsprinzipien des Marktes. Es ist daher erforderlich, zunächst das Marktmodell zu beschreiben, um darauf aufbauend die einsetzbaren bzw. eingesetzten Regulierungsinstrumente zu erläutern. Im Folgenden werden daher ausgehend von den spezifischen Gütereigenschaften14 des Strommarktes das Marktmodell und das Marktverhalten erklärt.
Strom bzw. elektrische Energie wird seit der Industrialisierung zum Betreiben von verschiedensten elektrischen Anlagen und Maschinen eingesetzt. Ein Leben ohne Elektrizität ist heute in den großen Industriestaaten undenkbar.15 Allerdings wird Strom in der Regel nicht direkt gespeichert.16Zwar existieren Akkumulatoren, doch deren Verluste zwischen Energiespeicherung und -abgabe sind zum Teil sehr hoch. Für die dezentral erzeugte Sekundärenergie werden zur Versorgung der Abnehmer Elektrizitätsnetze benötigt.17 Diese Netze müssen aufgrund der physikalischen Eigenschaften des Stroms spezielle Anforderungen erfüllen. Der Stromleiter stellt zunächst einen Widerstand dar. Je länger die Leitungen sind, desto höher ist die Verlustleistung. In Deutschland sind aufgrund der Versorgungssicherheit so genannte vermaschte Netze18angelegt, also mehrfach redundante Transportnetze. Je nach Übertragungsdistanz bzw. Größe der übertragenden Leistung19 wird die Elektrizität über Höchstspannung (220 bzw. 380 kV), Hochspannung (110 kV), Mittelspannung (10- 20 kV) und Niederspannung (230 bzw. 400 V) an ihren Bestimmungsort geleitet und zwischen den einzelnen Spannungsebenen über Transformatoren umgespannt.20 Nur innerhalb der einzelnen Spannungsklassen kann das Gut Strom als homogen bezeichnet werden. Entsprechend der Spannungsklassen kann die Bereitstellung der einzelnen Netze und die Umspannung zwischen den Netzen als Dienstleistung bezeichnet werden21. Um ein stabiles Netz zu gewährleisten, muss neben der Spannung auch die Netzfrequenz innerhalb enger Bandbreiten gehalten werden. Zu jedem Zeitpunkt darf die in das Netz eingespeiste Energie die abgenommene Energie nicht unterschreiten.22Es sind diese Voraussetzungen, die in der Historie dafür gesorgt haben, dass Energieversorgungsunternehmen die Erzeugung des Stroms genauso übernommen haben wie die Übertragung und die Verteilung.
Um den Markt abzugrenzen, der von der leitungsgebundenen Elektrizitätswirtschaft eingenommen wird, sollen nun kurz Substitutionsgüter aufgeführt werden. Hierzu bietet sich als Mittel die Kreuzpreiselastizität an. Als Sekundärenergie konkurriert Strom vielfach mit Primärenergieträgern, und zwar immer dann, wenn eine Anlage über einen eigenen Verbrennungsmotor und/oder Generator verfügt. Problematisch ist dieser Ansatz jedoch insofern, als dass Primärenergie für große Teile der Stromerzeugung selbst gebraucht wird. Es handelt sich also um einen wesentlichen Produktionsfaktor, der als Preisbestandteil in den Vergleich der Elastizitäten eingeht. Die Ergebnisse verlieren dadurch ihre Aussagekraft. Untersuchungen bzw. Erfahrungen der Strombörsen haben jedoch gezeigt, dass Stromverbraucher selbst sehr unelastisch auf Preisänderungen auf dem Markt reagieren.23
Dennoch wäre eine Alternative zu Strom aufgrund der technischen Eigenschaften und Anwendungsgebiete im Wesentlichen im Energiebereich zu suchen. Denkbar ist für die Zukunft beispielsweise eine stärkere Hinwendung zu regenerativen Energien.
Diese existieren heute aber nur nach Maßgabe des Erneuerbare-Energien-Gesetz24 (EEG) und können - sofern die Umweltvoraussetzungen vorliegen - ihren Strom garantiert in das Netz einspeisen. Aufgrund der mangelnden Speicherbarkeit des Gutes Strom ist dies aber keine geeignete Alternative, denn es erfolgt kein Abgleich auf Seiten der Verbraucher, ob genügend Elektrizität im Netz vorhanden ist oder nicht.25 Ein echtes Substitutionsgut für eine annähernd ausreichende Menge elektrische Energie existiert demnach noch nicht.26Eine Substitution der Netze ist heute ebenso unmöglich.27Denkbar ist jedoch eine zukünftige Forcierung dieser Alternativen. Auch dem Problem der mangelnden Speicherbarkeit kann mit technologischen Innovationen, z.B. im Bereich der Wasserstoffgewinnung zwecks Speicherung und der Brennstoffzellentechnik am Ort des Verbrauchs, begegnet werden. Auf diese Art und Weise könnte man die elektrischen Leitungsnetze ebenfalls umgehen.28
In der Literatur wird häufig von einem natürlichen Monopol im Energiemarkt gesprochen. Allerdings wird ebenso häufig unpräzise darauf verwiesen, welcher Bereich genau ein natürliches Monopol darstellt. Aus der Historie heraus ist es verständlich, dass die Abgrenzung bei vormals integrierten Energieversorgungsunternehmen schwer fällt, zumal gerade der Energiebereich als natürliches Monopol eingestuft wurde,29 noch bevor überhaupt eine allgemeine Definition davon existierte.
Ein natürliches Monopol ist immer dann gegeben, wenn steigende Skalenerträge30 dafür sorgen, dass der Monopolist gegenüber Marktteilnehmern, die neu in den Markt eintreten wollen, eine unüberwindbare Barriere bereithält: Er kann eine zusätzliche Einheit günstiger produzieren als die vorangegangene und aufgrund der hohen Grenzkosten des Neulings ist letzterer nicht wettbewerbsfähig.31Im strengen Sinne sind sinkende Grenzkosten für ein natürliches Monopol nicht erforderlich, wohl aber die so genannte Subadditivität der Kosten.32Diese Bedingung ist erfüllt, wenn folgende Ungleichung33zutrifft:
Doch gerade die Abgrenzung des Bereiches, der diese Bedingung erfüllt, war lange - mangels exakter Definition34- schwierig. Aufgabe der - zumindest minimalistisch arbeitenden35- Regulierungsbehörde ist es, herauszufinden, welche Märkte natürlichen Monopolregeln unterliegen.36 Für die Elektrizitätswirtschaft trifft dies nur auf die Netzinfrastruktur zu,37wie nachfolgende Abbildung 1 verdeutlicht.
Abbildung 1: Regulierter Bereich und Wettbewerb im Elektrizitätssektor38
39Regelmäßig stellen die erforderlichen hohen Investitionen versunkene Kosten dar.40Diese Investitionen sind irreversibel, ihr Wert ist mangels Markt nicht oder kaum wiederzugewinnen. Solche versunkenen Fehlinvestitionen stellen, sofern am Ende nur noch ein einziger Anbieter verbleibt, volkswirtschaftlich eine Fehlallokation und einen bedeutenden Wohlfahrtsverlust dar. Allerdings ist dieses Verhalten unwahrscheinlich, sofern der Marktneuling seine Chancen, auf dem Markt erfolgreich zu bestehen, als gering einstuft.41
Sind die Chancen für einen erfolgreichen Markteintritt hoch, stellt sich zusätzlich die Frage, ob aufgrund der Subadditivität der Kosten nicht ein einzelner Anbieter die Nachfrage decken sollte. Mit anderen Worten: Ist das Monopol dem Wettbewerb vorzuziehen? Zwar gilt: „competition is the best regulator“42 und Cournotsche Monopolpreise43führen womöglich44zu verringerter Produktionsmenge und höheren Preisen, aber aufgrund der oben erwähnten versunkenen Kosten sind beispielsweise parallele Elektrizitätsnetze volkswirtschaftlich nicht hinnehmbar.45Stattdessen hindert man den zwangsläufig entstehenden Monopolisten z.B. kartellrechtlich an der sehr wahrscheinlichen Preisdiskriminierung.46 Hiergegen ist einwendbar, dass hohe Monopolgewinne für Außenstehende eine hohe Anreizwirkung haben47, um z.B. neue Technologien zu entwickeln. Auf diese Weise würden sich Monopole selbst zerstören.48
Diese Zerstörung erfordert aber eine gewisse Zeit. Staatlicher Protektionismus im Bereich der Daseinsvorsorge greift in der Zwischenzeit in das natürliche Spiel der Marktkräfte ein.49So senkt er dann den Anreiz für Dritte, das Monopol anzugreifen und verlängert die Monopolzeit.50Währenddessen sollen Monopolgewinne auf ein Minimum reduziert werden und der Wohlfahrtsverlust damit auch. Hierauf konzentriert sich die Diskussion,51aber gleichzeitig beginnen die Schwierigkeiten. Wie diese Monopolgewinne reduziert werden (sollen), wird im Folgenden dargestellt.
52Es stehen grundsätzlich drei Alternativen zur Verfügung, wie ein natürlicher Monopolmarkt zu beherrschen ist:
- Staatliches Monopol,53
- Privates Monopol ohne Regulierung oder
- Privates Monopol mit Regulierung.54
Jede Lösung verursacht Kosten, seien es soziale Kosten bei Ausnutzen der Marktmacht des Monopolisten, Kosten für den Betrieb einer Regulierungsbehörde oder Kosten, die der Regulator dem Monopolisten auferlegt.55 Es ist aber nicht Gegenstand dieser Arbeit, diese Kosten gegeneinander abzuwägen, sondern eine Form der Monopolregulierung genauer zu untersuchen.
Die folgenden Ansätze zur Regulierung gehen daher davon aus, dass private oder privatrechtlich organisierte Unternehmen auf dem (natürlichen) Monopolmarkt auftreten und nach nachfolgenden Modellen von staatlichen Aufsichtsbehörden reguliert und überwacht werden.
Das Handeln der Regulierungsbehörde richtet sich an mehreren Variablen aus: Die Regulierungsbehörde muss die Entgelte überwachen, für ausreichenden Investitionsspielraum sorgen, für einen reibungslosen Zugang zu den Netzen Sorge tragen und dabei die Versorgungssicherheit und -qualität im Blick behalten.56Dies geschieht mit begrenzten Mitteln und unter Informationsasymmetrie: Der Regulator hat gegenüber dem Monopolisten ein erhebliches Informationsdefizit57, das mit dem in der Prinzipal-Agent-Beziehung vergleichbar ist.58Der Prinzipal (= Regulator) kennt vielleicht die Nachfragefunktion59, die genauen Kosten des Agenten (des regulierten Unternehmens) aber nicht. Der Regulator maße sich daher Wissen an, meinen Kritiker.60Dem Informationsdefizit widmen sich eine ganze Reihe von Modellen61, die ihrerseits neue Defizite62erzeugen.
Zusätzlich besteht die Gefahr, dass die Regulierungsbehörde vom regulierten Unternehmen als Beute gefangen genommen wird und nachfolgend in seinem Interesse arbeitet (so genannte Capture-Theorie).63Auch von staatlicher Seite oder Interessenverbänden, z.B. Gewerkschaften, ist die Regulierungsbehörde beeinflussbar,64 was die Selbstbindung der Regulierungsbehörde und damit ihre Glaubwürdigkeit verringert.65 Wie die Erfahrungen in der Telekommunikationsindustrie zeigen,66hängt der Erfolg der Liberalisierung eines traditionell monopolistisch geführten Sektors von den Eingriffsmöglichkeiten der Regulierungsbehörde ab.67
68Eine Besonderheit auf den natürlichen Monopolmärkten ist bei der Kostenregulierung von Anfang an zu beachten: Sinkende Grenzkosten lassen das wohlfahrtsmaximale Gleichgewicht, welches den Preis analog der vollständigen Konkurrenz bei den Grenzkosten setzt,69 nicht zu. Würden dem Monopolisten lediglich seine Grenzkosten ersetzt, würde er aufgrund seiner tatsächlich höheren Durchschnittskosten zur Geschäftsaufgabe gezwungen.70 Es muss nach einer zweitbesten Lösung71 gesucht werden, die nicht auf staatliche Subventionen angewiesen ist.72 Es bieten sich dabei nur die Durchschnittskosten für eine (kostenorientierte) Regulierung an, wie nachfolgende Abbildung verdeutlicht.
Abbildung 2: Durchschnittskosten als Regulierungsansatz beim natürlichen Monopol73
Um dem Monopolisten das Überleben im Markt zu ermöglichen, so das Kalkül, muss er seine Kosten decken können. Was fällt da leichter, als seine Durchschnittskosten zu betrachten und ihm einen angemessenen Gewinn zu belassen? Der Monopolist wird unter diesem Regulierungsregime aus seiner Lage wirtschaftlich sinnvoll handeln. Er muss lediglich seine Kapitalkosten74 erhöhen, indem er in Anlagen investiert, damit sich seine Kapitalbasis erhöht.75 Dieses Verhalten wird als so genanntes „gold plating“76bezeichnet.
Daneben kann der Regulator nicht erkennen, ob diese Kosten die eines effizienten77 Unternehmens sind: Mangels Konkurrenz und damit mangels Anreizen zu Kostensenkungen kommt es aber in der Regel zu Effizienzeinbußen. Insofern wird mit Blick auf ein vergleichbares78 Unternehmen versucht, Ineffizienzen aufzuspüren.79Dies geschieht in der klassischen Kostenregulierung ex-post. Das so regulierte Unternehmen hat keine Anreize, seine Kosten zu senken, denn es bekommt seine laufenden Kosten regelmäßig vollständig ersetzt.80
Neben dem unerwünschten gold plating sollen vor allem die fehlenden Effizienzanreize durch die so genannte Anreizregulierung beseitigt werden. Hauptmerkmal aller Formen ist die Ex-ante-Regulierung. Netznutzungsentgelte werden im Voraus für einen Zeitraum zwischen zwei und fünf, in der Regel aber vier oder fünf Jahren festgelegt.81Nach Ablauf dieses festgelegten Zeitraums folgt ein so genanntes „Reset“ im Rahmen des „Regulatory Review“, d.h. eine mögliche Anpassung an veränderte Rahmendaten oder auch eine Veränderung der verwendeten Methoden (vgl. Abbildung 3).82
Dabei hat die Länge der Regulierungsperiode eine unmittelbare Auswirkung auf die Stärke der Anreizwirkung.83 Da der Ertrag von Anfang an feststeht, haben Unternehmen bei längeren Perioden einen hohen Anreiz, ihre Kosten zu senken und damit ihren Gewinn zu erhöhen.84Dies soll und kann zu Effizienzverbesserungen führen. Kostensenkungsprogramme können sich aber auch negativ, vor allem auf die Qualität und Sicherheit auswirken, wie später mit Blick auf die internationalen Erfahrungen85noch dargestellt wird. Die Anwendung der Anreizregulierung kann von Natur aus nur in dem Bereich stattfinden, wo das regulierte Unternehmen unmittelbaren Einfluss hat. Die Kosten, die der Monopolist mit seinen eigenen Maßnahmen nicht beeinflussen kann, entziehen sich dieser wie jeder anderen Art der Regulierungsform.86 Daher widmet sich ein erheblicher Teil der Regulierungsarbeit der Unterscheidung beeinflussbarer und nicht beeinflussbarer Kostenbestandteile.87
Sodann aber entscheidet nicht der Regulator, welche der beeinflussbaren Kosten gesenkt werden; vielmehr bleibt es dem Unternehmen insgesamt überlassen, die Effizienz in seinem Bereich zu erhöhen, da es die Kostensenkungspotentiale am besten kennt. Auf diese Weise wird Insiderwissen verwendet88und ex post entlarvt,89 welches der Regulierungsbehörde nicht oder nur mit unverhältnismäßigem Aufwand zugänglich gewesen wäre.
Unterschieden werden die einzelnen Modelle lediglich hinsichtlich der Art ihrer Vorgaben und der Stärke des Unternehmensvergleichs. Zwar treten die Modelle meist nicht in ihrer Grundform auf, jedoch wird zur Verbesserung des Verständnisses nicht weitergehend auf hybride Formen eingegangen.
90Grundlage dieses Konzeptes ist die Begrenzung des Nutzungsentgeltes je Mengeneinheit. Es handelt sich im Grunde um eine klassische Preisobergrenze. Dem zu regulierenden Unternehmen werden hierbei allerdings keine gleich bleibenden Preisobergrenzen gesetzt, sondern es handelt sich häufig um einen gleitenden Preispfad nach unten91bzw. eine „Rückwärts-Treppe“92. Der Preispfad kann in seinem Winkel stärker oder schwächer ausgeprägt sein, ganz nach Maßgabe der Vorgaben des Regulierers; inflationsbereinigt drückt der Winkel den aus der Sicht der Regulierungsbehörde möglichen Effizienzgewinn aus. Mathematisch ist das Konzept häufig mit folgender rekursiven Gleichung93dargestellt:
Hierbei steht Pt für den Preis des Produktes im aktuellen Jahr, P(t - 1) für den Preis im vorangegangenen Jahr, RPI94 spiegelt die Preisentwertung wider und der so genannte X-Faktor entspricht der Effizienzsteigerungsrate.95Während durch den RPI erneut die Konzeption der Anreizregulierung deutlich wird, dem Netzbetreiber die unbeeinflussbaren Kosten gerade nicht aufzubürden, kommt dem X-Faktor eine wichtige Bedeutung zu. Hat das Unternehmen ein Effizienzdefizit, so kann die informierte96 Regulierungsbehörde einen zusätzlichen, individuellen97 Kostensenkungsdruck erzeugen.
Wirtschaftlich sinnvoll versucht das so regulierte Unternehmen, seinen Mengenausstoß zu steigern. Der Netzbetreiber in der Elektrizitätswirtschaft kann jedoch den Verbrauch des Endverbrauchers nicht bestimmen, vielmehr sind Endverbraucher an ein bestimmtes Nutzungsverhalten gewöhnt und reagieren sogar unelastisch auf Preisänderungen. Vom Unternehmen nicht zu tragende, verringerte Mengen müssen mit einem Mengenfaktor Berücksichtigung finden.98
Bietet das Unternehmen mehrere Produkte an, wie bei einem Netzbetreiber die verschiedenen Spannungsebenen99, so kann auch ein Korb (tariff basket) gebildet werden.100Bei ihm bildet ein gewichteter Durchschnittspreis die Obergrenze.101Das Unternehmen kann hier in diesem Rahmen seine Preise anpassen. Im Modell kann gezeigt werden, dass dieser Mechanismus wohlfahrtsoptimale Ramsey-Preise erzeugt.102 Allerdings ist der Regulierungsaufwand aufgrund der notwendigen Tarifstrukturkenntnisse hoch.103
Ähnlich der Price-Cap-Regulierung werden dem Unternehmen maximale Umsatzerlöse in Form eines nach unten gerichteten Treppenpfades zugebilligt. Nicht der Preis einer Einheit, sondern der Gesamterlös des Unternehmens wird mit dieser Methode begrenzt. Die mathematische Formel104hat deshalb auch Ähnlichkeit mit der des Price Cap:
Rt steht für die Erlösobergrenze im aktuellen Jahr, R(t - 1) für die Erlösobergrenze im vorangegangen Jahr, RPI und der X-Faktor finden ebenso Anwendung wie im Price- Cap-Verfahren. Die Erlöse sind Ergebnis der jeweiligen Preis-Mengen-Kombination. Das Unternehmen kann die Preise grundsätzlich frei festlegen.105 Aufgrund der mangelnden Vorhersehbarkeit der exakten Mengen kommt es zwangsläufig zu Abweichungen zum erlaubten Erlösniveau, welche erst retrospektiv erkennbar sind. Man behilft sich aber entweder mit einem virtuellen Erlöskonto oder mit dem Einbau eines Ausgleichsfaktors in die Revenue-Cap-Formel.106 Im reinen Revenue-Cap- Modell ist der Netzbetreiber geneigt, seine Preise zu erhöhen und die Mengen zu reduzieren, da ihm so weniger variable Kosten entstehen. Außerdem hat der Netzbetreiber kein Interesse an Kosten, die mengenunabhängig entstehen wie z.B. zusätzlichen Netzinvestitionen. Beim reinen Revenue-Cap besteht daher ein Fehleranreiz, dem durch zusätzliche Qualitätsparameter107 oder einen mengengewichteten Revenue Cap108(Weighted Average Revenue Cap) gegengesteuert werden kann.109Mit Blick auf den relativ geringen Informationsbedarf für die Regulierungsbehörde ist der Regulierungsaufwand überschaubar.110
Da ein Hauptziel der Anreizregulierung die Beseitigung von Ineffizienz in der regulierten Branche ist, kommt der Bestimmung des X-Faktors besondere Bedeutung zu.111Mit dem X-Faktor wird dem Unternehmen indiziert, in welchem Umfang die
Preis- oder Erlösobergrenze abgesenkt wird, damit implizit, in welchem Umfang das betrachtete Unternehmen vom Regulator als ineffizient angesehen wird. Der X- Faktor setzt sich zusammen aus dem allgemeinen und dem individuellen X-Faktor:
Der allgemeine X-Faktor fordert allen betrachteten Unternehmen eine Steigerung ihrer Effizienz ab (so genanntes „frontier shift“),112der individuelle X-Faktor nur dem einzelnen betrachteten Unternehmen.113 Nur dieser individuelle X-Faktor wird mit Hilfe des Benchmarking114bestimmt.115
Der X-Faktor wirkt dabei, wie die gesamte Anreizregulierung, in die Zukunft. Daraus folgt, dass dem insofern dynamischen Faktor116plausible Erwartungen zugrunde gelegt werden müssen. Dem Unternehmen sollen dabei nicht zu hohe Monopolgewinne belassen werden, gleichzeitig muss es die Vorgaben aber auch erfüllen können.117Dies ist ein schmaler Grat und verdeutlicht zugleich wieder das Grunddilemma der Regulierung. Zudem ergibt sich aus der inflationsbereinigten Grundformel der Anreizregulierung, sofern der Term (1 - X) kleiner 1 ist, dass der Grenzwert für eine unendliche Regulierung Null beträgt.118 Schon aus dieser Überlegung heraus kann sich aus der Anreizregulierung ein enorm negativer Anreizeffekt manifestieren: Eine Leistungserstellung wird immer mit Kosten verbunden sein, die mit einem Erlösgrenzwert von Null nicht zu decken sind. Welches Unternehmen sollte in einem solchen Umfeld investieren?119Der Regulator kann zum einen auf einen Qualitätsfaktor abstellen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.120Zum anderen wird diese Problematik relativiert durch den Vergleich mit anderen Unternehmen. Das „Best-Practice“-Unternehmen121 bildet gewissermaßen die Obergrenze der Effizienzvorgabe.122
Da in der Realität immer Unterschiede zwischen den betrachteten Unternehmen herrschen, werden wesentliche Einflussgrößen (Determinanten) auf die Kostenstruktur ermittelt. Sodann werden diese so genannten Kostentreiber123bzw. Strukturmerkmale miteinander ins Verhältnis gesetzt. Mittels Dateneinhüllungsanalyse124(DEA), Stochastic Frontier Analysis (SFA) oder multipler Regressionsanalyse können - bei genügend großer Unternehmensanzahl - Aussagen zur Effizienz einzelner Netzbetreiber getroffen werden.125 Hierbei ist problematisch, dass lediglich bei Einbeziehung aller wesentlichen Kostentreiber ein belastbares und plausibles Ergebnis erzielt werden kann.126 Andernfalls würden Unternehmen ineffizient erscheinen.127
Der Unternehmensvergleich kann bei wenigen betrachteten Unternehmen auch dadurch beeinträchtigt werden, dass (verbotene) Kollusion128stattfindet und so die Ergebnisse des Vergleichs nicht mehr verwertbar sind.129Das kann von Anfang an der Fall sein oder sich im Laufe der Zeit durch Konzentrationsprozesse einstellen. Die heute verwendeten Benchmarkingverfahren sind demnach sehr komplex und begründen somit einen hohen Informationsbedarf für die Regulierungsbehörde. Kritiker bemängeln, dass es schwierig, wenn nicht unmöglich sei, einzelne Kostentreiber „zu bestimmen, zu operationalisieren und über die Aufnahme in Regressionsmodelle ihren Einfluss festzustellen.“130 Doch gerade bei der komplementären Anwendung verschiedener Methoden kann ein plausibler Unternehmensvergleich erreicht werden.131 Sodann muss die Regulierungsbehörde den möglichen Effizienzzuwachs in den einzelnen Jahren der Regulierungsperiode ex ante festlegen und dabei auf eigene Prognosen zurückgreifen.132
Nach einer festgelegten Zeitspanne (so genannte regulatory period bzw. regulatory lag) erfolgt eine Überprüfung (so genannte regulatory review) durch die Regulierungsbehörde und gegebenenfalls eine Anpassung (so genanntes reset).133 Dann sollen die offenbarten Effizienzsteigerungspotentiale an die Konsumenten weitergegeben werden. Das regulierte Unternehmen kennt dieses Prozedere und wird bei erwartetem vollen Abschöpfen seiner geleisteten Effizienzsteigerungen versuchen, während der Regulierungsperiode nicht alle Ineffizienzen zu offenbaren. Dieses Verhalten wird auch als Ratchet-Effekt bezeichnet.134 Diesem wird damit begegnet, dass man dem Unternehmen einen Teil der Gewinne belässt, beispielsweise durch ein so genanntes Glidepath-Modell135.136Dadurch wird in der Wirkung letztlich die Dauer der Regulierungsperiode verlängert.
Auf die Regulierungsbehörde lastet bei einem regulatory review ein hoher Druck seitens der Öffentlichkeit und der Politik. Es ist aufgrund des Maßstabs der Verlässlichkeit der Regulierungsentscheidungen grundsätzlich keine über der vorher vereinbarten Gewinnabschöpfung vorzunehmen. Es kann aber durchaus zu Nachverhandlungen kommen.137 Diese Frage der Selbstbindung des Regulierers entscheidet über das Wohl und Wehe des Funktionierens der Anreizregulierung im Ganzen.138
Bei der Konzeption einer Yardstick Competition, die auf Shleifer139zurückgeht, wird der Unternehmensvergleich (Benchmarking) ebenfalls genutzt. Jedoch unterscheidet sich das Konzept der Yardstick Competition von dem des Price Cap und des Revenue Cap in einem Punkt grundlegend: Es gibt keine individuelle Betrachtung von Ineffizienzen und damit keinen individuellen X-Faktor mehr. Die Kostenbasis des einzelnen Unternehmens wird vollständig verlassen.140 Stattdessen wird dem einzelnen Unternehmen erlaubt, Preise zu veranschlagen, die gerade dem Kostendurchschnitt aller anderen Unternehmen entsprechen. Da es aber keine identischen Unternehmen gibt, die miteinander verglichen werden können, werden bei der Bestimmung des Kostendurchschnitts ebenfalls die Methoden des Benchmarking bzw. der Regressionsanalyse genutzt.141Die Regulierungsbehörde muss jedoch keine Prognose über mögliche Effizienzsteigerungen anstellen, weil es keinen individuellen X-Faktor gibt bzw. der X-Faktor entsprechend der Formel laufend angepasst wird.142 Genau dieser Automatismus lässt grundsätzlich eine unendliche Regulierungsperiode zu.143 Er ist aber auch angreifbar durch Kollusion und Konzentrationsprozesse.144 Natürliche Monopole, die mit einer „shadow firm“145reguliert werden, befinden sich in einem Wettbewerb im klassischen Sinne146und erreichen dadurch sogar „first best outcomes“, d.h. effiziente und wohlfahrtsoptimale Ergebnisse.147 Wichtig für das grundsätzliche Gelingen dieser Form der Regulierung ist, dass der Regulator im Zweifel auch bereit sein muss, Insolvenzen der im Gegensatz zur „shadow firm“ ineffizienten Unternehmen in Kauf zu nehmen.148
Die veraltete Kostenregulierung ist aufgrund des gold plating und der systembedingten Ineffizienzen nicht mehr zeitgemäß. Demgegenüber können Price Cap und Revenue Cap diese Probleme zwar überwinden, müssen aber einen Kompromiss (trade-off) zwischen Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz eingehen.149
Hohe und weniger hohe Anreizregulierungsmethoden (high und low powered incentive schemes)150 können ausgemacht werden und sind im Wesentlichen abhängig von der Länge der Regulierungsperiode und der Höhe des X-Faktors. Anders ausgedrückt bedeutet dies letztlich, dass die Höhe des zusätzlichen Unternehmensgewinns die Stärke der Effizienzsteigerungen bestimmt. Da beim reinen Yardstick-Modell die Dauer der Regulierungsperiode theoretisch unbegrenzt ist, resultiert daraus der größte Anreiz, wie nachfolgenden Übersicht zeigt.
Abbildung 4: Kostenverläufe in Abhängigkeit vom Regulierungsregime (nach Inflationsbereinigung)151
Der Widerstand gegen das reine Yardstick-Modell ist damit seitens der regulierten Unternehmen natürlich auch am größten.
Um aus heutiger Sicht Fehler zu vermeiden oder Fehlanreize zu unterbinden, kann auf ein reiches Repertoire an Vorkommen in unterschiedlichen Ländern zurückgegriffen werden. Es sind in allen Branchen Modelle eingeführt worden, die über ein monopolistisches Bottleneck152 verfügen, namentlich in den Bereichen Telekommunikation, Post, Eisenbahn, Wasser-, Strom- und Gasversorgung. Am größten sind wohl die Erfahrungen in den Ländern, die bereits sehr früh neuere Modelle eingefügt haben, wie Großbritannien, Australien, Niederlande, Norwegen, Italien, Österreich sowie nahezu alle Bundesstaaten der USA (vgl. Abbildung 5).
Abbildung 5 : Übersicht ausgewählter Länder zur Anreizregulierung153
Eine deutliche Präferenz für das eine oder das andere Modell lässt sich nicht erkennen, wohl aber, dass eine reine Yardstick-Regulierung nur sehr selten existiert. Zudem muss bedacht werden, dass es eine one-size-fits-all-Solution nicht gibt.154 Jede Form der Anreizregulierung muss individuell auf die Branche abgestimmt werden.
Schon 1990, weit vor ersten europäischen Initiativen, haben in Großbritannien die Marktstrukturen der Elektrizitätswirtschaft zunächst ein Unbundling erfahren und wurden zudem mit einem auf Littlechild155 zurückgehenden Konzept der Anreizregulierung konfrontiert. Dieses Konzept stand Pate für Veränderungen der Regulierungskonzepte in der gesamten Welt.156Im Heimatland selbst kam es in der Folge zu einigen Änderungen des Regulierungsansatzes.157 Die Formel zur Berechnung ist nunmehr sehr komplex und stellt ein hybrides Revenue-Cap-Konzept dar.158Vordergründig waren seit Anbeginn Strompreissenkungen zu beobachten. Dies gilt auch für die Netznutzungskosten (vgl. Abbildung 6).
Abbildung 6: Veränderung der Durchleitungspreise in Großbritannien seit Beginn der Anreizregulierung159
Teilweise gehen diese Strompreisreduzierungen aber auf ganz andere Einflüsse zurück. So wurden die Energieversorger zeitgleich mit der Einführung der Anreizregulierung privatisiert und hatten dank der kurz vorher erhöhten Netzentgelte erhebliche Reserven zur Effizienzsteigerung.160Zudem wurden bei der Privatisierung die Anlagen lediglich zu einem Drittel des Buchwertes verkauft, was zu weiteren (indirekt steuerfinanzierten) Preissenkungen führte.161 Ein besonderes Problem in Großbritannien stellen die zu geringen Investitionen in neue Netze dar,162 denen zunächst mit einer unterschiedlichen Behandlung von Kapital- und Betriebskosten entgegengewirkt werden sollte. Wegen der damit verbundenen negativen Anreize, Betriebskosten auf Kapitalkosten zu verlagern, gibt es Bestrebungen, diesen Ansatz wieder zu verlassen.163 Mit einem so genannten sliding-scale-Modell164 für die Regulierungsperiode 2005-2010 wird nun versucht, das Problem der zu geringen Investitionen zu beheben. Gleichzeitig wird die Qualität der Netze reguliert und mit einem Bonus- bzw. Malussystem kombiniert.165
1Vgl. Spauschus (2004), S. 70.
2Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz-EnWG), verkündet als Art.1 Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts vom 7.7.2005, BGBl. I S. 1970.
3Nach der Amtlichen Anmerkung dient das Gesetz der Umsetzung der Richtlinien 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (Elektrizitätsrichtlinie) und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (Abl. EU Nr. L 176 S.37), der Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt (Gasrichtlinie) und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG (Abl. EU Nr. L 176 S.57) und der Richtlinie 2004/67/EG des Rates vom 26. April 2004 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung (Abl. EU Nr. L 127 S. 92).
4Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV) vom 25. Juli 2005, BGBl. I S. 2225.
5Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzentgeltverordnung - GasNEV) vom 25. Juli 2005, BGBl. I S.2197.
6Verbändevereinbarung über Kriterien zur Bestimmung von Netznutzungsentgelten für elektrische Energie und über Prinzipien der Netznutzung vom 13. Dezember 2001 (Verbändevereinbarung Strom II+), http://www.vdn-berlin.de/global/downloads/Publikationen/vv2plus.pdf Zugriff am 27.04.2006.
7Verbändevereinbarung zum Netzzugang bei Erdgas (Verbändevereinbarung Erdgas II) vom 03. Mai 2002, http://82.165.16.99/eta_holzlogistik/upload/502/Verbaendevereinbarung%20Gas%20II.pdf Zugriff am 27.04.2006.
8Vgl. Franz, (2006), S. 7.
9Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S.66; Büdenbender (2006), S. 210.
10 Vgl. § 21a Abs. 6 EnWG; § 118 Abs. 5 EnWG ermahnt die Bundesregierung, unverzüglich einen Vorschlag für eine solche Rechtsverordnung vorzulegen. Der Evaluierungsbericht nach § 112 EnWG zwingt die Bundesregierung zusätzlich bis zum 01. Juli 2007 notwendigenfalls einen Gesetzgebungsvorschlag zu unterbreiten.
11 Vgl. Hirschhausen (2006), S. 1.
12 Bundesnetzagentur (2006)
13 Das Modell der Anreizregulierung im EnWG ist allerdings methodenoffen, vgl. BT-Drs. 15/5268 S.120.
14 Der Güterdefinition kommt die Abgrenzungsfunktion zu anderen Märkten mit Substitutionsgütern bzw. Komplementärgütern zu.
15 Vgl. nur Bardt (2005), S. 4; Ruge (2004), S. 221.
16 Strom in bedeutenden Größenordnungen auf wirtschaftliche Weise zu speichern ist heute nicht möglich. Vgl. hierzu: Kreuzberg (2001), S. 2; Wehser (2004), S.141; Kreis (2004), S. 30.
17 Eine Alternative zur Stromversorgung über Netze ist die Energieversorgung vor Ort. Denkbar ist hierbei etwa die Variante mittels Blockheizkraftwerken. Sie macht insgesamt etwa 13% aus, davon 1% im Bereich der Deutschen Bahn, vgl. Heuck/Dettmann (2002), S. 5.
18 Vermaschte Netze haben gegenüber Maschennetzen zwar Effizienznachteile, lassen sich aber im Falle von Stromausfällen einfacher wieder zuschalten, vgl. Heuck/Dettmann (2002), S. 53.
19 In der Regel werden für Übertragungen höherer Leistungen höhere Spannungen verwendet, vgl. Heuck/Dettmann (2002), S. 2 f.
20 Vgl. Heuck/Dettmann (2002), S. 51 ff.
21 Vertikal vorgelagert ist der Markt der Stromerzeugung, vertikal nachgelagert der Markt der Stromverteilung.
22 Technisch führt dies sonst zum Ausfall des gesamten betroffenen Netzes, wie es beispielsweise in Kalifornien passierte, vgl. Bardt (2005), S.32 f. bzw. mit Chronologie bei Herrmann, M (2005), S. 367 ff.; Wirtschaftlich kann erst bei Erfüllung dieser Bedingung von einer funktionierender Netzinfrastruktur gesprochen werden, vgl. Bardt (2005), S. 31.
23 Vgl. Kreuzberg (2001), S. 5.
24 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG) vom 21. Juli 2004, BGBl. I S. 1918, zuletzt geändert durch Art. 3 Abs. 35 G vom 07.07.2005, BGBl. S. 1970).
25 Die Nachfrager verhalten sich mindestens kurzfristig sehr unelastisch, vgl. Kreuzberg (2001), S. 5 ff.
26 Im Ergebnis so auch Kreuzberg (2001), S.5.
27 In der englischsprachigen Literatur wird hier gar von Bottleneck in Bezug auf die Leitungsnetze gesprochen, vgl. z.B. Steffens (1997), S.204. Kartellrechtlich wird in diesem Zusammenhang der Begriff „essential facilities“ bzw. die essential-facilities-doctrine verwendet, vgl. Spauschus (2004), S. 71.
28 Den Beweis, dass die leitungsgebundene Energiewirtschaft momentan nicht ernsthaft von neuen Technologien bedroht ist, liefern Baldwin/Cave (1999), S. 205 mit Verweis auf die Telekommunikationsnetze, bei denen dies gerade nicht der Fall war.
29 Vgl. Herrmann, M (2005), S. 14 m.w.N.; Kreuzberg(2001), S.1, weist darauf hin, dass vor Einführung von Wettbewerb auf Teilmärkten der Energieversorgung in verschiedenen Ländern der Welt, der gesamten Energieversorgungsbranche natürlicher Monopolstatus zugewiesen wurde. Bemerkenswert ist, dass Primeaux (1986), S. 281 ff., anhand von statistischen Daten die Eigenschaft der Energieversorgungsunternehmen als natürliches Monopol bereits 1986 als Mythos bezeichnete.
30 Englischsprachige Literatur verwendet hierfür die Begriffe „economies of scale“ und „economies of scope“, vgl. z.B. Baldwin/Cave (1999), S. 204f.
31 Vgl. hierzu z.B. Schöler (1999), S.166f.
32 Vgl. Welfens (1997), S. 105; Borrrmann/Finsinger (1999), S. 122 f. m.w.N.
33 In Anlehnung an Borrmann/Finsinger (1999), S. 122; hier werden noch weitere Unterscheidungen hinsichtlich der Ausprägung der Subadditivität getroffen.
34 Vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 122.
35 Im Gegensatz dazu steht die so genannte End-to-End-Regulierung, vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 5.
36 Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 10 f.; ein natürliches Monopol muss aber nicht zwangsläufig von nur einem Anbieter bedient werden, vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 123.
37 Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 10 f., Schöler (1999), S. 167, Herrmann, M (2005), S. 15.
38 Eigene Darstellung in Anlehnung an Hujber (2002), S. 164.
39 Weitere Gründe für die Notwendigkeit einer Regulierung (vgl. Aufstellung bei Baldwin/Cave (1999), S. 9 ff.) können zusätzlich auftreten, werden hier jedoch nicht vertieft.
40 Synonym verwendet werden die Begriffe „sunk costs“ bzw. irreversible Kosten, vgl. Herrmann, M (2005), S. 14, Baldwin/Cave (1999), S. 212; Borrmann/Finsinger (1999), S. 110.
41 Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 212. Solche Märkte, in denen sowohl Subadditivität der Kosten als auch sunk cost charakteristisch sind, gelten als nicht bestreitbar, vgl. Bunte/Welfens (2002), S. 102 f.; Borrmann/Finsinger (1999), S. 112 und S. 278 ff. m.w.N..
42 Baldwin/Cave (1999), S. 210; Säcker (2005a), S. 108 m.w.N..
43 Vgl. zur Theorie von Augustin Cournot nur: Schöler (1999), S. 157 ff.
44 Es gibt unter Bezugnahme historischer Verhaltensmuster von Monopolisten Gründe für die Annahme, dass dies nicht immer der Fall sein muss, vgl. Posner (1999), S.7ff.
45 Anders: Spauschus (2004), S. 255 f. m.w.N..
46 Alternativ kann der Staat diese natürlichen Monopolmärkte besetzen. Allerdings ist aufgrund der tendenziell in vom Staat besetzten Bereichen immer mit Effizienzverlusten zu rechnen, weshalb in der Vergangenheit eher eine Privatisierung dieser Bereiche zu beobachten war.
47 Vgl. Müller (2004), S. 105.
48 Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 205; Müller (2004), S. 105, Müller spricht von der Vergänglichkeit von Monopolen; Posner (1999), S. 107 hält Monopolisten, die an ihre Ewigkeit glauben für gefährdete Spieler.
49 Vgl. Herrmann, J (2005), S. 34.
50 Posner (1999), S. 107, hält sogar eine Beibehaltung des status quo aufgrund einer sich selbst erfüllenden Prophezeiung für möglich.
51 Vgl. Jasinski (1997), S. 455.
52 Der Begriff der Regulierung ist nicht klar definiert, vgl. Müller (2002), S.7; Im Weitesten Sinn bezeichnet Regulierung, wie der Staat Marktprozesse gestaltet und in selbe eingreift.
53 Zur Aufgabenwahrnehmung in natürlichen Monopolbereichen ausschließlich durch staatliche Unternehmen, siehe Posner (1999), S.107 m.w.N..
54 In Anlehnung an Rothwell/Gómez (2003), S. 75.
55 Vgl. Spauschus (2004), S. 70; Rothwell/Gómez (2003), S. 75; CPB (2000), S. 44.
56 Vgl. Rothwell/Gómez (2003), S. 76; CPB (2000), S. 26, erwähnt noch den Umweltschutz als Regulierungsziel. Dies ist aber nicht Aufgabe der Anreizregulierung.
57 Auch als Informationsasymmetrie bezeichnet, vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 388; Informationsdefizite in Bezug auf die exogenen Kostenbedingungen heißen hidden information, Informationen über die endogenen eigenen Aktivitäten hidden action, vgl. Borrmann/Finsinger, S. 411.
58 Vgl. Ueng/Yang (2005), S. 3; Schwarze (2001), S. 7; Knieps (2000), S. 4.
59 Insofern liegt eine symmetrische Informationsverteilung vor.
60 Vgl. Spauschus (2004), S. 255 m.w.N..
61 Eine Übersicht hierzu liefern Borrmann/Finsinger (1999), S. 373 - 410.
62 Defizite können vor allem daraus resultieren, dass der Prinzipal die Informationen zunächst beschaffen muss, also geldwerte Anreize zur Offenbarung bieten muss.
63 Vgl. Ruge (2004), S. 44 f.; Borrmann/Finsinger (1999), S. 414, Fn. 111.;Laffont/Tirole (2000), S. 56 f., CPB (2000), S. 46.
64 Daher fordert CEER (2006), S. 3 und S.22 f. auch mehr Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden in Europa.
65 Vgl. Spauschus (2004), S. 257.
66 Vgl. Spauschus (2004), S. 101.
67 Vgl. ebenso CEER (2006), S. 3 und S. 22 f.
68 In der englischsprachigen Literatur werden synonym die Begriffe cost-plus pricing, cost-of-service regulation oder rate of return regulation verwendet, vgl. Rothwell/Gómez (2003), S. 80.
69 Dies wird in der Literatur als first best outcome bezeichnet, vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S.163.
70 Vgl. Schöler (1999), S. 167; Rothwell/Gómez (2003), S. 29.
71 Bzw. second best outcome, vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 163, mit Ausführungen zu Ramsey- Preisen.
72 Zu den Nachteilen der staatlichen Subvention in Höhe der Differenz zwischen Grenzkosten und Durchschnittskosten vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 140 f.
73 Aus: Schöler (1999), S. 167.
74 Bzw. CAPEX - capital expenditures, vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 39.
75 So genannter Averch/Johnson-Effekt, vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 345 ff.
76 Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 225; Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 21.
77 Effizienz soll zunächst verstanden werden als Verhältnis von Aufwand zum bezweckten Nutzen bzw. Ziel.
78 Verschiedene Unternehmen selbst einer Branche sind regelmäßig nicht vergleichbar, vgl. Büdenbender (2006), S. 201.
79 Wird mit dem Vergleichsmarktkonzept gearbeitet, handelt es sich nicht mehr um die Grundform der Kostenregulierung. Gesetzt den Fall, es gibt wirklich vergleichbare Unternehmen, unterliegen sie womöglich denselben Anreizen ineffizient zu wirtschaften.
80 Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 225; Shleifer (1985), S. 321.
81 Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 20.
82 Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 30; Baldwin/Cave (1999), S. 228; Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 21.
83 Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 21.
84 Vgl. z.B. auch Wortlaut des § 21a Abs. 1 EnWG, der verkennt, dass zunächst lediglich ein Anreiz besteht, die Kosten zu senken, nicht aber die Effizienz zu erhöhen.
85 Vgl. Kapitel II.2.5 Vorkommen der Modelle in ausgewählten Ländern.
86 Vgl. Büdenbender (2006), S. 209; Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 24 halten daher den limitierten Einsatz eines „cost-pass-through“-Ansatzes für exogene Kostenschocks im Rahmen eines z- Faktors für erforderlich.
87 Vgl. nur Studie von Franz/Schäffner/Wissner (2006), S.1 ff.
88 Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 23.
89 Vgl. Woolf (2003), S. 351, die darauf hinweist, dass eine zu schnelle Weitergabe der Effizienzgewinne den Anreiz verringert, Kosten zu senken.
90 Das Modell geht ursprünglich auf Littlechild zurück, vgl. Fn. 155.
91 Nach unten kann der Gleitpfad nur dann gerichtet sein, wenn die Inflationsrate kleiner ist als die erwarteten Effizienzverbesserungen.
92 Büdenbender (2006), S. 209.
93 Angelehnt an Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 8; mitunter wird die Gleichung noch um einen Y- Faktor erweitert, der Sonderfaktoren abdecken soll, vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S.33.
94 Als Abkürzung für retail price index, auf europäischer Ebene kommt hierfür der harmonisierte Verbraucherpreisindex (HVPI) in Betracht, vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005) und Franz (2006), S. 9, S. 18, die den zu allgemeinen Index jedoch kritisieren.
95 Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 226 f.
96 Die Ermittlung des Effizienzdefizits erfolgt durch mathematisch-statistischen Vergleich mit anderen Unternehmen, dem so genannten Benchmarking, vgl. Kapitel II.2.3.4 Der X-Faktor und seine Bestimmung durch Benchmarking (Price Cap und Revenue Cap).
97 Betrachtet wird hier noch das einzelne Unternehmen, so dass Vorgaben des einen von denen eines anderen Unternehmens abweichen können.
98 Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 34 f.
99 Vgl. Kapitel II.1.1 Eigenschaften des Gutes Strom und der Elektrizitätsnetze.
100Die Übersicht in Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 60, sieht insgesamt 7 Tarifebenen vor. Allerdings werden die Tarifebenen noch durch das Prinzip der Kostenwälzung nach § 14 StromNEV überlagert, vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 62.
101Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 30.
102Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S.34; Borrmann/Finsinger (1999), S. 415 ff., 431, die die Ergebnisse einschränkend beurteilen.
103 Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 44.
104Betrachtet wird das Total Revenue Cap-Modell, bei dem im Gegensatz zum Weighted Average Revenue Cap der Gesamtjahreserlös mengenunabhängig festgelegt wird. Vgl. hierzu Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 34.
105Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 33 m.w.N..
106Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 39.
107Bzw. einem Mengenfaktor, vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 34.
108 Hier kann es u.U. zu Preisdiskriminierungen dritten Grades und damit zu Abweichungen von Ramsey-Preisen kommen, sofern keine Überwachung der Tarifstruktur erfolgt, vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 41.
109 Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S.40 f.
110 Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S.44 f.
111 Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S.18.
112 Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 32; Frontier Economics/Energiewirtschaftliches Institut
(2001), S. 43 f.
113Vgl. Frontier Economics/Energiewirtschaftliches Institut (2001), S. 44.
114 Eine allgemeine Definition von Benchmarking existiert nicht. Unter Benchmarking wird der kontinuierliche und systematische Vergleich der Effizienz eines Unternehmens mit einem anderen Unternehmens, das Spitzenleistung repräsentiert, verstanden, vgl. Bierbach (2002), S. 29 m.w.N.; Clausen/Scheele (2002), S. 7, weisen darauf hin, dass Benchmarking nicht auf Unternehmen allein beschränkt ist, dort aber die häufigste Anwendung findet.
115Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 37.
116Daher bezeichnen Borrmann/Finsinger (1999), S. 417 diesen Faktor als Bayessche Komponente; zur Grundidee des Bayesschen Regulierungsverfahrens, das sich mit der Informationsasymmetrie unter dynamischen Rahmenbedingungen befasst, vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 388.
117Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 33; Sappington/Weismann (1996), S. 157.
118Da es sich um eine exponentielle Funktion handelt, wird sich diesem Grenzwert relativ schnell angenähert.
119 Grasto (o.J.), S. 22, spricht daher in Bezug auf die Neuinvestitionen von einem Grundproblem bei der Anreizregulierung von natürlichen Monopolen. Wehser (2004), S. 65, verweist auf die fehlende Renditeaussicht der Investoren, gepaart mit der Unsicherheit über die zukünftige Regulierung.
120Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 28; Die Alternative einer unterschiedlichen Behandlung von laufenden Kosten und Kosten für Investitionen hat sich als nicht zweckmäßig erwiesen, vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 40.
121Dies ist jenes Unternehmen, das in der Branche die höchste Effizienz hat.
122Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 16, Fn. 50.
123Vgl. Franz/Schäffner/Wissner (2006), S.1.
124 Auch „Data Envelopment Analysis“, gilt als ein anerkanntes und bewährtes Verfahren zum Benchmarking, vgl. Wolf/Porbatzki/Hiller (2005), S. 778.
125Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 42.
126Vgl. Wolf/Porbatzki/Hiller (2005), S. 778 f. .
127Vgl. Wolf/Porbatzki/Hiller (2005), S. 779.
128Kollusion kann nur hinsichtlich der Kostensenkungsmaßnahmen oder der an die Regulierungsbehörde weitergegebenen Informationen erfolgen, nicht hinsichtlich der Preise, vgl. CPB (2000), S. 45.
129 Siehe hierzu Clausen/Scheele (2002), S.16 m.w.N. zu weiteren Problemen bei zu geringer Unternehmensanzahl.
130 Clausen/Scheele (2002), S. 34. Vgl. auch Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 80 m.w.N.
131Vgl. Baur Pritzsche/Garbers (2006), S. 80 m.w.N..
132Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 37.
133Vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 430 f.
134Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 22 m.w.N..
135Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 48 f. m.w.N..
136Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 228; Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 30.
137Vgl. Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 22.
138 Vgl. Borrmann/Finsinger (1999), S. 431; Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 7 und S. 15, nennen dieses Merkmal als Mindestanforderung an eine Anreizregulierung.
139Shleifer (1985).
140Vgl. Shleifer (1985), S. 322.
141Vgl. hierzu Kapitel II.2.3.4 Der X-Faktor und seine Bestimmung durch Benchmarking (Price Cap und Revenue Cap).
142Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 36.
143Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 36.
144Vgl. Baldwin/Cave (1999), S. 243; Shleifer (1985), S. 327, hat dieses Problem selbst bedacht und auf das allgemeine Kartellrecht einerseits und andererseits auf die Unwahrscheinlichkeit bei großer Anzahl von betrachteten Firmen verwiesen.
145Shleifer (1985), S.326.
146 Vgl. Schwarze(2001), S. 14.
147 Vgl. Shleifer (1985), S. 326.
148 Vgl. Shleifer (1985), S. 323.
149Vgl. hierzu Frontier Economics (2003), S. 12 ff.
150Vgl. Laffont/Tirole (2000), S. 39.
151 Aus: Riechmann/Milczarek/Frontier Economics (2004), S. 8.
152Vgl. Fn. 27.
153Eigene Darstellung, vgl. z.B. Bundesnetzagentur (2006), S. 36 ff.
154 Vgl. Sappington/Weismann (1996), S. 332 f.; Laffont/Tirole (2000), S. 41.
155 Vgl. Laffont/Tirole (2000), S. 5; Baldwin/Cave (1999), S. 226.
156Vgl. Littlechild (2003), S. 289.
157Vgl. Thomas (2006), S. 598; Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 49.
158Vgl. letzte Änderungen in Ofgem(2006b), S. 3 ff.
159Aus: Thomas (2006), S. 599.
160Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 49.
161Vgl. Thomas (2006), S. 598.
162Vgl. Thomas (2006), S. 598.
163Vgl. Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 40.
164 und der Vgl. Ofgem (2004a), S. 83; Zu Sliding Scale vgl. Rothwell/Gómez (2003), S. 84 f.; Franz/Schäffner/Trage (2005), S. 46; Baur/Pritzsche/Garbers (2006), S. 48.
165 Vgl. Ofgem (2004b), S. 15.
9783638557092
v62476
Konzeptionen Anreizregulierung Energiewirtschaftsrecht Beispiel Elektrizitätsnetze