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Timestamp: 2017-10-18 07:44:13
Document Index: 372856733

Matched Legal Cases: ['§ 82', '§ 6', 'Art. 28', 'Art. 2', 'Art. 14', 'Art. 211', '§ 1']

Der deutsche Elektrizitätssektor im Liberalisierungsprozess | Masterarbeit, Hausarbeit, Bachelorarbeit veröffentlichen
Der deutsche Elektrizitätssektor im Liberalisierungsprozess
Analyse und Handlungsempfehlungen für einen liberalisierten Markt vor dem Hintergrund des Vorwurfes des eingeschränkten Wettbewerbs
A) Konzeptioneller Teil
3. Monopol und Oligopol
4. Natürliche Monopole
5. Das Ausnahmegut Elektrizität und Marktmachtausübung
B) Das Fallbeispiel
1. Gesetzliche Grundlagen in Deutschland und historischer Rückblick
2. Das deutsche Elektrizitätssystem – Governancestruktur bis 1998
3. Änderung der Governancestruktur nach der Deregulierung
3.1. Die EU-Elektrizitätsrichtlinie (1996)
3.2. Das erste Gesetz zur Regelung des Energiewirtschaftsgesetzes von 1998
3.3. Die erste Verbändevereinbarung (VV I, 1998)
3.4. Die zweite Verbändevereinbarung (VV II, 1999)
3.5. Die dritte Verbändevereinbarung (VV II plus, 2001)
3.6. Problemauflistung aus Sicht des Bundeskartellamtes
3.7. Das Zweite Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts
4. Das deutsche Elektrizitätssystem – Änderung der Marktstruktur nach 1998
5. Der Strompreis
5.1. Die Strompreis und seine Zusammensetzung
5.1.1. Die Kosten der Stromerzeugung
5.1.2. Stromübertragungskosten
5.1.3. Staatlicher Anteil
5.1.3.1. Die Stromsteuer als Teil der Ökosteuer
5.1.3.2. Die Förderung der Erneuerbaren Energien
5.1.3.3. Die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung
5.1.3.4. Die Konzessionsabgabe
5.1.3.5. Die Umsatzsteuer
5.1.3.6. Der Handel mit Emissionszertifikaten
6. Akteure und Konstellationen in der Elektrizitätsbranche
6.1. Die Anbieter
6.2. Die Nachfrager
6.3. Die Gesetzgeber: Der Bund und die Europäische Union
6.4. Exkurs: Verknüpfung der Energiewirtschaft mit der Politik und ihr Einfluss auf die Medien
6.5. Die Elektrizitätsnetze: Bundesnetzagentur, Entflechtung und Anreizregulierung
6.6. Der European Energy Exchange
C1) Anwendung des Konzepts auf das gewählte Fallbeispiel
1. Strategische Vision
2. Exkurs: Liberalisierungsentwicklungen in anderen Staaten (Auswahl)
3. Marktmachtanalyse
3.1. Großhandelsmarkt und Regelenergiemarkt
3.2. Schlussfolgerungen für den Regelenergiemarkt und Großhandelsmarkt
3.3. Das elektrische Leitungsnetz: Anreizregulierung und Entflechtung
3.4. Schlussfolgerungen für die das elektrische Leitungsnetz
3.5. Der Emissionshandel
3.6. Schlussfolgerungen für den Emissionshandel
3.7. Europaweiter Elektrizitätshandel
3.8. Schlussfolgerungen für den transnationalen Elektrizitätshandel
C2) Weitere Handlungsoptionen: Relevante Institutionen und Instrumente
1. Staatliche Abgaben
2. Die European Energy Exchange
3. Die Nachfrageseite
4. Die Problematik des Schutzes vor ausländischen Staatsfonds
Monographien, Aufsätze und Artikel
Interviews und Korrespondenzen des Verfassers mit Akteuren des Elektrizitätssektors
Flüchtige Quellen
Abbildung 1: Preis- und Mengenbildung im Monopol
Abbildung 2: Subadditive Kostenfunktion
Abbildung 3: Deckungsbeiträge und Preisspitzen bei kurzfristige Grenzkostenbepreisung
Abbildung 4: Angebotskurve auf einem Elektrizitätsmarkt (überzeichnet)
Abbildung 5: Struktur der Energieversorgung vor der Liberalisierung (vereinfacht).
Abbildung 6: Wertschöpfungskette im Elektrizitätsmarkt
Abbildung 7: Die Elektrizitätsproduzenten auf dem deutschen Markt
Abbildung 8: Die vier Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland
Abbildung 9: Verflechtung der Elektrizitätswirtschaft
Abbildung 10: Steuer- und Abgabenteil auf den Industriestrompreis
Abbildung 11: Durchschnittliche Stromrechnung je Haushalt
Quelle: VDEW, 2007.
Abbildung 12: Zusammensetzung des Strompreises für Haushaltskunden im Jahre 2006
Abbildung 12: Staatlich verursachte Sonderlasten auf den Strompreis 1998 und 2007
Abbildung 13: Entwicklung der Vergütung nach dem Erneuerbare Energien- Gesetz in Mrd. Euro
Abbildung 14: Überblick über Gestaltungsvorschläge einzelner Akteure
Abbildung 16: Gegenüberstellung von Preisen und Grenzkosten für den 21.04.2004.
Abbildung 17: Cournot- Spiel bei steigenden Grenzkosten
Abbildung 18: Veränderung des Marktpreises durch eine zusätzliche Angebotsmenge
Abbildung 19: Diskriminierungspotential in Abhängigkeit vom Grad der Entflechtung
Abbildung 20: Ineffizienz in Abhängigkeit vom staatlichen Einfluss
Abbildung 21: Wechselverhalten der Kunden in Prozent
„Energie ist der Schlüssel zu allem“, konstatierte der russische Präsident Wladimir Putin (Hartmann, 2006: 1) und überschätzt damit nicht die Bedeutung, die diesem Politikbereich weltweit zukommt. Der Energiesektor bestimmt ganz wesentlich die politischen Diskurse unserer Zeit. Der Sektor ist dabei überaus dynamisch: Globale Veränderungen werfen Fragen auf, die Antworten sowohl auf nationaler als auch supranationaler Ebene verlangen. Die Europäische Union (EU) übt auf ihre Mitglieder in diesem Bereich einen erheblichen Druck[1] aus. Zum einen, um auch hier das Ziel eines funktionierenden gemeinsamen Europäischen Binnenmarktes[2] zu erreichen, zum anderen, um die aufkommenden neuen politischen Herausforderungen zu bewältigen: „Weltweit ist ein neues Energiezeitalter angebrochen, das geprägt ist von steigender Energienachfrage, hohen und schwankenden Erdöl- und Erdgaspreisen und den Herausforderungen des Klimawandels“, stellt der Präsident der Europäischen Kommission[3], José Manuel Barroso (2006: 7) fest.
Ein ganzer Komplex von internationalen Einflüssen und Binnenentwicklungen erhöhte sukzessive den Druck auf die Strukturen und Regelungen der nationalen Energieversorgungen, was unmittelbar deutlich wird, wenn man sich den Aufbau dieses Sektors und seine Entwicklung seit seinem Entstehen im Zuge der industriellen Revolution verdeutlicht: Die Energiewirtschaft war typischerweise, über alle Ländergrenzen hinweg, ein mittelbar oder unmittelbar vom Staat aufgebauter Wirtschaftszweig mit einem klaren Versorgungsauftrag. Die aufwändige, zunächst lokal und zentralistisch organisierte Leitungsstruktur vermochte allein der Staat zu errichten und zu betreiben: Zum einen konnten die immensen Investitionen von keinem Privatunternehmen getätigt werden, zum anderen bildeten die Energienetze „natürliche Monopole“, d.h., ein einzelner Betreiber kann jene kostengünstiger betreiben, als eine Vielzahl. Um ein Marktversagen durch einen privaten Monopolisten in diesem strategischen Wirtschaftszweig zu verhindern, war an dieser Stelle der Staat gehalten, durch entsprechende Maßnahmen einem etwaigen Missbrauch entgegenzuwirken–gewöhnlich durch staatliche Leitung des Energieunternehmens oder entsprechende Regulierungsauflagen. In der Folge war der Staat von Anfang an nicht nur mit dem Energiemarkt verbunden, sondern erheblich stärker verflochten als mit anderen Wirtschaftsbereichen.[4] Energiepolitik hat seit jeher, neben einem gestaltenden Zug, v.a. eine regulative Komponente. Das ergibt sich von selbst, denn sie ist als die ausgleichende Tätigkeit des Staates im Bereich der Energieversorgung zu verstehen, die der Markt an solcher nicht leisten kann (Laumanns, 2005: 279ff.). Par definitionem ist Energiepolitik demnach Markteingriffspolitik.
Für die europäischen Energiemärkte stellte das Jahr 1997 eine Zäsur dar: Mit dem von der Europäischen Kommission seit 1989 konsequent verfolgten Ziel, den Europäischen Binnenmarkt zu realisieren, wurde die Richtlinie 96/92/EG[5] erlassen, welche die Liberalisierung der nationalen Elektrizitätsmärkte und den Abbau staatlicher Eingriffe verbindlich festschrieb (Hoster, 1996: 15). Das System der geschlossenen Versorgungsgebiete der Elektrizitätsversorgungsunternehmen (ELTVU) gehörte damit der Vergangenheit an. Die Stromkunden hatten nunmehr die Möglichkeit, ihre Stromlieferanten selbst zu wählen. Die einstigen, vom Staat aufgebauten
(Gebiets-)Monopolisten traten somit untereinander und auch mit ausländischen Akteuren in Konkurrenz um Kunden und Marktanteile.
Der Energiemarkt selbst lässt sich zunächst in den Elektrizitäts- und den Gasmarkt unterteilen, wobei die Liberalisierung bislang im Strommarkt weiter vorangeschritten ist. Das liegt an den unterschiedlichen Marktstrukturen, zum einen, weil sich die Produktion des in Deutschland gehandelten Erdgases überwiegend außerhalb der EU-Grenzen befindet. Zum anderen ist der Gaspreis über langfristige Verträge an den Weltmarktpreis für Erdöl gebunden („Ölpreisbindung“) und abhängig von einem Lieferantenoligopol.[6] Die vorliegende Arbeit konzentriert sich auf Grund dieser Besonderheiten eingrenzend auf den Elektrizitätsmarkt.[7]
Seit der auf der EU-Ebene initiierten Liberalisierung hat sich der Elektrizitätsbereich verändert. So konnten in der ersten Phase rasch Anfangserfolge in Form von verminderten Energiepreisen und neuen Anbietern entlang der gesamten Wertschöpfungskette verzeichnet werden. Diese Veränderungsdynamik hat mittlerweile sichtlich an Fahrt verloren. Hohe Überkapazitäten bei den etablierten Produzenten und das geringe Marktwachstum hatten zur Folge, dass ein Verdrängungswettbewerb auf horizontaler Ebene einsetzte. In der Konsequenz schieden v.a. neue Wettbewerber aus dem Markt aus, die traditionellen Verbundunternehmen sicherten sich dagegen die Marktanteile. (Leuschner, 2007: 72) Die Preise für Strom(synonym: elektrische Energie, Elektrizität)stiegen seither kontinuierlich an und erreichen mittlerweile inflationsbereinigt dasselbe Niveau wie vor der Liberalisierung. Diese Entwicklung veranlasste zahlreiche Kritiker, Forderungen nach weitreichenderen Maßnahmen zur Öffnung der Märkte aufzustellen, um auf diese Weise den Wettbewerb auf nationaler und EU-Ebene voranzutreiben (Hirschhausen 2005: 1ff.; Schwintowski et. al., 2006: 195ff.; Krawinkel, 2006: 1). Interessenverbände, Verbraucherschützer, nationale politische Akteure und die Europäische Kommission kritisieren dabei insbesondere, dass fehlender Wettbewerb für die aktuelle Situation verantwortlich ist. Die betroffenen Akteure führen dagegen steigende Brennstoffpreise und Abgaben an die öffentliche Hand sowie die CO2- Zertifikate[8] als Begründung an.
Der steigende Preis[9] für die Megawattstunde (MWh) hat eine enorme Breitenwirkung: Zum einen schwächt er die Binnennachfrage, „denn es ist ja nicht nur der Strompreis, der hoch ist, durch hohe Ölpreise, Gaspreise und letztendlich Strompreise erhöhen sich die Energiekosten insgesamt, und damit hat der Verbraucher weniger in der Tasche und das ist Kaufkraftverlust“ (Kemfert, 2006: 1). Zum anderen wirkt sich ein hoher Strompreis generell negativ[10] auf den Wirtschaftsstandort aus, v.a. für die Industriezweige, die sehr energieintensiv[11] arbeiten.
Die öffentliche Diskussion ist jedoch, insgesamt gesehen, relativ oberflächlich und lässt viele Interdependenzen und sich überlagernde Effekte außen vor. Statt einer fundierten Analyse, konstatiert Erdmann (2007: 1), bestimmen v.a. Schlagworte den Diskurs. Die politischen Forderungen können damit nicht nur kaum glaubwürdig unterlagert werden, sondern es besteht darüber hinaus die Gefahr, dass neue Gesetzesinitiativen die erhoffte Wirkung erneut verfehlen.
Die deutsche Politik verfolgt ihrerseits im Elektrizitätsmarkt drei zurzeit miteinander konkurrierende Ziele, die traditionell durch das Dreieck[12] Nachhaltigkeit, Sicherheit der Energieversorgung und Wettbewerbsfähigkeit dargestellt wurden.Seit der Neuregelung des EnWG von 2005 gelten zusätzlich die Ziele Energieeffizienz (möglichst günstiges Verhältnis zwischen Aufwand und Nutzen) und Verbraucherfreundlichkeit.[13] Nachhaltigkeit umfasst den gesamten Bereich des Umweltschutzes und der Umweltverträglichkeit und zählt insbesondere vor dem Hintergrund der drohenden Auswirkungen des einsetzenden Klimawandels zu den zur Zeit wohl meist diskutierten Themenkomplexen überhaupt (BMWi; BMU, 2006: 23f.). Die Sicherheit der Energieversorgung[14] ist das älteste der drei Ziele – v.a. als Produktionsmittel hat Elektrizität elementare Bedeutung, die gesamte Volkswirtschaft ist von ihr abhängig.[15] In diesem Zusammenhang muss es überraschen, dass es trotz der enormen Wichtigkeit sowie Komplexität dieses Politikfeldes seit 1973 kein strategisches Energieprogramm seitens der Bundesregierung verfasst worden ist (Paziorek, 2003: 6410).
Die Energiesicherheit als unabdingbare Konstante verstehend, wird sich vorliegende Arbeit auf das Spannungsfeld zwischen Wettbewerbsfähigkeit und Verbraucherschutz konzentrieren. Dies geschieht vor dem Hintergrund des Erfordernisses, dass ökonomisch rationelles Vorgehen nicht mehr ökologisch schädlich sein darf. Die Fragestellung lautet demnach, wie der Wettbewerb in der Strombranche selbst forciert werden kann, um über den Strompreis einen Standortvorteil zu generieren und gleichzeitig ökologisch nachhaltig zu agieren. Im Zuge der aktuellen Debatten zum Klimaschutz, des Handels mit Emissionszertifikaten, des beschlossenen Atomausstiegs[16] sowie zur internationalen stellt der dargestellte Bereich einen wesentlichen Diskussionsstrang dar. Insbesondere gilt dies im Zusammenhang mit Fragen der Konkurrenzfähigkeit deutscher Unternehmen im internationalen Wettbewerb sowie der Binnenkaufkraft der Privathaushalte. Ferner ist dieses Forschungsfeld wesentlich für die Verminderung der ökonomischen Kosten durch ökologisches Agieren, zumal sich der vormalige scheinbare Widerspruch zwischen Ökologie und Ökonomie (Bach, 2001: 1ff.) im Zuge der Klimadebatte aufhebt.
Einige Marktbeobachter befürchten, dass sich der Standort Deutschland im Bereich des Strompreisniveaus gegenüber den USA spätestens 2014 stark verschlechtern wird[17] (Vahlenkamp, 2007: 12). Gründe hierfür seien die vergleichsweise ehrgeizigen Klimaschutzziele und der Atomausstieg – bei gleichzeitig steigender Abhängigkeit u.a. von russischem Erdgas[18]. Auf Grund der Aktualität des Untersuchungsgegenstands steht die wissenschaftliche Auseinandersetzung mit dem Thema bisher allerdings noch am Anfang.
Die Beobachtung des hier skizzierten Handlungsdrucks für die deutsche Politik und der bestehenden Herausforderungen für den gesamten Sektor markiert den Ausgangspunkt der vorliegenden Analyse, in deren Zentrum die Frage steht, welche Strategie die politischen Akteure innerhalb des Zielpentagons verfolgen bzw. verfolgen sollten. Da, abgesehen vom Gesamtpaket, bereits zu jedem der übergeordneten Ziele weithin divergierende Vorstellungen und theoretische Ansätze darüber bestehen, wie diese im Einzelnen zu erreichen sind, ist es notwendig, die Forschungsfrage näher einzugrenzen.
Verschiedene Studien kommen zu dem Schluss, dass angesichts der hohen Preise ein Marktversagen im Elektrizitätssektor vorliegt (vgl. u.a. London Economics, 2007: 1ff.; Hirschhausen, 2007: 1ff.). Diese Erkenntnisse stehen in einem deutlichen Widerspruch zu den Aussagen einiger direkt involvierter Akteure: So behauptet bspw. RWE das Gegenteil (2007 (a): 1).
In der Regel wird der Strompreis als Ganzes betrachtet, jedoch sind einige Bestandteile bspw. durch Steuern und Abgaben fix, andere wiederum natürlichen Schwankungen, etwa dem Wetter, unterworfen. Diese beiden Kostenbestandteile sind somit politisch gewollt oder sind Folgen höherer Gewalt, es bleibt allerdings der Bereich der Erzeugung und Übertragung. Eingrenzend ist daher zu fragen: Inwieweit liegt im deutschen Elektrizitätssektor in diesem Bereich ein Marktversagen im Sinne von überhöhten Preisen vor und was sind die Schlussfolgerungen daraus? Andererseits wird im Zuge der Dezentralisierung und Europäisierung der Stromnetze eine fundamentale Veränderung der Netzstruktur, verbunden mit erheblichem Investitionsaufwand, unumgänglich sein. Das Erkenntnisinteresse soll daher auf der enger geführten Frage liegen:
Welche Handlungsoptionen haben im Falle des Marktversagens die politischen Akteure, mit einer Rahmenregulierung zum einen mehr Wettbewerb zu schaffen, um Verbraucher und verbrauchende Unternehmen langfristig zu entlasten und zum anderen den Ausbau der Netze mit nachhaltigem Fokus zu forcieren?
Dabei vertritt der Autor folgende These: Liegt ein Marktversagen in diesem Bereich vor, dann führt das für den genannten beeinflussbaren Bereich des Preises zu einer Überhöhung, was unmittelbar mit der marktbeherrschenden Stellung einiger Akteure und ihrem Einfluss auf das Leitungsnetz zusammenhängt. Mit anderen Worten: Ceteris paribus müsste der Preis sinken, wenn die Verfügungsmacht der entscheidenden Energieversorger auf die Durchleitungsnetze schwindet. Des Weiteren haben die Marktakteure, bedingt durch die hohen Investitionskosten und eher schwachen, langfristigen Renditen, kein Interesse an einem weiteren Netzausbau. Erneut ist ceteris paribus zu unterstellen, dass sich Preis und Netzstruktur durch eine strengere ordnungspolitisch ausgestaltete Regulierung verändern müssten. Ist diese Frage geklärt, ist, über das Erkenntnisinteresse hinaus, zu fragen, (1) welche strategische technische Vision den ordnungspolitischen Rahmen bestimmen soll und (2) mit welchen Instrumenten die Funktionsfähigkeit des Marktes auf der einen Seite bei gleichzeitiger Verfolgung der Zukunftsfähigkeit durch die Bedingungen aus (1) auf der anderen Seite erreicht werden kann.
Diese Arbeit möchte zur Klärung des skizzierten und sich ständig weiterentwickelnden Problemfeldes beitragen. Zwar wurden Teilbereiche des vorliegenden Analysegegenstands bereits von verschiedenen Autoren untersucht (vgl. u.a. Hirschhausen et al., 2007; Ehlers et al., 2007), jedoch fehlt es an einer kritischen Zusammenführung der bisher erzielten wissenschaftlichen Erkenntnisse. Gerade im Hinblick auf die bereits skizzierten nationalen und globalen Herausforderungen erscheint jedoch eine Aggregierung des vorhandenen Wissens zwingend notwendig. Ferner wurde bislang nach Kenntnis des Autors nicht eindeutig herausgearbeitet, (1) welche Teile des Elektrizitätspreises durch einen weitergehenden Wettbewerb beeinflusst werden können und auch sollen (Frage des Zieles und der Mittel) und welche nicht und (2) welche langfristigen ordnungspolitischen Entscheidungen notwendig sind, um die aufkommenden Herausforderungen im Kontext des Atomausstieges, der CO2- Reduktionen und Energieabhängigkeit bewältigen zu können. Sowohl z.T. in der wissenschaftlichen Auseinandersetzung, v.a. aber in der politischen Diskussion wurde bislang vernachlässigt, welche Preisbestandteile – bei gleichzeitig nicht außer Acht zu lassender Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit – als abhängige Variable des Stromwettbewerbs zu betrachten sind. Zur Berücksichtigung der aktuellen Entwicklungen greift die Arbeit auf durchgeführte Interviews[19] des Autors mit verschiedenen Akteuren der Energiewirtschaft, der Politik und Interessenvertretern der Nachfragerseite zurück. Die wissenschaftliche und politische Relevanz ist als hoch einzuschätzen, da die möglichst preiswerte Verfügbarkeit des Ausnahmegutes elektrische Energie unmittelbar eine Steigerung der Wohlfahrt zur Folge hat und zugleich die ökonomischen Strukturen mit den ökologischen Forderungen konvergieren müssen.
Um den hier skizzierten Analysebeitrag leisten zu können, geht die vorliegende Untersuchung folgendermaßen vor: In Teil A werden die theoretischen und konzeptionellen Grundlagen in aller Kürze dargelegt, woraufhin im zweiten, kritisch- deskriptiv gehaltenen Teil B das Fallbeispiel des deutschen Elektrizitätsmarktes vorgestellt wird. Vor dem Hintergrund der Forschungsfrage wird in Teil C1 das Konzept aus dem ersten Teil mit dem Fallbeispiel abgeglichen und eingehend untersucht, inwieweit die vermutete Hypothese zutrifft. Im Teil C2 werden darüber hinaus die relevanten Institutionen und Instrumente nach Reformmöglichkeiten analysiert und im Zuge dessen weitere Handlungsoptionen angeboten und diskutiert.
Im konzeptionellen Teil sollen die theoretischen Grundlagen für die Analyse des nachkommenden, deskriptiv vorgestellten Fallbeispieles gelegt werden. Die grundlegende Literatur ist mannigfaltig und zahlreich vorhanden, bezogen auf den Elektrizitätssektor befindet sich der Diskurs, der Aktualität geschuldet, am Beginn.
„Wenn von Deregulierung die Rede ist, so legt dies schon semantisch die Aufhebung eines bestehenden Zustands nahe, und zwar so, dass die Bestimmung von ökonomischen Verhältnissen durch gesetzliche oder ähnliche bindende Reglungen zurückgenommen wird und sich dadurch wieder die Verhältnisse herstellen, die zuvor bestanden haben oder die doch bestanden hätten, wären sie nicht durch regulierende Eingriffe verändert worden“ (Ewert, 1999: 7). In der Literatur wird eine solche Re- Naturalisierung von ökonomischen Strukturen als zielführend für eine kosteneffizientere Leistungserbringung angesehen (bspw. Streit, 2005: 4ff.; Wahl, 1998: 58ff.). Ein Teil der Literatur geht noch einen Schritt weiter und sieht generell in staatlichen Regulierungen die Basis für suboptimale Güter- und Dienstleistungsversorgungen (bspw. Kronberger Kreis, 1997: 102ff.). Ferner ist nach herrschender Meinung der Begriff „Deregulierung“ positiv besetzt, gleichsam im Sinne der Abkehr von Eingriffen, die einseitig sachfremden und egoistischen Interessen, hin zur optimalen Ausgestaltung von Strukturen und Prozessen. Diese Haltung findet naturgemäß ihre Grenzen im Elektrizitätssektor, mit seinen technisch- wirtschaftlichen Eigenheiten und seiner Determination durch das natürliche Monopol der Leitungsstruktur. Damit bedeutet Deregulierung von Netzsektoren keinesfalls, dass der Staat als regulierender Akteur vollends entfällt. Im Zuge der Weiterentwicklung von Produktivkräften wird einerseits auf Grund von moderneren Managementmodellen und andererseits vor dem Hintergrund einer disaggregierten Regulierungspolitik die Freigabe von Sektoren für den Wettbewerb angestrebt. Dieses Ziel soll bis an die Bereichsgrenze natürlicher Monopole umgesetzt werden. Zu differenzieren ist innerhalb dieser Betrachtung zwischen der Infrastruktur als solcher und den netzgebundenen Dienstleistungen: Etablierbar ist mithin der Wettbewerb in den vor- und nachgelagerten Märkten. Dagegen müssen für die netzgebundenen Dienstleistungen besondere Strukturen geschaffen werden. „Das Ergebnis der Deregulierungsprozesse besteht entgegen landläufiger Meinung im Allgemeinen nicht in einer umfassenden Liberalisierung und der schlichten Abschaffung von Rechtsnormen, sondern in einer neuartigen Mischung von Wirtschaftsfreiheit, Wettbewerb und regulativen Eingriffen“ (Basedow, 2003: 4). Die politischen Akteure stehen demzufolge vor der Aufgabe, angepasst an die ökonomisch- technischen Bedingungen des jeweiligen Marktes, moderne und effiziente Lösungen finden.
Betrachtet man einen Wirtschaftssektor, ist es notwendig, die Marktstruktur für ein Produkt zu analysieren. Sie ist grundlegend für die strategischen Möglichkeiten der Marktakteure. Erst wenn diese Konstellationen geklärt sind, kann man auf das Marktgeschehen, genauer Preis und Ausbringungsmenge, analysierend und wertend eingehen und, so denn möglich, entsprechende Handlungsoptionen für den Gesetzgeber im Rahmen einer aktiven Ordnungspolitik herausarbeiten. Entscheidend ist bei der Untersuchung, inwieweit ein Akteur Marktmacht zunächst inne hat und zudem tatsächlich ausübt.[20] Marktmacht wird dabei nach Mas-Collel et al. (1995: 383) definiert als, „Fähigkeit, Preise gewinnbringend vom wettbewerblichen Niveau zu entfernen“. Die vorliegende Arbeit wird diese Definition als Grundlage nutzen.
Verschiedene Kriterien definieren die Marktstruktur[21], etwa die Anzahl der Marktakteure. Das Optimum ist gekennzeichnet durch den so genannten vollkommenen Wettbewerb, welcher dadurch charakterisiert ist, dass eine Vielzahl von Anbietern und Nachfragern im relevanten Markt sind. Das Konzept des relevanten Marktes ist ein Kriterium im Kartellrecht, um die möglichen wettbewerbsbeschränkenden Effekte von Abreden oder Zusammenschlüssen zu beurteilen.[22] Liegt ein Polypol vor, wird im Ergebnis die maximale Wohlfahrt erreicht (Train, 1995: 12). Kein Akteur ist in der Lage, den Preis zu beeinflussen, er ist somit Preisnehmer. In Abbildung 1 wird deutlich, dass sich der markträumende Preis den Grenzkosten annähert. Diese sind definiert als die variablen Kosten der letzten produzierten Einheit.
Gestaltet sich die Marktstruktur derart, dass ein einziger Produzent die Anbieterseite dominiert, liegt ein Monopol vor. Der Monopolist kann im Unterschied zum Polypol seine Ausbringungsmenge nach eigenem Gewinnmaximierungskalkül optimieren, schadet aber damit dem Wohlfahrtsergebnis insgesamt. In der Praxis findet man selten die bisher genannten Reinformen. Häufiger treten Oligopolstrukturen auf, dementsprechend ein Markt mit wenigen Anbietern und einer Vielzahl von Nachfragern.
Quelle: In Anlehnung an: Meyer- Renschhausen, 2001: 3.
Das Gewinnoptimierungskalkül des Monopolisten gestaltet sich derart, dass er eine Mengen-Preis-Relation aussucht, bei der die Grenzproduktionskosten dem Grenzerlös entsprechen, hier Punkt „GK = GE“. Bei dem Preis pc ist die abgesetzte Menge entsprechend qc. Die Produktionsmenge qc fällt im Vergleich zum vollständigen Wettbewerb (q*) geringer und der Preis pc liegt deutlich oberhalb des Wettbewerbspreises (p*).
Bereits ein gewisser Marktanteil sichert einem Akteur die Möglichkeit, durch sein Verhalten Marktmacht auszuüben. In Abhängigkeit von verschiedenen Parametern[23] kann der Oligopolist in einer so genannten Reaktionshypothese Vermutungen darüber anstellen, wie die strategische Konkurrentenreaktion auf ein bestimmtes Verhalten ausfällt. Verschiedene Modelle beschreiben die einzelnen Phänomene, wie die von Cournot, Stackelberg und Bertrand. [24] Gemeinsam ist ihnen, dass ein direkter Zusammenhang zwischen der Anzahl der Produzenten und demzufolge der Zunahme des Wettbewerbs für die Wohlfahrt nachgewiesen wird, da die Preise sich den Grenzkosten sukzessive annähern. Die Oligopolisten wählen strategische Preis-Mengen-Kombinationen, um ihren Unternehmensgewinn zu steigern. Das Gesamtwohlfahrtsergebnis wird dabei geschmälert. Nutzt ein unternehmerischer Akteur seine Marktmacht aus, kann unter bestimmten Umständen die Europäische Gemeinschaft (EG) einschreiten: „Mit dem Gemeinsamen Markt unvereinbar und verboten ist die missbräuchliche Ausnutzung einer beherrschenden Stellung [...] durch ein oder mehrere Unternehmen [...] soweit dies dazu führen kann, den Handel zwischen Mitgliedstaaten zu beeinträchtigen“ (§ 82 EG Vertrag). Dem gegenüber können Monopole jedoch sinnvoll und staatlich gewollt sein.[25]
Die Bundesrepublik Deutschland – wie alle Staaten der EU – hat eine ordnungspolitische Grundsatzentscheidung für ein marktwirtschaftliches System getroffen. Demnach regelt der Markt über seine dezentrale Steuerung die ökonomischen Allokationen. Der Staat hat somit lediglich eine flankierende Aufgabe, er legt den Rahmen für die Marktakteure fest und schützt den Markt vor Beschränkungen. Gleichwohl existieren Bereiche, in denen auf Grund der ökonomischen Bedingungen dem Staat eine stärkere Rolle zukommt. Dies ist der Fall bei natürlichen Monopolen.
Nach Snethlage (2001: 51) gibt es drei notwendige Bedingungen für das Vorliegen eines natürlichen Monopols: (1) Ein natürliches Monopol ist dadurch gekennzeichnet, dass ein einzelner Akteur auf einem Markt effizienter handeln kann als es – entgegen dem Normalfall eines gedachten vollkommenen Marktes – mehrere Unternehmen könnten (Bonde, 2000: 18). Ursache dessen sind zum einen Größenvorteile[26], zum anderen Verbundvorteile[27]. Da es sich beim Elektrizitätssektor um einen Einproduktfall[28] handelt, der zudem homogen ist, genügen Größenvorteile. Mithin ist die kostengünstigste Versorgung über einen einzigen Netzdienstleister in einem diskreten Gebiet möglich. Aus Kostensicht lässt sich konstatieren:Einen großen Teil der Fixkosten bilden die sunk costs.[29] Gehen diese mitrelativ geringen variablen Kosten einher, entstehen natürliche Monopole. Aus formaler Sicht liegt bei der Monopolkonstellation im relevanten Bereich der Nachfrage eine subadditive Gesamtkostenfunktion[30] vor (siehe Abbildung2). Eine kostendeckende Produktion muss in diesem Falle möglich sein.
(2) Die Herstellung der Güter geht einher mit einem wesentlichen Fixkostenanteil an den gesamten Produktionskosten. „Bei Anwendung der Grenzkostenpreisregel führt dies im Wettbewerb zu Verlusten des Anbieterunternehmens, da die Stückkosten immer höher als die Grenzkosten ausfallen“ (Snethlage, 2001: 51).
(3) Eine ergänzende Bedingung ist das Vorliegen einer preiselastischen Nachfrage, d.h. kleine Preisänderungen bewirken einen Wechsel der Nachfrager auf einen anderen Anbieter, mit der Folge der Entwicklung einer „vermachteten Marktstruktur“[31] (Brandt, 1977: 81).
Quelle: Sharkey, 1968: 355.
Die AC (Produktionsdurchschnittskosten) vermindern sich bis zum Punkt Q’ und steigen in der Folge an, es liegen Größenvorteile bis zum Punkt Q’ (Ausbringungsmenge) vor. Im Falle von zwei Unternehmen im Markt ergibt sich dagegen AC2 (Kurve der Durchschnittskosten), die ihr Minimum bei 2Q’ (Ausbringungsmenge) hat. Der Bereich der Subadditivität wird durch den Schnittpunkt der beiden Durchschnittskostenkurven bei der produzierten Menge Q* definiert. Für Produktionen unterhalb der Menge Q* ist die Erzeugung durch ein Unternehmen günstiger.
Liegen diese drei Bedingungen vor, werden die Anbieter danach streben, ihre Marktanteile immer weiter auszudehnen, da dies immer weiter sinkende Stückkosten ermöglicht. Die Entwicklung zum tatsächlichen Monopol ist jedoch nicht zwangsläufig: Es besteht ferner auch die Möglichkeit des „spontan solidarischen Parallelverhaltens“ (Snethlage, 2001: 52). In beiden Prozessen der zunehmenden Konzentration ergibt sich ein nicht funktionsfähiger Markt mit seinen impliziten Suboptimalitäten.[32] In der Folge stehen drei Alternativen der staatlichen Regulierung zur Verfügung: (1) Die Verstaatlichung des Monopols, (2) Das Überführen des Leistungsbereiches in privates Eigentum, bei gleichzeitiger staatlicher Regulierung und (3) die Initiation eines Marktes mit Hilfe eines Ausschreibungsverfahrens.[33] Im Vergleich zum Wettbewerb stellt die letzte Variante hierarchisch die second- best solution dar.[34] Aus theoretischer Sicht sieht die Lösung vor, dass das Unternehmen im Ein- Güter- Fall die Preise den Durchschnittskosten gleichsetzt. Zu einem ähnlichen Schluss kommt der Clubgüter- Theorieansatz von Buchanan (ders., 1965: 1ff./ Rodi, 1996: 174. ff.), wonach Institutionen, die öffentliche Güter anbieten, genau dann optimal groß sind, wenn der Grenznutzen durch Aufnahme eines zusätzlichen Mitglieds gerade den dadurch entstehenden Grenzkosten entsprechen. Diese fiskalische Äquivalenz (catching spill- overs) fußt auf Olsons (1965: 1ff.) Postulat, dass Sektoren von öffentlichen Gütern so gestaltet werden müssen, dass Nutzergruppen und zahlende Akteure sich entsprechen. Schwintowski (2006: 195ff.) bezieht dies auf die Elektrizitätsnetze: Derjenige sollte Eigentümer eines Netzes sein „der das größte Interesse an niedrigen Netzentgelten und funktionierendem Wettbewerb hat. Das sind im Regelfall die Verbraucher.“ Die Eigentumsrechte müssten demnach ihnen übereignet werden. In jedem Falle sieht die herrschende Meinung es als erwiesen an, dass natürliche Monopole direkt oder indirekt der Kontrolle der öffentlichen Hand obliegen sollten.
Elektrischer Strom ist ein Ausnahmegut, sein Markt unterscheidet sich durch verschiedene technische und wirtschaftliche Eigenschaften von anderen (Schnabel, 1995: 88ff.). Zunächst liegt das an der Leitungsgebundenheit, d.h. elektrische Energie setzt leistungsfähige Leitungsnetze voraus. Des Weiteren ist Elektrizität aus physikalischen Gründen bislang nicht bzw. nur begrenzt speicherbar, eine Produktion „auf Lager“ ist daher nicht möglich. [35] Daraus ergibt sich, dass, anders als bei anderen Gütern, Erzeugung und Verbrauch zeitlich zusammenfallen müssen. Zudem ist Strom nicht durch ein anderes Produkt substituierbar, zumindest nicht in ausreichender Menge. Ein weiterer wesentlicher Punkt ist der hohe Festkostenanteil und die Kapitalintensität bei der Netzerrichtung.[36] Daneben muss die stete Gefahr eines Netzzusammenbruches in Einklang gebracht werden mit den erheblichen Nachfrageschwankungen, nicht nur im Tagesverlauf, sondern auch über das Jahr gesehen. Daraus ergibt sich, dass die ELTVU keinen Durchschnittswert bereitstellen können, sondern sich immer am höchsten Bedarf, zuzüglich einer Störungs- und Zuwachsreserve orientieren müssen. Hinzu kommen politische Auflagen[37], wie die umfassende Versorgungspflicht, geregelt im § 6 I EnWG. Zudem ist der Wettbewerb im Bereich der Primärenergien eingeschränkt: Elektrizität aus deutscher Steinkohle (Bundesregierung, 2007) und auch aus den Erneuerbaren Energien (EE)[38], müssen zu einem bestimmten Preis abgenommen werden, wenn auch mit politisch gewollten, unterschiedlichen Tendenzen. Hinzu kommen Auflagen für den Umweltschutz, aber auch spezielle Sicherheitsbestimmungen, die berücksichtigt werden müssen.
Quelle: In Anlehnung an: Europäische Kommission (2007 (a): 123)
Auf Grund der Abhängigkeit vom Gut Strom ist die Zahlungsbereitschaft der Verbraucher sehr hoch, so dass bei Kapazitätsengpässen[39], der letzte Kraftwerksanbieter seine Fixkosten deckt. Entsprechend stark steigen die Deckungsbeiträge der zuvor bereits liefernden Erzeuger (Abb. 3, rote Fläche), da sie den Preis des letzten zugeschalteten Kraftwerks übernehmen. Für den Markt wesentlich ist der Umstand, dass seine kurzfristige Elektrizitätsnachfrage[40] unelastisch[41] ist. Die so genannte merit order, d.h. die Angebotskurve (Abb. 4)auf einem wettbewerblichen Markt für elektrische Energie ist durch eine anfängliche geringe Steigung gekennzeichnet. Im weiteren Verlauf steigt der Graph erheblich an, genau in dem Bereich nahe an der Kapazitätsgrenze, in dem zum Spitzenlastausgleich kostspieligere Energieträger herangezogen werden müssen.
Die produzierenden Akteure haben prinzipiell zweierlei Strategiealternativen, ihren Nutzen zu mehren. Zum einen das Zurückhalten von Erzeugerkapazitäten, zum anderen das Fordern erhöhter Preise. Steigen die Angebotskurven an, kann ex post nicht beurteilt werden, welche Strategie gewählt wurde.[42]
Quelle: In Anlehnung an Stoft (2002:129)
Ferner kommt hinzu, dass verschiedene Elektrizitätsteilmärkte nebeneinander existieren und sich bedingen: Großhandelsmarkt, Endkundenmarkt[43] und Regelenergiemarkt[44]. Der Großhandel wird aufgeteilt in Grund- und Spitzenlast und ist der entscheidende Markt für die Marktmachtanalyse. „Hauptakteure auf der Anbieterseite sind Kraftwerksbesitzer und Importeure. Auf der Nachfragerseite sind v.a. Großkunden, Händler und Energieversorger tätig“ (Hirschhausen, 2007: 15).
Verschafft man sich einen Überblick über den Stand der Forschung, stellt man fest, dass v.a. im angloamerikanischen Raum der Diskurs über das Marktdesign von Elektrizitätsmärkten begonnen wurde (Green et al., 1992; Twomey et al., 2004). Das europäische Festland erreichte die wissenschaftliche Forschung mit Verzögerung, v.a. aber die Arbeit von Hirschhausen (ders. et. al., 2007) sowie eine Sektoruntersuchung der Europäischen Kommission (2007) sind bisher maßgeblich. Es ist auffällig, dass kaum eine Arbeit die einzelnen Teilmärkte zusammenfasst und auch einen Ausblick gibt auf die vor- und nachgelagerten Reformen, derer es bedarf. Ferner ist auf das bisherige Wirken des Gesetzgebers nur am Rande eingegangen worden bzw. wurden Vorschläge zur normativen Verbesserung der ordnungspolitischen Strukturen weitestgehend unterlassen. Aus diesem Umstand heraus greift diese Arbeit auf im Vorfeld durchgeführte Interviews mit Akteuren rund um den Energiesektor zurück. Aus marktstruktureller Sicht wurde v.a. der Regelenergiemarkt vernachlässigt. Dies alles ist vor dem Hintergrund zu sehen, dass seit dem 1. Juni 2007 die Aufsichtskompetenz der Bundesländer hinsichtlich der Preisgestaltung entfallen ist und dies von den Akteuren genutzt wurde, um die Preise noch einmal zu erhöhen (Brandstätter, 2007: 16). Die Aktualität der Frage und die Dringlichkeit strategischer Antworten aus ordnungspolitischer Sicht sind damit evident.
Den Anfang bildete im 19. Jahrhundert die private Gasanstalt, die mit der Beleuchtung von Straßen und Plätzen der Städte beauftragt war. Zeitlich verzögert setzte sich die Elektrizitätstechnik durch.[45] Die Gemeinden sind traditionell Eigentümer der Straßen[46] und somit waren die Gasversorger gehalten, Konzessionsverträge mit den Gemeinden abzuschließen. Auf Grund der zunehmenden Bedeutung einer sicheren Versorgung ließen die Städte die Konzessionen auslaufen, so dass sie die Energieversorger übernehmen konnten. Auf diese Weise entstanden die heute bekannten kommunalen Versorgungsstrukturen (so genannte „Stadtwerke“, siehe Abbildung 5).
Nachdem sich Wechselstrom für die Übertragung über weitere Entfernungen durchgesetzt hatte, entwickelte sich die Verbundwirtschaft und damit sukzessive das natürliche Netzmonopol.[47] Diesen insbesondere militärisch wichtigen Sektor wollten die politischen Akteure nicht vollständig in privater Hand belassen, so dass die Länder z.T. die Führung in den ELTVU übernahmen[48] – es entstanden auch „gemischtwirtschaftliche“ Unternehmen[49].
Quelle: In Anlehnung an: Lehrmann: 2001.
Diese und die Stadtwerke bildeten ein weltweit einmaliges kommunal- föderalistisches Nebeneinander, das bis heute ein Unterscheidungsmerkmal zu anderen nationalen Strommärkten ist (Rinne, 1998: 19). Die einzelnen Versorger verständigten sich nicht nur schnell auf horizontale Demarkationen, d.h. großflächige Gebietsabsprachen, sondern taten gleiches ebenso auf vertikaler Ebene; d.h. Erzeuger und Verteiler verpflichteten sich, nicht innerhalb eines Gebietes in Konkurrenz zu treten. Da dies aus kartellrechtlicher Sicht problematisch war, schuf man – im Sinne der Versorgungssicherheit – im Gesetz gegen Wettbewerbsbestimmungen eine Ausnahme, mit dem staatlich intendierten Ergebnis präziser und stabiler Versorgungsgebiete. Diese Privilegierung „zog eine Versorgung- bzw. Anschlusspflicht[50] nach sich“ (Pfaffenberger, 1999: 9).
Das von den Nationalsozialisten zur Vorbereitung der Kriegswirtschaft bereits 1935 erlassene Energiewirtschaftsgesetz bildete bis 1998 nahezu unverändert den Ordnungsrahmen für den raschen Aufbau der Energiewirtschaft.[51] Diverse Energieprogramme und Fortschreibungen des EnWG begleiteten die Entwicklung der Branche mit alternierenden Zielen: Energieeffizienz, verminderte Energieabhängigkeit, Umweltverträglichkeit. Im EnWG wurde den Kommunen zur Sicherstellung der Energieversorgung innerhalb der im Grundgesetz verankerten Daseinsvorsorge (Art. 28 II GG) eine wesentliche Rolle zugedacht.[52] Das Gesetz definiert zum einen die grundlegenden Begriffe (bspw. Energieversogungsunternehmen [EVU], Energieanlage etc.), zum anderen weist es dem Staat weitreichende Aufsichtsbefugnisse[53] im Rahmen der Ziele des EnWG zu. „Von Anfang an waren die EVU von den Zielsetzungen und Vorgaben der öffentlichen Hand abhängig“ (Müller, 2001: 51). Dieser „konservierende Ordnungsrahmen“ blieb im Gegensatz zu der sich fortentwickelnden Technik stabil, dergestalt, dass dies „von vielen als eine Art Naturzustand angesehen wurde“ (Pfaffenberger et al., 1999: 10).[54]
Im Status quo ante agierten in der Stromversorgung, auf allen Ebenen zusammengefasst, etwa 1000 Unternehmen. Beim überregionalen Verbundsystem dominierten jedoch lediglich acht Unternehmen die Branche, sie deckten den weiträumigen Stromtransport im Höchstspannungsnetz ab und betrieben 80% der Großkraftwerke. Die übrigen Stromversorger, meist lokale ELTVU und kommunale Stadtwerke, konzentrierten sich auf überschaubare, meist ländliche Gebiete. Auch an diesen waren die großen Unternehmen[55] über Personal- und Kapitalverflechtungen beteiligt, was den Konzentrationsgrad der Branche weiter erhöhte (Traube et al., 1996: 17ff.).
„Bis 1998 gab es keine direkte Konkurrenz, es bestand die Wahl zwischen Eigenerzeugung [56] oder dem Bezug von seinem zuständigen [Energie-] Versorgungsunternehmen.“ (Schiffer, 1999: 251). Bis dahin galt die Logik des EnWG, dass die deutschen Strommonopole gesetzlich abgesichert werden mussten, um „volkswirtschaftsschädliche [sic!] Auswirkungen des Wettbewerbs zu verhindern“[57]. Einige europäische Staaten, wie Großbritannien oder Schweden, hatten bereits Reformen im Stromsektor vorangetrieben (BKartA, 2002: 11). Auf europäischer Ebene übernahm man die Erkenntnis, dass „entgegen früherer Ansicht, die Elektrizitätsversorgung zwar in einzelnen Bereichen, nicht jedoch in ihrer Gesamtheit, ein natürliches Monopol[58] darstellt“ (Fritz et al., 2001: 7). Verbunden mit dem Ziel der EU, bis 2010 den „leistungsstärksten und sichersten Binnenmarkt mit der dynamischsten Wettbewerbsfähigkeit zu schaffen“ (Europäische Kommission, 2004: 1ff.), bestand folglich Handlungsbedarf.
Die Stromwirtschaft hatte sich auf mehreren Verbandsebenen organisiert.[59] Diese Verbände regelten, in Absprache mit starken Nachfragern (bspw. dem Verband der industriellen Kraftwirtschaft), über Jahrzehnte in umfassenden Regulierungsstrukturen die entscheidenden Organisations- und Planungsleistungen. Obgleich der öffentlichen Hand durch das EnWG die ordnungspolitische Rahmenkompetenz zugewiesen wurde, waren die „öffentlichen Regulierungsinstitutionen [...] wenig entwickelt. [...] In die eigentliche Operation des Elektrizitätssystems reichten die öffentlichen Regelungskompetenzen trotz formaler Aufsichtsbefugnis nicht hinein“ stellt Voß fest (2000: 232f.) und nennt dieses System drastisch „quasi- feudale Selbstverwaltung“. Die mannigfaltigen bilateralen Beziehungen zwischen den ELTVU bildeten ein dichtes Netz an privatrechtlichen Verträgen zur Abgrenzung der Versorgungsgebiete, der Marktanteile und zur detaillierten Regelung der technischen und elektrizitätswirtschaftlichen Kooperation.
Dass die Liberalisierungsdebatte nicht schon Anfang der 1990er Jahre erste Ergebnisse zu Tage förderte, lag an den institutionellen Strukturen und dem starken politischen Einfluss der Stromkonzerne (Deregulierungskommission, 1991: 78).[60] Das Bundesumweltministerium (BMU) plante 1992, nahezu gleichzeitig mit anderen Ländern der EU, eine eigentumsrechtliche Entflechtung der Stromnetze (Bohne, 1995: 34). Dieses window of opportunity wurde unglücklicherweise nicht genutzt: Die betroffenen Akteure drohten vor dem Hintergrund der verfassungsrechtlichen Garantie des Eigentums mit Entschädigungsforderungen (Voß, 2005: 237.).
Der Vertrag über die Europäische Gemeinschaft für Kohle und Stahl (1951), der Vertrag zur Europäischen Atomgemeinschaft (1957) und die Richtlinien zur Gewährung von Preistransparenz und zum Transit elektrischer Energie (1990) schufen die Basis für die Liberalisierung: Die EU-Energieminister einigten sich 1996 auf die Elektrizitätsrichtlinie 96/92/EG, die den „Paradigmenwechsel in der Energieversorgung“ (Pfaffenberger et al., 1999: 9) einleitete. Diese bildete den normativen Rahmen und zeichnete sich durch einen großen Gestaltungsspielraum für die EU-Mitgliedsländer aus, was die unterschiedlichen nationalen Ausgangslagen berücksichtigte.[61] Die Mittelwahl war demnach für alle Staaten frei, das verpflichtende Ziel jedoch gleich: Die „Transformation eines staatlich regulierten Systems in einen dynamischen Wettbewerbsmarkt“ (Apfel, 2001: 1). In der Richtlinie[62] heißt es allgemeiner: „Die Verwirklichung eines wettbewerbsorientierten Elektrizitätsmarkts ist ein wichtiger Schritt zur Vollendung des Energiebinnenmarktes“ (Richtlinie 96/92/EG).[63]
[1] Ziel der EU-Kommission ist eine Konvergenz, die nach Art. 2 des Gemeinschaftsvertrages den „wirtschaftlichen und sozialen Zusammenhalt und die Solidarität zwischen den Mitgliedsstaaten“ fördern soll (vgl. ferner Faross, 2003: 33).
[2] Art. 14, 23-31 EG- Vertrag. Bereits 1969 hatte die Europäische Wirtschaftsgemeinschaft (EWG) beschlossen, eine ökonomische Integration der Mitgliedsländer zu verwirklichen, mit dem Ziel des Gemeinsamen Binnenmarktes.
[3] Die Europäische Kommission ist durch ihre Kompetenzen (Art. 211 ff. EGV: Initiativrecht und Umsetzungskontrolle der Rechtsakte, „Hüterin der Verträge“, zusammen mit dem Europäischen Gerichtshof und Vertreterin der EG auf internationaler Ebene) wesentlicher Impulsgeber des Liberalisierungsprozesses („Motor der Integration“).
[4] Vergleichbar waren jedoch die Sektoren Post, Telekommunikation, Gas, Schienenverkehr oder Wasser.
[5] 20.06.1996: Einigung der nationalen Energieminister zur EU-Elektrizitätsrichtlinie; 25.07.1996: Ministerratsverabschiedung; 19.02.1997: In-Kraft-Treten, 1998 erfolgte die Umsetzung in Deutschland mit einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und 2005 mit dem Zweiten Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts weiter novelliert.
[6] Darüber hinaus sind Strom und Gas nur bedingt, etwa im Punkt Leitungsgebundenheit, vergleichbar: Strom wird von einer Vielzahl von Produzenten, an mannigfaltigen Standorten aus einer Fülle von Primärträgern erzeugt und ist im Bereich von Kraft und Beleuchtung nicht ersetzbar, während Gas auf dem Wärmemarkt mit anderen Energieträgern in Konkurrenz steht. Die Stromwirtschaft verfügt über Überkapazitäten, ferner ist Elektrizität ein homogenes Gut – beides Differenzierungskriterien zum Gassektor.
[7] D.h. auch die darüber hinaus verwandten Sektoren für Kohle, Erdöl etc. werden nicht weiter berücksichtigt, ebenso wenig, wie die industrielle Eigenversorgung und die Stromversorgung der Deutschen Bahn AG.
[8] Als Resultat des Kyoto- Abkommens und des EU-Emissionszertifikatshandels.
[9] Für Haushaltskunden: 41,76 € (1998) und 56,76 € (2006). Unbenommen spezifischer Verträge und abweichender gesetzlichen Regelungen für Industriekunden ist diese Branche stark belastet.
[10] Obgleich über den Zeitmaßstab eine Entkoppelung des Wirtschaftswachstums vom Stromverbrauch zu erkennen ist (Ksoll, 2003: 23). Gründe hierfür sind sowohl der gestiegene Anteil des Dienstleistungssektors am BIP, im Vergleich zur Industrie, als auch die gestiegene Energieeffizienz.
[11] Dazu gehören, u.a.: Chemie-, Kupfer-, Aluminium-, Stahl-, Zement-, Glas-, und Papierindustrie.
[12] Abgeleitet vom EnWG, welches die Zielsetzung einer „möglichst sichere[n], preisgünstige[n], verbraucherfreundliche[n], effiziente[n] und umweltverträgliche[n] leitungsgebundene[n] Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas“ (§ 1 Abs. 1 EnWG) hat.
[13] Das Ausnahmegut Strom, was jahrzehntelang vom selben Versorger geliefert wurde, welches als Produkt homogen ist, steht erst am Anfang, vom Kunden als normales Verbrauchsprodukt angesehen zu werden: Der Kunde wird nur sukzessive sensibel, im Zuge des einsetzenden Wettbewerbs.
[14] Beispiele für Netzzusammenbrüche („Blackouts“): Im US- Staat Kalifornien kam es im Jahr 2000 zu einem Netzzusammenbruch, auf Grund von künstlich herbeigeführter Stromknappheit, um die Preise zu treiben („Enron - Fall“). Im November 2005 kam es in Teilen Nordrhein-Westfalens und Niedersachsens zu einem Stromausfall. 250.000 Menschen waren betroffen, einige von ihnen drei Tage lang ohne elektrische Energie. Im November 2006 brach das Netz zusammen, als zeitweilig eine Hochspannungsleitung, welche die Ems querte, abgeschaltet werden musste, zur planmäßigen Ausschiffung eines Kreuzfahrtschiffes. Teile Deutschlands, Frankreichs, Belgiens, Italiens, Österreichs, Spaniens waren 120 Minuten ohne Strom, auch in Marokko waren die Auswirkungen spürbar (Schmitt, 2006:1).
[15] Nicht nur die energieintensiven Industrien sind davon betroffen. V.a. auch kleinere und mittlere Unternehmen werden finanziell erheblich belastet.
[16] Atomgesetznovelle vom 22. April 2002 (BGBl. I S. 1351).
[17] „Zudem werde Europa den Wettbewerbsvorteil niedriger Strompreise ‚spätestens 2014 an die USA verloren haben’.“ (Vahlenkamp, 2007: 12). Es ist dabei zu berücksichtigen, dass die Strompreise zwischen den einzelnen US- Bundesstaaten divergieren.
[18] Laut Vahlenkamp (2007: 12) wird sich der Anteil von Gaskraftwerken in Europa von heute ca. 23 auf 44% im Jahre 2020 fast verdoppeln. Nach Semkat (2007:5) muss die EU 2030 mehr als vier Fünftel des Gases importieren.
[19] Im Zeitraum Januar – April 2007, siehe Quellenverzeichnis.
[20] Nicht immer hat ein Akteur Interesse daran, seine Marktmacht in vollem Maße auszunutzen: Etwaige einschränkende Maßnahmen eines Regulierers oder der Eintritt eines neuen Akteurs, der die hohen Preise unterbietet, könnten die Position des Unternehmens beeinträchtigen.
[21] Das Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) macht den Tatbestand der Marktbeherrschung an der Marktstruktur fest und nicht am tatsächlichen Marktverhalten oder den Marktergebnissen. Entscheidend ist damit die Möglichkeit, da langfristig abgestimmtes Verhalten als Normalfall anzusehen ist.
[22] Die Definition des relevanten Marktes ist dabei wesentlich: Vereinfacht dargestellt kann ein Anbieter eines bestimmten Obstes auf dem konkreten Obstmarkt als marktbeherrschend eingestuft werden, auf dem gesamten Früchtemarkt jedoch nicht.
[23] Das sind im Einzelnen: Länge der Periode (eine, mehrere, offenes oder begrenztes Ende), Verhalten (kooperativ oder nicht), Produktart (homogen oder heterogen) und Aktion (Preis- oder Mengenänderung).
[24] Auf Grund des begrenzten Rahmens der Arbeit wird auf detailliertere Ausführungen an dieser Stelle verzichtet und auf weiterführende Literatur verwiesen: Beckman (2003: 27ff.), Damjanovic (ders. et al., 2005: 1ff.).
[25] Der Staat kann bspw. das Ziel haben, allen Bürgern und allen Wirtschaftsakteuren ein wesentliches Wirtschaftsgut zu einem bezahlbaren Preis zu bieten und die Energieversorgungssicherheit zu gewährleisten.
[26] Englisch: e conomies of scale. Größenvorteile treten auf, wenn eine proportionale Erhöhung der Produktionsinputfaktoren zu einer überproportionalen Steigerung der Outputfaktoren führt (Losch, 1996: 21).
[27] Englisch: economies of scope (Losch, 1996: 21), darunter werden die qualitativen Auswirkungen einzelner Transaktionsaktivitäten auf die Nutzungsfunktionen Marktteilnehmer verstanden d.h., dass trotz zunehmender Vielfalt der Produkte Kostenvorteile realisiert werden können.
[28] Da die Erzeugungsarten differieren, ist es dennoch möglich, Strom als Marke zu etablieren, bspw. als Elektrizität aus Erneuerbaren Energien.
[29] Das sind Kosten, die „versunken“ sind und nicht wieder zu Geld gemacht werden können, da sie zu spezifisch sind, wie bspw. Stromleitungen.
[30] Es gilt im Falle des natürlichen Monopols nach dem Konzept der Subadditivität der Kosten, dass bei monopolistischem Angebot die Gesamtproduktionskosten geringer ausfallen, als im Falle von mehreren Akteuren auf dem Markt (Bonde, 2002: 11).
[31] D.h. Monopole lassen sich begründen und es bestehen gleichzeitig hohe technische, nicht zu beseitigende Marktzutrittsschranken (Snethlage, 2001: 75).
[32] John St. Mill kennzeichnete 1848 erstmalig öffentliche Versorgungsunternehmen als mögliche natürliche Monopole, Henry C. Adams schlussfolgerte daraus die Notwendigkeit von Regulierungen, (Spelthahn, 1994: 43).
[33] In diesem Falle wird das befristete Recht ausgeschrieben, den monopolistischen Markt zu bedienen. Dies geschieht unter Auflagen, etwa der Einhaltung eines Preisniveaus und einer Mindestreinvestitionssumme zur Erhaltung der Leitungsstruktur.
[34] Die first best solution generiert das Wohlfahrtsoptimum, da der Marktpreis den Grenzkosten entspricht. Liegen die Durchschnittskosten nicht über den Grenzkosten, produziert das Unternehmen nicht kostendeckend. Ordnungspolitische Lösungsansätze sind zum einen Subventionen oder die Verstaatlichung des Anbieters. Das Konzept geht auf Frank Plumpton Ramsey zurück.
[35] Elektrizität muss zur Speicherung zunächst häufig in eine andere Energieform umgewandelt werden,. in potentielle Energie (bspw. Pumpspeicherkraftwerke), chemische Energie (z.B. Batterien oder auch zur Herstellung von Wasserstoff- per Elektrolyse) oder elastische Energie (Lagerung im Kavernenspeicher) etc.. Regelmäßig problematisch sind auftretende Energieverluste.
[36] Der Fixkostenanteil wird nach Schnabel (1995: 88ff.) bei einem Durchschnittsverbraucher auf die Hälfte der Kosten taxiert. Allgemein geht man von 70% aus. Mithin ist der Großteil der Stromkosten verbrauchsunabhängig.
[37] Regelmäßig wird von den Betroffenen mit dem Argument der verminderten Wettbewerbsfähigkeit ggü. anderen EU-Staaten die Existenz mancher staatlicher Belastungen in Frage gestellt (VDEW, 2007: 1).
[38] Verankert im Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien, abgekürzt EEG, ursprüngliche Fassung vom: 29. März 2000 (BGBl. I: 305).
[39] D.h., wenn die Nachfrage das Angebot übersteigt
[40] Langfristige Grenzkostenpreise lassen sich nach Hirschhausen (2007: 10) nur dann durchsetzen, wenn alle Anbieter sich an diese halten. Bietet jemand zu kurzfristigen Grenzkostenpreisen oder hat ein Anbieter Überkapazitäten, sind Preise zu langfristigen Grenzkosten nicht denkbar.
[41] Die Marktmachtausübung führt zu einer Reduktion der Nachfrage, die jedoch schwächer ist als das zurückgehaltene Quantum.
[42] Der marginale Anbieter, also das Kraftwerk, das noch zugeschaltet werden muss, ist nicht zwingend der Akteur, der die Marktmacht ausübt. Dies kann vernachlässigt werden, da alle Marktteilnehmer weitestgehend Kenntnis über die Kraftwerksstrukturen innerhalb der Branche haben. Aus Wissen über die Kostenstrukturen lassen sich jedoch finanzielle Strategien schwerer umsetzen, als ein Zurückhalten der Menge.
[43] Akteure sind hier kleinere gewerbliche und industrielle Kunden auf Nachfrageseite. Sie können nur unter schwierigen Voraussetzungen auf den Großhandelsmarkt ausweichen und daher wird dieser Markt hier nicht weiter berücksichtigt.
[44] Um die Stabilität der Netze zu gewährleisten, ist als Korrektiv die so genannte Regelenergie erforderlich.
[45] Diese erfolgte erst mit dem Ausbau der Straßenbahnen. Durch die konstante Stromabnahme konnten Degressionseffekte erzielt werden, der die Stromproduktion wirtschaftlich machte.
[46] Das so genannte Wegemonopol (siehe Teil B und C). Ausnahme bilden heute die Bundesstraßen.
[47] Die Pionierleistung erbrachten in diesem Bereich die Rheinisch- Westfälischen Elektrizitätswerke (RWE). Sie erkannte als erste die ökonomischen Vorteile dieser neuen Technik, gegenüber dem Gleichstrom.
[48] Daher die zwischenzeitlichen Länderbezeichnungen für diese Werke: Bayernwerk, Badenwerk, Preussag. Die für die 1920er Jahre angestrebte Verstaatlichung auf Reichsebene wurde verworfen, da sonst die Erhöhung des Staatsvermögens die Reparationsmasse des Versailler Vertrages vermehrt hätte.
[49] Bspw. RWE: Staat und Privatwirtschaft arbeiteten zusammen.
[50] Diese sah vor, dass die EVU jedermann zu allgemeinen Bedingungen an das Stromnetz anschließt.
[51] Daneben waren folgende Normen wesentlich: Bundestarifordnung Elektrizität (BTOElt) für die Grundsätze der Preiskalkulation, die Allgemeine Verordnung über Versorgungsbedingungen für die Belieferung mit Elektrizität aus dem Niederspannungsnetz (AVBEltV) sowie die Gemeindeordnungen, zuzüglich der später genauer beschriebenen Gesetzgebung für den Aufbau der EE.
[52] In der DDR wurde einer zentralistischen Struktur der Vorzug gegeben, die kommunale Versorgungsstruktur wurde mit dem Beitritt zur Bundesrepublik Deutschland jedoch wieder hergestellt.
[53] Diese Energieaufsicht umfasste bis 1998 die Investitions-, Betriebsaufnahmegenehmigungs-, Preis- und die Betriebsunterlassungsaufsicht gemäß der Ziele des EnWG.
[54] In dieser Arbeit muss auf eine Gesamtdarstellung der die Elektrizitätswirtschaft tangierenden Vorschriften, zumal auf ihre Modifikation über den Zeitverlauf, verzichtet werden. Dies würde in Anbetracht der Aufgabenstellung zu weit führen, es werden daher nur die wichtigsten Normen genannt.
[55] Die Vorgängerunternehmen von E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW.
[56] Auf Grund der Kostendegression (Skaleneffekte), war dies nur Großunternehmen, wie z.B. der Deutschen Bahn AG (genauer: DB Energie), möglich.
[57] So die Präambel des EnWG von 1935.
[58] Auch andere Bereiche waren durch ein natürliches Monopol geprägt und somit besonders geschützt: Für die Sektoren Post (1998), Telekommunikation (1996), Gas (1998), Schienenverkehr(1991) wurden ebenso, wenn auch mit unterschiedlichen Reformdynamiken, Richtlinien für eine wettbewerbsorientierte Reform erlassen. Beim Wassersektor ist man indes noch zögerlich, die gemeinsame Netznutzung gestaltet sich hier problematisch. Im Allgemeinen gilt: Netzliberalisierungen waren und sind stark von den technisch- physikalischen Eigenschaften des zu transportierenden Gutes abhängig.
[59] Genauer in der Deutschen Verbundgesellschaft (DVG), der Arbeitgemeinschaft der regionalen Energieversorger, (ARE), dem Verband kommunaler Unternehmen (VKU). Dem übergeordnet war die Vereinigung deutscher Elektrizitätswerke (VDEW, heute Verband der Elektrizitätswirtschaft), ferner in entsprechenden Fachebenen beim Bund der Deutschen Industrie (BDI).
[60] Siehe Exkurs „Verknüpfung der Energiewirtschaft mit der Politik und ihr Einfluss“ in Teil C.
[61] Einige Länder hatten z.T. angefangen, die Strommärkte zu liberalisieren und erfüllten mithin ohne weiteres Zutun die Richtlinie. Andere, Frankreich etwa, hatten nur einen einzigen staatlichen Anbieter. Gerade Deutschland mit seiner besonderen Gebietsstruktur hatte damit einen anderen Ausgangspunkt.
[62] Richtlinie des Europäischen Parlamentes und des Rates. Bis dato galten für diesen Bereich lediglich die Binnenmarktrichtlinien für grenzüberschreitende Stromtransite.
[63] Ziel ist demnach abgrenzend nicht die Konkurrenz einer Vielzahl nationaler Märkte untereinander.
V84806
9783638043168
9783640870943
Elektrizitätssektor Liberalisierungsprozess
Eike Arnold, 2007, Der deutsche Elektrizitätssektor im Liberalisierungsprozess, München, GRIN Verlag, http://www.grin.com/de/e-book/84806/der-deutsche-elektrizitaetssektor-im-liberalisierungsprozess