Inhaltsverzeichnis

  Inhaltsverzeichnis  

  Inhaltsverzeichnis  I

  Verzeichnis der Abbildungen und Tabellen  III

  Abkürzungsverzeichnis.  IV

1  Einleitung.  1

2  Institutionelle Rahmenbedingungen auf dem europäischen  

  Gasmarkt  2

2.1  EU-Richtlinie zum Energiebinnenmarkt bei Erdgas  4

2.2  Synoptischer Vergleich der Umsetzung in den EU-  

  Mitgliedstaaten  10

2.2.1  Gesetze und Ausführungsbestimmungen in den Mitgliedsstaaten  

   10

2.2.1.1  Erfolgte gesetzliche Regelungen  10

2.2.1.2  Noch zu erlassende gesetzliche Regelungen  11

2.2.1.2.1  Belgien  12

2.2.1.2.2  Spanien  12

2.2.1.2.3  Italien  13

2.2.1.2.4  Frankreich.  14

2.2.1.3  Resümee der gesetzlichen Regelungen  15

2.2.2  Umsetzung der Kernpunkte der Richtlinie  15

2.2.2.1  Marktöffnung  15

2.2.2.2  Netzzugang  16

2.2.2.3  Gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen  17

2.2.2.4  Unbundling  17

2.2.2.5  Reziprozität  18

2.2.2.6  Resümee der Umsetzung der Kernpunkte  18

3  Unternehmensstrategien der Main Player  18

3.1  Deutschland  19

3.2  Frankreich  22

3.3  Italien  25

3.4  Spanien  27

3.5  Grossbritanien  29

3.6  Belgien  32

3.7  Niederlande  35

I

4  Vergleich und Bewertung  39

4.1  Unternehmenskultur und Schwachstellenanalyse  43

4.2  Unternehmensziele und strategische Neuausrichtung  44

4.3  Stärkere Kundenorientierung und Kundennähe  45

4.4  Kundenportfolio und Kundenfokussierung  46

4.5  Dienstleistungen und Service  46

4.6  Kooperation und Fusion  47

4.7  Investition und Finanzierung  49

4.8  Beispiele der Umsetzungsversuche  50

4.8.1  Ruhrgas  50

4.8.2  Gas Natural  55

5  Zusammenfassung.  57

  Literatur- oder Quellenverzeichnis.  i

  Ehrenwörtliche Erklärung  v

II

Abbildung 1 (S.41): Quelle: Schuppe; Nolden (1999), S. 48.

Abbildung 2 (S.42): Quelle: Schuppe; Nolden (1999), S. 49.

Abbildung 3 (S.43): Quelle: www.datamonitor.co.uk (2000).

Tabelle 1 (S.8): Quelle: Enzmann (2000), S.5.

Tabelle 2 (S.19): Quelle: Milner (1998), S.73.

Tabelle 3 (S.22): Quelle: Milner (1998), S.68.

Tabelle 4 (S.24): Quelle: Milner (1998), S.86.

Tabelle 5 (S.26): Quelle: Milner (1998), S.100.

Tabelle 6 (S.29): Quelle: Milner (1998), S.109.

Tabelle 7 (S.31): Quelle: Milner (1998), S.54.

Tabelle 8 (S.35): Quelle: Milner (1998), S.91.

III

Aufl. = Auflage Art. = Artikel Bd. = Band bzw. = beziehungsweise cbm= Kubikmeter d.h. = das heisst Dok. = Dokument EU = Europäische Union f. = (die) folgende ff. = (die) folgenden Forts. = Fortsetzung Hrsg. = Herausgeber Jg. = Jahrgang max. = maximal Mio. = Millionen Mrd. = Milliarden o.J. = ohne Jahresangabe o.V. = ohne Verfasserangabe p.a. = per annum (pro Jahr) S. = Seite Sp. = Spalte TWh = Terrawattstunden Verf. = Verfasser Verl. = Verlag Vgl. = vergleiche Vol. = Volume (Band)

IV

1 Einleitung

Die Liberalisierung des europäischen Erdgasmarktes bringt für die Unternehmen von Grund auf neue Rahmenbedingungen. Wie im Telekommunikationsmarkt und im Strommarkt in den letzten Jahren nach der Liberalisierung beobachtet werden konnte, werden die Unternehmen gezwungen, sich ihren Platz in einem neuen, wettbewerblich organisierten Markt gegenüber alter und neuer Konkurrenz zu sichern und auszubauen.

Das Umfeld in der Energiewirtschaft ist noch nie einem so rapiden und grundlegenden Wandel unterworfen gewesen wie zur Zeit. Die Ursachen sind vielfältig. Es lassen sich jedoch zwei Haupteinflussbereiche herauskristallisieren. Auf der einen Seite setzen die

Liberalisierungsanstrengungen in Europa (EU-Binnenmarkt-Richtlinien für Elektrizität und Gas) einen neuen Ordnungsrahmen, der alle bisherigen Erfahrungen auf den Energiemärkten in Frage stellt und gleichzeitig die wohl größte Herausforderung für alle Akteure im In- und Ausland ist. Auf der anderen Seite ist ein eher schleichender und deshalb oft übersehener Wandel des Energiesektors von einem Verkäufer- zu einem Käufermarkt zu beobachten. Auch die damit einhergehenden Implikationen sollten keineswegs unterschätzt werden.

Für die Energieversorgungsunternehmen macht das zeitliche Zusammentreffen von liberalisierungsbedingtem, neuen Ordnungsrahmen und marktgetriebener Veränderung der Kräfteverhältnisse auf den Energiemärkten ein grundsätzliches Überdenken ihrer bisherigen Rolle und Funktion dringend erforderlich. Die Auswirkungen der Liberalisierung sind vielschichtig. Gleichwohl lässt sich die ganze Tragweite der liberalisierungsbedingt angestoßenen Veränderungen heute erst in

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Umrissen erahnen. Vieles hängt von dem Verhalten und Veränderungswillen der bisherigen Marktakteure sowie dem Aufkommen neuer Wettbewerber ab. Nach über zwei Dekaden zähen Ringens über den richtigen Weg für eine Neuordnung der leitungsgebundenen Energiewirtschaft brechen für die Akteure auf den Strom- und Gasmärkten infolge der jüngsten Liberalisierungsschritte nun aber völlig neue Zeiten an.

Der Zustand des europäischen Gasmarktes vor der Liberalisierung lässt sich wie folgt beschreiben: Wenige große Abnehmer auf der einen Seite stehen wenigen großen Anbietern auf der anderen Seite gegenüber, eigentlich eine klassische Oligopol Situation, nur mit dem Unterschied der staatlichen Aufsicht und Kontrolle. 2 3

Ausgangspunkt für die Liberalisierung der leitungsgebundenen Energiewirtschaft auf europäischer Ebene und damit mehr Wettbewerb in der leitungsgebundenen Energiewirtschaft ist ein grundlegender Umdenkprozess, der nicht nur in Europa, sondern weltweit zu beobachten ist. Jahrzehntelang galt die These vom Vorliegen natürlicher Monopole in der Versorgungswirtschaft als unantastbar. Eingeleitet wurde der Umdenkprozess von Seiten der Wissenschaft, deren Kritik das

¹ Vgl. ZWEITER BERICHT DER KOMMISSION (1999).

² Vgl. Branchenreport (2000). ³ Vgl. Hartmann (2000).

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herrschende Dogma sowohl theoretisch als auch empirisch zunehmend in Frage stellte und letztlich widerlegte. Allen heutigen Reformvorhaben liegt die Erkenntnis zugrunde, dass der Wettbewerb als Ordnungsprinzip am ehesten geeignet ist, Strukturveränderungen herbeizuführen. Dazu zählen suboptimale Unternehmensgrößen, unausgeschöpfte

Rationalisierungspotentiale, die Existenz von Monopolrenten sowie die Inanspruchnahme der Versorger für politische Zwecke (z.B. Umweltziele). Schrittmacher der Liberalisierung der leitungsgebundenen

Energiewirtschaft waren in der letzten Dekade außerhalb Europas Länder wie Australien und Neuseeland, die USA und Chile. In Europa übernahmen Großbritannien und die skandinavischen Länder eine Vorreiterrolle bei der Neuausrichtung. 4

Am 4. Mai 1999 legte die EU-Kommission einen zweiten Bericht über den Stand der Liberalisierung der Energiemärkte vor [KOM(99) 198]. ⁵ Die Kommission untersucht in diesem Bericht die bei der Liberalisierung der Märkte für Elektrizität und Erdgas erzielten Fortschritte. Der Bericht enthält einen kurzen Überblick über die Grundsätze der Richtlinie 98/30/EG, gefolgt von der Feststellung, dass das erklärte Ziel einer Liberalisierung von 33 % des gesamten Erdgasmarktes in der Gemeinschaft bis zum Jahre 2008 möglichst schon viel früher verwirklicht werden sollte. Ferner streben einige Mitgliedstaaten eine Marktöffnung an, die über den in der Richtlinie geforderten Mindestöffnungsgrad hinausgeht. Einige der

Mitgliedstaaten haben die Richtlinie bereits in nationales Recht umgesetzt, ohne dass dabei nennenswerte Schwierigkeiten aufgetreten wären. Die korrekte Umsetzung der gemeinschaftlichen Rechtsvorschriften durch die übrigen Mitgliedstaaten zählt zu den Prioritäten der Union.

⁴ Vgl. Müller (2000).

⁵ Vgl. ZWEITER BERICHT DER KOMMISSION (1999).

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2.1 EU-Richtlinie zum Energiebinnenmarkt bei Erdgas 6 7 8 9

„Mit den Binnenmarktrichtlinien für leitungsgebundene Energien hat die Europäische Gemeinschaft die Initialzündung gegeben für eine Liberalisierung in bislang weitgehend vor Wettbewerb geschützten Versorgungsstrukturen“. 10

Etwa anderthalb Jahre nachdem der europäische

Sonderenergieministerrat sich auf einen gemeinsamen Standpunkt für die Stromrichtlinie einigte, konnte sich der EU-Energieministerrat am 8. Dezember 1997 auch inhaltlich auf einen gemeinsamen Standpunkt bezüglich des Erlass einer Binnenmarkt-Richtlinie-Gas verständigen. Der Ausgangspunkt der Übereinkunft war im Vergleich zur

Elektrizitätswirtschaft ungleich schwieriger.

Neben dem schon aus der Stromwirtschaft bekannten

Interessensgegensatz zwischen den eher an einem Fortbestand regulierungsorientierter Marktverfassungen interessierten Staaten und den eher eine Liberalisierung befürwortenden Staaten spielte ein weiterer Interessengegensatz eine entscheidende Rolle: Anders als in der Elektrizitätswirtschaft, wo grundsätzlich jedes Land eine autonome Versorgung aufzuweisen hat, liegen in der Gaswirtschaft allein in den Niederlanden und Großbritannien dank reicher Erdgasvorkommen die Voraussetzungen für eine autonome Eigenversorgung vor. Folglich bedurfte auch die Konfliktlage zwischen den wenigen Export- und vielen Importländern einer Lösung.

⁶ Vgl. State of the implementation of the EU Gas Directive (2000). ⁷ Vgl. http://europa.eu.int/index_de.htm (2001). ⁸ Vgl. Schuppe, Nolden (1999). ⁹ Vgl. Enzmann (2000).

¹⁰ Müller (2000).

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Nachdem das Europäische Parlament und der Europäische Ministerrat der Gasrichtlinie Ende April bzw. Mitte Mai 1998 zugestimmt haben, ist die Binnenmarktrichtlinie Erdgas am 10. August 1998 in Kraft getreten. Damit waren die Mitgliedstaaten der EU verpflichtet, die Bestimmungen der Richtlinie bis zum 10. August 2000 in nationales Recht umzusetzen. Ähnlich wie bei der Stromrichtlinie ist auch hier eine vollständige Öffnung aller Gasmärkte, ein “Big Bang”, nicht vorgesehen.

Die Beachtung des Subsidiaritätsprinzips ist wie in der Stromrichtlinie auch in der Gasrichtlinie vorgeschrieben. Die Binnenmarkt-Richtlinie-Gas hat die Festlegung gemeinsamer Vorschriften für die Fernleitung, Verteilung, Lieferung und Speicherung von Erdgas sowie gemeinsame Regelungen für die Organisation und die Funktionsweise des Erdgassektors (u.a. verflüssigtes Erdgas (LNG), Marktzugang, Netzbetrieb sowie Verfahren und Kriterien für die Erteilung von Fernleitungs-, Verteilungs-, Liefer- und Speichergenehmigungen) zum Ziel.

Kernpunkte der beabsichtigten Richtlinie: Für den Bau oder Betrieb neuer Erdgasanlagen (Erdgaslieferung, Leitungen, Speicher, LNG-Facilities) kann jedes Land ein Genehmigungsverfahren etablieren, auf dessen Grundlage das Mitgliedsland oder eine von ihm benannte Behörde auf der Basis objektiver und nichtdiskriminierender Kriterien Genehmigungen erteilt. Die Verfahren und Kriterien sind spätestens sechs Monate nach Inkrafttreten der Richtlinie zu veröffentlichen. Im Falle einer Verweigerung sind die Gründe der Kommission und dem Antragsteller mitzuteilen. Die Mitgliedsländer haben ein Einspruchsverfahren zu verankern. Der Bau von Direktleitungen für die Versorgung “zugelassener Kunden” ist zwar grundsätzlich erlaubt. Allerdings kann der Bau z.B. von der Verweigerung des Netzzugangs abhängig gemacht werden. In

Neuerschließungsgebieten kann der Bau zusätzlicher Verteilerleitungen untersagt werden, vorausgesetzt in dem Gebiet sind bereits Leitungen in

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Planung bzw. gebaut, und geplante bzw. bereits existierende Kapazitäten nicht ausgelastet.

Bezüglich der Organisation des Netzzugangs besteht die Wahl zwischen den beiden Alternativen des verhandelten und/oder des regulierten Netzzugangs. Im ersten Modell handeln die Erdgasunternehmen und die “zugelassenen Kunden”, die sich innerhalb oder außerhalb des Verbundnetzgebietes befinden, wie bereits unter der Stromrichtlinie dargestellt, Verträge für den Netzzugang aus. Damit die Verhandlungsposition der Importländer (z.B. Deutschland, Frankreich) gegenüber den Exporteuren nicht geschwächt wird, enthält die letzte Fassung der Richtlinie keine Pflicht zur Veröffentlichung indikativer Preisspannen. Gleichwohl müssen die Erdgasunternehmen künftig einmal jährlich ihre wesentlichen Geschäftsbedingungen (main commercial conditions) veröffentlichen. Entscheidet sich ein Mitgliedsland für das zweite Modell, das bereits in Großbritannien praktiziert wird, so hat es den Netzzugangbegehrenden auf der Grundlage veröffentlichter Tarife für das ganze Land und/oder sonstiger Bedingungen und Verpflichtungen für die Nutzung des Netzes ein Netzzugangsrecht zu gewähren. Die Gasrichtlinie kennt - anders als die Stromrichtlinie - kein Single-Buyer-Modell; es wurde auch von keinem Land präferiert.

Ein Netzzugang kann von den Erdgasunternehmen abgelehnt werden, wenn sie nicht über die erforderliche Kapazität verfügen oder der Netzzugang eine Behinderung der ihnen auferlegten

gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen nach sich ziehen würde. Im Einzelfall ist auch eine Verweigerung wegen drohender wirtschaftlicher und finanzieller Schwierigkeiten infolge bereits existierender Take-or-Pay-Verträge mit hoher unbedingter Zahlungsverpflichtung zulässig. Wenn es wirtschaftlich vertretbar ist oder wenn ein potentieller Kunde bereit ist, dafür zu zahlen, kann das Mitgliedsland dem Erdgasunternehmen auferlegen, für den erforderlichen Ausbau des Netzes Sorge zu tragen. Die Sondervorschriften für die in der westeuropäischen Gaswirtschaft

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typischen Take-or-Pay-Verträge, die, so ihre Befürworter, einen langfristigen Risikoausgleich zwischen Erdgasproduzenten (Preisrisiko) und Importeuren (Mengenrisiko) ermöglichen, wurden im Vorfeld sehr kontrovers diskutiert. Jetzt bleibt festzustellen, dass durch ihre Berücksichtigung das “Gleichgewicht der Kräfte” zwischen den vielen Erdgasimporteuren (z.B. in Deutschland) und den wenigen Erdgasanbietern in etwa gewahrt wird. Gleichwohl birgt die Sonderbehandlung eine Gefahr für einen echten und fairen Wettbewerb, weil der Netzzugang Dritter de facto für längere Zeit verhindert werden kann. Dafür spricht z.B. die Tatsache, dass langfristige Verträge heute bereits mehr als neun Zehntel des voraussichtlichen deutschen Erdgasbedarfs im Jahr 2010 sichern.

Der Kreis der “zugelassenen Kunden” wird, wie in der Stromrichtlinie, schrittweise erweitert, wobei die konkrete Definition den Mitgliedsländern gemäß dem Subsidiaritätsprinzip obliegt. “Zugelassene Kunden” sind unabhängig von Schwellenwerten zumindest die Betreiber von gasbefeuerten Stromerzeugungsanlagen sowie Endverbraucher mit einem Verbrauch p.a. von über 25 Mio. cbm. Für die Betreiber von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen können die Länder Schwellenwerte einführen.

ƒAus dem in der Richtlinie ab dem Inkrafttreten vorgeschriebenen Schwellenwert von 25 Mio. cbm errechnet sich eine Mindestöffnungsquote von etwa 20 %, d.h., dass die Länder spätestens nach Ablauf der Umsetzungsfrist in nationales Recht Mitte 2000 mindestens ein Fünftel ihres Gasmarktes für den Wettbewerb öffnen müssen.

ƒNach fünf Jahren steigt der %-Satz der Mindestmarktöffnung auf 28 % des nationalen Gasverbrauchs, weil der Schwellenwert für andere “zugelassene Kunden” als Betreiber gasbefeuerter Stromerzeugungsanlagen auf 15 Mio. cbm gesenkt wird.

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ƒZehn Jahre nach Inkrafttreten wird ein Schwellenwert von 5 Mio cbm zugrunde gelegt, so dass zumindest 33 % des jeweiligen nationalen Gasmarktes zu öffnen sind.

Quelle: Enzmann (2000), S. 5, Tabelle 1.

Führt der jeweilige EU-Schwellenwert in einem Mitgliedsland dazu, dass die Mindestmarktöffnungsquote um mehr als 10 %-Punkte überschritten wird, so ist dieses Land zur Neufestlegung des Kreises der “zugelassenen Kunden” derart berechtigt, dass die tatsächliche Marktöffnung nicht mehr als 10 %-Punkte über die Mindestmarktöffnung hinaus geht. De facto muss mit Inkrafttreten der Richtlinie damit kein Land eine Marktöffnung von mehr als 30 % dulden; fünf Jahre nach Inkrafttreten steigt der %-Satz auf 38 % und zehn Jahre danach auf 43 %. Freilich ist jedem Mitglied aber auch freigestellt, eine weitergehende Marktöffnung zu betreiben. Alle Verteilerunternehmen haben zumindest das Recht zum Abschluss von Lieferverträgen über die Erdgasmenge, die “zugelassene Kunden” ihres Verteilernetzes als ihre Abnehmer verbrauchen.

Zur Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen ist entgegen den ursprünglichen Einwendungen der Gasexportländer (Großbritannien, Niederlande) in der vorliegenden Fassung der Gasrichtlinie mittlerweile

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