I

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis.   I

Abk  ürzungsverzeichnis  II

1  Einleitung  1

2  Marktspezifische Grundlagen der Erdgaswirtschaft  2

2.1  Energieträger Gas  2

2.3  Physikalische Grundlagen des Gastransportes  2

2.3  Wertschöpfungskette und Transportinfrastruktur in Deutschland.  3

3  Regulierungsbedarf und Regulierungsinstrumente.  4

3.1  Disaggregierte Ansatz  4

3.2  Vertikale Separierung.  5

3.3  Price-Cap.  5

4  Wandel der Netzzugangsregulierung in Deutschland  6

4.1  Reform des EnWG 1998  6

4.2  Der Weg zu einem neuen Netzzugangsmodell  8

4.2.1  Entwicklung des Entry-Exit-Modells im Rahmen des EnWG 2005.  8

4.2.2  Umsetzung des Entry-Exit-Modells in der Praxis.  10

4.2.3  Kritische Analyse des Entry-Exit-Modells  11

4.3  Anreizregulierung 2009  12

5  Fazit und Ausblick.  14

Monographien   III

Rechtsquellenverzeichnis   IX

Abkürzungsverzeichnis

ARegV-E Anreizregulierungsverordnung im Energiesektor a.F. Alte Fassung BDEW Bundesverband der Energie und Wasserversorger e.V. BDI Bundesverband der deutschen Industrie e.V. BGW Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft e.V. BKartA Bundeskartellamt BNA Bundesnetzagentur EFET European Federation of Energy Traders EnWG Energiewirtschaftsgesetz GasNEV Gasnetzentgeltverordnung GasNZV Gasnetzzugangsverordnung GasRL Gasrichtlinie GOEDE Europäischer Verband der unabhängigen Strom- und Gasverteilerunternehmen GTE Gas Transmission Europe GVU Gasversorgungsunternehmen GWB Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen H-Gas Hochkalorisches Gas KWh Kilowattstunde KoV I Kooperationsvereinbarung I vom 01.06.2006 KoV II Kooperationsvereinbarung II vom 25.04.2007 L-Gas Niederkalorisches Gas VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. VKU Verband kommunaler Unternehmen e.V. VP Virtueller Handelspunkt VV Verbändevereinigung

1 Einleitung

Seit Beginn der Gasmarktliberalisierung 1998 ist die Gaswirtschaft einem dauerndem Wandel unterworfen. Immer neue Regulierungsanforderungen verlangen eine stetige Anpassung und Veränderung der Gasversorgungsunternehmen (GVU). Aktuelle Brisanz erhält das Thema aus mehreren Richtungen. Die Anfang dieses Jahres eingeführte Anreizregulierung setzt neue An-forderungen an die GVU. Hierbei ist insbesondere interessant, ob genügend Spielräume für nötige Investitionen gelassen werden und inwiefern die GVU die Effizienzanforderungen tatsächlich einhalten können. Angesichts der am 28.05.2009 geäußerten Drohung Putins, die russischen Gaslieferungen über die Ukraine nach Europa erneut zu stoppen (vgl. Handelsblatt, vom 29.05.2009), ist zu überlegen inwieweit die Liberalisierungsansätze zu Lasten der Ver-sorgungssicherheit gehen. Zum anderen laufen hunderte von Konzessionsverträgen in diesem Jahr aus. Stadträte stehen daher vor der Frage, ob eine Rekommunalisierung der Gasversorgung lohnend sein kann (vgl. Oldenburger Gastage, 2009). Die Antwort hängt wesentlich von dem weiteren Regulierungswandel im Gasmarkt ab.

Die Arbeit versucht neben der Darstellung des Wandels der Regulierungsmodelle, diese auch im Hinblick auf ihre ökonomisch-physikalische Sinnhaftigkeit zu untersuchen. Dazu werden in Kapitel zwei einige physikalische Grundlagen sowie die Struktur der deutschen Gaswirtschaft erläutert. Dadurch wird die Vielzahl unterschiedlicher Gasnetze, die verschiedenen Betreibern gehören und verschiedenen Transportzwecken dienen dargestellt. Der feststellbare Regulierungsbedarf hängt von den wettbewerbstheoretischen Ansätzen ab. Wesentlich ist hierbei die Frage inwieweit der deutsche Ferngastransport reguliert werden sollte. Kapitel drei gibt eine Antwort und zeigt geeignete Regulierungsinstrumente auf. Bedingt durch die technische Ausgestaltung des Gasnetzsystems sowie der verschiedenen Ebenen des Gastransportes ist die Gasnetzzugangsregulierung sehr komplex. Im Zuge der Regulierung wird neben der Art der Netzkapazitätsvergabe auch die Art der Netzentgeltsbildung bestimmt. Kapitel vier gibt einen Überblick über den Wandel der Netzzugangsregulierung und die jeweils implizierten Auswirkungen. Dabei wird das aktuelle Entry-Exit-Modell kritisch analysiert und die gegenwärtige Entwicklung einer Anreizregulierung dargestellt. Im letzten Abschnitt werden die im Hinblick auf die Fragestellung gewonnenen Erkenntnisse zusammengefasst. Allgemein scheint eine Gasmarktliberalisierung im Vergleich zum Strommarkt wesentlich schwieriger. 1

¹ Es können bspw. aufgrund ausländischer Bezugsquellen nur rund 15% des Endkundenpreises durch eine Regulierung tatsächlich beeinflusst werden (vgl. BNA, 2006b, S.104-106, Wagner et al., 2004, S. 565 sowie vgl. Kesting, 2005, S. 569).

2 Marktspezifische Grundlagen der Erdgaswirtschaft

2.1 Energieträger Gas

Erdgas ist inzwischen weltweit der zweitwichtigste Primärenergieträger (vgl. Überhorst, 1999, S. 4). Durch seinen ähnlichen Entstehungsprozess ² wie Erdöl überschneiden sich die geographischen Fundstätten von beiden Energieträgern häufig. Das Gasgemisch Erdgas hat je nach geographischer Lage eine variierende chemische Zusammensetzung und somit auch Qualität. In Deutschland wird anhand der Konzentration des Hauptbestandteils, Methan, in H-Gas und L-Gas unterschieden (vgl. Monopolkommission, 2007, S. 104). ³ Durch Unterschiede bei Druck und Gasqualität entstehen Kopplungsprobleme im Gastransportsystem (vgl. Wagner et al., 2004, S. 565). Im Gegensatz zum elektrischen Strom lässt sich Gas durch seine Speicherfähigkeit flexibel vorhalten. Dies ist besonders wichtig, da die Gasnachfrage auf Verbrauchsebene kurzfristig starken Schwankungen unterliegt (vgl. Überhorst, 1999, S. 61). Der Erdgasverbrauch in Deutschland betrug 2008 ungefähr 951 Mrd. kWh, davon wurden 86% importiert. ⁴ Da die weltweit größten Erdgasvorkommen in Osteuropa sowie im Nahen Osten liegen, sind sie weit entfernt von den Bedarfsschwerpunkten (vgl. Überhorst, 1999, S. 12). Der kontinuierliche Bedarfsanstieg von Gas beruht hauptsächlich auf seiner vergleichsweise guten Umweltverträglichkeit (vgl. Schiffer, 2009, S. 52). Der Anstieg der Erdgaspreise ⁵ beruht indes weniger auf der gestiegenen Nachfrage, sondern vielmehr auf der Entwicklung des Rohölpreises, da der Erdgaspreis diesem zeitlich versetzt folgt. 6

2.3 Physikalische Grundlagen des Gastransportes 7

Durch Bündelungseffekte wächst die Pipelinekapazität mit der 2,65-fachen Potenz zum Rohrdurchmesser (vgl. Putisek, 2005, S. 43). ⁸ Dadurch sinken die kapazitätseinheitsbezogenen Stückkosten, d.h. die Durchschnittskosten fallen (vgl. Fasold und Wahle 1996, S. 115 und

² Erdgas hat sich vor etwa 15 bis 600 Mio. Jahren in 4.000 bis 6.000m Tiefe unter hohem Druck und Luftabschluss bei einer Temperatur von ca. 120 bis 180°C aus abgesunknen und abgestorbenen Kleinstlebewesen gebildet (vgl. Überhorst, 1999, 21-25).

³ In Deutschland wird hauptsächlich H-Gas, das einen höheren Methangehalt (87 bis 99 Vol.-%) und somit eine bessere Qualität aufweist, nachgefragt. Die Gasqualitäten weisen nur eine geringe bzw. keine Substituierbarkeit auf (vgl. Wittinghofer, 2008, S. 18).

⁴ Die Importe kommen vorwiegend aus Russland, Norwegen und den Niederlanden (vgl. Schiffer, 2009, S. 57).

⁵ Die Einfuhrpreise für Gas sind 2008 um über 34% auf 26,20 ct/m3 gestiegen. Der Inlandspreis ist, über alle Verbrauchsgruppen ermittelt, 2008 um nur 13% auf 36,15 ct/m3 gestiegen (vgl. Schiffer, 2009, S. 62-63).

⁶ Dadurch kann es zu gestiegenen Gaspreisen kommen, ohne dass auf fehlenden Wettbewerb geschlossen werden muss (vgl. Kesting, 2005, S. 568.).

⁷ Diese Arbeit geht nur auf die in Deutschland vorwiegende Transportart durch Pipelines ein.

⁸ Bündelungsvorteile im leitungsgebundenen deutschen Gasmarkt beruhen auf der Zwei-Drittel-Regel. Demnach wächst das Volumen eines Rohres schneller als ihr kostenbestimmender Umfang. Neben diesem Volumeneffekt ist auch die abnehmende Reibung der Moleküle von Bedeutung. Zur näheren Erklärung von Bünde- lungsvorteilen siehe Blankart und Knieps, 1992, S. 74-78.

118). ⁹ Allerdings nimmt der Gasdruck in einer Pipeline mit der Entfernung und dem Massestrom ab. ¹⁰ Daher muss der Druck alle 100 bis 200 km an sog. Verdichterstationen erhöht werden. ¹¹ Dies führt zu steigenden variablen Kosten. ¹² Aus dem maximalen Druckgefälle ergibt sich die maximale Transportkapazität. Die vakanten Transportkapazitäten können nur bei exaktem Wissen über die Belastungssituation bestimmt werden (vgl. Wagner et al., 2004, S. 563f.). Im Gegensatz zum Stromnetz ist das Gasnetz nur auf die notwendige maximale Trans-portkapazität ausgelegt. Daher besitzt es weniger freie Kapazitäten für den Gashandel. ¹³ Gasnetze verursachen hohe und spezifische Anfangsinvestitionen, sog. sunk costs. Sie implizieren ein hohes Maß an Risiko, dem bisher durch langfristige alleinige Lieferverträge Rechnung getragen wurde (vgl. Kesting, 2005, S. 567). Durch den Bau mehrerer Leitungen in einer Trasse kommt es zu Kostenvorteilen. 14

2.3 Wertschöpfungskette und Transportinfrastruktur in Deutschland

Die Wertschöpfungskette im 375.000km langen deutschen Gasnetz lässt sich anhand der Gas-transportkette in drei Ebenen unterteilen, auf denen verschiedene, meist vertikal integrierte Gruppen von Akteuren aktiv sind. Auf der ersten Stufe befinden sich die sieben überregionalen importierenden Ferngasunternehmen. Häufig sind dies Tochterunternehmen großer international operierender und vertikal integrierter Energiekonzerne. Sie besitzen meist neben den wichtigen Backbones ¹⁵ eine Fülle an Beteiligungen an lokalen und regionalen GVU. Damit haben sie eine bedeutende Marktstellung. ¹⁶ Die zweite wesentliche Handelsstufe beinhaltet die acht regionalen Netzbetreiber ohne eigenen Importbezug. Sie beziehen ihr Gas von der ersten Ebene. Auf der letzten Wertschöpfungsstufe betreiben rund 40 Regional- und 650 Ortgasunternehmen, meist Stadtwerke, die engmaschigen Verteilernetze zur lokalen Versorgung (vgl. BKartA, 2007, S. 1 ff. und ähnlich bei Knieps, 2002, S.174f.).

⁹ Fallende Durchschnittskosten sind ein Charakteristikum von natürlichen Monopolen.

¹⁰ Dies geschieht durch die Reibung der Gasmoleküle untereinander sowie deren Reibung an der Pipelinewand.

¹¹ Während der maximale Druck durch die Beschaffenheit und Werkstoffe der Pipeline selbst bestimmt wird, wird am Leitungsende ein bestimmter minimaler Druck, der sog. Übergabedruck, von den nachfolgenden Leitungssystemen vorgegeben.

¹² Kesting kommt zu dem Schluss, dass im Bereich des Gasferntransportes die Durchschnittskosten ab einer gewissen Gasmenge aufgrund der benötigten Verdichtungsstationen ansteigen und somit kein natürliches Monopol vorliegt (vgl. Kesting, 2005, S. 566).

¹³ Laut Wagner wird sogar bei jedem neuen Großabnehmer geprüft, ob ein Netzausbau nötig ist (vgl. Wagner et al. 2004, S. 565).

¹⁴ Nach Schätzungen betragen die Kosten einer Parallelpipeline ca. 80% der Kosten der ersten Pipeline (vgl. Hirschhausen, 2007, S. 10). Allerdings übertreffen Kesting zufolge die Kosten eines Kapazitätszubaus in den meisten Fällen die früheren Basisinfrastrukturkosten (vgl. Kesting, 2005, S. 567).

¹⁵ Transportnetze mit Auslandsanbindung.

¹⁶ E.ON Ruhrgas, der größte deutsche Energiekonzern, hat Beteiligungen an fast 30% aller Verteilernetzbetreiber (vgl. Monopolkommission, 2007, S. 158).