Inhaltsverzeichnis

  Inhaltsverzeichnis  II

  Abkürzungsverzeichnis  V

  Abbildungsverzeichnis  VIII

Tabellenverzeichnis   IX

1.  Einführung  1

1.1  Problemstellung  1

1.2  Aufbau der Arbeit.  4

2.  Ökonomische Fundierung der Netzregulierung  6

2.1  Regulierungsbedarf in Netzindustrien  6

2.2  Regulierungsbedarf im deutschen Strom- und Gassektor  9

2.3  Ziele der Netzregulierung.  14

2.4  Methoden der Netzentgeltregulierung  17

2.4.1  Kostenorientierte Regulierung  18

2.4.2  Investitionsanreize bei kostenorientierter Regulierung  19

2.4.3  Anreizorientierte Regulierung  20

2.4.3.1  Preisobergrenze (Price-Cap)  20

2.4.3.2  Erlösobergrenze (Revenue-Cap)  21

2.4.3.3  Vergleichswettbewerb (Yardstick-Competition)  21

2.4.4  Investitionsanreize bei anreizorientierter Regulierung  22

3.  Darstellung der Anreizregulierung im deutschen Strom- und Gassektor  24

3.1  Regulierungsinstanz  24

3.2  Konzept der Anreizregulierung  26

3.2.1  Ausgangsniveau zur Bestimmung der Erlösobergrenze  27

3.2.2  Effizienzvergleich  33

3.2.3  Regulierungsformel  36

3.2.4  Berücksichtigung von Investitionen während der Regulierungsperiode  39

3.2.4.1  Erweiterungsfaktor  40

3.2.4.2  Investitionsbudgets.  42

3.2.4.3  pauschalierter Investitionszuschlag.  44

4.  Auswirkungen der Anreizregulierung auf die Rentabilität von  

  Netzinvestitionen  45

4.1  Gesetzlich vorgegebene Kapitalverzinsung im Netzbereich  45

4.1.1  Relevanz der Kapitalverzinsung  45

II

4.1.2  Determinanten der Kapitalverzinsung.  46

4.1.2.1  Berücksichtigung der Inflation.  46

4.1.2.2  Berücksichtigung von Ertragssteuern  47

4.1.2.3  Berücksichtigung der Risiken von Netzbetreibern  48

4.1.3  Ermittlung der Eigenkapitalzinssätze durch die BNetzA.  51

4.1.4  Ermittlung des Fremdkapitalzinssatzes durch die BNetzA  58

4.1.5  Kapitalkosten auf Basis der gesetzlich vorgegebenen Kapitalverzinsung  60

4.2  Effektive Kapitalverzinsung im Netzbereich  62

4.2.1  Investitionstheoretische Grundlagen  62

4.2.2  Übergreifende Prämissen  68

4.2.3  Szenariobeschreibung  76

4.2.4  Ergebnisse  78

4.2.4.1  Idealfall  78

4.2.4.2  Basisszenario 1  79

4.2.4.3  Basisszenario 2  82

4.2.5  Schlussfolgerungen  84

5.  Zusammenfassung  90

  Literaturverzeichnis  95

  Verzeichnis der Gesetze und Verordnungen  103

  Rechtsprechungsverzeichnis  104

Anhang   105

  Anlage 1: Zusammensetzung des Einzelhandelspreises Strom und Gas für  

  Haushaltskunden 2008  105

  Anlage 2: Zuverlässigkeit der deutschen Stromversorgung 2007  105

  Anlage 3: Investitionsbedarf im deutschen Energieversorgungsnetz  106

  Anlage 4: Berechnung der kalkulatorischen Abschreibungen nach §  6

  StromNEV bzw. GasNEV  108

  Anlage 5: Berechnung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach §  7

  StromNEV bzw. GasNEV  109

  Anlage 6: Entwicklung der Netzentgelte im deutschen Strom- und Gassektor  

  von 2006 bis 2008  110

  Anlage 7: Berechnung der kalk. Gewerbesteuer nach § 8 StromNEV bzw.  

  GasNEV  111

III

  Anlage 8: Berechnung der Kapitalkostenannuitäten  

  nach § 14 Abs. 2 ARegV  111

  Anlage 9: Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 ARegV  112

  Anlage 10: Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere  

  inländischer Emittenten  113

  Anlage 11: Verbraucherpreisindex für Deutschland (Jahreswerte)  113

  Anlage 12: Marktrisikoprämie  114

  Anlage 13: Zusammensetzung der Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere  

  inländischer Emittenten  114

  Anlage 14: Inkonsistenz in der Bewertung der Fremdkapitalzinssätze  115

  Anlage 15: Höchstgrenze des von der BNetzA anerkannten Fremdkapitalzins-  

  satzes für Investitionsbudgets im Aktivierungsjahr 2008  115

  Anlage 16: Graphische Veranschaulichung von Basisszenario 1.  116

  Anlage 17: Graphische Veranschaulichung von Basisszenario 2.  120

IV

Abkürzungsverzeichnis

AK Anschaffungskosten AHK DIN Deutsches Institut für Normung EEG EG Europäische Gemeinschaft EK

V

GasNEV Gasnetzentgeltverordnung GE Geldeinheit GewSt Gewerbesteuer GewStG

VI

VII

  Abbildungsverzeichnis  

  Abbildung 1: Wertschöpfung und Regulierungsbedarf im deutschen Strom- und  

  Gassektor  

  Abbildung 2: Berechnung der Netzkosten nach § 4 Abs. 2 StromNEV bzw.  

  GasNEV  

  Abbildung 3: Security Market Line  

  Abbildung 4: Entwicklung der Erlöse bei vollständiger Kostenüberwälzung im  

  Strom- und Gassektor  

  Abbildung 5: Entwicklung der Cash Flows aus Sicht aller Kapitalgeber sowie  

  aus Sicht der Eigenkapitalgeber bei vollständiger  

  Kostenüberwälzung im Strom- und Gassektor  

  Abbildung 6: Eigenkapitalkosten und -renditen für Basisszenario  

im  Stromsektor.  

  Abbildung 7: Eigenkapitalkosten und -renditen für Basisszenario  

im  Gassektor  

  Abbildung 8: Eigenkapitalkosten und -renditen für Basisszenario  

im  Stromsektor.  

  Abbildung 9: Eigenkapitalkosten und -renditen für Basisszenario  

im  Gassektor  

  Abbildung 10: Zusammensetzung des Einzelhandelspreises Strom und Gas für  

  Haushaltskunden 2008  

  Abbildung 11: Zuverlässigkeit der deutschen Stromversorgung 2007  

  Abbildung 12: Investitionsbedarf im deutschen Energieversorgungsnetz  

  Abbildung 13: Entwicklung der Netzentgelte im deutschen Strom- und  

  Gassektor von 2006 bis 2008  

  Abbildung 14: Marktrisikoprämie  

  Abbildung 15: Zusammensetzung der Umlaufrendite festverzinslicher  

  Wertpapiere inländischer Emittenten  

  Abbildung 16: Inkonsistenz in der Bewertung der Fremdkapitalzinssätze  

  Abbildung 17: Graphische Veranschaulichung von Basisszenario 1  

  Abbildung 18: Graphische Veranschaulichung von Basisszenario 2  

VIII

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Empfehlungen für kalkulatorische Eigenkapitalzinssätze von

KEMA und NERA ............................................................................ 58

Tabelle 2: Tabelle 3: Tabelle 4:

Kostenüberwälzung .......................................................................... 78

Tabelle 5: Tabelle 6: Tabelle 7: Tabelle 8: Tabelle 9:

§ 6 StromNEV bzw. GasNEV ........................................................ 108 Tabelle 10: Ermittlungsschema der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 7 StromNEV bzw. GasNEV ................................................ 109 Tabelle 11: Ermittlungsschema der kalk. Gewerbesteuer nach § 8 StromNEV

bzw. GasNEV ................................................................................. 111 Tabelle 12: Ermittlung der Kapitalkostenannuitäten nach

§ 14 Abs. 2 ARegV ......................................................................... 111

Tabelle 13: Tabelle 14:

inländischer Emittenten .................................................................. 113

Tabelle 15:

Tabelle 16:

IX

1. Einführung

1.1 Problemstellung

Seit Ende der 90er Jahre vollzieht sich auf den europäischen Strom- und Gasmärkten ein kontinuierlicher Liberalisierungsprozess mit dem Ziel, die Energiepreise nachhaltig zu senken und die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsraums zu

¹ Ausgangspunkt waren die Binnenmarktrichtlinien für Strom von 1996 ² erhöhen.

³ der Europäischen Union (EU), mit denen in den und für Gas von 1998

Mitgliedsstaaten schrittweise Wettbewerb eingeführt und eine Vereinheitlichung der

⁴ rechtlichen Rahmenbedingungen in den einzelnen Ländern erreicht werden sollte. Zur Umsetzung der EU-Richtlinien hat der deutsche Gesetzgeber das Energie- ⁵ grundlegend Die wirtschaftsgesetz (EnWG) im Jahr 1998 bzw. 2003

⁶ wurde für unzulässig erklärt und die bis dahin kartellrechtliche Freistellung

geschlossenen Versorgungsmonopole aufgehoben. Somit wurde eine wesentliche Voraussetzung für die Einführung von Wettbewerb geschaffen. Den Engpass bei der Liberalisierung des Energiemarktes stellen jedoch die als natürliche Monopole geltenden Versorgungsnetze dar. Damit der Wettbewerb funktionieren kann, muss Dritten ein diskriminierungsfreier Netzzugang gewährt werden, um Kunden den

⁷ Wechsel zu anderen Anbietern zu ermöglichen. Deutschland entschied sich als

einziges Mitgliedsland der EU zunächst für einen verhandelten Netzzugang und damit gegen eine Regulierungsbehörde. Dabei wurden die Netzbetreiber lediglich verpflichtet, anderen Unternehmen ihre Netze zur Durchleitung von Energie zur Verfügung zu stellen, ohne jedoch konkrete Vorgaben für die Preise und Bedingungen zu machen. Die Einzelheiten dazu wurden durch die Verbände der Energiewirtschaft und -verbraucher festgelegt (sog. Verbändevereinbarungen) und lediglich im Verdachtsfall einer kartellrechtlichen Missbrauchskontrolle unterzogen.

¹ Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 585.

² Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates betreffend gemeinsame

Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt vom 19. Dezember 1996, ABl. Nr. L 27/20 vom

30.1.1997.

³ Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998 betreffend

gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt, ABl. Nr. L 204/1 vom 21.7.1998.

⁴ Vgl. Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 87f, 151f.

⁵ Im Jahr 2003 wurde die erste Reform des EnWG von 1998 um die Vorgaben der EU-Binnenmarkt- für Gas ergänzt, da die Gasrichtlinie erst kurz nach der ersten Reform in Kraft getreten

ist. Vgl. Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 153f.

⁶ Die kartellrechtliche Freistellung der §§ 103 und 103a des Gesetzes gegen Wettbewerbs- (GWB) führte dazu, dass kein direkter Wettbewerb um Endverbraucher entstehen

konnte, da die einzelnen Gebietsmonopole der Versorgungsunternehmen durch Demarkations- und

exklusiven Konzessionsverträgen rechtlich geschützt waren. Vgl. Keßler, J./Micklitz, H.-W.

(2008), S. 18ff.

⁷ Vgl. Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 152f.

1

Im Ergebnis musste der Netzzugang mühsam und zeitraubend verhandelt bzw. vor Gericht geklärt werden. Eine Diskriminierung durch überhöhte Entgelte für die

⁸ Netznutzung konnte jedoch nicht verhindert werden.

Nachdem sich der Liberalisierungsprozess auf dem gesamten europäischen Energiemarkt nicht in dem erwarteten Umfang entwickelt hatte, wurden im Jahr 2003 die

⁹ und Gas ¹⁰ verabschiedet. ¹¹ Im Rahmen dieser EU-Beschleunigungsrichtlinien Strom

Richtlinien wurden alle Mitgliedstaaten zu einer vollständigen Öffnung des Energiemarktes bis zum 1. Juni 2007, zu weitreichenden Entflechtungsmaßnahmen für vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen (EVU), zur Einführung eines regulierten Netzzugangs sowie zur Einrichtung einer Regulierungsbehörde verpflichtet. Als Folge dieser Vorgaben hat der deutsche Gesetzgeber das EnWG im

¹² Die zentralen Inhalte des neuen EnWG Jahr 2005 erneut grundlegend geändert.

sind Vorgaben zur rechtlichen, organisatorischen, informatorischen sowie buchhalterischen Entflechtung zwischen Netzbetrieb und den übrigen

¹³ , Regelungen für die Tätigkeitsbereichen von vertikal integrierten EVU`s Netzzugangsbedingungen sowie die Verpflichtung der Netzbetreiber, ihre

¹⁴ Netzentgelte im Voraus von einer Regulierungsbehörde genehmigen zu lassen . Als

Regulierungsbehörde sind die Bundesnetzagentur (BNetzA) sowie die Landesregulierungsbehörden vorgesehen.

Die Regulierung der Netzentgelte erfolgte seitdem kostenorientiert auf Basis der Netzentgeltverordnungen für Strom (StromNEV) und Gas (GasNEV) aus dem Jahr 2005. Dieses Regulierungssystem garantierte den Netzbetreibern eine vollständige Deckung ihrer netzbetriebsspezifischen Kosten zuzüglich einer vorgegebenen Rendite auf das eingesetzte Kapital. Die Kostenorientierung verhindert übermäßige Renditen und verschafft den Netzbetreibern Planungssicherheit, was sich positiv auf die Investitionsbereitschaft zugunsten der Versorgungssicherheit auswirkt. Jedoch besteht für die Netzbetreiber kein Anreiz, ihre Kosten zu senken. Vielmehr besteht

⁸ Vgl. Busche, J. (2003), S. 3f; Büdenbender, U. (2007), S. 52; Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O.

(2005), S. 107f.

⁹ Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über

gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie

96/92/EG, ABl. Nr. L 176/37 vom 15.7.2003.

¹⁰ Richtlinie 2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über

gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG,

ABl. Nr. L 176/57 vom 15.7.2005.

¹¹ Vgl. Nagel, B./Scheele, U./Pollem, O. (2005), S. 109.

¹² Vgl. Büdenbender, U. (2007), S. 52.

¹³ Vgl. Teil 2 EnWG.

¹⁴ Vgl. Teil 3 Abschnitt 3 EnWG.

2

die Gefahr, dass überflüssige Kosten produziert und zulasten der Endverbraucher auf die Preise überwälzt werden.

Um Anreize für Effizienzsteigerungen zu schaffen, wurde die bisher angewandte Kostenregulierung zum 01.01.2009 durch eine Anreizregulierung auf Basis der im Jahr 2007 in Kraft getretenen Anreizregulierungsverordnung (ARegV) abgelöst. Durch die Vorgabe einer von den aktuellen Kosten weitgehend unabhängigen Obergrenze für den Gesamterlös aus den Netzentgelten werden die Netzbetreiber motiviert, ihre Kosten während einer Regulierungsperiode zu senken, um höhere Gewinne zu realisieren. Dabei besteht allerdings die Gefahr, dass die Effizienzsteigerungen zulasten der Versorgungssicherheit durch Unterlassen oder Verzögerung notwendiger Netzinvestitionen generiert werden. Die Gewährleistung einer sicheren sowie zuverlässigen Energieversorgung ist jedoch eine wesentliche Voraussetzung für die Wettbewerbsfähigkeit eines Landes und baut auf einer intakten sowie dauerhaft belastbaren Netzinfrastruktur auf. Damit die Versorgungssicherheit im deutschen Strom- und Gassektor auch zukünftig aufrecht erhalten werden kann, ist der Regulierer gefordert, ausreichende Anreize zu schaffen, damit notwendige Instandhaltungs- und Ausbauinvestitionen weiterhin erstrebenswert sind. Für die deutschen EVU`s, die seither durch eine hohe Kapital-und Fixkostenintensität gekennzeichnet sind, bringen die veränderten Rahmenbedingungen eine deutliche Zunahme von Risiken hinsichtlich der Auslastung und

¹⁵ Dies liegt zum einen darin begründet, dass aufgrund der Amortisation mit sich.

(zeitlich begrenzten) Kostenunabhängigkeit der Erlöse in einem anreizorientierten Regulierungssystem deutlich höhere Renditeschwankungen zu erwarten sind als in einem kostenorientierten Regulierungssystem, bei dem sich die Erlöse eng an den Kosten orientieren. Zum anderen ist das System der Anreizregulierung in Deutschland noch relativ neu und unerprobt, weshalb eine hohe Unsicherheit

¹⁶ hinsichtlich der Vergütung von Investitionen besteht. Um Investitionshemmnissen

zu begegnen, sollte den Unternehmen daher insbesondere die Möglichkeit gegeben werden, langfristig eine dem höheren Risiko angemessene Kapitalverzinsung zu erzielen.

Für die EVU`s, die ihre Investitionsentscheidungen in der Vergangenheit aufgrund der bislang relativ hohen Planungssicherheit vielfach mittels statischer Investitionsrechenverfahren trafen, ergibt sich aus den neuen Rahmenbedingungen die

¹⁵ Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 586.

¹⁶ Vgl. NERA (2008), S. 2.

3

Erfordernis, ihre bestehenden Investitionskalküle und -planungsprozesse zu

¹⁷ Dabei müssen die Vorgaben der ARegV, der überprüfen und evtl. anzupassen.

Strom- und GasNEV sowie die Genehmigungspraxis der Regulierungsbehörden

¹⁸ Durch die Länge einer Regulierungsperiode von fünf Jahren berücksichtigt werden.

und dem zeitlichen Vorlauf von Kostenprüfungen können erhebliche zeitliche Verzögerungen zwischen den Investitionsauszahlungen und der Berücksichtigung in der Erlösobergrenze auftreten. Dadurch wird die Rentabilität einer Investition maßgeblich vom Jahr der Durchführung beeinflusst. Statische Verfahren der Investitionsrechnung sind daher als Planungsgrundlage für Investitionsentscheidungen weniger geeignet. Vielmehr erfordern die neuen Rahmenbedingungen eine dynamische Investitionsrechnung, die auf den mit der Investition verbundenen Ein- und Auszahlungen basiert und den zeitlichen Anfall der Zahlungen

¹⁹ berücksichtigt. Ziel der vorliegenden Arbeit ist die analytische Betrachtung, inwieweit es einem Verteilnetzbetreiber unter den Vorgaben der genannten Verordnungen sowie der Regulierungspraxis der BNetzA möglich ist, eine angemessene Rendite auf Netzinvestitionen im Strom- und Gassektor zu erwirtschaften.

1.2 Aufbau der Arbeit

Die vorliegende Arbeit ist in 5 Kapitel aufgebaut. Im Anschluss an die Einführung in Kapitel 1 konzentriert sich das Kapitel 2 auf die ökonomische Fundierung der Netzregulierung. Dabei wird zunächst der Regulierungsbedarf in Netzindustrien allgemein und anschließend speziell im Strom- und Gassektor auf Basis des disaggregierten Regulierungsansatzes verdeutlicht. Insbesondere wird die potenzielle Marktmacht sog. monopolistischer Bottlenecks analysiert und der daraus resultierende Regulierungsbedarf zur Schaffung eines wirksamen Wettbewerbs in den vor- und nachgelagerten Märkten erläutert. Darauf aufbauend werden die Ziele der Regulierung von Energieversorgungsnetzen sowie der damit verbundene Zielkonflikt beschrieben. Weiterhin werden die Grundprinzipien sowie die wesentlichen Instrumente kosten- und anreizorientierter Regulierungsmethoden dargestellt und jeweils Überlegungen zu den Investitionsanreizen der beiden Regulierungsmethoden angestellt.

¹⁷ Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 586.

¹⁸ Vgl. Ballwieser, W. (2008), S. 5.

¹⁹ Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 586.

4

Im Kapitel 3 wird die Ausgestaltung der Anreizregulierung im deutschen Strom- und

Gassektor näher erläutert. Einleitend wird zunächst auf die institutionellen Zuständigkeiten und Kompetenzen der Regulierungsbehörden - vor allem der BNetzA - eingegangen. In den nachfolgenden Gliederungspunkten werden die Mechanismen der Anreizregulierung für Verteilnetzbetreiber im regulären Verfahren beschrieben. Für Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber sowie für kleinere Netzbetreiber mit bis zu 30.000 angeschlossenen Kunden im Stromsektor bzw. 15.000 angeschlossenen Kunden im Gassektor trifft die hier beschriebene

Ausgestaltung nur teilweise zu. Gerade im Bereich des Effizienzvergleichs sowie der Berücksichtigung von Investitionen während einer Regulierungsperiode gelten für diese Netzbetreiber abweichende Regelungen, die im Rahmen dieser Arbeit nicht weiter erläutert werden.

Im Kapitel 4 werden die Auswirkungen der Anreizregulierung auf die Rentabilität von Netzinvestitionen im deutschen Strom- und Gassektor analysiert. Dabei ist für die Beurteilung von Netzinvestitionen zwischen der vom Gesetzgeber bzw. vom Regulierer zugestandenen Kapitalverzinsung und der aus den regulatorischen Vorgaben resultierenden effektiven Kapitalverzinsung zu unterscheiden. Im ersten Abschnitt dieses Kapitels werden zunächst die grundlegende Relevanz sowie die wesentlichen Determinanten (Inflation, Ertragssteuern und Risiken) der Kapitalverzinsung analysiert und anschließend die Methodik der BNetzA zur Ermittlung der zulässigen Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals (EK) sowie Fremdkapitals (FK) erläutert. Darauf aufbauend werden die auf Basis der Regulierung normierten Kapitalkosten abgeleitet. Im zweiten Abschnitt dieses Kapitels werden zunächst die investitionstheoretischen Grundlagen - speziell der dynamischen Investitionsrechenverfahren - vorgestellt. Anschließend wird anhand eines Idealfalls sowie verschiedener Szenarien untersucht, wie sich die Regelungen der ARegV, der Strom-und GasNEV sowie die aktuelle und erkennbare Regulierungspraxis der BNetzA auf die zu erwartenden Eigen- und Gesamtkapitalrenditen von Neuinvestitionen im

Strom- und Gassektor auswirken. Grundlage der Berechnungen ist ein Excel-Modell des Bundesverbands der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), das für die vorliegende Arbeit auf rechnerische Richtigkeit und Verordnungskonformität überprüft und an die aktuelle Rechtsprechung sowie Vorgaben der BNetzA angepasst wird.

Im abschließenden Kapitel 5 werden die Ergebnisse der vorliegenden Arbeit zusammengefasst.

5

2. Ökonomische Fundierung der Netzregulierung

2.1 Regulierungsbedarf in Netzindustrien

Regulatorische Eingriffe in das Wirtschaftsgeschehen können aus unterschiedlichen Gründen und in vielfältiger Weise erfolgen. Das Spektrum staatlicher Interventionen reicht von der übergreifenden ordnungspolitischen Rahmensetzung bis hin zur sektorspezifischen Eingrenzung der Gewerbe- und Vertragsfreiheit sowie Kontrolle einzelner Unternehmen oder der direkten Durchführung wirtschaftlicher Aktivitäten

²⁰ durch den Staat selbst.

In der Vergangenheit wurde überwiegend die Auffassung vertreten, dass ein

²¹ wegen des natürlichen Monopolcharakters nicht Wettbewerb in Netzsektoren

²² sei und somit einer globalen „End-zu-End-Regulierung“ bedarf. ²³ funktionsfähig

Bündelungsvorteile in Form von Skalen- und Verbunderträgen (economies of scale and scope) führen dazu, dass die Gesamtnachfrage durch einen Anbieter kostengünstiger als durch mehrere konkurrierende Anbieter befriedigt werden kann und folglich die Kostenfunktion zumindest im relevanten Nachfragebereich subadditiv verläuft. Gleichzeitig ist der Markteintritt mit hohen irreversiblen Investitionen in eigene Produktionsfaktoren (z.B. Kraftwerke und Leitungsnetze im Stromsektor) verbunden, die bei einem Marktaustritt unwiederbringlich verloren sind (sunk costs). Für den etablierten Anbieter stellen diese irreversiblen Kosten keine Opportunitätskosten mehr dar, wohl dagegen für die potenziellen Wettbewerber. Diese bedeutende Asymmetrie eröffnet dem etablierten Anbieter einen strategischen Verhaltensspielraum, so dass potenzielle Wettbewerber trotz ineffizienter Produktion

²⁴ oder Überschussgewinne vor einem Marktzutritt abgeschreckt werden. Aufgrund von Marktversagen würden folglich viele Versorgungsleistungen unter reinen Wettbewerbsbedingungen nicht in ausreichender Menge oder Qualität angeboten werden, was dem sozialstaatlichen Prinzip einer Gleichbehandlung der

²⁰ Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 7f.

²¹ Beispiele für Netzsektoren sind u.a. die Energieversorgung, die Telekommunikation sowie der

Güter- und Personenverkehr. Diese Branchen erstellen ihre Güter auf Basis von

Netzinfrastrukturen, deren Anschlusspunkte direkt oder indirekt miteinander verbunden sind und

somit ein gebündelter Transport über große Strecken ermöglicht wird. Vgl. Knieps,

G./Brunekreeft, G. (2002), S. 1.

²² Wettbewerb, der die ihm zugeschrieben Funktionen im Sinne der Durchsetzung bestimmter Ziele

erfüllen kann, heißt funktionsfähig. Dabei können folgende Funktionen unterschieden werden:

Freiheitsfunktion (Sicherung der wirtschaftlichen Handlungs- und Wahlfreiheit),

Verteilungsgerechtigkeit (Verhinderung des Entstehens und des Abbaus nicht leistungsgerechter

Einkommen), Allokationsfunktion (Anpassung von Angebotsstruktur und Faktoreinsatz an

Änderungen der Nachfrage), Entdeckungs- bzw. Fortschrittsfunktion (Realisierung von

technischem Fortschritt). Vgl. Herdzina, K. (1999), Kapitel 1 (insb. Übersicht 1, S. 32).

²³ Vgl. Knieps, G. (2005a), S. 1.

²⁴ Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 8-12.

6

Bürger widerspricht. Um dennoch eine flächendeckende Versorgung für die Allgemeinheit zu einem sozialverträglichen Preis zu garantieren, übernahm der Staat die Bereitstellung mittels öffentlicher Unternehmen und/oder hat für private Unternehmen wettbewerbsrechtliche Ausnahmebehandlungen vorgenommen sowie deren monopolistische Strukturen unter der Auflage einer flächendeckenden

²⁵ Die monopolistischen Versorgung durch Marktzutrittsschranken geschützt.

Strukturen sollten eine langfristige Planungssicherheit bieten, langfristige Investitionen ermöglichen und Investitionen in parallele Leitungsnetze verhindern. Zur Disziplinierung der Marktmacht wurden die Unternehmen einer Preis- und

²⁶ , wobei ihnen die erwirtschafteten Überschuss-Gewinnregulierung unterzogen

gewinne aus profitablen Leistungen (z.B. Anschluss einer dicht bebauten Siedlung) teilweise zur internen Subventionierung defizitärer Leistungen (z.B. Anschluss eines

²⁷ Einsiedlerhofes) im Interesse eines Einheitstarifes zugestanden wurden. Gleichwohl haben sich in der jüngeren Vergangenheit die technologischen Bedingungen in bestimmten Bereichen der Wertschöpfungskette (z.B. Energieerzeugung) derart geändert, dass die Subadditivität bzw. Irreversibilität der Kosten nicht mehr besonders ausgeprägt ist und somit die Möglichkeit zur Innovation und folglich zum Wettbewerb besteht. Folglich waren die traditionellen Regulierungsmaßnahmen insbesondere in diesen Bereichen überflüssig und es wurde begonnen, die Märkte der Netzindustrien zu liberalisieren sowie die öffentlichen Unternehmen

²⁸ Die einhergehende Deregulierungszu privatisieren (z.B. Deutsche Telekom AG).

politik zielt in erster Linie darauf ab, das Wohlfahrtsniveau zu erreichen, dass sich in

²⁹ ergeben einem perfekt funktionierenden Markt bei vollkommener Konkurrenz würde. Jedoch birgt sie auch die Gefahr in sich, dass die interne Subventionierung im Interesse eines Einheitstarifes nicht mehr möglich ist. Ein freier Marktzutritt und Wettbewerb in den lukrativen Bereichen (sog. Rosinenpicken) würde die

³⁰ Überschüsse verzehren, die zum Ausgleich defizitärer Bereiche notwendig sind. Somit widerspricht die generell erwünschte Liberalisierung der Märkte der traditionellen globalen „End-zu-End-Regulierung“.

²⁵ Vgl. Kurth, M. (2003), S. 342f.

²⁶ Vgl. Knieps, G. (2005a), S. 1.

²⁷ Vgl. Knieps, G. (2003), S. 2.

²⁸ Vgl. Kurth, M. (2003), S. 343.

²⁹ Das Wohlfahrtsniveau eines perfekt funktionierenden Marktes bei vollkommener Konkurrenz

entspricht einem pareto-optimalen Konkurrenzgleichgewicht mit perfekter Koordination zwischen

den Unternehmen, ohne das Ineffizienzen auftreten. Dabei ist es nicht möglich, einen

Konsumenten durch geeignete Änderungen der Produktion und des Konsums besser zu stellen,

ohne einen anderen Konsumenten schlechter zu stellen. Vgl. Knieps, G. (2005b), S. 7-11.

³⁰ Vgl. Knieps, G. (2003), S. 2.

7

Für eine ökonomisch fundierte Beurteilung des verbleibenden sektorspezifischen Regulierungsbedarfs in Netzindustrien bietet der Bottleneck-Ansatz einen möglichen Beurteilungsmaßstab. Dabei muss grundsätzlich zwischen denjenigen Teilbereichen der Wertschöpfungskette unterschieden werden, in denen weiterhin eine stabile Marktmacht des Alteingesessenen vorliegt (monopolistischer Bottleneck), und solchen Teilbereichen, die durch aktiven bzw. potenziellen Wettbewerb gekennzeichnet sind. Ausschließlich in den Bereichen, die gleichzeitig durch eine stark ausgeprägte Subadditivität und Irreversibilität der Kosten sowie eine wesentliche Einrichtung geprägt sind, ist eine sektorspezifische Regulierung zur Disziplinierung der Marktmacht gerechtfertigt. Eine Einrichtung ist nur dann als wesentlich anzusehen, wenn sie für den Zugang zu einer komplementären Stufe weder aktiv noch passiv zu substituieren ist, keine vergleichbare Einrichtung besteht,

³¹ noch diese in absehbarer Zeit mit angemessenem Aufwand zu duplizieren ist. Um die Effizienzvorteile eines funktionsfähigen Wettbewerbs auszuschöpfen, müssen die regulatorischen Eingriffe auf ein absolutes Mindestmaß beschränkt

³² Selbst wenn Anreize zu einer bleiben (disaggregierter Regulierungsansatz).

möglichen Übertragung der Marktmacht auf komplementäre Teilbereiche bestehen, lässt sich hieraus nicht die Notwendigkeit einer End-zu-End-Regulierung und eines pauschalen Einsatzes der Regulierungsinstrumente ableiten. Vielmehr muss der Zugang zum monopolistischen Bottleneck für sämtliche aktiven und potenziellen Wettbewerber diskriminierungsfrei und zu angemessenen Kosten ermöglicht werden, damit die Wettbewerbspotenziale auf den komplementären Märkten vollständig ausgenutzt werden können. Die Zugangsbedingungen müssen so ausgestaltet sein, dass genügend Anreize für technologischen Fortschritt und Investitionen gesetzt werden und somit der potenzielle Wettbewerb auf der Bottleneck-Ebene nicht behindert wird. Darüber hinaus sollte die Notwendigkeit von Regulierungseingriffen periodisch überprüft werden, da der rasche technologische Fortschritt insbesondere in dynamischen Sektoren (z.B. Telekommunikation) schrittweise zu einer Auflösung monopolistischer Bottlenecks führen kann (sog. Phasing-out) und somit die

³³ entsprechende Regulierung nicht mehr gerechtfertigt und folglich abzubauen ist. In den Bereichen, in denen mindestens eine der Bedingungen für einen monopolistischen Bottleneck nicht (mehr) erfüllt ist, ist sowohl der potenzielle als auch der aktive Wettbewerb als funktionsfähig anzusehen. Eine Regulierung wäre in

³¹ Vgl. Knieps, G. (2003), S. 5-9.

³² Vgl. Knieps, G. (2005b), S. 95-97.

³³ Vgl. Knieps, G. (2007), S. 4-7.

8

diesem Fall nicht nur überflüssig, sondern auch mit hohen administrativen Kosten und Anreizverzerrungen (z.B. hinsichtlich der Investitionsbereitschaft) verbunden. Wie in allen anderen wettbewerblich organisierten Märkten ist hier eine

³⁴ Missbrauchsaufsicht im Sinne des allgemeinen Kartellrechts völlig ausreichend.

2.2 Regulierungsbedarf im deutschen Strom- und Gassektor

Entsprechend des Bottleneck-Ansatzes sollte sich die Identifikation monopolistischer Bottlenecks nicht auf einen Netzsektor als Ganzes (End-zu-End-Netzphilosophie ohne Schnittstellen) beziehen, sondern vielmehr auf eine ökonomisch sinnvolle Disaggregierung der Wertschöpfungskette. Dabei muss zur Beurteilung des verbleibenden sektorspezifischen Regulierungsbedarfs untersucht werden, ob auf einer Stufe ein nicht angreifbares natürliches Monopol vorliegt, dessen Zugang unabdingbar ist, um eine komplementäre Leistung auf einer vor- bzw.

³⁵ nachgelagerten Stufe zu erbringen.

Die disaggregierte Betrachtungsweise des deutschen Strom- und Gassektors lässt sich mit Hilfe der folgenden Abbildung einfach und übersichtlich darstellen:

Abbildung 1: Wertschöpfung und Regulierungsbedarf im deutschen Strom- und Gassektor

(Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an: PricewaterhouseCoopers, 2008, S. 477)

Die Wertschöpfungsstufen Beschaffung/Erzeugung, Großhandel und Vertrieb sind grundsätzlich wettbewerbsfähig. Sie unterliegen der Wettbewerbsaufsicht durch die Kartellbehörden und stellen kein natürliches Monopol dar, das einer spezifischen

³⁶ Regulierung bedarf. Strom wird überwiegend im Inland durch verschiedenste

Kraftwerke (z.B. Kern-, Gasturbinen-, Heizkraftwerke) produziert, deren einzelne Kapazitäten im Vergleich zur Gesamtnachfrage jedoch relativ gering sind. Zudem lässt sich Strom im Gegensatz zu Gas nicht speichern, so dass sich das Angebot an dem zyklisch schwankenden Nachfrageverhalten der Verbraucher orientieren muss.

³⁴ Vgl. Knieps, G. (2007), S. 3f.

³⁵ Vgl. Knieps, G. (2007), S. 7.

³⁶ Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 435.

9

Dabei werden zur Deckung von Bedarfsspitzen meist kleinere Kraftwerke eingesetzt, deren Rentabilität aufgrund neuer Erzeugungstechnologien deutlich gestiegen ist. Größenvorteile bestimmen somit nicht (mehr) vorrangig die Effizienz, so dass viele

³⁷ Erzeuger Strom anbieten und zu minimalen Stückkosten produzieren können.

³⁸ aus Naturvorkommen gefördert und muss in Im Gegensatz zu Strom wird Erdgas

Deutschland zu mehr als 80% aus dem Ausland (z.B. Russland, Norwegen,

³⁹ über große Pipelines oder in verflüssigter Form (LNG, Liquified Niederlande)

⁴⁰ Die Zahl der bisherigen Natural Gas) mittels Tankschiffen importiert werden.

Förderländer ist begrenzt, jedoch eröffnen sich mit der verstärkten Verbreitung von Flüssiggas zunehmend neue Bezugsmöglichkeiten, sodass zukünftig von einer Steigerung der Wettbewerbsintensität auf der Importebene auszugehen ist. Allerdings wird der Markteintritt neuer Unternehmen durch langfristige und über große Mengen abgeschlossene Lieferverträge zwischen den Produzenten und Importeuren

⁴¹ . Da sich die wesentlichen Förderländer jedoch im außereuropäischen erschwert

⁴² Ausland befinden, ist eine Regulierung nach europäischem Recht nicht möglich. Die Wertschöpfungsstufen Großhandel und Vertrieb haben sich erst mit der Liberalisierung des Strommarktes und allmählich auch im Gasmarkt als

⁴³ Auf der Großhandelsstufe haben eigenständige wettbewerbsfähige Stufen etabliert.

industrielle Großkunden und Weiterverteiler ihren gesamten Strom- bzw. Gasbedarf vor der Liberalisierung in der Regel mittels langfristigen Lieferverträgen mit den vorgelagerten Netzbetreibern gedeckt. Mittlerweile werden zumindest im Strommarkt vermehrt kurz- und mittelfristige Handelsgeschäfte über Energiebörsen

⁴⁴ wie die Leipziger EEX (European Energy Exchange) oder auch bilaterale

³⁷ Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 62ff; Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 132-136.

³⁸ Erdgas ist nach Mineralöl der zweitwichtigste Primärenergieträger in Deutschland und wird vor

allem für die Wärmeerzeugung und zunehmend für die Stromproduktion verwendet (Vgl. Schiffer,

H.-W. (2009), S. 52ff). Im Folgenden wird daher aus der Vielzahl an Gasarten nur die

Versorgungskette von Erdgas behandelt werden, wobei die Begriffe „Erdgas“ und „Gas“ synonym

verwendet werden.

³⁹ Vgl. Schiffer, H.-W. (2009), S. 56f.

⁴⁰ Vgl. Knieps, G. (2003), S. 9f; Monopolkommission (2007), Rn. 453.

⁴¹ Der Erdgasimport erfolgt in der Regel auf Basis von sog. Take-or-Pay-Verträgen mit einer Laufzeit

von ca. 20 Jahren. Diese begrenzen zwar das Investitionsrisiko des Produzenten, jedoch haben sie

einen erheblichen Marktverschluss zur Folge, da die Zahl freier Abnehmer sowie die frei

verfügbare Gasmenge drastisch verringert wird. Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 555ff.

⁴² Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 428ff.

⁴³ Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 137; Koenig, C./Kühling, J./Rasbach, W. (2008), S. 29.

⁴⁴ Der Gashandel wurde erst im Juli 2007 an der Leipziger Energiebörse aufgenommen. Daher

dominieren im deutschen Gasmarkt weiterhin langfristig und über große Mengen abgeschlossene

Lieferverträge zwischen den importierenden Ferngasunternehmen und Weiterverteilern. Die

importierenden Ferngasunternehmen versuchen somit ihr Mengenrisiko auf der Abnehmerseite zu

minimieren und ihre entfernungsbedingt höheren Investitionen beim Gastransport zu sichern. Das

Bundeskartellamt ist gegen diese Praxis vorgegangen und entschied im Januar 2006, dass

10

Geschäfte (sog. OTC-Geschäfte) per Telefon bzw. Internet getätigt. Dadurch sinkt die Abhängigkeit von einzelnen Lieferanten und es kann schneller auf Preisentwicklungen reagiert werden. Zudem haben reine Handelsunternehmen ohne eigene Netz- bzw. Erzeugungskapazitäten die Möglichkeit, auf der Großhandelsstufe

⁴⁵ Der Vertriebsstufe kommt eine rein wirtschaftliche Funktion zu. tätig zu werden.

Während die Netzbetreiber weiterhin für den physikalischen Anschluss der Endkunden an das Verteilnetz zuständig sind, kaufen die Unternehmen auf der Vertriebsstufe den Strom bzw. das Gas im Rahmen von Lieferverträgen beim Produzenten bzw. Importeur oder über Energiebörsen ein und verkaufen diese anschließend an die Endkunden (Industrie-, Haushalts- und Kleingewerbekunden) weiter. Zudem werden die Zähler abgelesen und sonstige Dienstleistungen erbracht. Die Vertriebsstufe nimmt dadurch eine klassische Vermittlerrolle zwischen den

⁴⁶ Da keine irreversiblen Kosten entstehen und einzelnen Wertschöpfungsstufen ein.

auftretende Skaleneffekte (z.B. beim Strom-/Gaseinkauf) vernachlässigbar gering sind, ist die Großhandels- und die Vertriebsstufe grundsätzlich wettbewerbsfähig,

⁴⁷ was sich auch in der großen Anzahl von Anbietern und Nachfragern widerspiegelt. Die Wertschöpfungsstufen Transport und Verteilung weisen aufgrund der Notwendigkeit eines Leitungsnetzes zur Strom- und Gasversorgung die typischen Merkmale eines nicht angreifbaren natürlichen Monopols auf. Das innerdeutsche Transportnetz ist in die internationale Transportebene integriert und verbindet die Wertschöpfungsstufen Beschaffung/Erzeugung und Großhandel mit der Verteilungsstufe sowie mit einzelnen industriellen Großkunden. Der Stromtransport (sog. Übertragung) findet ausschließlich im Höchstspannungsnetz (380 kV bzw. 220 kV) statt, wodurch mit zunehmender Transportmenge und -entfernung auftretende Energieverluste sowie Netzzusammenbrüche relativ gering gehalten werden können. Über das Höchstspannungsnetz werden alle Erzeugungsanlagen horizontal

⁴⁸ miteinander verknüpft, um Systemgrößenvorteile auszunutzen. Für den

zukünftige Verträge mit einer Bedarfsdeckung von 50-80% eine Laufzeit von vier Jahren und

Verträge mit einer Bedarfsdeckung von über 80% eine Laufzeit von zwei Jahren nicht

überschreiten dürfen. Um negative Effekte auf die Investitionsbereitschaft zu vermeiden, wurde

die Untersagung vorerst bis zum 30. September 2010 befristet. Mit dem Ende dieser Frist ist das

Bundeskartellamt zur sorgfältigen Prüfung aufgefordert, inwieweit der Abschluss langfristiger

Gaslieferverträge gemäß der aktuellen Marktsituation sowie des Investitionsverhaltens der

importierenden Unternehmen weiterhin als wettbewerbswidrig anzusehen ist. Vgl.

Monopolkommission (2007), Rn. 555ff.

⁴⁵ Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 118ff, 555ff.

⁴⁶ Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 137.

⁴⁷ Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 137; Monopolkommission (2007), Rn. 127, 435ff.

⁴⁸ Durch den Verbund wird die Gesamtnachfrage durch alle angeschlossenen Kraftwerke bedient, um

die verschiedenen Spitzenlastzeiten der einzelnen Kundengruppen abdecken zu können. Dadurch

11

⁴⁹ (sog. Ferntransport) werden Hochdruckpipelines (1 bis 100 bar) Gastransport

eingesetzt. Da beim Transport der Gasdruck mit zunehmender Entfernung abnimmt, muss der Druckabfall alle 100 bis 200 km an sog. Verdichterstationen kompensiert werden. Der Übergang von der Transport- zur Verteilungsstufe erfolgt in sog. Umspannstationen bzw. Regelanlagen, wo die Stromspannung bzw. der Gasdruck auf das nächst niedrigere Niveau herabgesetzt wird. Auf der Verteilungsstufe wird der Strom bzw. das Gas von der Transportstufe über mehrere Netzebenen zu den lokalen Endverbrauchern transportiert. Dabei kann zwischen Hoch- (110 kV), Mittel(6 bis 60 kV) sowie Niederspannungsnetzen (230 bis 400 kV) im Stromsektor und zwischen Mittel- (100 mbar bis 1 bar) sowie Niederdruckpipelines (bis zu 100 mbar)

im Gassektor unterschieden werden. Die einzelnen Netzebenen werden dabei ausgehend von der höheren Spannungs- bzw. Druckstufe über weitere Umspann- stationen bzw. Regelanlagen untereinander geschaltet und sind nur indirekt über das

⁵⁰ Transportnetz miteinander verbunden.

Bei Planung, Bau und Betrieb von Transport- und Verteilnetzen fallen hohe Fixkosten an, die sich nur langfristig amortisieren und zum Großteil irreversible Kosten darstellen. Die variablen Kosten für die Durchleitung von Strom und Gas sind hingegen relativ gering, so dass die Durchschnittskosten im relevanten Bereich der Nachfrage abnehmen und somit subadditiv verlaufen. Parallele Leitungsnetze

⁵¹ unterschiedlicher Netzbetreiber lassen sich - von Ausnahmen abgesehen - innerhalb

eines Versorgungsgebiets nicht beobachten und stellen aus ökonomischer Sicht eine unsinnige Doppelinvestition dar. Die Netze sind für Wettbewerber auf den vor- und nachgelagerten Märkten (Wertschöpfungsstufen) nicht aktiv oder passiv zu

sinkt die insgesamt vorzuhaltende Kraftwerks- sowie Reservekapazität des Systems und die

einzelnen Kapazitäten können besser ausgenutzt werden. Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002),

S. 133f.

⁴⁹ Zur Transportkette zählen zudem noch Erdgasspeicher, die dem Ausgleich zwischen Angebot und

Nachfrage dienen. Über den Regulierungsbedarf für den Speicherzugang wird ebenfalls aktuell

diskutiert, was in dieser Arbeit aber nicht weiter thematisiert wird.

⁵⁰ Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 134, 136; Monopolkommission (2007), Rn. 94-101, 427.

⁵¹ Nach Knieps (2002, S. 8-21) kann der Ferntransport von Erdgas über Pipelines von

Projektgesellschaften, Pipelines im Bruchteilseigentum sowie über konkurrierende Pipelines

erfolgen, so dass Erdgashändler zwischen mindestens zwei Ferntransportgesellschaften wählen

können und somit aus ökonomischer Sicht kein spezifischer Regulierungsbedarf besteht. Auch

Ströbele (1999, S. 390) kommt zu dem Ergebnis, dass die Ebene des Erdgasferntransports durch

freien Leitungsbau bestreitbar ist und somit keinen monopolistischen Bottleneck darstellt.

Riechmann (2001, S. 776) und die Monopolkommission (2007, Rn. 533) argumentieren jedoch,

dass die Ebene des Gasferntransports keinem Wettbewerb unterliegt und somit weiterhin ein nicht

angreifbares natürliches Monopol darstellt. Das Transportnetz der Wingas, das teilweise parallel

zu den Transportnetzen der anderen Ferngasgesellschaften aufgebaut wurde, diene vorrangig dem

eigenen Versorgungsinteresse. Einen signifikanten parallenen Leitungsbau hat es seit der

Liberalisierung nicht mehr gegeben.

12

substituieren, so dass jedes Teilnetz innerhalb des verbundenen Versorgungsgebietes

⁵² einen monopolistischen Bottleneck darstellt.

Bei der soeben skizzierten disaggregierten Betrachtung wird deutlich, dass ein funktionsfähiger Wettbewerb auf den Stufen Beschaffung/Erzeugung, Großhandel und Vertrieb einen ungehinderten Zugang zu den Transport- und Verteilnetzen voraussetzt. Die Besonderheit im deutschen Strom- und Gasmarkt besteht nun darin, dass viele Versorgungsunternehmen durch ein hohes Maß an vertikaler Integration von monopolistischen und wettbewerbsfähigen Bereichen gekennzeichnet sind. So haben sich auf dem deutschen Strommarkt bis heute vier große Verbundunternehmen (RWE, E.ON, Vattenfall, EnBW) etabliert, die im Besitz des Transportnetzes sind und den Großteil der Kraftwerkskapazitäten auf sich vereinen. Die Verteilung und der Vertrieb entfallen auf rund 60 regionale und über 800 lokale Versorger (meist Stadtwerke). Gleichwohl sind auch die Verbundunternehmen direkt oder indirekt über Beteiligungen an regionalen und lokalen Versorgern in der Verteilung und im Vertrieb aktiv, während die Versorger zum geringen Teil auch in der Strom- ⁵³ Auf deutschen Gasmarkt sind derzeit ca. sieben Ferngaserzeugung tätig sind.

gesellschaften (z.B. E.ON Ruhrgas, Exxon Mobil, RWE Energy, Shell Erdgas, Wingas) aktiv, die den Großteil der Förderkapazitäten sowie Importmengen auf sich vereinen und zusammen mit etwa acht weiteren sog. regionalen Ferngasgesellschaften im Transport tätig sind. Die Verteilung und der Vertrieb entfallen wiederum auf ca. 40 regionale und etwa 650 lokale Versorger. Eine lokale Gasproduktion seitens der Versorger erfolgt nicht. Allerdings sind auch die Ferngasgesellschaften direkt oder indirekt über Beteiligungen in der Verteilung und

⁵⁴ im Vertrieb aktiv.

Aus wettbewerbsorientierter Sicht ist die vorliegende vertikale Struktur als problematisch zu betrachten. Die vertikale Integration gehört zwar allgemein zur angestrebten und wirtschaftlich sinnvollen Unternehmensstrategie, um Effizienzvorteile in Form von Synergieeffekten zu realisieren. Liegt jedoch auf einer Wertschöpfungsstufe eine marktbeherrschende Stellung oder sogar ein Monopol vor, dann sind die konkreten Folgen für die anderen Marktteilnehmer intransparent und die Monopolstellung kann aufgrund des fehlenden Wettbewerbsdrucks zu Ineffizienzen und zu überhöhten Preisen führen. Darüber hinaus ist eine

⁵² Vgl. Brunekreeft, G./Keller, K. (2002), S. 136; Monopolkommission (2007), Rn. 111-116 , 434,

440.

⁵³ Die Anzahl der Verbundunternehmen hat sich seit der Liberalisierung des Strommarktes durch

Fusionen von ursprünglich acht auf vier reduziert. Vgl. Seebach, F. (2008), S. 39ff.

⁵⁴ Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 436, 449-455.

13

wettbewerbsschädliche Diskriminierung anderer Marktteilnehmer zu befürchten. Aufgrund der Monopolstellung im Netzbereich verfügen die Netzbetreiber über eine beträchtliche Marktmacht gegenüber anderen Wettbewerbern, die auf den Zugang zu den wesentlichen Einrichtungen angewiesen sind, um potenzielle Kunden zu beliefern. Somit besteht die Gefahr, dass Konkurrenten der Netzzugang verweigert oder nur zu überhöhten Entgelten gewährt wird. Gerade vertikal integrierte Netzbetreiber neigen zu einem solchen Verhalten, da der neue Marktteilnehmer nicht nur Kunde im Leitungsnetz, sondern zugleich auch Konkurrent im vorherigen Gebietsmonopol ist. Zudem ist zu befürchten, dass die mittels überhöhter Netzentgelte erzielten Monopolgewinne zur Quersubventionierung der wettbewerbs- ⁵⁵ fähigen Geschäftsbereiche des vertikal integrierten Netzbetreibers genutzt werden. Gerade die aus dem monopolistischen Netz resultierenden Diskriminierungspotenziale haben bis in die jüngste Vergangenheit zu beträchtlichen Markteintrittsbarrieren geführt und die mit der Liberalisierung des Energiemarktes erhoffte Wettbewerbsintensivierung erheblich beeinträchtigt. Daher sah sich der europäische Gesetzgeber gezwungen, neben weitreichenden Entflechtungsmaßnahmen für vertikal integrierte EVU`s vor allem die Netzentgelte einer Vorab-Kontrolle durch eine Regulierungsbehörde zu unterstellen. Die damit verbundenen Regulierungsziele und die möglichen Regulierungsmethoden werden in den nachfolgenden Gliederungspunkten erläutert.

2.3 Ziele der Netzregulierung

Da sich der Wettbewerb auf dem gesamten europäischen Energiemarkt seit Beginn der Liberalisierung im Jahr 1998 nur zögerlich entwickelt hat, erließ die Europäische Gemeinschaft am 26. Juni 2003 die Beschleunigungsrichtlinien für Elektrizität und Gas. Diese Richtlinien waren von den Mitgliedsstaaten bis zum 1. Juni 2004 in nationales Recht umzusetzen, um so die Öffnung der nationalen Energiemärkte sowie die Steigerung des Wettbewerbs zu fördern. Dies brachte für den deutschen Gesetzgeber einen klaren Paradigmenwechsel mit sich, da allein der regulierte Netzzugang sowie die Einrichtung einer nationalen Regulierungsbehörde für verbindlich erklärt und damit der bis dahin praktizierte verhandelte Netzzugang ausdrücklich ausgeschlossen wurde. Als Folge dieser Vorgabe wurde das EnWG im Jahr 2005 grundlegend novelliert. Neben Vorgaben zur Entflechtung des Netzbetriebs von den anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung, zum

⁵⁵ Vgl. Dinand, J./Reuter, E. (2006), S. 7; Monopolkommission (2007), Rn. 116.

14

Netzbetrieb selbst sowie zu den übrigen elektrizitäts- und gaswirtschaftlichen Aktivitäten steht vor allem die Ex-Ante-Regulierung der Netzentgelte im Mittelpunkt

⁵⁶ der neuen Regelungen. Zweck des neuen EnWG ist nach § 1 Abs. 1 „eine

möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas“.

Die Regulierung der Strom- und Gasversorgungsnetze dient gemäß § 1 Abs. 2 EnWG einerseits dem Ziel „der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas“. Aufgrund des natürlichen Monopolcharakters der Netze sowie der potenziellen Marktmacht vertikal integrierter EVU`s besteht auch nach der Marktöffnung ein hohes Diskriminierungspotenzial gegenüber Dritten verbunden mit der Möglichkeit hoher Monopolgewinne. Die Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs ist somit eine wesentliche Voraussetzung für die Schaffung eines wirksamen Wettbewerbs und

⁵⁷ zugleich von erheblicher Bedeutung für die allgemeinen Zielsetzungen des EnWG. Insbesondere das Ziel der preisgünstigen Energieversorgung setzt eine effiziente und kostensparende Leistungserbringung voraus, wodurch die Energiepreise für den Endverbraucher nachhaltig gesenkt und damit der Wirtschaftsstandort Deutschland im internationalen Standortwettbewerb insgesamt gestärkt werden soll. Dieses Ziel

⁵⁸ So ist durch den Einsatz von Regulierungsinstrumenten allein nicht zu erreichen. beträgt der Anteil der Netzentgelte an dem vom Haushaltskunden zu zahlenden Energiepreis im April 2008 lediglich 27,4% im Stromsektor bzw. 18,3% im

⁵⁹ Der Energiepreis wird neben staatlichen Gassektor (siehe Anhang Anlage 1).

Steuern und Abgaben erheblich von der Funktionsfähigkeit des Wettbewerbs auf den

⁶⁰ Märkten für Energieerzeugung, -handel und -vertrieb beeinflusst. Nur durch einen

diskriminierungsfreien Netzzugang können neue Marktteilnehmer mit effizienteren Produktionskapazitäten oder eingekauften Energiemengen in den Wettbewerb um Kunden eintreten und damit kostensenkenden Wettbewerbsdruck auf andere Anbieter ausüben. Dies schließt eine wirksame Netzentgeltregulierung ein, denn überhöhte Netzentgelte verhindern den Markteintritt potenzieller Wettbewerber und halten die traditionellen Monopolstellungen aufrecht. Folglich besteht das Hauptziel eines effizienten Regulierungssystems darin, einen funktionsfähigen Wettbewerb zu

⁵⁶ Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 21.

⁵⁷ Vgl. Seebach, F. (2008), S. 56f.

⁵⁸ Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 24ff.

⁵⁹ Vgl. Bundesnetzagentur (2008a), S. 141ff.

⁶⁰ Vgl. Monopolkommission (2007), Rn. 26.

15

fördern und gleichzeitig die Verbraucher vor dem Missbrauch von Monopolanbietern

⁶¹ zu schützen.

Andererseits dient die Regulierung der Strom- und Gasversorgungsnetze gemäß § 1 Abs. 2 EnWG dem Ziel „der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen“. Die Sicherheit der Energieversorgung sowie die Vermeidung von volkswirtschaftlich schädlichen Versorgungsunterbrechungen zählen ebenso wie die Höhe der Energiepreise zu den

⁶² Speziell in der wesentlichen Faktoren im internationalen Standortwettbewerb. Stromversorgung nimmt Deutschland mit einer durchschnittlichen Versorgungsunterbrechung von 19 Minuten pro Kunde im Jahr 2007 im Bereich der Versorgungssicherheit eine Spitzenposition im europäischen Vergleich ein (siehe

⁶³ Entscheidendes Kriterium für die Versorgungssicherheit ist Anhang Anlage 2).

eine intakte und dauerhaft belastbare Netzinfrastruktur, dessen ausreichende Bereitstellung sich nicht allein an Renditerationalitäten privater Kapitalgesellschaften orientieren sollte. Die Versorgung mit Strom und Gas stellt ein meritorisches Gut dar, von dessen Nutzung niemand ausgeschlossen werden und dessen Konsum keiner

⁶⁴ Daher werden die Netzbetreiber gemäß § 11 Abs. 1 Rivalität unterliegen darf.

EnWG zu einem sicheren und zuverlässigen Betrieb, zur Instandhaltung sowie zum bedarfsgerechten Ausbau der Versorgungsnetze verpflichtet, soweit dies wirtschaftlich zumutbar ist. Vor dem Hintergrund des hohen Erneuerungsbedarfs im Netz, das größtenteils in den 1960er und 1970er Jahren errichtet wurde, der verstärkten Einspeisung erneuerbarer Energien (z.B. aus Windparks in Norddeutschland), der räumlichen Verlagerung von Erzeugungsschwerpunkten (siehe Anhang Anlage 3) sowie des zunehmenden internationalen Energiehandels besteht in den nächsten Jahrzehnten ein erheblicher Investitionsbedarf in die Modernisierung, den Ausbau und die Umstrukturierung der deutschen Netz- ⁶⁵ Insbesondere die Aufrechterhaltung der hohen Versorgungsinfrastruktur.

qualität im Strombereich sind bis zum Jahr 2020 mehr als 40 Mrd. Euro für den

⁶⁶ Ausbau und Erhalt der Netze erforderlich. Aufgabe staatlicher Regulierung ist es

daher auch, die notwendigen Investitionen durch angemessene Netzentgelte zu

⁶¹ Vgl. Seebach, F. (2008), S. 57.

⁶² Vgl. Seebach, F. (2008), S. 53.

⁶³ Vgl. BDEW (2009a), S. 22.

⁶⁴ Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 30; Seebach, F. (2008), S. 53.

⁶⁵ Vgl. Pedell, B./Schwihel, A. (2008), S. 585; Seebach, F. (2008), S. 54ff.

⁶⁶ Vgl. BDEW (2009a), S. 22.

16

ermöglichen und die Investitionsbereitschaft der Netzbetreiber zu kontrollieren, um

⁶⁷ eine dauerhafte Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die Herausforderung der Entscheidungsträger innerhalb der Energiepolitik besteht darin, eine ausgewogene Balance zwischen den Zielvorgaben des EnWG sicherzustellen und nicht durch strikte Verfolgung eines Zieles andere zu gefährden. Speziell am Beispiel der Netzregulierung wird angesichts der strukturellen Erfordernisse und der aktuellen Entwicklungen die Gefahr von Zielkonflikten deutlich. Einerseits besteht die Notwendigkeit, marktbeherrschende Stellungen und damit verbundene Monopolgewinne sowie Diskriminierungen anderer Marktteilnehmer durch eine wirksame Regulierung des Netzzugangs und der Netzentgelte zu verhindern, um einen funktionsfähigen Wettbewerb im Energiemarkt sicherzustellen. Andererseits muss den Netzbetreibern eine gewisse Flexibilität in der Netzentgeltgestaltung zugestanden werden, um die anstehenden Investitionen in die Netzinfrastruktur zu ermöglichen und die Versorgungssicherheit nicht zu gefährden. Diese Gratwanderung stellt für die Regulierungspraxis auch zukünftig die

⁶⁸ bedeutendste Herausforderung auf dem deutschen Energiemarkt dar.

2.4 Methoden der Netzentgeltregulierung

Wie in den vorherigen Gliederungspunkten deutlich wurde, können Netzbetreiber ihre Monopolmacht dazu verwenden, durch überhöhte Netzentgelte andere Marktteilnehmer zu diskriminieren und Monopolgewinne zu realisieren. Im Netzbereich besteht daher im Gegensatz zu wettbewerblichen Märkten kein eigenes Interesse der Unternehmen, die Kosten und damit die Netzentgelte zu senken, um Vorteile gegenüber anderen Unternehmen in Form von höheren Gewinnen und Marktanteilen zu erzielen. Daher bedarf es einer Regulierung, um die Ineffizienz monopolistischer Preise zu beseitigen und die gesamtwirtschaftliche Wohlfahrt zu

⁶⁹ maximieren.

Das Ziel der Regulierung von Netznutzungsentgelten besteht darin, „missbräuchlich hohe Netzentgelte zu verhindern und den Netzbetreibern gleichzeitig ausreichende Erlöse zur Finanzierung der im Rahmen des Netzbetriebs anfallenden Betriebs- und Kapitalkosten zu ermöglichen. Die Regulierungsbehörde steht dabei vor einem grundsätzlichen Informationsproblem, das daraus resultiert, dass keine wettbewerblichen Vergleichsmaßstäbe zur Beurteilung der Netznutzungsentgelte zur Verfügung

⁶⁷ Vgl. Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 30; Seebach, F. (2008), S. 58.

⁶⁸ Vgl. Seebach, F. (2008), S. 53ff; Monopolkommission (2007), Rn. 37ff.

⁶⁹ Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 163.

17

stehen und sie gezwungen ist, die Angemessenheit der Netzentgelte anhand der

⁷⁰ Der Netzbetreiber ist jedoch Kosten des Netzbetreibers zu überprüfen“.

grundsätzlich besser über seine Kosten- und Nachfragebedingungen informiert als die Regulierungsbehörde und kann diese Informationsasymmetrie zu seinem Vorteil nutzen. Somit kommt es zum klassischen Principal-Agency-Problem, welches nur gelöst werden kann, wenn dem Netzbetreiber Anreize gegeben werden, seine wahren

⁷¹ und seine Effizienz zu steigern. ⁷² Da eine Kostenstrukturen zu offenbaren

Regulierung in der Regel aber nicht kostenlos ist, muss darauf hingewiesen werden, dass ein Regulierungsinstrument, so geeignet es erscheint, in der Praxis niemals zu den optimalen Gleichgewichtspreisen wie bei vollkommener Konkurrenz führen

⁷³ kann.

In der ökonomischen Regulierungstheorie werden kostenorientierte und anreizorientierte Regulierungsmethoden unterschieden, wobei in der Praxis häufig auch

⁷⁴ Im Folgenden werden die Grundprinzipien Mischformen angewendet werden.

⁷⁵ sowie die wesentlichen Instrumente der beiden Regulierungsarten kurz dargestellt und jeweils Überlegungen zu den Investitionsanreizen angestellt.

2.4.1 Kostenorientierte Regulierung

Die kostenorientierte Regulierung gehört zu den traditionellen Formen der Netzentgeltregulierung und orientiert sich am Prinzip der Kostendeckung. Das bedeutet, dass jeder Netzbetreiber seine betriebsnotwendigen Kosten ausweist, die vom Regulierer ggf. geprüft und genehmigt werden. Der Netzbetreiber hat daraufhin seine Netzentgelte so festzulegen, dass die Erlöse maximal den ausgewiesenen Kosten zzgl. einer vom Regulierer vorgegebenen Rendite entsprechen. Eventuell auftretende Übergewinne werden zeitnah an die Kunden in Form von Preis- ⁷⁶ senkungen weitergegeben.

Die zwei bekanntesten Methoden der kostenorientierten Regulierung sind die Renditeregulierung (sog. Rate-of-Return-Regulierung) und die Kostenzuschlagsregulierung (sog. Cost-Plus- bzw. Mark-Up-Regulierung). Bei der Rendite-

⁷⁰ Vgl.

⁷¹ Die Principal-Agency-Problematik wird im Rahmen dieser Arbeit nur genannt, um den Sachverhalt

der Regulierung umfassend darzulegen. Auf eine ausführlichere Erläuterung wird verzichtet, da

diese Problematik in dieser Arbeit nur eine untergeordnete Rolle spielt und vorrangig im Rahmen

der Informationsökonomik von Bedeutung ist. Vgl. dazu z.B. Rasmusen, E. (2007), S. 51.

⁷² Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 164f; Diekmann, J./Ziesing, H.-J./Leprich, U. (2006), S. 18;

Knieps, G. (2005a), S. 11-13.

⁷³ Vgl. Knieps, G. (2005a), S. 15.

⁷⁴ Vgl. Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 5.

⁷⁵ Zur ausführlicheren Erläuterung der Methoden vgl. z.B. Borrmann, J./Finsinger, J. (1999), Kap. 11.

⁷⁶ Vgl. Bundesnetzagentur (2006), Rn. 168; Wild, J./Vaterlaus, S. (2003), S. 5.

18