Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis...........................................................................................................................   I

Abk  ürzungsverzeichnis  II

1.  Einleitung  1

2.  Grundlagen der Erdgaswirtschaft in Europa  2

2.1  Charakteristika und Besonderheiten des Energieträgers Erdgas.  2

2.2  Die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft  3

2.3  Anteil von Erdgas am Energieverbrauch Europas  3

3.  Schaffung von Wettbewerb auf den europäischen Erdgasmärkten.  4

3.1  Ausgangssituation: Monopole und Verhinderung von Wettbewerb  4

3.2  Regulierungsbedarf für die Erdgaswirtschaft?  5

3.3  „Vollendung des Binnenmarkts“ (1988)- Entstehung der Idee eines Energiebinnenmarktes  6

3.4  Erdgastransitrichtlinie aus dem Jahr 1991.  7

3.5  Erdgasbinnenmarktrichtlinie 98/30/EG aus dem Jahr 1998  8

3.5.1  Marktöffnung  8

3.5.2  Organisation des Netzzugangs  9

3.5.3  Unbundling  11

3.6  Bestandsaufnahme der Wettbewerbsintensität im europäischen Erdgasmarkt.  12

4.  Stand der Umsetzung der europäischen Erdgasbinnenmarktrichtlinien am Beispiel  

Deutschland   14

4.1  Erstes Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts (EnWG)  14

4.2  Gesetz zur Änderung des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts  15

4.3  Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts aus dem Jahr 2005- Vom  

verhandelten  zum regulierten Netzzugang  16

4.4  Problem der langfristigen Gaslieferverträge.  18

5.  Fazit und Ausblick  19

Anhangverzeichnis 22   

Literaturverzeichnis.   24

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Abkürzungsverzeichnis

Art. Artikel BGH Bundesgerichtshof BGW Bundesverband der Gas- und Wasserwirtschaft BKartA Bundeskartellamt BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit bspw. beispielsweise EG Europäische Gemeinschaft EGV EG-Vertrag EnGW Energiewirtschaftsgesetz et al. et alii ; und andere kWh Kilowattstunden LNG Liquified Natural Gas MWh Megawattstunden RegTP Regulierungsbehörde für Post und Telekommunikation RL Richtlinie TPA Third Party Access u.U. unter Umständen vgl. vergleiche VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwerkswirtschaft

II

1. Einleitung

Die Bedeutung von Gas als Energieträger hat in den letzten Jahren exorbitant zugenommen. Der Gasmarkt ist ein Markt, der seit jeher eine wettbewerbsfeindliche Struktur aufweist, welche durch Ausnahmebereiche im Kartellrecht legalisiert wurde. Die wettbewerbsfeindliche Struktur fand ihre Ausprägung in nationalen oder regionalen Gebietsmonopolen und einer großen Anzahl von öffentlichen Unternehmen. Dies war im Zuge des dynamischen europäischen Integrationsprozesses und dem formulierten Ziel eines europäischen Binnenmarktes zunehmend untragbar. Es wurden also in den letzten Jahren Anstrengungen unternommen, auf den europäischen Gasmärkten Wettbewerb zu schaffen und den sogenannten Gasbinnenmarkt zu errichten.

Die vorliegende Arbeit hat zum Ziel, den Prozess der Wettbewerbsschaffung auf den europäischen Erdgasmärkten zu beschreiben und hierbei insbesondere die konkrete Umsetzung der wettbewerblichen Öffnung zu untersuchen. Darüber hinaus sollen wettbewerbsrelevante Problemfelder erörtert und analysiert werden. Nicht zuletzt soll ein Ausblick in die Zukunft der Wettbewerbsschaffung im Erdgasmarkt gegeben werden.

Entsprechend ist die vorliegende Arbeit wie folgt aufgebaut. Nach der Einleitung werden im zweiten Kapitel die Grundlagen der Erdgaswirtschaft in Europa dargelegt. Welche Besonderheiten weist der Energieträger Erdgas auf und wie ist die Wertschöpfungskette in der Erdgaswirtschaft? Das dritte Kapitel beschreibt den Prozess der Wettbewerbsschaffung auf den europäischen Erdgasmärkten und stellt grundsätzliche Überlegungen zum Regulierungsbedarf der Erdgaswirtschaft an. Von einer Situation ausgehend, die geprägt war von Monopolen und Wettbewerbsverhinderung, wurden sukzessive die rechtlichen Grundlagen für die wettbewerbliche Öffnung auf den europäischen Erdgasmärkten erarbeitet. Treibender Faktor in diesem Prozess war die Europäische Kommission. Das vierte Kapitel schildert den Stand der Umsetzung der Erdgasbinnenmarktrichtlinie exemplarisch am Beispiel der Bundesrepublik Deutschland. Das Problem der langfristigen Gaslieferverträge wird in diesem Kapitel noch einmal besonders thematisiert.

Das fünfte Kapitel fasst zusammen und versucht den weiteren wirtschaftspolitischen Handlungsbedarf für eine fortschreitende Wettbewerbsschaffung auf deutscher und europäischer Ebene zu umreißen.

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2. Grundlagen der Erdgaswirtschaft in Europa

2.1 Charakteristika und Besonderheiten des Energieträgers Erdgas

Im Vergleich zu anderen Energieträgern wie bspw. Strom werden beim Energieträger Erdgas ¹ einige Charakteristika und Besonderheiten evident. Ein Spezifikum ist, dass Erdgas am Ort seiner Quelle gefördert und zum Verbraucher transportiert werden muss. Erdgas ist also ein leitungsgebundener Energieträger (vgl. Hosius, 2004, S.31) . Der Ferntransport von Erdgas kann dabei entweder über Pipelines erfolgen oder mit Hilfe von Schiffen als sogenanntes Liquified Natural Gas (LNG). Aufgrund der Tatsache, dass beim LNG-Transport etwa ¼ der transportierten Energie zur Verflüssigung aufgewendet werden muss, erfolgt aus Kostengründen der Transport von Erdgas im wesentlichen über Pipelines (vgl. Flakowski, 2003, S.9). Hier ist ein eindeutiger Unterschied zum Energieträger Strom zu erkennen, der relativ unabhängig vom Standort produziert werden kann. In der wirtschaftswissenschaftlichen Literatur wird aufgrund seiner Leitungsgebundenheit, der Gastransport oftmals als natürliches Monopol bezeichnet (vgl. Flakowski, 2003, S.10).

Eine weitere Besonderheit von Gas ist, dass es im Gegensatz zu Strom speicherbar ist. Die Speicherfähigkeit ermöglicht es, Bedarfsschwankungen auszugleichen. Bei niedriger Nachfrage wird Gas eingespeichert, bei hoher Nachfrage ausgespeichert. Transportnetz und Produktionsinfrastruktur müssen demnach nicht auf eine maximale Nachfrage ausgelegt werden (vgl. Stäcker, 2004, S.6). Gas wird oftmals als „premium fuel“ bezeichnet. Diese Bezeichnung lässt sich aus seinen positiven Eigenschaften für den Endverbraucher ableiten. Da Gas nicht beim Endverbraucher gelagert werden muss, kann dieser auf den Bau von teuren Speicheranlagen verzichten. Darüber hinaus hat Gas im Vergleich zu Erdöl und Kohle einen extrem niedrigen CO 2 -Gehalt. ² Dieser im Vergleich niedrige CO 2 -Gehalt lässt darauf schließen, dass die relativen Kosten von Gas mittelfristig sinken werden, denn das gestiegene Umweltbewusstsein und die damit verbundenen Maßnahmen zur Internalisierung der externen Effekte, ändert die relativen Brennstoffkosten zu Gunsten von Gas. So wurde in Kyoto beschlossen die Emission des Klimaschadstoffs CO 2 künftig mit einem Preis zu versehen (vgl. Flakowski, 2003, S.1-3).

¹ Man kann zwischen künstlich hergestellten und Naturgasen unterscheiden. Erdgas hat einen Anteil von 95%

der Naturgase inne. Der Terminus Gas bezieht sich in der vorliegenden Arbeit immer auf Erdgas; vgl. Schulz,

1996, S.214 zitiert bei Flakowski, 2003, S.1.

² Die genauen CO 2- Werte sind: Erdgas 0,20 kg/kWh, Braunkohle 0,40 kg/kWh, Steinkohle 0,28 kg/kWh vgl.

Cerbe, 1999, S.3.

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2.2 Die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft

Die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft lässt sich in die Bereiche Produktion, Ferntransport sowie Speicherung und Verteilung systematisieren. Daneben lässt sich der Gashandel identifizieren, der auf jeder Stufe der Wertschöpfungskette stattfinden kann (vgl. Stäcker, 2004, S.6). Die Wertschöpfungsstufe Produktion impliziert sowohl die Exploration und das Aufsuchen der Gaslagerstätten als auch das sogenannte „gathering“. Unter dem Terminus „gathering“ versteht man ein oftmals kilometerlanges Pipelinenetz, welches aufgebaut werden muss, um Gas aus den Förderanlagen zu den Weiterverarbeitungsfabriken oder zur Transportpipeline zu führen (vgl. Flakowski, 2003, S.7-8). Unter dem Wertschöpfungssegment Transport ist der Transport von den Weiterverarbeitungsanlagen in die Absatzgebiete zu verstehen. Dies kann entweder in Pipelines oder mit Hilfe von Schiffen erfolgen. Aufgrund der betriebswirtschaftlichen Ratio der Kostenminimierung erfolgt der Transport meist über Pipelines (vgl. Stäcker, 2004, S.6).

Nachdem das Erdgas gespeichert wurde, wird es zu den Endverbrauchern transportiert. Dies erfolgt meist durch die Fernversorgungsunternehmen, welche das Gas an regionale und kommunale Versorgungsunternehmen weiterleiten. Von diesen Unternehmen wird der Endverbraucher entweder über direkten Anschluss an die Transportpipeline oder über ein Verteilungsnetz versorgt (vgl. Flakowski, 2003, S.10).

2.3 Anteil von Erdgas am Energieverbrauch Europas

Im Jahr 1959 wurde durch die Entdeckung riesiger Erdgasvorkommen in Groningen vor der niederländischen Küste das Zeitalter der kommerziellen Nutzung von Erdgas eingeleitet. Seitdem ist der Anteil von Erdgas an der Primärenergieversorgung sehr stark angestiegen (vgl. Hosius, 2004, S.33). Während im Jahr 1973 der Anteil von Erdgas am Primärenergieverbrauch in Deutschland nur 10% betrug, waren es im Jahr 2002 schon 21% (vgl. Schiffer, 2002, S.161). Schätzungen gehen davon aus, dass der Anteil von Erdgas am Primärenergieverbrauch in Deutschland bis zum Jahr 2020 auf 27% ansteigen wird. Dieses Wachstum ist auf mehrere Faktoren zurückzuführen. Zum einen gibt es eine Ausweitung der Stromerzeugung auf Erdgasbasis, die mit dem Bau neuer Gaskraftwerke einhergeht. Zum anderen wird Erdgas in immer stärkeren Maße in Privathaushalten eingesetzt. Auch die zunehmende Verwendung von Erdgas als Kraftfahrzeugtreibstoff, die noch zusätzlich durch steuerliche Vergünstigungen gefördert wird, verstärkt den Trend einer steigenden Erdgasnachfrage (vgl. Hosius, 2004, S.34).

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In der Europäischen Gemeinschaft betrug der Erdgasanteil am Primärenergieverbrauch im Jahr 2000 25% und soll sich bis zum Jahr 2030 verdoppeln (vgl. Hosius, 2004, S.34). Die größten Gasmärkte in Europa sind Großbritannien, Deutschland, Italien und die Niederlande. In allen diesen Ländern hat Gas einen erheblichen Anteil am gesamten Energiemix. Im Jahr 1999 war der größte Gasanteil in den Niederlanden mit knapp 50% des Primärenergieverbrauchs zu finden (vgl. Flakowski, 2003, S. 13).

3. Schaffung von Wettbewerb auf den europäischen Erdgasmärkten

Das folgende Kapitel gibt einen Überblick über die sukzessive Wettbewerbsschaffung auf den europäischen Erdgasmärkten. Von der Deskription der Ausgangssituation auf den europäischen Erdgasmärkten ausgehend, werden die neuen rechtlichen Grundlagen dargelegt und die Entwicklung hin zu mehr Wettbewerb deutlich gemacht und grundsätzliche Überlegungen zum Regulierungsbedarf der Erdgaswirtschaft angestellt.

3.1 Ausgangssituation: Monopole und Verhinderung von Wettbewerb

Es gab auf dem europäischen Markt für Erdgas bis in die späten 1990er Jahre keinen grenzüberschreitenden Handel. Der maßgebliche Grund hierfür lag in den sehr unterschiedlichen rechtlichen Rahmenbedingungen der EG-Mitgliedsstaaten. Die Energiepolitik der meisten EG-Länder folgte dem Postulat einer Verhinderung von Wettbewerb. Die EG-Mitgliedsstaaten waren überzeugt, dass die Einführung von spartengleichem Wettbewerb sich negativ auf Preis und Qualität der Versorgung auswirken wird. Neuen Marktteilnehmern wurde durch Im- und Exportmonopole der Marktzugang verwehrt (vgl. Hosius, 2004, S.45-46).

Somit war die europäische Marktstruktur für Erdgas ursprünglich gekennzeichnet von öffentlichen oder halböffentlichen Unternehmen, die auf ihrer Wertschöpfungsstufe oder ihrem Versorgungsgebiet, eine Monopolstellung innehatten. Exemplarisch sei an dieser Stelle das französische Staatsunternehmen Gaz de France genannt, welches zugleich alleiniger Importeur und Transportnetzbetreiber für Gas in Frankreich war und darüber hinaus einen erheblichen Anteil der französischen Gasverteilung abdeckte. Diese Strukturen ließen sich in den meisten europäischen Ländern in ähnlicher Art und Weise finden. Die Verteilung wurde oftmals von kommunalen Versorgungsunternehmen wahrgenommen, die ihr Absatzgebiet über Demarkations- und Konzessionsverträge vor Wettbewerb protegierten (vgl. Stäcker, 2004, S.8).

Die beschriebene Struktur lässt sich daraus ableiten, dass die Errichtung und Bereitstellung der nötigen Infrastruktur für den Transport und die Lieferung von Erdgas äußerst kapitalintensiv ist. Die Gasver-sorger und Gasimporteure hatten ein Interesse daran, die Risiken, die mit den hohen Investitionen verbunden sind, über die Zeit und entlang der Gasprozesskette zu verteilen. Gasversorger und- impor-

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teure setzten mit ihrer Marktmacht als Angebotsmonopole langfristige Lieferverträge von bis zu 20 Jahren durch. Somit konnten sie ihr Mengenrisiko vermindern und schufen die Grundlage für den kapitalintensiven Aufbau der gaswirtschaftlichen Infrastruktur. Versorger und Importeure konnten ihrerseits die Gasnachfrage konzentrieren und bündeln, was ihnen eine größere Marktmacht und ergo eine bessere Verhandlungsposition gegenüber den Gasproduzenten verschaffte. Diese verbesserte Verhandlungsposition trug zu einem Gleichgewicht der Kräfte zwischen Produzenten und Abnehmern bei (vgl. Stäcker, 2004, S.9).

Die „Marktmachtparität“ zwischen Produzenten einerseits und Versorgern und Importeuren andererseits wird durch Take-or-pay Verträge abgesichert. Der Versorger oder Abnehmer (also der Kunde) garantiert für ein bestimmtes Volumen zu zahlen, unabhängig davon, ob seine Nachfrage tatsächlich dieses Volumen erreicht. Der Kunde kommt also für das Mengenrisiko auf. Die Preise der Verträge sind flexibel und werden an Substitutionsgüter, meist Heizöl, gekoppelt. Aufgrund dessen, hat der Produzent das Risiko einer Preisanpassung zu tragen. Diese Koppelung des Preises für Erdgas an andere Energieträger wird auch Anlegbarkeitsprinzip genannt. Da Erdgas mit anderen Energieträgern konkurriert, liegt die Ratio des Anlegbarkeitsprinzips darin, den anlegbaren Preis so festzulegen, dass es für den Endverbraucher indifferent ist, ob er Erdgas oder ein Substitut verwendet (vgl. Stäcker, 2004, S.9).

3.2 Regulierungsbedarf für die Erdgaswirtschaft?

Wie wir gesehen haben, herrscht in der netzgebundenen Industrie Erdgas kein Wettbewerb. Es ist jedoch eine essentiell wichtige wirtschaftspolitische Aufgabe, Marktmissbrauch in netzgebundenen Industrien auf denjenigen Stufen der Wertschöpfungskette zu verhindern, die eine „Engpasseinrichtung“ bzw. „Essential Facility“ darstellen (vgl. Hirschhausen/Beckers, 2006, S.3). Nach Knieps (2002) ist eine „Essential Facility“ gegeben, wenn „Netzelemente gleichzeitig für die Erbringung einer Leistung auf dem nachgelagerten Markt zwingend erforderlich sind, am Markt nicht anderweitig vorhanden sind sowie objektiv zu wirtschaftlich zumutbaren Bedingungen nicht duplizierbar sind (Knieps, 2002, S.171).“ Der Zugang zu diesen „Essential Facilities“ sollte diskriminierungsfrei und zu fairen und angemessenen Preisen erfolgen, damit Wettbewerb auf den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen ermöglicht wird. Zur Durchsetzung dieser Forderung kann u.U. eine staatliche Regulierung erforderlich sein (vgl. Hirschhausen/Beckers, 2006, S.3, siehe auch Schulz, 1996, S. 214 ff.). Es stellt sich somit die Frage, an welchen Stufen der Gaswertschöpfungskette potentielle Bereiche mit Engpasscharakter zu identifizieren sind. Wie in Gliederungspunkt 2.2 dargelegt, kann man die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft in Produktion, Ferntransport, Speicherung/Verteilung und Handel systematisieren. In der Wertschöpfungsstufe Produktion herrscht zwischen verschiedenen Förderfirmen Wettbewerb und es ist keine Eingriffsnotwendigkeit gegeben.

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