Der Wandel der Netzzugangsregulierung im deutschen Gasmarkt

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung

2 Marktspezifische Grundlagen der Erdgaswirtschaft
2.1 Energieträger Gas
2.3 Physikalische Grundlagen des Gastransportes
2.3 Wertschöpfungskette und Transportinfrastruktur in Deutschland

3 Regulierungsbedarf und Regulierungsinstrumente
3.1 Disaggregierte Ansatz
3.2 Vertikale Separierung
3.3 Price-Cap

4 Wandel der Netzzugangsregulierung in Deutschland
4.1 Reform des EnWG 1998
4.2 Der Weg zu einem neuen Netzzugangsmodell
4.2.1 Entwicklung des Entry-Exit-Modells im Rahmen des EnWG 2005
4.2.2 Umsetzung des Entry-Exit-Modells in der Praxis
4.2.3 Kritische Analyse des Entry-Exit-Modells
4.3 Anreizregulierung 2009

5 Fazit und Ausblick

Monographien

Rechtsquellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 Anforderungen 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 Versorgungssicherheit 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]

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

Durch Bündelungseffekte wächst die Pipelinekapazität mit der 2,65-fachen Potenz zum Rohrdurchmesser^[7] (vgl. Putisek, 2005, S. 43).^[8] Dadurch sinken die kapazitätseinheitsbezogenen Stückkosten, d.h. die Durchschnittskosten fallen (vgl. Fasold und Wahle 1996, S. 115 und 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 Transportkapazität 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 Gastransportkette 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.).

3 Regulierungsbedarf und Regulierungsinstrumente

3.1 Disaggregierte Ansatz

Der disaggregierte Ansatz diszipliniert nicht wie die traditionelle^[17] Regulierungsökonomie^[18] das gesamte natürliche Monopol.^[19] Stattdessen sucht dieser Ansatz nach Teilbereichen in denen stabile netzspezifische Marktmacht, ein sog. monopolistisches Bottleneck, nachgewiesen werden kann (vgl. Knieps, 2008, S. 95). Bei Existenz eines solchen Bottlenecks müssen der Netzzugang sowie die Zugangsgebühren reguliert werden, somit soll aktiver und potentieller Wettbewerb möglich werden (vgl. Brunekreeft, 2003, S. 25). Ein monopolistisches Bottleneck ergibt sich bei gemeinsamem Auftreten eines natürlichen Monopols sowie irreversibler Kosten.^[20] Dies führt zu Effizienzverlusten durch Überschussgewinne und ineffizienter Produktion (vgl. Knieps, 2007, S. 155). Die oligopolistische Stufe der Produktion entzieht sich durch die ausländischen Bezugsquellen der europäischen Regulierungsgewalt (vgl. Kesting, 2005, S. 569). In der Literatur besteht breiter Konsens darüber, dass die Ebene der Verteilernetze reguliert werden muss. Hier liegt ein monopolistisches Bottleneck vor. Es ist durch engmaschige Netze und kurze Transportstrecken ohne Verdichtungsstationen gekennzeichnet (vgl. Kesting, 2005, S. 564). Dieser Sachverhalt ist auf der Stufe des deutschen Ferngastransportnetzes in der Literatur umstritten.^[21] Nach Knieps darf weder ein aktives noch ein potentielles Substitut^[22] verfügbar sein, damit es sich um ein monopolistisches Bottleneck handelt (vgl. Knieps, 2002, S. 172). Ein aktiver und potentieller Wettbewerb im deutschen Ferngastransportnetz resultiert für ihn aus der Existenz von „[…] Pipelines von Projektgesellschaften, Bruchteilseigentum sowie Zugang zu konkurrierenden Pipeline-Backbones […]“ (Knieps, 2002, S. 175).^[23] Knieps schliesst daraus, dass eine ex-ante-Regulierung im deutschen Gasferntransport überflüssig ist und gesamtvolkswirtschaftliche Schäden hervor ruft. Eine Missbrauchsaufsicht im Rahmen des GWB ist genügend (vgl. Knieps, 2002, S. 173). Da der deutsche Ferngastransport trotzdem reguliert, liegt der Fokus dieser Arbeit auf der Ferngastransportebene. Darüber hinaus sieht Kesting die Kriterien der europäischen Kommission zur Rechtfertigung der Regulierung an sich schon als problematisch an (vgl. Kesting, 2005, S. 568).^[24]

3.2 Vertikale Separierung

Eine Regulierungsalternative stellt die vertikale Separierung dar. Hierbei werden der Gastransport und die Gasversorgung eigentumsrechtlich getrennt (vgl. Knieps, 2008, S. 104). Somit wäre das Problem der internen Quersubventionierung, also einer Gemeinkostenverschiebung, aus dem wettbewerblichen Bereich in den Netzsektor gelöst (vgl. Hirschhausen und Beckers, 2006, S. 98). Einen Nachteil stellt der tiefe Eingriff ins Eigentumsrecht sowie die verbleibende monopolistischen Preissetzung dar. Dieser sollte bei beiden Regulierungsalternativen nicht mit einer Preisstrukturregulierung,^[25] sondern mit einer Preisniveauregulierung begegnet werden. Eine solche ist sowohl die Price-Cap-Regulierung als auch die in Kapitel 4.3 vorgestellte Revenue-Cap-Regulierung (vgl. Knieps, 2008, S. 104f.).

3.3 Price-Cap

Die Price-Cap-Regulierung stellt das beste Instrument dar, um verbleibende Marktmacht zu disziplinieren. Sie zeichnet sich durch ihre Einfachheit^[26], leichte Implementierbarkeit, begrenzte erforderliche Informationsmengen sowie Überlassung der Preisflexibilität beim Unternehmen aus (vgl. Knieps, 2008, S. 107). Ausgangspunkt des Ansatzes ist die bounded-rationality-Hypothese^[27]. Damit soll zumindest erreicht werden, dass das monopolistische Preisniveau nicht stärker ansteigt als die Inflationsrate (vgl. Knieps, 2008, S. 107-109). Die Price-Caps für den Produktkorb werden ex-ante für mehrere Perioden festgelegt. Somit werden Gewinne aufgrund von Effizienzzuwächsen bis zur Neufestsetzung nicht berücksichtigt. Dies führt zu Kosteneinsparungsanreizen. In dynamischen Märkten haben die Unternehmen somit immer die Möglichkeit, innerhalb der Preisniveaubeschränkung ein Rebalancing ihrer Tarifstruktur durchzuführen (vgl. Knieps und Brunekreeft, 2003, S. 54f.).^[28] Allerdings können Anreizverzerrungen beim Angebot verschiedener Produktqualitäten sowie Probleme der Quersubventionierung auftreten (vgl. Brennan, 1989, S. 141 und Elsenblast, 2006, S. 136). Dadurch wird deutlich, dass es ein perfektes Regulierungsinstrument nicht gibt und der Einsatz eines Regulierungsinstrumentes zu weiteren Regulierungsanforderungen führen kann. So sind sowohl ein diskriminierungsfreier Netzzugang als auch eine getrennte Buchführung erforderlich. Weiterhin gilt es die ex-ante-Regulierung aufzuheben und zu einer generellen Missbrauchsaufsicht zurückzukehren, sobald das Marktmachtproblem verschwunden ist (vgl. Knieps 2000, S. 15).^[29]

4 Wandel der Netzzugangsregulierung in Deutschland

4.1 Reform des EnWG 1998

Die EU hat 1998 die Erdgasrichtlinie 98/30/EG zur Liberalisierung des Energiebinnenmarktes eingeführt. Der diskriminierungsfreie Zugang zum Gasnetz zu angemessenen und fairen Entgelten wurde dabei als Hauptinstrument für die Ermöglichung von mehr Wettbewerb und damit Steigerung der Effizienz gesehen (vgl. Pelaez, 2008, S. 11). Der erste Schritt Richtung Liberalisierung des deutschen Gasmarktes wurde ebenfalls 1998 mit der Einführung des neuen EnWG eingeleitet.^[30] Wesentliche Änderungen waren die Abschaffung der Ausnahme des Gassektors vom Kartellverbot nach § 103 Abs. 1 Nr. 2 GWB a.F. (vgl. Hirschhausen, 2008, S. 171), das Verbot der bis dato bestehenden Demarkationsverträge^[31] sowie die Aufhebung der Ausschließlichkeit in Konzessionsverträgen^[32] (vgl. Wittinghofer, 2008, S. 84). Die EU Richtlinie erlaubte den Mitgliedsstaaten zwischen einem reguliertem und einem verhandelten Netzzugang zu wählen. Als einziger Mitgliedsstaat wählte Deutschland den verhandelten Netzzugang (vgl. §6 EnWG 1998). Dabei wird lediglich ex-post kontrolliert,^[33] ob die vertikal integrierten Unternehmen Dritten den Netzzugang zu denselben Bedingungen gewähren wie ihren assoziierten Versorgungsbereichen.^[34] Für diese Überprüfung ist eine buchhalterische Entflechtung notwendig. Ende 1999 begannen die ersten Verhandlungen zwischen den verschiedenen Verbänden^[35] über die Netznutzungsentgelte und Bedingungen eines Netzzugangs für Dritte. Der Erdgasferntransport wurde fälschlicherweise in die Regulierung einbezogen. Das Hauptaugenmerk sollte auf mehr Wettbewerb und Transparenz, einfacheren Prozeduren, Börsenfähigkeit, Einigung auf Massengeschäft, Bilanzkreisfähigkeit sowie die Kostenzuordnung nach dem Verursacherprinzip liegen. Eine erste Einigung gab es Mitte 2000 mit der sog. Verbändevereinigung I. Sie sah für jede Stufe des Gastransportes ein anderes Zugangsmodell vor.^[36] Diese verschiedenen Netzzugangsmodelle wurden heftig kritisiert, sodass im Mai 2002 die VV II unterzeichnet wurde. Es folgte eine Anpassung des Netzzugangsmodells der regionalen an das der überregionalen Ebene. Allerdings blieben die Hauptkritikpunkte der prohibitiv hohen und diskriminierenden Zugangsgebühren sowie der mangelnden Transparenz^[37] erhalten. Bemerkenswerterweise offenbart Kapitel 6.1.5 der VV II indirekt, dass die bisherigen Verhandlungen keine der oben genannten Probleme, auf denen das Hauptaugenmerk liegen sollte, lösen konnten.^[38] Daher gab es kaum einen nennenswerten Unterschied zwischen dem Stand zu Beginn und bei Abbruch der Verhandlungen im April 2003. Schuld an dem Abbruch waren insbesondere die asymmetrische Handelsmacht von VIK und BGW, deren konträre Positionen über die Einführung eines Entry-Exit-Modells^[39] sowie der Unwille der deutschen Regierung, Verantwortung für einen Netzzugang zu übernehmen (vgl. Lohmann, 2006, S. 25-32). Ein weiteres Problem war die rechtliche Unverbindlichkeit der VV für deren Unterzeichner (vgl. Heuraux, 2004, S. 164). Es war schließlich eine EU-Direktive, die den mühsam und ergebnislos verhandelten Netzzugang abschaffte (vgl. Lohmann, 2006, S. 4).

[...]

^[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] 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 Bündelungsvorteilen siehe Blankart und Knieps, 1992, S. 74-78.

^[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).

^[17] Weiterführende Literatur zum disaggregierten Regulierungsansatz in Knieps und Brunekreeft (2003).

^[18] Diese globale End-zu-End Regulierung umfasst sowohl die Netzinfrastruktur als auch die Netzdienstleistung. Weiterführende Darstellungen finden sich in Knieps (2004).

^[19] Ein natürliches Monopol ist gegeben, wenn ein einzelner Anbieter aufgrund von sinkenden Durchschnittskosten (wegen hoher Fixkosten) das Marktgebiet kostengünstiger versorgen kann als mehrere Anbieter (vgl. Cezanne, 2005, S. 218).

^[20] Diese sunk costs sind für den incumbent, im Gegensatz zum entrant, nicht mehr entscheidungsrelevant. Eine Drohung des incumbent, seine Preise auf die kurzfristigen variablen Kosten zu senken, um potentielle Wettbewerber abzuschrecken, ist somit glaubwürdig (vgl. Knieps, 2002, S. 172).

^[21] Riechmann (2001, S. 776), Hirschhausen et al. (2007, S. 1) sowie die Monopolkommission (2002, S. 388) kommen zu dem Schluss, dass es auf der Ebene des deutschen Ferntransportes keinen Wettbewerb gibt. Zu ganz anderen Schlüssen kommen Knieps (2002, S. 172) und Ströbele (1999, S. 156).

^[22] Ein aktives Substitut ist gegeben, wenn das Gasnetz nicht unabdingbar ist um Kunden zu erreichen. Ein potentielles Substitut ist gegeben, wenn das Gasnetz durch angemessene finanzielle Mittel reproduzierbar ist (vgl. Knieps, 2007, S. 155).

^[23] Für weitere Erklärungen und Beispiele im deutschen Ferngastransport siehe Knieps, 2002, S. 175-178.

^[24] Diese beiden Kriterien sind die Kundenwechselrate sowie der Endverbraucherpreis. Für weitere Erläuterungen siehe Kesting, 2005, S. 568.

^[25] Diese behindern die unternehmerische Suche nach innovativen Tarifsystemen sowie eine wohlfahrtssteigernde und für Unternehmen oftmals überlebenswichtige Preisdifferenzierung (vgl. Knieps 2008, S.106).

^[26] Eine genaue Berechnung sowie weitere Informationen zur Price-Cap-Regulierung findet sich in Knieps (2008, S.105-113), Knieps (2007, S.172-176), Knieps und Brunekreeft (2003, S. 54-56), Dörband (2005, S. 46-50) sowie Brennan (1989, S. 133-144).

^[27] Diese besagt, dass eine Regulierung ohne Informationen im Hinblick auf Nachfrage- und Kostenbedingungen, die den Status quo der Konsumenten zumindest nicht verschlechtert, bereits eine Verbesserung ist (vgl. Knieps, 2008, S. 107).

^[28] Die durch die Regulierung implizierte Preissetzung orientiert sich sowohl an den Preiselastizitäten als auch an den Kostenstrukturen. Dadurch wird der Wohlfahrtsverlust aus der Divergenz zu Grenzkostenpreisen minimiert. Aufgrund dessen scheint diese Regulierungsform aus wohlfahrtstheoretischer Sicht besonders attraktiv (vgl. Elsenblast, 2006, S. 136).

^[29] Dieser Vorgang wird als Phasing-out bezeichnet.

^[30] Es ersetzte das alte EnWG von 1935. Allerdings musste mangels einer konkreten Gasnetzzugangnorm, der Anspruch auf Zugang aus §19 Abs. 1 und 4 Nr. 4 GWB abgeleitet werden (vgl. Brodt, 2008, S. 34).

^[31] Verträge zwischen GVU zur Einteilung des Bundesgebietes in monopolistische Absatzgebiete (vgl. Dörband, 2005, S. 10f.).

^[32] Verträge zwischen GVU und Gemeinden bzw. Stadtwerken zur alleinigen Nutzung öffentlicher Wege zur Versorgung des jeweiligen Gebietes mit Energie (vgl. Dörband, 2005, S. 10f.).

^[33] Diese Aufgabe übernahm das BKartA.

^[34] In der sechsten GWB Novelle von 1999 wurde erstmals eine Zugangsverpflichtung für Dritte im deutschen Gesetz verankert (§ 19 Abs. 4 GWB).

^[35] Die großen Industriekunden wurden durch den BDI und die gesamtdeutsche Industrie durch den VIK vertreten. Auf der Seite der Netzbetreiber wurden alle GVU durch den BGW (heute BDEW) und die kommunalen Unternehmen im Speziellen durch den VKU vertreten.

^[36] Im Ferntransport galt das sog. Punkt-zu-Punkt-Modell. In diesem ist das Entgelt abhängig von transportiertem Volumen sowie Entfernung und Lage der Ein- und Ausspeisungspunkte. Auf regionaler Ebene galt das sog. „Briefmarken“-Modell. Demnach teilte jeder Transporteur sein Gebiet in mehrere Zonen, in denen er die Transportkosten als homogen erachtete. Die Entgelte waren somit innerhalb der Zone transportwegunabhängig. Auf lokaler Ebene galt ein einheitliches „Kommunalbriefmarken“-Modell. Diese Abweichungen wurden damit begründet, dass auf der letzten Ebene durch das eng vermaschte Netz keine Flussrichtung festgestellt werden könne (vgl. Brodt, 2009 S. 34-38).

^[37] Die mangelnde Transparenz drückt sich bspw. in der Geheimhaltung des genauen Pipelineverlaufs sowie mangelnden Informationen über die Netzauslastung aus (vgl. Heuraux, 2005, S.164).

^[38] Alle anfangs genannten Schlüsselprobleme werden in diesem Kapitel als „noch-zu-lösen“ aufgelistet.

^[39] Nähere Erläuterungen zum Enrty-Exit Modell in Abschnitt 4.2.