Der deutsche Strommarkt im Umbruch - Ownership Unbundling zur Wettbewerbssteigerung?

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Zusammenfassung

1 Einleitung
1.1 Thematische Einführung
1.2 Vorgehensweise und Aufbau der Arbeit

2 Die Geschichte des deutschen Strommarktes
2.1 Von den Anfängen bis 1945
2.2 Die Nachkriegszeit bis zur Wiedervereinigung
2.2.1 Die Elektrizitätswirtschaft in der Bundesrepublik
2.2.2 Die Elektrizitätswirtschaft der DDR
2.3 Deutschland 1990 bis heute
2.3.1 Die Integration der neuen Bundesländer
2.3.2 Erste Liberalisierungsansätze
2.3.3 Liberalisierung 1998 und die Entstehung der großen Vier
2.3.3.1 Die EnBW AG
2.3.3.2 Die E.ON Energie AG
2.3.3.3 Die RWE AG
2.3.3.4 Die Vattenfall Europe AG
2.3.4 Weitere Liberalisierungsanläufe nach 1998

3 Der Strommarkt heute: Strukturen, Probleme und Regulierungsmöglichkeiten
3.1 Die drei Stufen der Wertschöpfung
3.1.1 Stromerzeugung
3.1.2 Stromtransport
3.1.2.1 Struktur und Charakteristika der Stromübertragung
3.1.2.2 Struktur und Charakteristika der Stromverteilung
3.1.2.3 Kostencharakteristika des Stromtransports
3.1.3 Stromhandel
3.1.3.1 Der Großhandelsmarkt für Strom
3.1.3.2 Der Endkundenmarkt für Strom
3.2 Liberalisierung und Re-Regulierung der Stromwirtschaft
3.3 Liberalisierungsmodelle für die Stromwirtschaft
3.3.1 Der Monopolschutz
3.3.2 Das Alleinabnehmermodell
3.3.3 Das Modell spezifischer Durchleitungsrechte
3.3.4 Das Pool-Modell
3.3.5 Das Common-Carrier-Modell
3.3.6 Einordnung und Bewertung der Modelle
3.4 Modelle zur Regulierung von Netznutzungsentgelten
3.4.1 Kostenregulierung
3.4.2 Rate-of-Return-Regulierung
3.4.3 Price-Cap-Regulierung
3.4.4 Revenue-Cap-Regulierung
3.4.5 Yardstick- Competition
3.4.6 Einordnung und Bewertung der Modelle
3.5 Netznutzungsentgelte und die Rolle der Bundesnetzagentur
3.6 Politische Sonderlasten
3.7 Strompreisbildung und Entwicklung
3.8 Neueste Entwicklungen: die Vorgaben der EU

4 Entflechtungsmodelle nach den Vorgaben der EU
4.1 Ownership Unbundling - eigentumsrechtliche Entflechtung
4.1.1 Modelle für ein Ownership Unbundling
4.1.1.1 Eine private Netz AG
4.1.1.2 Eine staatliche Netz AG
4.1.1.3 Mehrere private Netzbetreiber
4.1.2 Argumente für ein Ownership Unbundling
4.1.3 Argumente gegen ein Ownership Unbundling
4.1.4 Die realisierte Trennung: Erfahrungen aus anderen europäischen Ländern
4.1.4.1 England und Wales
4.1.4.2 Schweden
4.1.4.3 Die Niederlande
4.1.5 Bewertung des Ownership-Unbundling-Modells
4.2 Independent System Operator ISO
4.2.1 Das Modell
4.2.2 Erfahrungen aus anderen Ländern
4.2.2.1 Irland
4.2.2.2 Schweiz
4.2.3 Bewertung des ISO-Modells
4.3 Independent Transmission Operator ITO
4.3.1 Das Modell
4.3.2 Bewertung des ITO-Modells

5 Gesamtbetrachtung und Schlussfolgerung

Literaturverzeichnis

Online-Quellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: die Wertschöpfungsstufen der Stromwirtschaft

Abbildung 2: Regelzonen der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Stand 01.01.2010

Abbildung 3: Mitglieder der ENTSO-E

Abbildung 4: Durchschnittliche Energieverluste in Netzen und Transformatoren der EnBW Transportnetze und EnBW Regional AG für das Jahr 2008

Abbildung 5: Fixkosten des Stromtransportsain Deutschland für 2008 (EUR/kW x a)

Abbildung 6: Durchschnittliche Zusammensetzung des Strompreises für Privathaushalte in Deutschland 2009

Abbildung 7: Durchschnittlicher Strompreis eines Drei-Personen-Haushalts mit einem Jahresverbrauch von 3500kW/h in Ct/kWh im Zeitverlauf

Abbildung 8: Durchschnittlicher Strompreis für die Industrie bei Versorgung aus dem Mittelspannungsnetz inklusive Stromsteuer in Ct/kWh im Zeitverlauf

Abbildung 9: Monopolistischer Bottleneck

Abbildung 10: Durchschnittliche Strompreise für Haushaltskunden inklusive Steuern in Ct/kWh im Jahr 2009 für die EU-15-Staaten plus Norwegen

Abbildung 11: Durchschnittliche Strompreise für Haushaltskunden ohne Steuern in Ct/kWh im Jahr 2009 für die EU-15-Staaten plus Norwegen

Abbildung 12: Durchschnittliche Netznutzungsentgelte in EUR für die Übertragung von 100 MWh in den EU-15-Staaten (ohne Luxemburg, inklusive Norwegen) für das Jahr 2006

Zusammenfassung

Nach Meinung der EU-Kommission ist die Wettbewerbs-und Strompreissituation auf den europäischen Strommärkten gänzlich unbefriedigend. Den Grund hierfür sieht sie vor allem im Bereich der Stromübertragungsnetze. In einigen Staaten der EU sind diese nach wie vor im Eigentum von Verbundunternehmen d.h. Unternehmen, die zeitgleich auch in der Strom- erzeugung und im Stromhandel aktiv sind. Deshalb hat die Kommission nach zähem Ringen mit Parlament und Nationalstaaten einen dritten Anlauf unternommen, die Strommärkte wei- ter zu entflechten. Das dritte Richtlinienpaket zum Elektrizitätsbinnenmarkt muss bis März 2011 in nationales Recht umgesetzt werden und stellt drei Optionen zur Auswahl. Die erste Variante (Ownership Unbundling) sieht einen Zwangsverkauf der Übertragungsnetze sofern sich diese in der Hand eines Verbundunternehmens befinden an einen unabhängigen Dritten vor. Dies ist das von der EU-Kommission favorisierte Modell. Die zweite Möglichkeit (Inde- pendent System Operator ISO) belässt die Übertragungsnetze im Besitz der Verbundunter- nehmen, allerdings müssen diese einen unabhängigen Betreiber einsetzen. Variante drei (Independent Transmission Operator ITO) belässt die Übertragungsnetze in den Verbundun- ternehmen, fordert aber eine Verschärfung der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung.

Diese Arbeit zeigt unter Einbezug der geschichtlichen Entwicklung, der Liberalisierungsent- wicklung und der Wertschöpfungsstufen die Struktur und die Problematik des deutschen Strommarktes auf und untersucht die drei EU-Modelle dahingehend, welches der Verfahren für Deutschland am geeignetsten erscheint, mehr Wettbewerb und sinkende Strompreise zu ermöglichen. Das Ergebnis ist eine Empfehlung zur vorläufigen Anwendung des ITO-Modells unter Einbezug einer strikten Regulierung. Die Gründe hierfür sind vielfältig und werden in der Arbeit detailliert dargelegt.

1 Einleitung

1.1 Thematische Einführung

Im Rahmen der nationalen Umsetzung der ersten EG-Binnenmarktrichtline Elektrizität wurde 1998 das bereits seit über 60 Jahren bestehende Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) grundle- gend reformiert. Die zuvor u.a. im Telekommunikationsbereich durch freien Wettbewerb er- zielten Erfolge sollten nun auch im Bereich der Stromversorgung ermöglicht werden. Durch die EU-Vorgaben war Deutschland gezwungen sein auf Demarkationsverträgen¹ und Kon- zessionsverträgen² basierendes Energiewirtschaftsgesetz grundlegend zu novellieren. Die jahrzehntelange Monopolstellung der Energieversorger sollte aufgelöst und ein freier Wett- bewerb vielfältigster Stromanbieter mit sinkenden Preisen entstehen. Ein wichtiger Bereich wurde jedoch nicht angetastet: der Netzbetrieb sollte den ehemaligen Monopolisten vorbe- halten bleiben. Lediglich eine buchhalterische Trennung zwischen Erzeugung, Transport und Vertrieb war von nun an zwingend.³

Bereits wenige Jahre nach Inkrafttreten des novellierten EnWG war Ernüchterung einge- kehrt, da die erhoffen Liberalisierungserfolge nicht im erwarteten Maße eingetreten waren. Im Gegenteil: das Hauptanliegen, sinkende Strompreise, hatte sich zwischenzeitlich gegen- teilig entwickelt. Auch die 2003 verabschiedete zweite EG-Binnenmarktrichtline Elektrizität konnte seit ihrer nationalen Umsetzung in Deutschland 2005 keine sinkenden Preise auf dem Strommarkt bewirken.⁴ Als Allheilsbringer zur Schaffung von mehr Wettbewerb auf Strommärkten wird seit Jahren vom Gros der Kritiker die eigentumsrechtliche Entflechtung von Verbundunternehmen gefordert.⁵ Bis Ende des Jahres 2009 besaßen und betrieben die vier großen Verbundunternehmen E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW das gesamte deutsche Übertragungsnetz. Lediglich die E.ON Ag entschied sich auf Druck der EU zu einem Verkauf ihres Übertragungsnetzes an den niederländischen Netzbetreiber TenneT.⁶

Einige europäische Länder haben in der Vergangenheit mit der Abtrennung des Netzbe- reichs von den übrigen Aktivitäten gute Erfahrungen gemacht.⁷ Nicht nur deshalb war dies auch der von der Europäischen Kommission für den dritten Anlauf favorisierte Weg. Letzten Endes wurde jedoch, vor allem durch Einwirken Deutschlands und Frankreichs, mit der dritten EG-Binnenmarktrichtline Elektrizität vom Juli 2009 den Staaten der europäischen Union eine Auswahlmöglichkeit aus drei Alternativen geschaffen.⁸ Eine dieser Wahlmöglichkeiten muss spätestens bis 3. Dezember 2011 realisiert sein. Die erste Option sieht eine vollkom- mene eigentumsrechtliche Abtrennung des Übertragungsnetzes, das sog. Ownership Un- bundling, vor. Hier müssten die Stromkonzerne ihr Übertragungsnetz an ein unabhängiges Unternehmen verkaufen. Die zweite Option erlaubt den Verbleib des Übertragungsnetzes beim Eigentümer. Der Betrieb muss allerdings von einem unabhängigen Unternehmen, dem sog. Independent System Operator (ISO) durchgeführt werden. Die dritte Variante, das Mo- dell des Independent Transmission Operator (ITO), ermöglicht im Grunde genommen die Beibehaltung des Status Quo: es findet nur eine Verschärfung der gesellschaftsrechtlichen Entflechtung statt.⁹ Das Verteilungsnetz hingegen, welches die nachgelagerte Stufe des Übertragungsnetzes darstellt, darf zumindest vorerst nach dem Willen der EU im Besitz der Verbundgesellschaften bleiben. Eine gesellschaftsrechtliche Trennung ist aber auch hier weiterhin vorgeschrieben.¹⁰

Diese Arbeit untersucht was die Gründe für den mangelnden Wettbewerb auf dem deut- schen Strommarkt sind und welches der drei von der EU vorgeschriebenen Verfahren am geeignetsten erscheint, eine Erhöhung der Wettbewerbsintensität und sinkende Strompreise auf dem deutschen Strommarkt zu bewirken. Besonderes Augenmerk soll dabei auf die „Ra- dikallösung“, die vollkommene eigentumsrechtliche Abtrennung des Übertragungsnetzes (Ownership Unbundling), gerichtet werden.

1.2 Vorgehensweise und Aufbau der Arbeit

Zum besseren Verständnis der Arbeit wird zunächst der Aufbau erläutert.

Die heutige Situation auf dem deutschen Strommarkt mit seinen Wettbewerbsdefiziten und anderen Problemen ist einfacher zu verstehen, wenn die Vorgeschichte, die geschichtliche Entwicklung des Strommarktes zuvor betrachtet wird. Deshalb wird mit der Beschreibung der geschichtlichen Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft in Deutschland von den Anfängen bis zum Ende des Zweiten Weltkriegs begonnen. Folgend werden die unterschiedlichen Ent- wicklungen in Ost-und Westdeutschland bis zur Wiedervereinigung und die nachfolgende Entstehung des gesamtdeutschen Strommarktes sowie die Einbettung dieses in das ge- samteuropäische Stromnetz gezeigt. Auch die ersten Liberalisierungsansätze seit den frühen 1990er Jahren und die große Liberalisierung von 1998 in Verbindung mit der Entstehung der vier großen Verbundunternehmen werden betrachtet. Im Anschluss daran soll auf die darauf folgenden weiteren Liberalisierungsanläufe eingegangen werden.

Mit Kapitel drei beginnt der Hauptteil der Arbeit: zunächst wird auf die drei Wertschöpfungs- stufen des Strommarktes als strukturelle Grundlage dessen eingegangen. Die Stufe des Transports wird dabei anhand der Kostenstrukturen auf ein natürliches Monopol und damit verbundene Probleme untersucht. Nach der Identifikation des natürlichen Monopols im Netz- bereich werden danach die zur Liberalisierung zur Verfügung stehenden Modelle aufgezeigt und bewertet. Weiter werden spezielle Verfahren zur Netzregulierung dargestellt, da natürli- che Monopole unabhängig vom gewählten Liberalisierungsmodell immer eine besondere Aufmerksamkeit seitens der Regulierungsbehörden benötigen. Die Regulierung der Netznut- zungsentgelte obliegt in Deutschland der Bundesnetzagentur. Ihre Arbeit und das von ihr verwendete Regulierungsverfahren werden ebenfalls angesprochen. Danach werden die Komponenten und die Entwicklung der Strompreise in Deutschland dargestellt. Beendet wird Kapitel drei mit der Erläuterung der von der EU zur Auswahl gestellten künftigen Verfahren zur Regulierung der Übertragungsnetze.

In Kapitel vier, das den wichtigsten Teil der Arbeit darstellt, werden die drei EU-Optionen detailliert beschrieben und dahingehend untersucht, welches der Verfahren am geeignetsten erscheint mehr Wettbewerb auf dem deutschen Strommarkt zu bewirken und die kommen- den Herausforderungen zu bewältigen. Auch auf Erfahrungen im europäischen Ausland mit den einzelnen Verfahren, mit Ausnahme der dritten Option, wird eingegangen. Nach der Be- wertung und Empfehlung für ein Modell wird im Fazit der Arbeit eine kurze Gesamtbetrach- tung vorgenommen und es werden daraus Schlussfolgerungen abgeleitet.

2 Die Geschichte des deutschen Strommarktes

2.1 Von den Anfängen bis 1945

Bereits in der Antike waren den Alten Griechen erste elektrostatische Phänomene bekannt. So entdeckte und beschrieb der griechische Naturphilosoph Thales von Milet im 6. Jh. v. Chr. erstmals die elektrostatische Aufladung von Bernstein durch Reibung. Da im Altgriechi- schen Bernstein elektron heißt, verdankt die Elektrizität diesem ihre Namensgebung.¹¹

Den Grundstein zur Elektrifizierung Deutschlands hingegen legte nicht der Bernstein, son- dern genau genommen Dampfmaschine und Wasserturbine. Voraussetzung für die ersten elektrischen Kraftanlagen, die Vorgänger der Kraftwerke, war die Entwicklung des elektri- schen Generators, welcher mittels Dampfmaschine und Wasserturbine angetrieben wurde.¹² Die Ausbreitung der Elektrizität wäre ohne das elektrische Licht nicht möglich gewesen, da es durch die Vereinfachung des täglichen Lebens die Rufe nach der Elektrifizierung lauter werden ließ.¹³ Durch den zunehmenden Energiebedarf wurden Einzelgeneratoren schnell unwirtschaftlich und so entstanden nach und nach Blockkraftwerke.¹⁴ Diese führten zur Gründung erster öffentlicher Elektrizitätswerke. Nach dem 1882 deutschlandweit ersten Elektrizitätswerk in Stuttgart entstanden 1884 in Berlin, 1886 in Dessau und Lübeck, 1888 in Hamburg und 1892 in Bremen erste Elektrizitätswerke der öffentlichen Hand. Gleichzeitig installierten sich private Elektrizitätsversorger u.a. in Merseburg, Mülhausen, Gummersbach und Rostock.¹⁵ In den 1890er Jahren stieg der Stromverbrauch durch die nach und nach flächendeckende Verwendung von Elektromotoren in Industrie, Handwerk und Privathaus- halten jährlich sprunghaft an.¹⁶ Da die einzelnen Elektrizitätserzeugungsanlagen meist noch autark für einen einzelnen Stadtteil, ein Dorf oder auch nur eine Fabrik arbeiteten, war bei noch relativ häufig auftretenden Störfällen eine Unterbrechung der Stromversorgung die Fol- ge. Deshalb entstanden um die Jahrhundertwende schon einige kleinere Wasserkraftwerke und vermehrt Überlandzentralen und erste kleinere Verbundanlagen, die den Ausfall einzel-

ner Generatoren kompensieren konnten. Die dadurch entstandenen regionalen Versor- gungsunternehmen wurden anfangs fast ausschließlich von privaten Unternehmern oder Kapitalgesellschaften geführt. Die wichtigsten Überlandwerke entstanden in den industrierei- chen Regionen von Ober-und Niederschlesien, an Rhein und Ruhr und in Mitteldeutschland. Als die regionalen Elektrizitätsversorger gegen Anfang des 20. Jh. begannen sich über die Gemeinde-und Kreisgrenzen hinaus auszudehnen, wurden zunehmend die Gefahren eines Versorgungsmonopols beklagt. Zudem war eine Konzentration privater Elektrizitätsversorger auf rentable Ballungsgebiete feststellbar – der wesentlich unrentablere ländliche Raum blieb oft unversorgt. Darum gaben die deutschen Bundesstaaten ihre bis dato eher passive Rolle im neuen Wirtschaftszweig auf.¹⁷ So verzehnfachte sich von 1900 bis zum Ausbruch des Ersten Weltkriegs die öffentliche Elektrizitätsversorgung. Um 1910 hatten bereits fast alle deutschen Städte mit einer Einwohnerschaft von über 2000 Menschen Elektrizitätswerke. Trotzdem waren im gesamten Reichsgebiet erst ca. 10% aller Haushalte an die Stromver- sorgung angeschlossen.

Eine wahrlich besondere Rolle spielte der Aufstieg des 1898 in Essen gegründeten Rhei- nisch-Westfälischen Elektrizitätswerks (RWE). Durch die billig im Ruhrgebiet zur Verfügung stehenden Kohlevorräte zur Verstromung entwickelte sich das RWE prächtig. Ziel war es, „billigsten“ Strom in „größtmöglichsten“ Mengen bereitzustellen. Dieser Umstand bewirkte, dass die Industrie an Rhein und Ruhr keine eigenständige Stromversorgung aufbaute und sich so in eine massive Abhängigkeit seitens des RWE begab. Den Städten Essen, Gelsen- kirchen und Mülheim an der Ruhr wurde das RWE zu mächtig und so erwarben sie 1905 Aktienanteile, wodurch sie sich ein Mitspracherecht im Aufsichtsrat erkauften. Dies entsprach ganz dem Trend der Zeit, denn von 1900 bis 1913 verringerte sich der Anteil rein privater Energieversorger von 77% auf 43%. Gleichzeitig hatte sich der Anteil rein öffentlicher Elekt- rizitätsversorgungsunternehmen (EVU) von 22% auf 38% erhöht. Das RWE profitierte von den Beteiligungen der öffentlichen Hand. Die Kommunen als Minderheitsaktionäre waren ideale Wegbereiter für den Abschluss neuer Lieferverträge. Seit jeher betrieb das RWE eine massive Expansionspolitik, sodass bald weite Teile Westdeutschlands zum Versorgungsge- biet gehörten.¹⁸

Einen wahren Schub versetzte der deutschen Elektrizitätswirtschaft der Erste Weltkrieg. Durch den Mangel an Petroleum und sonstigen Leuchtstoffen, waren auch viele Privatver- braucher gezwungen, nun endgültig auf elektrischen Strom umzusteigen.¹⁹ Aber vor allem die kriegsbedingte Rüstungsproduktion verschlang enorme Mengen an Elektrizität, wodurch Großstromerzeugungsanlagen und Hochspannungsleitungen mit 100 Kilovolt (kV) unum- gänglich wurden.²⁰ Die politische Führung erkannte nun die Wichtigkeit der Elektrizitätswirt- schaft für die gesamte Volkswirtschaft und so wurde bereits während des Krieges die späte- re staatliche Lenkung dieses Sektors und den endgültigen Aufbau einer Großwirtschaft be- schlossen und geplant.²¹ Noch während der Kriegsjahre erwarb das Deutsche Reich und seine Bundesstaaten nach und nach etliche regionale EVU oder beschaffte sich Beteiligungen an diesen. Im Laufe des Jahres 1917 wurde ein einheitliches Stromversorgungsgebiet von Bremen bis zum Main geschaffen.²² Auch in anderen Teilen Deutschlands entstanden EVU in staatlicher Hand wie in Baden (Badenwerk AG), Bayern (Bayernwerk AG) und Sach- sen (AG Sächsische Werke).²³ Die größte staatliche Neuerwerbung war allerdings der Kauf der Elektrowerke AG.²⁴

Während der 1920er Jahre stieg der Elektrizitätsverbrauch im Reich weiter kontinuierlich an. Deshalb sollte der Aufbau eines Verbundnetzes und die Erzeugung in Großkraftanlagen vor- angetrieben werden.²⁵ Dies waren die ersten Entstehungsansätze der heute noch die deutsche Stromwirtschaft dominierenden Verbundunternehmen, die Erzeugung, Transport und Handel in einem Unternehmen vereinen.²⁶ Das RWE entwickelte sich durch zahlreiche Übernahmen und Beteiligungen zum größten deutschen Verbundunternehmen. Zu seinem Versorgungsgebiet gehörte inzwischen das westliche Ruhrgebiet, große Teile des heutigen Hessens hinauf bis in die Provinz Hannover. Im Süden reichte es weit bis in das Rhein- Mosel-Saar-Gebiet.²⁷ Zudem erwarb das RWE bereits 1923 die Mehrheit an den Lechwer- ken, deren Versorgungsgebiet beinahe den gesamten bayerischen Regierungsbezirk Schwaben umfasst und noch heute zum RWE-Konzern gehört.²⁸ Das zweite große Versor- gungsunternehmen im Westen des Reichs, die Vereinigte Elektrizitätswerke Westfalen AG (VEW), entstand gegen Mitte des Jahrzehnts durch die Verschmelzung mehrerer kommuna- ler westfälischer Überlandwerke. Das damalige Mitteldeutschland bis nach Schlesien war das Gebiet der staatlichen Elektrowerke AG. In Preußen entstand ebenfalls durch staatliche Bestrebungen die Preußische Elektrizitäts AG, deren Versorgungsgebiet sich zwischen Küs- te, Weser und Main erstreckte.²⁹ Im Süden des Reichs wurde die Vormachtstellung der be- reits erwähnten staatseigenen Bayernwerk AG in Bayern sowie der Badenwerk AG in Baden durch zahlreiche Übernahmen und Kraftwerksneubauten, vor allem im Bereich der Wasser- kraft, ausgebaut.³⁰ In Württemberg hingegen entwickelte sich zunächst eine Elektrizitätsver- sorgung ohne staatliche Beteiligung. Die Württembergische Landeselektrizitäts-Gesellschaft (WLG) wurde 1919 von der Stadt Stuttgart, der Neckarwerke aus Esslingen sowie württem- bergischen Industriellen gegründet. Durch die fehlende Beteiligung des Landes fand zu- nächst eine eher schwache staatliche Einflussnahme statt. Erst mit dem Einstieg des Reichs selbst änderte sich dies.³¹ Sämtliche reichseigenen Industrie-oder Elektrizitätsunternehmen, wie auch die Elektrowerke AG, wurden unter der Dachgesellschaft Vereinigte Industrieunter- nehmen Aktiengesellschaft (VIAG) zusammengefasst.³² Da nun nahezu das gesamte Reich von wenigen großen Elektrizitätsversorgern beherrscht wurde und diese ihre Einflussgebiete weiter ausbauen wollten, kam es häufig zu Gebietsstreitigkeiten. Der wohl berühmteste Streit fand zwischen RWE und dem preußischen Staat statt, welcher 1927 durch den sog. Elektro- frieden beendet wurde und die Abgrenzung der jeweiligen Versorgungsgebiete durch De- markationsverträge zur Folge hatte.³³ Mit Beginn der 1930er Jahre wurde eine öffentliche Diskussion über die Zukunft der deutschen Stromwirtschaft geführt, im Zuge derer die deutsche Großwirtschaft ein Gutachten erstellen ließ, welches die „Aufteilung“ Deutschlands auf die Elektrowerke, Preußenelektra, RWE und Bayernwerk forderte. Dies wurde indes so- wohl von der NSDAP-Führung als auch der breiten Öffentlichkeit abgelehnt.³⁴ Die deutsche Führung war nun also gefordert zu handeln und so trat am 13.Dezember 1935 das Energie- wirtschaftsgesetz (EnWG) in Kraft, welches jedoch keineswegs vollständig der Feder des Regimes entstammte. Vielmehr war die Beteiligung der deutschen Elektrizitätsgroßwirtschaft sehr rege. Mit diesem Gesetz wurde die Energiewirtschaft formal unter die Aufsicht des Rei- ches gestellt und die Versorgungsgebiete der EVU durch Demarkations-und Konzessions- verträge gegeneinander klar abgegrenzt. Bau, Erneuerung, Erweiterung oder Stilllegung von Anlagen mussten von nun an dem Reichwirtschaftsministerium angezeigt werden. Die Hauptforderung an die Elektrizitätswirtschaft war jedoch eine andere: die ausreichende, billi- ge und sichere Versorgung des Deutschen Reiches mit Strom. Dies führte dazu, dass viele kleinere EVU und Stadtwerke ihrem „Versorgungsauftrag“ nicht mehr nachkommen konnten, da sie eben nicht „billig“ und aufgrund ihrer fehlenden Notfallversorgungsmaßnahmen auch nicht „sicher“ anbieten konnten. Die Folge war eine regelrechte Flurbereinigung in der Elekt- rizitätsversorgung, der viele Stadtwerke und kleine EVU zum Opfer fielen. Als prominentes- tes Beispiel gilt der Zusammenschluss der zersplitterten württembergischen Stromversor- gung in die Energieversorgung Schwaben AG (EVS).³⁵

Parallel zu den Kriegsvorbereitungen wurden bis in die 1940er Jahre das Verbundsystem und die Großwirtschaft weiter ausgebaut.³⁶ Im Verlauf des Jahres 1944 war es den EVU durch zunehmende Zerstörung oder Beschädigung von vielen Großkraftwerken und dem oft nur noch sehr schwierig zu beschaffenden Primärenergieträger Kohle beinahe unmöglich die Elektrizitätsversorgung aufrecht zu erhalten, bis sie 1945 mit dem Einmarsch der Alliierten vollständig zum erliegen kam.³⁷

2.2 Die Nachkriegszeit bis zur Wiedervereinigung

2.2.1 Die Elektrizitätswirtschaft in der Bundesrepublik

Der verlorene Krieg hatte für die EVU zerstörte Kraftwerke und Leitungsanlagen sowie den Verlust von Versorgungsgebieten zur Folge. Trotzdem waren im Vergleich zur sonstigen In- dustrie die Zerstörung und der Verlust weitaus geringer. Und so hatte sich die Elektrizitäts- wirtschaft sehr rasch wieder erholt. Das Vorhaben der Alliierten, sämtliche Großkonzerne und Kartelle aufzulösen, wurde für den Bereich Stromwirtschaft ausgeklammert. Durch ge- schickte Überzeugungsarbeit konnte die Elektrizitätswirtschaft den Fortbestand des EnWG von 1935 in leicht modifizierter Form erwirken.³⁸ Auf Initiative von RWE-Direktor Schöller schlossen sich die sieben größten EVU 1948 zur Deutschen Verbundgesellschaft e.V. (DVG) zusammen. Zweck des Zusammenschlusses sollte die Errichtung eines 380kV- Leitungsnetzes sein.³⁹ Auf europäischer Ebene wurde das seit langem geforderte europä- ische Verbundsystem 1952 mit der Gründung der UCPTE (Union pour le Coordination de la Production et du Transport de l’Electricité) Realität.⁴⁰

Im Laufe der 1950er Jahre stieg der bundesdeutsche Stromverbrauch durch den wirtschaftli- chen Aufschwung kontinuierlich sehr stark an. Deshalb wurden immer größere Kraftwerks- leistungen je Einheit installiert. Die Kosten pro Kilowattstunde (kWh) sanken dadurch. Die Folge war eine immer weiter sinkende Eigenversorgung der Industrie, was erklärtes Ziel der Stromwirtschaft war und ist.⁴¹ Mit der friedlichen Nutzung der Kernspaltung wurde diese Energiequelle auch für die deutschen EVU zur Stromerzeugung interessant. Da in den ver- gangenen 20 Jahren ein leistungsfähiges Höchst-und Hochspannungsnetz bundesweit in- stalliert worden war, schien diese neue Energiequelle geradezu ideal, weil sie in einigen Großkraftwerken eine sehr große Arbeitsleistung bereitstellen kann, die nach der Erzeugung weit verteilt werden muss. Zunächst waren jedoch auch kommunale Stromerzeuger und auch kleine EVU an der Nutzung dieser neuen Energiequelle in Anlagen zwischen 50 und 100 Megawatt Leistung interessiert. Diese Vorhaben waren den großen EVU, allen voran dem RWE, unerwünscht und so propagierten sie die wirtschaftliche Nutzung der Atomener- gie sei nur in Anlagen ab 700 Megawatt möglich. Die Einflussnahme der großen Energiever- sorger auf die Politik ging soweit, dass 1964 der sog. 300-Megawatt-Erlaß in Kraft trat, wo- nach neue Kraftwerke jedweder Art erst ab einer Gesamtleistung von 300 Megawatt eine Baugenehmigung erhielten. Damit war der mögliche künftige Bau jeglicher Kleinkraftwerke per gesetzlicher Vorgabe unmöglich geworden. Die Kraftwerkslandschaft änderte sich hier durch massiv zugunsten der wenigen Großkonzerne der Stromwirtschaft.⁴² Der großflächige Einsatz der Atomkraft zur Stromerzeugung begann dann Ende der 1960er Jahre mit der In- betriebnahme des ersten deutschen Druckwasserreaktors in Obrigheim am Neckar.⁴³ Im Laufe der 1970er Jahre ereigneten sich zwei Energiekrisen, die fossile Energieträger massiv verteuerten und somit der Atomkraft zusätzlich neuen Aufschwung gaben.⁴⁴ Im Energieprog- ramm der Bundesregierung von 1974 war ein Ausbau der Kernenergie auf 45.000 Megawatt und mehr vorgesehen.⁴⁵

Nicht zuletzt durch die verbrauchssteigernden Maßnahmen der EVU (Stromheizung, allelekt- rische Haushalte), stieg der Energiehunger der Bundesrepublik von Jahr zu Jahr. So wurde im Zeitraum von 1970 bis 1989 die Kraftwerksleistung mehr als verdoppelt. Der Ausbau der Kraftwerksleistung beruhte jedoch nicht nur auf dem Bau neuer Atomkraftwerke (AKW), son- dern ebenfalls auf dem weiteren Ausbau der Kohlekraftwerke, insbesondere der Steinkohle- kraftwerke. Die Steigerung der Kraftwerkskapazitäten bedingte immer einen ebenfalls weite- ren Ausbau des Leitungsnetzes.⁴⁶

Die EVU-Landschaft hatte sich bis Ende der 1980er Jahre kaum verändert. So bestanden folgende große Stromkonzerne: RWE, VEW, Bayernwerk, Badenwerk, EVS, PreussenElekt- ra und die Hamburgische Electricitäts-Werke AG (HEW) sowie die Berliner Elektricitäts- Werke AG (Bewag), welche aus den Resten der mit der sowjetischen Besatzung praktisch untergegangenen Elektrowerke AG bestand.⁴⁷

2.2.2 Die Elektrizitätswirtschaft der DDR

Die Ausgangslage der ostdeutschen Elektrizitätsversorgung nach Beendigung des Zweiten Weltkriegs war denkbar schlecht. Zu den kriegsbedingten Schäden kamen immense Repara- tionszahlungen an die Sowjetunion, die teilweise in der Demontage ganzer Kraftwerke be- stand.⁴⁸ Durch die Aufteilung Deutschlands in unterschiedliche Besatzungszonen blieb der ostdeutschen Elektrizitätsversorgung der Zugang zu wichtigen Energiequellen, insbesondere der Steinkohle, versperrt.⁴⁹ Deshalb fand ab Anfang der 1950er Jahre der großflächige Aus- bau der Braunkohlereviere und gegen Mitte des Jahrzehnts der Aufbau einer zunächst noch relativ kleinen auf Braunkohlebefeuerung basierenden Kraftwerkslandschaft statt.⁵⁰ Die Energiepolitik der DDR war von Anfang an von stark zentralistischer Natur. Sämtliche private oder öffentliche EVU und Stadtwerke wurden bis 1953 verstaatlicht und damit auch die kommunale Verantwortung aufgelöst. Neben dem Ziel einer planwirtschaftlichen zentralen Steuerung sollte eine Steigerung der Energieversorgung erreicht werden. Nach den Ums- trukturierungsmaßnahmen war die Elektrizitätsversorgung in 15 Energiekombinate entspre- chend der räumlichen Gliederung der Bezirke entstanden. Die Direktoren der Kombinate waren direkt dem Ministerium für Kohle und Energie unterstellt, womit die Energieversorgung der DDR Bestandteil der politischen Organisation war.⁵¹ Mangels Devisen und einer auf Energieautarkie ausgelegten Politik musste sich die DDR auf heimische Energieträger be- schränken und so bestand bereits Anfang der 1950er Jahre rund 90% der Elektrizitätserzeu- gung aus eigenen Energiequellen.⁵² Von großer Bedeutung beim Ausbau der Elektrizitäts- wirtschaft in der DDR war das Abkommen mit der Sowjetunion und seiner Satelliten-Staaten über den Rat für gegenseitige Wirtschaftshilf e. So wurden viele Kraftwerksteile oder auch vollständige Kraftwerke von diesen Staaten importiert.⁵³ Vor allem auf dem Gebiet der Kern- energie war die DDR von der Sowjetunion abhängig. Laut den Plänen des Ministeriums soll- ten bis 1970 bis zu 20 Atomkraftwerke errichtet werden. Das erste Kernkraftwerk der DDR im brandenburgischen Rheinsberg lieferte ab 1966 Strom.⁵⁴ Dass der Ausbau der Kernenergie in der DDR weit die Planungen verfehlte, lag nicht nur an der chronischen Finanznot des Staates sondern auch an den teilweise erheblichen Sicherheitsmängeln der Reaktoren sow- jetischer Bauart. Außer Braunkohle-und Kernkraftwerken spielten andere Arten von Kraft- werken keine nennenswerte Rolle. Bereits in den 1950er Jahren wurde mit dem Aufbau ei- nes überregionalen Verbundnetzes auf Basis von 220kV-Leitungen begonnen. Ab 1962 kam ein 380kV-Netz hinzu. Ab 1960 wurde unter Einbezug der DDR ein osteuropäisches Ver- bundsystem aufgebaut. Verbindungen zum westeuropäischen UCPTE-Verbundnetz gab es aufgrund politischer Autarkiebestrebungen nicht.⁵⁵ Ein grundsätzliches Problem der ostdeut- schen Elektrizitätsversorgung bestand in der Tatsache, dass Gewinne größtenteils nicht reinvestiert wurden sondern in den Staatshaushalt abflossen – die Investitionen in die Infrast- ruktur waren stets zu gering. Deshalb war der Kraftwerkspark der DDR Ende der 1980er Jahre völlig marode und veraltet. Zudem wurde der Strompreis durch politische Vorgaben festgelegt – er deckte aber nur zu einem geringen Prozentsatz die tatsächlichen Kosten. Die staatlich subventionierten Niedrigpreise schufen keine Anreize zum sparsamen Umgang mit Strom.⁵⁶ Durch die wirtschaftliche Strukturkrise und den damit verbundenen Rückgang der Industrieproduktion seit Ende der 1980er Jahre sank der Stromverbrauch teilweise im zweis- telligen Prozentbereich gegenüber dem Vorjahresniveau. Deshalb wurden im Laufe des Jahres 1990 in der DDR einige Braunkohlekraftwerke abgeschaltet. Nach dem Beitritt zum Grundgesetz am 3. Oktober 1990 wurden bis Ende des Jahres sämtliche Kernreaktoren aus Sicherheitsgründen stillgelegt.⁵⁷

2.3 Deutschland 1990 bis heute

2.3.1 Die Integration der neuen Bundesländer

Nachdem im März 1990 die ersten freien Volkskammerwahlen in der DDR möglich waren, wurde von der neuen Regierung unter Lothar de Maizière die Umstrukturierung der Energie- wirtschaft eingeleitet. Die ehemaligen, zuletzt 15 Energiekombinate, wurden in Treuhandge- sellschaften umgewandelt. Eigentümerin der Gesellschaften wurde die Anstalt zur treuhän- derischen Verwaltung des Volkseigentums (Treuhandanstalt). Sie bekam aufgrund der de- solaten Situation und des chronischen Kapitalmangels der Energieversorgung in der DDR den Auftrag, Kooperationen mit westlichen Partnern zu prüfen.⁵⁸ Dazu kam es dann auch in Form der sog. Stromverträge die im August 1990 zwischen der Treuhandanstalt und den westdeutschen EVU PreussenElektra AG, RWE AG und Bayernwerk AG unterzeichnet wur- den. Das Vertragswerk bestand aus Regelungen zur Übernahme der Verbundunternehmen durch westdeutsche EVU (Verbundverträge). Hierfür wurde noch 1990 ein neues Unterneh- men, die Vereinigte Energiewerke AG (VEAG) gegründet. Die drei genannten EVU hielten zusammen 75% an diesem Unternehmen. Die restlichen 25% waren für andere kleinere westdeutsche EVU vorgesehen. Der Braunkohleabbau in den neuen Bundesländern wurde ebenfalls in einem neuen Unternehmen, der Lausitzer Braunkohle AG (LAUBAG), zusam- mengefasst. Um die Arbeitsplätze im ostdeutschen Braunkohletagebau zu sichern, wurde die VEAG verpflichtet mindestens 70% ihrer Stromerzeugung durch heimische Braunkohle zu bestreiten. In 15 Unterverträgen war die Übernahme der ehemaligen Regionalkombinate zu mindestens 51% durch westdeutsche EVU geregelt (Regionalverträge).⁵⁹

Mit der VEAG entstand ein weiteres großes Verbundunternehmen, welches ein umfangrei- ches Hoch-und Höchstspannungsnetz und zahlreiche Kraftwerke besaß. Die Hauptaufgabe bestand darin den meist aus Braunkohle produzierten Strom über das Übertragungsnetz an die 15 Regionalunternehmen zu liefern, die dann die Endverteilung an die Verbraucher über- nahmen. Als Sofortmaßnahme beschloss die VEAG Investitionen von rund 3,5 Mrd. Euro, die zunächst vor allem für die Modernisierung der maroden Kraftwerke benötigt wurden.⁶⁰ Im Laufe der 1990er Jahre wurden einige neue Kraftwerke, u.a. die Steinkohlekraftwerke bei Lübeck und Rostock, erbaut. Dennoch war und ist die heimische Braunkohle die dominie- rende Energiequelle in den Neuen Bundesländern.⁶¹

2.3.2 Erste Liberalisierungsansätze

Bereits in den 1980er Jahren gab es in der Bundesrepublik als auch auf europäischer Ebene Bestrebungen, die bestehende Regulierungspraxis in den verschiedenen Branchen zu über- prüfen. So wurde 1987 von der damaligen Bundesregierung die sog. Deregulierungskom- mission eingesetzt. Sie erhob in ihrem Abschlussbericht von 1991 besonders gegenüber der Elektrizitätswirtschaft erhebliche Vorwürfe.⁶² Vor allem die klar abgegrenzten Versorgungs- gebiete und die im Vergleich zum europäischen Ausland höheren Strompreise wurden kriti- siert.⁶³ Die ersten konkreten Vorgaben zu einer schrittweisen Liberalisierung der europä- ischen und deutschen Stromwirtschaft stammten allerdings von der EU (damals noch EG). Die Preistransparenzrichtlinie im Jahre 1990, die eine Mitteilungs-und Veröffentlichungs- pflicht für die Industrie beliefernde Strom-und Gasunternehmen forderte, war der erste Schritt. Noch im selben Jahr trat auch die heftig umstrittene sog. Transitrichtlinie in Kraft, die in ersten Ansätzen die Frage des Netzzugangs und der Netzöffnung berührte. Fortan war es erstmals möglich ausländische Transportnetze zu nutzen. Die Verhandlungen über die Be- dingungen lagen aber in der Hand der beteiligten EVU.⁶⁴

Mit der Einführung der Transitrichtlinie wurde auch ein neuer Begriff eingeführt: der third par- ty access (TPA). Dieser prägte auch die Diskussion der folgenden Jahre bis zur endgültigen Verabschiedung der EG-Binnenmarktrichtlinie Elektrizität.⁶⁵ Die von der Europäischen Kommission angestrebten drei Grundpfeiler dieser Richtlinie waren schon Anfang der 1990er Jahre bekannt: erstens die Abschaffung der Exklusivrechte für Kraftwerks-und Leitungsbau, zweitens die Entflechtung der mehrheitlich vertikal organisierten EVU in Erzeugung, Trans- port und Handel und drittens den Zugang Dritter zu den Stromnetzen.⁶⁶ Bis zur Verabschie- dung der Richtlinie war es aber noch ein langer Weg, da die Positionen der einzelnen Mitg- liedsstaaten, der nationalen und europäischen Dachverbände der Stromwirtschaft und ande- rer Branchen und ihr damit verbundener Richtungseinfluss teilweise stark voneinander abwi- chen. Trotz des zähen Ringens um die Frage wie hoch der Liberalisierungsgrad ausfallen soll, wurde die erste Binnenmarktrichtlinie Elektrizität am 19.12.1996 vom Ministerrat endgül- tig verabschiedet und trat zum 19.2.1997 in Kraft. Die Mitgliedsstaaten hatten nun genau bis zum 1. Januar 1999 Zeit, die Richtlinie in nationales Recht umzusetzen. Durch die jahrelangen Verhandlungen war der Kompromisscharakter der Richtlinie unverkennbar. Bei der Um- setzung in nationales Recht bestanden für die Mitgliedsstaaten der Europäischen Gemein- schaft folgende Vorgaben:

- Im Erzeugungsbereich konnte beim Aufbau neuer Kraftwerkskapazitäten zwischen einem Genehmigungsverfahren (welches von den Mitgliedsstaaten weitgehend selbst festgelegt werden darf) und einem Ausschreibungsverfahren (dabei werden die Krite- rien in der Richtlinie festgelegt) gewählt werden.
- Zur Wahl standen drei Netzzugangsmodelle: erstens ein Netzzugang auf Vertrags- bzw. Verhandlungsbasis (Negotiated TPA), wobei die Vertragspartner auf privater Basis die Nutzung des Netzes regeln; zweitens ein gesetzlich geregeltes Netzzu- gangsmodell (Regulated TPA) und drittens das sog. Alleinabnehmermodell (Single Buyer), wobei die Stromerzeugung für den Wettbewerb geöffnet wird und die Über- tragungs-, Verteil-, und Verkaufsstufe weiterhin monopolistisch organisiert bleibt.
- Vertikal integrierte EVU mussten buchhalterisch eine Trennung von Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Handel vornehmen.
- den EVU konnten allgemeinwirtschaftliche Verpflichtungen wie Versorgungssicher- heit, Qualität oder Umweltschutz auferlegt werden.
- In Artikel 19 wurden die Prozeduren der Marktöffnung geregelt. So mussten die Mitg- liedsstaaten ihre nationalen Strommärkte schrittweise für den internationalen Strom- handel öffnen.⁶⁷

2.3.3 Liberalisierung 1998 und die Entstehung der großen Vier

Die Umsetzung der ersten Binnenmarktrichtlinie Elektrizität in Deutschland fand durch eine Novellierung des EnWG im Jahre 1998 statt. Vor Inkrafttreten des neuen Gesetzes bestan- den in Deutschland rund 1000 Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU). Darunter befan- den sich acht Verbundunternehmen (Badenwerk, Bayernwerk, EVS, HEW, PreussenElektra, RWE, VEAG und VEW), ca. 80 Regionalversorger und über 900 Stadtwerke. Bis zur Libera- lisierung waren die Versorgungsgebiete durch Demarkationsverträge klar voneinander abge- grenzt. Eine freie Wahl des Energieversorgers war für die Stromkunden nicht möglich. Der Wohnort bestimmte welcher Versorger zu welchen Preisen lieferte.⁶⁸

Der Verabschiedung des neuen EnWG gingen lange Verhandlungen und parlamentarische Debatten voraus bevor es am 28. April 1998 in Kraft trat. Deutschland erfüllte mit der soforti- gen Öffnung des gesamten Elektrizitätsmarktes die Forderungen der Richtline sogar frühzei- tiger als vorgeschrieben. Nach dem neuen EnWG mussten die Bereiche Erzeugung, Über- tragung, Verteilung und Handel buchhalterisch getrennt werden. Darüber hinaus war das Übertragungsnetz als eigene Betriebsabteilung zu führen. Die in der Binnenmarktrichtlinie vorgeschlagenen drei Netzzugangsmodelle konnten auch im EnWG gewählt werden, wobei das in Deutschland von Politik, Verbänden und EVU bevorzugte Verfahren das des verhan- delten Netzzugangs (NTPA) war. In Deutschland wurde mit der Liberalisierung des Strom- marktes im Gegensatz zu allen anderen Staaten in der EU keine Regulierungsbehörde zur Kontrolle des weiterhin monopolistisch organisierten Netzbereichs installiert. Vielmehr setzte der Gesetzgeber auf eine rein privatwirtschaftliche Lösung. In langen Verhandlungen einig- ten sich der Bundesverband der Industrie (BDI), der Verband der industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) und die Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke (VDEW) Anfang 1998 auf die sog. Verbändevereinbarung über Kriterien zur Bestimmung von Durchleitungsentgel- ten. Die erste Fassung erwies sich aber aufgrund ihrer Komplexität sehr bald als ungeeignet für das Massenkundengeschäft. Die Durchleitungsentgelte wurden auf Basis der Strecke zwischen tatsächlicher Erzeugung und dem Endkunden berechnet. Dadurch war ein räum- lich entfernter Stromanbieter preislich meist uninteressant. Deshalb wurde 1999 mit der Ver- bändevereinbarung II nachgebessert. Fortan bildete ein Punktetarifsystem ohne entfer- nungsabhängige Komponenten die Abrechnungsgrundlage. 2002 wurde mit dem Verbände- vereinbarung II plus nochmals nachgebessert.

Mit der Novellierung des EnWG wurde auch die bisher gängige Praxis der exklusiven Kon- zessionsverträge zwischen Gemeinden und EVU abgeschafft. Fortan war theoretisch auch ein mehrfacher Leitungsbau möglich, was in der Praxis aber nicht erfolgte.⁶⁹ Eine Sonderstel- lung innerhalb des neuen EnWG durch die sog. Braunkohleschutzklausel erhielt als einziges Verbundunternehmen die VEAG. Sie konnte bis Ende 2003 die Durchleitung von Strom ver- weigern, wenn dadurch Arbeitsplätze in der ostdeutschen Braunkohleindustrie gefährdet waren.⁷⁰

Nicht erst mit der Liberalisierung des Strommarktes änderte sich die Landschaft der deut- schen Elektrizitätserzeugung- und Versorgung gravierend. Es entstanden neue, noch größe- re und marktmächtigere Verbundunternehmen. Den Startschuss zu einer bis dahin nie da gewesenen Fusions-und Konsolidierungswelle in der deutschen Stromwirtschaft gaben 1997 die beiden südwestdeutschen Verbundunternehmen Badenwerk AG und Energie- Versorgung Schwaben AG (EVS) mit ihrer Fusion zur Energie Baden-Württemberg AG (EnBW).⁷¹

[...]

---

¹ Demarkationsverträge wurden zwischen Energieversorgungsunternehmen geschlossen und regeln eine Art Gebietsschutz zwischen diesen. Vgl. Brückman, Oliver (2004): 57

² Konzessionsverträge werden üblicherweise zwischen Gebietskörperschaften und Energieversorgungsunter- nehmen geschlossen. Sie erlauben die Nutzung öffentlicher Wege zur meist ausschließlichen Versorgung mit Energie (Strom, Gas, Wasser). Vgl. Brückman, Oliver (2004): 57

³ Dinand, Jan; Reuter, Egon (2006): 22f.

⁴ Heß, Werner (2007): 2

⁵ Dinand, Jan; Reuter, Egon (2006): 1f.

⁶ Brückmann, Oliver (2004): 85f.

⁷ Kempfert, Claudia (2007): 269

⁸ Baur, Jürgen F.; Pritzsche, Kai-Uwe; Pooschke, Sebastian; Fischer, Florian (2008): 62f.

⁹ Europäisches Parlament und Europäischer Rat (2009): 69

¹⁰ Europäisches Parlament und Europäischer Rat (2009): 78

¹¹ Boëtius, Henning (2006): 18

¹² Fischer, Wolfram (Hrsg.,1992): 39

¹³ Fischer, Wolfram (Hrsg.,1992): 41

¹⁴ Zängl, Wolfgang (1989): 17

¹⁵ Zängl, Wolfgang (1989): 20f.

¹⁶ Zängl, Wolfgang (1989): 28

¹⁷ Herzig, Thomas (1992): 128f.

¹⁸ Zängl, Wolfgang (1989): 46ff.

¹⁹ Herzig, Thomas (1992): 133

²⁰ Zängl, Wolfgang (1989): 81

²¹ Stier, Bernhard (1999): 367

²² Zängl, Wolfgang (1989): 85

²³ Herzig, Thomas (1992): 134

²⁴ Stier, Bernhard (1999): 373f.

²⁵ Herzig, Thomas (1992): 134f.

²⁶ Herzig, Thomas (1992): 130

²⁷ Herzig, Thomas (1992): 136

²⁸ Leuschner, Udo (2007): 297

²⁹ Herzig, Thomas (1992): 136

³⁰ Zängl, Wolfgang (1989): 105f.

³¹ Stier, Bernhard (1999): 175

³² Zängl, Wolfgang (1989): 103

³³ Brückman, Oliver (2004): 55

³⁴ Zängl, Wolfgang (1989): 177

³⁵ Herzig, Thomas (1992): 139 und Stier, Bernhard (1999): 454f.

³⁶ Zängl, Wolfgang (1989): 184

³⁷ Stier, Bernhard (1999): 489

³⁸ Zängl, Wolfgang (1989): 219ff.

³⁹ Stier, Bernhard (1999): 494

⁴⁰ Herzig, Thomas (1992): 144f.

⁴¹ Herzig, Thomas (1992): 145

⁴² Zängl, Wolfgang (1989): 267f.

⁴³ Herzig, Thomas (1992): 153f.

⁴⁴ Zängl, Wolfgang (1989): 296

⁴⁵ Fischer, Wolfram (Hrsg.,1992): 101

⁴⁶ Herzig, Thomas (1992): 152

⁴⁷ Zängl, Wolfgang (1989): 294

⁴⁸ Stinglwagner, Wolfgang (1992): 219

⁴⁹ Birke, Anja; Hensel, Vanessa; Hirschfeld, Olaf; Lenk, Tomas (2000): 3

⁵⁰ Stinglwagner, Wolfgang (1992): 220

⁵¹ Birke, Anja; Hensel, Vanessa; Hirschfeld, Olaf; Lenk, Tomas (2000): 4

⁵² Stinglwagner, Wolfgang (1992): 220

⁵³ Stinglwagner, Wolfgang (1992): 222

⁵⁴ Stinglwagner, Wolfgang (1992): 228ff.

⁵⁵ Stinglwagner, Wolfgang (1992): 231ff.

⁵⁶ Birke, Anja; Hensel, Vanessa; Hirschfeld, Olaf; Lenk, Tomas (2000): 4

⁵⁷ Stinglwagner, Wolfgang (1992): 240f.

⁵⁸ Flatt, Lorenz (1992): 51

⁵⁹ Stinglwagner, Wolfgang (1992): 241f.

⁶⁰ Flatt, Lorenz (1992): 70

⁶¹ Stinglwagner, Wolfgang (1992): 241

⁶² Brückmann, Oliver (2004): 62

⁶³ Brückmann, Oliver (2004): 63

⁶⁴ Renz, Thomas (2001): 118

⁶⁵ Renz, Thomas (2001): 119

⁶⁶ Renz, Thomas (2001): 126

⁶⁷ Renz, Thomas (2001): 144f.

⁶⁸ Birke, Anja; Hensel, Vanessa; Hirschfeld, Olaf; Lenk, Tomas (2000): 19

⁶⁹ Brückmann, Oliver (2004): 83ff.

⁷⁰ Birke, Anja; Hensel, Vanessa; Hirschfeld, Olaf; Lenk, Tomas (2000): 19

⁷¹ Kuhnle, Günter (2005): 25