Regulierung von Stromnetzbetreibern und die Herausforderungen des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes


Masterarbeit, 2014
112 Seiten, Note: 2,0

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Verzeichnis der verwendeten Symbole

1. Einleitung

2. Der deutsche Strommarkt

3. Diskussion der Regulierungsnotwendigkeit von Stromnetzbetreibern

4. Diskussion ausgewählter Regulierungsansätze
4.1. Grundlagen der Regulierung
4.2. Instrumente zur Regulierung
4.2.1. Kostenbasierte Regulierungsansätze
4.2.1.1. Rate-of-return-Regulierung
4.2.1.2. Mark-up-Regulierung
4.2.1.3. Resümierende Bewertung kostenbasierter Regulierungsansätze
4.2.2. Anreizorientierte Regulierungsansätze
4.2.2.1. Price-cap-Regulierung
4.2.2.2. Revenue-cap-Regulierung
4.2.2.3. Erweiterungen der Anreizregulierung
4.2.2.3.1. Yardstick-Regulierung
4.2.2.3.2. Sliding-scale-Mechanismus
4.2.2.4. Resümierende Bewertung anreizorientierter Regulierungsansätze
4.3. Zusammenfassung der Erkenntnisse zu den vorgestellten Regulierungsinstrumenten

5. Historie der Regulierung des Strompreises in Deutschland
5.1. Regulierung im EnWG von
5.2. Verhandelter Netzzugang im EnWG von
5.3. Regulierter Netzzugang
5.3.1. Kostenorientierte Regulierung
5.3.2. Anreizregulierung

6. Evaluation der Anreizregulierung bezogen auf das EEG

7. Zusammenfassung und Ausblick

Literaturverzeichnis

Verzeichnis der verwendeten Gesetze, Verordnungen und Vereinbarungen

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Verbrauchsbereiche der Elektrizität in den Privathaushalten.

Abbildung 2: Die Wertschöpfungskette Strom.

Abbildung 3: Verlauf der Durchschnittskosten bei natürlichen Monopolen.

Abbildung 4: Wohlfahrtsverlust durch Monopole.

Abbildung 5: VNB Investitionen und Aufwendungen in die Stromnetzinfrastruktur.

Abbildung 6: ÜNB Investitionen und Aufwendungen in die Stromnetzinfrastruktur.

Abbildung 7: Verhältnis Gewinn zu Kapital (Rate-of-return-Regulierung).

Abbildung 8: Grundsystem der Anreizregulierung.

Abbildung 9: Umsatz/Kostenverlauf bei der Anreizregulierung.

Abbildung 10: Historie der Regelwerke der Elektrizitätswirtschaft.

Abbildung 11: Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland.

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Vergleich der Effizienzmaßstäbe.

Tabelle 2: Tarif ‚EnerBest Strom Smart’ der Stadtwerke Bielefeld.

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

Zum Ende des vergangenen Jahrhunderts wurden in Deutschland zahlreiche Grundsteine gelegt, um die einst monopolistischen Bereiche der Eisenbahn, Telekommunikation, Post sowie Elektrizität und Gas in marktkonforme Strukturen zu gliedern. Über den Wettbewerb sollte sich fortan durch Angebot und Nachfrage ein Marktpreis bilden. Problematisch ist jedoch, dass die Infrastruktur wie Schienen, Versorgungsleitungen, Telefonleitungen etc. im Besitz von einzelnen Unternehmen sind und es sich hierbei um natürliche Monopole mit stabiler Marktmacht handelt. Seit dem 13.07.2005 ist die Bundesnetzagentur (kurz BNetzA) mit den Aufgaben der Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzuganges für fremde Unternehmen zur Einschränkung von Marktmarkt und zur Förderung des Wettbewerbs betreut.[1] Die BNetzA greift also regulierend in den Wettbewerb ein. Der Begriff Regulierung stammt von dem lateinischen Wort ‚regulare’ ab und bedeutet ordnen, regeln, steuern.[2]

Die Regulierung von Marktversagen durch den Staat wurde bereits durch den Ökonomen ADAM SMITH im Jahre 1776 diskutiert.[3] SMITH erkannte, dass ein Monopol dem „allgemeinen Gewerbefleiß der Nation“ keine nützliche Richtung gibt.[4] Den Eingriff des Staates sieht SMITH als unumgänglich an, weil die ‚unsichtbare Hand’ des Wettbewerbs im Monopol nicht zum optimalen Wohlstand führt.

In zahlreichen ‚Grundwerken der Volkswirtschaftslehre’ hat das Thema des regulierenden Eingriffes bei Marktversagen eigene Kapitel.[5] In Bezug auf die Energiewirtschaft gibt es in der jüngeren Vergangenheit zahlreiche Werke, die sich mit den unterschiedlichen Phasen und Instrumenten der Regulierung befassen.

Die vorliegende Ausarbeitung nimmt einen Grenzbereich zwischen Volkswirtschaftslehre, Betriebswirtschaftslehre und Rechtswissenschaft ein und thematisiert die Regulierung von Stromnetzbetreibern in Deutschland. Die Betrachtung konzentriert sich demnach auf die Sparte Strom. Die Begriffe Strom und Elektrizität werden dabei synonym verwendet.

Die Zielsetzung dieser Arbeit ist es, der Frage nachzugehen, inwiefern die Anreizregulierung grundlegend aber auch ihre Umsetzung in Deutschland dazu geeignet erscheint, ausreichend Anreize für den Ausbau einer zweckmäßigen Netzinfrastruktur zu setzen. Durch den zunehmenden Anteil der erneuerbaren Energien ist der Beantwortung dieser Frage eine große Bedeutung beizumessen. Ferner soll analysiert werden, ob von der Anreizregulierung stärkere Impulse zu effizientem Wirtschaften ausgehen als es bei den gängigen Verfahren der kostenbasierten Regulierung der Fall ist.

Zunächst erfolgt dazu eine strukturelle und historische Betrachtung des Strommarktes der Bundesrepublik Deutschland (Kapitel 2). Strom ist ein spezielles Gut; daher ist es unabdingbar dieses im Verlauf des zweiten Kapitels von anderen Gütern zu differenzieren, die besondere Bedeutung herauszustellen und die einzelnen Stufen der Wertschöpfungskette Strom hinsichtlicht ihrer Wettbewerbssituation zu untersuchen.

In Kapitel 3 wird die Regulierungsnotwendigkeit von Stromnetzbetreibern ausführlich diskutiert. Zu Beginn des Kapitels werden natürliche Monopole als Form des Marktversagens erörtert. Im weiteren Verlauf werden die Regulierungstheorien (normative und positive Regulierung) beschrieben und untereinander differenziert. Anschließend werden die Argumente, die für oder gegen eine Regulierung sprechen, diskutiert.

Auf Basis der aufgezeigten Problemstellungen werden im vierten Kapitel ausgewählte Regulierungskonzeptionen als Lösungsansätze der Problemsituationen erörtert. Der Schwerpunkt dieses Kapitels sowie der gesamten Ausarbeitung liegt dabei auf den anreizorientierten Regulierungsansätzen.

Das fünfte Kapitel stellt den historischen Verlauf der Regulierung des Elektrizitätsmarktes in Deutschland von der Einführung des EnWG bis zur aktuell gültigen Anreizregulierung dar.

Das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) schreibt einen schnellen Ausbau der erneuerbaren Energie vor, sodass in Kapitel 6 die Anreizregulierung auf ihre Anwendbarkeit für die Herausforderungen des EEG untersucht wird. Im Anschluss wird diskutiert, ob Modifikationen der Regulierungsinstrumente notwendig sind, um die Veränderungen in der Infrastruktur der Versorgungsnetze effizienter voranzutreiben. Kapitel 6 prüft also die zentrale Fragestellung (Untersuchungshypothese) dieser Ausarbeitung.

Abschließend folgen eine Zusammenfassung der wesentlichen Erkenntnisse und ein Ausblick in die Zukunft (Kapitel 7).

2. Der deutsche Strommarkt

Die Abhängigkeit der Gesellschaft von der Energie ist in den letzten Jahrzehnten drastisch gestiegen. Durch die rasanten Entwicklungen im Multimediabereich oder dem zunehmenden Anteil von Maschinen in der Produktion entnehmen zahlreiche Geräte und Maschinen dauerhaft Strom oder müssen zumindest zeitweise wieder aufgeladen werden. Betrachtet man die Statistik der Verbrauchsbereiche der Elektrizität in den privaten Haushalten, erhoben von der EnergieAgentur NRW aus dem Jahre 2011, so erkennt man, dass die ‚stromintensiven’ Bereiche zu den Grundbedürfnissen der Menschen gehören (Vgl. Abbildung 1).[6]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Verbrauchsbereiche der Elektrizität in den Privathaushalten.[7]

Elektrizität wird ununterbrochen nachgefragt. Die Bedeutsamkeit eines Gutes wird den Konsumenten erst dann bewusst, wenn es nicht mehr verfügbar ist. Im November und Dezember des Jahres 2005 waren große Teile des Münsterlandes von einem Stromausfall betroffen. Nicht nur private Haushalte, sondern vor allem auch große Industrieunternehmen (z.B. LKW-Anhängerhersteller Schmitz Cargobull) mussten auf das existenzielle Gut Elektrizität für mehrere Tage verzichten. Der Geschäftsführer der IHK Nord Westfalen, Wieland Pieper, bezifferte den Schaden für die Unternehmen aus dem Münsterland oberhalb von 100 Millionen Euro.[8] Die mangelnde Bedürfnisbefriedigung nach Strom bringt zum Ausdruck, dass das Gut Strom zumindest kurzfristig schwierig substituierbar ist. Eine grundlegende Fragestellung ist es herauszuarbeiten, was das Gut Strom und der Markt für Elektrizität von anderen Gütern und Märkten unterscheidet. Strom ist nicht sichtbar, lediglich die Wirkung wie beispielweise das Betreiben einer Glühbirne ist perzeptibel. Aus Sicht des Endverbrauchers ist nicht die Energie selbst, sondern die Energieumwandlung das eigentliche unverzichtbare Gut. Eine negative Eigenschaft der elektrischen Energie ist es, dass sie nur sehr schwer und in begrenzten Mengen gespeichert werden kann. In der Praxis wird der Strom daher in andere Energiearten umgewandelt und dann kostenintensiv gespeichert. Festzuhalten bleibt, dass eine wirtschaftliche Speicherung von Elektrizität zurzeit noch nicht möglich ist.[9] Im Gegensatz zu beispielsweise Wasser kann Strom nicht in Behälter abgefüllt und über mehrere Kilometer hinweg ohne Leitungen transportiert werden. Um den Strom vom Erzeugungsort bis zum Verbrauchsort zu transportieren, müssen ausreichende Stromtrassen errichtet werden. Strom ist also leitungsgebunden. Ein weiterer Problemfaktor der Elektrizität ist, dass Erzeugung und Verbrauch gleichzeitig erfolgen müssen, andernfalls kommt es zu Spannungsschwankungen.[10]

Im weiteren Verlauf des Kapitels werden einige Meilensteine der Geschichte der Elektrizitätsversorgung in Deutschland sowie wichtige strukturgebende Maßnahmen expliziert. Für eine detaillierte, historische Betrachtung der Entstehung der Energiewirtschaft wird auf ergänzende Literatur verwiesen.[11] Das erste Elektrizitätswerk in Deutschland, die AG Städtische Elektricitäts-Werke, wurde im Jahr 1884 in Berlin errichtet (Betriebsaufnahme 1885) und konnte in einem Radius von 800m die umliegenden Verbraucher mit Strom versorgen.[12] Durch die Erfindung des Drehstroms um 1900 folgten zahlreiche Elektrizitätswerke, die erste ländlich gelegene Gebiete mit Strom versorgten (Überlandwerke).[13] Energieversorgungsunternehmen wurden größtenteils durch private Investoren errichtet; viele Kommunen beteiligten sich im weiteren Verlauf an den Unternehmen und gewahren dafür im Gegenzug durch Konzessionsverträge das Recht, die Versorgungsleitungen auf öffentlichem Grund (z.B. unterhalb von Straßen) zu verlegen. Von Beginn an gab es in Deutschland neben privaten Unternehmen auch kommunale und staatliche Energieversorgungsunternehmen.[14] Die Motive für die verschiedenartigen Gründungsformen sind vielschichtig und jeweils in den einzelnen Strukturen der Städte begründet. Viele Kommunen besaßen schon eigene Gasversorgungsunternehmen und waren nicht bereit in Elektrizität zu investieren, sondern sahen darin sogar, besonders im Bereich der Straßenbeleuchtung, ein Konkurrenzprodukt.[15] Des Weiteren scheuten viele Kommunen das Risiko oder verfügten schlicht nicht über ausreichendes technisches Wissen, finanzielle Mittel oder die Vision einer flächendeckenden Stromversorgung. Nach der Jahrhundertwende wurden zahlreiche Versorgungsunternehmen auf Grundlage vertraglicher Klauseln in den Konzessionsverträgen von Kommunen erworben und weiter betrieben.[16] Einige Unternehmen wie beispielsweise RWE waren bereits frühzeitig ein gemischtwirtschaftliches Unternehmen aus privaten und öffentlichen Anteilseignern.[17] Durch den gestiegenen Bedarf und die Verdoppelung der angeschlossenen Kleinabnehmer hatte der erste Weltkrieg entscheidenden Einfluss auf die Ausbreitung der Elektrizitätsversorgung.[18] Durch die beiden Weltkriege und die reformierten Städte mit ihren unterschiedlichen Auffassungen zur öffentlichen oder privaten Stromversorgung entstand ein über Deutschland unterschiedlich verteiltes Netz an großen und kleinen Energieversorgungsunternehmen in privater und/oder kommunaler Hand. Zahlreiche Demarkationsverträge, wie beispielsweise der ‚Elektrofrieden’ zwischen Preußen und RWE, prägten Mitte der 20er Jahre die Strukturen des Elektrizitätsmarktes, die noch heute vorzufinden sind.[19] Die Versorgungsunternehmen übernahmen die Rollen der Kraftwerksbetreiber, Netzbetreiber und des Vertriebes als eine wirtschaftliche Einheit. Erste rechtliche Regelungen im Sozialisierungsgesetz aus dem Jahre 1919 zeigten wenig Wirkung; erst mit dem am 13.12.1935 erlassenen Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) wurden rechtliche Regelungen eingeführt und umgesetzt, welches bis ins Jahr 1998, dem Jahr der Liberalisierung der Energiewirtschaft, Gültigkeit behielt.[20] Durch die Novellierung des EnWG im Jahr 1998 wurden die einstigen integrierten Unternehmen in ihre einzelnen Wertschöpfungsstufen aufgeteilt bzw. entflochten (unbundling). Die Trennung der Unternehmensbereiche soll Diskriminierung, Quersubventionen und Wettbewerbsverzerrungen vermeiden.[21]

Liberalisierung und Entflechtung bedeutet nicht automatisch Wettbewerb auf allen Stufen der Wertschöpfungskette und führt nicht zwangsläufig zu sinkenden Preisen für die Letztverbraucher.[22] Beginnend mit der ersten Stufe werden nun die einzelnen Märkte auf den Stufen der Wertschöpfungskette betrachtet.[23]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Die Wertschöpfungskette Strom.[24]

Um Strom zu transportieren, wird dieser in Wärme umgewandelt; dabei geht ein Teil der Energie verloren. Je höher die Spannungsebene ist, umso weniger Energie geht verloren. Letztverbraucher benötigen die Energie jedoch eher in niedrigeren Spannungsebenen (besonders Haushaltskunden); daher gibt es im Stromnetz (vier) unterschiedliche Spannungsebenen, um den Verlust der Energie so gering wie möglich zu halten.[25] Für die Erzeuger (Kraftwerksbetreiber) gibt es je nach Spannungsebene die Möglichkeit ins Netz der Übertragungsnetzbetreiber (Höchstspannung) über den Regelleistungsmarkt einzuspeisen oder direkt ins Netz der Verteilnetzbetreiber, in der Regel lokale Energieversorger (Hochspannung, Mittelspannung, Niederspannung) über den Großhandelsmarkt der EEX (European Energy Exchange AG), der Strombörse in Leipzig. An der EEX bieten Erzeuger ihre Energie an und Lieferanten fragen Energie nach, um wiederum die Nachfrage der Letztverbraucher befriedigen zu können. Auf diesem Großhandelsmarkt wird der Marktpreis nach dem Vorbild der Finanzmärkte über Angebot und Nachfrage erzielt.[26] Die Monopolkommission (als unabhängiges Beratungsgremium der Bundesregierung) ist der Auffassung, dass der Großhandelsmarkt insbesondere auf der Börsenplattform transparent ist und eindeutige Preise ermittelt.[27]

Bei dem Erwerb von Energie an der Strombörse wird von historischen Verbrauchsdaten der Letztverbraucher, so genannten Lastprofilen, ausgegangen. Da die Zukunft aber nicht der Vergangenheit entsprechen muss und Erzeugung und Verbrauch von Strom, wie bereits erwähnt, gleichzeitig erfolgen müssen, bleibt in der Regel ein Saldo, der durch die Übertragungsnetzbetreiber am sogenannten Regelleistungsmarkt ausgeglichen wird, um die gesamte Regelzone im Gleichgewicht zu halten. Deutschland ist in vier Regelzonen aufgeteilt, wobei jede Regelzone von einem Übertragungsnetzbetreiber bewirtschaftet wird. Die vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland sind Folgende: Transnet BW (EnBW), TENNET (EON), Amprion (RWE) und 50Hertz (Vattenfall).[28] Der Regelleistungsmarkt ist erst durch die Liberalisierung entstanden, da die Energieversorger zuvor eigene Kraftwerkskapazitäten genutzt und intern verrechnet haben.[29] Die verschiedenen Regelleistungen werden durch öffentliche Ausschreibungen vergeben und auf einer Internetpräsenz publiziert.[30] In der Literatur wird kontrovers diskutiert, ob auf dem Regelleistungsmarkt tatsächlich Wettbewerb herrscht oder ob dieser durch den Staat reguliert werden muss.[31] Besonders die Tatsachen, dass nur eine geringe Anzahl von Kraftwerken am Höchstspannungsnetz der Übertragungsnetzbetreiber angeschlossen ist und dass der Bau eines Kraftwerkes ein langjähriger Prozess ist, weisen ebenfalls auf mangelnden Wettbewerb hin. Für den Regulierungsbedarf auf diesem Markt sei auf die Dissertation von ROLLI verwiesen.[32]

Neben dem Regelleistungsmarkt gibt es noch den Ausgleichsenergiemarkt; der Unterschied soll folgend erläutert werden. Die einzelnen Lieferanten müssen beim Übertragungsnetzbetreiber einen Bilanzkreis führen, um Energie entnehmen zu können. In diesem Bilanzkreis müssen die Lieferanten ihre prognostizierte Energiemenge melden und diese dann wenn möglich exakt über die Letztverbraucher entnehmen. Wie beim Regelenergiemarkt sind die Prognosen jedoch nicht exakt, so dass Prognose und Entnahme abweichen können. Diese Abweichungen müssen auf dem Ausgleichsenergiemarkt in positiver oder negativer Weise ausgeglichen werden. Der wesentliche Unterschied zwischen dem Regelleistungsmarkt und dem Ausgleichsenergiemarkt besteht darin, dass die gesamte Regelzone eines Übertragungsnetzbetreibers ausgeglichen ist (z.B. 50Hertz), der Bilanzkreis eines einzelnen Lieferanten (z.B. RWE) aber unausgeglichen sein kann. Die Übertragungsnetzbetreiber stellen den Lieferanten, also den Bilanzkreisverantwortlichen, die Kosten in Rechnung. Nach Auffassung von ROLLI herrscht auf dem Ausgleichsenergiemarkt kein Wettbewerb.[33]

Durch die Nutzung der vorgelagerten Netzinfrastruktur ist noch ein weiterer, für diese Ausarbeitung eminent wichtiger Markt, entstanden: Der Markt der Netznutzungsentgelte. Ein Netznutzungsentgelt ist von den Netznutzern an die vorgelagerten Netzbetreiber für die Nutzung der Infrastruktur zu entrichten. Maßgeblich hierfür sind immer nur die Kosten des direkt vorgelagerten Netzes. Verteilnetzbetreiber nutzen das Netz der Übertragungsnetzbetreiber und haben daher nur die Netznutzungsentgelte dafür zu zahlen.[34] Lieferanten nutzten die Infrastruktur der Verteilnetzbetreiber; daher sind nur die Netznutzungsentgelte der Verteilnetzbetreiber für die Lieferanten relevant.[35] Über die Stromrechnung vom Lieferanten werden die Kosten dann den Letztverbrauchern berechnet. Die Netznutzungsentgelte werden also entlang der Wertschöpfungskette an die jeweiligen Abnehmer weitergereicht. Dieser Markt bzw. die Bestimmung der Netznutzungsentgelte findet in Kapitel 3 besondere Berücksichtigung und stellt den Schwerpunkt dieser Ausarbeitung dar.

Die letzte Stufe der Wertschöpfungskette ist der Letztverbrauchermarkt. Seit der Liberalisierung können Letztverbraucher ihren Energieversorger frei wählen und sind nicht mehr an den Grundversorger, dem Versorger mit der größten Anzahl an Haushaltskunden im Netzgebiet, gebunden.[36] Die Stromlieferanten versorgen somit nicht mehr die Abnehmer in einem geschlossenen Versorgungsnetz, sondern werben um die Kunden auf dem Letztverbrauchermarkt. Strom ist ein homogenes Gut; die physikalisch gelieferte Energie beim Letztverbraucher bleibt identisch, egal bei welchem Lieferanten der Strom bezogen wird. Der Preis ist daher ein wesentliches Kriterium zur Auswahl des Lieferanten; dieser Umstand ist eine gute Basis für Wettbewerb. Die Wechselquoten haben sich in den vergangenen Jahren stark erhöht: Im Jahr 2005 haben ca. 7 Mio. Haushalte ihren Strom nicht vom Grundversorger bezogen, 2012 waren es bereits 28,2 Mio. Haushalte (kumulierte Werte).[37] Im Januar 2013 waren bereits 1.150 Stromlieferanten auf dem Letztverbrauchermarkt aktiv.[38] Auf der Ebene des Vertriebes ist durch die Betrachtung der gestiegenen Anzahl der Kundenwechselprozesse und der Anzahl an Lieferanten zu erkennen, dass zumindest Wettbewerbspotenzial vorliegt.[39]

Zusammenfassend lässt sich resümieren, dass besonders die beiden Ebenen der Netzbetreiber, also der infrastrukturelle Bereich der Wertschöpfungskette, aus wettbewerbspolitischer Sicht kritisch zu betrachten sind. Es bleibt somit die Fragestellung, ob sich die Energiewirtschaft in diesen einzelnen Wertschöpfungsstufen in einem Wettbewerbsumfeld befindet oder ob einzelne Unternehmen Marktmacht besitzen. Im nächsten Kapitel werden zur Beantwortung dieser Fragestellung die Besonderheiten der beiden Wertschöpfungsstufen der Netzbetreiber dargestellt und detailliert geprüft, ob der Staat durch zusätzliche Maßnahmen regulierend in den Markt eingreifen sollte, um die Ziele des EnWG zu erreichen, welche folgendermaßen formuliert sind: „…eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.“[40]

3. Diskussion der Regulierungsnotwendigkeit von Stromnetzbetreibern

Das Zusammenkommen von Angebot und Nachfrage führt auf freien Märkten zur effizienten Allokation der Ressourcen und somit zum volkswirtschaftlichen Optimum (Wohlfahrtsoptimum).

Das Marktgleichgewicht, theoretisch formuliert also der Schnittpunkt der Angebotskurve mit der Nachfragekurve, maximiert die Summe aus Konsumenten- und Produzentenrente; es liegt eine effiziente Allokation der Ressourcen vor.[41]

Es gibt jedoch auch Situationen, in denen diese ‚unsichtbare Hand’ die Allokation der Ressourcen nicht zum Wohlfahrtsoptimum führt; dieser Umstand wird in der Fachliteratur als Marktversagen bezeichnet.[42] In der volkswirtschaftlichen Literatur werden vor allem folgende verschiedene Ursachen des Marktversagens angeführt: Externe Effekte, Informationsasymmetrien, öffentliche Güter und natürliche Monopole.[43]

Externe Effekte, oder auch Externalitäten, sind in positiver und negativer Ausrichtung möglich. Eine Externalität bezeichnet die Auswirkung ökonomischen Handels auf einen unbeteiligten Dritten.[44] Im Bereich der Energiewirtschaft ist der Austritt von Schwefeldioxid bei Kohlekraftwerken ein negativer externer Effekt, dem unbeteiligte Dritte in Form von verunreinigter Luft ausgesetzt sind. Ein positiver externer Effekt im Bereich der Energiewirtschaft ist beispielsweise die Forschung und Entwicklung neuer Technologien, um die zukünftigen Kraftwerke effizienter produzieren zu lassen.

Asymmetrische Informationen liegen dann vor, wenn ein Marktteilnehmer mehr über ein Produkt weiß als ein anderer Markteilnehmer oder wenn Produzenten (meiste negative) Informationen über ihre Produkte verschweigen. Im Bereich der Energiewirtschaft produzieren einige Versorger wie beispielsweise die Stadtwerke Soest GmbH ihren Strom aus 100% regenerativen Energien.[45] Vergleicht man nun zwei umweltbewusste Konsumenten folgendermaßen: Konsument 1 hat Kenntnis von dieser Ökostromstrategie während Konsument 2 davon keine Kenntnis besitzt; dann besteht aufgrund dieser Informationsasymmetrie die Gefahr, dass Konsument 2 einen anderen ihm bekannten Ökostrom-Lieferanten bevorzugt, obwohl ein weiteres Kriterium, wie beispielsweise der Preis, bei der Stadtwerke Soest GmbH attraktiver für ihn wäre und er bei vollständiger Marktkenntnis einen Vertrag bei der Stadtwerke Soest GmbH abschließen würde. Die Folge der Informationsasymmetrie ist eine ineffiziente Allokation der Ressourcen.

Bei öffentlichen Gütern oder auch Allmende-Gütern ist eine kostendeckende Produktion nicht möglich, jedoch wünschenswert, da die Summe aus Produzenten- und Konsumentenrente die anfallenden Kosten übersteigt.[46] Die Bereitstellung dieser Güter, wie zum Beispiel Bildung, obliegt daher dem Staat. Ein Problem und zeitgleich ein Definitionskriterium von öffentlichen Gütern ist die Nichtausschließbarkeit (Exkludierbarkeit) von Konsumenten.[47] Dieses Merkmal kann bei öffentlichen Gütern dazu führen, dass einige Konsumenten für ein Gut bezahlen, andere wiederum nicht. Im Bereich der Energiewirtschaft ist nach Ansicht von LIEBAU die Netzstabilität ein öffentliches Gut.[48] Netzstabilität bedeutet physikalisch ein zeitgleiches Auftreten von Stromerzeugung und Stromverbrauch. Sollte dieses Gleichgewicht nicht vorliegen, kommt es wie bereits im Kapitel 1 erwähnt zu Netzausfällen. Da die Konsumenten zumindest nicht kurzfristig exkludiert werden können, liegt nach LIEBAU ein öffentliches Gut vor.

Die folgende und für diese Ausarbeitung fundamentale Form des Marktversagens stellen natürliche Monopole dar. Im weiteren Verlauf werden natürliche Monopole definiert und dessen Besonderheiten aufgezeigt, um eine Basis für die in Kapitel 4 folgenden Regulierungsansätze zu erhalten. Ein effizienter Marktmechanismus entsteht durch mehrere Akteure auf der Angebots- und Nachfrageseite. Bei Monopolen hingegen wird eine Seite nur von einem Anbieter/Nachfrager repräsentiert. Ein Extremfall eines Angebotsmonopols ist das natürliche Monopol. KLAUS resümiert in seiner Dissertation, dass ein natürliches Monopol dann existiert „wenn im relevanten Bereich der Kostenfunktion Subadditivität besteht und Irreversibilität vorliegt.“[49] Neben KLAUS sind noch zahlreiche weitere Autoren der Auffassung, dass natürliche Monopole an Hand der Kriterien Subadditivität und Irreversibilität gekennzeichnet werden können.[50] Subadditivität bezeichnet die Marktunvollkommenheit in Form von Unteilbarkeiten.[51] Unteilbarkeit beschreibt den Umstand, dass die für den Produktionsprozess eingesetzten Ressourcen aufgrund ihrer technischen Eigenschaften nicht beliebig teilbar sind und/oder nur blockweise variiert werden können.[52] Die Leitungsgebundenheit des Gutes Strom führt zu eben genau dieser Unteilbarkeit. Die daraus resultierende subadditive Kostenfunktion ermöglicht es einem Anbieter stets kostengünstiger zu produzieren als eine Vielzahl anderer Anbieter.[53]

Mathematisch ausgedrückt bedeutet Subadditivität, dass die Kosten (Ko) für eine insgesamt abzusetzende Menge (x) eines einzelnen Anbieters (a) stets niedriger sind als die Summe der Gesamtkosten mehrerer Anbieter (n) für die gleiche abzusetzende Menge (x): Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Unter Irreversibilität versteht KLAUS eine spezielle Form der fixen Kosten in Form von Sunk Costs (versunkene Kosten).[54] Sunk Costs treten beispielsweise in Form von Markteintrittskosen oder Erschließungskosten auf und sind unwiderruflich ‚versunken’ wenn der Markteintritt nicht erfolgreich verläuft. Im Bereich der Elektrizitätsnetze sind hohe Investitionen in die Infrastruktur notwendig bevor Energie durch die Leitungen transportiert werden kann. Die Kosten für die Investitionen amortisieren sich erst über mehrere Jahrzehnte. Für den Bau von Kraftwerken werden ebenfalls mehrere Jahre benötigt und dessen Amortisationsdauer beträgt ebenso mehrere Dezennien. An diesen beiden Beispielen wird deutlich, dass sich eine Hold-up Problematik ergibt; die Kosten für den Aufbau eines Elektrizitätsversorgungsnetzes und/oder den Kraftwerksbau sind häufig ebenso wie die Bauzeit und Amortisationsdauer nicht exakt berechenbar. Natürliche Monopole stellen also eine Form von Marktmacht für bereits existierende Marktteilnehmer dar. Im ersten Schritt verhindern hohe Investitionskosten und Ungewissheit den Markteintritt von Konkurrenten, während im zweiten Schritt der neue Marktteilnehmer die hohen Kosten über viele Jahre mittels höherer Marktpreise vom Kunden bezahlen muss und somit keine wettbewerbsfähigen Preise anbieten kann.

Abbildung 3 zeigt mögliche Verläufe der Durchschnittskosten und ist in zwei Teilstücke gegliedert (vertikale blaue Linie). Linke Seite: Sinken bei steigender Stückzahl die Durchschnittskosten pro Einheit stetig, dann liegt in diesem fallenden Bereich der Durchschnittskostenkurve ein natürliches Monopol vor. Rechte Seite: Im weiteren Verlauf kann die Durchschnittskostenkurve entweder den Verlauf A oder den Verlauf B einnehmen. Der u-förmige Verlauf A liegt vor, wenn ein neuer Marktteilnehmer auftritt und in der weiteren Folge die Gesamtkosten des ehemaligen Monopolisten auf eine geringere Stückzahl verteilt werden. Verlauf B symbolisiert die Durchschnittskostenkurve wenn kein neuer Marktteilnehmer auftritt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Verlauf der Durchschnittskosten bei natürlichen Monopolen.[55]

Der in Abbildung 3 dargestellte Durchschnittskostenverlauf wird auch als steigende Skalenerträge (Economies of Scale) bezeichnet; dieser Ausdruck bedeutet, dass bei zunehmender Anzahl der Ertrag pro abgesetzter Einheit steigt, da die Stückkosten einer weiteren produzierten Einheit sinken.

Monopole setzten den Marktmechanismus außer Kraft und ein Anbieter (Monopolist) schöpft die gesamte Produzentenrente ab. Da kein Marktpreis über Angebot und Nachfrage gebildet werden kann, ist der Monopolist in der Lage seinen gewinnmaximalen Preis zu setzen. Der Gewinn eines Unternehmens steigt, wenn die Produktion einer weiteren Einheit mehr Grenzerlöse erzielt als Grenzkosten verursacht. Der gewinnmaximale Preis eines Monopolisten liegt also bei der Produktionsmenge, bei der Grenzkosten und Grenzerlöse gleich sind.[56] Jede weitere produzierte Einheit würde den Gewinn schmälern. Auf Monopolmärkten übersteigt der Preis folglich die Grenzkosten, während auf Märkten mit funktionierendem Wettbewerb der Preis mit den Grenzkosten übereinstimmt.[57]

Besonders kritisch werden in der Literatur die Wohlfahrtseinbußen durch Monopole behandelt.[58] Abbildung 4 zeigt grafisch den Wohlfahrtsverlust.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Wohlfahrtsverlust durch Monopole.[59]

Der Wohlfahrtsverlust ergibt sich aus der Differenz zwischen effizienter Menge und Monopolmenge bzw. Marktpreis und Monopolpreis.[60] Der Wohlfahrtsverlust wird durch das Harberger Dreieck symbolisiert (rot schraffiert in Abbildung 4).[61] Fazit: Es wird weniger aber zu einem höheren Preis produziert, um den Monopolgewinn zu erhöhen. Das eigentliche Problem liegt aber nicht im ineffizienten (höheren) Preis, sondern in der abweichenden (geringeren) Menge und führt daher zu einem Wohlfahrtsverlust.

Natürliche Monopole haben jedoch auch einen positiven Aspekt: Sie verhindern ineffiziente Kostenvermehrungen, die durch den Marktzutritt weiterer Akteure entstehen würden. Im Bereich der Verteilnetzbetreiber wäre es beim heutigen Stand der Technik volkswirtschaftlich nicht rentabel mehrere Stromnetze in einem geografischen Raum parallel zu betreiben.[62] Durch die hohen Investitions- und Unterhaltungskosten würde ein zusätzlicher Fixkostenblock entstehen, der über marktkonforme Preise nicht erwirtschaftet werden kann. Parallele Netze würden also zu höheren Kosten und somit zu steigenden Energiepreisen führen; diese Konstellation steht im Antagonismus zu §1 EnWG.[63] Abbildung 5 verdeutlicht das Investitionsvolumen und die Aufwendungen der Verteilnetzbetreiber in die deutsche Stromnetzinfrastruktur von 2007 bis 2013 (geplant).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: VNB Investitionen und Aufwendungen in die Stromnetzinfrastruktur.[64]

Im Jahr 2012 gab es in Deutschland 883 Verteilnetzbetreiber, welche die in Abbildung 5 gezeigten Investitionskosten in Höhe von 2.919 Millionen Euro und Aufwendungen von 3.086 Millionen Euro eingesetzt haben.[65] Unterstellt man eine gleichmäßige Aufteilung (nur theoretisch), so entfallen auf jeden Verteilnetzbetreiber Investitionen in Höhe von 3,3 Millionen Euro und Aufwendungen von 3,49 Millionen Euro alleine im Jahr 2012.

Im Bereich der Übertragungsnetzbetreiber sind die aggregierten Investitionen und Aufwendungen pro Jahr geringer als bei den Verteilnetzbetreibern. Im Jahr 2012 investierten die vier Übertragungsnetzbetreiber (Transnet BW, TENNET, Amprion und 50Hertz) eine Summe von 967 Mio. Euro. Pro Übertragungsnetzbetreiber ergibt sich demnach ein Investitionsvolumen in Höhe von 241,8 Mio. Euro allein im Jahr 2012 und damit mehr als das 70-fache der Verteilnetzbetreiber in 2012. Abbildung 6 zeigt das Investitionsvolumen und die Aufwendungen der Übertragungsnetzbetreiber von 2007- 2013 (geplant).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: ÜNB Investitionen und Aufwendungen in die Stromnetzinfrastruktur.[66]

Besonders auffällig sind die gestiegenen Investitionen in 2012 und 2013 im Vergleich zu den Vorjahren. Die Ursachen werden in Kapitel 6 näher erläutert. Unternehmen scheuen aufgrund dieser hohen Markteintrittsbarrieren, der hohen Investitionssummen und des Wissens über die Existenz eines natürlichen Monopols den Markteintritt.

Natürliche Monopole sind häufig in fixkostenintensiven Bereichen zu finden. Zahlreiche empirische Studien und Ausführungen in der Fachliteratur zeigen, dass in den Wertschöpfungsstufen der Übertragungsnetze und der Verteilnetze ein natürliches Monopol vorliegt.[67] Im weiteren Verlauf der Ausarbeitung gelten die Aussagen über die regulatorischen Maßnahmen (wenn nicht anders vermerkt) sowohl für Verteilnetzbetreiber als auch für Übertragungsnetzbetreiber, da beide Wertschöpfungsstufen die Besonderheit eines ‚monopolistischen Bottlenecks’ (Flaschenhals) aufweisen.[68] Verteilnetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber werden unter dem Begriff Netzbetreiber subsumiert.

Ein weiterer Aspekt für den Eingriff des Staates als Regulierungsorgan ist die Tatsache, dass viele Verteilnetzbetreiber durch assoziierte Unternehmen mehrere Wertschöpfungsstufen des Strommarktes bedienen. Um die Wirtschaftlichkeit des eigenen Unternehmens zu erhöhen, könnte der Verteilnetzbetreiber dem assoziierten Vertrieb geringere Entgelte für die Nutzung des Netzes (Netzentgelte) in Rechnung stellen als einem fremden Lieferanten. Dieser könnte in der weiteren Folge die gesunkenen Kosten an die Endverbraucher weitergeben oder seinen Gewinn erhöhen.

Als Zwischenfazit resümiert der Autor, dass die Stromnetze als natürliche Monopole (monopolistische Bottlenecks) aus gesamtwirtschaftlicher Sicht zu einer ineffizienten Allokation der Ressourcen führen und daher zu prüfen ist, ob durch regulatorische Maßnahmen die Ineffizienzen beseitigt oder reduziert werden können, um den Netzzugang für fremde Unternehmen diskriminierungsfrei und kostengünstig zu gewährleisten. Die zentrale Fragestellung dabei lautet: Durch welche Instrumente kann die Regulierung der Netzbetreiber am Effektivsten erfolgen und welche Entgelte stehen den Netzbetreibern zu, um wirtschaftlich arbeiten zu können und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten? Im folgenden Kapitel werden zur Beantwortung dieser Fragestellung ausgewählte Regulierungsansätze dargestellt.

4. Diskussion ausgewählter Regulierungsansätze

Der Strompreis besteht aus vier Bestandteilen: Den Bezugskosten, den Netzentgelten, den Steuern und den Abgaben.[69] Nur die Netzentgelte sind von der Regulierung betroffen, Steuern und Abgaben werden jedoch auch vom Gesetzgeber festgelegt. Unter Netzentgelten versteht man gemäß Legaldefinition: „…Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen (Netzentgelte) einschließlich der Ermittlung der Entgelte für dezentrale Einspeisungen.“[70]

Wie bereits in Kapitel 3 dargestellt, haben hohe Monopolpreise in den Netzsektoren Auswirkungen auf die Endverbraucherpreise in der nachgelagerten Wertschöpfungsstufe, weil die Energieversorgungsunternehmen die hohen Netznutzungsentgelte an ihre Kunden in Form von höheren Preisen auf dem Letztverbrauchermarkt weitergeben. Das Energienetz hat daher die Funktion eines monopolistischen Bottlenecks, eine Schlüsselfunktion und ein Engpass zugleich.[71] Da es, wie bereits im vergangenen Kapitel 3 erörtert, volkswirtschaftlich nicht wünschenswert ist parallele Netze zu errichten und zu betreiben, muss ein Instrumentarium das natürliche Monopol der Netzsektoren kontrollieren bzw. regulieren. Das Instrumentarium muss Energieangebot und Energienachfrage im gesamtwirtschaftlichen Interesse so beeinflussen, dass das Marktversagen der natürlichen Monopole bestmöglich korrigiert werden kann und so der Wohlfahrtsverlust minimiert wird.[72] Regulierung ist demnach ein Instrumentarium mit dem Ziel Marktversagen zu korrigieren und den Missbrauch der Marktmacht von Monopolisten zu verhindern. Ein Nachteil der Umsetzung von Regulierungsmaßnahmen besteht darin, dass durch die Installation eines Durchführungs- und Kontrollorgans ebenso zusätzliche Kosten entstehen wie durch die Umsetzung der Regulierungsmaßnahmen auf der Unternehmensebene (Netzbetreiber). Dieser Nachteil steht im konträren Verhältnis zum Ziel niedriger Energiepreise für Endverbraucher.

4.1. Grundlagen der Regulierung

Grundsätzlich lassen sich die Regulierungsansätze in normative und positive Regulierungstheorien, als Form der Erklärungsansätze staatlicher Regulierung, diversifizieren.[73] „Die Regulierungstheorie bildet das analytische Fundament der Überlegungen zur De-/Regulierung.“[74] Regulierungstheorien erheben demnach den Anspruch die Regulierung zu rechtfertigen.

Ausgangspunkt der Regulierung ist das Phänomen der natürlichen Monopole.[75] Die normative Theorie der Regulierung legt auf der Basis des Vorliegens von Marktversagen fest wie reguliert wird.[76] Es werden Kriterien determiniert, um zu ermitteln wie Netzbereiche unter Anwendung spezifischer Regulierungsinstrumente reguliert werden sollen.[77] Die normative Theorie basiert auf dem Aspekt der Wohlfahrtsmaximierung der Gesamtwirtschaft und schließt bei begründetem Vorliegen eines natürlichen Monopols auf einen undifferenzierten Regulierungsbedarf des gesamten tangierten Sektors.[78] Es wird folglich der Frage nachgegangen, anhand welcher Kriterien reguliert werden sollte, um das Ziel der Wohlfahrtsmaximierung, trotz Vorliegen eines natürlichen Monopols, zu erreichen, um so das Marktversagen zu korrigieren. Die normative Theorie der Regulierung hat den Anspruch die ökonomische Notwendigkeit von Regulierung zu begründen.

Im Gegensatz zur normativen Theorie ist die positive Theorie der Regulierung eine ex post Betrachtung, die analysiert, welche Ursachen Regulierungseingriffe haben.[79] Nach KNIEPS geht es bei der positiven Regulierung um die „Entstehung, Veränderung und Abschaffung sowie die institutionelle Umsetzung sektorspezifischer Regulierung.“[80] Die Begründung der positiven Theorie geht auf STIGLER, PELTZMAN und BECKER zurück; sie haben als Pioniere die politökonomischen Ansätze auf die Regulierungsproblematik angewendet.[81] Bei der positiven Regulierungstheorie handelt es sich im Vergleich zur normativen Theorie um eine eher jüngere Theorie, daher wird sie in der Fachliteratur noch nicht so ausgiebig thematisiert. Im Zentrum der positiven Theorie stehen die von der Regulierung betroffenen Akteure (Wirtschaftssubjekte, Politiker, etc.) und dessen Beeinflussungsmöglichkeiten, um die eigenen Ziele zu erreichen. Besonders bei der Auswahl des Wirtschaftssubjektes, welches die Durchführung und Kontrolle der einzuführenden Regulierung obliegt, bleibt zu berücksichtigen, dass möglichst neutral und ohne die Verfolgung eigener Interessen, die gesetzlichen Vorgaben umgesetzt und kontrolliert werden. Aus diesem Grund ist es nach Meinung des Autors unumgänglich eine staatliche Behörde als Regulierungsinstrument zu installieren, weil diese im Vergleich zu privatwirtschaftlichen Unternehmen nicht das Ziel der Gewinnmaximierung und somit das Durchsetzen eigener Interessen verfolgt.

SCHNITKER kommt zu dem Resümee, dass beide Theorien eine ökonomische Gesamtbetrachtung darstellen und somit in Summe einen kompletten Erklärungsansatz für Regulierung liefern.[82]

Allgemeine Zielsetzung von regulatorischen Maßnahmen ist es, ökonomische Wohlfahrtsverluste zu reduzieren und das unternehmerische Handeln effizienter zu gestalten, um die Ressourcen wirtschaftlicher zu verteilen.[83] Mit der Regulierung von natürlichen Monopolen wird kein Pareto-Optimum angestrebt, sondern eine Lösung, welche die Wohlfahrtseinbußen möglichst gering hält, eine so genannte Second-Best-Lösung.[84]

Um die verschiedenen Instrumente zur Regulierung aus ökonomischer Sicht bewerten zu können, werden Effizienzmaßstäbe als Vergleichskriterium eingeführt. Die wirtschaftspolitischen Effizienzmaßstäbe lassen sich in statische und dynamische (innovative) Effizienzmaßstäbe gliedern.[85] „Dabei soll mit »statischer Effizienz« nicht mehr gemeint sein als die vollständige und bestmögliche Nutzung einer zu einem gegebenen Zeitpunkt gegebenen Faktorausstattung einer Volkswirtschaft.“[86] Wenn in einer Volkswirtschaft statische Effizienz vorliegt, dann bleibt keine Möglichkeit der Produktion und Bedürfnisbefriedigung ungenutzt.[87] Um die Effizienz detaillierter zu bewerten, unterteilen einige Autoren die statische Effizienz in allokative und produktive (technische) Effizienz.[88] Unter allokativer Effizienz wird die Effizienz der Preissetzung subsumiert, während bei der produktiven Effizienz der Schwerpunkt auf die Kostenseite eines Unternehmens gelegt wird (minimale Kosten).[89] Allokative Effizienz meint folglich die nach Möglichkeit pareto-optimale Verteilung der Ressourcen und zielt auf die gesamtwirtschaftliche Betrachtung. Regulierungsmaßnahmen haben jedoch nicht den Anspruch ein Wohlfahrtsoptimum (pareto-optimale Ressourcenallokation) zu erreichen, sondern eher eine möglichst optimale Verteilung im Vergleich zum unregulierten Monopol. Daher ist das Pareto-Optimum nicht das Ziel der allokativen Effizienz, sondern der Zielkorridor zwischen diesem Optimum und einer Steigerung im Vergleich zum unregulierten Monopol. Die produktive Effizienz betrachtet die Produktion des Unternehmens und setzt minimale Kosten als Ziel (Kosteneffizienz). Nach Meinung des Autors ist es für die Bewertung der einzelnen Regulierungsinstrumente sinnvoll die statische Effizienz nach den oben genannten Kriterien in allokative und produktive Effizienz zu gliedern, um einen separierten Überblick zu erhalten und die Eignung der Instrumente fundierter beurteilen zu können. Als dynamische Effizienz (innovative Effizienz oder auch qualitative Effizienz) wird die Fähigkeit einer Volkswirtschaft verstanden, ihr Faktorpotenzial zu entwickeln oder anders die Produktivitätsentwicklungsrate einer Volkswirtschaft.[90] KNIEPS vereint unter dem Begriff der dynamischen Effizienz die Entwicklung von Produktionstechnologien, den technischen Fortschritt sowie die Entwicklung neuer Produkte.[91] BRUNEKREEFT formuliert vage „die dynamischen Ziele, ‚Qualität des Produktes’ und ‚Innovation’ (Produkt- und Prozessinnovation).“[92] Die dynamische Effizienz ist folglich zukunftsorientiert. Im Bereich der Energiewirtschaft bedeutet zukunftsorientiert ebenso die Berücksichtigung regenerativer Ressourcen, um dauerhaft Energie erzeugen zu können. In diesem Punkt ist der erste Zielkonflikt zu erkennen: Wenn gemäß der produktiven Effizienz möglichst kostengünstig produziert werden soll, kann dieser Umstand dazu führen, dass die Auswahl der Energieträger nicht zwangsläufig zukunftsorientiert auf regenerativen Energien beruht, sondern eher kurzfristig orientiert ist, um kostengünstig zu produzieren und daher zum Beispiel in Steinkohle oder Atomenergie investiert wird. Die Innovationsfähigkeit der Unternehmen wäre somit gehemmt. Für den Ausbau der erneuerbaren Energien hat die dynamische Effizienz daher eine besondere Bedeutung.

Eine zukunftsorientierte Energieversorgung ist orientiert an den Zielsetzungen der Versorgungssicherheit, der Wirtschaftlichkeit und der Umweltverträglichkeit (Energiepolitisches Zieldreieck).[93] Diese Ziele stehen teils im konträren Verhältnis zueinander; so sind hohe Investitionen in die Versorgungssicherheit und Umweltverträglichkeit nicht im Einklang mit niedrigen Energiepreisen. Regulierungsmaßnahmen können daher nicht ausschließlich auf niedrige Preise gerichtet sein, sondern müssen Investitionen in die Energienetze adäquat berücksichtigen; andernfalls sind die Eckpunkte des Energiepolitischen Zieldreiecks gefährdet.

Ganz gleich welche Effizienzen oder Regulierungstheorien im Vordergrund der Betrachtung stehen, die Kernfrage der Regulierung von Netzbetreibern ist wie folgt: Welche Netznutzungsentgelte darf ein Netzbetreiber für die Nutzung seines Netzes verlangen und wie werden diese durch das Kontroll- und Steuerungsorgan reguliert?

Im weiteren Verlauf des Kapitels werden ausgewählte Regulierungsansätze vorgestellt und anhand der Kriterien produktive Effizienz, allokative Effizienz und dynamische Effizienz verglichen.

4.2. Instrumente zur Regulierung

Im Wesentlichen lassen sich die Instrumente nach kostenbasierten und anreizorientierten Regulierungsinstrumenten differenzieren.

4.2.1. Kostenbasierte Regulierungsansätze

4.2.1.1. Rate-of-return-Regulierung

In der Fachliteratur ist die Rate-of-return-Regulierung (ROR) auch als Rentabilitätsregulierung oder Renditeregulierung bekannt.[94] Dieses Instrument der kostenorientierten Regulierung basiert auf der Kennzahl der Kapitalrentabilität. Die Kapitalrentabilität ist das Verhältnis zwischen dem Periodenerfolg und dem eingesetzten Kapital, also die Verzinsung des eingesetzten Kapitals. Die Formel für die (Gesamt-) Kapitalrentabilität lautet demnach[95]:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Modelliert wurde der Rate-of-return Ansatz von AVERCH und JOHNSON im Jahr 1962.[96] Gemäß diesem Ansatz wird dem regulierten Unternehmen eine feste Kapitalrentabilität vorgegeben, die nicht überschritten werden darf.[97] Überschreitet das regulierte Unternehmen den vorgegebenen Rentabilitätssatz, so ist mit Sanktionen der Regulierungsbehörde zu rechnen. Ziel dieses Ansatzes ist es die Marktteilnehmer so zu regulieren, dass keine Monopolgewinne erzielt werden, sondern lediglich das betriebsnotwendige Kapital in Höhe des festgelegten Prozentsatzes angemessen verzinst wird. Der Monopolist versucht daher seinen Gewinn, unter der Nebenbedingung der begrenzten Kapitalrentabilität, zu maximieren.[98]

Die Zielfunktion lautet [99] : Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

unter der Nebenbedingung: Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die kostenorientierte Rentabilitätsregulierung folgt einem dreistufigen Ablauf der Entscheidungsfindung[100]: Zuerst erfolgt die Prüfung der Kosten des Unternehmens in operative Kosten, Kapitalstock und dessen Bewertung, sowie eine Überprüfung der Kostenallokation. Die in einem Basisjahr ermittelten Gesamtkosten (TOTEX) werden von der Regulierungsbehörde geprüft und so lange als aktuell eingestuft bis ein neuer Antrag vom regulierten Unternehmen eingeht.[101] Als Nächstes wird durch geeignete Verfahren (CAPM, WACC, etc.) eine risikoäquivalente Kapitalverzinsung bestimmt. Im nächsten Schritt folgt die Festlegung/Genehmigung der Preise anhand von Nachfrage- und Ertragsprognosen. In der Praxis handelt es sich in den meisten Fällen um Einzelpreisgenehmigungen, die so bestimmt werden, dass eine wirtschaftliche Kapitalverzinsung ermöglicht wird.

Ein wesentlicher Kritikpunkt der Rate-of-return-Regulierung besteht darin, dass der Monopolist seinen Gewinn im Vergleich zum nicht-regulierten Fall steigert, indem er sein Kapital-/Arbeitsverhältnis [mehr Kapital (K), weniger Arbeit (L)] ändert.[102] Abbildung 7 verdeutlicht die Tatsache, dass der zugelassene Gewinn gesteigert werden kann, wenn die Kapitalbasis erhöht wird ohne dabei die zugelassene Kapitalrentabilität (s) zu überschreiten.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Verhältnis Gewinn zu Kapital (Rate-of-return-Regulierung).[103]

Die Steigung (α) der Geraden entspricht der zugelassenen Kapitalrentabilität (s) abzüglich des Kapitalmarktzinses (z), weil der Unternehmer zu diesem Zinssatz stets das Geld am Kapitalmarkt (risikolos) anlegen könnte. Der Monopolist kann somit trotz gegebener Rentabilitätsgrenze seinen Gewinn steigern. Das Unternehmen neigt also dazu mehr Kapital zu investieren als volkswirtschaftlich sinnvoll ist. Dieser Effekt der Überkapitalisierung wird in der Literatur als Averch-Johnson-Effekt bezeichnet.[104] Für einen analytischen Beweis sei auf ENDRES/MARTIENSEN verwiesen.[105] Die regulierten Unternehmen haben bei dieser Form der Regulierung keinen Anreiz Kosten zu senken; im Gegenteil führen höhere Ausgaben zu einer niedrigeren Kapitalverzinsung. Das Ziel der produktiven Effizienz wird bei der Rate-of-return-Regulierung nicht erreicht, weil nicht zwingend das Ziel der minimalen Kosten verfolgt wird. Im Hinblick auf die allokative Effizienz, also der Maximierung der Summe aus Produzenten- und Konsumentenrente[106], kann resümiert werden, dass eine wohlfahrtssteigernde Allokation der Ressourcen nicht ausgeschlossen werden kann, jedoch auch nicht zwingend erreicht wird. Die ROR liefert Anreize zur allokativen Effizienz.[107]

Die Rate-of-return-Regulierung liefert keinen Anreiz für innovative Investitionen und liefert ebenso keinen Anreiz die getätigten Investitionen zur Erhaltung der Wettbewerbsfähigkeit effizienter zu gestalten.[108] Als Begründung für die Verfehlung des Zieles der dynamischen Effizienz, als Fähigkeit langfristig Faktorpotenzial zu entwickeln, sei auf den Averch-Johnson-Effekt und den fehlenden Anreiz Kosten zu senken, um Gewinne für zukünftige Investitionen zu thesaurieren, verwiesen.

Ein weiterer Kritikpunkt besteht in der sogenannten internen Subventionierung; hierbei werden Gewinne in andere Unternehmenssparten transferiert oder Kosten aus anderen Bereichen in die relevante Sparte übernommen, um so unterhalb der erlaubten Kapitalverzinsung zu bleiben.

Des Weiteren liegt eine Informationsasymmetrie und Manipulationsgefahr zu Lasten der Regulierungsbehörde vor.[109] Die Regulierungsbehörde verfügt nicht über detaillierte und unverfälschte Informationen des Monopolisten, welcher im Gegenzug die Informationsasymmetrie zu seinen Gunsten nutzen kann (Principal-Agent-Theorie). Für die Regulierungsbehörde ist die Kontrolle der Höhe des betriebsnotwendigen Kapitals für den Netzbetrieb nur schwer möglich. Buchhalterisch bestehen zahlreiche Möglichkeiten die Netto-Kapitalbasis (Grundlage für die Kapitalverzinsung) zu beeinflussen; beispielhaft seien alleine die Bewertungsmöglichkeiten nach historischen Anschaffungswerten oder Tageswerten bei der Absetzung für Abnutzung (Abschreibung) angeführt. Ferner merkt der Autor kritisch an, dass die Kapitalverzinsungsrate stetig kontrolliert und ggf. angepasst werden muss. In Zeiten hoher Zinsen kann die Kapitalverzinsungsrate unmöglich kongruent sein zu der Rate in Zeiten niedriger Zinsen am Kapitalmarkt. Der Autor schließt sich dem Resümee von KLAUS an und qualifiziert die Rate-of-return-Regulierung als ungeeignetes Lenkungsinstrument zur Regulierung von Stromnetzbetreibern (an Hand der produktiven und dynamischen Effizienz als Zielhorizont).[110] Lediglich die Zielsetzung der allokativen Effizienz wird erfüllt.[111] In den Vereinigten Staaten wurde die ROR verstärkt angewendet, um Versorgungsunternehmen zu regulieren. In der jüngeren Vergangenheit ist die Anwendung dieser Regulierungsform jedoch stark rückläufig und erfährt eine Substitution durch andere Regulierungsverfahren.

Ein weiteres kostenbasiertes Regulierungsinstrument ist die Mark-up-Regulierung, die im folgenden Kapitel detailliert betrachtet wird.

4.2.1.2. Mark-up-Regulierung

Das Grundprinzip der Mark-up-Regulierung (Cost-Plus-Regulierung) besteht darin, dass die Einnahmen (Erlöse) auf einen Aufschlag (Mark-up) auf die tatsächlichen Kosten begrenzt sind.[112]

Die Formel für die Mark-up-Regulierung lautet[113]:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Auf Basis der tatsächlichen Kosten (Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten) werden die Preise so festgelegt, dass eine adäquate und marktübliche Kapitalverzinsung für das unternehmerische Handeln vergütet wird. Die kritische Variable in diesem Ansatz ist die Höhe der tatsächlichen Kosten im Vergleich zu den Kosten, die als tatsächlich angegeben werden. Damit ist nicht zwingend eine unehrliche Aussage über die Höhe der tatsächlichen Kosten gemeint, sondern eher wie bei der Rate-of-return-Regulierung eine Erhöhung der Kosten durch unnötige oder zu kostspielige Investitionen (Gold Plating), um die Kosten künstlich in die Höhe zu treiben und diese in Form von höheren Netznutzungsentgelten an die Netznutzer weiterzureichen.[114] BÜDENBENDER bezeichnet diese Möglichkeit der Netzbetreiber als „unreglementiertes ‚Durchschieben’ von Kosten in Preise“.[115] Bei gestiegenen Kosten werden dem Unternehmen höhere Preise genehmigt, während Steigerungen der Produktivität zu Preissenkungen führen.[116] Im Unterschied zur ROR beschränkt die Mark-Up-Regulierung nicht die Kapitalbasis, sondern die Erträge auf einen Aufschlag (m). Bei der Mark-up-Regulierung besteht ebenfalls das Problem der Überkapitalisierung (Vgl. ROR); zudem besteht der Nachteil, dass nicht nur die Erhöhung der Kapitalbasis, sondern auch die Erhöhung der sonstigen Kostenelemente zu einer Progression des Gewinns führt.[117] Eine Überkapitalisierung muss nicht zwingend eintreten, es gibt jedoch, wie bereits beschrieben, einen Anreiz dafür. KNIEPS bezeichnet diesen Umstand als „Gefahr eines überhöhten Kapitaleinsatzes.“[118] Der Monopolist hat keinen Anreiz zu minimalen Kosten (C) zu produzieren und ist zudem inhärent motiviert die Erlöse künstlich zu erhöhen.[119] Bei der Mark-up-Regulierung werden analog zur Rate-of-return-Regulierung keine Anreize zur produktiven und dynamischen Effizienz gesetzt; lediglich eine allokative Effizienz ist möglich, aber nicht zwingend gegeben, sondern in der Literatur ebenfalls umstritten.[120] Die produzierte Menge aus gesamtvolkswirtschaftlicher Sicht ist bei der Mark-up-Regulierung nicht pareto-optimal jedoch größer als im unregulierten Monopol.[121] Es gilt: Output (unreg. Monopol) < Output (Mark-up) < wohlfahrtsmaximaler Output. Folglich erreicht die Mark-up-Regulierung nur das Ziel der allokativen Effizienz. An dieser Stelle sei darauf verwiesen, dass in Kapitel 5.3.1 die Historie der kostenorientierten Regulierung in Deutschland in Form der Cost-Plus-Regulierung dargestellt wird.

[...]


[1] Vgl. BNetzA 2013a.

[2] Vgl. Duden 2014, S. 1.

[3] Originalausgabe: „An Inquiry into the Nature and Causes of the Wealth of Nations”.

[4] Smith 1776, S. 448.

[5] Vgl. Samuelson/Nordhaus 2007, S. 487-516; Mankiw/Taylor 2008, S. 227-285.

[6] Hensing et. al. 1998, S. 14.

[7] Quelle: Eigene Darstellung; Werte entnommen aus EANRW 2011, S. 6.

[8] Vgl. HB 2005.

[9] Vgl. Benning 2007, S. 12.

[10] Vgl. Benning 2007, S. 12.

[11] Vgl. Herzig 1992, S. 123-168; Schiffer 2002, S. 164-218.

[12] Vgl. Brinkmann 1980, S. 1.

[13] Vgl. Brinkmann 1980, S. 2-3.

[14] Vgl. Dittmann et. al. 1998, S. 7.

[15] Vgl. Bohn/Marschall 1992, S. 46.

[16] Vgl. Herzig 1992, S. 127.

[17] Vgl. Herzig 1992, S. 128.

[18] Vgl. Herzig 1992, S. 133.

[19] Vgl. Herzig 1992, S. 135.

[20] Vgl. Dittmann et. al 1998, S. 7.

[21] Vgl. Benning 2007, S. 24.

[22] Vgl. Rhiel 2009, S. 37.

[23] Die Einteilung der Märkte erfolgt nach Rolli 2011, S. 34-57.

[24] Quelle: Eigene Darstellung; Stufeneinteilung nach Broemel 2010, S. 104-112.

[25] Vgl. Rolli 2011, S. 25.

[26] Vgl. Rolli 2011, S. 37.

[27] Vgl. Monopolkommission 2009, Rn. 22.

[28] Vgl. Konstantin 2013, S. 463.

[29] Vgl. Wilson 2002, S. 1336-1339; Rolli 2011, S. 41; Liebau 2012, S. 34.

[30] Vgl. Rolli 2011, S. 41; Veröffentlichung auf: http://www.regelleistung.net.

[31] Vgl. Rolli 2011, S. 45.

[32] Vgl. Rolli 2011.

[33] Vgl. Rolli 2011, S. 48.

[34] Vgl. Rolli 2011, S. 52.

[35] Vgl. Rolli 2011, S. 52.

[36] Definition Grundversorger siehe §39 Abs. 2 Satz 1 EnWG(2011).

[37] Vgl. BDEW 2012, S. 8.

[38] Vgl. BDEW 2013.

[39] Vgl. Rolli 2011, S. 35.

[40] §1 EnWG(2011).

[41] Vgl. Mankiw/Taylor 2008, S. 179.

[42] Vgl. Mankiw/Taylor 2008, S. 178-179; Burda/Wyplosz 2009, S. 565-568.

[43] Vgl. Burda/Wyplosz 2009, S. 565-568; Pieckenbrock/Henning 2013, S. 300.

[44] Vgl. Mankiw/Taylor 2008, S. 230.

[45] Vgl. SWSoest 2013.

[46] Vgl. Klaus 2009, S. 231.

[47] Vgl. Klaus 2009, S. 231.

[48] Vgl. Liebau 2012, S. 10.

[49] Klaus 2009, S. 170.

[50] Vgl. Leprich 1994, S. 36; Diekmann et. at. 2007, S. 9-10; Fritsch et al. 2007, S. 210-213; Knieps 2008, S. 23-32.

[51] Vgl. Klaus 2009, S. 171.

[52] Vgl. Müller et. al. 2010, S. 1.

[53] Vgl. Knieps 2008, S. 21.

[54] Vgl. Klaus 2009, S. 171.

[55] Quelle: Eigene Darstellung.

[56] Vgl. Mankiw/Taylor 2008, S. 359.

[57] Vgl. Mankiw/Taylor 2008, S. 360.

[58] Vgl. Varian 2007, S. 508-512; Erdmann/Zweifel 2008, S. 7-9; Mankiw/Taylor 2008, S. 363-367.

[59] Quelle: Eigene Darstellung.

[60] Vgl. Mankiw/Taylor 2008, S. 365.

[61] Nach dem amerikanischen Ökonomen Arnold Harberger; Vgl. Breyer 2011, S. 97.

[62] Vgl. Monopolkommission 2004, Rn. 1118; Fritsch et al. 2007, S. 185.

[63] Siehe S. 11.

[64] Quelle: Statista 2014a.

[65] Vgl. Statista 2014b.

[66] Quelle: Statista 2014c.

[67] Vgl. Nelson/Primeaux 1988, S. 338-346; Thompson 1997, S. 287-296; Fritsch et al.

2007, S. 212; Hardach 2010, S. 32.

[68] Vgl. Hardach 2010, S. 34; Schmidt-Volkmar 2010, S. 35; Römhild 2013, S. 5.

[69] Vgl. Theobald et. al. 2008, S. 4.

[70] §1 StromNEV(2005).

[71] Vgl. Knieps 2008, S. 33; Hardach 2010, S. 32.

[72] Vgl. Erdmann/Zweifel 2008, S. 7-9.

[73] Vgl. Haslinger 2006, S. 17; Schnitker 2009, S. 9-12; Dehmel 2011, S. 19-24.

[74] Klaus 2009, S. 131.

[75] Vgl. Klaus 2009, S. 131.

[76] Vgl. Knieps 2007, S. 181.

[77] Vgl. Knieps 2007, S. 181.

[78] Vgl. Klaus 2009, S. 131.

[79] Vgl. Schmidt 2012, S. 44.

[80] Knieps 2007, S. 181.

[81] Vgl. dazu: Stigler 1971; Peltzman 1976; Becker 1983.

[82] Vgl. Schnitker 2009, S. 12.

[83] Vgl. Müller et. al. 2010, S. 2.

[84] Vgl. Kurth 2009, S. 680.

[85] Vgl. Endres/Martiensen 2007, S. 581-587; Fritsch et. al. 2007, S. 112; Knieps 2008, S. 6.

[86] Maas 2012, S. 76.

[87] Vgl. Schumann et. al. 2011, S. 37.

[88] Vgl. Brunekreeft 2000, S. 2-4; Schnitker 2009, S. 103; Müller et. al. 2010, S. 3.

[89] Vgl. Römhild 2013, S. 12.

[90] Vgl. Maas 2012, S. 511.

[91] Vgl. Knieps 2008, S. 247.

[92] Brunekreeft 2000, S. 5.

[93] Vgl. Erdmann/Zweifel 2008, S. 10; Graute 2010, S. 6; Spiegel 2010, S. 1.

[94] Vgl. Steger et. al. 2008, S. 55; Klaus 2009, S. 472; Maeding 2011, S. 37.

[95] Coenenberg et. al. 2012, S. 794.

[96] Vgl. Averch/Johnson 1962, S. 1052-1069.

[97] Vgl. Müller et. al. 2011, S. 161.

[98] Vgl. Müller et. al. 2011, S. 161.

[99] Für eine mathematische Herleitung: Vgl. Knieps 2008, S. 87.

[100] Vgl. Borrmann/Finsinger 1999, S. 342-345.

[101] Vgl. Dehmel 2011, S. 34.

[102] Vgl. Endres/Martiensen 2007, S. 501.

[103] Quelle: Eigene Darstellung; In Anlehnung an: Averch/Johnson 1962, S. 1053.

[104] Vgl. Elsenbast 2011, S. 785.

[105] Vgl. Endres/Martiensen 2007, S. 501-503.

[106] Vgl. Endres/Martiensen 2007, S. 408.

[107] Vgl. Müller et. al. 2010, S. 32.

[108] Vgl. Müller et. al. 2011, S. 162.

[109] Vgl. Monopolkommission 2002, Rn. 773,781,789; Monopolkommission 2004, Rn. 1170.

[110] Vgl. Klaus 2009, S. 475.

[111] Zu diesem Ergebnis kommen auch: Müller et. al. 2010, S. 11.

[112] Vgl. Knieps 2008, S. 90.

[113] Für eine mathematische Herleitung: Vgl. Knieps 2008, S. 90.

[114] Vgl. Spiekermann 2010, S. 77.

[115] Büdenbender 2007, S. 12.

[116] Vgl. Fritsch et. al. 2007, S. 231.

[117] Vgl. Römhild 2013, S. 40.

[118] Knieps 2005, S. 11.

[119] Vgl. Müller et. al. 2011, S. 162.

[120] Vgl. Schnitker 2009, S. 129; Spiekermann 2010, S. 79-80.

[121] Vgl. Müller et. al. 2011, S. 162.

Ende der Leseprobe aus 112 Seiten

Details

Titel
Regulierung von Stromnetzbetreibern und die Herausforderungen des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes
Hochschule
FernUniversität Hagen
Note
2,0
Autor
Jahr
2014
Seiten
112
Katalognummer
V277359
ISBN (eBook)
9783656701392
ISBN (Buch)
9783656702146
Dateigröße
2051 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
regulierung, stromnetzbetreibern, herausforderungen, erneuerbaren-energien-gesetzes
Arbeit zitieren
B.A. Tobias Pieper (Autor), 2014, Regulierung von Stromnetzbetreibern und die Herausforderungen des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/277359

Kommentare

  • Noch keine Kommentare.
Im eBook lesen
Titel: Regulierung von Stromnetzbetreibern und die Herausforderungen  des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes


Ihre Arbeit hochladen

Ihre Hausarbeit / Abschlussarbeit:

- Publikation als eBook und Buch
- Hohes Honorar auf die Verkäufe
- Für Sie komplett kostenlos – mit ISBN
- Es dauert nur 5 Minuten
- Jede Arbeit findet Leser

Kostenlos Autor werden