Liberalisierung in der Energiewirtschaft

INHALTSVERZEICHNISII

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

ABKÜRZNGUNSVERZEICHNIS

1. Rechtfertigung der Themenstellung und Ziel der Arbeit

2. Der Elektrizitätsmarkt
2.1 Besonderheiten des Elektrizitätsmarktes
2.2 Grundlegende Begriffe
2.3 Untergliederung des Elektrizitätsmarktes
2.4 Rendite- / Preisregulierung

3. Liberalisierungsmodelle
3.1 Alleinabnehmermodell
3.2 Modell spezifischer Durchleitungsrechte
3.3 Poolmodell
3.4 Common-Carrier-Modell

4. Der deutsche Elektrizitätsmarkt
4.1 Regelungen der EU-Richtlinie
4.2 Situation und Umsetzung der Richtlinie in Deutschland
4.3 Die Verbändevereinbarungen
4.4 Ausblick

Anhang

Literaturverzeichnis

Gesetzesverzeichnis

Abbildungsverzeichnis:

Abbildung 1: Alleinabnehmermodell

Abbildung 2: Modell spezifischer Durchleitungsrechte

Abbildung 3: Poolmodell

Abbildung 4: Common-Carrier-Modell

Abkürzungsverzeichnis:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Rechtfertigung der Themenstellung und Ziel der Arbeit

Die Liberalisierung in der Energiewirtschaft bzw. der Energiemärkte wurde in den zurückliegenden Jahren stark vorangetrieben. Dies ist vor allem auf dem Elektrizitätsmarkt ersichtlich, auf welchen sich im Folgendem beschränkt werden soll. So verabschiedete z.B. das europäische Parlament 1996 die "Europäische Richtlinie zur Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes", in welcher sie einen Zeitplan für die Öffnung und die entsprechenden Öffnungsgrade der Energiemärkte innerhalb Europas festlegte.

Ziel dieser Arbeit soll es sein, die Öffnung des Elektrizitätsmarktes zu erklären, und aufzuzeigen, dass eine vollständige Liberalisierung nicht möglich ist, da nach wie vor Bereiche dieses Marktes ein natürliches Monopol darstellen, welches reguliert werden muss.

Hierzu werden zunächst einige grundlegende Begriffe und die Besonderheiten des Elektrizitätsmarktes erklärt. Danach wird herausgearbeitet, ob es noch Bereiche gibt, bei denen es sich um ein natürliches Monopol handelt, und wie gegebenenfalls die Preisregulierung in diesen Bereichen ausgestaltet werden kann. Im Folgenden werden verschiedene Modelle zur Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes vorgestellt. In einem letzten Punkt wird gezeigt, welche Anforderungen die EU (z.B. in der oben genannten Richtlinie) stellt, und wie diese Anforderungen bzw. welches der Liberalisierungsmodelle in Deutschland umgesetzt wurde.

2. Der Elektrizitätsmarkt

2.1 Besonderheiten des Elektrizitätsmarktes

Der Elektrizitätsmarkt und insbesondere das Produkt Strom weisen sehr viele technische und physikalische Besonderheiten auf, durch welche der Transport, sowie auch die Erzeugung und der Verkauf stark beeinflußt werden.

Dadurch, dass Energie nicht in großen Mengen oder nur zu enorm hohen Kosten speicherbar ist, müssen auf diesem Markt Angebot und Nachfrage stets übereinstimmen.^[1] Dies ist vor allem dadurch problematisch, da sowohl das Angebot^[2], als auch die Nachfrage sehr unelastisch sind.

Eine über einen bestimmten Zeitraum konstante Produktion und ein auf- bzw. abbauen von Lagern ist auf dem Elektrizitätsmarkt nicht möglich, sondern es muß das aus diesen eben erwähnten Eigenschaften resultierende Last- bzw. Kapazitätsproblem gelöst werden. D.h. es müssen genug Leitungen vorhanden sein, um den Transport der benötigten Energie zu ermöglichen und genug Kraftwerke um die Spitzenlast^[3] zu erzeugen.

Hieraus läßt sich schon erkennen, dass sich beim Elektrizitätsmarkt, oder zumindest bei Teilbereichen Größenvorteile realisieren lassen. Da in verschiedenen Regionen die Spitzenlastzeiten auseinanderfallen, ist bei einem hinreichend großem Verbundnetz die benötigte Kraftwerkskapazität geringer als die Summe der regionalen Spitzenlasten. Dies gilt ebenfalls für die Reservekapazitäten, welche für eventuelle Störungen vorgehalten werden müssen.^[4]

2.2 Grundlegende Begriffe

In diesem Abschnitt sollen solch grundlegende Begriffe, wie Liberalisierung, Regulierung und natürliches Monopol erklärt werden.

Liberalisierung kann als Oberbegriff für Deregulierung und Privatisierung, aber auch für Entstaatlichung und Dezentralisierung angesehen werden. Im Wesentlichen heißt das, dass in einem öffentlichen bzw. öffentlich kontrollierten Wirtschaftsbereich mehr privat- bzw. marktwirtschaftliche Elemente zugelassen werden.^[5] Ziel der Liberalisierung ist eine Effizienzsteigerung in der Energieversorgung. Hierzu werden Marktzugangsbarrieren beseitigt und dem Nachfrager die Möglichkeit eingeräumt den Stromversorger zu wechseln.^[6]

Ein weiterer wichtiger Begriff ist der der Regulierung. Unter Regulierung kann der den Wettbewerb ersetzende Prozeß verstanden werden, welcher sicherstellen soll, dass Monopole ihre Marktmacht nicht auf Kosten der Kunden mißbrauchen.^[7]

Im engeren Sinn kann man unter Regulierung interventionistische Maßnahmen des Staates zur Beseitigung von Marktineffizienzen verstehen. Ziele solcher Eingriffe sind unter anderem die Beseitigung von Marktzutrittsbarrieren, das Aufbrechen von Marktmacht und Gewinnkontrolle. Als weiteres Ziel kann auch die Minimierung bzw. Vermeidung von negativen externen Effekten und hohen gesellschaftlichen Kosten sein.

Auch der Begriff des natürlichen Monopols soll im Folgenden kurz erklärt werden. Ein natürliches Monopol liegt vor, wenn ein einzelner Anbieter in der Lage ist, die vom Markt nachgefragte Menge günstiger zu produzieren als mehrere Anbieter. Dies ist der Fall, wenn für den Produzenten sehr hohe Fixkosten, aber nur geringe Grenzkosten anfallen. Dies hat dann zur Folge, dass im relevanten Nachfragebereich die Grenzkosten weit unter den Durchschnittskosten liegen.^[8]

Ein solcher Monopolist kann nicht dazu gezwungen werden zum Konkurrenzpreis (=Grenzkosten) anzubieten, da ihm dadurch Verluste entstehen würden. Der Monopolpreis ist aber genauso wenig gewünscht. Aus diesem Grund ergibt sich die Notwendigkeit einer Regulierung des natürlichen Monopols.^[9]

Man muß allerdings noch zwischen angreifbaren und nicht angreifbaren natürlichen Monopolen unterscheiden. Bei angreifbaren natürlichen Monopolen reichen schon der potentielle Markteintritt eines Wettbewerbers und die Abwesenheit von irreversiblen Kosten aus, um Monopolpreise zu vermeiden. Eine Regulierung ist hier nicht zwingend erforderlich. Treten aber irreversible Kosten auf, handelt es sich also um ein nicht angreifbares natürliches Monopol, so sind diese Kosten für die alten Monopolisten nicht mehr entscheidungsrelevant (sunk costs), schon aber für die potentiellen Wettbewerber. D.h. die alteingesessenen Firmen haben weniger für ihre Entscheidung relevante Kosten und demzufolge auch einen größeren strategischen Spielraum, so dass ineffiziente Produktion oder Gewinne nicht zwangsläufig den Marktzutritt von Wettbewerbern zur Folge haben.^[10] Ein Regulierung des natürlichen Monopols ist hier also erforderlich.

2.3 Untergliederung des Elektrizitätsmarktes

Der Elektrizitätsmarkt als Ganzes läßt sich in mehrere Teilbereiche untergliedern: Erzeugung, Transport und Verteilung, sowie Versorgung.^[11] Im folgendem soll untersucht werden, bei welchen dieser Teilbereiche es sich um ein natürliches Monopol handelt, also eine Regulierung erforderlich ist, und welche dieser Bereiche wettbewerbsfähig sind.

Der Bereich der Stromerzeugung bzw. der Stromproduktion kann als wettbewerbsfähig angesehen werden. Zwar ist der Bau von Kraftwerken nach wie vor sehr teuer, jedoch sind aufgrund der technischen Entwicklung mittlerweile auch kleinere Kraftwerke rentabel. Das Problem, dass die durchschnittlichen Kosten der Energierzeugung in großen Verbundsystemen deutlich geringer sind als für einzelne Erzeuger wurde damit gelöst, dass die Stromerzeuger über einen sogenannten power-pool miteinander kooperieren. D.h. je nach Nachfrage kaufen oder verkaufen sie Strom an diesem Handelsplatz und verringern so ihre Produktionskosten.^[12] Aufgrund dieser Zusammenarbeit bieten sich gute Marktzugangsvoraussetzungen auch für kleinere Wettbewerber. Eine Regulierung ist in diesem Teilbereich also nicht notwendig.

Der Bereich der Stromversorgung ist ebenfalls, sogar in hohem Maße, wettbewerbsfähig. Versorgungsunternehmen nehmen eine Vermittlungsrolle zwischen Erzeugungsebene, Netzebene und Endkunden ein. D.h. sie kaufen Strom von den Erzeugern und Verkaufen ihn mittels Stromliefervertrag an die Endkunden. Hierbei nutzen sie die Transportkapazitäten des Netzbetreibers. Außerdem bieten Versorger noch diverse Dienstleistungen, wie z.B. das Ablesen der Zähler an. Auf diesem Teilbereich des Elektrizitätsmarktes existieren also keinerlei versunkene Kosten und auch die Skaleneffekte (z.B. beim Stromeinkauf) sind sehr gering.^[13] Eine Regulierung des Versorgungsbereichs ist nicht erforderlich.

Beim Transport- und Verteilungsbereich, also den Elektrizitätsnetzen, handelt es sich um ein natürliches Monopol. Die Eigenschaften des natürlichen Monopols finden sich in denen von Verteilungsnetzen wieder. So entstehen einem Netzbetreiber beim Bau seiner Netze enorme Kosten, welche als Fixkosten angesehen werden können und welche den Bau von parallelen Leitungen als nicht sinnvoll erscheinen lassen. Außerdem zeichnet sich ein Stromnetz durch sehr geringe Grenzkosten aus, d.h. ist die Leitung erst einmal gebaut, so kostet der Transport einer weiteren Einheit Energie sehr wenig. Da bei einem potentiellen Markteintritt eines Wettbewerbers der alteingesessene Netzbetreiber die Investitionskosten für den Leitungsbau als sunken costs betrachtet, ist er in der Lage kurzfristig zu den Grenzkosten anzubieten. Ein Markteintritt für einen Wettbewerber ist dann nicht mehr interessant. Da hier sunken costs existieren, handelt es sich um ein nicht angreifbares natürliches Monopol.^[14]

Um zu verhindern, dass der Netzbetreiber für die Durchleitung von Strom durch seine Netze Monopolpreise verlangt ist in diesem Bereich des Elektrizitätsmarktes eine Regulierung erforderlich.

2.4 Rendite- / Preisregulierung

Es gibt viele verschiedene Möglichkeiten zur Regulierung von natürlichen Monopolen. Im folgenden werden zwei der wichtigsten, in der Realität auch angewandten Regulierungsmethoden erläutert.

Als erstes wird auf die sogenannte rate-of-return-Regulierung eingegangen. Diese beschränkt den Gewinn eines Unternehmens proportional zum eingesetzten Kapital.^[15] Die Preisregulierungsformel lautet wie folgt:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der Preis einer Periode ergibt sich aus den laufenden Produktionskosten, der erlaubten Rendite RoR (rate of return), der vom Regulierer anerkannten Kapitalbasis RB (rate base) und der gesamten Verkaufsmenge Q. In die Ermittlung des Preises fließen faktisch die gesamten Produktionskosten mit ein. Bei dieser Regulierungsmethode treten eine Reihe von Problemen auf. So besteht z.B. ein starker Anreiz zu viel Kapital einzusetzen, da die zugelassene Kapitalrentabilität über dem Marktzinssatz liegt. (Averch-Johnson-Effekt)^[16] Auch bestehen nur geringe Anreize die Kosten zu senken, da sowohl fixe, als auch variable Kosten vollständig auf die Preise überwälzt werden können.^[17] Ein weiteres Problem ist, daß die Kosten der Regulierung, insbesondere der Ermittlung der Kapitalbasis sehr hoch sein können.

Eine zweite Regulierungsmethode ist die sog. price-cap-Regulierung. Bei dieser wird eine Preisgrenze festgelegt, welche nicht überschritten werden darf. Diese errechnet sich folgendermaßen:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der Preis ergibt sich also aus der Inflationsrate des vorangegangenen Jahres abzüglich eines vom Regulierer unterstellten Produktivitätswachstums multipliziert mit dem Preis der Vorperiode. Y stellt einen sog. Überwälzungsfaktor dar, in welchem z.B. eine Änderung der Primärenergiepreise enthalten sein kann.

Einige Problemfelder, die bei der RoR-Regulierung auftraten, werden durch diese Regulierungsmethode zwar beseitigt, aber es tun sich auch neue Problemfelder auf.

Im Unterschied zur RoR-Regulierung wird bei der price-cap-Regulierung die Kapitalbasis der Produktion nicht explizit berücksichtigt, was die Anreize zu einer Überkapitalisierung senkt^[18]. Ein Vorteil dieser Methode ist, dass starke Anreize zu einer Effizienzsteigerung bestehen, da bei Produktivitätsfortschritten, welche über die Schätzung X hinausgehen die entstehenden zusätzlichen Gewinne im Unternehmen verbleiben.^[19] Allerdings erzeugt die Nichtberücksichtigung der Kosten bei diesem Regulierungsansatz einen starken Anreiz diese zu Lasten der Qualität zu senken und so höhere Gewinne zu erzielen. Als ein weiterer Pluspunkt läßt sich festhalten, dass diese Regulierungsmethode geringere Kosten verursacht, als die rate-of-return-Regulierung. Wobei dies allerdings sehr stark vom Informationsbedarf des Regulierers und von Anreizen des Unternehmens zur Verzerrung von Informationen und dem Ausnutzen von Informationsasymmetrien abhängt.^[20]

[...]

^[1] Vgl. Brunekreeft/Keller (2000,a) , S.126

^[2] Kraftwerke haben genau festgelegte Kapazitätsgrenzen. Sind diese erreicht ist keine weiter Produktion mehr möglich. Selbst wenn sie diese Grenze noch nicht ganz erreicht haben, produzieren sie zu enorm hohen Grenzkosten.

^[3] Spitzenlast ist die Menge an Energie, welche maximal, zu einem bestimmten Zeitpunkt nachgefragt wird.

^[4] Vgl. Brunekreeft/Keller (2000,a) , S.127

^[5] Vgl. Frey R.L. (1999) , S.6

^[6] Es gibt drei verschieden Stoßrichtungen der Liberalisierung. Die rechtlich-organisatorische Privatisierung, d.h. die Überführung einer bisher staatlichen Institution in eine privatwirtschaftliche. Die wirtschaftliche Liberalisierung, d.h. mehr Wettbewerb z.B. durch Deregulierung, da bei einer rein rechtlich-organisatorischen Privatisierung Monopole ggf. noch bestehen. Und die finanzielle Privatisierung, d.h. anstelle von Steuern treten Preise, die für die Inanspruchnahme entrichtet werden müssen. Es sind aber durchaus Mischformen dieser Privatisierungstypen vorstellbar.

^[7] Vgl. Irrek/Leprich/Thomas (2001) , S.232

^[8] Vgl. Varian (1999) , S.403

^[9] Vgl. Varian (1999) , S.403

^[10] Vgl. Knieps (1995) , S.617

^[11] Vgl. Heise (2000) , S.17

^[12] Bei sehr starker Nachfrage, also bei Produktion an der Kapazitätsgrenze, entstehen so hohe Kosten (Grenzkosten), dass um die durchschnittlichen Produktionskosten gering zu halten, ein Kauf von Energie bei einem anderen Erzeuger sinnvoll ist.

^[13] Vgl. Brunekreeft/Keller (2000,a) , S.131

^[14] Vgl. Heise (2000) , S.16

^[15] Vgl. Knieps (1995) , S.619

^[16] Vgl. Knieps (1995) , S.619

^[17] Dies ist möglich durch die Berücksichtigung der laufenden Produktionskosten VCt bei der Ermittlung des Regulierungspreises Pt.

^[18] Averch-Johnson -Effekt wird aber nicht beseitigt, da bei der Ermittlung des Preises der Vorperiode Pt-1 auch Kosten für Investitionen mit einer langen Kapitalbindungsdauer mit einbezogen werden. D.h. die Kapitalbasis wird ebenfalls berücksichtigt, was auch hier einen Anreiz zum vermehrten Kapitaleinsatz zur Folge hat(vgl. Kumkar L. (2000))

^[19] Vgl. BKA (2001) , S.40

^[20] Vgl. Kumkar L. (2000) , S.135