Die Liberalisierung der deutschen Elektrizitätswirtschaft: Zielerreichung und verbleibende Problemstellungen


Magisterarbeit, 2004

113 Seiten, Note: 1,3


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Vorwort

1. Einleitung

2. Die deutsche Elektrizitätswirtschaft vor der Liberalisierung
2.1 Technisch-ökonomische Besonderheiten als Rechtfertigung für die wettbe- werbliche Sonderstellung der Elektrizitätswirtschaft
2.2 Der rechtliche Ordnungsrahmen
2.2.1 Energiewirtschaftsgesetz
2.2.2 Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen
2.2.3 Demarkations- und Konzessionsverträge
2.2.4 Kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht
2.3 Verbände der deutschen Elektrizitätswirtschaft
2.4 Marktstrukturen der deutschen Elektrizitätswirtschaft
2.4.1 Marktstufen
2.4.2 Eigentumsverhältnisse in der Elektrizitätswirtschaft
2.4.3 Konzentration in der Elektrizitätswirtschaft
2.5 Der Reformenbedarf der deutschen Elektrizitätswirtschaft
2.6 Fazit

3. Elektrizitätswirtschaftliche Reformdiskussion der Europäischen Gemeinschaft und in Deutschland, die EU-Richtlinie und die nationale Gesetzgebung
3.1 Die Binnenmarktpolitik der EG
3.1.1 Das Arbeitsdokument „Der Binnenmarkt für Energie“
3.1.2 Die Richtlinienvorschläge der Kommission
3.1.3 Die Verhandlungen im Ministerrat
3.1.4 Die Binnenmarktrichtlinie für Elektrizität 1996
3.2 Die Reform des Energiewirtschaftsrechts
3.2.1 Von der kleinen zur großen Reform
3.2.2 Die Wiederaufnahme des Gesetzesprojekts
3.2.3 Das Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts
3.2.4 Fazit

4. Wettbewerb in der deutschen Elektrizitätswirtschaft
4.1 Verbändevereinbarungen und Netznutzungsentgelte
4.1.1 Erste Verbändevereinbarung
4.1.2 Zweite Verbändevereinbarung
4.1.3 Verbändevereinbarung II plus
4.1.4 Fazit
4.2 Konzentration
4.2.1 Verbundebene
4.2.2 Regionale und kommunale Ebene
4.2.3 Fazit
4.3 Neue Anbieter
4.4 Die Entwicklung der Strompreise
4.1.1 Nationale Rahmenbedingungen
4.4.2 Strompreise für Industriekunden
4.4.3 Strompreise für Haushaltskunden
4.4.4 Fazit
4.5 Stromhandel
4.5.1 Bilateraler Handel
4.5.2 Börsenhandel
4.5.3 Fazit
4.6 Kommunale Versorgungsunternehmen
4.6.1 Kraft-Wärme-Kopplung

5. Zusammenfassende Bewertung und Ausblick: erfüllte und enttäuschte Erwartungen an die Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft

Abbildungs- und Tabellenverzeichnisverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Literaturverzeichnis

Wahrheitsgemäße Erklärung

Vorwort

Die wettbewerblich organisierte Elektrizitätswirtschaft, von vielen einst für undenkbar und unmöglich gehalten, ist seit 1998 Wirklichkeit. Allerdings ist der Prozess der Liberalisierung der deutschen Elektrizitätswirtschaft auch acht Jahre nach seinem Beginn mit dem Inkrafttreten des neuen Energiewirtschaftsrechts, alles andere als abgeschlossen. Gemessen an den Erwartungen ist mittlerweile Ernüchterung eingetreten. Diese Arbeit soll Aufschluss geben, welche Probleme sich bei der Öffnung des Strommarktes ergeben haben und welche weiterhin bestehen. Dabei wird der Zeitraum der Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft von 1998 bis Ende 2002 untersucht.

Mein besonderer Dank für die ausdauernde Hilfestellung bei der Themenwahl und der anschließenden Konzeption dieser Arbeit gilt Herrn Prof. Dr. Sturm. Für die Durchsicht der Arbeit auf syntaktische, grammatikalische und orthographische Fehler stand mir meine Freundin zur Seite. Vielen Dank auch meinen Eltern für ihre Geduld!

1. Einleitung

Seit dem Inkrafttreten des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts vom April 1998 vollzieht sich die Veränderung des deutschen Strommarktes mit hoher Geschwindigkeit. Die Überführung in den Wettbewerb war ein Schnitt in der bis dato über hundertjährigen Geschichte der deutschen Elektrizitätswirtschaft, die bislang monopolistisch strukturiert war. Zwar wurde seit den siebziger Jahren über eine grundlegende institutionelle Reform diskutiert,[1] da der wirtschaftliche Protektionismus mit Wohlfahrtsverlusten verbunden war. Doch erwies sich der Ordnungsrahmen bis zur Liberalisierung des Strommarktes als weitgehend reformresistent.[2]

„Die Liberalisierung der deutschen Elektrizitätswirtschaft ist gescheitert“.[3] Dieser ernüchternde Befund ist vielfach zu lesen. Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, dies zu

überprüfen, indem die Erwartungen und Zielvorstellungen an einen liberalisierten Strommarkt erfasst und bezüglich ihrer Zielerreichung untersucht werden. Mithin soll eine Bestandsaufnahme aus übergreifender Perspektive unternommen werden.

Zunächst scheint es angezeigt, einen Rückblick auf die deutsche Elektrizitätswirtschaft vor der Liberalisierung zu werfen, um die Veränderungen und deren Ausmaß verstehen zu können. Folgend sollen der europäische und nationale Politikverlauf und dessen Ergebnisse – die EU- Richtlinie „betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt“ und die Novellierung des Energiewirtschaftsrechts – dargestellt werden, wobei die Erwartungen, aber auch die Bedenken der wirtschaftlichen und politischen Akteure an die Liberalisierung erfasst werden. Anschließend werden die tatsächlichen Auswirkungen, die sich herausbildende Praxis bis Ende 2002, in Relation zu den Zielvorstellungen an die Liberalisierung einer kritischen Betrachtung unterzogen. Der Versuch, ein Fazit der bisherigen Liberalisierung zu ziehen, wird die Arbeit abschließen.

Bei der Betrachtung der Empirie können naturgemäß nicht alle denkbaren Problemfelder angeschnitten werden. Nach Meinung des Autors werden aber die Wesentlichen, von ihrer Bedeutung zu den Zielen her wichtigsten Problemfelder erörtert.

2. Die deutsche Elektrizitätswirtschaft vor der Liberalisierung

2.1 Technisch-ökonomische Besonderheiten als Rechtfertigung für die wettbe- werbliche Sonderstellung der Elektrizitätswirtschaft

Für die Elektrizitätswirtschaft werden im Allgemeinen drei technisch-ökonomische Branchenbesonderheiten ausgemacht: Die Leitungsgebundenheit, die Nichtspeicherbarkeit und die Kapitalintensität der Stromversorgung.[4] Die drei Besonderheiten waren Grundlage für ein technisch-ökonomisches Leitbild, von dem die Elektrizitätswirtschaft geprägt war.

Zwischen der Stromerzeugung und dem Stromverbrauch liegt ein System von Leitungsnetzen (Leitungsgebundenheit). Das mehrstufige Netzsystem wird unterschieden in ein überregionales Höchstspannungsnetz/Verbundnetz für Stromübertragung und -transport, ein Mittelspannungsnetz für regionale Stromverteilung und ein Niederspannungsnetz für die Versorgung der Stromverteiler.[5] Die Verfügbarkeit von Strom setzt also ein horizontal und vertikal aufgegliedertes Transport- und Verteilungsnetz voraus.[6]

Das zweite charakteristische Merkmal der Stromversorgung ist die Nichtspeicherbarkeit von Elektrizität. Daher muss er im Moment der Nachfrage produziert werden. Daraus folgt, dass eine Entkoppelung zwischen Erzeugung und Verbrauch nicht möglich ist. So müssen Erzeugungs- und Übertragungseinheiten auf eine maximale Kapazität (Lastspitz) ausgelegt werden, um Nachfrageschwankungen hinsichtlich der Sicherheit und der Qualität der Versorgung auszugleichen. Die Abstimmung von Angebot und Nachfrage ist Aufgabe des Verbundsystems, da mit zunehmender Größe des Versorgungsgebietes sich die Nachfrageschwankungen aufgrund des Durchmischungseffektes nivellieren.[7]

Als dritte Branchenbesonderheit wird die hohe Kapitalintensität der Elektrizitätsversorgung aufgeführt. Diese bezieht sich auf den Bau und den Unterhalt, sowohl bei Netz- als auch Erzeugungsanlagen, die auf maximale Verbrauchsanforderungen ausgerichtet sein müssen. Dabei bewegen sich die Planungszeiten von großen Kraftwerken in langfristigen Dimensionen, in der Regel von über zwanzig Jahren.[8]

Mit dem Verweis auf die skizzierten Branchenbesonderheiten wurde die Elektrizitätswirtschaft seit ihren Anfängen als ein natürliches Monopol bezeichnet, das mit Wettbewerbsmechanismen nicht vereinbar sei.[9] Die ökonomische Begründung für die Ausnahme der Elektrizitätswirtschaft vom Wettbewerbsprinzip ist die These des Marktversagens[10], das vorliegt, wenn der Markt die Koordination von Angebot und Nachfrage nicht adäquat übernimmt. Aufgrund der produkttechnischen Gegebenheiten (Größenvorteile, Verbundvorteile) wurde angenommen, dass die Elektrizitätsversorgung in einem Versorgungsgebiet von einem einzelnen Anbieter am kostengünstigsten betrieben werden kann und deshalb Wettbewerb in der leitungsgebundenen Stromwirtschaft keinen Bestand hat, da er zu ruinösem Wettbewerb führe.[11] Wettbewerb im Bereich des Netzes würde den unwirtschaftlichen Betrieb von Parallenetzen erforderlich machen, was einen ruinösen Konkurrenzkampf zur Folge hätte. Weitere Argumente für den wettbewerblichen Ausnahmebereich waren, dass trotz mangelnder bzw. beschränkter Speicherfähigkeit die Elektrizitätsversorgung zu jedem Zeitpunkt in der Lage zu sein muss, jede Nachfrage zu bedienen, so dass die Versorgungssicherheit gewährleistet ist und aufgrund der hohen Kapitalintensität sowie langer Ausreifungszeiten (Amortisationszeit) ein weiter Planungshorizont mit entsprechender Planungssicherheit erforderlich sei.[12]

Das „Rosinenpicken“ war ein weiteres Argument für Marktzugangsbeschränkungen. Demnach würden in einem freien Markt ein Wettbewerb um lukrative Großabnehmer (Rosinen) entstehen. Unternehmen, die große Abnehmer an Konkurrenten verlieren würden, müssten die Fixkosten für ihre bereits entrichteten Anlagen auf alle übrigen Abnehmer abwälzen, welches bei diesen zu höheren Preisen und damit zu Benachteiligungen führen würde.[13]

Traditionell diente dieses Leitbild als Rechtfertigung der wettbewerblichen Sonderstellung und dem speziellen Regulierungsmuster der Elektrizitätswirtschaft.

2.2 Der rechtliche Ordnungsrahmen

Aufgrund dieser Branchenbesonderheiten entwickelte sich die Ansicht einer starken Regulierungsbedürftigkeit, die viele rechtliche Vorschriften hervorbrachte, welche die Struktur der deutschen Elektrizitätswirtschaft prägten. Gemäß Art. 74 Nr. 11 GG unterliegt die Energiewirtschaft der konkurrierenden Gesetzgebung des Bundes. Die Kompetenz umfasst die Regelung von Erzeugern, Fortleitung und Verteilung von Energie als die Gesamtheit der Normen, die wirtschaftlichen Vorgänge der Versorgung anderer mit Energie und damit zusammenhängende Tatbestände. Somit obliegt die Grundentscheidung über die ordnungspolitische Struktur der Elektrizitätswirtschaft grundsätzlich dem Bund.[14]

Der rechtliche Ordnungsrahmen basierte hauptsächlich auf dem „Gesetz zur Förderung der Energiewirtschaft“, kurz Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), und dem Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB), welche die rechtliche Sonderstellung, die politischen Ziele und die Regulierungsinstrumente gesetzlich festlegten.

2.2.1 Energiewirtschaftsgesetz

Das aus dem Jahr 1935 stammende und nur leicht modifiziert bis zum Jahr 1998 geltende EnWG formulierte die Regulierungsinstrumente zur Erreichung und Sicherung der als notwendig erachteten Monopolstellung der Elektrizitätswirtschaft. Die Präambel des EnWG nannte als zentrales Ziel die Schaffung einer kostengünstigen und sicheren (i. S. der Versorgungspflicht) Energieversorgung,[15] weshalb Wettbewerbs aufgrund seiner volkswirtschaftlich schädlichen Auswirkungen zu verhindern sei.[16] Die Ausführung des EnWG obliegt den Bundesländern als eigene Angelegenheit, mit eventuell notwendiger Abstimmung mit anderen Bundesländern und dem Bundesministerium für Wirtschaft (BMWi).[17]

Als Ausgleich für die Monopolstellung setzte das EnWG mit der Allgemeinen Anschluss- und Versorgungspflicht[18] die Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) einem Kontrahierungszwang aus.[19] Die EVU wurden demnach verpflichtet jedermann in ihrem Gebiet mit Strom zu allgemeinen Bedingungen und Tarifpreisen an ihr Versorgungsnetz anzuschließen und zu versorgen, um einen Missbrauch ihrer besonderen Marktstellung zu Lasten der Kunden zu verhindern.[20] Die Versorgungspflicht konnte ausgeschlossen werden, soweit deren Erfüllung dem EVU aus wirtschaftlichen Gründen nicht zugemutet werden konnte. Die energierechtliche Versorgungspflicht wurde zum Kernstück der Energiewirtschaftsordnung.[21]

Neben dem Kontrahierungszwang und den Versorgungsbedingungen, die die Absatzmethoden berührten, war die Preispolitik der EVU das wichtigste Absatzinstrument, das der staatlichen Aufsicht unterlag.[22] Die Preisaufsicht lag im Zuständigkeitsbereich der Wirtschaftsministerien der einzelnen Bundesländer.[23] Die Tarifpreise waren eine Konsequenz aus dem Kontrahierungszwang,[24] sollten auf der Grundlage des EnWG kostennah und verursachergerecht[25] sein und wurden in der „Bundestarifordnung Elektrizität“ (BTOElt) (1989) geregelt.[26] Die allgemeinen Tarifpreise[27] galten nicht für Sonderabnehmer, also z.B. für Industrie. Hier wurden andere Abnahmepreise vereinbart. Preise konnten nur durch Genehmigungen erhöht werden.[28] Zusätzlich griff der Bundesverordnungsgeber mit der „Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Elektrizitätsversorgung von Tarifkunden“ (AVBEltV), aus dem Jahr 1979, in die Ordnung der Elektrizitätswirtschaft ein.[29]

Die Investitionsaufsicht vor dem Bau, der Erneuerung, die Erweiterung oder Stilllegung von Energieanlagen war ein wichtiges Instrument des EnWG.[30] Mit diesen investitionspolitischen Eingriffsbefugnissen konnten Doppelinvestitionen verhindert, die Konzentration gefördert, Wettbewerbsbeziehungen zwischen einzelnen Elektrizitätswerken untersagt und die Grenzen der geschlossenen Versorgungsgebiete gesichert werden, wodurch Wettbewerb ausgeschlossen wurde.[31]

Neben den aufgeführten Instrumenten der Fachaufsicht über die Stromwirtschaft trat die Wettbewerbsaufsicht der Kartellämter aufgrund des GWB. Auf das GWB und die wettbewerbspolitische Bedeutung soll im nächsten Abschnitt eingegangen werden.

2.2.2 Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen

Mit dem EnWG und dem GWB wurden allgemein dieselben versorgungspolitischen Ziele verfolgt, nur dass die marktstrukturellen Lenkungsmaßnahmen sie über Wettbewerbsbeschränkungen realisieren wollten, während im GWB hierfür Wettbewerbsfreiheit postuliert wurde.[32] Monopole widersprachen dem Grundgedanken des GWB § 103, oder auch Kartellgesetz, aus dem Jahr 1957. Deshalb wurden geschlossene Verträge vom allgemeinen Kartellverbot (§1 GWB), das Preisbindungsverbot (§ 15 GWB) und die Regelungen über die Ausschließlichkeitsverbindungen (§ 18 GWB) in der Elektrizitätswirtschaft davon freigestellt.[33] Die dadurch bedeutendsten legalisierten Vertragsarten waren die Demarkations- und Konzessionsverträge.[34]

2.2.3 Demarkations- und Konzessionsverträge

Die Demarkations- und Konzessionsverträge haben sich schon in den Anfängen der Entwicklung der deutschen Elektrizitätswirtschaft herausgebildet und wurden durch ihre gesetzliche Legitimierung durch das EnWG 1935 bestätigt und waren Instrument der Marktregulierung.[35]

Demarkationsverträge wurden zwischen einzelnen EVU (horizontal, sog. A- Verträge) oder zwischen EVU und Gebietskörperschaften (vertikal, sog. B- Verträge) geschlossen.[36] In diesen Verträgen vereinbarten die Beteiligten, „[…] ihre Versorgungsgebiete zu respektieren und jede unmittelbare und mittelbare Versorgungstätigkeit einschließlich der Energieerzeugung im Gebiet des anderen zu unterlassen“[37], wodurch die jeweiligen Versorgungsgebiete klar voneinander abgetrennt waren und somit Wettbewerb ausgeschlossen wurde.[38]

In den Konzessionsverträgen, die auf dem allgemeinen Wegerecht der Gemeinden[39] gründeten, räumten die Kommunen einem einzigen EVU für eine bestimmte Zeit das alleinige Wegenutzungsrecht (Ausschließlichkeit) zur Errichtung von Leitungen ein, wodurch den Unternehmen, die aufgrund der Leitungsgebundenheit auf die öffentlichen Wege angewiesen waren, die exklusive Belieferung von Endverbrauchern ermöglicht wurde.[40] Das Wegemonopol ermöglichte somit das Leitungsmonopol der Versorgungsunternehmen.[41] Im Rahmen einer Ausschließlichkeits- und Verzichtsklausel verpflichteten sich dabei die Kommunen gegen Zahlung der sogenannten Konzessionsabgabe, ihre Grundstücke keinem Dritten für Zwecke der Energieversorgung zu überlassen und auf eine eigene Versorgung der Verbraucher zu verzichten.[42]

Die Demarkations- und Konzessionsverträge waren zentrales juristisches Instrument für das System geschlossener Versorgungsgebiete[43] die eine angebotsmonopolistische Position der EVU bedeutete.[44] Seit der vierten GWB- Novelle (1980), in der die Vertragslaufzeit der Konzessionsverträge auf zwanzig Jahre festgelegt wurde und der fünften GWB- Novelle (1990), die ein einheitliches Ende von Konzessions- und einschlägigen Demarkationsverträgen sicherstellte und dadurch ein Wechsel der Gebietskörperschaften zu anderen EVU ermöglichte, war ein gewisser Wettbewerb um Versorgungsgebiete erreicht .[45]

Für die Elektrizitätswirtschaft, wie auch für alle anderen Wirtschaftsbereiche, die vom Kartell- und Preisbindungsverbot ausgenommen wurden, sah das GWB eine Missbrauchsaufsicht durch die Kartellbehörden vor.

2.2.4 Kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht

Da die Bereichsausnahme § 103 GWB die Stromwirtschaft der Kontrolle durch den Wettbewerb entzog, unterlagen die EVU einer kartellrechtlichen Missbrauchsaufsicht (§ 103 GWB Abs. 5 Satz 2 Nr. 1 GWB), die als Korrektiv für die Monopolstellung der Versorgungswirtschaft diente.[46] Ein Missbrauch lag vor, wenn ein Unternehmen von der kartellrechtlichen Freistellung Gebrauch gemacht hatte und die Grundsätze im Sinne des EnWG, eine preiswerte und zuverlässige Stromversorgung, gefährdet waren. Weitere Missbrauchstatbestände waren die Ausnutzung der Marktposition, und Behinderung bei der Einspeisung und Durchleitung von Strom durch das Netz der öffentlichen Stromversorger.[47]

Das deutsche Energierecht beruhte auf einem komplexen Zusammenspiel von unternehmerischer Wirtschaft und staatlicher Einwirkung. Seine Pole waren die freie unternehmerische Initiative und Betätigung der Versorgungswirtschaft einerseits sowie die staatliche Wirtschaftslenkung andererseits.

2.3 Verbände der deutschen Elektrizitätswirtschaft

Die deutsche Elektrizitätswirtschaft war lange Zeit durch die gesellschaftliche Selbstregulierung geprägt, die vom Staat gezielt gesucht und gefördert wurde.[48]

Das Verbandsystem wird durch die Dreiteilung des Versorgungssystems strukturiert.

Auf der subsektoralen Ebene ist die kommunale Versorgungswirtschaft im Verband kommunaler Unternehmen (VKU), die regionale Stromversorgung in der Arbeitsgemeinschaft regionaler Energieversorgungsunternehmen (ARE)[49] und die Verbundwirtschaft in der Deutschen Verbundgesellschaft (DVG) organisiert.[50] Üblicherweise waren die Stromversorger auch Mitglieder der Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke (VDEW)[51], die die zentrale Rolle bei der multilateralen Steuerung spielte.[52]

Der VKU umfasst rund 900 kommunale Unternehmen bzw. Stadtwerke. Die vom Verband vertretenen Unternehmen erwirtschafteten 1994 einen Umsatz von 60,8 Mrd. DM und beschäftigten 143000 Arbeitnehmer.[53] Die ARE ist der Zusammenschluss von rund 50 regionalen EVU und fungiert mit nur insgesamt sieben Mitarbeitern vornehmlich als politische Interessenvertretung.[54] In der DVG formieren sich die großen Verbundunternehmen, deren Aufgabe neben der interessenpolitischen Vertretung die technische Koordination des Verbundsystems ist. Die Mitgliedsunternehmen (der VDEW) beschäftigten 1997 rund 68000 Mitarbeiter und machten einen Gesamtumsatz von 68 Mrd. DM.[55] Die VDEW als Spitzenverband umfasst etwa 800 Mitgliedsunternehmen aller Versorgungsstufen und wird formal als zentraler Branchenakteur von Unternehmen und Verbänden akzeptiert, wodurch sie wichtige Steuerungsfunktionen wahrnimmt.[56] Durch diese Doppelmitgliedschaft, also parallelen Mitgliedschaft der EVU in einem subsek-toralen Verband und im Spitzenverband, stellt die öffentliche Stromversorgung einen hoch organisierten Sektor dar, der durch enge Beziehungen zu den wichtigsten staatlichen Akteuren, seine Interessen nach außen erfolgreich vertritt.[57] Durch innere und äussere Rahmenbedingungen, wie Kapitalverflechtungen der Unternehmen, die personelle Kontinuität, das Status Quo sichernde Monopolsystem begünstigende verbandliche Steuerungsmodell, sowie parteipolitische Bindungen von Verbandsmitarbeitern und enge Beziehungen zu den wichtigsten staatlichen Akteuren, machten dieses Steuerungsmodell sehr erfolgreich.[58]

2.4 Marktstrukturen der deutschen Elektrizitätswirtschaft

Die Elektrizitätsversorgung ist zu unterscheiden in vier Teilbereiche: eine öffentliche Elektrizitätsversorgung, die industrielle Kraftwirtschaft, die Elektrizitätsversorgung der Deutschen Bahn (DB) und private Stromerzeuger.[59]

Am Gesamtaufkommen waren 1997 die Unternehmen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung zu 88% beteiligt und stellten damit den wichtigsten Teilbereich dar. Zur öffentlichen Elektrizitätsversorgung werden alle Unternehmen gerechnet, die Dritte mit Strom beliefern, d.h. der Begriff „öffentlich" kennzeichnet also weder die Eigentumsverhältnisse, noch darf er als Indiz für öffentlich – rechtliche oder hoheitliche Tätigkeit missverstanden werden. Die öffentliche Elektrizitätsversorgung ist vielmehr privatwirtschaftlich organisiert.[60]

Die industrielle Kraftwirtschaft und die DB decken ihren Bedarf hauptsächlich durch die eigene Stromproduktion. Neben der praktizierten Eigenversorgung bezogen sie in der Regel noch zusätzlichen Strom aus dem Netz der öffentlichen Stromversorgung, in das sie ggf. auch „Überschussstrom“ einspeisen.[61]

Die sich herausgebildete pluralistisch- gemischtwirtschaftliche Stromwirtschaft, deren

Ordnungsrahmen nur historisch und kaum systematisch verständlich ist[62] entwickelte sich, was charakteristisch bei der Entwicklung großtechnischer Systeme ist, von kleinen, insularen oder dezentralen Netzen über großflächige, regionale Einheiten bis zu einem nationalen Verbundsystem.[63] [64]

Die funktionstechnische Dreiteilung in Erzeugung, Übertragung/Verteilung und Versorgung lässt sich in der öffentlichen Stromversorgung einer Dreiteilung nach räumlichen Stufen gegenüberstellen[65].

2.4.1 Marktstufen

Deutschland war 1996 geographisch in neun Versorgungsgebiete der großen Verbundunternehmen[66] eingeteilt. Dies waren die Aktiengesellschaft Badenwerk, Bayernwerk, Berliner Kraft- und Licht (BEWAG)-Aktiengesellschaft, Energie- Versorgung Schwaben (EVS), Hamburgische Electricitäts-Werke (HEW), PreussenElektra, RWE Energie, Vereinigte Energiewerke Aktiengesellschaft (VEAG) und Vereinigte Elektrizitätswerke Westfalen (VEW).[67]

Die Verbundunternehmen betreiben, planen und koordinieren ihre Großkraftwerke zur Stromerzeugung, sowie ihre Übertragungsnetze unterschiedlicher Spannung für Transport und Verteilung für nationalen und internationalen Austausch von Strom. Ihnen fällt eine wichtige Aufgabe als Vorlieferanten der regionalen und lokalen EVU zu. Teilweise reicht die Versorgung bis zu Letztverbrauchern. Ihr Anteil an der Gesamtstromproduktion der öffentlichen Stromwirtschaft betrug 1996 79%.[68]

Auf der regionalen Stufe übernahmen 1996 rund 80 regionale EVU[69] bei einer eigenen Erzeugung von ca. 10% den Großteil des von den Verbund-EVU produzierten Stroms, versorgten damit die lokalen Versorgungsunternehmen, als auch Letztabnehmer.[70] Zudem betreiben die Regionalversorger eigene Netze für Höchst-, Mittel- und Niederspannung.[71]

Das Tätigkeitsgebiet der 1996 etwa 900 lokalen EVU[72], war im Allgemeinen auf einzelne Gemeindegebiete beschränkt. Sie nehmen bei der Versorgung von Letztabnehmern mit Strom – häufig im Querverbund mit Gas, Fernwärme, Wasser und teilweise Verkehrsbetrieben – in ihren Gemeinde- und Stadtgebieten überwiegend Verteilerfunktionen wahr. Den Großteil ihres Strombedarfs decken die meisten Unternehmen durch Bezüge von EVU vorgelagerter Marktstufen, wobei sie diese Bezüge zum Teil durch Stromerzeugung aus eigenen Kraftwerken ergänzen, die in einzelnen Fällen bis zu 100% reicht. Die Lokalversorger waren 1996 mit ca. 11% an der Gesamtstromerzeugung beteiligt.[73]

2.4.2 Eigentumsverhältnisse in der Elektrizitätswirtschaft

Besonderes Kennzeichen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung ist ihre dezentrale und pluralistische Struktur, wonach im Unterschied etwa zu Frankreich keine zentrale Versorgungsplanung besteht.[74] Unterscheidet man die öffentliche Stromversorgung nach den Eigentumsverhältnissen, so lassen sich drei Arten von Unternehmen unterscheiden: private Unternehmen, gemischtwirtschaftliche Unternehmen und Unternehmen der öffentlichen Hand.[75]

Ein Merkmal der Struktur der deutschen Elektrizitätswirtschaft ist der hohe Kapitalbeteiligungsgrad der öffentlichen Hand an der Stromversorgung, der das starke öffentliche Interesse an der Versorgung verdeutlicht.[76] Im Jahr 1995 handelte es sich unter den insgesamt 740 in der Statistik der VDEW erfassten EVU, auf die 99% der öffentlichen Versorgung entfallen, bei 62,4% bzw. 462 Gesellschaften um Unternehmen der öffentlichen Hand, wobei die Kapitalbeteiligung des Bundes, der Länder, der Gemeindeverbände und der Gemeinden bei über 95 % lag, bei 23,4% bzw. 173 Gesellschaften um gemischtwirtschaftliche Unternehmen, mit einem Anteil von unter 95% öffentlichem und unter 75% privatem Kapital und bei 14,2% bzw. 105 Gesellschaften um private Unternehmen, mit einem privaten Kapitalanteil von über 75%. Gemessen an der Stromerzeugung dominierten die gemischtwirtschaftlichen Unternehmen, auf die 59% der Stromabgabe aus dem Netz der öffentlichen Versorgung entfielen, demgegenüber 22% auf private Unternehmen und lediglich 19% auf die Unternehmen der öffentlichen Hand. Diese Widersprüchlichkeiten zwischen der Anzahl der Unternehmen und ihrer Bedeutung gemessen an der unmittelbaren Stromabgabe ergeben sich insbesondere dadurch, dass der Tätigkeitsbereich der öffentlichen Unternehmen hauptsächlich auf einzelne Kommunen begrenzt ist, die gemischtwirtschaftlichen Unternehmen überwiegend überregional und flächendeckend versorgen und die privaten Unternehmen in ländlichen Gebieten mit einer geringeren Besiedelungsdichte tätig sind.[77]

Im Gegensatz zu den großen Unternehmen des Bundes und der Länder, die eine große Autonomie genießen und sämtlich in privatwirtschaftlicher Form als Aktiengesellschaften geführt werden, sind die lokalen EVU ein zentrales Instrument der politischen Steuerung.[78]

2.4.3 Konzentration in der Elektrizitätswirtschaft

Wie aus der bisherigen Darstellung bereits teilweise hervor geht, ist die öffentliche

Elektrizitätsversorgung einerseits durch eine Vielzahl von Unternehmen und gleichzeitig durch einen hohen Grad an Konzentration gekennzeichnet. Die neun Verbund-EVU, die gemessen an der Zahl der EVU nur 1% ausmachen, verfügten 1996 über einen Anteil von 33% an der Stromabgabe. Die 80 regionalen EVU, die 8% aller EVU repräsentierten, waren mit 36% an der Stromabgabe beteiligt. Die rund 900 lokalen EVU hatten demgegenüber nur einen Anteil von 31% an der Stromabgabe, obwohl 91% aller EVU dieser Gruppe zuzurechnen waren.[79]

Trotz der geschlossenen Versorgungsgebiete bestehen zahlreiche Verbindungen der EVU untereinander.[80] Kennzeichnend für Deutschland ist eine stark ausgeprägte vertikale Integration zwischen den drei Stufen, die die Konzentration noch verstärkt. Zum einen sind in einigen Fällen alle Stufen der Versorgungskette innerhalb eines Unternehmens integriert, zum anderen steuern die Verbund-EVU die regionalen EVU in ihrem Versorgungsgebiet durch direkte Kapitalbeteiligungen.[81] Es ist an dieser Stelle nicht möglich alle Kapitalverflechtungen zwischen den EVU aller Stufen darzustellen. Verdeutlicht werden diese durch eine Studie[82] die zu dem Ergebnis kam, dass 1994 in den Unternehmensgrößenklassen 2 und 3[83] zwischen 40% und 50% der Bezugsnachfrage durch Kapitalbeteiligungen der Vorlieferanten gebunden war. Über 50% des Gesamtstrombezugs fällt auf diese beiden Größenklassen, in der sich vor allem die regionalen EVU und größere Stadtwerke finden. 1995 waren von 63 regionalen EVU 57 durch Kapitalbeteiligungen direkt oder indirekt von den Verbundunternehmen abhängig. Durch das Prinzip der vertikalen Integration existierte damit eine Form einer direkten Unternehmensintegration oder Beteiligung/Beherrschung,[84] die im Falle einer wettbewerblich organisierten Elektrizitätswirtschaft eine umfassende Wettbewerbsbeschränkung dargestellt hätte.[85]

2.5 Der Reformenbedarf der deutschen Elektrizitätswirtschaft

Die Regulierung der Elektrizitätswirtschaft erfolgte, wie bereits dargestellt aufgrund der sektoriellen technisch-ökonomischen Besonderheiten zur Erfüllung des politischen Zieles einer günstigen und sicheren Stromversorgung.

Seit Mitte der siebziger Jahre mehrten sich kritische Stimmen, die in der Argumentation, auf der die staatliche Regulierung gründete, keine ausreichende Begründung für einen Ausschluss der Elektrizitätswirtschaft vom Wettbewerb sahen.[86]

„Die Regulierung in der heutigen Form billigen heißt annehmen, dass für die Stromwirtschaft als Ganzes – Stromerzeugung, überregionalen Stromtransport und lokale Stromverteilung – die Bedingungen eines natürlichen Monopols vorliegen […]. Davon kann keine Rede sein.“[87] Die Stromerzeugung war in der Aufbauphase zwar von erheblichen Kostendegressionen begleitet, im weiteren Verlauf der Entwicklung lässt sich dieser Effekt aber nicht zwangsläufig nachweisen, so können auch kleinere Einheiten konkurrenzfähige Preise erzielen, so dass der Charakter des natürlichen Monopols für die Erzeugung nicht gegeben ist. Dies gilt auch für die Versorgung (Handel) mit Strom. Nur die Stromnetze, gelten weiterhin als wettbewerbliche Ausnahmebereiche, da davon ausgegangen wird, dass die Errichtung von Parallelnetzen unwirtschaftlich ist.[88] Speziell beim lokalen Verteilungsnetz ist der klassische Fall eines natürlichen Monopols gegeben, da die hohen Kosten für Bau und Betrieb irreversible Kosten (sunk costs) darstellen, die aus ökonomischer Sicht nur einmal anfallen sollten und natürliche Marktzutrittsschranken darstellen. Beim überregionalen Stromnetz kommt aber unter Umständen in Betracht, dass Netze abhängig von der Nachfrage parallel, in Konkurrenz zueinander, wirtschaftlich betrieben werden können.[89]

Die Kapitalintensität und die langen Amortisationszeiten der Anlagen stellen zwar hohe Forderungen an die Qualität unternehmerischer Investitionsentscheidungen, sind aber keine Eigenart allein der Stromwirtschaft und rechtfertigen nicht die Planungssicherheit, die der Elektrizitätswirtschaft durch den Wettbewerbsausschluss gewährt wurde.[90]

So auch kennzeichnet die Nichtspeicherbarkeit, mit der der Gebietsschutz begründet wird nicht nur die elektrische Energie, sondern sämtliche Dienstleistungen. Zwar besitzt die Versorgungssicherheit einen hohen Stellenwert, daraus kann aber die Notwendigkeit eines Wettbewerbsausschlusses nicht abgeleitet werden.[91]

Die Richtschnur für die Kriterien der Grenzziehung der geschlossenen Versorgungsgebiete waren administrative (Gemeinde- bzw. Kreisgrenzen) und nicht ökonomische. So spiegelten die durch Demarkations- und Konzessionsverträge festgelegten und damit starren Absatzgebiete nicht die optimale Betriebsgröße von Stromversorgungsanlagen wider und deshalb ist das Argument, dass Wettbewerbsbeschränkungen im Interesse einer „guten Durchmischung“ der Absatzgebiete seien, volkswirtschaftlich nicht haltbar.[92]

Ebenfalls nicht haltbar ist die Begründung, dass die Versorgungssicherheit in einen funktionsfähigen Wettbewerbsmarkt gefährdet sei. Da die allgemeine Anschluss- und Versorgungspflicht als politisches Ziel historisch gesehen eine Gegenleistung der Unternehmen für die von den Kommunen im Rahmen der Konzessionsverträge eingeräumten Monopolrechte und somit der Kontrahierungszwang nicht Grund sondern Folge für die Regulierung ist, kann durch sie ein Wettbewerbsausschluss nicht gerechtfertigt werden.[93]

Der wichtigste Kritikpunkt betraf das hohe deutsche Strompreisniveau, das dem zweiten Ziel des EnWG, einer günstigen Versorgung widersprach.[94] Die angestrebten Preise, die kostennah und verursachergerecht sein sollten, wurden durch die mangelhafte Preis- und Kostenkontrolle nicht realisiert. Dies lag an der schwierigen Nachprüfbarkeit der tatsächlich anfallenden Kosten in den Unternehmen und an der preispolitischen Einbahnstraße der staatlichen Kostenkontrolle, da einmal gesenkte Preise nur durch Genehmigungsverfahren der Aufsichtsbehörden schwerlich wieder erhöht werden konnten. Wie monopolistisch überhöhte Gewinne, so sind auch überhöhte Kosten, da aus Mangel an Wettbewerb kein Anreiz der Kostensenkung besteht[95], nur schwer nachzuweisen.[96]

Ein Mangel der Preisaufsicht lag an der Überschneidung der Interessen von Kontrollierten und Kontrolleuren, weil die Bundesländer einerseits nach dem EnWG die Fachaufsicht über die Unternehmenstätigkeit hatten und gleichzeitig aber als Miteigentümer an den Unternehmensgewinnen beteiligt waren.[97]

Ein Interessenkonflikt bestand ebenfalls durch die von den EVU an die Kommunen zu entrichtenden Konzessionsabgaben, da sie einerseits eine lukrative Einnahmequelle (1995: 6 Mrd. DM)[98] für die Gemeinden als Inhaber des Wegemonopols darstellten, auf der anderen Seite sich kostensteigernd auf die Strompreise auswirkten und damit volkswirtschaftlich negative Folgen hatten.[99] Die Kunden mussten also einerseits den monopolistischen Preis, den die Gemeinden für ihr Wegerecht dem Versorger in Rechnung stellten, bezahlen und zudem den Monopolaufschlag der EVU. Damit kam es zu einem doppelten Monopolaufschlag auf die tatsächlichen Kosten der Stromversorgung. Dies führte zu einem Preis, der nicht nur auf einem höheren Preisniveau lag als ein Wettbewerbspreis, sondern auch höher als ein „einfacher“ Monopolpreis.[100]

Ebenfalls strompreiserhöhend und ein Beispiel staatlichen Eingriffs in marktwirtschaftliche Ordnung wirkte sich die Politik der Kohleprotektion[101] aus (Kohlepfennig),[102] da die öffentlichen und industriellen Kraftwerksbetreiber verpflichtet wurden teuere Steinkohle vom heimischen Bergbau zu beziehen, wodurch die Versorgungssicherheit gewährleistet, und der in die Krise geratene Steinkohlebergbau unterstützt werden sollte.[103] Entgegen politischen Beteuerungen, die staatlichen Hilfsmaßnahmen würden nur vorübergehend zur Unterstützung der Anpassungsprozesse gewährt, wurde der Dauerzustand der Kohlevorrangpolitik durch den „Jahrhundertvertrag“ bestätigt.[104] Damit wurde die Elektrizitätswirtschaft mit energiepolitischen Zielen belastet.

2.6 Fazit

Obwohl der in Grundzügen dargestellten Notwendigkeit von Reformen, die sich aufgrund der Ausnahme der Stromwirtschaft vom Wettbewerb ergab[105] und der nicht abreißenden wissenschaftlichen Kritik am monopolistischen Ordnungsrahmen, neigte die Politik bei den Reformversuchen der siebziger und achtziger Jahre lediglich zu inkrementellen Änderungen. Die Bundesregierung vertrat bis Anfang der neunziger Jahre in weitgehender Übereinstimmung mit der Elektrizitätswirtschaft die These vom Ausnahmecharakter des Sektors, aufgrund der dargestellten technisch-ökonomischen Besonderheiten. So führte die vierte und fünfte GWB Novelle keinen Kurswechsel herbei, so dass der Monopolrahmen nicht gefährdet war.[106] Für das Festhalten am traditionellen Legitimationsmuster sorgte ein festgefügtes Machtkartell aus Kommunen, Verbänden, Unternehmen und Gewerkschaften, stets mit dem Verweis auf den angeblichen Gemeinwohlcharakter der Stromversorgung, der sich in der Anschluss- und Versorgungspflicht äußere.[107] Somit erwies sich der hier skizzierte Ordnungsrahmen der deutschen Elektrizitätswirtschaft, der in erster Linie durch wirtschaftliche und ordnungspolitische Kontinuität, langfristige Planungshorizonte, eine Orientierung seiner Organisation an den technischen Besonderheiten und durch eine Ethik der öffentlichen Dienstleistung geprägt war, bis zum Ende der neunziger Jahre als weitgehend reformresistent.[108]

Der Anstoß zur Veränderung des elektrizitätswirtschaftlichen Status Quo kam von der energie- und wettbewerbspolitischen Entwicklung im Zuge der Realisierung des europäischen Binnenmarktes,[109] auf welche im Folgenden eingegangen wird.

3. Elektrizitätswirtschaftliche Reformdiskussion der Europäischen Gemeinschaft und in Deutschland, die EU-Richtlinie und die nationale Gesetzgebung

3.1 Die Binnenmarktpolitik der EG

Obwohl der Energiesektor Schwerpunkt von zwei der drei europäischen Gründungsverträge ist, hatte die europäische Energiepolitik bis Ende der achtziger Jahre einen nur geringen Stellenwert.[110] Dies lag daran, dass die 1951 gegründete Europäische Gemeinschaft für Kohle und Stahl (EGKS) und die Europäische Atomgemeinschaft (EURATOM) von 1957, die auf das Ziel einer sicheren Energieversorgung in Europa ausgerichtet,[111] eng umrissene Integrationsprojekte waren und lediglich eine geringe Reichweite hatten.[112] Sie waren auf eine Situation der Knappheit zugeschnitten die sich schon bald überholt hatte.[113] Mit dem Vordringen des Erdöls in den sechziger Jahren rückte das Versorgungsziel in den Hintergrund. Der Stellenwert der internationalen

Energiepolitik änderte sich mit den „Versorgungskrisen“ für Mineralöl in den Siebzigern, die zur „Wiederbelebung“ der internationalen Abstimmung führte.[114] Dies geschah durch die Gründung der Internationalen Energieagentur (IEA), die ihre primäre Aufgabe im Krisenmanagement bei Versorgungsstörungen sieht und der dazu von den Ländern der Europäische Gemeinschaft (EG) parallel initiierten gemeinschaftlichen Energiepolitik, deren Ziel die Versorgungssicherheit war.[115] Die erste gemeinsame

Energiepolitik entwickelte sich so gesehen als Reaktion auf die eingetretenen Versorgungskrisen.[116] Die Umsetzung der energiepolitischen Ziele blieb aber Angelegenheit der einzelnen Länder, welche nicht bereit waren Kompetenzen abzugeben.[117]

Den entscheidenden Anstoß, den nationalen Rahmen im Energie- und speziell im Elek-

trizitätssektor zu sprengen, gab der mit der Einheitlichen Europäischen Akte 1986 in den EWG Vertrag eingefügte § 8a, nach dem bis zum 31. Dezember 1992 der gemeinsame Binnenmarkt schrittweise verwirklicht werden sollte.[118] Dies geschah vor dem Hintergrund des Einflusses eines sich seit den achtziger Jahren verschärfenden Standortwettbewerbs, den beginnenden Deregulierungsmaßnahmen in Großbritannien und der USA, sowie dem internen Anstoß durch die Rechtsprechung des Europäischen Gerichtshofs zum freien Warenverkehr.[119]

Der ebenfalls in den EWG Vertrag eingefügte § 100 ermächtigte die Kommission und den Rat, die entsprechenden Regelungen – vorzugsweise in Form einer Richtlinie – zu schaffen. Die Zeitspanne für die energiewirtschaftliche Integration in Europa war damit eingegrenzt.[120] Durch den Europäischen Rat erfolgte somit bereits 1986 eine deutliche Willensbekundung für eine zukünftige europäische Energiepolitik mit der Verabschiedung von gemeinsamen Politikzielen für 1995, worin die Notwendigkeit einer besseren Integration des von Handelshemmnissen befreiten Energiebinnenmarktes mit dem Ziel, die Versorgungssicherheit zu erhöhen, die Kosten zu senken und die Wettbewerbsfähigkeit zu verstärken, betont wurde.[121]

Die energiepolitischen Folgen dieser Zielformulierung bekamen jedoch erst zwei Jahre später deutliche Konturen.

3.1.1 Das Arbeitsdokument „Der Binnenmarkt für Energie“

In dem im Mai 1988 veröffentlichten Dokument der Kommission „Der Binnenmarkt für Energie“, nahm die Kommission eine Bestandsaufnahme zur Situation bei den verschiedenen Energieträgern vor, entwickelte erste Vorstellungen zur Schaffung eines gemeinsamen Marktes für Energie und listete die Hindernisse auf dem Weg zu einem Energiebinnenmarkt auf.[122]

Das Arbeitprogramm umfasste drei Bereiche, um das Effizienzziel zu realisieren:[123]

- Die Harmonisierung von mitgliedsstaatlichen Regelungen und technischen Normen, die Angleichung der Steuersysteme und die EU weite Ausschreibung öffentlicher Aufträge,
- die Anwendung der Vertragsregeln in Bezug auf den Energiesektor und
- der Umweltschutz und die Energieversorgung sollten nach Auffassung der Kommission neu ausbalanciert werden.

Das vordringliche Ziel der Kommission bestand in der Verringerung der Energiekosten durch einen wirksamen Wettbewerb, der unter dem Aspekt der Versorgungssicherheit, der ökonomisch-sozialen Kohäsion und externen Auswirkungen gestaltet werden sollte.[124] Im Hinblick auf den Cecchini- Bericht, der die Kosten des fehlenden Binnenmarktes auf 0,5 bis 1,0% des Gemeinschaftsbruttosozialprodukts jährlich bezifferte, besaß die schrittweise Liberalisierung der leitungsgebundenen Energien Priorität:[125] „Eine stärkere Integration des Elektrizitätsmarktes dürfte sich in einer Steigerung der wirtschaftlichen Effizienz und in substanziellen wirtschaftlichen Gewinnen auswirken“.[126] Zur Beseitigung der Integrationshemmnisse hatte die Kommission ein Paket von Empfehlungen geschnürt, das den komplexen Zusammenhängen Kraftwerksindustrie, Brennstoffmärkten, Elektrizitätserzeugung und -verteilung sowie Stromnachfrage Rechnung tragen sollte:[127]

- Schaffung von Wettbewerb und Transparenz in der Stromerzeugung und
-vermarktung;
- internationale Abstimmung der Investitionen im Kraftwerksbereich;
- Intensivierung der internationalen stromwirtschaftlichen Zusammenarbeit sowohl im Bereich der konventionellen Kraftwerksindustrie als auch im Markt für Kerntechnik und -brennstoffe;
- Gewährleistung des freien Zugangs zu Einsatzenergien.

Zur Schaffung von Wettbewerb in der Elektrizitätswirtschaft sah die Kommission die Einführung einer allgemeinen Durchleitungsverpflichtung vor („common carrier“), wobei Eigentümer von Netzanlagen gegen Entgelt Strom durch ihr Leitungsnetz vom (ausländischen) Erzeuger durchleiten müssen, auch wenn der Stromverbraucher sich bisher im geschützten Versorgungsgebiet des Leitungseigentümers befindet. Damit sollte ein strominterner Wettbewerb erreicht werden.[128]

3.1.2 Die Richtlinienvorschläge der Kommission

Die Kommission legte am 21.02.92 zwei Richtlinienvorschläge vor, die eine weitreichende Liberalisierung der Strommärkte und parallel dazu der Gasmärkte herbeiführen sollte und zielte auf einen fundamentalen Wandel der etablierten Versorgungsmuster ab. Die Umsetzung der Richtlinie zur Erreichung der darin genannten Ziele sollte in drei Stufen erfolgen. Die erste Stufe war die Umsetzung der zu diesem Zeitpunkt bereits beschlossenen Transitrichtlinie (90/547/EWG) für Elektrizität und Erdgas und die sogenannte Preistransparenzrichtlinie (90/377/EWG) von 1990. Mit der zweiten Stufe sollte unter Beachtung bestehender Strukturen eine Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte vorgenommen werden. Die dritte Stufe sollte basierend auf den Erfahrungen der zweiten Stufe zum 01.01.96 in Kraft treten und den Energiebinnenmarkt vollenden, wobei insbesondere die Zugangsberechtigung Dritter zum Netz, der sogenannte „Third Party Access“ (TPA) geregelt werden sollte.[129]

Vor allem der Bereich der Erzeugung, der das Groß der Kosten in der Stromversorgung ausmacht, sollte dem Wettbewerb geöffnet werden: Verteiler- und Industrieunternehmen sollten nicht mehr an einem Versorger gebunden bleiben, sondern durch die bestehenden Netze beliefert werden können (Durchleitung). Nicht- diskriminierende und transparente Genehmigungsverfahren sollten die bestehenden Monopolrechte zum Bau von Leitungen und Kraftwerken ersetzen. Um den Wettbewerb unterminierende Quersubventionen zu verhindern, sollten die unterschiedlichen Tätigkeitsbereiche vertikal integrierter Versorger getrennt werden (Unbundling).[130]

Mit diesem stringenten und in den Grundzügen sehr liberalen Entwurf für eine Elektrizitätsbinnenmarktlinie stieß die Kommission auf grundlegende Widerstände in vielen Mitgliedsstaaten und in der Elektrizitätswirtschaft. Vor allem die für die Liberalisierung elementare Durchleitungsregelung und die Unbundlingregelung riefen heftige Kritik hervor.[131]

Nachdem das EP einige Änderungen des Vorschlags durchgesetzt hatte und damit die traditionelle Sichtweise der Elektrizitätsversorgung als öffentliche Dienstleistung („service public“) betonte, präsentierte die Kommission 1993 als „Antwort“ ihren geänderten Vorschlag, in dem sie in einigen Punkten den Forderungen des Rates und dem EP entsprach. Sie betonte den „public-service“-Gedanken stärker, begnügte sich beim Unbundling der integrierten EVU mit einer getrennten Rechnungslegung und veränderte den regulierten Netzzugang (rTPA) in einen verhandelten Netzzugang (nTPA), blieb aber im Kern bei ihrem Liberalisierungsansatz.[132]

3.1.3 Die Verhandlungen im Ministerrat

Die entscheidenden Verhandlungen über die Ausgestaltung einer Elektrizitätsrichtlinie fanden daraufhin im Ministerrat statt. Neben den Zugangsschwellen und den Marktöffnungsquoten war der Hauptstreitpunkt das von Frankreich 1994 in die Verhandlungen eingebrachte Alleinabnehmersystem („single buyer“), das ein alternatives Netzzugangsmodell darstellt. Nach dem „Single Buyer“- Konzept wird vom Staat dem Netzbetreiber als Alleinabnehmer das Monopol zum Kauf und Verkauf von Strom übertragen. Der Netzbetreiber hat damit einen Auftrag von allgemeinem wirtschaftlichem Interesse und wäre somit vom Wettbewerb freigestellt.[133]

In Frankreich war zuvor eine durch die EG-Debatte angestoßene Untersuchung, der Rapport Mandil, zu dem Ergebnis gelangt, eine vollständige Liberalisierung abzulehnen und die wesentlichen Organisations- und Regulierungsinstrumente des Sektors beizubehalten, auch wenn das Außenhandels- und Erzeugungsmonopol der Electricité de France (EDF), das ein Staatsmonopol ist, leicht beschränkt werden sollte.[134] Die Auseinandersetzung spitzte sich zunehmend zwischen Frankreich und Deutschland, das die mangelnde Reziprozität des französischen Vorschlags beanstandete, zu.[135] Erst intensive und kontinuierliche Ratsverhandlungen bedingten eine Reihe von Änderungen am Richtlinienvorschlag der Kommission und erhöhten allmählich die Kompromissbereitschaft der Mitgliedsstaaten.[136]

[...]


[1] Vgl. Renz, Thomas/Dieter Nohlen (Hg.) (2001): Vom Monopol zum Wettbewerb: Die Verhandlungen zur Liberalisierung der deutschen und europäischen Stromwirtschaft, Opladen, S. 92.

[2] Vgl. Sturm, Roland/Stephen Wilks (1998): Wettbewerbspolitik und die Regulierung der Elektrizitätswirtschaft in Großbritannien und Deutschland, London, S. 2.

[3] Zit. Vorholz, Fritz (24.04.03): Die Illusion vom Wettbewerb, <http://www.zeit.de/2003/18/E-Strom>, rev. 11.09.04

[4] Vgl. u. a. Schiffer, Hans- Wilhelm (1997): Energiemarkt Bundesrepublik Deutschland, 6. Aufl., Köln, S.

180; Müller, Markus (1996): Deregulierung und Privatisierung aus ökonomischer Sicht. In: Sturm, Roland/Stephen Wilks (Hg): Wettbewerbspolitik und die Ordnung der Elektrizitätswirtschaft in Deutschland und Großbritannien, Baden-Baden, S. 50, so auch Renz, 2001, S. 65 und Hensing, Ingo et al. (1998): Energiewirtschaft: eine Einführung in Theorie und Politik, München, S. 112f.

[5] Vgl. Renz, 2001, S. 65.

[6] Vgl. Hensing et al., 1998, S. 112.

[7] Vgl. Renz, 2001, S. 66.

[8] Vgl. Renz, 2001, S. 68.

[9] Vgl. ebd., S. 69.

[10] Dies tritt auf, wenn eine Markträumung unmöglich wird, weil Angebot und Nachfrage nicht zum Ausgleich kommen, bei zu hohen Transaktionskosten der Marktnutzung, die gehandelten Güter die Eigenschaften öffentlicher Güter aufweisen und wenn externe Effekte vorliegen. Vgl. Bonde, Bettina (2002): Deregulierung und Wettbewerb in der Elektrizitätswirtschaft: eine Untersuchung der politischen Ökonomie der Liberalisierung im internationalen Vergleich, Frankfurt/Main, S. 55.

[11] Vgl. Deregulierungskommission (1991): Marktöffnung und Wettbewerb, Stuttgart und S. 69; Hensing et al., 1998, S. 165.

[12] Vgl. Müller, 1996, S. 50

[13] Vgl. Eßer, Claudia (1994): Die Elektrizitätswirtschaft im europäischen Binnenmarkt – Gestaltungsvarianten und Entwicklungstendenzen –, Idenstein, S. 95.

[14] Vgl. Lang, Volker (1998): Die Regulierung der deutschen Stromwirtschaft: eine föderalismustheoretische Analyse, Frankfurt/Main, S. 33.

[15] Vgl. Renz, 2001, S. 64.

[16] Vgl. Gröner, Helmut (1975): Die Ordnung der deutschen Elektrizitätswirtschaft, Baden-Baden, S. 326.

[17] Vgl. Ortwein, Edmund (1996): Die Ordnung der deutschen Elektrizitätswirtschaft. In: Sturm, Roland/ Stephen Wilks (Hg): Wettbewerbspolitik und die Ordnung der Elektrizitätswirtschaft in Deutschland und Großbritannien, Baden-Baden, S. 104f.

[18] Vgl. Schneider, Jens-Peter (1999): Liberalisierung der Stromwirtschaft durch regulative Marktorganisation: eine vergleichende Untersuchung zur Reform des britischen, europäischen und deutschen Energierechts, Baden-Baden, S. 91.

[19] Vgl. Müller, 1996, S. 52.

[20] Vgl. Scholz, Ulrich (2002): Entwicklung, Sinn und Zweck der Energieversorgung. In: Bartsch, Michael et al. (Hg.): Stromwirtschaft – ein Praxishandbuch, Köln et al., S. 618.

[21] Vgl. Schneider, 1999, S. 90.

[22] Vgl. Gröner, 1975, S. 369.

[23] Vgl. Schneider, 1999, S. 95.

[24] Vgl. Ortwein, 1996, S. 105.

[25] Vgl. Gröner, 1975, S. 383.

[26] Vgl. Ortwein, 1996, S. 105.

[27] Die Regulierung der Preise war bei Strom intensiver als bei der anderen leitungsgebundenen Energie Gas, weil davon ausgegangen wurde, dass Gas in erheblichen größeren Umfang der Substitutionskonkurrenz unterliegt. Vgl. Pfaffenberger, Wolfgang (1993): Elektrizitätswirtschaft, München et al., S. 63.

[28] Vgl. Schneider, 1999, S. 95.

[29] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 67.

[30] Vgl. Ortwein, 1996, S. 105.

[31] Vgl. Gröner, 1975, S. 331ff.

[32] Vgl. Gröner, 1975, S. 336.

[33] Vgl. Schneider, 1999, S. 80.

[34] Vgl. Haufe, Frank P.(2000): Die Liberalisierung der Energiemärkte in der EU – Veränderungen und Chancen in der Energiewirtschaft, Libertas Papers 36, Sindelfingen, S. 32.

[35] Vgl. Renz, 2001, S. 64.

[36] Vgl. Gröner, 1975, S. 338.

[37] Zit. Immenga, Ulrich, in: Gröner, 1975, S. 338.

[38] Vgl. Gamm, Otto-Friedrich von (1994): Der kartellrechtliche Ausnahmebereich für die Versorgungswirtschaft in der Rechtssprechung. In: Baur, Jürgen (Hg.): Deregulierung und Regulierung durch nationales und europäisches Kartellrecht: Die Entwicklung des Wettbewerbrechts und ihre Auswirkungen auf die deutsche Versorgungswirtschaft, Baden-Baden, S. 17.

[39] Die Gemeinden haben nach Art. 28 GG das Recht, örtliche Angelegenheiten in eigener Verantwortung zu regeln. Vgl. Pfaffenberger, Wolfgang (1996): Vergleich des Ordnungsrahmens der Stromversorgung in Deutschland und England. In: Sturm, Roland/Stephen Wilks (Hg): Wettbewerbspolitik und die Ordnung der Elektrizitätswirtschaft in Deutschland und Großbritannien, Baden-Baden, S. 136.

[40] Vgl. Pfaffenberger, Wolfgang et al. (1999): Liberalisierung des Strommarktes in Deutschland. In:, Hake, Jürgen-Friedrich et al. (Hg.): Liberalisierung des Energiemarktes, Vortragsmanuskripte des 5. Ferienkurses „Energieforschung“ vom 27. September – 1. Oktober 1999 im Congrescentrum Rolduc und im Forschungszentrum Jülich, S. 113.

[41] Vgl. Matthiesen, Max (1987): Die staatliche Einwirkung zur Sicherung der Energieversorgung und ihre Grenzen, Berlin, S. 71.

[42] Vgl. Pfaffenberger et al.,1999, S. 113.

[43] Vgl. Renz, 2001, S. 71.

[44] Vgl. Bruche, Gert (1977): Elektrizitätsversorgung und Staatsfunktion: das Regulierungssystem der öffentlichen Elektrizitätsversorgung in der Bundesrepublik Deutschland, Frankfurt/Main et al., S.111.

[45] Vgl. Schneider, 1999, S. 82 und Recknagel, Henning (1990): Mehr Wettbewerb in der Energiewirtschaft? In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 40 (4), S. 220.

[46] Vgl. Ortwein, 1996, S. 107.

[47] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 67 und Pfaffenberger, 1993, S. 73.

[48] Vgl. Renz, 2001, S. 81.

[49] Ab 2002 umbenannt in Verband der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger.

[50] Vgl. Renz, 2001, S. 77.

[51] Ab Dezember 2000 umbenannt in Verband der Elektrizitätswirtschaft.

[52] Vgl. Eising, Rainer (2000a): Liberalisierung und Europäisierung. Die regulative Reform der Elektrizitätsversorgung in Großbritannien, der Europäischen Gemeinschaft und der Bundesrepublik Deutschland, Opladen, S. 103.

[53] Vgl. Renz, 2001, S. 77.

[54] Vgl. Eising, 2000a, S. 109.

[55] Vgl. Renz, 2001, S. 77.

[56] Vgl. ebd., S. 76ff.

[57] Vgl. Kitschelt, Herbert (1983): Politik und Energie. Energie-Technologiepolitiken in den USA, der Bundesrepublik Deutschland, Frankreich und Schweden, Frankfurt/New York, S. 86.

[58] Vgl. Renz, 2001, S. 76ff.

[59] Vgl. Pfaffenberg, et al., 1999, S. 115.

[60] Vgl. Schiffer, 1997, S. 146f.

[61] Vgl. ebd., S. 155.

[62] Vgl. Ortwein, 1996, S. 135.

[63] Auch das EnWG hat keine festumrissene Marktstruktur als Ziel ausdrücklich vorgegeben, es hat aber die dezentralen Strukturen, die sich privatwirtschaftlich herausgebildet haben, geprägt. Vgl. Gröner, 1975, S. 324f.

[64] Vgl. Renz, 2001, S. 71.

[65] Vgl. Schiffer, 1997, S. 146ff.

[66] Die Verbundunternehmen sind in der Deutschen Verbundgesellschaft e. V. (DVG) Heidelberg, zusammengeschlossen. Vgl. Schiffer, 1997, S. 149.

[67] Vgl. Ortwein, 1996, S. 86.

[68] Vgl. Schiffer, 1997, S. 148f.

[69] Der größte Teil der Unternehmen ist in der Arbeitsgemeinschaft Regionaler Energieversorgungs-Unternehmen – ARE e.V. – Hannover organisiert. Vgl. Schiffer, 1997, S. 149.

[70] Vgl. Renz, 2001, S. 71.

[71] Vgl. Leuschner, Udo: Die Strom-Landschaft beim Inkrafttreten der Liberalisierung 1998,

<http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB133-09.htm>, rev. 06.05.04.

[72] Die lokalen EVU sind im Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) organisiert. Vgl. Schiffer, 1997, S. 155.

[73] Vgl. Pfaffenberger et al., 1999, S. 118.

[74] Vgl. Schiffer, 1997, S. 160.

[75] Vgl. Ortwein, 1996, S. 85.

[76] Vgl. Ortwein, 1996, S., 85 und Pfaffenberger et al., 1999, S. 116.

[77] Vgl. Schiffer, 1997, S. 160f.

[78] Vgl. Eising, 2000a, S. 101f.

[79] Vgl. Schiffer, 1997, S. 162.

[80] Vgl. Ortwein, 1996, S. 87.

[81] Vgl. Renz, 2001, S. 72.

[82] Die Studie wurde 1995 durchgeführt vom Energiewirtschaftlichen Institut der Universität Köln. Vgl. Renz, 2001, S. 72f.

[83] Die Unternehmen beziehen in diesen Größenklassen zwischen 5-10 bzw. 2-5 TWh. Vgl. Renz, 2001, S. 73.

[84] Vgl. Renz, 2001, S. 72f.

[85] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 68.

[86] Vgl. Bonde, 2002, S. 243.

[87] Zit. Deregulierungskommission, 1991, S. 69.

[88] Vgl. Eßer, 1994, S. 98 und Renz, 2001, S. 70.

[89] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 70.

[90] Vgl. Deregulierungskommission, S. 69 und Gröner, 1975, S. 344.

[91] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 69.

[92] Vgl. Eßer, 1994, S. 101.

[93] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 70.

[94] Vgl. ebd., S. 383.

[95] Vgl. Gröner, 1975, S. 383ff.

[96] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 74.

[97] Vgl. Hölzer, Frank (2000): Der Energiesektor zwischen Marktwirtschaft und öffentlicher Aufgabe – Möglichkeiten und Grenzen staatlicher Steuerung unter besonderer Berücksichtigung des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts und des Europarechts, Köln et al., S. 98.

[98] Vgl. Eising, 2000a, S. 109.

[99] Vgl. Müller, 1996, S. 51.

[100] Vgl. Bier, Christoph (1999): Die kommunalen Konzessionsabgaben nach der Liberalisierung der

Energiemärkte, CSLE Diskussionsbeitrag 9907, Saarbrücken, S. 4, <http://www.uni-saarland.de/fak1/ fr12/csle/publications/9907kav.PDF>, rev. 25.07.04.

[101] Speziellen Regelungen zum Schutz der heimischen Steinkohle sind nicht allein für Deutschland typisch, es gibt sie auch in Großbritannien, Belgien, Frankreich, sowie in Spanien. Vgl. Hillebrand, Bernhard (1991): Auswirkungen des EG- Binnenmarktes für Energie auf Verbraucher und Energiewirtschaft in der Bundesrepublik. Untersuchungen des Rheinisch-Westfälischen Instituts für Wirtschaftsforschung Heft 1, Essen, S. 104.

[102] Vgl. Gröner, Helmut (1990): Energieversorgung in der Marktwirtschaft. In: Schmitt, Dieter (Hg.): Handbuch Energie, Pfullingen, S. 308.

[103] Vgl. Hillebrand, 1991, 102f.

[104] Vgl. Gröner, 1990, S. 307.

[105] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 77.

[106] Vgl. Renz, 2001, S. 104.

[107] Vgl. Deregulierungskommission, 1991, S. 78.

[108] Vgl. Sturm/Wilks, 1998, S. 2.

[109] Vgl. Matthes, Felix C. (2000): Stromwirtschaft und deutsche Einheit: eine Fallstudie zur Transformation der Elektrizitätswirtschaft in Ost- Deutschland, Berlin, S. 177.

[110] Vgl. Schmidt, Susanne K. (1998): Liberalisierung in Europa: die Rolle der Europäischen Kommission, Frankfurt/Main et al., S. 190f.

[111] Vgl. Hillebrand, 1991, S. 26.

[112] Vgl. Renz, 2001, S. 112.

[113] Vgl. Schmidt, 1998, S. 191.

[114] Vgl. Europäische Gemeinschaft (1980): Die Europäische Gemeinschaft und die Energiefrage, Luxembourg, S. 8.

[115] Vgl. Hillebrand, 1991, S. 26.

[116] Vgl. Siebert, Peter (1997): Die Elektrizitätspolitik der Europäischen Gemeinschaft – Widerstände und Spannungen im Entscheidungsprozess zur Durchsetzung der Stromrichtlinie, Erlangen-Nürnberg, S. 6.

[117] Vgl. Dach, Günter (1981): Energiepolitische Willens- und Entscheidungsbildung in der Bundesrepublik Deutschland, Europäische Hochschulschriften. Reihe 5, Volks- und Betriebswirtschaft, Bd. 337, Frankfurt/Main, S. 73f.

[118] Vgl. Matthes, 2000, S. 178.

[119] Vgl. Renz, 2001, S. 114.

[120] Vgl. Briche, Brigitte (1997): Die Elektrizitätswirtschaft in der Europäischen Union: Institutionelle und materielle Aspekte, Baden-Baden, S. 23.

[121] Vgl. Schmidt, 1998, S. 191.

[122] Vgl. Matthes, 2000, S. 178.

[123] Vgl. Eliasmöller, Hans (1990): Der Energiebinnenmarkt. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 40 (11), S. 754f.

[124] Vgl. Kommission der Europäischen Gemeinschaft (Hg.) (1989): Die Auswirkungen der innergemeinschaftlichen Stromlieferungen: ein grundlegender Beitrag zur Vollendung des Binnenmarktes für Energie. (Kom (89) endg.) Brüssel 1989, S. 2. In: Hillebrand, 1991, S. 58.

[125] Vgl. Schmidt, 1998, S. 194.

[126] Zit. Kommission der Europäischen Gemeinschaft, in: Hillebrand, 1991, S. 58.

[127] Vgl. ebd., S. 60.

[128] Vgl. Bierhoff, Rolf (1990): Stromversorgung in der Bundesrepublik Deutschland. Zielvorstellungen und ihre praktische Bewährung. I n: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 40 (11), S. 759f.

[129] Vgl. Palinkas, Peter (1996): Die Ordnung der deutschen Elektrizitätswirtschaft. In: Sturm, Roland/ Stephen Wilks (Hg): Wettbewerbspolitik und die Ordnung der Elektrizitätswirtschaft in Deutschland und Großbritannien, Baden-Baden, S. 162f.

[130] Vgl. Eising, Rainer (2000b): Begrenzte Rationalität und regulatives Lernen in der EG: die Liberalisierung der Elektrizitätsversorgung. In: Politische Vierteljahresschrift 41 (2), S. 253f.

[131] Vgl. Renz, 2001, S. 127.

[132] Vgl. Cronenberg, Martin (1994): Elektrizitäts-Binnenmarkt und deutscher Ordnungsrahmen. In:

Energiewirtschaftliche Tagesfragen 44 (1/2), S. 6.

[133] Vgl. Palinkas, 1996, S. 166.

[134] Vgl. Eising, 2000a, S. 255.

[135] Vgl. ebd., S. 254.

[136] Vgl. Eising, 2000a., S. 255.

Ende der Leseprobe aus 113 Seiten

Details

Titel
Die Liberalisierung der deutschen Elektrizitätswirtschaft: Zielerreichung und verbleibende Problemstellungen
Hochschule
Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg
Note
1,3
Autor
Jahr
2004
Seiten
113
Katalognummer
V34289
ISBN (eBook)
9783638345606
Dateigröße
967 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Liberalisierung, Elektrizitätswirtschaft, Problemstellungen
Arbeit zitieren
Jens Pasche (Autor), 2004, Die Liberalisierung der deutschen Elektrizitätswirtschaft: Zielerreichung und verbleibende Problemstellungen, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/34289

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