Wettbewerbsschaffung und -sicherung auf den europäischen Erdgasmärkten


Hausarbeit (Hauptseminar), 2006

31 Seiten, Note: 1,3


Leseprobe


Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung

2. Grundlagen der Erdgaswirtschaft in Europa
2.1 Charakteristika und Besonderheiten des Energieträgers Erdgas
2.2 Die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft
2.3 Anteil von Erdgas am Energieverbrauch Europas

3. Schaffung von Wettbewerb auf den europäischen Erdgasmärkten
3.1 Ausgangssituation: Monopole und Verhinderung von Wettbewerb
3.2 Regulierungsbedarf für die Erdgaswirtschaft?
3.3 „Vollendung des Binnenmarkts“ (1988)- Entstehung der Idee eines Energiebinnenmarktes
3.4 Erdgastransitrichtlinie aus dem Jahr 1991
3.5 Erdgasbinnenmarktrichtlinie 98/30/EG aus dem Jahr 1998
3.5.1 Marktöffnung
3.5.2 Organisation des Netzzugangs
3.5.3 Unbundling
3.6 Bestandsaufnahme der Wettbewerbsintensität im europäischen Erdgasmarkt

4. Stand der Umsetzung der europäischen Erdgasbinnenmarktrichtlinien am Beispiel Deutschland
4.1 Erstes Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts (EnWG)
4.2 Gesetz zur Änderung des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts
4.3 Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts aus dem Jahr 2005 - Vom verhandelten zum regulierten Netzzugang
4.4 Problem der langfristigen Gaslieferverträge

5. Fazit und Ausblick

Anhangverzeichnis

Literaturverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

Die Bedeutung von Gas als Energieträger hat in den letzten Jahren exorbitant zugenommen. Der Gasmarkt ist ein Markt, der seit jeher eine wettbewerbsfeindliche Struktur aufweist, welche durch Ausnahmebereiche im Kartellrecht legalisiert wurde. Die wettbewerbsfeindliche Struktur fand ihre Ausprägung in nationalen oder regionalen Gebietsmonopolen und einer großen Anzahl von öffentlichen Unternehmen. Dies war im Zuge des dynamischen europäischen Integrationsprozesses und dem formulierten Ziel eines europäischen Binnenmarktes zunehmend untragbar. Es wurden also in den letzten Jahren Anstrengungen unternommen, auf den europäischen Gasmärkten Wettbewerb zu schaffen und den sogenannten Gasbinnenmarkt zu errichten.

Die vorliegende Arbeit hat zum Ziel, den Prozess der Wettbewerbsschaffung auf den europäischen Erdgasmärkten zu beschreiben und hierbei insbesondere die konkrete Umsetzung der wettbewerblichen Öffnung zu untersuchen. Darüber hinaus sollen wettbewerbsrelevante Problemfelder erörtert und analysiert werden. Nicht zuletzt soll ein Ausblick in die Zukunft der Wettbewerbsschaffung im Erdgasmarkt gegeben werden.

Entsprechend ist die vorliegende Arbeit wie folgt aufgebaut. Nach der Einleitung werden im zweiten Kapitel die Grundlagen der Erdgaswirtschaft in Europa dargelegt. Welche Besonderheiten weist der Energieträger Erdgas auf und wie ist die Wertschöpfungskette in der Erdgaswirtschaft?

Das dritte Kapitel beschreibt den Prozess der Wettbewerbsschaffung auf den europäischen Erdgasmärkten und stellt grundsätzliche Überlegungen zum Regulierungsbedarf der Erdgaswirtschaft an. Von einer Situation ausgehend, die geprägt war von Monopolen und Wettbewerbsverhinderung, wurden sukzessive die rechtlichen Grundlagen für die wettbewerbliche Öffnung auf den europäischen Erdgasmärkten erarbeitet. Treibender Faktor in diesem Prozess war die Europäische Kommission.

Das vierte Kapitel schildert den Stand der Umsetzung der Erdgasbinnenmarktrichtlinie exemplarisch am Beispiel der Bundesrepublik Deutschland. Das Problem der langfristigen Gaslieferverträge wird in diesem Kapitel noch einmal besonders thematisiert.

Das fünfte Kapitel fasst zusammen und versucht den weiteren wirtschaftspolitischen Handlungsbedarf für eine fortschreitende Wettbewerbsschaffung auf deutscher und europäischer Ebene zu umreißen.

2. Grundlagen der Erdgaswirtschaft in Europa

2.1 Charakteristika und Besonderheiten des Energieträgers Erdgas

Im Vergleich zu anderen Energieträgern wie bspw. Strom werden beim Energieträger Erdgas[1] einige Charakteristika und Besonderheiten evident. Ein Spezifikum ist, dass Erdgas am Ort seiner Quelle gefördert und zum Verbraucher transportiert werden muss. Erdgas ist also ein leitungsgebundener Energieträger (vgl. Hosius, 2004, S.31) . Der Ferntransport von Erdgas kann dabei entweder über Pipelines erfolgen oder mit Hilfe von Schiffen als sogenanntes Liquified Natural Gas (LNG). Aufgrund der Tatsache, dass beim LNG-Transport etwa ¼ der transportierten Energie zur Verflüssigung aufgewendet werden muss, erfolgt aus Kostengründen der Transport von Erdgas im wesentlichen über Pipelines (vgl. Flakowski, 2003, S.9). Hier ist ein eindeutiger Unterschied zum Energieträger Strom zu erkennen, der relativ unabhängig vom Standort produziert werden kann. In der wirtschaftswissenschaftlichen Literatur wird aufgrund seiner Leitungsgebundenheit, der Gastransport oftmals als natürliches Monopol bezeichnet (vgl. Flakowski, 2003, S.10).

Eine weitere Besonderheit von Gas ist, dass es im Gegensatz zu Strom speicherbar ist. Die Speicherfähigkeit ermöglicht es, Bedarfsschwankungen auszugleichen. Bei niedriger Nachfrage wird Gas eingespeichert, bei hoher Nachfrage ausgespeichert. Transportnetz und Produktionsinfrastruktur müssen demnach nicht auf eine maximale Nachfrage ausgelegt werden (vgl. Stäcker, 2004, S.6).

Gas wird oftmals als „premium fuel“ bezeichnet. Diese Bezeichnung lässt sich aus seinen positiven Eigenschaften für den Endverbraucher ableiten. Da Gas nicht beim Endverbraucher gelagert werden muss, kann dieser auf den Bau von teuren Speicheranlagen verzichten. Darüber hinaus hat Gas im Vergleich zu Erdöl und Kohle einen extrem niedrigen CO2-Gehalt.[2] Dieser im Vergleich niedrige CO2-Gehalt lässt darauf schließen, dass die relativen Kosten von Gas mittelfristig sinken werden, denn das gestiegene Umweltbewusstsein und die damit verbundenen Maßnahmen zur Internalisierung der externen Effekte, ändert die relativen Brennstoffkosten zu Gunsten von Gas. So wurde in Kyoto beschlossen die Emission des Klimaschadstoffs CO2 künftig mit einem Preis zu versehen (vgl. Flakowski, 2003, S.1-3).

2.2 Die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft

Die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft lässt sich in die Bereiche Produktion, Ferntransport sowie Speicherung und Verteilung systematisieren. Daneben lässt sich der Gashandel identifizieren, der auf jeder Stufe der Wertschöpfungskette stattfinden kann (vgl. Stäcker, 2004, S.6).

Die Wertschöpfungsstufe Produktion impliziert sowohl die Exploration und das Aufsuchen der Gaslagerstätten als auch das sogenannte „gathering“. Unter dem Terminus „gathering“ versteht man ein oftmals kilometerlanges Pipelinenetz, welches aufgebaut werden muss, um Gas aus den Förderanlagen zu den Weiterverarbeitungsfabriken oder zur Transportpipeline zu führen (vgl. Flakowski, 2003, S.7-8).

Unter dem Wertschöpfungssegment Transport ist der Transport von den Weiterverarbeitungsanlagen in die Absatzgebiete zu verstehen. Dies kann entweder in Pipelines oder mit Hilfe von Schiffen erfolgen. Aufgrund der betriebswirtschaftlichen Ratio der Kostenminimierung erfolgt der Transport meist über Pipelines (vgl. Stäcker, 2004, S.6).

Nachdem das Erdgas gespeichert wurde, wird es zu den Endverbrauchern transportiert. Dies erfolgt meist durch die Fernversorgungsunternehmen, welche das Gas an regionale und kommunale Versorgungsunternehmen weiterleiten. Von diesen Unternehmen wird der Endverbraucher entweder über direkten Anschluss an die Transportpipeline oder über ein Verteilungsnetz versorgt (vgl. Flakowski, 2003, S.10).

2.3 Anteil von Erdgas am Energieverbrauch Europas

Im Jahr 1959 wurde durch die Entdeckung riesiger Erdgasvorkommen in Groningen vor der niederländischen Küste das Zeitalter der kommerziellen Nutzung von Erdgas eingeleitet. Seitdem ist der Anteil von Erdgas an der Primärenergieversorgung sehr stark angestiegen (vgl. Hosius, 2004, S.33). Während im Jahr 1973 der Anteil von Erdgas am Primärenergieverbrauch in Deutschland nur 10% betrug, waren es im Jahr 2002 schon 21% (vgl. Schiffer, 2002, S.161). Schätzungen gehen davon aus, dass der Anteil von Erdgas am Primärenergieverbrauch in Deutschland bis zum Jahr 2020 auf 27% ansteigen wird. Dieses Wachstum ist auf mehrere Faktoren zurückzuführen. Zum einen gibt es eine Ausweitung der Stromerzeugung auf Erdgasbasis, die mit dem Bau neuer Gaskraftwerke einhergeht. Zum anderen wird Erdgas in immer stärkeren Maße in Privathaushalten eingesetzt. Auch die zunehmende Verwendung von Erdgas als Kraftfahrzeugtreibstoff, die noch zusätzlich durch steuerliche Vergünstigungen gefördert wird, verstärkt den Trend einer steigenden Erdgasnachfrage (vgl. Hosius, 2004, S.34).

In der Europäischen Gemeinschaft betrug der Erdgasanteil am Primärenergieverbrauch im Jahr 2000 25% und soll sich bis zum Jahr 2030 verdoppeln (vgl. Hosius, 2004, S.34). Die größten Gasmärkte in Europa sind Großbritannien, Deutschland, Italien und die Niederlande. In allen diesen Ländern hat Gas einen erheblichen Anteil am gesamten Energiemix. Im Jahr 1999 war der größte Gasanteil in den Niederlanden mit knapp 50% des Primärenergieverbrauchs zu finden (vgl. Flakowski, 2003, S. 13).

3. Schaffung von Wettbewerb auf den europäischen Erdgasmärkten

Das folgende Kapitel gibt einen Überblick über die sukzessive Wettbewerbsschaffung auf den europäischen Erdgasmärkten. Von der Deskription der Ausgangssituation auf den europäischen Erdgasmärkten ausgehend, werden die neuen rechtlichen Grundlagen dargelegt und die Entwicklung hin zu mehr Wettbewerb deutlich gemacht und grundsätzliche Überlegungen zum Regulierungsbedarf der Erdgaswirtschaft angestellt.

3.1 Ausgangssituation: Monopole und Verhinderung von Wettbewerb

Es gab auf dem europäischen Markt für Erdgas bis in die späten 1990er Jahre keinen grenzüberschreitenden Handel. Der maßgebliche Grund hierfür lag in den sehr unterschiedlichen rechtlichen Rahmenbedingungen der EG-Mitgliedsstaaten. Die Energiepolitik der meisten EG-Länder folgte dem Postulat einer Verhinderung von Wettbewerb. Die EG-Mitgliedsstaaten waren überzeugt, dass die Einführung von spartengleichem Wettbewerb sich negativ auf Preis und Qualität der Versorgung auswirken wird. Neuen Marktteilnehmern wurde durch Im- und Exportmonopole der Marktzugang verwehrt (vgl. Hosius, 2004, S.45-46).

Somit war die europäische Marktstruktur für Erdgas ursprünglich gekennzeichnet von öffentlichen oder halböffentlichen Unternehmen, die auf ihrer Wertschöpfungsstufe oder ihrem Versorgungsgebiet, eine Monopolstellung innehatten. Exemplarisch sei an dieser Stelle das französische Staatsunternehmen Gaz de France genannt, welches zugleich alleiniger Importeur und Transportnetzbetreiber für Gas in Frankreich war und darüber hinaus einen erheblichen Anteil der französischen Gasverteilung abdeckte. Diese Strukturen ließen sich in den meisten europäischen Ländern in ähnlicher Art und Weise finden. Die Verteilung wurde oftmals von kommunalen Versorgungsunternehmen wahrgenommen, die ihr Absatzgebiet über Demarkations- und Konzessionsverträge vor Wettbewerb protegierten (vgl. Stäcker, 2004, S.8).

Die beschriebene Struktur lässt sich daraus ableiten, dass die Errichtung und Bereitstellung der nötigen Infrastruktur für den Transport und die Lieferung von Erdgas äußerst kapitalintensiv ist. Die Gasversorger und Gasimporteure hatten ein Interesse daran, die Risiken, die mit den hohen Investitionen verbunden sind, über die Zeit und entlang der Gasprozesskette zu verteilen. Gasversorger und– importeure setzten mit ihrer Marktmacht als Angebotsmonopole langfristige Lieferverträge von bis zu 20 Jahren durch. Somit konnten sie ihr Mengenrisiko vermindern und schufen die Grundlage für den kapitalintensiven Aufbau der gaswirtschaftlichen Infrastruktur. Versorger und Importeure konnten ihrerseits die Gasnachfrage konzentrieren und bündeln, was ihnen eine größere Marktmacht und ergo eine bessere Verhandlungsposition gegenüber den Gasproduzenten verschaffte. Diese verbesserte Verhandlungsposition trug zu einem Gleichgewicht der Kräfte zwischen Produzenten und Abnehmern bei (vgl. Stäcker, 2004, S.9).

Die „Marktmachtparität“ zwischen Produzenten einerseits und Versorgern und Importeuren andererseits wird durch Take-or-pay Verträge abgesichert. Der Versorger oder Abnehmer (also der Kunde) garantiert für ein bestimmtes Volumen zu zahlen, unabhängig davon, ob seine Nachfrage tatsächlich dieses Volumen erreicht. Der Kunde kommt also für das Mengenrisiko auf. Die Preise der Verträge sind flexibel und werden an Substitutionsgüter, meist Heizöl, gekoppelt. Aufgrund dessen, hat der Produzent das Risiko einer Preisanpassung zu tragen. Diese Koppelung des Preises für Erdgas an andere Energieträger wird auch Anlegbarkeitsprinzip genannt. Da Erdgas mit anderen Energieträgern konkurriert, liegt die Ratio des Anlegbarkeitsprinzips darin, den anlegbaren Preis so festzulegen, dass es für den Endverbraucher indifferent ist, ob er Erdgas oder ein Substitut verwendet (vgl. Stäcker, 2004, S.9).

3.2 Regulierungsbedarf für die Erdgaswirtschaft?

Wie wir gesehen haben, herrscht in der netzgebundenen Industrie Erdgas kein Wettbewerb. Es ist jedoch eine essentiell wichtige wirtschaftspolitische Aufgabe, Marktmissbrauch in netzgebundenen Industrien auf denjenigen Stufen der Wertschöpfungskette zu verhindern, die eine „Engpasseinrichtung“ bzw. „Essential Facility“ darstellen (vgl. Hirschhausen/Beckers, 2006, S.3). Nach Knieps (2002) ist eine „Essential Facility“ gegeben, wenn „Netzelemente gleichzeitig für die Erbringung einer Leistung auf dem nachgelagerten Markt zwingend erforderlich sind, am Markt nicht anderweitig vorhanden sind sowie objektiv zu wirtschaftlich zumutbaren Bedingungen nicht duplizierbar sind (Knieps, 2002, S.171).“ Der Zugang zu diesen „Essential Facilities“ sollte diskriminierungsfrei und zu fairen und angemessenen Preisen erfolgen, damit Wettbewerb auf den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen ermöglicht wird. Zur Durchsetzung dieser Forderung kann u.U. eine staatliche Regulierung erforderlich sein (vgl. Hirschhausen/Beckers, 2006, S.3, siehe auch Schulz, 1996, S. 214 ff.).

Es stellt sich somit die Frage, an welchen Stufen der Gaswertschöpfungskette potentielle Bereiche mit Engpasscharakter zu identifizieren sind. Wie in Gliederungspunkt 2.2 dargelegt, kann man die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft in Produktion, Ferntransport, Speicherung/Verteilung und Handel systematisieren. In der Wertschöpfungsstufe Produktion herrscht zwischen verschiedenen Förderfirmen Wettbewerb und es ist keine Eingriffsnotwendigkeit gegeben. Die Wertschöpfungsstufe „Verteilung“ stellt ein natürliches Monopol dar und es herrscht weitgehender Konsens in der Literatur, dass dieses Geschäft eines regulatorischen Eingreifens bedarf. Beim „Handel“, der auf verschiedenen Wertschöpfungsstufen stattfindet, besteht ein hohes Maß an Wettbewerb, solange der Zugang der Handelsunternehmen zur Netzinfrastruktur gesichert ist. Wichtig bei dieser Wertschöpfungsstufe ist demzufolge die Gewährleistung des Zugangs der Handelsunternehmen zur Netzinfrastruktur (vgl. Hirschhausen/Beckers, 2006, S.5).

Bezüglich des Gastransports von den Produktionsstätten zu den Verbrauchsregionen besteht in der Literatur eine Kontroverse, ob dieser Ferntransport eine Engpasseinrichtung darstellt (vgl. Hirschhausen/Beckers, 2006, S.3-4). So sieht Ströbele (1999) aufgrund der Bestreitbarkeit des Marktes durch freien Leitungsbau im Ferntransport keine monopolistische Engpasseinrichtung (vgl. Ströbele, 1999, S.390). Knieps (2002) legt dar, dass es verschiedene Fern- und Regionaltransportgesellschaften in Deutschland gibt, und insofern keine sachliche Berechtigung für Regulierung gegeben ist (vgl. Hirschhauen/Beckers, 2006, S.4).

Befürworter eines regulatorischen Eingriffs argumentieren hingegen, dass es im Status Quo in Europa und auch in Deutschland de facto keinen Netzwettbewerb gibt und somit eine monopolistische Engpasseinrichtung vorliegt, die der Regulierung bedarf (siehe hierzu u.a. Riechmann, 2001, S.776; Monopolkommission, 2002, S.388). Hirschhausen/Beckers (2006) analysierten die Kostenstruktur im Erdgasferntransport und sind zu dem Ergebnis gelangt, dass sich im Ferntransport erhebliche Größenvorteile realisieren lassen und es zu der für natürliche Monopole typischen fallenden Durchschnittskostenkurve kommt. So wächst die Kapazität einer Pipeline mit der 2,5 fachen Potenz ihres Durchmessers. Die Autoren gelangen somit zu der Konklusion, dass „angesichts dieser Kostenstruktur (...) kein intensiver Netzwettbewerb zu erwarten“ sei und somit „die Ferntransportstufe in der deutschen und europäischen Erdgaswirtschaft einen Engpassfaktor bei der Erreichung der Endkunden darstellt“ (Hirschhauen/Beckers, 2006, S.6). Wenn nun aus (netz-)ökonomischen Gründen auf kurze Sicht nicht mit einem Infrastrukturwettbewerb zu rechnen ist, da der Aufbau kompetitiver Netzinfrastruktur in den meisten Fällen weder volkswirtschaftlich sinnvoll noch praktikabel ist, erweist sich der Marktzugang für Dienstanbieter unter Nutzung der bestehenden Netze als einzig realisierbare Wettbewerbsmöglichkeit (sog. „Third Party Access“) (vgl. Schulze, 2004, S.14).

3.3 „Vollendung des Binnenmarkts“ (1988)- Entstehung der Idee eines Energiebinnenmarktes

Die Europäische Kommission war sich also bewusst, dass staatliche Regulierung in der netzgebundenen Industrie Erdgas dringend notwendig ist, um wettbewerbliche Strukturen zu schaffen, natürliche Monopole aufzubrechen und dem Ziel eines Energiebinnenmarktes näher zu kommen. So wurden schon im Jahr 1985 in dem von der Europäischen Kommission veröffentlichten Weißbuch zur „Vollendung des Binnenmarktes“ erste Überlegungen und Ansätze für die Verwirklichung eines Energiebinnenmarktes formuliert. Diese Überlegungen wurden in dem 1988 vorgestellten Arbeitspapier „Der Binnenmarkt für Energie“ konkretisiert (vgl. Heilemann/Hillebrand, 2002, S. 34). In dem Arbeitspapier wurde festgestellt, dass eine Integration des europäischen Energiemarktes nur über einen intensivierten Wettbewerb und verstärkten Handel zwischen den Mitgliedsstaaten erreicht werden kann (vgl. Hosius, 2004, S.53). Die Kommission bediente sich dabei der Zielsetzungen des 1986 verabschiedeten Ratsbeschlusses mit dem Titel „Die neuen energiepolitischen Ziele der Gemeinschaft für 1995“. Das Arbeitspapier formulierte folgende Zielsetzungen: Die Erhöhung der Versorgungssicherheit, Förderung des freien Verkehrs von Erdgas zwischen den Mitgliedsstaaten, Verringerung der Abhängigkeit von Rohöl und Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Energiewirtschaft. Im Hinblick auf die Öffnung der nationalen Erdgasmärkte wurde betont, dass man strikt das Prinzip der Wechselseitigkeit zu beachten habe, da ansonsten Drittstaaten, die einseitig ihre Märkte abschotten von der Marktöffnung profitieren würden (vgl. Mestmäcker, 1990, S.14-15).

Das Arbeitspapier sah ein Drei-Stufen-Konzept zur Verwirklichung des Binnenmarktes vor. Die erste Stufe sollte mit der Verabschiedung einer Richtlinie zur Transparenz der Gaspreise und zum Transport von Gas über große Netze beginnen. Für die zweite Stufe war der Erlass einer Erdgasbinnenmarktrichtlinie vorgesehen und die dritte Stufe sollte die Anwendung der Erdgasbinnenmarktrichtlinie überprüfen sowie Voraussetzungen für eine komplette Marktöffnung schaffen. Das Dokument der Europäischen Kommission hat das Projekt eines Energiebinnenmarktes auf die Agenda gesetzt und die maßgeblichen Ziele und Probleme der Schaffung eines gemeinsamen Energiebinnenmarktes genannt. Es stellt somit das Geburtsdokument für die Schaffung von Wettbewerb auf dem europäischem Erdgasmarkt dar (vgl. Hosius, 2004, S.54-55).

3.4 Erdgastransitrichtlinie aus dem Jahr 1991

Die erste Stufe zur Verwirklichung des Energiebinnenmarktes und damit zur Schaffung von mehr Wettbewerb auf den europäischen Erdgasmärkten begann am 31. Mai 1991 mit der Verabschiedung der sogenannten Erdgastransitrichtlinie. Diese GasTransitRL sah vor, den Austausch zwischen den großen Hochdruck-Gasleitungsnetzen und den EG-Mitgliedsstaaten zu steigern. Dieser Prozess sollte allerdings die Versorgungsqualität nicht gefährden. Die GasTransitRL, die noch heute gültig ist, verpflichtete die EG-Mitgliedsstaaten notwendige Bestimmungen zu erlassen, um den Gastransit zwischen den Hochdruck-Beförderungsnetzen zu erleichtern. Es ist zu betonen, dass die Richtlinie keine eigenständige Durchleitungspflicht und auch keinen freien Netzzugang begründet. Sie beinhaltet lediglich eine Verhandlungspflicht und trägt damit dem nach Art. 86 EGV zu gewährleistenden Transitrecht Rechnung. Dies bedeutet, wenn ein nach der Richtlinie berechtigtes Unternehmen einen Transitantrag stellt, muss das andere Unternehmen in Vertragsverhandlungen treten. Diese Verhandlungspflicht ist das grundlegend Neue an der Richtlinie (vgl. Hosius, 2004, 56-57).

Die Richtlinie kann allerdings keinen positiven Vertragsabschluss erzwingen, weshalb sie es nicht vermag, einen wesentlichen Anteil zu Schaffung von mehr Wettbewerb zu leisten. Sie kann lediglich darauf bauen, dass das Tempo der Abschlüsse von Transitgeschäften forciert wird. Wenn nach 12-monatigen Verhandlungen zwischen den Unternehmen kein Vertragsabschluss erreicht worden ist, sind die zuständigen nationalen Behörden und die Kommission über die Gründe des Scheiterns zu informieren und es kann ein Schlichtungsverfahren über die Kommission beantragt werden. Es ist jedoch anzumerken, dass die Entscheidungen der Schlichtungsstelle keine rechtlich bindende Wirkung haben (vgl. Hosius, 2004, 56-57).

3.5 Erdgasbinnenmarktrichtlinie 98/30/EG aus dem Jahr 1998

Am 22. Juni 1998 wurde die Richtlinie 98/30/EG verabschiedet, welche die zweite Stufe zur Verwirklichung des Energiebinnenmarktes darstellt. Mit ihr wurde ein europäisches Regelwerk beschlossen, welches die wettbewerbliche Ausgestaltung der Gasmärkte für die Europäische Union (EU) bis heute bestimmt.

Wie so oft in der Geschichte der Europäischen Union stellt auch diese Richtlinie einen Kompromiss dar, welcher Rücksicht auf die unterschiedlichen, historisch gewachsenen Strukturen der Mitgliedsstaaten nimmt. Die Richtlinie ist somit kein komplettes und verbindliches neues Regelungswerk, sondern sie formuliert vielmehr Grundsätze, die in nationales Recht inkorporiert werden müssen. Man wählte also die Rechtsetzungsform einer Richtlinie, um auf die nationalen Befindlichkeiten Rücksicht zu nehmen (vgl. Heilemann/Hillebrand, 2002, S.34). Die wesentlichen neuen Regelungselemente der Richtlinie sind die Marktöffnung, die Organisation des Netzzugangs und das sogenannte Unbundling.

3.5.1 Marktöffnung

Die Öffnung des Erdgasmarktes soll in drei Phasen erfolgen. Mit In-Kraft treten der Richtlinie im August 2000 war eine Öffnung des Marktes von 20% des jährlichen Gesamtgasverbrauchs auf einem einzelstaatlichen Gasmarkt angepeilt. Zugelassene Kunden sind alle Betreiber von gasbefeuerten Stromerzeugungsanlagen und alle Gasverbraucher die mehr als 25 Mio m3 je Verbrauchsstätte verbrauchen. Im August 2003 sah die RL vor, die 2. Phase zu starten, die zu einer Marktöffnung von mind. 28% führen sollte. Zugelassen wurden nun alle Gasverbraucher mit einem Verbrauch von 15 Mio m3 je Verbrauchsstätte. Die dritte Phase soll August 2008 beginnen und zu einer Marktöffnung von 33% führen. Ab 2008 wird die Schwelle für zugelassene Verbraucher erneut gesenkt, auf dann 5 Mio m3 je Verbrauchsstätte (vgl Flakowski, 2003, S. 43).

3.5.2 Organisation des Netzzugangs

Die Organisation des Netzzugangs ist der essentielle Punkt der Reform, denn der Netzzugang ist entscheidend für die freie Lieferantenwahl und eine der wichtigsten Voraussetzungen für effektiven Wettbewerb auf den Erdgasmärkten. Die Richtlinie bestimmt, dass der Netzinhaber sein Netz für Gaslieferungen gegen ein Entgelt zur Verfügung stellen muss. Die Variationsmöglichkeiten der konkreten Ausgestaltung für den Netzzugang sind jedoch relativ groß. Wirksamer Wettbewerb in der leitungsgebundenen Industrie erfordert die Öffnung der bestehenden Übertragungs- und Verteilernetze für alle Strom- und Gasversorger. Dafür ist ein effektives, kostengerechtes Netzzugangsregime unumgänglich. Hinzu kommt, dass die Netze in vielen Mitgliedstaaten vertikal integrierter Bestandteil von Versorgungsunternehmen sind. Neben der Sicherstellung eines kostengerechten Netzzugangs ist daher zusätzlich der diskriminierungsfreie Netzzugang zu gewährleisten. (vgl. Schaub, 2003, S.10).

Damit Konkurrenten ohne eigene Netzinfrastruktur der Zugang zu wesentlichen Einrichtungen (Essential Facilities) ermöglicht wird, und somit Wettbewerb geschaffen werden kann, haben sich verschiedene Netzzugangsmodelle mit unterschiedlichen Verfahren zur Bestimmung der Netznutzungsbedingungen herausgebildet. Eine dieser Möglichkeiten ist der verhandelte Netzzugang (Negotiated TPA), welcher auf US-amerikanischem Antitrust-Recht basiert (vgl. Schulze, 2004, S.14). Wie wir in den folgenden Ausführungen der vorliegenden Arbeit sehen werden, ist der verhandelte Netzzugang die Ausnahme, die innerhalb Europas einzig von Deutschland lange Zeit praktiziert wurde (vgl. Schaub, 2003, S.12). Beim verhandelten Netzzugang einigen sich Netzbetreiber und Netznutzer grundsätzlich privat über die jeweiligen Zugangskonditionen zu den „Essential Facilities“. Kommt es zu einem Disput zwischen Netzbetreiber und Netznutzer, kann die Kartellbehörde zur Entscheidung angerufen werden (Ex-Post Regulierung). In Deutschland war es jahrelang so geregelt, dass die kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht über marktbeherrschende Unternehmen weder zeitnah noch mit unmittelbarem Vollzug, sondern nur ex-post und bei Einlegung von Rechtsmitteln mit aufschiebender Wirkung einschreiten durfte. Daher kann mit dem Instrument des „Verhandelten Netzzugang“ kein gleichermaßen symmetrischer Zugang von internen und externen Nutzern zu Netzen und anderen wesentlichen Einrichtungen verwirklicht werden (vgl. Schulze, 2004, S.15).[3] Das Bundesministerium für Wirtschaft (2003) kam für Deutschland zu der offenbarenden Konklusion, dass „die bestehende kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht bei der Kontrolle von Netznutzungsentgelten an Grenzen gestoßen ist (Bundesministerium für Wirtschaft, 2003, S.11 zitiert bei Schulze, 2004, S.15).“

Das zweite Instrument der Netzzugangsregulierung ist der so genannte „regulierte Netzzugang“, der in der Gemeinschaft im Regelfall angewendet wird (vgl. Schaub, 2003, S.12). Beim regulierten Netzzugang (Regulated TPA) werden der Nutzungspreis wie auch die anderen Konditionen von vornherein für alle Marktteilnehmer staatlicherseits festgelegt (Ex-ante Regulierung). Diese Art des Netzzugangs entspricht damit dem Modell eines (preis-)regulierten Netzmonopols. In der Literatur gibt es durchaus Kritik an dem „regulierten Netzzugang“. So argumentiert Schulze (2004), dass das Monopolunternehmen zu jeder Zeit über quantitativ mehr und qualitativ bessere Informationen seiner Kostenstruktur verfügt als die externe Regulierungsinstanz. Diese asymmetrische Informationsverteilung könnte der Regulierer zwar versuchen über steigende Informationskosten auszugleichen, allerdings besteht dann die Gefahr, dass der volkswirtschaftliche Nutzen der Regulierung durch steigende Regulierungskosten zunehmend aufgezehrt wird (vgl. Schulze, 2004, S.16). Basedow (2003) begründet seine Kritik des „regulierten Netzzugangs“ mit der Gefahr einer zunehmenden Vereinnahmung der Regulierungsinstanz durch die Interessen der regulierenden Branche. Eine durch das Interesse von Branchenangehörigen (mit-)bestimmte Regulierung ist als Rent-Seeking anzusehen, d. h. als Suche nach ungerechtfertigten ökonomischen Vorteilen, die es aus volkswirtschaftlicher Perspektive zu unterbinden gilt. Er schlägt deshalb vor, durch eine Rotation der Beamten sicherzustellen, dass keine allzu große Interessensidentifikation mit den regulierten Branchen eintritt (Basedow, 2003, S.18).

Schulze (2004) weist darauf hin, dass die Frage welches der beiden Systeme (regulierter oder verhandelter Netzzugang), effizienter ist, nicht abschließend zu klären ist. Vielmehr sei die institutionelle Ausgestaltung der staatlichen Marktmachtkontrolle von entscheidender Bedeutung. Denn je nachdem, mit welchem Instrumentarium die Kartell- bzw. Regulierungsbehörden ausgestattet werden, unterscheiden sich die Missbrauchsaufsicht beim verhandelten Netzzugang und die Regulierung des Netzzugangs nur geringfügig (vgl. Schulze, 2004, S.17).[4]

Bis auf Deutschland entschieden sich alle europäischen Länder, die eine Öffnung des Netzzugangs betrieben haben, für das Umsetzungsmodell des regulierten Netzzugangs. Die Gasrichtlinie der Europäischen Kommission sieht neben der Möglichkeit eines regulierten Netzzugangs jedoch auch die zweite Variante des „verhandelten Netzzugangs“ als richtlinienkonform vor (Heilemann/Hillebrand, 2002, S.35). Regulierter Netzzugang bedeutet, dass die Tarife veröffentlicht werden und durch die einzelstaatlichen Regulierungsbehörden überwacht werden. Das Modell des verhandelten Netzzugangs basiert auf kommerziellen Vereinbarungen zwischen den Erdgasunternehmen und den zugelassenen Kunden. Es ist anzumerken, das bei diesem Modell die Geschäftsbedingungen für die Nutzung der Netze einmal im Jahr zu veröffentlichen sind (vgl. Flakowski, 2003, S.44). Die Kommission hat also einen Kompromiss zwischen einem stark regulatorischen (vor allem durch Frankreich massiv vertreten) und einem marktwirtschaftlichen Modell (vor allem durch Deutschland propagiert) gefunden (vgl. Heilemann/Hillebrand, 2002, S.35).

3.5.3 Unbundling

Die Erdgasbinnenmarktrichtlinie 98/30/EG verpflichtet darüber hinaus zu einer „buchhalterischen Entflechtung“ von Unternehmensaktivitäten. Flakowski (2003) formuliert in diesem Zusammenhang, dass „Diskriminierungen, Quersubventionierungen und Wettbewerbsverzerrungen z.B. durch die Forderung überhöhter Durchleitungstarife oder die Ungleichbehandlung von Kunden bei Inanspruchnahme gleicher Dienstleistungen“, durch das Unbundling verhindert werden sollen (Flakowski, 2003, S.44-45). Bei einer vertikalen Integration, wie sie im europäischen Erdgasmarkt vorzufinden ist, besteht das Problem, dass eine flächendeckende Überprüfung der Nutzungsentgelte nicht vorgenommen werden kann (vgl. Schaub, 2001, S.13). Neben dem grundsätzlichen Anspruch auf Netzzugang spielt nämlich auch die Höhe der Netznutzungsentgelte eine entscheidende Rolle für den Erfolg der wettbewerblichen Öffnung der leitungsgebundenen Erdgaswirtschaft (vgl. Bundeskartellamt, 2002, S.20). Unbundling ermöglicht es, die Kalkulationen der Transport- und Verteilungsleistungen im Einzelnen zu überprüfen und Unternehmen miteinander zu vergleichen („Benchmarking“). Man kann so über bestimmte Normvorgaben besser regulierend eingreifen (vgl. Heilemann/Hillebrand, 2002, S.35).

Das Unbundling stellt eine Marktstrukturregulierung dar, die sich gegen eine bestehende vertikale Konzentration auf zwei oder mehreren verbundenen Märkten richtet. Im Kontrast zur Fusionskontrolle erfolgt der marktstrukturelle Eingriff bei der Des-Integration[5] jedoch nicht in unmittelbarem zeitlichen Zusammenhang mit einem Unternehmenszusammenschluss, sondern sie intendiert die Öffnung einer historisch gewachsenen, monopolistischen Marktstruktur für Wettbewerb. Es ist allerdings anzumerken, dass eine konsequent betriebene Marktöffnungspolitik auch eine strenge Fusionskontrolle erfordert, damit diese nicht durch vertikale Zusammenschlüsse von Unternehmen konterkariert wird (vgl. Schulze, 2004, S.22, siehe auch Duijm, 2002, S.11f.). In der netzgebundenen Erdgaswirtschaft geht es um eine funktionale Aufgliederung der Wertschöpfungskette in vorgelagerte Produktionsstufen (Upstream-Aktivitäten, wie z. B. Produktion) und in nachgelagerte Produktionsstufen (Downstream-Aktivitäten, beispielsweise Vertrieb). Die entsprechenden Aktivitäten sollen dann fortan je nach Desintegrationsgrad mehr oder weniger eigenständige Unternehmenseinheiten bilden. In der Literatur werden die Desintegrationsgrade nach aufsteigender Intensität in rechnerisch-buchhalterische Trennung, organisatorische Trennung, (gesellschafts-)rechtliche Separierung und eigentumsmäßige Separierung systematisiert (vgl. Schulze, 2004, S.23).

Das Modell des Unbundling, das von der Europäischen Kommission in der Richtlinie vorgesehen ist, sieht eine eher schwache Ausprägungsform der Desintegration vor. Die Richtlinie bestimmt, dass die Unternehmensbereiche Ferntransport, Verteilung und Speicherung getrennt voneinander auszuweisen sind. Eine (gesellschafts-)rechtliche Trennung von Unternehmensbereichen wird nicht vorgeschrieben, ist jedoch auch nicht ausdrücklich ausgeschlossen (vgl. Flakowski, 2003, S.45).

[...]


[1] Man kann zwischen künstlich hergestellten und Naturgasen unterscheiden. Erdgas hat einen Anteil von 95% der Naturgase inne. Der Terminus Gas bezieht sich in der vorliegenden Arbeit immer auf Erdgas; vgl. Schulz, 1996, S.214 zitiert bei Flakowski, 2003, S.1.

[2] Die genauen CO2-Werte sind: Erdgas 0,20 kg/kWh, Braunkohle 0,40 kg/kWh, Steinkohle 0,28 kg/kWh vgl. Cerbe, 1999, S.3.

[3] siehe hierzu auch Basedow, 2003, S.18; Bundesministerium für Wirtschaft, 2003, S.26ff.

[4] siehe zu Details Duijm, 2002, S.10ff.

[5] Synonym für Unbundling

Ende der Leseprobe aus 31 Seiten

Details

Titel
Wettbewerbsschaffung und -sicherung auf den europäischen Erdgasmärkten
Hochschule
Eberhard-Karls-Universität Tübingen
Veranstaltung
Europäische Wettbewerbs- und Regulierungspolitik
Note
1,3
Autor
Jahr
2006
Seiten
31
Katalognummer
V57074
ISBN (eBook)
9783638516129
ISBN (Buch)
9783656810285
Dateigröße
610 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Wettbewerbsschaffung, Erdgasmärkten, Europäische, Wettbewerbs-, Regulierungspolitik
Arbeit zitieren
Florian Feick (Autor:in), 2006, Wettbewerbsschaffung und -sicherung auf den europäischen Erdgasmärkten, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/57074

Kommentare

  • Noch keine Kommentare.
Blick ins Buch
Titel: Wettbewerbsschaffung und -sicherung auf den europäischen Erdgasmärkten



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