Abkürzungsverzeichnis
1 Einleitung
1.1 Einführung in das Thema
1.2 Begriffsabgrenzung
1.3 Ziel und Vorgehensweise der Untersuchung
2 Grundlagen der Erdgasversorgung
2.1 Energieträger Erdgas
2.2 Entwicklung der Gaswirtschaft
3 Regulierung des europäischen Gasmarktes
3.1 Marktmacht und Regulierungsbedarf
3.2 Marktmachtregulierung im liberalisierten Gasmarkt
3.2.1 EU-Ziele für einen europäischen Erdgasbinnenmarkt
3.2.2 Rechtliche Rahmenbedingungen der Regulierung
4 Regulierungsrahmen am deutschen Gasmarkt
4.1 Netzzugangsregulierung
4.1.1 Grundlagen des Netzzugangs
4.1.2 Vom verhandelten zum regulierten Netzzugangsmodell
4.1.3 Vom Kontraktpfad- zum Entry-Exit-Modell
4.2 Netzentgeltregulierung
4.2.1 Grundsätze der Entgeltregulierung
4.2.2 Von der Kostenregulierung zur Anreizregulierung
4.3 Entflechtungsregulierung
4.3.1 Allgemeine Grundsätze der Entflechtung
4.3.2 Entflechtungsmethoden
4.3.3 Sonderregelungen für Transportnetzbetreiber
5 Ausblick
5.1 Handlungsfelder für Unternehmen
5.1.1 Anforderungen an das Regulierungsmanagement
5.1.2 Herausforderung Anreizregulierung
5.1.3 Unternehmensstrategien
5.2 Herausforderungen für den Regulierer
6 Fazit
Literaturverzeichnis VI
Eidesstattliche Erklärung IX
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Der Regulierung von Energieversorgungsnetzen kommt in der Liberalisierung der Energiemärkte eine zentrale Bedeutung zu. Ziel ist es, die natürlichen Monopolstrukturen in den Netzen mit einem funktionierenden Wettbewerb in Übereinklang zu bringen. Wesentliche Instrumente sind dabei die Trennung des Netzbetriebes von den übrigen Wertschöpfungsstufen sowie die Regulierung von Netznutzung und Netzentgelten. Der europäische Gesetzgeber strebt eine Öffnung der Strom- und Gasmärkte bis hin zu einem vollständigen europäischen Binnenmarkt für Strom und Gas an. Zur Erreichung dieses Vorhabens bedarf es EU-weiter gesetzlicher Vorgaben, die zunächst auf mitgliedsstaatlicher Ebene umzusetzen sind und somit die Voraussetzung für ein Zusammenwachsen des europäischen Energiemarktes bilden.
Die vorliegende Arbeit untersucht ausschließlich die regulatorischen Prozesse am europäischen Gasmarkt. Wenngleich die strukturellen Voraussetzungen an Strom- und Gasmärkten sehr ähnlich sind und diese sich größtenteils gleicher regulatorischer Maßnahmen unterziehen, ist eine Unterscheidung beider Märkte aufgrund der spezifischen Eigenschaften der Energieträger unabdingbar. Dies spiegelt sich auch in der Gesetzgebung wider, welche trotz gemeinsamer rechtlicher Grundlagen konsequent zwischen Strom- und Gasregulierung differenziert.
Zur genaueren Analyse der regulatorischen Vorgaben wird die deutsche Mitgliedsstaatsebene als Beispiel herangezogen. Die Bundesrepublik zählt in Europa zu den Mitgliedern, welche in der Umsetzung der EU-Vorgaben in nationales Recht am weitesten fortgeschritten ist. Nicht zuletzt im Kontext der Energiegesetzgebung wird sie daher oft auch als „Musterschülerin der Europa-Klasse“[1]bezeichnet.
Adressaten der Gasmarktregulierung sind in erster Linie die Gastransportunternehmen, also die Betreiber von überregionalen sowie regionalen Ferngasleitungen und regionalen sowie lokalen Gasverteilernetzen. Ziel der staatlichen Regulierung dieser Netze ist die Herstellung und Stärkung eines funktionierenden Wettbewerbs auf den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen der Erdgasversorgung. Die Herausforderung besteht dabei in der Wahl der richtigen Regulierungsinstrumente, um die gewünschten Wirkungen am Markt zu erzielen und dabei einen Ausgleich zwischen den konkurrierenden Zielen Wirtschaftlichkeit, Umweltverträglichkeit und soziale Gerechtigkeit zu schaffen. Grundlage hierfür stellt die ökonomische Regulierungstheorie dar, welche je nach Spezifikum des regulierten Wirtschaftszweiges unterschiedliche Modelle und Instrumentarien beschreibt.
Zum besseren Verständnis soll eine Abgrenzung der wichtigsten verwendeten Begrifflichkeiten dienen. Liberalisierung und Regulierung beinhalten einander gegensätzliche Bedeutungen. Während Liberalisierung die Öffnung der Gasmärkte mit dem Ziel eines fairen und funktionierenden Wettbewerbs impliziert, stellt Regulierung den staatlichen Eingriff in die wettbewerbliche Wirtschaft dar. Trotz dieses vermeintlichen Widerspruchs bedarf im Falle des von der EU angestrebten Erdgasbinnenmarktes die Liberalisierung der Regulierung, was auf die ökonomischen Besonderheiten der Gastransportnetze zurückzuführen ist. Gastransportnetze sind natürliche Monopole, die ohne regulatorische Eingriffe ein immenses Wettbewerbshindernis darstellen.[2]Nähere Ausführungen zum Monopolcharakter von Gastransportnetzen und den damit verbundenen Marktproblemen werden in Punkt drei dargelegt.
Darüber hinaus ist der Regulierungsbereich abzugrenzen. Die Gaswirtschaft setzt sich im Wesentlichen aus den vier Wertschöpfungsstufen[3]Förderung/Produktion, Transport/Verteilung, Speicher und Handel/Lieferung zusammen.[4]Während in den Bereichen Förderung/Produktion und Handel/Lieferung theoretisch als auch praktisch mehrere konkurrierende Anbieter am Markt miteinander im Wettbewerb stehen, ist dies im Bereich Transport/Verteilung aufgrund der einmaligen Netzinfrastruktur nicht möglich.[5]Auf Netzebene findet faktisch kein Wettbewerb statt, woraus sich auf dieser Wertschöpfungsstufe ein besonderer Regulierungsbedarf herleitet.[6]In Punkt drei wird diese Problematik eingehender betrachtet.
Die Untersuchungen im Rahmen dieser Arbeit seien auf die Regulierung der Gasnetze begrenzt. Dabei gilt es zwei weitere Begriffe einander abzugrenzen. Der Betrieb von Gasnetzen findet auf zwei Ebenen statt. Zu unterscheiden sind die Transport- und die Verteilerebene. Zwar findet auf beiden Ebenen physischer Gastransport durch ein Leitungsnetz statt, die Transportebene meint dabei jedoch den Ferngastransport mittels Pipelinesystem primär zur Versorgung der Verteilernetze, während auf der Verteilerebene Gas über regionale und örtliche Leitungssysteme primär an die Letztverbraucher geliefert wird.[7]Transport- und Verteilernetzbetreiber unterliegen teilweise einer unterschiedlichen regulatorischen Behandlung, worauf in der Abhandlung des Regulierungsrahmens in Punkt vier Bezug genommen wird.
Durch die Regulierung der Netze soll der Wettbewerb auf den anderen Wertschöpfungsstufen hergestellt und gestärkt werden. Für die folgende Untersuchung wird dabei der Wettbewerb auf der Handels- bzw. Lieferantenebene betrachtet. Der Wettbewerb auf anderen Wertschöpfungsstufen der Erdgasversorgung soll hierbei nicht eingehender behandelt werden.
Gegenstand der Analyse ist die Untersuchung dieser staatlich regulatorischer Eingriffe im Hinblick auf ihren energiepolitischen Hintergrund, ihre ökonomische Wirkung und ihre politische Rechtfertigung. Dabei sollen mögliche Folgen und Handlungsoptionen für die Netzbetreiber und den Regulier hergeleitet werden.
Nach einer kurzen Einführung in die Thematik gibt Punkt zwei einen Überblick über die Grundlagen der Erdgasversorgung und der Entwicklung der Gaswirtschaft. Anschließend wird in Punkt drei das Regulierungserfordernis aus wettbewerbsökonomischen und regulierungstheoretischen Modellen abgeleitet und in den rechtlichen Regulierungsrahmen eingeordnet. Basierend auf den europäischen Vorgaben wird die Umsetzung in den deutschen Rechtsrahmen in Punkt vier abgehandelt. Dabei werden die für den Netzbetrieb wesentlichen Regulierungsinstrumente vorgestellt und analysiert. In Punkt fünf wird ein Ausblick zu den Handlungsmöglichkeiten und Herausforderungen, die aus dem aktuellen europäischen und deutschen Regulierungsrahmen resultieren, gegeben. Das Fazit fasst die wichtigsten Erkenntnisse der Arbeit zusammen.
Der Energieträger Erdgas ist ein vorwiegend aus Methan sowie Kohlen- und Schwefelwasserstoffen bestehendes Gemisch, das aus meist unterirdischen Lagerstätten gewonnen wird. Das aus natürlichen Vorkommen geförderte Erdgas wird auch als konventionelles Erdgas bezeichnet. Darüber hinaus existieren unkonventionelle Schiefer- und Flözgasvorkommen oder das zum besseren Transport verflüssigte Erdgas LNG (Liquified Natural Gas). Beim konventionellen Erdgas wird in Abhängigkeit der Herkunft zwischen dem hochkalorischen H-Gas mit einem Methangehalt von bis zu 98% und dem niedrigkalorischen L-Gas mit einem Methangehalt von ca. 85% unterschieden. In Deutschland werden beide Gasqualitäten in unterschiedlichen Regionen angeboten, wobei H-Gas vorwiegend aus den Förderregionen Russland und Norwegen und L-Gas vorwiegend aus den Förderregionen Niederlande und Norddeutschland stammt.[8]Die statische Reichweite konventioneller Erdgasvorkommen wird derzeit auf ca. 65 Jahre geschätzt, die sich jedoch vor dem Hintergrund einer global wachsenden Erdgasnachfrage noch reduzieren könnte. Die Hauptlagerstätten befinden sich in Russland mit etwa einem Viertel und in Iran/Katar mit etwa einem Drittel aller konventionellen Erdgasvorkommen. Als besonderes Merkmal des Energieträgers Erdgas gilt das zum Transport erforderliche kapitalintensive und geografisch starre Pipelinenetz, das zudem faktorspezifisch ist, also nicht anderweitig nutzbar ist.[9]
Global und in Europa gilt Erdgas als zweitwichtigster Primärenergieträger nach Erdöl. Auf den Märkten mit nennenswerter Eigenproduktion, wie z. B. Großbritannien oder Niederlande, stellt es sogar den wichtigsten Energieträger dar.[10]Aufgrund seines guten Brennstoffnutzungsgrades und seiner geringen Treibhausgasemissionen im Vergleich zu anderen fossilen Energieträgern, kommt ihm vor dem Hintergrund der Energiewende eine besondere Bedeutung als Brückentechnologie ins Zeitalter der erneuerbaren Energien zu. Angesichts der begrenzten Reserven und der sich weltweit erschöpfenden Ressourcen, rückt Erdgas zunehmend in den Mittelpunkt ökonomischer Überlegungen zur Sicherstellung der zukünftigen Energieversorgung. Dabei stellt sich als zentrale Frage, wie unter diesen Umständen ein wettbewerbsfähiger Markt geschaffen werden kann, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.[11]
Hauptimporteure von Erdgas für den europäischen Markt sind Russland mit 30%, Norwegen mit 28% und Algerien und Katar mit zusammen 23%. Der Anteil von Erdgas am europäischen Energiemix 2011 betrug 24%. Der Anteil der Eigenproduktion von Erdgas in der EU verhält sich seit zehn Jahren leicht rückläufig und betrug in 2011 knapp 150 Megatonnen Öleinheiten. Der Anteil als auch die absolute Menge an Erdgas, welche die EU importiert, steigt seit 20 Jahren kontinuierlich an. In 2011 importierte die Union ca. 270 Megatonnen Öleinheiten und deckt damit ca. zwei Drittel ihres Erdgasbedarfs aus Importen. Größter Erdgasimporteur unter den Mitgliedsstaaten ist dabei die Bundesrepublik Deutschland mit einem Anteil von ca. 20% am gesamten EU-Gasimport. Der EU-weite Erdgasverbrauch betrug im selben Jahr knapp 400 Megatonnen Öleinheiten.[12]Angesichts dieser Zahlen wird deutlich, dass Europa und Deutschland eine sehr hohe Importquote von Gas aufweisen. Damit unterliegen sie einer hohen Importabhängigkeit von Gas[13], was eine potenzielle Gefahr für die hiesige Versorgungssicherheit birgt.
Eine umfangreichere wirtschaftliche Nutzung von Erdgas in Europa setzte zu Beginn des 20. Jahrhunderts zunächst in Osteuropa und nach dem zweiten Weltkrieg in Westeuropa ein. Die Errichtung einer Erdgasinfrastruktur folgte erst mit bedeutenden Erdgasfunden in den Niederlanden ab den 1960er Jahren. Mit der Erschließung weiterer Erdgasfelder in der Nordsee vor England und in Norwegen begann der europäische Erdgasmarkt zu expandieren.[14]
In Deutschland entwickelte sich die Gaswirtschaft aus der Versorgung mit Kokerei- bzw. Stadtgas Anfang des 19. Jahrhunderts, das hauptsächlich der Stadtbeleuchtung diente. Nach und nach wurden in den Großstädten erste Gaswerke gegründet, womit die Weichen für die heute noch vorherrschende Eigentumsstruktur mit kommunalen Stadtwerken gestellt wurden. Die Ferngasversorgung entwickelte sich ab dem 20. Jahrhundert, angefangen mit der Versorgung der Zechen im Ruhrgebiet. Im Zuge dessen gründeten sich die ersten privaten Ferngasgesellschaften Ruhrgas und Thyssengas. Einen Entwicklungsschub erfuhr die deutsche Gaswirtschaft analog zur europäischen Entwicklung mit der Entdeckung von Erdgasvorkommen in Norddeutschland und den Niederlanden in den 1960er Jahren. Im Zuge dessen gewann Erdgas zunehmende Bedeutung als Rohstoff für den Wärmemarkt, der im Gegensatz zum Kokereigas nicht giftig ist. Dies führte zu einer deutlichen Absatzsteigerung im Bereich privater Haushalte. Seit den 1970er Jahren bezieht der deutsche Markt Erdgas aus Russland und Norwegen, was der Gaswirtschaft zu einem weiteren Aufschwung verhalf. Es kam zu einem umfassenden Ausbau des deutschen Pipeline- und Verteilernetzes sowie von unterirdischen Gasspeichern[15]. Nach der deutschen Wiedervereinigung 1990 wurde das ostdeutsche Erdgasnetz modernisiert und der Wärmemarkt von Braunkohlebasis auf Erdgas umgestellt.[16]
Heutzutage gilt der europäische Erdgasmarkt als der weltweit bedeutendste Markt für den grenzüberschreitenden Handel mit Erdgas. Ihren Erdgasbedarf deckt die EU überwiegend aus Importen aus den Nicht-EU-Staaten Russland, Norwegen und Algerien, wo das Erdgas oft nur von einer Explorationsgesellschaft gewonnen wird. Auf der Produktions- und Importstufe existiert in der EU ein Anbieter-Oligopol[17], was in Verbindung mit der in 2.1 genannten Importabhängigkeit ein nicht unerhebliches Risiko für die europäische Versorgungssicherheit bedeutet.
Seit Ende der 1980er Jahre arbeitet der europäische Gesetzgeber an der Liberalisierung der Gasmärkte und der Errichtung eines europäischen Erdgasbinnenmarktes. Grundanliegen sind dabei die Versorgungsziele der Energiepolitik: Sicherheit, Effizienz, Umweltverträglichkeit und Preiswürdigkeit der Energieversorgung.[18]Konkret sind damit die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Wirtschaft im globalen Kontext, die Erhöhung der allgemeinen Versorgungssicherheit, sozialverträgliche Energiepreise sowie umwelt- und klimapolitische Ziele gemeint.[19]Mangels wirksamer Umsetzungsmaßnahmen hat sich bis Ende der 1990er Jahre kein Wettbewerb auf dem europäischen Gasmarkt eingestellt. Der Markt war weiterhin geprägt von geschlossenen Versorgungsgebieten und marktbeherrschenden Gasversorgungsunternehmen, welche im alleinigen Besitz der Leitungen waren und somit potenziellen Wettbewerbern keine Marktzutrittschancen ließen. Teilweise existierten in den Mitgliedsstaaten, wo ein Wettbewerb im Gasmarkt vom Staat nicht erwünscht war, noch Monopolgesetze. Mit der Liberalisierung ab 1998 wurden diese Monopolgesetze zunächst beseitigt und mittels neu ausgearbeiteter Richtlinien konkrete Vorgaben zur Umsetzung des Binnenmarktes getroffen. Im Zentrum stand dabei der Zugang zum Gastransport als wichtigste Wettbewerbsvoraussetzung.[20]Seitdem wurde der europäische Rechtsrahmen zur Energiemarktliberalisierung mehrfach überarbeitet, was in den letzten Jahren zu einer deutlichen Wettbewerbszunahme führte. Das ursprüngliche Liberalisierungsziel eines vollständigen Binnenmarktes ist dabei jedoch noch immer nicht im erwünschten Maße erreicht worden.
Die Gaswirtschaft als leitungsgebundener Industriezweig unterliegt bestimmten Besonderheiten, durch die ein pareto-optimaler Marktzustand ohne staatliche Eingriffe nicht oder nur unzureichend erreicht werden kann.
Auf Märkten vollkommener Konkurrenz ist die Preisbildung nicht durch einzelne Marktteilnehmer beeinflussbar, sondern es erfolgt eine reine Mengenanpassung an die jeweiligen Marktpreise seitens der Konsumenten und Produzenten. Dabei ist der Marktzutritt frei von Zugangsbeschränkungen. Im Monopol hingegen werden Preise und Marktzutritt durch den Monopolisten beeinflusst, was volkswirtschaftlich unerwünschte Wohlfahrtsverluste aufgrund des Marktmachtmissbrauchs zur Folge hat. Natürliche Monopole sind charakteristisch für Netzindustrien, was auf die Größen- und Bündelungsvorteile, die ein Netzbetreiber in einer bestimmten Region hat, zurückzuführen ist. Dabei gilt das Prinzip der Subadditivität, d. h. dass der monopolistische Anbieter seine Leitungen allein günstiger anbieten kann, als dies mehrere parallel bestehende Wettbewerber könnten. Hieraus ergeben sich drei wesentliche Monopolmerkmale für den Netzsektor: Größenvorteile (economies of scale), Verbundvorteile (economies of scope) und Kostenkomplementarität (sinkende Grenzkosten mit zunehmender Ausbringungsmenge). Darüber hinaus ist der Bau eines Netzes mit s. g. versunkenen Kosten, also irreversibel hohen Investitionskosten verbunden, wodurch kein Anreiz für potenzielle Wettbewerber besteht, den Markt zu betreten. Für den Monopolisten als Altsassen spielen indes die Investitionskosten keine Rolle mehr, da er bereits über das Netz und damit über einen entscheidenden Wettbewerbsvorteil verfügt. Ohne einen Anreiz für potenzielle Wettbewerber, den Markt zu betreten, gilt das Monopol im Sinne der Theorie der angreifbaren Märkte als beständig. Unter diesen Umständen muss sich der etablierte Netzbetreiber keinem Wettbewerb stellen, weder praktisch noch potenziell, was zu den typischen Marktmachtproblemen von Monopolen führt: ineffiziente Produktion und überhöhte Preise.[21]
Im Bereich der Gaswirtschaft trifft die beschriebene Monopolsituation auf die Versorgungsnetze zu, da keine volkswirtschaftlich effiziente Alternative zu dem investitionsintensiven Netz besteht und ein paralleler Leitungsbau weder sinnvoll noch praktisch durchführbar ist.[22]Da sich das Netzmonopol wettbewerbsbeschränkend auf die vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsbereiche der Gaswirtschaft, insbesondere auf den Gashandel, auswirkt, ist eine staatliche Regulierung notwendig, um die Marktmacht der Netzbetreiber zu kontrollieren und zu begrenzen. Ziel der Regulierung ist nicht die Abschaffung des Netzmonopols, da dies aufgrund der Unmöglichkeit des parallelen Leitungsbau weder sinnvoll noch möglich ist. Sie soll in erster Linie den diskriminierungsfreien Netzzugang sicherstellen, sodass Wettbewerb auf den anderen Wertschöpfungsstufen stattfinden kann.[23]
Wie ist Regulierung definiert und welche Rechtfertigung liegt ihr in Bezug auf die Netzregulierung zugrunde?
„Unter Regulierung versteht man […] jede Verhaltenssteuerung von Personen und Unternehmen durch hoheitliche Gebote und Verbote.“[24]Im Folgenden soll der Regulierungsbegriff eingegrenzt werden auf wirtschaftspolitische Lenkungseingriffe, also auf Vorschriften, welche die Freiheit zum marktbezogenen wirtschaftlichen Handeln einengen.[25]„Wirtschaftsregulierung stellt sich als staatliche Intervention mit dem Ziel dar, die Entscheidungsfreiheit von Wirtschaftsträgern in einer für das Gemeinwohl wünschenswerten Weise zu beschränken.“[26]In einer verfassungsrechtlich auf Handlungsfreiheit basierenden Wirtschaftsordnung bedürfen staatliche wettbewerbsbeschränkende Eingriffe der Rechtfertigung. In den meisten Märkten führt erst der Verzicht auf staatliche Intervention zu einem funktionierenden Wettbewerb mit optimalen Preisen, welche sich aus dem Marktgleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage bilden. In einem funktionierenden Markt stellt Wettbewerb die beste Voraussetzung für eine Wohlfahrtsmaximierung dar.[27]
In besonderen Fällen ist Regulierung jedoch erst die Voraussetzung dafür, dass sich Marktkräfte frei entfalten können und damit Wettbewerb in Bereichen entsteht, in denen er sich nicht von selbst heraus bilden würde. Dies ist Gegenstand der normativen Regulierungstheorien, welche der Frage nachgehen, warum Wirtschaftsregulierung erforderlich ist. Sie sind von den positiven Regulierungstheorien abzugrenzen, da diese die Regulierung nur aus Sicht der Eigeninteressen der beteiligten Akteure, also Wirtschaft, Politik, Beamte, betrachtet, ohne den Sinn staatlich notwendiger Intervention in Frage zu stellen. In der Netzregulierung spielt die normative Theorie die Hauptrolle, da es hierbei um die Abwendung von Marktmachtmissbrauch durch private Unternehmen und nicht von Missbrauch behördlicher Befugnisse oder politischen Fehlentscheidungen geht.[28]
Wettbewerbstheoretische Regulierungsgründe ergeben sich folglich aus dem Marktversagen der Netzindustrien. Ein weiterer Ansatz für die Regulierung, welcher auf die Gaswirtschaft bzw. die Energieversorgung im Allgemeinen abstellt, ist die Regulierung als Privatisierungsfolgenrecht unter der Gewährleistungsverantwortung und Daseinsvorsorge des Staates. Vor dem Hintergrund der volkswirtschaftlichen Bedeutung der Energieversorgung kommt dem Staat eine besondere Gewährleistungsverantwortung zu. Wenn er die Energieversorgung der Erfüllung durch die Privatwirtschaft überlässt, muss er dort eingreifen, wo der Markt sich nicht selbst reguliert, um seiner Gewährleistungsaufgabe nachzukommen.[29]
In der Regulierungspraxis ist im Fall der Gaswirtschaft die Theorie der disaggregierten Bottleneckregulierung anzuwenden. Danach werden nur die Teilbereiche eines natürlichen Monopols reguliert, in denen stabile Marktmacht nachgewiesen werden kann (s. g. monopolistische Bottlenecks). Damit Wettbewerb auf den komplementären Teilmärkten hergestellt werden kann, müssen in erster Linie die Zugangsbedingungen zu den Bottlenecks reguliert werden.[30]Die Gasversorgungsnetze sind als Bottlenecks im Sinne des disaggregierten Regulierungsansatzes zu behandeln.
Der europäische Gesetzgeber verfolgt mit der Umsetzung der Energiebinnenmarktpakete die hauptsächlichen Ziele Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit, Reduzierung der Importabhängigkeit sowie Sozial- und Umweltverträglichkeit der Energieversorgung. Im Zentrum steht dabei die Herstellung eines europäischen Erdgasbinnenmarktes, da dies als Voraussetzung für die Erreichung der o. g. Ziele angesehen wird.
Eine enge Kooperationen der Mitgliedsstaaten auf europäischer Ebene ist sinnvoll, da die Mitgliedsstaaten aufgrund ihrer gegenseitigen Abhängigkeiten kaum in der Lage wären, die zentralen Ziele Wettbewerb, Versorgungssicherheit und Umweltschutz im Alleingang zu erreichen.[31]
Einen weiteren Vorteil eines Binnenmarktes für Gas stellen starke europäische Energieverbundnetze dar, da diese aufgrund von Verbund- und Größenvorteilen geeignet sind, die Gesamtsystemkosten zu senken und damit letztendlich einen Beitrag zu niedrigen Endverbraucherpreisen leisten.[32]Zudem erhöht sich hierdurch die Bezugsmöglichkeit alternativer Versorgungsquellen, was die Importabhängigkeit einzelner Mitgliedsstaaten von einem oder wenigen externen Lieferanten reduziert, die Bezugsquellen diversifiziert und somit die Versorgungssicherheit in den entsprechenden Staaten verbessert. Die EU hat traditionell eine sehr energieintensive Wirtschaft, verfügt aber nur begrenzt über eigene Ressourcen, was zu einer starken Abhängigkeit von Gaslieferungen aus dem Nicht-EU-Ausland und damit zu erhöhten Versorgungsrisiken führt. Eine europäische Zusammenarbeit im Energiesektor im Hinblick auf einen gemeinsamen Binnenmarkt stärkt die Position aller Mitgliedsstaaten und kann durch eine Bündelung der Nachfrage die Abhängigkeit von einzelnen externen Anbietern reduzieren. Durch ein funktionsfähiges europäisches Gasnetzzugangskonzept können also Ressourcen optimiert, Kosten gesenkt und die Importabhängigkeit gesenkt werden. Folglich stellt es eine wichtige Voraussetzung auf dem Weg zum gemeinsamen Erdgasbinnenmarkt dar.[33]
Im Folgenden sollen die europäischen und deutschen rechtlichen Rahmenbedingungen sowie deren Entwicklung für die Regulierung am Gasmarkt nachgezeichnet werden.
Die Verwirklichung des Binnenmarktes für Gas statuierte der Rat der Europäischen Union erstmals 1998 mit der Gasbinnenmarktrichtlinie 98/30/EG im Rahmen des Ersten Energiebinnenmarktpaketes. Trotz der Marktöffnung hat sich der Wettbewerb jedoch nicht im erwünschten Maße eingestellt. Eine Bestandsaufnahme im März 2001 legte stark divergierende Marktöffnungsgrade in den Mitgliedsstaaten sowie qualitative Defizite im geltenden Ordnungsrahmen offen, was die Kommission dazu veranlasste die so genannte Gasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG, auch bekannt als Beschleunigungsrichtlinie, auf den Weg zu bringen. Damit fiel die Entscheidung für eine staatliche Regulierung in den Mitgliedsstaaten.[34]Bis 1998 war der deutsche Ordnungsrahmen geprägt von gesetzlich geschützten geschlossenen Versorgungsgebieten. Eine wettbewerbsbegründende Durchleitung existierte nicht.[35]Im Zuge der Gasbinnenmarktrichtlinie von 1998 wurde das deutsche Energierecht reformiert und das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) novelliert. Das EnWG 1998 und der darin beschriebene verhandelte Netzzugang stellten damit die Ausgangsbasis für eine Regulierung dar, die Umsetzung erfolgte jedoch noch nicht über regulatorische Instrumente, sondern über freiwillige Verbändevereinbarungen, welche aus der Zusammenarbeit der Interessenparteien entstanden sind. Man spricht in dem Zusammenhang auch vom deutschen Sonderweg der Selbstregulierung. Die Verbändevereinbarung Erdgas I hatte von 2000 bis 2002 Gültigkeit und wurde durch die Verbändevereinbarung II abgelöst, die wiederrum bis 30. September 2003 Gültigkeit besaß. In den Verbändevereinbarungen fanden sich sowohl Regelungen zum Netzzugang als auch zur Kalkulation der Netzentgelte. Diese waren jedoch ebenso wie die bis dahin geltenden EU-Vorschriften nicht ausreichend in der Lage, die gewünschten Wettbewerbsziele zu erreichen.
Im Zuge der Beschleunigungsrichtlinie sah sich der deutsche Gesetzgeber veranlasst, das EnWG an die europäischen Vorgaben anzupassen und in 2005 erneut zu novellieren. Dieser Prozess stellte eine tiefgreifende Veränderung in der bis dahin geltenden Praxis der Selbstregulierung in der deutschen Gaswirtschaft dar, da nun ein zentrales unabhängiges Regulierungsorgan die gesetzlichen Vorgaben festlegte. Die europäischen Vorgaben im Rahmen der Beschleunigungsrichtlinie sahen u. a. vor, dass jeder Mitgliedsstaat eine zentrale Regulierungsbehörde einzurichten hat. Der deutsche Gesetzgeber folgte diesen Vorschriften mit der Gründung der Bundesnetzagentur (BNetzA) und den Landesregulierungsbehörden.[36]Weitere Behörden, die Aufgaben im Rahmen der Gasmarktregulierung in Deutschland wahrnehmen, sind die Kartellbehörden von Bund und Ländern. Die europarechtlichen Vorgaben allein entfalten noch keine Bindungswirkung für die deutschen Gasversorgungsunternehmen. Sie sind nur für die Mitgliedsstaaten der EG rechtsverbindlich. Daher bedarf es einer Umsetzung der europäischen Richtlinien in nationales Recht, um die betroffenen Unternehmen unmittelbar zu verpflichten. Dabei sind die Mitgliedsstaaten in der Wahl der Form und Mittel weitgehend frei, sind jedoch verpflichtet, die Richtlinien innerhalb einer bestimmten Frist in nationales Recht umzusetzen. Die Umsetzung muss durch Rechtsakt erfolgen, was eine Verwaltungspraxis allein auf Basis freiwilliger Vereinbarungen, wie z. B. den Verbändevereinbarungen, seit Inkrafttreten des ersten Energiebinnenmarktpaketes 2003 ausschließt. Die Umsetzung hat darüber hinaus richtlinienkonform zu sein, um eine größtmögliche Wirksamkeit der Gemeinschaftsvorgaben zu gewährleisten.[37]
Auch die Erfahrungen aus dem Zweiten Energiebinnenmarktpaket zeigten, dass noch weitere rechtliche Schritte notwendig sind, um das gesteckte Ziel von mehr Wettbewerb und einem gemeinsamen Binnenmarkt zu erreichen. Zu diesem Zweck wurde 2009 das Dritte Energiebinnenmarktpaket von der EU Kommission auf den Weg gebracht. Es stellt eine Erweiterung der Vorschriften aus den Beschleunigungsrichtlinien dar und führte in Deutschland zu einer erneuten Novelle des Energierechts. Den heutigen Rechts- und Regulierungsrahmen für den deutschen Gasmarkt bilden das EnWG 2011 in Verbindung mit der GasNZV, GasNEV und ARegV. Die wesentlichen regulatorischen Vorgaben für Betreiber von Gasversorgungsnetzen sind Gegenstand der nachfolgenden Betrachtungen.
Im Mittelpunkt der Energiegesetzgebung steht der Netzzugang für Dritte, welcher vor dem Hintergrund der immer noch vorwiegend monopolistisch geprägten Versorgungsstruktur als wichtigstes Wettbewerbsinstrument angesehen wird.[38]Der Zugang zu den Energieversorgungsnetzen ist in Abschnitt 3 §§ 20 bis 28 EnWG und in der GasNZV geregelt. Gemäß § 20 Abs. 1 S. 1 EnWG haben die Betreiber von Energieversorgungsnetzen jedermann nach sachlich gerechtfertigten Kriterien diskriminierungsfrei Netzzugang zu gewähren. Vor dem Hintergrund der Versorgungssicherheit spielt die Netzzugangsregulierung eine wichtige Rolle. Dabei ist die jederzeitige und störungsfreie Energieversorgung der Wirtschaft und der Bevölkerung von essentieller Bedeutung für die Volkswirtschaft.
Der Begriff des „Netzzugangs“ ist gleichbedeutend mit dem Begriff „Durchleitung“, also dem Transport von Energie eines Netznutzers durch die Leitungen des Netzbetreibers.[39]Durchleitung bezeichnet also „die Einspeisung einer bestimmten Erdgasmenge an einem bestimmten Punkt des Gastransportnetzes und die damit einhergehende zeitgleiche und wärmeäquivalente Ausspeisung oder Entnahme von Erdgas an einem anderen Punkt des Netzes.“[40]Dabei ist zwischen der bilanziell gebuchten Kapazität und dem tatsächlichen physischen Gasfluss zu unterscheiden. Aufgrund der zeitgleichen Ein- und Ausspeisung je Vorgang und aufgrund technisch-physikalischer Gesetzmäßigkeiten entspricht das beim Kunden ausgespeiste Gas nicht dem eingespeisten Gas ins Netz. Es findet vielmehr ein Gasabtausch statt, bei dem Ein- und Ausspeisung völlig unabhängig voneinander stattfinden. Sofern das Netz ausreichend physische Kapazitäten vorhält, können Ein- und Ausspeisungen also beliebig an entsprechenden Punkten im Netz buchungstechnisch getätigt werden. Der Transportkunde resp. Netzzugangspetent hat folglich keinen Anspruch auf die stofflich eingespeiste Gasmenge, sondern nur das Recht auf Ausspeisung einer vertraglich gebuchten Gasmenge.[41]
Die Abwicklung des Gastransports erfolgt
im Wesentlichen in folgenden vier Schritten: Kapazitätsbuchung, Nominierung, Allokation und Bilanzierung der Gasmenge. Die Kapazitätsbuchung erfolgt gemäß Kooperationsvereinbarung über den Abschluss eines Ein- und eines Ausspeisevertrages zwischen Transportkunde und Netzbetreiber. Auf der örtlichen Verteilerstufe reicht hierfür ein Ausspeiserahmenvertrag. Zur Regelung der Differenzmengen zwischen Ein- und Ausspeisung in einem Bilanzkreis ist darüber hinaus ein Bilanzkreisvertrag abzuschließen.
[...]
[1]Pleß2010, S. 3
[2] Vgl.Pleß2010, S. 33 ff.
[3] Auf eine weitere Aufteilung der Wertschöpfungsstufen wird an dieser Stelle verzichtet.
[5] Auch die anderen Bereiche der Gaswirtschaft werden zunehmend reguliert, z.B. Finanzmarktregulierung des Energiehandels nach MiFID oder die Regulierung des Zugangs zu Speicheranlagen. Hierauf soll im Rahmen der vorliegenden Arbeit nicht näher eingegangen werden.
[6] Vgl.Höppner2009, S. 138.
[7] Vgl.Olbricht2008, S. 24 ff.
[8] Vgl.Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes2010, S. 141.
[9] Vgl.Erdmann/Zweifel2010, S. 220.
[10] Vgl.Zenke/Schäfe2012, S. 41.
[11] Vgl.Erdmann/Zweifel2010, S. 217.
[12] Vgl.Europäische Kommission2013, S. 20-55.
[13] Nicht alle Mitgliedsstaaten weisen eine hohe Importabhängigkeit auf. Einige, besonders Eigenproduzenten wie die Niederlande, produzieren Erdgasüberschüsse, die sie an andere Mitgliedsstaaten exportieren. (vgl.Zenke/Schäfe2012, S. 42).
[14] Vgl.Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes2010, S. 144 f. sowieErdmann/Zweifel2010, S. 226.
[15] Deutschland verfügt heutzutage über den größten Erdgasspeichermarkt Europas (vgl.Fischerauer2010).
[16] Vgl.Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes2010, S. 145 f.
[17] Vgl.Olbricht2008, S. 18 f.
[18] Vgl.Hillebrandu. a. 1991, S. 25 ff.
[19] Vgl.Illing2012, S. 16.
[20] Vgl.Batzel2010, S. 11.
[21] Vgl.Pleß2010, S. 29 ff.;Knieps2005, S. 21 ff.
[22] Ausnahme vom Netzmonopol: Historisch bedingt existieren im Fernleitungssegment teilweise noch einzelne parallele Leitungspfade im Eigentum verschiedener Netzbetreiber, zwischen denen es im geringen Umfang zu einem Wettbewerb bei der Vermarktung von Transportkapazitäten kommen kann. Aufgrund der geringen Relevanz dieses Phänomens, ist im Folgenden weiterhin von einem natürlichen Monopol der Gasleitungen, einschließlich der Gasfernleitungen auszugehen. (Vgl.Höppner2009, S. 138).
[23] Vgl.Pleß2010, S. 29 ff.
[24] Höppner2009, S. 29.
[25] Vgl.Höppner2009, S. 29.
[26] Höppner2009, S. 29.
[27] Vgl.Höppner2009, S. 29 f.
[28] Vgl.Höppner2009, S. 30.
[29] Vgl.Kay2013, S. 171 ff.
[30] Vgl.Knieps2005, S. 21 ff.
[31] Vgl.Höppner2009, S. 142.
[32] Vgl.Höppner2009, S. 143.
[33] Vgl.Höppner2009, S. 143.
[34] Vgl.Fischerauer 2010, S. 2.
[35] Vgl.Olbricht2008, S. 24 ff.
[36] Vgl.Pleß2010, S. 16 ff.
[37] Vgl.Tödtmann/Setz2006, S. 53 f.
[38] Vgl.Olbricht2008, S. 15.
[39] Vgl.Olbricht2008, S. 64.
[40] Olbricht2008, S. 65.
[41] Vgl.Olbricht2008, S. 65 f.
