Deutscher Bundestag Drucksache 16/7087

Deutscher Bundestag Drucksache 16/708716. Wahlperiode 20. 11. 2007

Unterrichtungdurch die Bundesregierung

Sondergutachten der Monopolkommission gemäß § 62 Abs. 1 desEnergiewirtschaftsgesetzes

Strom und Gas 2007: Wettbewerbsdefizite und zögerliche Regulierung

Inhaltsverzeichnis

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Vorwort . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Kurzfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1 Einführung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

1.1 Der gesetzliche Auftrag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

1.2 Jüngere Stellungnahmen zum Energiemarkt . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.3 Fehlendes Akteneinsichtsrecht der Monopolkommission . . . . . . . 18

2 Der energiewirtschaftliche Regulierungsrahmen . . . . . . . . . . . 18

2.1 Historischer Abriss des Energiewirtschaftsrechts . . . . . . . . . . . . . 18

2.2 Der Zielkatalog des Energiewirtschaftsgesetzes . . . . . . . . . . . . . . 212.2.1 Sichere Energieversorgung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.2.2 Preisgünstige Energieversorgung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.2.3 Verbraucherfreundliche Energieversorgung . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.2.4 Effiziente Energieversorgung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.2.5 Umweltverträgliche Energieversorgung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.2.6 Zielbeziehungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

2.3 Aufgaben der Bundesnetzagentur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3 Elektrizität . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.1 Die Nachfrage nach Elektrizität . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.1.1 Elektrizität als homogenes Gut . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.1.2 Wechselbereitschaft und Preiselastizität . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

Zugeleitet mit Schreiben des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie vom 15. November 2007 gemäß§ 62 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.

Drucksache 16/7087 – 2 – Deutscher Bundestag – 16. Wahlperiode

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3.2 Das Angebot von Elektrizität . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.2.1 Elektrizitätserzeugung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.2.1.1 Lastdeckung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.2.1.2 Kraftwerksabruf nach der Merit Order . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323.2.1.3 Sonderstellung von Strom aus erneuerbaren Energie-

quellen und Kraft-Wärme-Kopplung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.2.1.4 Jahresvollauslastungsstunden der Kraftwerke in Deutschland . . . . 373.2.1.5 Größenvorteile bei der Stromerzeugung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383.2.2 Elektrizitätstransport über die Netze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393.2.2.1 Stromübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393.2.2.2 Systembetrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 413.2.2.3 Größenvorteile beim Angebot von Stromtransport-

dienstleistungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.2.3 Handel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

3.3 Marktabgrenzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463.3.1 Traditionelle Marktabgrenzung des Bundeskartellamtes . . . . . . . . 463.3.2 Modifizierter Ansatz des Bundeskartellamtes . . . . . . . . . . . . . . . . 473.3.2.1 Marktstufen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473.3.2.2 Sachliche und räumliche Marktabgrenzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493.3.2.3 Kritische Würdigung der Marktabgrenzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

3.4 Wettbewerbsanalyse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 523.4.1 Untersuchungen des Bundeskartellamtes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 523.4.2 Aktuelle Konzentrationsstudie im Auftrag der

Europäischen Kommission . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 563.4.3 Preismanipulationen an der Strombörse EEX? . . . . . . . . . . . . . . . 603.4.3.1 Einführung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 603.4.3.2 Aufbau und rechtliche Rahmenbedingungen der EEX . . . . . . . . . . 603.4.3.3 Handelsteilnehmer der EEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 613.4.3.4 Gehandelte Produkte und Preisentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . 623.4.3.5 Untersuchung von London Economics im Auftrag

der EU-Kommission . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 643.4.3.6 Kritische Würdigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 653.4.4 Schlussfolgerungen der Monopolkommission . . . . . . . . . . . . . . . . 663.4.4.1 Vermachtete Marktstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 663.4.4.2 Marktzutrittsschranken: Verfestigung der vermachteten

Marktstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 673.4.4.3 Strukturelle Ursachen der Marktmachtausübung . . . . . . . . . . . . . . 67

3.5 Amtspraxis und Regulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 683.5.1 Einleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 683.5.2 Entflechtung nach §§ 6 bis10 EnWG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 683.5.2.1 Vorgaben . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 683.5.2.2 Stand der Umsetzung der Entflechtungsbestimmungen . . . . . . . . . 693.5.2.3 Kritische Würdigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 703.5.3 Netzanschluss nach §§ 17 bis 19 EnWG i.V.m. §110 EnWG . . . . 713.5.3.1 Vorgaben des Energiewirtschaftsgesetzes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 713.5.3.2 Verordnung zum Netzanschluss für Letztverbraucher (NAV) . . . . 72

Deutscher Bundestag – 16. Wahlperiode – 3 – Drucksache 16/7087

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3.5.3.3 Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie (KraftNAV) . . . . . . . . . . 74

3.5.3.4 Kritische Würdigung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung . . 753.5.4 Allgemeine Voraussetzungen des Netzzugangs . . . . . . . . . . . . . . . 763.5.4.1 Implikationen des § 20 EnWG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 763.5.4.2 Engpassmanagement an den Grenzen zu den europäischen

Nachbarländern . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 773.5.4.3 Engpassmanagement in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 813.5.4.4 Regelenergiemarkt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 843.5.5 Netzentgeltregulierung als spezieller Aspekt des Netzzugangs . . . 883.5.5.1 Rechtliche Vorgaben . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 883.5.5.2 Genehmigungspraxis der Regulierungsbehörden . . . . . . . . . . . . . . 903.5.6 Kritische Würdigung der Kostenregulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . 943.5.6.1 Generelle Anmerkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 943.5.6.2 Dauer der ersten Entgeltgenehmigungsrunde . . . . . . . . . . . . . . . . . 943.5.6.3 Auskunftsbefugnisse und Rechtsunsicherheiten . . . . . . . . . . . . . . 953.5.6.4 Versorgungssicherheit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

3.6 Strompreise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 993.6.1 Wegfall der Tarifpreisaufsicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 993.6.2 Kartellrechtliche Preismissbrauchskontrolle . . . . . . . . . . . . . . . . . 1003.6.3 Zivilgerichtliche Billigkeitskontrolle gemäß § 315 BGB . . . . . . . . 1013.6.4 Neuere Rechtsprechung des VIII. Zivilsenats des

Bundesgerichtshofs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1013.6.5 Grenzen individueller Klage und kollektive Rechts-

durchsetzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103

4 Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104

4.1 Der deutsche Gasmarkt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1044.1.1 Technische Grundlagen der (weltweiten) Gasversorgung . . . . . . . 1044.1.2 Ökonomische Grundlagen und Regulierungsbedarf . . . . . . . . . . . . 1064.1.3 Marktabgrenzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1094.1.4 Marktteilnehmer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1114.1.5 Gasverbrauch, Preisbildung und Wechselquote . . . . . . . . . . . . . . . 114

4.2 Amtspraxis der Bundesnetzagentur im Gasbereich . . . . . . . . . . . . 1184.2.1 Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben zur Entflechtung . . . . . . . . 1184.2.1.1 Vorgaben und Umsetzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1184.2.1.2 Kritische Würdigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1204.2.2 Netzzugangsregulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1214.2.2.1 Zugang zu den Gasversorgungsnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1214.2.2.2 Kooperationsvereinbarung Erdgas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1224.2.2.3 Engpassmanagement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1264.2.2.4 Speicherzugang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1294.2.2.5 Neue Infrastrukturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1314.2.3 Netzentgeltregulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1324.2.3.1 Rechtsrahmen und Ergebnisse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1324.2.3.2 Problembereiche des ersten Genehmigungsverfahrens . . . . . . . . . 134


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4.2.3.3 Wettbewerb auf der Fernleitungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1384.2.4 Missbrauchsaufsicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1394.2.4.1 Netzzugangsverweigerung beim Transport

von Gas-Release-Mengen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1404.2.4.2 Unzulässigkeit der Einzelbuchungsvariante beim Netzzugang . . . 142

4.3 Weitere Wettbewerbsfaktoren der deutschen Gaswirtschaft . . . . . 1434.3.1 Langfristige Gaslieferverträge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1434.3.2 Börsenhandel mit Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145

4.4 Zusammenfassung und Empfehlungen der Monopolkommission 148

5 Anreizregulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152

5.1 Das Konzept der Anreizregulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152

5.2 Kritische Würdigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1545.2.1 Allgemeine Anmerkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1545.2.2 Beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten . . . . . . . . . . . . . . 1545.2.3 Effizienzvergleich und -vorgaben . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1565.2.4 Berücksichtigung von Investitionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1565.2.5 Qualitätsregulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1575.2.6 Vereinfachtes Verfahren für kleine Netzbetreiber . . . . . . . . . . . . . 1585.2.7 Abschließende Bemerkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159

6 Zur eigentumsrechtlichen Entflechtung im Energiesektor . . . 160

6.1 Begriff der eigentumsrechtlichen Entflechtung . . . . . . . . . . . . . . . 160

6.2 Möglichkeiten einer weitergehenden Entflechtung . . . . . . . . . . . . 161

6.3 Fazit und Empfehlungen der Monopolkommission . . . . . . . . . . . . 163

Anhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165


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Verzeichnis der Abbildungen

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Abbildung 3.1: Lastgang: Leistungsverbrauch innerhalb eines Tages . . . . 31

Abbildung 3.2: Kraftwerksabruf nach der Merit Order . . . . . . . . . . . . . . . 34

Abbildung 3.3: Jahresvollauslastungsstunden der deutschen Kraftwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

Abbildung 3.4: Gesamte Kraftwerksleistung im Inland in GW . . . . . . . . . 39

Abbildung 3.5: Netzebenen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

Abbildung 3.6: Deutsches Höchstspannungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

Abbildung 3.7: Regelzonen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Abbildung 3.8: Engpassbehandlung an deutschen Grenzen im Februar 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

Abbildung 3.9: Export- und Importströme von Strom im Jahr 2006 in GWh . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

Abbildung 4.1: Gasunternehmen in Deutschland nach Absatzin Mrd. kWH (2006) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

Abbildung 4.2: Verteilungsstruktur der deutschen Gaswirtschaft . . . . . . . 113

Abbildung 4.3: Gaspreisentwicklung in EUR/GJ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

Abbildung 4.4: Gaspreisbestandteile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117

Abbildung 4.5: Marktgebiete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123

Abbildung 4.6: Senkung der Durchleitungsgebühren in Prozent . . . . . . . . 135

Abbildung 5.1: Zeitplan der Anreizregulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152

Abbildung 5.2: Kostenarten der Anreizregulierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155


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Verzeichnis der Tabellen

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Tabelle 3.1: Entwicklung der jährlichen und kumulierten Anzahl von Windenergieanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

Tabelle 3.2: Marktanteile am Strom-Großkundenmarkt . . . . . . . . . . . . 54

Tabelle 3.3: Verflechtungen auf Kraftwerksebene . . . . . . . . . . . . . . . . 55

Tabelle 3.4: Gemeinschaftsbeteiligungen an Stadtwerken mit eigener Erzeugungskapazität . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

Tabelle 3.5: Durchschnittlicher länderspezifischer HHI-Wert im Zeitraum 2003 bis 2005. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

Tabelle 3.6: HHI-Werte ausgewählter Länder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

Tabelle 3.7: Gegenüberstellung der durchschnittlichen RSI-Ergeb-nisse für die Unternehmen der im Rahmen der Studie betrachteten Länder im Zeitraum 2003 bis 2005 . . . . . . . . 58

Tabelle 3.8: Jahresmittelwerte für Phelix-Base- und -Peakload . . . . . . 62

Tabelle 3.9: Jahresmittelwerte für Phelix-Base- und -Peakload-Future . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

Tabelle 3.10: Aufschlüsselung des EEX-Spotmarktpreises in modellierte Grenzkosten, Kosten für CO2-Zertifikate und Mark-Up für Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Tabelle 3.11: Durchschnittlicher LI auf Basis modellierter Grenzkosten und Spotmarktpreisen der EEX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Tabelle 3.12: Stromeinzelhandelspreise 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

Tabelle.3.13: Berichtspflichten der Verteilnetzbetreiber . . . . . . . . . . . . . 98

Tabelle 4.1: Gaskennzahlen in Mrd. kWh . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114

Tabelle 4.2: Marktgebietsaufspannende Netzbetreiber und Marktgebiete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

Tabelle 4.3: Gaspreis und Netzkosten 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134

Tabelle 4.4: Fristen im Netzentgeltgenehmigungsverfahren Gas . . . . . 135

Tabelle 4.5: Zahl der Netzentgeltanträge im ersten Verfahren nach § 23a EnWG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

Tabelle 4.6: Die deutsche Gaswirtschaft 2007 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150


Maßeinheiten

Elektrische Leistung

1 kW = 1 Kilowatt = 1 000 Watt

1 MW = 1 Megawatt = 1 000 kW

1 GW = 1 Gigawatt = 1 000 MW

Elektrische Arbeit

1 kWh = 1 Kilowattstunde = 1 000 Wh

1 MWh = 1 Megawattstunde = 1 000 kWh

1 GWh = 1 Gigawattstunde = 1 000 MWh = 1 Mio. kWh

1 TWh = 1 Terawattstunde = 1 000 GWh = 1 Mrd. kWh

Elektrische Spannung

1 kV = 1 Kilovolt = 1 000 V

Energieeinheit

1 m3 Gas (H) = 9,7692 kWh (oberer Heizwert, grundsätzliche Rechengröße in der Gaswirtschaft)


AbkürzungenABl. = Amtsblatt

Abs. = Absatz

a.F. = alte Fassung

AG = Aktiengesellschaft

AktG = Aktiengesetz

ARegV-E = Entwurf einer Anreizregulierungsverordnung

AVBEltV = Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Elektrizitätsversorgung von Tarif-kunden

BAFA = Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle

BaFin = Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht

BGB = Bürgerliches Gesetzbuch

BGBl. = Bundesgesetzblatt

BGH = Bundesgerichtshof

BGW = Bundesverband der Gas- und Wasserwirtschaft e.V.

BKartA = Bundeskartellamt

BMWi = Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie

BNE = Bundesverband Neuer Energieanbieter e.V.

BNetzA = Bundesnetzagentur

BörsG = Börsengesetz

BTOElt = Bundestarifordnung Elektrizität

bzw. = beziehungsweise

ca. = circa

CEER = Council of European Energy Regulators

CCGT = combined cycle gas turbine

CO2 = Kohlendioxid

ct = Cent

DEA = Data Envelopment Analysis

d. h. = das heißt

EEG = Erneuerbare-Energien-Gesetz

EEX = European Energy Exchange

EFET = European Federation of Energy Traders

EG = Europäische Gemeinschaft

EGV = Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft

ERGEG = European Regulators Group for Electricity and Gas

etc. = et cetera

EU = Europäische Union

EUREX = European Exchange

f., ff. = folgende, fortfolgende

GasGVV = Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Grundversorgung von Haushaltskun-den und die Ersatzversorgung im Energiebereich (Gasgrundversorgungsverordnung)


GasNEV = Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu den Gasversorgungsnetzen (Gas-netzentgeltverordnung)

GasNZV = Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzzugangsverordnung)

GeLiGas = Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas

GG = Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland

GGPGB = Guidelines for Good Practice for Gas Balancing

GGPSSO = Guidelines for Good TPA Practice for Storage System Operators

GmbH = Gesellschaft mit beschränkter Haftung

GmbHG = Gesetz betreffend die Gesellschaften mit beschränkter Haftung

GPKE = Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität

GT = gas turbine

GuD-Kraftwerk = Gas- und Dampf(turbinen)-Kraftwerk

GW = Gigawatt

GWh = Gigawattstunde

GWB = Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen

H-Gas = hochkalorisches (high) Gas

HGB = Handelsgesetzbuch

HGÜ = Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung

HHI = Herfindahl-Hirschman-Index

HuK-Kunden = Haushalts- und Kleingewerbekunden

Hz = Hertz (Maßeinheit für die Frequenz)

inkl. = inklusive

i.V.m. = in Verbindung mit

Jg. = Jahrgang

KapMuG = Kapitalanleger-Musterverfahrens-Gesetz

KAV = Verordnung über Konzessionsabgaben für Strom und Gas (Konzessionsabgabenverord-nung)

KKW = Kernkraftwerk

km = Kilometer

KraftNAV = Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektri-scher Energie (Kraftwerks-Netzanschlussverordnung)

kV = Kilovolt

kW = Kilowatt

kWh = Kilowattstunde

KWK = Kraft-Wärme-Kopplung

KWKG = Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft- Wärme-Kopp-lung (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz)

LG = Landgericht

L-Gas = niederkalorisches (low) Gas

LI = Lerner-Index

LNG = Liquified Natural Gas (Flüssiggas)

m = Meter


mbar = Millibar

Mio. = Million(en)

m3 = Kubikmeter

Mrd. = Milliarde(n)

MW = Megawatt

MWh = Megawattstunde

NAV = Verordnung über Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Elektrizitätsversorgung in Niederspannung (Niederspannungsanschlussverord-nung)

NBP = National Balancing Point

NDAV = Verordnung über Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Gasversorgung in Niederdruck (Niederdruckanschlussverordnung)

n.F. = neue Fassung

Nr. = Nummer

OLG = Oberlandesgericht

OPEC = Organization of the Petroleum Exporting Countries

OTC = over the counter

O&M = Operations and Maintenance

o.V. = ohne Verfasser

p.a. = per annum

PSI = Pivotal-Supplier-Index

Rn. = Randnummer

RSI = Residual-Supply-Index

SFA = Stochastic Frontier Analysis

S. = Seite

sog. = so genannt

SSNIP = Small but Significant Non Transitory Increase in Price

StromGVV = Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Grundversorgung von Haushaltskun-den und die Ersatzversorgung mit Elektrizität aus dem Niederspannungsnetz (Strom-grundversorgungsverordnung)

StromNEV = Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung)

StromNZV = Verordnung über den Zugang zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzzu-gangsverordnung)

TKG = Telekommunikationsgesetz

TPA = Third Party Access

TTF = Title Transfer Facility Point

TW = Terrawatt

TWh = Terrawattstunde

Tz. = Textziffer

UCTE = Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

u. a. = und andere

V = Volt


VCI = Verband der Chemischen Industrie e.V.

VDEW = Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V.

VDN = Verband der Netzbetreiber e.V.

vgl. = vergleiche

VIK = Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V.

VKU = Verband kommunaler Unternehmen e.V.

VO = Verordnung

Vol. = Volume

VRE = Verband der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger in Deutschland e.V.

WpHG = Wertpapierhandelsgesetz

ZPO = Zivilprozessordnung

z. B. = zum Beispiel

z. T. = zum Teil


Vorwort Nach Inkrafttreten des novellierten Energiewirtschaftsgesetzes Mitte des Jahres 2005liegt nun entsprechend dem gesetzlichen Auftrag nach § 62 Abs. 1 EnWG das ersteSondergutachten der Monopolkommission zum Energiemarkt vor. Die Kommissionnimmt darin zum Stand und zur absehbaren Entwicklung des Wettbewerbs Stellungund beurteilt die Frage, ob funktionsfähiger Wettbewerb auf den Märkten der lei-tungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität und Gas in der BundesrepublikDeutschland besteht. Sie würdigt außerdem die Anwendung der Vorschriften desEnergiewirtschaftsgesetzes über die Regulierung und Wettbewerbsaufsicht und dis-kutiert aktuelle wettbewerbspolitische Fragen der leitungsgebundenen Versorgungmit Elektrizität und Gas.

In mehreren nichtöffentlichen Anhörungen hat die Monopolkommission mit Vertre-tern der Energiewirtschaft Fragen zur Regulierung und zum Wettbewerb auf denMärkten der Elektrizitäts- und Gaswirtschaft diskutiert.

Am 28. November 2006 fanden zwei Anhörungen zu Fragen des Gasmarktes statt.Die Teilnehmer seitens der Unternehmen waren:– BEB Erdgas und Erdöl GmbH,– E.ON AG,– Trianel European Energy Trading GmbH, – Wingas GmbH.Folgende Verbände waren vertreten:– Bund der Energieverbraucher e.V.,– Bundesverband der Gas- und Wasserwirtschaft e.V. (BGW),– EFET Deutschland – Verband Deutscher Gas- und Stromhändler e.V.,– Verband der Chemischen Industrie e.V. (VCI),– Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. (VIK),– Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU).

Ebenfalls in zwei Anhörungen hat die Monopolkommission am 19. Dezember 2006mit Vertretern der Elektrizitätsunternehmen sowie mit Verbandsvertretern Fragenzum Elektrizitätsmarkt diskutiert. Die Teilnehmer seitens der Unternehmen waren:– Deutsche Essent GmbH,– Energie Baden-Württemberg AG (EnBW),– E.ON AG,– European Energy Exchange AG (EEX),– LichtBlick – die Zukunft der Energie GmbH & Co. KG,– MVV Energie AG,– RWE AG,– Statkraft Markets GmbH.

Folgende Verbände waren vertreten:– Bund der Energieverbraucher e.V.,– Bundesverband Neuer Energieanbieter e.V. (BNE),– Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. (VDEW),– Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. (VIK),– Verband der Netzbetreiber e.V. (VDN),– Verband der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger in Deutsch-

land e.V. (VRE),– Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU).


Einige der angehörten Teilnehmer haben ihre mündlichen Diskussionsbeiträge durchschriftliche Stellungnahmen ergänzt. Außerdem nahmen weitere Unternehmen undVerbände ebenfalls schriftlich Stellung zum Gutachtenauftrag der Monopolkommis-sion.

Am 19. Januar 2007 haben der damalige Präsident des Bundeskartellamtes, HerrDr. Ulf Böge, sowie weitere Mitarbeiter des Amtes und die MonopolkommissionFragen zur Wettbewerbsentwicklung auf den leitungsgebundenen Märkten für Elek-trizität und Gas sowie zu aktuellen wirtschaftspolitischen Maßnahmen im Energiebe-reich diskutiert.

Weiterhin haben am 9. Februar 2007 der Präsident der Bundesnetzagentur für Elek-trizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, Herr Matthias Kurth, dieVizepräsidenten Frau Dr. Iris Henseler-Unger und Herr Johannes Kindler sowie wei-tere Mitarbeiter der Behörde mit der Monopolkommission Fragen zur Netzzugangs-und Netzentgeltregulierung sowie zur Missbrauchsaufsicht auf den leitungsgebunde-nen Märkten für Elektrizität und Gas und insbesondere Fragen zur Anwendung derVorschriften des Energiewirtschaftsgesetzes durch die Regulierungsbehörde und dieGerichte erörtert.

Darüber hinaus gab es vielfältige Kontakte und Gespräche zwischen den zuständigenMitarbeitern der Monopolkommission und Mitarbeitern der Bundesnetzagentur, desBundeskartellamtes, des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie, derUnternehmen und deren Verbände. Die Monopolkommission dankt allen Beteiligtenfür ihre Mitarbeit.

Die Monopolkommission bedankt sich bei ihren wissenschaftlichen MitarbeiternHerrn Dr. Oliver D. Raschka und Frau Dr. Anne Sohns, welche das Gutachten feder-führend betreut haben.

Die Vorgehensweise in diesem Sondergutachten ist wie folgt: Nach einer kurzen Ein-führung in den gesetzlichen Auftrag und die Arbeitsweise der Monopolkommissionfolgt in Kapitel 2 ein historischer Abriss des energiewirtschaftlichen Rechtsrahmensund ein Überblick über die Aufgaben der Regulierungsbehörden. Daran anschlie-ßend werden getrennt voneinander zunächst der Elektrizitätsmarkt (Kapitel 3) unddanach der Gasmarkt (Kapitel 4) im Rahmen einer umfassenden Marktanalyse dar-gestellt, die wesentlichen Konzepte und Entscheidungen der Regulierungsbehördenund der Gerichte gewürdigt und weitere bestehende Wettbewerbsprobleme auf denden Netzen vor- und nachgelagerten Märkten betrachtet. Den Abschluss eines jedenAnalyseteils bildet eine Zusammenfassung und die Ableitung von Empfehlungen derMonopolkommission. Das voraussichtlich ab 1. Januar 2009 anzuwendende Kon-zept der Anreizregulierung wird in Kapitel 5 kritisch gewürdigt. In Kapitel 6 werdensektorübergreifend die aktuellen Vorschläge der Wirtschaftspolitik zur eigentums-rechtlichen Entflechtung diskutiert.


Kurzfassung

1*. Nach Inkrafttreten des novellierten Energiewirt-schaftsgesetzes (EnWG) 2005 veröffentlicht die Mono-polkommission erstmals ein Sondergutachten zum deut-schen Energiemarkt. Sie nimmt darin zum Stand und zurabsehbaren Entwicklung des Wettbewerbs Stellung undbeurteilt die Frage, ob funktionsfähiger Wettbewerb aufden Märkten der leitungsgebundenen Versorgung mitElektrizität und Gas in der Bundesrepublik Deutschlandbesteht. Die Monopolkommission würdigt außerdem dieAnwendung der Vorschriften des Energiewirtschaftsge-setzes über die Regulierung und Wettbewerbsaufsicht unddiskutiert aktuelle wettbewerbspolitische Fragen der lei-tungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität und Gas.

2*. Die Analyse des deutschen Elektrizitäts- und Gas-marktes zeigt, dass auf den Märkten der leitungsgebunde-nen Energieversorgung in der Bundesrepublik Deutsch-land noch immer nicht von einem funktionsfähigenWettbewerb gesprochen werden kann. So eröffnen derNetzbetrieb als wesentliche Einrichtung, die Konzentra-tion der Stromerzeugung und des Gasangebots auf wenigeUnternehmen, die vielfältigen horizontalen und vertikalenVerflechtungen der marktbestimmenden Übertragungs-bzw. Ferngasnetzbetreibern untereinander und mit nach-gelagerten Stadtwerken weiterhin zahlreiche strukturelleund verhaltensbedingte Wettbewerbsbeschränkungen. DieMarkteintrittsbarrieren für neue Unternehmen sind nachwie vor hoch. Die Zahl an Lieferantenwechseln durchEndverbraucher ist gering, wenngleich die Zahl der Wech-selwilligen im Berichtszeitraum gestiegen ist. Ein grenz-überschreitender Handel findet aufgrund der zu geringenKapazitäten an den Grenzübergangsstellen und eines nichtbedarfsgerechten Engpassmanagements nur in geringemMaße statt. Als kritisch stuft die Monopolkommission ins-besondere die vielen Beteiligungen der vier Verbundunter-nehmen an Stadtwerken und anderen Weiterverteilern ein.Diese Verflechtungen hat die Monopolkommission inten-siv analysiert. Ferner sieht die Monopolkommission beider Schaffung eines einheitlichen, nichtdiskriminierendenund marktorientierten Regelenergiemarktes erheblicheUmsetzungsdefizite.

3. Auch wenn heute noch kein hinreichender Wettbe-werb insbesondere um Haushalts- und Gewerbekundenexistiert, so wurden nach Auffassung der Monopolkom-mission jedoch seit Inkrafttreten des Energiewirtschafts-gesetzes im Juli 2005 nicht unerhebliche Fortschritte er-zielt. Die mit der Netzregulierung bislang gemachtenErfahrungen sind als weitgehend positiv zu bewerten.

4*. Zur Förderung eines strukturell gesicherten Wettbe-werbs hat die Monopolkommission ein Maßnahmenpaket– insbesondere zur Senkung der strukturellen Marktzu-trittschranken – für den Elektrizitäts- und Gasmarkt zu-sammengestellt. Dieses ist durch alle Beteiligten sachge-recht und zeitnah umzusetzen. Der bestehendeWettbewerbs- und Regulierungsrahmen soll hierdurch anStabilität und Verlässlichkeit gewinnen.

5*. Für einen potentiellen Betreiber von Elektrizitäts-kraftwerken stellt die Verweigerung bzw. Diskriminie-

rung beim Netzzugang bzw. Netzanschluss die bedeu-tendste Marktzutrittsschranke dar. Ohne den Anschlussan ein Netz und die Möglichkeit, den produzierten Stromin das Netz einspeisen zu können, wird er die Abnehmerfür seine Stromproduktion nicht erreichen. Vor diesemHintergrund begrüßt die Monopolkommission die kürz-lich in Kraft getretene Kraftwerks-Netzanschlussverord-nung, in der bei innerdeutschen Netzengpässen ein zeit-lich befristeter, privilegierter Netzzugang für neueKraftwerke festgelegt wurde. Sie hätte es jedoch begrüßt,wenn der privilegierte Netzzugang den „echten“ New-comern und nicht auch neuen Kraftwerken dominanterAnbieter vorbehalten wäre. Auch auf dem Gasmarkt istder Gasnetzzugang weiter zu verbessern. So ist die Ko-operationsvereinbarung in den Punkten Kooperations-pflichten, Regelenergiebeschaffung, Bilanzausgleich,Speicherzugang und Lieferantenwechselprozesse zuüberarbeiten. Sofern technisch möglich, ist ein bundes-weiter Gasmarkt anzustreben. Falls dies kurzfristig nichtrealisierbar ist, sind die Marktgebiete entsprechend dentatsächlich auftretenden Engpässen von der Bundesnetz-agentur abzugrenzen.

6*. Die erzielten Engpassmanagementerlöse, die sich so-wohl im Elektrizitäts- als auch im Gassektor z. B. durchdie Versteigerung von Grenzkuppelkapazitäten ergeben,sind von den jeweiligen Netzbetreibern unbedingt undunverzüglich zur Beseitigung der Engpässe zu verwen-den. Vor diesem Hintergrund ist das gesetzliche Regel-werk anzupassen. In der Zwischenzeit ist seitens derBundesnetzagentur eine einzelfallbezogene Netzausbau-verpflichtung gegenüber dem betroffenen Netzbetreiberanzuordnen. Denn nur durch den Ausbau der grenzüber-schreitenden Netzkapazitäten lassen sich räumlicheMarktzutrittsschranken abbauen und ein europäischerBinnenwettbewerb realisieren. Generell sind die derzeiti-gen Bepreisungsverfahren und Vorschriften zur (grenz-überschreitenden) Engpassbewirtschaftung im Sinne derDiskriminierungsfreiheit und Marktorientierung zu über-arbeiten. Vor dem Hintergrund einer effizienten Preisbil-dung ist darauf zu achten, dass der aus der Engpassbe-wirtschaftung resultierende Preis die Differenz derGrenzkosten der Erzeugung bzw. der Beschaffungskostenvor und hinter dem Engpass repräsentiert.

7*. Die Monopolkommission befürchtet, dass sich diewettbewerbliche Selbststeuerungsfunktion auf denStrom-Regelenergiemärkten für Primär- und Sekundärre-gelleistung in absehbarer Zeit nicht einstellen wird undempfiehlt daher, diese einer vorläufigen Ex-ante-Preisre-gulierung zu unterziehen. Der Markt für Minutenreserve,auf dem deutlich mehr Anbieter agieren, sollte vorerst le-diglich verstärkt beobachtet werden. Auf dem Gasmarkträt die Monopolkommission, einen tagesbasierten undnicht stündlichen Bilanzausgleich so lange anzuwenden,bis ein hinreichend großer und wettbewerblich organisier-barer Regelenergiemarkt möglich ist. Des Weiteren sindauf europäischer Ebene die Kompetenzen der EuropeanRegulators' Group of Electricity and Gas (ERGEG) beigrenzüberschreitenden Sachfragen zu stärken.


8*. Eine mögliche Freistellung von der Regulierung beineuen Infrastrukturen ist auf Antrag bei der Bundesnetz-agentur sorgfältig zu prüfen, wobei der Antragsteller dieBeweislast trägt. Vorab ist zu klären, inwieweit Infra-strukturinvestitionen unter die Generalklausel des § 11Abs. 1 EnWG fallen und somit keinen Ausnahmetatbe-stand darstellen. Für eine Freistellung müssen die Wettbe-werbsvorteile eindeutig quantifizierbar und erheblich sein.

9*. Zur Stärkung der Ex-post-Missbrauchskontrollebeim Börsenhandel mit Elektrizität und Gas empfiehlt dieMonopolkommission die Einführung eines Market Moni-toring. Dieser speziellen Marktüberwachungsstellekommt die Aufgabe zu, marktrelevante Informationenz. B. über verfügbare Netz- und Speicherkapazitäten,über die Anzahl der Teilnehmer auf dem Spot- und Ter-minmarkt sowie über die Verteilung der gehandelten An-gebots- und Nachfragemengen auf einzelne Unternehmenzeitnah zu erheben und die Bietstrategien der Börsenteil-nehmer auf marktkonformes Handeln und Manipulations-versuche zu überprüfen. Organisatorisch wäre eine solcheInstanz in Form einer Arbeitsgruppe – bestehend aus Mit-arbeitern der nach Landesrecht zuständigen Börsenauf-sicht, der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsauf-sicht, des Bundeskartellamtes und der Bundesnetzagentur– zu errichten. Zusätzlich wäre dafür Sorge zu tragen,dass auch für den Spothandel – in Anlehnung an die Vor-schriften des Wertpapierhandelsgesetzes – ein entspre-chender handelsrechtlicher Rahmen vorgesehen wird. ZurStimulierung eines liquiden Gashandels und zur Senkungder Markteintrittsbarrieren empfiehlt die Monopolkom-mission als begleitende Maßnahmen die zeitlich befristeteVerauktionierung signifikanter Gasmengen marktbeherr-schender Ferngasunternehmen und von Speicherkapazitä-ten marktbeherrschender Speicherbetreiber.

10*. Für eine baldige Überführung der überregionalenFerngasnetzbetreiber von der kostenorientierten zur an-reizorientierten Netzentgeltregulierung sind die Anträgenach § 3 Abs. 2 GasNEV zeitnah zu prüfen. Generell istim Zuge des zweiten Genehmigungsverfahrens fürStrom- und Gasnetzentgelte eine sorgfältige, aber den-noch zeitnahe Überprüfung der Netzentgeltanträge vorzu-nehmen. Hierzu sind die Regulierungsbehörden des Bun-des und der Länder angehalten, die Netzentgelte nacheinheitlichen Effizienzmaßstäben zu prüfen. Des Weite-ren steht die Monopolkommission der zum 1. Januar2009 geplanten Einführung einer anreizorientierten Regu-lierung der Netzentgelte grundsätzlich positiv gegenüber.Aus Sicht der Monopolkommission weist jedoch der mo-mentane Entwurf einer Anreizregulierungsverordnung er-hebliche Mängel auf, die es noch zu beseitigen gilt. DieAnreize, Effizienzgewinne an die Verbraucher weiterzu-geben, sind als gering einzuschätzen. Die später als zu-nächst geplante Einführung der Anreizregulierung sollteauch dazu genutzt werden, ein für alle Netzbetreibergleich verträgliches Regulierungskonzept zu erarbeiten.Zudem ist zu gewährleisten, dass die Ausgestaltung derVorgaben und deren Anwendung durch die Bundesnetz-agentur und die Landesregulierungsbehörden nach dengleichen Maßstäben erfolgt.

11*. Weiterhin sind die geltenden Vorschriften zur opera-tionellen und informationellen Entflechtung sektorüber-

greifend zu verschärfen. So ist nicht nur dem leitendenPersonal, sondern allen Mitarbeitern des Netzbetriebs dieWahrnehmung konzerninterner Aufgaben zu untersagen.

12*. Die Monopolkommission hat auch die verschiede-nen Vorschläge zur eigentumsrechtlichen Entflechtungintegrierter Energieversorgungsunternehmen erörtert.Grundsätzlich sieht sie eine nachhaltige Verbesserung derWettbewerbssituation in der Anwendung strukturpoliti-scher Instrumente. So ist anzuerkennen, dass alle in Redestehenden Entflechtungsvorschläge (horizontale/vertikaleeigentumsrechtliche Entflechtung, Independent SystemOperator) Wettbewerbspotentiale eröffnen. Selbst wenneine weitergehende vertikale und horizontale Entflech-tung dazu beiträgt, einzelne wichtige Probleme zu lösen,so sind dennoch die Entflechtungsvorschläge und derenUmsetzung mit nicht unerheblichen ökonomischen Risi-ken und rechtlichen Problemen verbunden. Neben demtiefen Eingriff in die privaten Eigentumsrechte besteht dieGefahr, dass insbesondere die Investitionsanreize derNetzbetreiber/-eigentümer und der Kraftwerksbetreiber/-eigentümer nachhaltig reduziert werden. Aber auch dieGestaltung der zukünftigen Corporate Governance eineszu entflechtenden Netzbetreibers bedarf großer Aufmerk-samkeit. Hinzu kommt, dass eine vertikale Separierungvon Netz und Erzeugung das Problem der hohen Konzen-tration auf der Erzeugerstufe nicht zu lösen vermag.

13*. Die Monopolkommission rät dazu, vor der weiterenDiskussion über derart weitreichende Veränderungen dieWirkungen des erst seit 2005 in Kraft getretenen Regulie-rungsrahmens abzuwarten. Überdies empfiehlt sie die Su-che nach milderen, aber gleichwohl wirksamen Mitteln.So spricht sie sich für die zusätzliche Einführung eineszeitlich befristeten Moratoriums für die Erweiterung vonErzeugungskapazitäten durch die marktbeherrschendenEnergieversorgungsunternehmen aus, damit Konkurren-ten die Möglichkeit erhalten, eigene Kraftwerkskapazitä-ten aufzubauen. Wenn die Energieversorgungsunter-nehmen die grenzüberschreitenden Leitungsengpässebeseitigen und/oder der Marktanteil an der Erzeugung er-heblich gesunken ist, soll über eine Aufhebung des Mora-toriums befunden werden. Hierzu bedarf es einer regel-mäßigen Überprüfung der Marktsituation durch dieWettbewerbs- und Regulierungsbehörden. Die Energie-versorgungsunternehmen hätten es durch den Ausbau derGrenzkuppelstellen selbst in der Hand, ein Ende des Mo-ratoriums herbeizuführen. Von diesem Alternativvor-schlag gehen Anreizwirkungen zur Belebung des Wettbe-werbs auf der Erzeugerebene aus.

14*. Für die sachgerechte Umsetzung des Gutachtenauf-trags ist die Monopolkommission auf die Einsicht in dieVerfahrensakten der Bundesnetzagentur angewiesen. Diedarin enthaltenen Betriebs- und Geschäftsgeheimnisseder Unternehmen machen eine gesetzliche Regelung desAkteneinsichtsrechts der Monopolkommission bei derBundesnetzagentur notwendig. Die Monopolkommissionerachtet es daher als erforderlich, dass bei einer zukünfti-gen Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes demGutachtenauftrag eine Befugnisnorm für die Aktenein-sicht analog zu § 121 Abs. 2 Telekommunikationsgesetzbeigefügt wird.


1 Einführung

1.1 Der gesetzliche Auftrag

1. Die Monopolkommission erstellt nach § 62 Abs. 1Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG)1 alle zweiJahre ein Gutachten, in dem sie den Stand und die abseh-bare Entwicklung des Wettbewerbs und die Frage beur-teilt, ob funktionsfähiger Wettbewerb auf den Märktender leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität undGas in der Bundesrepublik Deutschland besteht, die An-wendung der Vorschriften dieses Gesetzes über die Regu-lierung und Wettbewerbsaufsicht würdigt und zu sonsti-gen aktuellen wettbewerbspolitischen Fragen derleitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität und GasStellung nimmt.

Weiterhin wird in Satz 2 geregelt, dass das Gutachten indem Jahr abgeschlossen sein soll, in dem kein Hauptgut-achten nach § 44 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbe-schränkungen (GWB) vorgelegt wird. Gemäß § 62 Abs. 2EnWG wird das Gutachten der Bundesregierung über-reicht. Die Bundesregierung legt dieses den gesetzgeben-den Körperschaften vor und nimmt in angemessener FristStellung. Das Gutachten wird zu dem Zeitpunkt, zu demes von der Bundesregierung den gesetzgebenden Körper-schaften zugeleitet wird, von der Monopolkommissionveröffentlicht.

2. Der gesetzliche Auftrag des § 62 Abs. 1 Satz 1EnWG, „den Stand und die absehbare Entwicklung desWettbewerbs“ zu beurteilen, entspricht dem Wortlaut des§ 121 Abs. 2 Satz 1 des Telekommunikationsgesetzes(TKG), in dem der Gutachtenauftrag an die Monopol-kommission für den Telekommunikationssektor geregeltist. Die weitere Zielsetzung der beiden Gutachtenaufträgean die Monopolkommission ist dagegen, oberflächlichbetrachtet, unterschiedlich.2 So fordert das Telekommuni-kationsgesetz die Monopolkommission auf zu beurteilen,inwieweit „nachhaltig wettbewerbsorientierte“ Telekom-munikationsmärkte3 existieren, während das Energiewirt-schaftsgesetz die Monopolkommission beauftragt zu prü-fen, ob ein „funktionsfähiger Wettbewerb“ auf denMärkten der leitungsgebundenen Elektrizitäts- und Gas-versorgung besteht. Leider ist der letztere Begriff vomGesetzgeber nicht definiert worden, so dass zunächst er-

örtert werden muss, was unter einem „funktionsfähigemWettbewerb“ auf den Märkten der leitungsgebundenenVersorgung mit Elektrizität und Gas zu verstehen ist.

3. Die nach § 62 Abs. 1 Satz 1 EnWG gebotene Unter-suchung entspricht den seinerzeit geltenden gesetzlichenVorgaben nach § 81 Abs. 3 TKG a.F. für das Sondergut-achten zum Telekommunikationsmarkt. Die in diesenGutachten vorgenommene Konkretisierung des Begriffsdes „funktionsfähigen Wettbewerbs“ bezeichnet einenstrukturell gesicherten Wettbewerb, der auch dann fortbe-steht, wenn die wettbewerbsgestaltende Regulierung zu-rückgeführt wird.4 Demgemäß steht für die Monopol-kommission die Prognose der Wettbewerbsprozesse imFalle einer Rückführung der sektorspezifischen Regulie-rung im Vordergrund.5 Hierzu bedarf es zunächst einerAbschätzung, inwieweit bestehende Wettbewerbspro-zesse regulatorisch oder strukturell bedingt sind. Die„Funktionsfähigkeit des Wettbewerbs“ ist dabei nichtgleichzusetzen mit der Abwesenheit von Marktbeherr-schung. Das zeigt bereits der Umstand, dass es in vielenSektoren marktbeherrschende Unternehmen gibt, ohnedass es sinnvoll wäre, von der Möglichkeit einer sektor-spezifischen Regulierung Gebrauch zu machen.

4. Für die Übernahme des Begriffs des „funktionsfähi-gen Wettbewerbs“ auf die Märkte der leitungsgebunde-nen Versorgung mit Elektrizität und Gas bedarf es einerdifferenzierten Betrachtung. Die Ex-ante-Entgeltregulie-rung im Telekommunikationssektor ist nach § 27 Abs. 1TKG an die Feststellung einer marktbeherrschenden Stel-lung gebunden.6 Folglich ist sie nicht anzuwenden oderhat zu entfallen, wenn eine solche Stellung nicht (mehr)besteht. Dieser Ansatz zur Rückführung bestehender Re-gulierung ist dem Energiewirtschaftsgesetz jedoch fremd.Die sektorspezifische Ex-ante-Regulierung der Netzent-gelte bei der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektri-zität und Gas setzt nicht die Feststellung einer marktbe-herrschenden Stellung eines Unternehmens voraus,sondern erfasst per se alle Betreiber von Energieversor-gungsnetzen. So ist davon auszugehen, dass in der Ener-giewirtschaft die Netzinhaberschaft in der Regel eine Mo-nopolstellung begründet. Die Netze stellen einewesentliche Einrichtung dar, auf deren Zugang die poten-tiellen Wettbewerber angewiesen sind. Eine Duplizierungbestehender Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze istauf absehbare Zeit kaum zu erwarten.7 An eine Rückfüh-

1 Zweites Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts vom7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621).

2 Zur folgenden Diskussion des Gutachtenauftrages vgl. Monopol-kommission, Wettbewerbsentwicklung bei der Telekommunikation2005: Dynamik unter neuen Rahmenbedingungen, Sondergutachten 43,Baden-Baden 2005, Tz. 6 ff. Die Aufgabenzuweisung entspricht imGrundsatz der Auftragserteilung der §§ 44 bis 47 des Gesetzes gegenWettbewerbsbeschränkungen (GWB). Vgl. auch Monopolkommis-sion, Wettbewerbs- und Regulierungsversuche im Eisenbahnverkehr,Sondergutachten 48 (veröffentlicht zusammen mit Sondergutachten 46,Die Privatisierung der Deutschen Bahn AG), Baden-Baden 2007,Tz. 11 ff. zur Erläuterung des gesetzlichen Auftrages der Monopol-kommission zur Erstellung von Sondergutachten über das Eisen-bahnwesen.

3 § 3 Nr. 12 TKG definiert den Begriff des „nachhaltig wettbewerbso-rientierten Marktes“ als „ein[en] Markt, auf dem der Wettbewerb soabgesichert ist, dass er auch nach Rückführung der sektorspezifi-schen Regulierung fortbesteht“.

4 Vgl. Monopolkommission, Sondergutachten 43, Baden-Baden 2005,Tz. 10; Monopolkommission, Telekommunikation und Post 2003:Wettbewerbsintensivierung in der Telekommunikation – Zementie-rung des Postmonopols, Sondergutachten 39, Baden-Baden 2004, Tz. 9;Monopolkommission, Wettbewerbsentwicklung bei Telekommuni-kation und Post 2001: Unsicherheit und Stillstand, Sondergutach-ten 33, Baden-Baden 2002, Tz. 9 f.

5 So gesehen, ergibt sich bei der Beurteilung der Monopolkommission,ob ein „funktionsfähiger Wettbewerb“ oder ein „nachhaltig wettbe-werbsorientierter“ Markt vorliegt, kein inhaltlich bedeutender Unter-schied.

6 Zum Begriff der Marktbeherrschung nach § 27 Abs. 1 TKG vgl. auchMonopolkommission, Sondergutachten 43, Baden-Baden 2005, Tz. 87.

7 Vgl. Tz. 14 und Monopolkommission, Mehr Wettbewerb auch imDienstleistungssektor!, Hauptgutachten 2004/ 2005, Baden-Baden2006, Tz. 37.


rung bestehender Regulierung der Netzebenen ist nachdem derzeitigem Kenntnisstand der Monopolkommissionvorerst nicht zu denken. Demnach kann die Monopol-kommission im Bereich der Netze auch keine Aussagedarüber treffen, ob ein „funktionsfähiger Wettbewerb“vorliegt, da die (strukturellen) Voraussetzungen hierfürnicht gegeben sind. Vielmehr gilt es aus Sicht der Mono-polkommission zu beurteilen, ob ein „regulatorisch be-dingter Wettbewerb“ der Netzbetreiber durch die Anwen-dung der Vorschriften des Energiewirtschaftsgesetzesmöglich ist. Dies umfasst insbesondere die Beurteilungder Funktionsfähigkeit des Netzzugangs.8 Nur im Bereichder überregionalen Gasfernleitungsnetze hat der Gesetz-geber eine Ausnahme von der Netzentgeltregulierung ge-schaffen, wenn von den überregionalen Gasnetzbetrei-bern nachgewiesen werden kann, dass zwischen ihnen einwirksamer tatsächlicher oder potentieller Leitungswettbe-werb existiert. Aufgrund der strukturellen Besonderheitender Energiewirtschaft können die Bedingungen einesfunktionsfähigen Wettbewerbs bestenfalls auf den vor-und nachgelagerten Märkten erfüllt sein.

5. Neben der allgemeinen Feststellung und Prognoseder Wettbewerbsentwicklung beinhaltet der Gutachten-auftrag die Beurteilung der Anwendung der Vorschriftendes Energiewirtschaftsgesetzes bei der Regulierung undWettbewerbsaufsicht. Die Würdigung der Amtspraxis derRegulierungsbehörden beschränkt sich dabei nicht nurauf die amtlichen Entscheidungen, sondern umfasst auchdie sich gegebenenfalls an eventuelle Beschwerdeverfah-ren anschließenden Gerichtsurteile. Hierbei werden ins-besondere solche Fälle aufgegriffen, deren Entscheidungzu Ergebnissen führt, die den Zielsetzungen des Gesetz-gebers zuwiderlaufen. Die Monopolkommission ist sichdabei auch der Bedeutung von erneuerbaren Energien be-wusst und wird sich hierzu aus gegebenen Anlaß äußern.Die Forderung, im Bereich des Energiesektors auch zurEntscheidungspraxis der Regulierungsbehörden Stellungzu nehmen, ist wortgleich mit dem Gutachtenauftrag nachdem Telekommunikationsgesetz. Eine Verpflichtung derMonopolkommission zu prüfen, ob die Vorschriften zurNetzzugangs- und Netzentgeltregulierung weiterhin er-forderlich sind, enthält der Gutachtenauftrag gemäß § 62Abs. 1 EnWG nicht. Gleichwohl liegt es, wie in den obi-gen Ausführungen deutlich gemacht wurde, im Erkennt-nisinteresse der Monopolkommission, etwaigen Hand-lungsbedarf des Gesetzgebers aufzuzeigen.

6. Weiterhin kann die Monopolkommission nach § 62Abs. 1 Satz 1 EnWG zu allen wettbewerbsrelevanten Fra-gen im Bereich der leitungsgebundenen Energieversor-gung Stellung nehmen. Nach Auffassung der Monopol-kommission ist dies auch notwendig, da sich dieWürdigung der Fallpraxis der Bundesnetzagentur und derLandesregulierungsbehörden ausschließlich auf die Re-gulierung der Netzzugangsmodalitäten und der Netzent-gelte erstreckt und somit nur einen Teil des gesamtenwettbewerblichen Spektrums abdeckt. Die übrigen Wirt-schaftsstufen des Elektrizitäts- und Gasmarktes werdenhierdurch nicht erfasst. So unterliegt der Handel mit Elek-

trizitäts- und Gasmengen der allgemeinen Wettbewerbs-aufsicht des Bundeskartellamtes und den entsprechendenLandeskartellbehörden. Da ansonsten wesentliche Teileder Wettbewerbsaufsicht über die Energiemärkte von derBetrachtung ausgeschlossen wären, berücksichtigt dieMonopolkommission weitergehende wettbewerbspoliti-sche Probleme und Fragestellungen in ihrem Gutachtenund nimmt dazu Stellung, inwieweit auf den den Netz-ebenen vor- und nachgelagerten Märkten ein „funktions-fähiger Wettbewerb“ besteht.

7. Zusammengefasst erstreckt sich der Gutachtenauf-trag an die Monopolkommission nach dem Wortlaut des§ 62 Abs. 1 Satz 1 EnWG auf– die Beurteilung der Wettbewerbsentwicklung auf den

Märkten der leitungsgebundenen Versorgung mitElektrizität und Gas insbesondere hinsichtlich derFrage, ob auf diesen Märkten ein funktionsfähigerWettbewerb bzw. auf den Netzebenen ein regulato-risch bedingter Wettbewerb vorliegt,

– die Würdigung der Vorschriften zur Energiewirtschaftund deren Anwendung im Bereich der Regulierungund der Wettbewerbsaufsicht und

– die „freiwillige“ Stellungnahme zu weiteren wettbe-werbspolitischen Fragestellungen der leitungsgebun-denen Energiewirtschaft.

1.2 Jüngere Stellungnahmen zum Energiemarkt

8. Die Monopolkommission betrachtete die Wettbe-werbsentwicklung auf den Märkten der leitungsgebunde-nen Energiewirtschaft bereits im Rahmen vergangenerGutachten.9 Im Vierzehnten Hauptgutachten diskutiertedie Monopolkommission die grundsätzliche Problematikder Regulierung von Netzsektoren. Neben der Netzzu-gangsproblematik im Elektrizitäts- und Gasmarkt hat sieauch die Schwierigkeiten angesprochen, die sich bei derGewährleistung des Netzzugangsanspruchs von Wett-bewerbern auf der Grundlage des „verhandelten“ Netz-zugangs in Verbindung mit der Ex-post-Missbrauchs-aufsicht des Bundeskartellamtes ergeben. DieMonopolkommission kam zu der Auffassung, dass dieDauerhaftigkeit der Problematik und die wirtschaftspoli-tische Bedeutung eines diskriminierungsfreien Netzzu-gangs eine sektorspezifische Ex-ante-Regulierung desNetzzugangs und der Netzentgelte notwendig machen.

8 Vgl. Begründung zu § 62 EnWG, Bundestagsdrucksache 15/3917vom 14. Oktober 2004, S. 70.

9 Vgl. unter anderem Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Baden 2006, Tz. 7 ff.; Monopolkommission, Wettbe-werbspolitik im Schatten „Nationaler Champions“, Hauptgutachten2002/2003, Baden-Baden 2004, Kapitel VI; Monopolkommission,Netzwettbewerb durch Regulierung, Hauptgutachten 2000/2001, Ba-den-Baden 2003, Kapitel VI; Monopolkommission, Zusammen-schlussvorhaben der E.ON AG mit der Gelsenberg AG und der E.ONAG mit der Bergemann GmbH, Sondergutachten 34, Baden-Baden2002; Monopolkommission, Zusammenschlussvorhaben der E.ONAG mit der Gelsenberg AG und der E.ON AG mit der BergemannGmbH. Ergänzendes Sondergutachten, Sondergutachten 35, Baden-Baden 2002. Die Sondergutachten thematisieren die Ministerlaubnisim Zusammenhang mit dem Zusammenschlussvorhaben der E.ONAG mit der Gelsenberg AG und der E.ON AG mit der BergemannGmbH.


Darüber hinaus hat sich die Monopolkommission für eineAnreizregulierung ausgesprochen, durch die die Netzbe-treiber Anreize für eine effiziente Leistungsbereitstellunghaben.

9. Im Fünfzehnten Hauptgutachten hat sich die Mono-polkommission mit der Markt- und Wettbewerbsentwick-lung in der Elektrizitätswirtschaft befasst. Sie kam dabeizu dem Ergebnis, dass der Wettbewerb in der Elektri-zitätswirtschaft aufgrund der marktstrukturellen Fehl-entwicklungen, wie der im Ministererlaubnisverfahrenzugelassenen E.ON/Ruhrgas-Fusion 2002, und der unzu-reichenden Ausgestaltung des sektorspezifischen Regu-lierungsrahmens weitgehend zum Erliegen gekommenist.10 Sowohl die unzureichende Regulierung der Entgeltefür den Netzzugang als auch die Marktmacht der Ver-bundunternehmen auf den Großhandels- und Regelener-giemärkten wirkten besonders wettbewerbshemmend.Demgemäß empfahl die Monopokommission zumwiederholten Male die Einführung einer Ex-ante-Regu-lierung des Netzzugangs, die Verstärkung der Wettbe-werbsaufsicht über die Preisentwicklung auf denGroßhandelsmärkten, die Zusammenlegung der vier (se-paraten) Regelzonen und die Einführung eines unabhän-gigen Systembetreibers.

10. Weiterhin nahm die Monopolkommission in ihremSechzehnten Hauptgutachten Stellung zu der Novellie-rung des Energiewirtschaftsgesetzes und skizzierte dieersten Erfahrungen mit dem ab Mitte 2005 geltendenneuen Energierechtsrahmen. Sie begrüsste hierbei grund-sätzlich die schon im Vierzehnten Hauptgutachten gefor-derte Einführung einer sektorspezifischen Regulierung imBereich der leitungsgebundenen Energiewirtschaft. Zu-gleich beanstandete sie die unklaren und zum Teil wider-sprüchlichen gesetzlichen Maßstäbe sowie die zugehörigenRechtsverordnungen für die Kalkulation der Netzentgeltedes Energiewirtschaftsgesetzes, die eine wirkungsvolleRegulierung erheblich erschweren. Nach Auffassung derMonopolkommission stellte die Ausgestaltung des Netz-zugangs im Gasmarkt einen weiteren erheblichen Mangeldes neuen energiewirtschaftlichen Regulierungsrahmensdar. So sah die Monopolkommission insbesondere dieAusnahme der Ferngasnetze von der Kostenregulierungim Hinblick auf die Funktionsfähigkeit des Durchlei-tungswettbewerbs kritisch. Im Ergebnis kam sie zu derAuffassung, dass sich zwar die regulatorischen Rahmen-bedingungen für den Durchleitungswettbewerb in derElektrizitäts- und Gaswirtschaft mit der Novellierung desEnergiewirtschaftsgesetzes verbessert haben. Funktions-fähige Wettbewerbsprozesse könnten dadurch aber bis-lang nicht garantiert werden.

1.3 Fehlendes Akteneinsichtsrecht der Monopolkommission

11. Gemäß § 62 Abs. 1 Satz 1 EnWG umfasst die Be-richtspflicht der Monopolkommission im Energiebereich

im Wesentlichen die Würdigung der Anwendung der Vor-schriften des Energiewirtschaftsgesetzes über die Regulie-rung und die Wettbewerbsaufsicht. Für eine sachgerechteUmsetzung des Gutachtenauftrags ist die Monopolkom-mission auf die Einsicht in die Verfahrensakten der Bun-desnetzagentur angewiesen. Bislang stehen ihr aber nurdie öffentlich zugänglichen und geschwärzten Versionender Entscheidungen der Regulierungsbehörde zur Verfü-gung. Für eine angemessene Beurteilung der Marktver-hältnisse und eine sich daran anschließende Ableitungvon Handlungsempfehlungen ist die Monopolkommis-sion jedoch auch auf die Möglichkeit zur Einsichtnahmein Akten mit geheimhaltungsbedürftigen Unternehmens-informationen angewiesen. Die darin enthaltenen Be-triebs- und Geschäftsgeheimnisse der Unternehmen ma-chen eine gesetzliche Regelung des Akteneinsichtsrechtsder Monopolkommission bei der Bundesnetzagentur not-wendig.

Die Monopolkommission erachtet es daher als erforder-lich, dass bei einer zukünftigen Novellierung des Ener-giewirtschaftsgesetzes eine Befugnisnorm für die Akten-einsicht dem Gutachtenauftrag beigefügt wird. Eingesetzlich verbrieftes Akteneinsichtsrecht der Monopol-kommission stellt zudem den Umgang der Bundesnetza-gentur mit sensiblen Informationen auf ein objektiv gere-geltes Fundament. Die Regelung kann hierbei analog zuder im novellierten Telekommunikationsgesetz neu ein-gefügten Norm erfolgen.11 Im Telekommunikationsgesetzwurde eine Erweiterung des § 121 Abs. 2 vorgenommen,in dem der Gutachtenauftrag der Monopolkommissiongeregelt ist. Satz 3 des § 121 Abs. 2 TKG könnte hierbeiim Wortlaut als Satz 3 des § 62 Abs. 1 EnWG übernom-men werden:

„Die Monopolkommission kann Einsicht nehmen in diebei der Bundesnetzagentur geführten Akten einschließlichder Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, soweit dies zurordnungsgemäßen Erfüllung ihrer Aufgaben erforderlichist. Für den vertraulichen Umgang mit den Akten gilt § 46Abs. 3 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungenentsprechend.“12

2 Der energiewirtschaftliche Regulierungsrahmen

2.1 Historischer Abriss des Energiewirt-schaftsrechts

12. Am 13. Dezember 1935 wurden erste spezialrechtli-che Regelungen für den Energiesektor eingeführt. Bis zudiesem Zeitpunkt wurde die Energiewirtschaft lediglichdurch allgemeine zivil- und gewerberechtliche Normenreglementiert. Das Energierecht von 1935 war aufgrundnegativer Erfahrungen mit den wirtschaftspolitischen

10 Zur horizontalen und vertikalen Integration im Energiebereich vgl.ausführlich Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003, Ba-den-Baden 2005, Tz. 1139 ff.; Monopolkommission, Sondergutach-ten 34, Baden-Baden 2002, Tz. 101 ff.

11 Zu der Forderung nach einem gesetzlich geregelten Akteinsichtsrechtder Monopolkommission im Telekommunikationssektor vgl. Mono-polkommission, Sondergutachten 43, Baden-Baden 2005, Tz. 84 f.und im Eisenbahnwesen vgl. Monopolkommission, Sondergutach-ten 48, Baden-Baden 2007, Tz. 245.

12 Gesetz zur Änderung telekommunikationsrechtlicher Vorschriftenvom 18. Februar 2007, BGBl. I S. 114.


Entwicklungen am Ende der Weimarer Republik von ei-ner ablehnenden Haltung gegenüber dem freien Wettbe-werbsgedanken geprägt. In der Präambel des Gesetzeswurde betont, dass der Energiesektor, als zentralerBestandteil der volkswirtschaftlichen Grundversorgung,vor „volkswirtschaftlich schädlichen Auswirkungen desWettbewerbs“ zu schützen sei. Die hierdurch erlangteSonderstellung setzte sich auch in dem 1957 eingeführtenGesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) fort.Der Energiesektor wurde von den zentralen Vorschriftendes allgemeinen Wettbewerbsrechts, insbesondere demKartellverbot sowie der allgemeinen Missbrauchsauf-sicht, befreit und mit speziellen Privilegien ausgestattet(§§ 103, 103a GWB a.F.).

13. So war es den Energieversorgungsunternehmen er-laubt, sog. Demarkationsverträge abzuschließen. Dieseermöglichten es den Energieversorgern, ihre Absatzge-biete aufzuteilen und potentielle Wettbewerber fernzuhal-ten. Das hatte zur Folge, dass der deutsche Energiemarktbis in die 1990er Jahre durch zahlreiche Gebietsmonopolegekennzeichnet war, die von öffentlichen, gemeinschaftli-chen und privaten Energieversorgungsunternehmen be-wirtschaftet wurden. Typischerweise handelte es sich beidiesen Ebergieversorgungsunternehmen um vertikal inte-grierte Unternehmen, die zum einen das jeweilige Gut(Elektrizität und Gas) anboten und zum anderen das hier-mit in Verbindung stehende Leitungsnetz betrieben. Umdie Nachfrager vor Missbrauch zu schützen, unterstandendie Gebietsmonopolisten einer staatlichen Fach- undPreisaufsicht sowie einer speziellen Missbrauchsaufsichtdurch die Kartellbehörden. Darüber hinaus ist es denNetzbetreibern auch heute noch möglich, mit den Ge-bietskörperschaften als Inhaber der Wegehoheit langfris-tige Verträge abzuschließen (seit Beginn der 1980er Jahremaximal 20 Jahre), die ihnen ein exklusives Recht zurVerlegung von Leitungen in ihrem Gebiet einräumen(sog. Konzessionsverträge).13 Die Städte und Gemeindenerhalten für die Dauer der Verträge von den Unternehmeneine Konzessionsabgabe. Nach Auslaufen dieser Verträgekann sich die jeweilige Gebietskörperschaft entscheiden,die Energieversorgung selbst zu übernehmen, mit dembisherigen Energieversorgungsunternehmen einen weite-ren Konzessionsvertrag abzuschließen oder ein anderesVersorgungsunternehmen zu beauftragen.

14. In vielen westlichen Industrieländern kam es auf-grund neuer ökonomischer Erkenntnisse in den 1980erund 1990er Jahren zu einem Umdenken in der wirt-schaftspolitischen Praxis. Staatlich geschützte bzw. be-triebene (Gebiets-)Monopole wurden dahingehend unter-sucht, ob und inwieweit (Teil-)Märkte existieren, dieprinzipiell die strukturellen Voraussetzungen für einewettbewerbliche Reorganisation aufweisen und schritt-weise in den Wettbewerb entlassen werden können.14 Zunennen sind insbesondere die Netzindustrien Telekom-munikation, Post, Eisenbahnwesen, Elektrizität und Gas.

Bei den genannten Sektoren wurde die Netzebene, derenKostenstruktur in der Regel durch Subadditivität und be-deutende versunkene Kosten gekennzeichnet ist, auchweiterhin als resistentes natürliches Monopol angesehen.Im Bereich der Telekommunikation änderte sich die Be-trachtungsweise der Netzebene, da aufgrund des rasantentechnischen Fortschritts ein Infrastrukturwettbewerbmöglich geworden war. Bei der leitungsgebundenen En-ergieversorgung wird hingegen im Bereich der Netzebene– sowohl im Übertragungs- als auch im Verteilnetzbe-reich – auch in absehbarer Zukunft kein Infrastruktur-wettbewerb zu erwarten sein.15 Auf Märkten, die der je-weiligen Netzebene vor- oder nachgelagert sind, setztezunehmend die Überzeugung ein, dass die marktstruktu-rellen Voraussetzungen für Wettbewerb gegeben seien,sofern die hier agierenden Wettbewerber vor Ausbeutungbzw. Diskriminierung durch den jeweiligen Netzbetreibergeschützt werden könnten. Vor diesem Hintergrund kames in den westlichen Industrieländern verstärkt zu Libera-lisierungsbemühungen im Bereich der Netzindustrien.

15. Bei der leitungsgebundenen Energieversorgung hat-ten die Liberalisierungsbemühungen der EuropäischenUnion maßgeblichen Einfluss auf die folgenden nationa-len Reformen des Energierechts. Bereits im Jahr 1985setzte sich die EU-Kommission das Ziel, auch einen euro-päischen Binnenmarkt für die leitungsgebundene Ener-gieversorgung zu verwirklichen.16 Ziel war es, durch eineIntensivierung des Wettbewerbs das Energiepreisniveaudauerhaft abzusenken und somit einen bedeutendenStandortvorteil zu erlangen. Zu Beginn des Jahres 1992wurde von der EU-Kommission ein erster Richtlinienvor-schlag zur Schaffung eines wettbewerblich orientiertenBinnenmarktes für Elektrizität veröffentlicht. Hierinschlug die Kommission einen diskriminierungsfreien Zu-gang aller Erzeuger zu den jeweiligen Netzen vor, diedurch eine eigentumsrechtliche Entflechtung vertikal in-tegrierter Unternehmen erreicht werden sollte. Nachdemdiese weitreichende Maßnahme in einigen Mitgliedstaa-ten der Europäischen Union auf erheblichen Widerstandstieß, konnte man sich nach einer über vier Jahre andau-ernden Beratung mit der Verabschiedung der ersten EU-Binnenmarktrichtlinie Elektrizität17 auf einen Kompro-miss einigen. Diese Richtlinie trat am 19. Februar 1997 inKraft. Die Binnenmarktrichtlinie Gas18 wurde im Juni1998 beschlossen und trat am 10. August 1998 in Kraft.Für beide Richtlinien galt die Auflage, diese innerhalbvon zwei Jahren in das nationale Recht der Mitgliedstaa-ten umzusetzen. Die wesentlichen Inhalte dieser Richtli-nien waren:

13 Vgl. § 46 Abs. 2 Satz 1 EnWG.14 Vgl. auch Deregulierungskommission, Marktöffnung und Wettbe-

werb, Stuttgart 1991, Tz. 276 ff.

15 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Ba-den 2006, Tz. 14.

16 Vgl. Weißbuch der Europäischen Kommission zur Vollendung desBinnenmarktes, KOM(85) 310 vom 14. Juni 1985.

17 Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates be-treffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarktvom 19. Dezember 1996, ABl. EG Nr. L 27 vom 30. Januar 1997,S. 20.

18 Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und des Ratesvom 22. Juni 1998 betreffend gemeinsame Vorschriften für denErdgasbinnenmarkt6, ABl. EG Nr. L 204 vom 21. Juli 1998, S. 1.


– stufenweise Öffnung der Märkte für Elektrizitäts- undGasversorgung,

– diskriminierungsfreier Zugang zu den Netzen, alterna-tiv durch das System des verhandelten oder geregeltenNetzzugangs sowie das Alleinabnehmersystem,

– Regelungen der Verpflichtungen von Übertragungs-und Verteilnetzbetreibern,

– Entflechtungsregelungen für vertikal integrierte Un-ternehmen, wobei eine eigentumsrechtliche Entflech-tung keine notwendige Bedingung war.

16. Die europäischen Richtlinien hatten zur Folge, dassdas deutsche Energiewirtschaftsrecht nach einem mehrals sechzigjährigen Fortbestehen umfangreich novelliertwurde. Am 29. April 1998 trat die erste Energierechts-novelle in Kraft. Gleichzeitig wurden die gesetzlichenSonderregelungen für die Energiewirtschaft im allgemei-nen Wettbewerbsrecht abgeschafft. Das Gesetz über dieElektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsge-setz – EnWG) löste das Energiewirtschaftsgesetz aus demJahr 1935 ab. Hierbei stand primär die Umsetzung derBinnenmarktrichtlinie Elektrizität in nationales Recht imVordergrund. Mit dem Energiewirtschaftsrecht wurde einweitestgehend wettbewerblicher Ordnungsrahmen fürEnergie geschaffen, der folgende wesentliche Bestim-mungen enthielt:

– vollständige Öffnung des Elektrizitätsmarktes für denWettbewerb,

– Verminderung des Umfangs staatlicher Regulierung,

– diskriminierungsfreier Zugang zum Netz anderer Ver-sorgungsunternehmen,

– getrennte Rechnungslegung und Organisation bei ver-tikal integrierten Unternehmen für den Bereich Erzeu-gung, Verteilung und Vertrieb,

– Vorrangstellung von Elektrizität aus Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und erneuerbaren Energien.

17. Die Bundesrepublik Deutschland hatte sich bei derUmsetzung der europäischen Binnenmarktrichtlinie füreinen verhandelten Netzzugang entschieden und somitexplizit auf eine Ex-ante-Regulierung des Netzzugangsdurch eine sektorspezifische Regulierungsbehörde ver-zichtet. Aufgrund der Vielzahl von Marktakteuren imElektrizitäts- und Gasbereich erhoffte sich der Gesetzge-ber, dass durch unternehmerische Verhandlungslösungendie Vorraussetzungen für einen Wettbewerb auf demEnergiemarkt zu schaffen seien. Im Energiewirtschaftsge-setz selbst waren keine Regelungen für die Ausgestaltungder Netzzugangsmodalitäten und -entgelte vorgesehen.19

18. Durch eine mehrfache Modifizierung der Verbände-vereinbarung Strom – zuletzt Strom II plus – gelang eshier weitestgehend, die explizit diskriminierenden Rege-lungen beim Netzzugang abzubauen. Jedoch konnten diehohen Netzentgelte nicht gesenkt werden. Diese stellten

insbesondere für Newcomer auf der Erzeugerstufe ohneeigenes Netz sowie unabhängige Händler eine bedeu-tende Marktzutrittschranke dar. Die Verhandlungen zumNetzzugang im Gasbereich blieben über weite Streckenerfolglos. Die Reform der Verbändevereinbarung Gas IIscheiterte schließlich an den unüberbrückbaren Differen-zen der Verhandlungsteilnehmer bei der Gestaltung desNetzzugangs. So konnte unter anderem keine Einigungdarüber erzielt werden, ob beim Gasnetzzugang einWechsel von der Punkt-zu-Punkt-Durchleitung, die ent-fernungsabhängige Netzentgelte vorsah und daher für denWettbewerb ungeeignet war, auf ein transaktionsunab-hängiges Entry-Exit-Modell anzustreben sei. Innerhalbdes Zeitraums, in dem die Verbändevereinbarungen ihreWirkungen entfalteten, kam der kartellrechtlichen Miss-brauchsaufsicht über marktbeherrschende Unternehmeneine zentrale Rolle zu. Die Netzzugangsentgelte wurden– sofern ein begründeter Anfangsverdacht vorlag – expost auf Preishöhenmissbrauch bzw. Diskriminierung vonWettbewerbern auf vor- oder nachgelagerten Wirtschafts-stufen überprüft.

19. Nach einer anfänglichen Wettbewerbsbelebungzeigte sich jedoch, dass die traditionelle Missbrauchsauf-sicht in Verbindung mit einem verhandelten Netzzugangden Problemen einer netzbasierten Industrie nicht gerechtwerden konnte. Die Anwendung des Vergleichsmarktkon-zeptes im Rahmen der Missbrauchsaufsicht wurde da-durch erschwert, dass keine wettbewerblichen Vergleichs-märkte bei Elektrizitäts- und Gasnetzen existierten. Zwarwar es den Kartellbehörden möglich, den Preis eines Mo-nopolisten auf einem Markt mit ähnlichen (gebiets-)struk-turellen Voraussetzungen zum Vergleich heranzuziehen,jedoch ließ sich hierdurch ein Preishöhenmissbrauchnicht nachweisen, da der Vergleichsmaßstab selbst aus ei-nem monopolistischen Markt stammte. Das Problem lagdarin, dass die Preise branchenweit ein überhöhtes Ni-veau hatten, was sich aber nicht nachweisen ließ. Deshalbbedienten sich die Kartellbehörden bei der Anwendungder Missbrauchsaufsicht nicht selten ergänzender bzw.ausschließlicher Kostenkontrollen. Diese erforderten ei-nen Einblick in die Kostensituation der jeweiligen Unter-nehmen. Im Rahmen der Kontrolle war zunächst festzule-gen, welche Kosten zu prüfen sind. Neben der Lösung desDefinitionsproblems hatte die zuständige Behörde eineAbgrenzung der Kosten vorzunehmen. Insbesondere imBereich der Netze fallen hohe Fix- und Gemeinkosten an,die dem Netzbetrieb bzw. den Netzdienstleistungen zuge-rechnet werden müssen. Für die Zurechnung von Ge-meinkosten kann es schon theoretisch keine eindeutigenund allgemein gültigen Regeln geben. Abhängig von di-vergierenden Wertungen wurden verschiedene Zurech-nungsverfahren entwickelt, die unterschiedliche Pro-bleme bei der Effizienzwirkung, der Praktikabilität undden Informationsanforderungen der zuständigen Kartell-behörde aufwiesen. Die Frage der geeigneten Kostenkri-terien und ihrer Abgrenzung ist so komplex, dass eineBehörde mit der personellen Ausstattung des Bundeskar-tellamtes sie nicht befriedigend lösen konnte. Die Mono-polkommission hatte sich daher bereits frühzeitig für eine



sektorspezifische Regulierung durch eine entsprechendeBehörde ausgesprochen.

20. Neben den skizzierten Schwierigkeiten bestand einweiteres grundsätzliches Problem darin, dass eine Miss-brauchsaufsicht, die aus Gründen der Praktikabilität wei-testgehend an den tatsächlichen Kosten der Unternehmenansetzt, schwache Anreize für eine effiziente Leistungser-bringung gibt. Sie vermittelt sogar Anreize zum Kosten-machen. Darüber hinaus berücksichtigt eine statischeKostenkontrolle nur die Angebotsseite auf dem jeweili-gen Markt. Die Monopolkommission hat die Probleme,die sich bei einer Ex-post-Missbrauchsaufsicht im Be-reich des Netzzugangs ergeben, in ihrem letzten Haupt-gutachten diskutiert.20 Die fehlende Eignung der Miss-brauchsaufsicht trug schließlich maßgeblich dazu bei,dass sich der Wettbewerb auf den der Netzebene vor- undnachgelagerten Märkten nicht in gewünschten Umfangeinstellen konnte.21 Auch die erste Novelle des Energie-wirtschaftsgesetzes von 1998, die am 24. Mai 2003 inKraft trat, trug nicht zu einer weiteren Belebung desWettbewerbs bei. Inhaltlich beeinflusst wurde die Novellevon der Binnenmarktrichtlinie Gas vom August 1998.

21. Nachdem sich der Wettbewerb auf dem europäi-schen Energiemarkt insgesamt nicht in dem erhofftenUmfang eingestellt hatte, verabschiedete die Gemein-schaft am 26. Juni 2003 Beschleunigungsrichtlinien fürElektrizität und Gas22. Zusätzlich wurden Verordnungenüber die Netzzugangsbedingungen für den grenzüber-schreitenden Elektrizitätshandel beschlossen. Die Mit-gliedstaaten waren gefordert, die Richtlinien durch eineModifizierung ihrer Energiegesetze bis zum 1. Juni 2004in nationales Recht umzusetzen, um so die Öffnung derMärkte und die Belebung des Wettbewerbs zu forcieren.Insbesondere für den deutschen Gesetzgeber hatte dies ei-nen grundlegenden Paradigmenwechsel zur Folge, da dieRichtlinien einen Übertritt vom verhandelten Netzzugangzum regulierten („geregelten“) Netzzugang vorsahen. AlsResultat dieser Vorgabe wurde das Energiewirtschaftsge-setz grundlegend reformiert. Während das Energiewirt-schaftsgesetz von 1998 lediglich 19 Paragraphen um-fasste, ist das Energiewirtschaftsgesetz von 2005 auf118 Paragraphen angewachsen und spiegelt damit die zu-nehmende Komplexität der Regulierungsvorschriften wi-der. Im Zentrum der neuen Regelungen steht die Ex-ante-Regulierung der Netzentgelte. Weitere Kernpunkte derNovelle betreffen die Vorgaben zur Entflechtung vonNetzbetrieb und Handel, zum Netzbetrieb selbst und zu

den übrigen elektrizitäts- und gaswirtschaftlichen Aktivi-täten.23 Am 13. Juli 2005 trat das Zweite Gesetz zur Neu-regelung des Energiewirtschaftsrechts in Kraft.

2.2 Der Zielkatalog des Energiewirt-schaftsgesetzes

22. Der Gesetzgeber formuliert in § 1 Abs. 1 EnWG dieallgemeinen, als unverzichtbar und gleichrangig erachte-ten Zwecke des Energiewirtschaftsrechts, die dem Inte-resse der Allgemeinheit dienen sollen. Der Zielkatalogwurde im Rahmen der grundlegenden Neuerungen desEnWG im Jahr 2005 von drei auf fünf Ziele erweitert undlautet wie folgt: „Zweck des Gesetzes ist eine möglichstsichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effizienteund umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgungder Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas.“ Ziel der inden Teilen 2 und 3 des EnWG enthaltenen Regulierungs-und Entflechtungsvorschriften ist gemäß § 1 Satz 2EnWG die „Sicherstellung eines wirksamen und unver-fälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizitätund Gas und die Sicherstellung eines langfristig angeleg-ten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von En-ergieversorgungsnetzen.“ Darüber hinaus soll durch dieGesetzesnovellierung die Umsetzung und Durchführungdes europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebietder leitungsgebunden Energieversorgung erfolgen (§ 1Satz 3 EnWG). Nachfolgend werden die oben genanntenZiele des § 1 Abs. 1 EnWG im Einzelnen erläutert.

2.2.1 Sichere Energieversorgung

23. Das Ziel „sichere Energieversorgung“ war bereitsBestandteil des Zielkatalogs des Energiewirtschaftsgeset-zes von 1935. In der Begründung zur ersten Reform desEnergiewirtschaftsgesetzes im Jahr 1998 macht der Ge-setzgeber deutlich, dass er Sicherheit in zweifacher Hin-sicht versteht: „Sicherheit bedeutet zunächst eine men-genmäßig ausreichende Versorgung der Abnehmer. Esmuß soviel Elektrizität und Gas bereitgestellt werden, daßauch der Spitzenbedarf jederzeit gedeckt werden kann.Sicherheit umfaßt aber auch die technische Sicherheit derErzeugungs-, Transport- und Verteilungsanlagen und be-deutet insofern Ungefährlichkeit dieser Anlagen für Men-schen und Sachen.“ Der Gesetzgeber hat das Ziel „techni-sche Sicherheit von Energieanlagen“ in § 49 EnWG undin Rechtsverordnungen konkretisiert, die bereits zu frühe-rem Recht ergangen sind. Hierbei wird jedoch in Anleh-nung an die allgemein anerkannten Regeln der Techniknur ein Mindestniveau eingefordert. Neben den Bestim-mungen des Energiewirtschaftsgesetzes können auch an-dere Vorschriften des technischen Sicherheitsrechts Ein-fluss auf die Sicherheit haben (z. B. das Geräte- undProduktsicherheitsgesetz). Regelungen, die die Versor-gungssicherheit der Verbraucher gewährleisten sollen,finden sich insbesondere in den §§ 50 bis 53 EnWG.

20 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Ba-den 2006, Tz. 14 ff.

21 Vgl. ebenda, Tz. 21.22 Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates

vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizi-tätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG, ABl.EU Nr. L 176 vom 15. Juli 2003, S. 37 sowie Richtlinie 2003/55/EGdes Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 übergemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhe-bung der Richtlinie 98/30/EG, ABl. EU Nr. 176 vom 15. Juli 2003,S. 57.

23 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Ba-den 2006, Tz. 25 ff.


2.2.2 Preisgünstige Energieversorgung

24. Auch das Ziel „preisgünstige Energieversorgung“fand bereits im Energiewirtschaftsgesetz von 1935 seinenNiederschlag. In der Begründung zur ersten Reform desEnergiewirtschaftsgesetzes im Jahre 1998 sieht der Ge-setzgeber das Ziel Preisgünstigkeit bei einer „Versorgungmit Elektrizität und Gas zu Wettbewerbspreisen, ersatz-weise zu möglichst geringen Kosten“ als erfüllt an. „Diessetzt voraus, daß die Versorgung rationell, effizient undkostensparend durchgeführt wird. Ziel sind möglichstgünstige Strom- und Gaspreise, durch die der Wirt-schaftsstandort Deutschland und damit die Leistungsfä-higkeit der Volkswirtschaft insgesamt gestärkt wird.“ DieMonopolkommission begrüßt generell die Orientierungan Wettbewerbspreisen, da ein funktionsfähiger Wettbe-werb auf einem Markt impliziert, dass zu minimalenvolkswirtschaftlichen Kosten produziert wird. Insofernsollten „möglichst geringe Kosten“ als eigenständigesZiel nur dann angestrebt werden, wenn der Wettbewerbauf dem jeweiligen Markt dauerhaft marktstrukturell un-terdrückt ist. Dies ist im Bereich der Energieübertra-gungs- und -verteilnetze der Fall.

25. Die Netzebene ist als natürliches Monopol einerEx-ante-Regulierung von Netzentgelten und sonstigenNetzzugangsmodalitäten unterworfen, wodurch dieNetzentgelte und Netzzugangsmodalitäten nicht im Wett-bewerb gebildet werden und somit keine Wettbewerbs-konditionen darstellen können. Die Genehmigung derNetzentgelte findet aktuell auf Basis einer Kostenkon-trolle statt, deren Vorgehen in § 21 Abs. 2 EnWG geregeltist. Hier heißt es: „Die Entgelte werden auf der Grundlageder Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizi-enten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers ent-sprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizenfür eine effiziente Leistungserbringung und einer ange-messenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepasstenVerzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet, soweit ineiner Rechtsverordnung nach § 24 EnWG nicht eine Ab-weichung von der kostenorientierten Entgeltbildung be-stimmt ist. Soweit die Entgelte kostenorientiert gebildetwerden, dürfen Kosten und Kostenbestandteile, die sichihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellen wür-den, nicht berücksichtigt werden.“ Der Gesetzgeber strebtdurch diese Formulierung das Ziel „möglichst geringeKosten“ an. Darüber hinaus ist er zusätzlich bestrebt, Ef-fizienz- und Wettbewerbsaspekte aufzugreifen. DiesesVorhaben kann im Rahmen einer Ist-Kosten-basiertenEntgeltregulierung nur schwer gelingen. Eine größereChance, Effizienz- und Wettbewerbsaspekten in zuneh-mendem Maße gerecht zu werden, stellt die Anreizregu-lierung dar, welche die Kostenregulierung ab 1. Januar2009 ablösen wird.

26. Das allgemeine Ziel „Preisgünstigkeit der Energie-versorgung“ lässt sich nicht alleine durch die erfolgreicheAnwendung des Regulierungsinstrumentariums errei-chen. Im Elektrizitätssektor beträgt der Anteil derNetzentgelte am durchschnittlichen Preis eines Drei-Per-sonen-Haushaltes pro Kilowattstunde etwa 35 Prozent.Neben den staatlichen Steuern und Abgaben wird der

Endkundenpreis maßgeblich von der Funktionsfähigkeitdes Wettbewerbes auf den der Netzebene vor- und nach-gelagerten Märkten beeinflusst. Die Regelungen desEnergiewirtschaftsgesetzes wirken sich zwar auch aufdiese Märkte aus. So haben die Netzanschluss- und Netz-zugangsmodalitäten zu den Energieversorgungsnetzen,die in den Abschnitten 3 und 4 des Energiewirtschaftsge-setzes geregelt werden, Auswirkungen auf den Marktein-tritt potentieller Wettbewerber. Darüber hinaus werdenauch die Wettbewerbsbedingungen der aktuellen Wettbe-werber von diesen Modalitäten beeinflusst. Jedoch gibt esneben den Regelungen im Energiewirtschaftgesetz wei-tere bedeutende Einflussfaktoren auf die wettbewerblicheAusgangssituation der Märkte, die der Netzebene vor-und nachgelagert sind. Zu nennen sind insbesondere derallgemeine wettbewerbliche Ordnungsrahmen (GWB),das Ausmaß der Anbieterkonzentration und die Bedeu-tung der Marktzutrittschranken auf den jeweiligen Märk-ten.

27. Obwohl sich Märkte, die der Netzebene vor- bzw.nachgelagert sind, nicht durch die Tendenzen zu einemnatürlichen Monopol auszeichnen, hat sich der Wettbe-werb hier noch nicht in vollem Umfang entfaltet. Insbe-sondere die Erzeugerebenen sind, sowohl auf dem Elek-trizitäts- als auch auf dem Gasmarkt, durch eine hoheAnbieterkonzentration gekennzeichnet. Bei der derzeiti-gen vermachteten Marktstruktur, die gleichzeitig durchhohe Marktzutrittschranken verfestigt ist, werden Kosten-ersparnisse der Versorgungsunternehmen nicht bzw. nichtin vollem Umfang an die Verbraucher weitergegeben.

28. Auch im Bereich der Versorgung der Letztverbrau-cher mit Elektrizität sah der Gesetzgeber noch bis Juli2007 regulatorischen Handlungsbedarf. Die Preise für Ta-rifkunden wurden von den zuständigen Landesaufsichts-behörden nur genehmigt, wenn das jeweilige Versor-gungsunternehmen gemäß § 12 Abs. 2 BTOElt24

nachweisen konnte, „daß entsprechende Preise in Anbe-tracht der gesamten Kosten- und Erlöslage bei elektrizi-tätswirtschaftlich rationeller Betriebsführung erforder-lich sind.“ Tatsächlich wurde aufgrund der begrenztenPersonalausstattung in den Landeskartellbehörden nichtsachgerecht überprüft, inwieweit die beantragten Kostenden Kosten einer rationellen Betriebsführung entspre-chen.25 Vielmehr kam es zu einem Vergleich einzelnerauffälliger Kostenpositionen mit länderspezifischenDurchschnittswerten für die jeweilige Kostenposition.Dabei wurden nur größere Kostenabweichungen ange-mahnt und die damit in Verbindung stehenden Entgeltan-träge entsprechend gekürzt. Diese kostenzuschlagsorien-tierte Preisbildung auf Basis vergangenheitsbezogenerIst-Kosten der Versorgungsunternehmen verfehlte dasZiel einer wettbewerblichen Preisbildung und konnte sichlediglich an dem Ziel „möglichst geringe Kosten“ orien-tieren, was zu dem nachfolgend skizzierten Problemführte. Seit Mitte des Jahres 1999 war es den Tarifkunden

24 Bundestarifordnung Elektrizität vom 18. Dezember 1989, BGBl. IS. 2255.



in vielen Regionen möglich, zwischen unterschiedlichenAngeboten zu wählen: den allgemeinen, genehmigungs-pflichtigen Tarifen des ortsansässigen Energieversor-gungsunternehmens, den Sondertarifen des ortsansässi-gen Energieversorgungsunternehmens und den nichtgenehmigten Tarifen alternativer Energieanbieter. Dienicht genehmigten Tarife der Newcomer lagen dabei häu-fig bis zu 20 Prozent unter den genehmigten Tarifen. Dieszeigt, dass eine ausschließliche Orientierung an den Kos-ten zu vergleichsweise höheren Preisen führt und somitdem Ziel der Preisgünstigkeit nicht in vollem Umfang ge-recht wird.

29. Den Folgen der vermachteten Marktstrukturen aufden Märkten, die der Netzebene vor- oder nachgelagertsind, versucht der Gesetzgeber mit einem eigens dafür ge-schaffenen Energieparagraphen in der Missbrauchsauf-sicht (§ 29 GWB) im Rahmen der jüngsten GWB-Novellezu begegnen.26 Durch § 29 Satz 1 Nr. 1 GWB rücken Ver-gleiche der Preise einzelner Energieversorgungsunterneh-men stärker in den Vordergrund. Diese Vergleichspreisezumeist marktbeherrschender Unternehmen stellen keineWettbewerbspreise dar. Sie liegen in der Regel über demWettbewerbspreisniveau, wodurch das Ziel, „Wettbe-werbspreise zu erreichen“, verfehlt wird. Zusätzlich ist esden Kartellbehörden mit dem neuen Energieparagraphenmöglich, einen missbräuchlich überhöhten Preis auf Basiseiner unangemessenen Überschreitung der Kosten (Ge-winnbegrenzungskonzept) nachzuweisen. Bei Anwen-dung des Gewinnbegrenzungskonzeptes lässt sich wie-derum lediglich das Ersatzziel „möglichst geringeKosten“ fokussieren.

2.2.3 Verbraucherfreundliche Energie-versorgung

30. Erstmalig in den Zielkatalog des Energiewirtschafts-gesetzes von 2005 aufgenommen wurde das Ziel „ver-braucherfreundliche Energieversorgung“. Mit der Auf-nahme dieses Zieles in den Zielkatalog setzt derGesetzgeber ebenfalls europäisches Gemeinschaftsrechtin nationales Recht um. Die Mitgliedstaaten werden inArtikel 3 Abs. 5 der Richtlinie 2003/54/EG und Artikel 3Abs. 3 2003/55/EG dazu verpflichtet, ein hohes Verbrau-cherschutzniveau zu gewährleisten. Hierbei sind dreiPunkte besonders hervorgehoben:

– Transparenz der allgemeinen Vertragsbedingungen,

– allgemeine Informationen,

– Streitbeilegungsverfahren.

Darüber hinaus werden in Artikel 3 Abs. 5 der Richtlinie2003/54/EG und Artikel 3 Abs. 3 der Richtlinie 2003/55/EG geeignete Maßnahmen zum Schutz von Endkunden,Verbrauchern, zugelassenen Kunden und insbesondereHaushaltskunden aufgeführt, die

– den angemessenen Schutz einschließlich Maßnahmenzur Vermeidung des Versorgungsausschlusses,

– den Schutz von Endkunden in abgelegenen Gebieten,

– die Wechselmöglichkeiten zugelassener Kunden27 zuneuen Lieferanten und

– die Sicherstellung der Vorgaben des Anhangs A zuden Richtlinien (beinhaltet allgemeine Vertragsinfor-mationen)

umfassen. Diese Einzelmaßnahmen des europäischenMaßnahmenkatalogs fasst der Gesetzgeber mit dem Ziel„Verbraucherfreundlichkeit“ zusammen. Zur Erfüllungder europäischen Vorgaben tragen die Regelungen in Teil 4(„Energielieferung an Letztverbraucher“, §§ 36 bis 42)des Energiewirtschaftsgesetzes bei. So verpflichtet § 42EnWG („Stromkennzeichnung, Transparenz der Strom-rechnung“) die Elektrizitätsversorgungsunternehmen,Letztverbrauchern präzise Informationen über die einge-setzten Primärenergieträger zu geben. Darüber hinauswerden die Unternehmen durch § 42 Abs. 6 EnWG zusätz-lich dazu verpflichtet, die Entgelte für den Netzzugang ge-sondert auszuweisen. Die hierdurch hervorgerufene Erhö-hung des Informationsstandes der Verbraucher kanndiesen die Wahl des Elektrizitätsversorgungsunterneh-mens erleichtern.

2.2.4 Effiziente Energieversorgung31. Eine weitere Neuaufnahme in den Zielkatalog stelltdas Ziel der „effizienten Energieversorgung“ dar. DasEffizienzziel war nicht Bestandteil des Regierungsent-wurfes. Es wurde erst auf Antrag des Wirtschaftsaus-schusses in den Zielkatalog aufgenommen und wie folgtbegründet: „Darüber hinaus soll durch die weitere Ergän-zung klargestellt werden, dass die Effizienz der Energie-versorgung, insbesondere auch die Kosteneffizienz derEnergieversorgungsnetze, ebenfalls Zweck des Energie-wirtschaftsgesetzes ist, das zur Erreichung dieses Zwecksum eine Reihe von Regelungen zur Effizienz der leitungs-gebundenen Energieversorgung ergänzt worden ist.“28 Inder Begründung wird zu der erstmalig aufgenommenenDefinition des § 3 Ziff. 15a EnWG (Energieeffizienzmaß-nahmen) und zu § 14 Abs. 2 EnWG Bezug genommen.Energieeffizienzmaßnahmen werden in § 3 Ziff. 15aEnWG definiert als „Maßnahmen zur Verbesserung desVerhältnisses zwischen Energieaufwand und damit erziel-tem Ergebnis im Bereich von Energieumwandlung, Ener-gietransport und Energienutzung“. Gemäß § 14 Abs. 2Satz 1 EnWG haben die Betreiber von Elektrizitäts-verteilnetzen bei ihrer Planung die Möglichkeiten vonEnergieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmensowie von dezentralen Erzeugungsanlagen zu berücksich-tigen. Das Ziel Energieeffizienz wird darüber hinaus auchin § 53 EnWG berücksichtigt, der die Ausschreibungenneuer Energieerzeugungskapazitäten für den Elektrizi-

26 Vgl. Monopolkommission, Preiskontrollen in Energiewirtschaft undHandel?, Sondergutachten 47, Baden-Baden 2007, Tz. 1 ff.

27 Zugelassene Kunden sind Kunden, denen es gemäß Artikel 21 Abs. 1der Richtlinie 2003/54/EG freisteht, Elektrizität von den Lieferantenihrer Wahl zu kaufen. Seit dem 1. Juli 2007 sind dies alle Kunden.

28 Vgl. Bundestagsdrucksache 15/5268 vom 13. April 2005, S. 116.


tätsbereich regelt. Mit der Aufnahme des Effizienzzieleskommt der Gesetzgeber auch hier den europäischen Vor-gaben nach, die in Artikel 3 Abs. 2 der Richtlinien 2003/54/EG und 2003/55/EG geäußert werden. Neben der Kos-teneffizienz wird insbesondere die Effizienz beim Einsatzder Primärenergieträger verstanden.

2.2.5 Umweltverträgliche Energieversorgung

32. Das Ziel „Umweltverträglichkeit“ wurde bereits imZielkatalog des Energiewirtschaftsgesetzes von 1998 auf-genommen. Gemäß § 3 Ziff. 33 des aktuellen Energie-wirtschaftsgesetzes von 2005 ist Umweltverträglichkeiterfüllt, wenn „die Energieversorgung den Erfordernisseneines nachhaltigen, insbesondere rationellen und sparsa-men Umgangs mit Energie genügt, eine schonende unddauerhafte Nutzung von Ressourcen gewährleistet ist unddie Umwelt möglichst wenig belastet wird, der Nutzungvon Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbaren Energienkommt dabei besondere Bedeutung zu“.

33. Umweltverträglichkeit sieht der Gesetzgeber somitnicht als generelles Verbot, die Umwelt als Aufnahme-medium für Emissionen, die bei der Energieproduktionals Kuppelprodukt anfallen, zu nutzen. Er ist sich be-wusst, dass die Produktion von Gütern und teilweise auchdie Dienstleistungserbringung zu einer Minderung derUmweltqualität führt und so der Status quo nicht konstantgehalten werden kann. Vor diesem Hintergrund wird derUmweltschutz nicht als Jedermann-Abwehrrecht ausge-staltet, sondern muss „als ein ständig sich erneuernderProzess verstanden werden, bei dem das Ziel nur langfris-tig, schrittweise und niemals vollständig erreicht werdenkann.“29

34. Das Umweltziel steht im Einklang mit dem Schutzder natürlichen Lebensgrundlagen des Menschen, der in§ 20a des Grundgesetzes (GG) verankert ist. Fernerwurde mit der Aufnahme des Umweltschutzzieles in denZielkatalog des Energiewirtschaftsgesetzes das europäi-sche Gemeinschaftsrecht auf dem Gebiet der leitungsge-bundenen Energieerzeugung in nationales Recht umge-setzt.30

35. Dem Ziel der „Umweltverträglichkeit“ dienen imEnergiewirtschaftsgesetz die Regelungen zur Stromkenn-zeichnungspflicht. Die Elektrizitätsunternehmen werdenin § 42 Abs. 1 EnWG verpflichtet, „in oder als Anlage zuihren Rechnungen an Letztverbraucher und in an diesegerichtetem Werbematerial für den Verkauf von Elektrizi-tät“ den Anteil der einzelnen Energieträger an demGesamtenergiemix und Informationen über die Umwelt-auswirkungen „zumindest in Bezug auf Kohlendioxid-emissionen (CO2-Emissionen)“ anzugeben. Mit dieserVerpflichtung wird das homogene Gut „elektrische Ener-gie“ heterogenisiert, wodurch dem Umweltbewusstseinder Letztverbraucher entgegengekommen wird. In § 42

Abs. 2 EnWG werden die Elektrizitätsunternehmen zu-sätzlich dazu verpflichtet, die Angaben des eigenen Ener-giemixes um die Angaben entsprechender Durchschnitts-werte der Stromerzeugung in Deutschland zu ergänzen.Diese Gegenüberstellung der Energiemixe macht es demNachfrager leichter einzuordnen, wie umweltfreundlichder eigene Elektrizitätslieferant im Vergleich zu demDurchschnitt der deutschen Elektrizitätsunternehmen ist.

36. Darüber hinaus enthält das Energierecht zusätzlicheGesetze und Verordnungen, die dem Ziel der Umweltver-träglichkeit dienen. Zu nennen sind hier insbesondere dasErneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)31 und das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)32. In den Zugangsver-ordnungen zu Elektrizitäts- und Gasnetzen sind ebenfallsVorschriften enthalten, durch die der Vorrang regenerati-ver Energieträger festgelegt wird.

2.2.6 Zielbeziehungen

37. Nicht zwischen allen Zielen, die im Energiewirt-schaftsgesetz von 2005 formuliert sind, existiert eine neu-trale oder gar harmonische Zielbeziehung. Vielmehr kön-nen die Ziele miteinander kollidieren und müssen imEinzelfall im Rahmen der Auslegung gegeneinander ab-gewogen werden (praktische Konkordanz). Die Gefahrvon Zielkonflikten wurde bereits bei der ersten Novelledes Energiewirtschaftsgesetzes im Jahr 1998 gesehen,wobei der Gesetzgeber versuchte, ihr wie folgt zu begeg-nen: „Um Zielkonflikte zu vermeiden, fordert das Gesetzeine möglichst sichere, preisgünstige und umweltverträg-liche Versorgung mit Elektrizität und Gas. Verlangt wirdalso lediglich ein unter Berücksichtigung von Preisgüns-tigkeit und Umweltverträglichkeit vertretbares Maß anVersorgungssicherheit. Das Ziel Preisgünstigkeit rechtfer-tigt seinerseits keine Beeinträchtigung von Versorgungs-sicherheit und Umweltverträglichkeit. Vielmehr geht esum eine möglichst sichere und umweltverträgliche Elek-trizitäts- und Gasversorgung zu den geringstmöglichenKosten und damit zu möglichst günstigen Preisen. Auchdie Anforderungen an die Umweltverträglichkeit derEnergieversorgung müssen unter Berücksichtigung der ZieleSicherheit und Preisgünstigkeit bestimmt werden.“33

38. Es ist unmittelbar zu erkennen, dass in kurzer Fristein Zielkonflikt zwischen einer sicheren und einer kosten-bzw. preisgünstigen Energieversorgung entstehen kann.Investitionen in die Sicherheit von Energieversorgungs-anlagen und -netzen verursachen in der Regel zusätzlicheKosten. Einem Netzbetreiber ist es im Rahmen der aktu-ell praktizierten Kostenregulierung möglich, die getätig-ten Investitionen in die Netzsicherheit über die Netzent-gelte an den Letzverbraucher weiterzugeben. Mit denNetzentgelten steigt der Endkundenpreis, was mit demZiel „preisgünstige Energieversorgung“ kollidiert. Auchauf den Märkten, die der Netzebene vor- oder nachgela-

29 Vgl. Salje, P., Energiewirtschaftsgesetz – Kommentar, Köln, Berlin,München 2006, § 1, Rn. 21.

30 Vgl. Artikel 3 Abs. 7 der Richtlinie 2003/54/EG, Artikel 3 Abs. 4 derRichtlinie 2003/55/EG.

31 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien vom 21. Juli 2004,BGBl. I S. 1918,

32 Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau derKraft-Wärme-Kopplung vom 19. März 2002, BGBL. I S. 1092.

33 Vgl. Bundestagsdrucksache 13/7274 vom 23. März 1997, S. 14.


gert sind, wird es den Unternehmen in der Regel gelin-gen, die mit den Sicherheitsinvestitionen in Verbindungstehenden Kosten über die Preise an die Nachfrager zuüberwälzen.

39. Mittel- bis langfristig können die beiden Ziele auchin einer harmonischen Zielbeziehung stehen. So lässt sichannehmen, dass nicht getätigte, aber notwendige Investi-tionen in Sicherheit von Netzen und Kraftwerken zu grö-ßeren Schäden führen, die wiederum einen Anstieg derEnergiepreise zur Folge haben. In diesem Fall verursa-chen Präventionsmaßnahmen im Vergleich zu Maßnah-men, die zur Behebung bzw. Begrenzung eines einmalentstandenen Schadens dienen, geringere Kosten.

40. Zwischen den Zielen „preisgünstige Energieversor-gung“ und „Umweltverträglichkeit“ kann ebenfalls einZielkonflikt auftreten. Bei sinkenden Preisen (Verfolgungdes Zieles „Preisgünstigkeit“) und normal verlaufenderNachfragefunktion steigt die Nachfrage nach Energie. EinNachfrageanstieg nach Energie hat in der Regel Emissio-nen zur Folge, durch die die Umwelt belastet und derZielerreichungsgrad des Zieles „Umweltverträglichkeit“gemindert wird. Darüber hinaus verursacht die Energie-produktion mit umweltverträglichen, regenerativen Ener-gieträgern momentan vergleichsweise höhere direkteKosten pro Verbrauchseinheit, als das bei konventionel-len Kraftwerken der Fall ist. Ein vermehrter Einsatz rege-nerativer Energieträger führt bei ausschließlicher Be-trachtung der direkten Energiekosten, bei gegebenemStand der Technik, bei gegebener Wettbewerbssituationauf dem Energiemarkt sowie bei gegebener Preiselastizi-tät der Nachfrage zu einem Preisanstieg und somit aufden ersten Blick zur Verletzung des Zieles „Preisgünstig-keit“. Zukünftig kann jedoch durch technischen Fort-schritt eine ebenso günstige bzw. eine günstigere Energie-erzeugung mit umweltfreundlichen Energieträgernmöglich werden.

41. Darüber hinaus bleiben bei einem Vergleich derdirekten Energieerzeugungskosten mögliche negativeexterne Effekte der Energieproduktion wie CO2-Emissio-nen unbeachtet. Der Energieproduzent als Verursacherder externen Effekte berücksichtigt die hierdurch hervor-gerufenen Kosten in seinem ökonomischen Kalkül nicht.Privatpersonen als Hauptleidtragende des CO2-Austoßesbesitzen keine Eigentumsrechte an dem Gut „Umwelt“,die sie zu vertretbaren Kosten durchsetzen können. Des-halb ist es ihnen nicht möglich, den Schadstoff emittie-renden Erzeuger von der Nutzung des Gutes „Umwelt“auszuschließen bzw. diesen durch Schadensersatzforde-rungen zur Verminderung bzw. Vermeidung des Schad-stoffausstoßes zu bewegen.

Die Internalisierung der skizzierten negativen externenEffekte wird somit zur staatlichen Aufgabe. Für die staat-lichen Entscheidungsträger sind die externen Effekte zuidentifizieren und als externe Kosten zu quantifizieren(Monetarisierung von Umweltschäden). In diesem Zu-sammenhang ist auch der relevante Betrachtungszeitraumfür die Umweltverträglichkeitsprüfung der Energiepro-duktion festzulegen. Die hiermit einhergehenden Pro-bleme lassen sich anschaulich anhand eines Kernkraft-

werkes erläutern, das bei der Erzeugung von Elektrizitätals Grundlastkraftwerk dient. Stellt z. B. der durchschnitt-liche CO2-Ausstoß pro erzeugter Kilowattstunde Stromim Verlaufe des Kraftwerkslebenszyklus den Maßstab fürdie Umweltverträglichkeit dar, so ist ein Kernkraftwerkvergleichsweise umweltverträglicher als Kohle-, Erdöl-und Gaskraftwerke. Wird im Rahmen der Prüfung zusätz-lich der radioaktive Abfall der Kernkraftwerke betrachtet,ist der relative Vorteil der Kernkraftwerke nicht mehr ein-deutig. Es kommt nun darauf an, wie die jeweiligen nega-tiven externen Effekte quantifiziert werden, wobei dieseBewertung auch durch das subjektive Empfinden und denjeweiligen Informationsstand des Entscheidungsträgersbeeinflusst wird. Nur die so erfolgte Monetarisierung derUmweltschäden ermöglicht es, eine Entscheidung da-rüber zu treffen, ob und in welchem Maß die umwelt-schädlichen Wirkungen zugelassen werden sollen. Nach-dem das als maximal zulässig erachtete Schadensniveaufestgelegt ist, sind geeignete wirtschaftspolitische Instru-mente einzusetzen, mit deren Hilfe eine Überschreitungdes maximalen Schadensniveaus verhindert werden kön-nen. Gelingt es, die externen Kosten den Kraftwerksbe-treibern als Verursachern anzulasten, kann dies – je nachmonetärer Bewertung des externen Effektes – eine Ziel-harmonie zwischen einer preisgünstigen Energieversor-gung und dem Ziel „Umweltverträglichkeit“ hervorrufen.

42. Ferner kann ein Zielkonflikt zwischen den Zielen„Umweltverträglichkeit“ und „Sicherheit“ auftreten. Sowird durch den Betrieb von Windkraftanlagen der CO2-Ausstoß vermieden, jedoch ist die Versorgungssicherheitder Verbraucher mit Elektrizität durch den ausschließli-chen Betrieb von Windkraftanlagen nicht gewährleistet.Da Elektrizität in großen Mengen nicht speicherbar ist,muss die elektrische Energie zeitgleich mit der Erzeu-gung verbraucht werden. Die Windstärke ist jedoch nichtbeeinflussbar, so dass eine Windflaute größere Stromaus-fälle bis hin zum Zusammenbruch des gesamten Netzeszur Folge hätte.

43. Im Gegensatz zu den skizzierten Zielkonflikten har-monieren die beiden neu aufgenommen Ziele „Verbrau-cherfreundlichkeit“ und „Energieeffizienz“ über weiteStrecken mit den jeweiligen anderen Zielen. So ist einesichere Energieversorgung in der Regel verbraucher-freundlich, dies gilt ebenso für eine preisgünstige undumweltverträgliche Energieversorgung. Ebenfalls stehteine effiziente Energieversorgung nicht im Konflikt mitdem Ziel Verbraucherfreundlichkeit. Darüber hinaus führteine effiziente Energieversorgung in der Regel zu gerin-geren Kosten und somit bei gegebenem Wettbewerb zugünstigeren Preisen. Auch zwischen den Zielen „effi-ziente und sichere Energieversorgung“ besteht kein zwin-gender Widerspruch.

2.3 Aufgaben der Bundesnetzagentur

44. Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzesund dem damit verbundenen Übergang vom verhandeltenzum regulierten Netzzugang wurde der Aufgabenumfangder ehemaligen Regulierungsbehörde für Telekommuni-kation und Post ausgeweitet und eine allgemeine Regulie-


rungsbehörde für Netzsektoren geschaffen. Der Bundes-netzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation,Post und Eisenbahnen34 kommen im Energiesektor Aufga-ben der Regulierung bei der leitungsgebundenen Versor-gung mit Elektrizität und Gas zu. Durch eine wirksameund diskriminierungsfreie Öffnung der Energieversor-gungsnetze soll Wettbewerb auf den den Netzen vor- undnachgelagerten Märkten ermöglicht werden.35 Zur Ver-wirklichung dieses Zieles enthält das Energiewirtschafts-gesetz eine Ex-ante-Regulierung der Netzentgelte aller aufdem deutschen Elektrizitäts- und Gasmarkt tätigen Netz-betreiber.36

45. Die Bundesnetzagentur nimmt nach § 54 Abs. 2EnWG im Wesentlichen die Aufgaben der Schaffung ei-nes diskriminierungsfreien Netzzugangs nach § 20 EnWG,der Genehmigung der Entgelte für den Netzzugang nach§ 23a EnWG, der Entwicklung und Anwendung einer An-reizregulierung gemäß § 112a i. V. m. § 21a EnWG wahr.Hinzu kommen die Überwachung der Enflechtungsvorga-ben nach § 6 Abs. 1 i.V.m. §§ 7 bis 10 EnWG zur Entbün-delung von Netzbetrieb und Handel vertikal integrierterEnergieversorgungsunternehmen, die Überwachung derVorschriften zur Systemverantwortung der Betreiber vonEnergieversorgungsnetzen nach den §§ 14 bis 16a EnWGund die Überwachung der Vorschriften zum Netzan-schluss nach den §§ 17 und 18 EnWG. Darüber hinaus istdie Bundesnetzagentur befugt, Missbrauchsverfahren ge-gen auffällige Netzbetreiber von Amts wegen oder aufAntrag nach den §§ 30 und 31 EnWG durchzuführen.Weitere wichtige Aufgaben betreffen die Umsetzung dereuropäischen Vorgaben, insbesondere die Netzzugangs-bedingungen für den grenzüberschreitenden Elektrizitäts-handel, die Mitwirkung bei der Erarbeitung von Leit-linien zum Engpassmanagement, zur Bildung vonBilanzzonen und zum Speicherzugang sowie die Durch-führung von Festlegungsverfahren zur Standardisierungvon Prozessen. Zur Bewältigung der vielfältigen Aufga-ben im Energiesektor verfügt die Bundesnetzagentur übereine dem Präsidium unterstellte Abteilung zu Energiefra-gen, die wiederum in zwölf Referate aufgeteilt ist. DieBeschlüsse der Regulierungsbehörde werden von vier un-abhängigen Beschlusskammern, getrennt nach Elektrizi-täts- und Gasmarkt sowie Netzzugang und Netzentgelt,getroffen.

46. Die Bundesnetzagentur wird nicht tätig, wenn dasElektrizitäts- und Gasverteilernetz des zu regulierendenEnergienetzbetreibers weniger als 100 000 Kunden um-fasst und sich das jeweilige Netz nicht über das Gebiet ei-

nes Bundeslandes erstreckt. In einem solchen Fall über-nimmt die jeweilige Landesregulierungsbehörde diewesentlichen Aufgaben. Die Bundesländer haben aller-dings nach § 54 Abs. 2 EnWG die Möglichkeit, die Bun-desnetzagentur im Wege der Organleihe mit diesen Aufga-ben zu beauftragen. Aufgrund der vorhandenenSachkompetenz der Bundesnetzagentur und mangels eige-ner Ressourcen haben bislang die Bundesländer Berlin,Bremen, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen,Schleswig-Holstein und Thüringen von dieser Möglich-keit Gebrauch gemacht. So hatte die Bundesnetzagenturim ersten Entgeltgenehmigungsverfahren im Elektrizitäts-bereich etwa 250 Anträge und im Gasbereich weit über200 Anträge zu überprüfen, wovon jeweils etwa 150 Ver-fahren im Zuge der Organleihe zu bewältigen waren. Dierestlichen Anträge der etwa 900 Elektrizitäts- und700 Gasnetzbetreiber wurden von den Landesregulie-rungsbehörden beschieden. Eine Abstimmung der Behör-den über die Verfahrensweise zur Sicherstellung einesbundeseinheitlichen Vollzugs ist hier unabdingbar und sollnach § 60a Abs. 1 EnWG über einen Länderausschuss ge-währleistet werden.

47. Der Bundesnetzagentur obliegen zudem vielfältigeMonitoringaufgaben, die sich in ihrer Zielsetzung und inihrem Adressatenkreis unterscheiden. Gemäß dem ge-setzlichen Regelungsinhalt interpretiert die Behörde denBegriff des „Monitoring“ als eine Methode zur „Herstel-lung von Markttransparenz durch die Erhebung, Auswer-tung und zusammenfassende(n) Darstellung relevanterDaten der Marktteilnehmer auf den Elektrizitäts- undGasmärkten in Deutschland“.37 Zugleich dient die struk-turierte Berichtspflicht der Überprüfung der Funktions-weise der Rechtsvorschriften.38 In § 35 Abs. 1 Nr. 1 bis 12EnWG sind die Monitoringaufgaben allgemein geregelt,wobei im Mittelpunkt die Feststellung der Marktverhält-nisse und der Wettbewerbssituation vor dem Hintergrundder ökonomischen, rechtlichen und technischen Rahmen-bedingungen der Energiewirtschaft steht. Hierzu findetinsbesondere das Verhalten der Produzenten, der Betrei-ber von Netz- und Speicheranlagen, der Händler und derLieferanten des Elektrizitäts- und Gasmarktes Beach-tung.39 Die Ergebnisse der vielfältigen Berichtspflichtender Netzbetreiber über die geltenden Netzentgelte und de-ren Änderungen, die durchzuführende Schwachstellen-analyse und die Netzausbauplanung werden hierbei vonder Bundesnetzagentur berücksichtigt. Außerdem wirddie Wettbewerbsentwicklung bei der leitungsgebundenenEnergieversorgung aus der Sicht der Industriekunden undder privaten Haushalte betrachtet. Die Ergebnisse desMonitorings werden gemäß § 63 Abs. 4 i.V.m. § 35 EnWGeinmal jährlich veröffentlicht. Darüber hinaus ist dieBundesnetzagentur nach § 63 Abs. 5 EnWG dazu ver-pflichtet, der Europäischen Kommission bis zum Jahr

34 Im Folgenden wird der Einheitlichkeit wegen, durchgängig die jetztgültige Bezeichnung „Bundesnetzagentur“ für die Regulierungsbe-hörde verwendet, auch wenn sich die Ausführungen auf Vorgängebeziehen, die zeitlich vor der im Juli 2005 erfolgten Namensände-rung einzuordnen sind. Zum Vorschlag der Monopolkommission zurSchaffung einer allgemeinen und bundesweiten Regulierungsinstitu-tion für Netzsektoren vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten2000/2001, Baden-Baden 2003, Tz. 796 ff.

35 Vgl. auch Bundestagsdrucksache 15/3917 vom 14. Oktober 2004,S. 1 und 47.

36 Zur möglichen Ausnahme überregionaler Ferngasnetzbetreiber ge-mäß § 3 Abs. 2 Satz 2 GasNEV vgl. Abschnitt 4.2.2.3.

37 BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 7.38 Vgl. ebenda, S. 7. Siehe auch § 112 EnWG, wonach die Bundesnetz-

agentur der Bundesregierung jährlich zum 1. Juli 2007 einen Berichtüber die Erfahrungen und die Ergebnisse der Regulierung vorzulegenhat (sog. Evaluierungsbericht).

39 BNetzA, Datenerhebung für das Monitoring ab 21. März 2007, ABl.Nr. 6 vom 21. März 2007, S. 1039.


2009 jährlich jeweils bis zum 31. Juli einen Bericht überdie Marktbeherrschung, die Verdrängungspraktiken unddas wettbewerbsschädliche Verhalten der Marktteilneh-mer im Bereich der leitungsgebundenen Energieversor-gung in der Bundesrepublik Deutschland vorzulegen.Weiterhin sollen in diesem nationalen „Wettbewerbsbe-richt“ die Veränderungen der Eigentumsverhältnisse so-wie die Darstellung konkreter Maßnahmen, die getroffenwurden, um die Verbindungskapazität und den Wettbe-werb zu fördern, enthalten sein.

48. Vor dem Hintergrund der langfristig geplantenSchaffung eines europäischen Binnenmarktes für lei-tungsgebundene Energie und der aktuellen wirtschaftspo-litischen Diskussion über die Schaffung regionaler, unab-hängiger Netzbetreiber auf europäischer Ebene ist dieaktive Mitarbeit der Bundesnetzagentur an einzelnen Ini-tiativen der Europäischen Kommission besonders zu er-wähnen. Die Behörde ist sowohl Mitglied der EuropeanRegulators' Group for Electricity and Gas (ERGEG) alsauch des Council of European Energy Regulators(CEER), in denen die Grundlagen für die wettbewerbspo-litischen Initiativen auf europäischer Ebene erarbeitetwerden. So wird mit der „Electricity Regional Initiative“und der „Gas Regional Initiative“ versucht, länderüber-greifende Elektrizitäts- und Gasmärkte zu entwickeln, in-dem bestehende, regionale Wettbewerbshemnisse dezen-tral abgebaut werden. Darüber hinaus kommt derTeilnahme der Bundesnetzagentur am „Florence Electri-city Forum“ und am „Madrid Gas Forum“ besondere Be-deutung zu. Diese Foren werden zur Ausarbeitung vonLeitlinien und einheitlichen Standards genutzt und dienendarüber hinaus dem Erfahrungsaustausch zwischen dennationalen Regulierungsbehörden, der EU-Kommissionund den Branchenvertretern. Weiterhin setzt die Bundes-netzagentur die Beschlüsse des Pentalateralen Energiefo-rums um, an dem die Bundesrepublik Deutschland teil-nimmt. Ziel des Forums ist die Harmonisierungwesentlicher Bestandteile des Elektrizitätsmarktes, wiez. B. die Optimierung der Grenzkuppelkapazitäten unddie Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit, unterunmittelbarer Beteiligung der jeweiligen Regierungen,Regulierungsbehörden und Übertragungsnetzbetreiber.

49. Die Ex-post-Aufsicht über diejenigen Märkte, dieden Netzen vor- und nachgelagert sind, obliegt weiterhindem Bundeskartellamt und den Landeskartellbehörden.Ein Schwerpunkt ihrer Arbeit liegt dabei auf der ständi-gen Überprüfung des Preisbildungsprozesses auf derGroßhandels- und Endkundenebene, der wettbewerbli-chen Aufsicht über die Erzeugungs- bzw. die Beschaf-fungsmärkte und den Vertrieb sowie auf der Fusionskon-trolle.40 Gemäß § 58 Abs. 3 EnWG haben dieRegulierungs- und die Kartellbehörde auf eine einheitli-che Auslegung des Energiewirtschaftsgesetzes hinzuwir-ken, so dass die Behörden im ständigen Kontakt zueinan-der stehen.

3 Elektrizität

3.1 Die Nachfrage nach Elektrizität

3.1.1 Elektrizität als homogenes Gut

50. Betrachtet ein Nachfrager bei seiner Entscheidungüber den Elektrizitätsbezug41 lediglich den „Strom aus derSteckdose“, lässt er also die Herkunft des Stroms außerAcht, so stellt dieser ein homogenes Gut dar. Elektrizitätwird den Endabnehmern mit derselben primären Qualitätzur Verfügung gestellt, so dass sie – unabhängig von derzugrunde liegenden Produktionsmethode und den jeweili-gen Anbietern – für den Betrieb elektrischer Geräte ver-wendet werden kann. Für die Nachfrager von „Strom ausder Steckdose“ ist es auch weitestgehend unerheblich, obder von ihnen bezogene Strom direkt vom Erzeuger oderindirekt über Händler bzw. verschiedene Weiterverteileran sie gelangt. Die Homogenität des Produktes „elektri-sche Energie aus der Steckdose“ hat zur Folge, dass derStrompreis die maßgebliche entscheidungsrelevanteGröße ist, sofern eine bewusste Entscheidung über denStrombezug erfolgt. Ein entsprechender Nachfrager wirddemnach – unter der Annahme, dass er die relevantenPreisinformationen zu akzeptablen Kosten erhalten kann –bei der Sondierung des Angebotes primär einen Preisver-gleich vornehmen. Vor diesem Hintergrund weist das Gut„Strom“ bei einer ausschließlichen Betrachtung des End-produktes „Strom aus der Steckdose“ die Eigenschaft ei-nes Suchgutes auf, weil für den potentiellen Käufer ledig-lich das günstigste Angebot zu identifizieren ist.42

51. Misst ein Nachfrager im Rahmen seiner Kaufent-scheidung auch der Herkunft des „Stroms aus der Steck-dose“ Bedeutung bei, erhält Strom einen heterogenenCharakter. Hierbei könnte das Nutzenniveau unter ande-rem durch die Umweltverträglichkeit der Primärenergie-träger, die zur Stromerzeugung dienen, sowie durch dieVersorgungssicherheit beeinflusst werden. Das Gut„Strom“ besitzt durch die Einbeziehung der Umweltver-träglichkeit bzw. Versorgungssicherheit Erfahrungs- undVertrauenseigenschaften. Diese Eigenschaften können,wenn sie sehr stark ausgeprägt sind, Probleme für dieFunktionsfähigkeit eines Marktes hervorrufen. Die Ursacheliegt darin begründet, dass die Nachfrager von Elektrizitätweniger Infomationen über Umweltverträglichkeit undVersorgungssicherheit haben als die Anbieter (asymmetri-sches Informationsverhältnis). Gelingt es den Nachfragernnicht, sich mit Hilfe durchsetzungsfähiger Garantiever-

40 Vgl. BKartA, Bericht des Bundeskartellamtes über seine Tätigkeit inden Jahren 2003/2004 sowie über die Lage und Entwicklung auf sei-nem Aufgabengebiet, Bundestagsdrucksache 15/5970 vom 22. Juli2005, S. 31 und zu § 29 GWB-E Monopolkommission, Sondergut-achten 47, Baden-Baden 2007, Tz. 1 ff.

41 Die Begriffe Elektrizität, elektrische Energie und Strom werden imvorliegenden Gutachten synonym verwendet.

42 Güter und Dienstleistungen lassen sich gemäß ihrer dominanten Ei-genschaften differenzieren. Sucheigenschaften eines Gutes bzw. ei-ner Dienstleistung kann der potentielle Nachfrager bereits vor demKauf herausfinden und bewerten. Erfahrungseigenschaften lassensich erst im Rahmen des Ge- bzw. Verbrauchs eines Gutes bzw. wäh-rend oder nach der Inanspruchnahme einer Dienstleistung beurteilen.Vertrauenseigenschaften eines Gutes bzw. einer Dienstleistung lassensich von dem Nachfrager auch während des bzw. nach dem Gebraucheines Gutes bzw. der Inanspruchnahme einer Dienstleistung nichtoder nur schwer beurteilen, weil ihm das hierfür nötige Fachwissenfehlt und das abschließende Ergebnis sich oftmals erst nach einer ge-wissen Zeit einstellt. Vgl. Darby, M. R., Karny, E., Free Competitionand the Optimal Amount of Fraud, in: Journal of Law and Econo-mics. Vol. 16, 1973, S. 67–86.


träge gegen mindere Qualität (z. B. Kraftwerksausfälle,defekte Leitungen, Umweltschäden) abzusichern, so kannes zu ineffizienten Ergebnissen kommen.43 52. Der Gefahr von asymmetrischen Informationen lässtsich durch Mindeststandards44 sowie Informations- undTransparenzvorschriften begegnen. Vor dem skizziertenHintergrund sind die Vorschriften im Energiewirtschafts-gesetz, die der sicheren Energieversorgung dienen und umweitere Vorschriften des technischen Sicherheitsrechts er-gänzt werden, sowie die Vorschriften zur Informations-pflicht der Energieversorger gegenüber den Verbrauchernprinzipiell zu begrüßen. Ähnliche Auswirkungen könnenauch die Vorschriften und Gesetze im Energierecht haben,die dem Ziel der umweltfreundlichen Energieversorgungdienen. Dies gilt jedoch unter der Voraussetzung, dass dienormativ festgelegte Höhe an Sicherheit und Umweltqua-lität, die durch diese Vorgaben und den Einsatz andererwirtschaftspolitischer Instrumente angestrebt wird, dasvolkswirtschaftlich erwünschte Niveau darstellt und durchdie eingesetzten Instrumente erreicht werden kann.45 53. Mit der zusätzlichen Verbraucherinformation, dieals Folge der Stromkennzeichnungspflicht (§ 42 EnWG)vorliegt, soll über die Sensibilisierung der Nachfrager fürumweltfreundliche Energieträger eine Heterogeniserungdes homogenen Gutes „Strom“ erreicht werden. Zwar hatdiese Maßnahme bereits dazu beigetragen, dass Strom,der unter Einsatz erneuerbarer Energieträger produziertwird, deutlich beliebter ist als Strom, der durch den Ein-satz herkömmlicher Energieträger entsteht.46 Die Sympa-thiebekundungen haben sich jedoch nur bedingt auf dastatsächliche Nachfrageverhalten ausgewirkt. Obwohl derAnteil des Stroms aus regenerativen Energieträgern ander gesamten inländischen Bruttostromerzeugung imZeitraum von 1991 bis 2006 um etwa das Vierfache ge-stiegen ist, spiegelt er mit 10,8 Prozent nicht die angege-benen Sympathiewerte wieder.47 Die primäre Ursache

stellen die vergleichsweise höheren Preise für Strom, derunter Einsatz regenerativer Energieträger produziert wird,dar.48 Im Übrigen sind der Heterogenisierung auch des-halb Grenzen gesetzt, weil sie sich naturgemäß nicht aufdas Produkt Strom als solches, sondern nur auf den Pro-duktionsprozess beziehen kann, der für die Verbrauchernur glaubhaft, aber nicht erfahrbar zu machen ist.

3.1.2 Wechselbereitschaft und Preiselastizität

54. Die vorangegangenen Ausführungen zeigen, dassder Preis trotz der zur Verfügung stehenden Informatio-nen auch weiterhin die dominante Einflussgröße bei dererstmaligen oder erneuten Wahl des Stromlieferantenist.49 Die Preissensibilität ist jedoch bei den verschiede-nen Nachfragegruppen unterschiedlich stark ausgeprägt,was sich am zögerlichen Wechselverhalten der Nachfra-ger zeigt. So wechselten nach Angaben der Bundesnetz-agentur im Jahr 2006 trotz teilweise signifikanter Preisun-terschiede nur 2,3 Prozent der Endverbraucher aus derKategorie „Haushalte und Kleingewerbe“ ihren Stromlie-feranten. Bei „großen und sehr großen Industriekunden“lag die Wechselquote bei 13,5 Prozent.50

55. Die noch immer niedrige Wechselquote der Haus-haltskunden hat mehrere Gründe. Bedeutende Ursachenfür den ausbleibenden Wechsel stellen Informationsdefi-zite und habitualisiertes Verhalten dar. So fällt es z. B.leichter, zu einem günstigeren Tarif des vertrauten Liefe-ranten zu wechseln als zu einem neuen Anbieter. Einige

43 Vgl. Akerlof, G., The Market for 'Lemons': Quality Uncertainty andthe Market Mechanism, in: Quarterly Journal of Economics, Vol. 84,1970, S. 488–500.

44 Vgl. hierzu ausführlich Leland, H. E., Quacks, Lemons and Licen-sing: A Theory of Minimum Quality Standards, in: Journal of Politi-cal Economy, Vol. 87, 1979, S. 1328–1346.

45 Es ist jedoch hinlänglich bekannt, dass der Staat das volkswirtschaft-lich gewünschte Niveau nur näherungsweise bestimmen kann unddass es sich hierbei generell um eine subjektive Bewertung handelt.Auch die eingesetzten wirtschaftspolitischen Instrumente stellen imVergleich zu einem funktionierenden Marktmechanismus immer nureine Second-Best-Lösung dar.

46 Vgl. Forsa, Meinungen zu erneuerbaren Energien, 29. April 2005,URL: http://www.bmu.de/erneuerbare_energien/aktuell/doc/35408.php (Stand 3. Juni 2007).

47 Der Wert gibt den Anteil der Primärenergieträger Windkraft, Wasser-kraft (regenerativer Anteil), Biomasse und Photovoltaik an der ge-samten Bruttostromerzeugung im Jahr 2006 in Deutschland wieder.Vgl. eigene Berechnungen auf Basis der Daten des BMWI vom22. Februar 2007, URL: http://www.bmwi.de/BMWi/Navigation/Energie/energiestatistiken,did=180894.html (Stand 24. Mai 2007).Nach Angaben des VDEW lag der Anteil der Stromerzeugung aufBasis erneuerbarer Energien im Jahr 2006 sogar bei 12 Prozent. ImVergleich zu 2005 nahm die Stromerzeugung auf Basis erneuerbarerPrimärenergieträger um 15 Prozent zu. Der Anteil von Anlagen, wel-che die erneuerbaren Energieträger Wind und Wasser nutzten, lag bei77 Prozent aller Anlagen mit regenerativen Primärenergieträgern.Vgl. VDEW, Strommarkt in Deutschland – Zahlen und Fakten zurStromversorgung, Frankfurt a. M. 2007, S. 6.

48 Bei einer direkten Abfrage der Zahlungsbereitschaft der Nachfragergaben 60 bis 70 Prozent der Befragten an, dass sie bereit seien, fürStrom aus regenerativen Energiequellen einen höheren Strompreis zuzahlen. Die Marktanteilswerte machen deutlich, dass zwischen einerBehauptung (der Präferenzbekundung) und dem tatsächlichen Ver-halten große Unterschiede liegen. Vgl. Bollheimer, T., Lüers, T., Ko-berstein, J., Credo, F., Die Conjoint-Methodik zur Analyse von Prä-ferenzen, Zahlungsbereitschaften und Wechselverhalten imPrivatkundenmarkt, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 56,2006, S. 30.

49 Das Wechselverhalten privater Stromnachfrager wurde von den Au-toren Bollheimer, Lüers, Koberstein und Credo mit Hilfe einer Con-joint-Analyse untersucht. Sie kamen zu dem Ergebnis, dass der An-teil des Preises bei der Kaufentscheidung etwa 32 Prozent beträgt,wodurch der Preis zum maßgeblichen Einflussfaktor wird. Sie wei-sen jedoch darauf hin, dass die Dominanz des Preises bei der Ent-scheidungsfindung bei weitem nicht so stark ist, wie dies allgemeinangenommen werde. Weitere wichtige Einflussfaktoren sind nebendem Preis das Serviceangebot der Elektrizitätsunternehmen(18 Prozent) und der Anbietertyp (Bekanntheitsgrad und überregio-nale Präsenz des Elektrizitätsunternehmens, 17 Prozent). Die bei derStromerzeugung eingesetzten Primärenergieträger (Herkunft desStroms) spielen hingegen mit 7 Prozent nur eine untergeordnete Rol-le. Vgl. Bollheimer, T., Lüers, T., Koberstein, J., Credo, F., Bollhei-mer, T., Lüers, T., Koberstein, J., Credo, F., Die Conjoint-Methodikzur Analyse von Präferenzen, Zahlungsbereitschaften und Wechsel-verhalten im Privatkundenmarkt, in: Energiewirtschaftliche Tages-fragen, Jg. 56, 2006, S. 30.

50 Der Kategorie „Haushalte und Kleingewerbe“ werden alle Endkun-den zugeordnet, die bis zu 50 MWh pro Jahr an Strom nachfragen.Die Kategorie „mittelgroßer Industrie- und Gewerbesektor“ umfasstKunden mit einem Verbrauch von mehr als 50 MWh bis zu 2 GWhpro Jahr. Der Kategorie „große und sehr große Industriekunden“ ge-hören alle Kunden mit einem jährlichen Verbrauch von mehr als2 GWh an. Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 72 f.


Stromanbieter machen sich dies durch das Angebot neuerTarife zur Abwehr von Konkurrenten zunutze. Fernersind sich manche Nachfrager von elektrischer Energienicht bewusst, dass der Wechsel des Stromlieferantenüberhaupt möglich ist. Andere haben zwar prinzipiellKenntnis von den Wechselmöglichkeiten, sehen jedochbei einem Wechsel die Versorgungssicherheit gefährdetoder glauben, dass der Wechsel kompliziert bzw. mit Un-annehmlichkeiten verbunden ist. Das Vertrauen zu demalteingesessenen Versorger ist noch immer sehr hoch, wasunter anderem an dem Gewöhnungseffekt liegen dürfte:Die Verbraucher wissen, was sie erhalten. Es besteht beiprivaten Verbrauchern oftmals keine Kenntnis darüber,dass die Stromversorgung gesetzlich sichergestellt ist undes im Rahmen des Anbieterwechsels nicht zu Versor-gungsunterbrechungen kommen kann (§ 36 EnWG).Selbst wenn der neue Stromanbieter in Konkurs ginge,müsste das angestammte Versorgungsunternehmen we-gen seines Grundversorgungsauftrages die Stromliefe-rung fortsetzen.

56. Ein weiterer Grund für die geringere Wechselbereit-schaft der Haushaltskunden kann in dem als zu gering er-achteten Einsparpotential bei einem Lieferantenwechselliegen. Erwartet ein Stromnachfrager, dass sein Einspar-potential im Falle eines Lieferantenwechsels geringer istals die ihm hierbei entstehenden Kosten (Wechselkosten),so bleibt der Wechsel aus.51 Diese Einschätzung basiertauf der Annahme, dass die Preisspreizung der Angeboteder alternativen Anbieter sehr gering ist. Liegt zusätzlichauch ein niedriger Stromverbrauch bei den jeweiligenNachfragern vor, so kann das Einsparpotential als uner-heblich empfunden werden.

57. Tatsächlich ist die Preisspreizung – unabhängig vonder Bevölkerungsdichte – vergleichsweise groß. Das Ein-sparpotential, das ein Haushalt mit einem durchschnittli-chen Jahresverbrauch von 3 500 kWh (Stromverbraucheines Durchschnittshaushalts) bei einem Wechsel vomangestammten Stromlieferanten realisieren kann, beträgtsowohl in Gebieten mit niedriger Besiedlungsdichte wieder Hallig Hooge als auch im dicht besiedelten Rhein-Main-Gebiet etwa 150 EUR pro Jahr. Es liegt bei etwa20 Prozent des jährlichen Basispreises des lokalen Ener-gieversorgers.52 Der Aufwand, den ein internetaffinerStromnachfrager für einen Anbieterwechsel betreibenmüsste, ist sehr gering. Preisinformationen erhält er überdiverse Tarifrechner im Internet. Hierbei wird eine Rang-liste der günstigsten Anbieter in der jeweiligen Region er-stellt. In vielen Fällen sind die gelisteten Anbieter miteinem Link unterlegt, so dass sich der potentielle Nach-frager direkt auf der Seite des Stromanbieters kundig ma-chen kann. Häufig lässt sich auch der Wechselauftrag di-

rekt auf der Seite des Tarifrechners anklicken undausdrucken. Nach dem Ausfüllen des Auftrages ist dieserlediglich an den ausgewählten Anbieter zu senden. Eineweitere Möglichkeit besteht darin, den Wechselauftragonline zu erteilen. Das ist in vielen Fällen ebenfalls übereinen Link auf der Seite des Tarifrechners möglich. DerAnbieterwechsel selbst ist kostenlos. Die Kündigungsfristfür den Stromliefervertrag im Rahmen der Grundversor-gung beträgt gemäß § 20 StromGVV53 einen Monat zumEnde des jeweiligen Kalendermonats.54

58. Eine weitere Ursache für die geringe Wechsel-quote bei den Haushaltskunden kann auch darin liegen,dass Strom kein Produkt darstellt, über das sich Nachfra-ger identifizieren oder von anderen Nachfragern abgren-zen können. Er steht stets den unterschiedlichen Nach-fragern in derselben unmittelbar erkennbaren primärenQualität zur Verfügung. Die Wahrnehmung von Stromals Gut findet in vielen Fällen nicht statt, weil elektri-sche Energie lediglich dazu dient, den Betrieb von ande-ren Produkten wie Haushaltsgeräten, Stereoanlagen undGlühbirnen zu gewährleisten. Darüber hinaus ist der An-teil der Stromkosten am Gesamtbudget eines Haushal-tes, z. B. im Vergleich zu den Mietkosten, gering. DieMitglieder eines Haushaltes sind in der Regel bereitszum Zeitpunkt des Bezugs eines Hauses bzw. einerWohnung mit Strom versorgt. Bevor sie ein elektrischesGerät benutzen oder das Licht einschalten, müssen sienicht die Entscheidung treffen, von welchem Anbietersie Strom beziehen. Die Stromlieferung erfolgt zunächstautomatisch durch den Grundversorger in der Region.Die Kontaktaufnahme zwischen Grundversorger undNachfrager findet in der Regel erst dann statt, wenn diemonatlichen Abschlagszahlungen festgelegt werden.Viele Nachfrager setzen sich bei dieser Gelegenheit un-ter anderem aus Trägheit nicht mit der Möglichkeit desWechsels auseinander.

59. Bei „großen und sehr großen Industriekunden“ stelltdie Stromrechnung hingegen einen erheblichen Kosten-

51 Vgl. grundlegend zu Wechselkosten Klemperer, P., Markets withConsumer Switching Costs, in: The Quarterly Journal of Economics,Vol. 102, 1987, S. 375-394.

52 Vgl. z.B. den Tarifrechner von Verivox unter Eingabe der Postleit-zahlen und des jährlichen Stromverbrauchs von 3.500 kWh unterhttp://www.verivox.de (Stand 24. Mai 2007).

53 Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Grundversorgungvon Haushaltskunden und die Ersatzversorgung mit Elektrizität ausdem Niederspannungsnetz (Stromgrundversorgungsverordnung)vom 26. Oktober 2006, BGBl. I S. 2391.

54 „§ 20 Kündigung (1)Der Grundversorgungsvertrag kann mit einer Frist von einem

Monat auf das Ende eines Kalendermonats gekündigt werden. Bei ei-nem Umzug ist der Kunde berechtigt, den Vertrag mit zweiwöchigerFrist auf das Ende eines Kalendermonats zu kündigen. Eine Kündi-gung durch den Grundversorger ist nur möglich, soweit eine Pflichtzur Grundversorgung nach § 36 Abs. 1 Satz 2 des Energiewirt-schaftsgesetzes nicht besteht.

(2)Die Kündigung bedarf der Textform. Der Grundversorger solleine Kündigung des Kunden innerhalb einer Frist von zwei Wochennach Eingang in Textform bestätigen.

(3) Der Grundversorger darf keine gesonderten Entgelte für denFall einer Kündigung des Vertrages, insbesondere wegen einesWechsels des Lieferanten, verlangen.“ Die StromGVV ist eine der vier Verordnungen, die die AVBEltV imNovember 2006 ablösten. Insbesondere der Wegfall der zwölfmona-tigen Vertragsdauer für Erstverträge sollte den Verbrauchern denWechsel der Anbieter erleichtern und somit den Wettbewerb im Be-reich der Tarifkunden forcieren.


faktor dar. Darüber hinaus ist auch das Einsparpotentialaufgrund des um ein Vielfaches größeren Stromverbrau-ches erheblich. So lassen sich von Großkunden in der Re-gel Mengenrabatte durchsetzen. Bei diesen Unternehmenist es selbstverständlich, dass sie im Rahmen des Kosten-managements die Strompreise vergleichen und über dieWechselmöglichkeiten aufgeklärt sind. Viele Großkundentreten selbst am Großhandelsmarkt als Nachfrager aufund verfügen sogar über eigene Energiemanagementab-teilungen. Auch die skizzierten Gewöhnungseffekte imHinblick auf den angestammten Stromlieferanten, wie siebei den privaten Haushalten vorliegen, sind bei Großun-ternehmen vernachlässigbar gering. Dies erklärt die ver-gleichsweise höhere Wechselbereitschaft auf Seiten dergroßen Unternehmen. In vielen Fällen reagieren die bis-herigen Stromlieferanten auf die Abwanderungswünschevon größeren Unternehmen, indem sie ihnen die Mög-lichkeit anbieten, in einen günstigeren Tarif zu wechseln.Auch diese Möglichkeit wird vermehrt von den Ge-schäftskunden wahrgenommen.

60. Insbesondere Haushaltskunden haben kurzfristignur sehr begrenzte Möglichkeiten, ihre Nachfrage nachStrom an branchenweit steigende Preise anzupassen, daz. B. Haushaltsgeräte wie Kühlschränke, Herde, Wasch-maschinen auch weiterhin gebraucht werden und es keinSubstitut zu elektrischer Energie gibt. Es bestünde dieMöglichkeit, kurzfristig Geräte nicht mehr zu nutzen,z. B. die Stereoanlage auszuschalten, das Fernsehen zuunterlassen oder den Kühlschrank im Winter abzuschal-ten. Diese Alternative scheint jedoch aufgrund des gerin-gen Anteils der Stromkosten am Haushaltsbudget unddes gewohnheitsmäßigem Gebrauchs von Küchengerä-ten und Unterhaltungselektronik als unrealistisch. Vordem skizzierten Hintergund kann davon ausgegangenwerden, dass die Gesamtnachfragekurve privater Haus-halte in kurzer Frist vergleichsweise preisunelastisch ist.Mittel- bis langfristig können die Haushalte beim Kaufelektrischer Geräte darauf achten, dass diese möglichstwenig Strom verbrauchen, um so durch einen geringe-ren Gesamtverbrauch den gestiegenen Strompreisen zubegegnen. Dieses Verhalten ist in Anbetracht des gestie-genen Umweltbewusstseins einiger Nachfrager ver-mehrt zu beobachten.

61. Für Industriekunden ist selbst in kurzer Frist einebegrenzte Anpassung an branchenweit gestiegene Strom-preise möglich und aufgrund des skizzierten Energiekos-tenmanagements auch realistisch. So besteht die Chancezum Abschluss unterbrechbarer Stromlieferverträge. Indiesen erklären sich die Großkunden dazu bereit, sich fürbestimmte vertraglich festgelegte Preisnachlässe von derStromversorgung abschalten zu lassen. Vor dem Hinter-gund, dass die Preissensibilität bei Großkunden deutlichstärker ausgeprägt ist als bei privaten Haushalten, ist da-von auszugehen, dass sowohl die kurzfristige als auch dielangfristige Nachfrage dieser Kundenkategorie ver-gleichsweise elastisch ist.

3.2 Das Angebot von Elektrizität

3.2.1 Elektrizitätserzeugung

3.2.1.1 Lastdeckung

62. Von anderen Gütern grenzt sich Elektrizität insbe-sondere dadurch ab, dass sie sich nicht in größeren Men-gen speichern lässt.55 Diese faktische Nichtspeicherbar-keit hat zur Folge, dass stets eine Äquivalenz zwischender Produktionsmenge und der gelieferten Menge anStrom gegeben ist. Demnach entspricht – mit Ausnahmevon marginalen systembedingten Verlusten – zu jedemZeitpunkt die produzierte Strommenge auch der tatsäch-lich gelieferten und verbrauchten Menge an Strom. Nach-frageschwankungen lassen sich nur durch das Zu- undAbschalten von Kraftwerken, die zur Stromerzeugungdienen, ausgleichen.

63. Besonders ausgeprägt sind die Nachfrageschwan-kungen, die im Tagesverlauf auftreten. Ebenso wie beider Nutzung der Straßen (Verkehrsaufkommen) gibt esTageszeiten, zu denen elektrische Energie stärker oderschwächer nachgefragt wird. So erreicht der Stromver-brauch am Mittag Spitzenwerte (vgl. Abbildung 3.1). Inder Nacht ist der Verbrauch hingegen vergleichsweiseniedrig. Der Strombedarf schwankt nicht nur innerhalbeines Tages, sondern auch innerhalb einer Woche bzw. ei-nes Jahres. An Werktagen wird mehr Strom nachgefragtals an den Wochenenden. Im Winter ist der Strombedarfhöher als im Frühling oder Herbst. Die Ursachen hierfürsind lange, dunkle Nächte und niedrigere Temperaturen.Aber auch in sehr heißen Sommern kann aufgrund desDauerbetriebs von Kühlsystemen und Klimaanlagen derStromverbrauch vergleichsweise hoch sein.

64. Diese zyklisch schwankende Nachfrage, die sich ander abgegebenen bzw. aufgenommenen Leistung im Netzabzeichnet (Last), wird durch den Einsatz von sog.Grundlast-, Mittellast-, und Spitzenlastkraftwerken ge-deckt. Die Grundlast ist durch das Tagesminimum desStromverbrauchs bestimmt, das in der Regel nachts er-reicht wird. Zu dieser Zeit wird Strom insbesondere vonUnternehmen nachgefragt, die ihre Produktion in derNacht fortsetzen. Darüber hinaus wird Strom für die Be-leuchtung von Gebäuden und Straßen benötigt. PrivateHaushalte fragen hingegen nachts eine vergleichsweisegeringe Menge an elektrischer Energie nach. Mit derGrundlast ist gleichzeitig die minimale Strommenge de-terminiert, die konstant über den ganzen Tag bezogenwird. Diese Strommenge wird von sog. Grundlastkraft-werken produziert, welche die Nachfrage mit einer ho-

55 Es ist zwar möglich, Strom in Form von Batterien zu speichern. An-gesichts der sehr großen nachgefragten Strommengen für den tägli-chen Strombedarf einer Volkswirtschaft bzw. von Volkswirtschaftenist die chemische Bevorratung in Batterien nicht möglich und des-halb unerheblich. Zwar gibt es Möglichkeiten der indirekten Spei-cherung von Strom z. B. in Pumpspeicherwasserkraftwerken. Auchhier kann Strom jedoch nur in geringen Mengen gespeichert werden.Darüber hinaus stellt auch die Solar-Wasserstoff-Technologie eineweitere Speichermöglichkeit dar. Diese befindet sich jedoch erst inder Experimentierphase. Die endgültige Marktreife für den Einsatzim Verbundsystem ist noch nicht absehbar.


hen, konstanten Leistung befriedigen können. Grundlast-kraftwerke erreichen ihre volle Leistung erst nach langenAnlaufzeiten. Ist diese Spitzenleistung erreicht, sind dieseKraftwerke ständig in Betrieb. Sie werden nur zu Revisi-onszwecken abgeschaltet. Der Dauerbetrieb von Grund-lastkraftwerken macht es möglich, dass sich die ver-gleichsweise hohen Anschaffungskosten sehr schnellamortisieren, da die variablen Kosten der Stromerzeu-gung relativ gering sind.

65. Typische Grundlastkraftwerke sind fossilthermi-sche Dampfkraftwerke, die mit Braunkohle als Brenn-stoff arbeiten. Braunkohlekraftwerke besitzen eine instal-lierte technische Leistung56 von 500 bis zu über 3 000MW.57 Auch hocheffiziente Steinkohlekraftwerke könnenmittlerweile als Grundlastkraftwerke eingesetzt werden.Darüber hinaus werden Kernkraftwerke, die den Primäre-nergieträger Uran zur Stromerzeugung nutzen, generellim Grundlastbereich eingesetzt. Kernkraftwerke sindebenfalls thermische Dampfkraftwerke, die eine instal-lierte Leistung von etwa 800 bis 2 500 MW aufweisen.58

Neben den thermischen Kraftwerken werden auch nicht-thermische Laufwasserkraftwerke als Grundlastkraft-

werke eingesetzt.59 Sie nutzen das strömende Wassereines Flusses zur Stromerzeugung. Ein Laufwasserkraft-werk, das an einem schiffbaren Fluss angesiedelt ist, wirdin der Regel gemeinsam mit einer Schiffsschleuse gebaut.Laufwasserkraftwerke weisen jedoch eine vergleichs-weise geringe installierte Leistung von unter 100 bis etwa120 MW auf.60

66. Die Anlaufzeiten von Mittellastkraftwerken sind imVergleich zu Grundlastkraftwerken deutlich kürzer. Hier-durch wird es möglich, die vorhersehbaren periodischenSchwankungen im Energiebedarf abzudecken. In derNacht werden Mittellastkraftwerke aufgrund des geringenStrombedarfs abgeschaltet oder auf eine deutlich niedri-gere Leistungsabgabe heruntergefahren.

67. Als Mittellastkraftwerke dienen thermische Dampf-kraftwerke, die den fossilen Brennstoff Steinkohle nut-zen.61 Die installierte Leistung von Steinkohlekraftwerkenliegt bei mehreren 100 bis zu 1 200 MW.62 Darüber hinausarbeiten auch Gas- und Dampfturbinenkraftwerke, die den

56 Die installierte Leistung bezeichnet die maximale elektrische Leis-tung der installierten Generatoren eines Kraftwerks. Vgl. Konstantin,P., Praxishandbuch Energiewirtschaft – Energieumwandlung, -trans-port und -beschaffung im liberalisierten Markt, Heidelberg 2007,S. 233.

57 Vgl. die Aufstellungen der Kraftwerke im Anhang. 58 Vgl. die Aufstellungen der Kraftwerke im Anhang.

59 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, Bundesmi-nisterium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Energie-versorgung in Deutschland – Statusbericht für den Energiegipfel am3. April 2006, Berlin 2006, S. 31.

60 Vgl. die Aufstellungen der Kraftwerke im Anhang. 61 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, Bundesmi-

nisterium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Energie-versorgung in Deutschland – Statusbericht für den Energiegipfel am3. April 2006, Berlin 2006, S. 31.

62 Vgl. die Aufstellungen der Kraftwerke im Anhang.

A b b i l d u n g 3 . 1

Lastgang: Leistungsverbrauch innerhalb eines Tages

Quelle: RWE, Grundlast, Mittellast, Spitzenlast, URL: http://www.rwetransportnetzstrom.com (Stand 6. Juni 2007)


Primärenergieträger Gas nutzen, im Mittellastbereich.63

Die installierte Leistung von Gas- und Dampf-turbinenanlagen liegt im Bereich von unter 100 bis über800 MW pro Einheit Gasturbine/Dampfturbine.64 Auchschwellbetriebsfähige Laufwasserkraftwerke und Spei-cherkraftwerke finden im Mittellastbereich Anwendung.Die Leistung von schwellbetriebsfähigen Laufwasser-kraftwerken lässt sich durch das Auf- und Abstauen einesWasserzuflusses den Bedarfsschwankungen anpassen. BeiSpeicherkraftwerken, welche die Fallhöhen des Wassersaus Talsperren oder Bergspeichern nutzen, erfolgt die Re-gulierung der Leistung über die Speicherung des Wassersbzw. das Zuführen des Wassers an das tiefer liegendeKraftwerk. 68. Insbesondere in der Mittagszeit und in den frühenAbendstunden ist die Nachfrage nach elektrischer Ener-gie besonders groß (vorhersehbarer, tagesperiodisch ty-pisch kurzzeitig erhöhter Bedarf). Zur Deckung dieser zu-sätzlichen Nachfrage, die über die Grund- und Mittellasthinausgeht, werden Spitzenlastkraftwerke eingesetzt. DerEinsatz eines Spitzenlastkraftwerkes kann auch durch denAusfall eines anderen Kraftwerkes im Netz oder durcheine unerwartet hohe Last im Stromnetz erforderlich wer-den (unvorhersehbare kurze Lastspitzen). Spitzenlast-kraftwerke sind bei einem plötzlichen Nachfrageanstiegin der Lage, innerhalb weniger Minuten ihre volle Leis-tung zu erbringen. Bei geringerem Bedarf können siesofort abgeschaltet werden. Die Stromproduktion mitSpitzenlastkraftwerken ist im Vergleich zu Mittellast-kraftwerken und insbesondere zu Grundlastkraftwerkensehr kostenintensiv.69. Kraftwerke, die sich zur Deckung der Spitzenlasteignen, sind z. B. fossilthermische Gasturbinenkraft-werke und Pumpspeicherkraftwerke. Bei Gasturbinenwerden vornehmlich die Brennstoffe Erdgas und Erdöleingesetzt. In seltenen Fällen finden auch die BrennstoffeGichtgas, Generatorgas oder Biogas Anwendung. Pump-speicherkraftwerke bestehen aus einem Unterbecken undeinem höher gelegenen Oberbecken. Die Leistung der33 deutschen Pumpspeicherkraftwerke variiert stark. Diegrößten Kraftwerke haben eine installierte Leistung vonetwa 1 000 MW.65 Daneben gibt es eine Vielzahl an klei-neren Kraftwerken mit einer Leistung von 400 bis zu un-ter 100 MW.66 Im Falle eines Stromüberangebotes wirdWasser von dem Unterbecken in das Oberbecken hochgepumpt. Falls die Stromnachfrage plötzlich deutlich an-steigt, wird das Wasser in das tiefer liegende Kraftwerkgeleitet und der Spitzenlaststrom erzeugt.

3.2.1.2 Kraftwerksabruf nach der Merit Order70. Die skizzierten Produktionsmethoden unterschei-den sich nicht nur im Hinblick auf ihre Leistung und Fle-

xibilität, mit der sie im Verbundnetz zur Stromerzeugungeingesetzt werden können. Sie weisen auch voneinanderabweichende Relationen zwischen fixen und variablenKosten auf. Die fixen Kosten setzen sich insbesondereaus Kapitalkosten, Instandhaltungskosten und Personal-kosten zusammen. Die variablen Kosten eines Kraftwer-kes ergeben sich überwiegend – in Abhängigkeit vomWirkungsgrad – aus den Kosten für den eingesetzten Pri-märenergieträger. Der Wirkungsgrad gibt das Verhältnisder Zielenergiemenge (z. B. Elektrizität oder Wärme) zureingesetzten Energiemenge (Primärenergieträger) an. Ge-lingt es, den Wirkungsgrad eines Kraftwerkes zu erhöhen,so ist ein geringerer Einsatz an Primärenergieträgern füreine erzeugte Energieeinheit nötig.

71. Grundlastkraftwerke verursachen tendenziell rela-tiv hohe fixe Kosten, aber vergleichsweise geringe vari-able Kosten der Stromerzeugung.67 So lagen die fixenStromgestehungskosten68 eines durchschnittlichen Braun-kohlekraftwerkes mit einer installierten Leistung von1 100 MW und mit einer typischen Benutzungsdauer von7 500 Stunden im Jahr 2005 bei 19,48 Euro/MWh. Dievariablen Kosten betrugen 16,07 Euro/MWh.69 Der Wir-kungsrad neuerer Braunkohlekraftwerke liegt zwischen43 und 45 Prozent.70 Da bei der Verbrennung des Primär-energieträgers Braunkohle CO2 ausgestoßen wird (CO2-Emmissionen als Kuppelprodukt), entstehen für dieKraftwerksbetreiber seit der Einführung des CO2-Han-delssystems gleichzeitig zusätzliche variable Kosten.

72. Bei Spitzenlastkraftwerken steigt die Bedeutung dervariablen Kosten im Vergleich zu den fixen Kosten starkan. Die fixen Kosten eines Gasturbinenkraftwerkes miteiner installierten Leistung von 150 MW und einer typi-schen Benutzungsdauer von 1 250 Stunden betrugen29,23 Euro/MWh. Die variablen Kosten lagen mit74,46 Euro/MWh weit über denen des Braunkohlekraft-werkes.71 Der Wirkungsgrad von reinen Gastur-

63 Gas- und Dampfturbinenkraftwerke können aufgrund ihrer schnellenAnlaufzeiten zur Abdeckung der Spitzenlast eingesetzt werden. Vgl.Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, Bundesministe-rium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Energieversor-gung in Deutschland – Statusbericht für den Energiegipfel am3. April 2006, Berlin 2006, S. 31.

64 Vgl. die Aufstellungen der Kraftwerke im Anhang. 65 Vgl. ebenda. 66 Vgl. ebenda.

67 Vgl. Konstantin, P., Praxishandbuch Energiewirtschaft – Energieum-wandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt, Hei-delberg 2007, S. 236, 248 f. Bei kapitalintensiven Kernkraftwerkenist der Anteil der Brennstoffkosten des Primärenergieträgers Uran anden gesamten Stromgestehungskosten sehr gering. So würde eineVerdopplung des Uranpreises nur zu einer 5-prozentigen Erhöhungder Stromgestehungskosten führen. Vgl. Bundesministerium fürWirtschaft und Technologie, Bundesministerium für Umwelt, Natur-schutz und Reaktorsicherheit, Energieversorgung in Deutschland – Sta-tusbericht für den Energiegipfel am 3. April 2006, Berlin 2006, S. 31.

68 Stromgestehungskosten bezeichnen die fixen und variablen Kosten,welche für die Energieumwandlung von einer anderen Energieformin Strom notwendig sind. Sie werden in Preis pro kWh bzw. MWhangegeben. Zu den im nachfolgenden angegebenen Stromgeste-hungskosten vgl. Konstantin, P., Praxishandbuch Energiewirtschaft –Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisiertenMarkt, Heidelberg 2007.

69 Vgl. ebenda, S. 236.70 Vgl. Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln

(Hrsg.), Prognos AG, Die Entwicklung der Energiemärkte bis zumJahr 2030 – Energiewirtschaftliche Referenzprognose, Energiereport IV,München 2005, S. 100.

71 Vgl. Konstantin, P., Praxishandbuch Energiewirtschaft – Energieum-wandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt, Hei-delberg 2007, S. 236.


binenkraftwerken ist mit etwa 38 Prozent tendenziellniedrig.72 Darüber hinaus sind die Kosten des Primärener-gieträgers Gas vergleichsweise hoch. Zusätzlich fallen beiGasturbinenkraftwerken Kosten für CO2-Zertifikate an,da auch die Verbrennung von Gas CO2-Emmissionen ver-ursacht. Der CO2-Ausstoß von Gasturbinenkraftwerkenist jedoch im Vergleich zu Kohlekraftwerken geringer,was sich auf die damit in Verbindung stehenden Kostenauswirkt.

73. Bei moderneren Gas- und Dampfturbinenkraftwer-ken werden die Abgase der Gasturbine in einem Dampf-kessel zur Erzeugung von Wasserdampf verwendet.Durch diesen kann wiederum eine weitere Turbine ange-trieben werden, womit sich der Wirkungsgrad von Gas-und Dampfturbinenkraftwerken auf 58 Prozent erhöhenlässt.733 Aufgrund des deutlich höheren Wirkungsgradeslassen sich Gas- und Dampfturbinenkraftwerke auch ver-mehrt im Bereich der oberen Mittellast einsetzen. Diefixen Stromgestehungskosten eines Gas- und Dampftur-binenkraftwerkes mit einer typischen jährlichen Benut-zungsdauer von 5 000 Stunden betrugen im Jahr 2005 nuretwa 12 Euro/MWh. Die variablen Stromgestehungskos-ten lagen bei ca. 41 Euro/MWh.74

74. Besonders niedrig sind die variablen Stromgeste-hungskosten von Kernkraftwerken und das, obwohl derWirkungsgrad von Kernkraftwerken nur zwischen36 Prozent (heutige Leichtwasserreaktoren) und 42 Pro-zent (Hochtemperaturreaktoren) liegt.75. Die geringenvariablen Kosten lassen sich insbesondere auf die nie-drigen Kosten für den Primärenergieträger Uran zurück-führen (nur etwa 3,5 Euro/MWh76). Darüber hinaus ver-ursachen Kernkraftwerke keine CO2-Emmissionen, sodass zusätzliche Zertifikatskosten ausbleiben. Fernersind die Kernkraftwerke, die sich aktuell in Deutschlandin Betrieb befinden, bereits abgeschrieben, so dassKapitaldienste nicht mehr anfallen. Vor diesem Hinter-grund setzen sich die Stromgestehungskosten eines älte-ren, bereits abgeschriebenen Kernkraftwerkes primär ausden variablen Kosten zusammen. Diese umfassen dieBrennstoff-, Personal-, Kernbrennstoffentsorgungs-, Versi-

cherungs- und O&M-Kosten.77 Die spezifischen Strom-gestehungskosten eines bereits abgeschriebenen Kern-kraftwerkes mit einer installierten Leistung von1 316 MW und einer typischen Benutzungsdauer von7 500 Stunden/Jahr lagen im Jahr 2005 bei etwa20 Euro/MWh.78 Für neuere, noch nicht abgeschriebeneKernkraftwerke wären hingegen noch Kapitaldienste inerheblichem Umfang zu tätigen. So würden bei einemKernkraftwerk des Baujahres 2004 mit einer installier-ten Bruttoleistung von 1 600 MW zusätzliche fixeStromgestehungskosten in Höhe von etwa 25 Euro/MWhanfallen. Die variablen Stromgestehungskosten wären imVergleich zu einem alten Kernkraftwerk mit etwa14,50 Euro/MWh deutlich niedriger, so dass die spezifi-schen Stromgestehungskosten bei etwa 39 Euro/MWhliegen würden.79

75. Bei Kernkraftwerken ist jedoch zu beachten, dassdie Entsorgung der Brennelemente erhebliche Unsicher-heiten und Kosten hervorruft. Darüber hinaus sind diespezifischen Abrisskosten eines Kernkraftwerkes im Ver-gleich zu Kraftwerken, die andere Energieträger nutzen,um ein Vielfaches höher.80

76. Neben den Problemen der Endlagerung und densehr hohen Abrisskosten haben vereinzelte Störfälle inden Kernkraftwerken mit gravierenden Auswirkungenauf die Umwelt (insbesondere Tschernobyl) dazu beige-tragen, dass die gesellschaftliche Akzeptanz dieser Formder Stromproduktion immer weiter abgenommen hat.Deshalb hat sich der Gesetzgeber im Jahr 2002 für einesukzessive Rückführung der Stromproduktion in Kern-kraftwerken bis hin zum vollständigen Atomausstieg ent-schieden. Im Atomgesetz von 2002 wird der Neubau vonkommerziellen Atomkraftwerken verboten (§ 7 Abs. 1Satz 2 Atomgesetz). Für im Betrieb befindliche Kern-

72 Vgl. Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln(Hrsg.), Prognos AG, Die Entwicklung der Energiemärkte bis zumJahr 2030 – Energiewirtschaftliche Referenzprognose, EnergiereportIV, München 2005, S. 103.

73 Vgl. ebenda. 74 Vgl. Konstantin, P., Praxishandbuch Energiewirtschaft – Energieum-

wandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt, Hei-delberg 2007, S. 236.

75 Vgl. Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln(Hrsg.), Prognos AG, Die Entwicklung der Energiemärkte bis zumJahr 2030 – Energiewirtschaftliche Referenzprognose, EnergiereportIV, München 2005, S. 104. Prinzipiell ließe sich der Wirkungsgradvon Kernkraftwerken aufgrund des großen technologischen Potenti-als weiter erhöhen. Jedoch beschäftigt sich die heutige Forschungprimär mit Sicherheitsfragen und der Lösung des Entsorgungspro-blems.

76 Vgl. Konstantin, P., Praxishandbuch Energiewirtschaft – Energieum-wandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt, Hei-delberg 2007, S. 248.

77 Dabei sind sowohl die Kernbrennstoffentsorgungskosten als auch dieVersicherungskosten nicht eindeutig zu quantifizieren, da die Lang-fristwirkungen von radioaktiver Strahlung auf die Umwelt nicht voll-ständig prognostizierbar sind. Der Betreiber eines Kernkraftwerkeswird nur in gewissen Umfang für verursachte Umweltschäden auf-kommen. Es ist nicht davon auszugehen, dass z. B. im Falle eines„Supergaus“ die hervorgerufenen negativen externen Effekte vondem Betreiber des Kernkraftwerkes vollständig internalisiert werden.

78 Vgl. Konstantin, P., Praxishandbuch Energiewirtschaft – Energieum-wandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt, Hei-delberg 2007, S. 248 f. Die Stromgestehungskosten für Kernkraft-werke wurden von dem Autor – auf Basis wesentlicherKostenbestandteile, für die Informationsmaterial vorlag – geschätzt,da keine aktuellen Kostenangaben für neuere Kernkraftwerke inDeutschland vorlagen.

79 Vgl. Konstantin, P., Praxishandbuch Energiewirtschaft – Energieum-wandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt, Hei-delberg 2007, S. 248 f.

80 Nach Angaben des Wissenschaftlichen Institutes für Kommunikati-onsdienste (WIK) waren die spezifischen Abrisskosten (Euro/MWh)eines Atomkraftwerkes im Jahr 2004 etwa 35 mal höher als die einesGasturbinenkraftwerkes und etwa 13 mal höher als die Abrisskostenvon Kohlekraftwerken. Konstantin weist darauf hin, dass die Kostenfür die Stilllegung und die Außerdienststellung eines Kraftwerkes jenach zugrunde liegender Quelle zwischen 9 und 15 Prozent der Bau-kosten eines Kernkraftwerkes liegen. Vgl. Konstantin, P., Praxis-handbuch Energiewirtschaft – Energieumwandlung, -transport und-beschaffung im liberalisierten Markt, Heidelberg 2007, S. 247.


kraftwerke wurden in § 7 Abs. 1a i. V. m. Anlage 3 Spalte2 Atomgesetz verbindliche Reststrommengen festgelegt.

77. Das Angebot an elektrischer Energie erfolgt – beigegebener Kraftwerkseignung, Netzkapazität und gesetz-lichen Auflagen – nach den Grenzkosten der Strompro-duktion in den jeweiligen Kraftwerken. Dabei entspre-chen diese kurzfristigen Grenzkosten in etwa den zuvorskizzierten variablen Kosten. Bei einem gegebenen, nied-rigen Großhandelspreis wird Strom nur von den Kraft-werken angeboten, die ihre kurzfristig variablen Durch-schnittskosten zu dem herrschenden Marktpreis deckenkönnen. Steigt der erzielbare Preis, so wird auch derStrom aus anderen Kraftwerken, mit höheren Grenzkos-ten der Stromproduktion, am Markt angeboten. Dieserkostenminimierende Einsatz der Kraftwerke bei gegebe-ner Stromnachfrage wird auch als Kraftwerksabruf nachder Merit Order bezeichnet.

78. Die Abbildung 3.2 soll schematisch verdeutlichen,wie die Kraftwerke bei gegebener technischer Eignung

abgerufen werden. Sie zeigt, dass zunächst Strom ausWasserkraft (hydro) nachgefragt wird, weil die Grenz-kosten bei Laufwasserkraftwerken am geringsten sind.Es folgt der Abruf von Strom aus Kernkraftwerken, dieden nuklearen Energieträger Uran (nuclear) verwendenund ebenfalls sehr geringe Grenzkosten aufweisen.Steigt die Nachfrage, so werden Braunkohle-(lignite)und schließlich Steinkohlekraftwerke (coal) abgerufen.Es folgen kombinierte Gasturbinenkraftwerke (CCGT,combined cycle gas turbine) und schließlich Gasturbi-nenkraftwerke (GT, gas turbine) zur Deckung der Spit-zenlast. Der schematisch dargestellte Abruf nach derMerit Order bezieht sich nur auf Anlagen, die marktori-entiert betrieben werden. Dieser Abruf der Kraftwerkegemäß ihren spezifischen Grenzkosten hat zur Folge,dass in Mittel- und Spitzenlastzeiten der Marktpreis– auch gerade bei gegebener Grenzkostenpreisbildung –über den kurzfristigen variablen Durchschnittskosten dergesamten Stromproduktion liegt.

A b b i l d u n g 3 . 2

Kraftwerksabruf nach der Merit Order1

1 In der Abbildung ist das Stromangebot auf Basis regenerativer Energiequellen bzw. Kraft-Wärme-Kopplungstechnik nicht berücksichtigt. Auf-grund der gesetzlichen Förderung von Anlagen, die regenerative Energieträger nutzen oder auf Basis der Kraft-Wärmekopplungstechnik arbeiten,ergeben sich Besonderheiten beim Angebot von Strom. Diese werden in Abschnitt 3.2.1.3 erörtert.

Quelle: European Commission, DG Competition Report on Energy Sector Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Tz. 370.


3.2.1.3 Sonderstellung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen und Kraft-Wärme-Kopplung

79. Eine Sonderstellung im Vergleich zu den skizziertentraditionellen Kraftwerken besitzen die Kraftwerke, dieStrom unter Einsatz sog. erneuerbarer Energiequellenbzw. mit der Technik der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)erzeugen. Diese Kraftwerke werden gesetzlich durch ei-nen vorrangigen Anschluss, eine vorrangige Abnahmedes Stroms durch den Netzbetreiber, eine vorrangigeÜbertragung und durch einen garantierten Mindestabnah-mepreis gefördert.81

80. Der Gruppe der erneuerbaren Energiequellen gehö-ren gemäß § 3 EEG Wasserkraft einschließlich der Wel-len-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie,Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie, En-ergie aus Biomasse einschließlich Biogas, Deponiegasund Klärgas sowie der biologisch abbaubare Anteil vonAbfällen aus Haushalten und Industrie an.

81. In Deutschland kommt der Windenergie die größteBedeutung der erneuerbaren Energiequellen zu. Wind-

kraftanlagen wandeln Windenergie in elektrische Energieum. Diese Anlagen werden in exponierten Lagen im Bin-nenland, in Küstennähe und als Offshore-Anlagen auf of-fener See eingesetzt. Die durchschnittliche installierteLeistung neuerer Windenergieanlagen betrug im Jahr2003 1,55 MW.82 Neuere Offshore-Windenergieanlagenhaben eine installierte Leistung von über 5 MW.83 DieLeistung einer einzelnen Windenergieanlage ist jedochkaum aussagekräftig, da zumeist mehrere Anlagen zu ei-nem Windpark zusammengefasst sind. In Tabelle 3.1 istdie installierte Leistung der kumulierten Windenergiean-lagen in den einzelnen Bundesländern aufgeführt. In derTabelle ist zu erkennen, dass Windenergieanlagenschwerpunktmäßig im norddeutschen und nordostdeut-schen Raum angesiedelt sind, da hier die Windgeschwin-digkeit durch die Nähe zur Küste relativ hoch ist. Die in-stallierte Leistung in Niedersachsen ist mit 5 282 MW amgrößten, gefolgt von Brandenburg und Sachsen-Anhalt.

82. Auch Photovoltaikanlagen kommt bei der Strompro-duktion eine wachsende Bedeutung zu. Diese Anlagenwandeln unter Einsatz von Solarzellen das Sonnenlichtdirekt in elektrische Energie um. Die installierte Leistungvon Photovoltaikanlagen ist noch immer vergleichsweisegering. Eine der größten Photovoltaikanlagen der Weltbefindet sich bei Arnstein und liefert nach Herstelleranga-ben eine Leistung von etwa 12 MW.84

83. Unter rein technischen Gesichtspunkten lassen sichsowohl Photovoltaikanlagen als auch Windenergieanla-gen – bei gegebenen günstigen Witterungsbedingungen –prinzipiell zur Deckung von Mittel- und Spitzenlast ein-setzen, da sie vergleichsweise schnell in bzw. außer Be-trieb genommen werden können. Die Eignung von Wind-kraftwerken und Photovoltaikanlagen zur Lastdeckungwird jedoch maßgeblich von den Witterungsbedingungenbeeinflusst. So ist die Strommenge, die durch Windener-gie erzeugt wird, mit der Windgeschwindigkeit hoch-korreliert, Gleiches gilt für Strom unter Nutzung derSonnenenergie. Demnach variieren die produziertenStrommengen während der Betriebszeiten stark. Falls esdie Witterungsbedingungen zulassen, sind Windenergie-und Photovoltaikanlagen dauerhaft in Betrieb, da dieGrenzkosten dieser Kraftwerke sehr gering sind.85 Sie tra-gen somit auch in Zeiten geringer Nachfrage (Last) zurDeckung des Elektrizitätsbedarfs bei.86 Dies gilt auch fürLaufwasserkraftwerke, die ebenfalls zur Deckung derGrundlast eingesetzt werden.

81 So ist in § 2 Abs. 1 EEG – der vorrangige Anschluss von Anlagen zur Erzeugung von Strom

aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas im Bundesgebieteinschließlich der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone(Geltungsbereich des Gesetzes) an die Netze für die allgemeineVersorgung mit Elektrizität,

– die vorrangige Abnahme, Übertragung und Vergütung diesesStroms durch die Netzbetreiber und

– der bundesweite Ausgleich des abgenommenen und vergütetenStroms

geregelt. Den Erzeugern von Strom aus regenerativen Energien wird ein ge-setzlicher Abnahmepreis garantiert, der in der Regel über demMarktpreis liegt. Die Vergütung ist, nach einzelnen Energieträgerndifferenziert, in den §§ 6 ff. EEG geregelt. Nach Angaben desVDEW führten die garantierten höheren Abnahmepreise im Jahr2006 im Vergleich zur Stromproduktion auf Basis von fossilen Ener-gieträgern und Kernenergie zu Mehrkosten von 3,2 Mrd. Euro. ImJahr 2006 betrugen die EEG-Vergütungen selbst 5 Mrd. Euro. Vgl.VDEW, Strommarkt in Deutschland – Zahlen und Fakten zur Strom-versorgung, Frankfurt a.M. 2007, S. 7. Der VDN erwartet, dass diedurchschnittliche EEG-Vergütung trotz der Vergütungsabsenkung fürNeuanlagen dauerhaft über 10 ct/kWh liegen wird. Diese Einschät-zung führt er auf die überdurchschnittliche Zunahme hochvergüteterEEG-Arten zurück. Vgl. VDN, Daten und Fakten – Stromnetze inDeutschland 2007, Berlin 2007, S. 15. In § 4 des Kraft-Wärme-Kopplungsgestzes (KWKG) ist die Abnah-me und die Vergütung von Kraft-Wärme-Kopplungsstrom (KWK-Strom) aus Kraftwerken mit KWK-Anlagen auf Basis von Steinkoh-le, Braunkohle, Abfall, Biomasse, gasförmigen oder flüssigen Brenn-stoffen, die im Geltungsbereich dieses Gesetzes liegen, geregelt. Da-bei wird KWK-Strom vom Anwendungsbereich des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes ausgenommen, wenn er nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz vergütet wird. Die Zuschlagszahlungen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes sind degressiv gestaffelt und werdennach dem Alter der Anlagen differenziert (§ 7 KWKG). Das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz tritt am 31. Dezember 2010 außer Kraft,sofern keine Verlängerung des Gesetzes beschlossen wird (§ 13 Abs. 2Satz 1 KWKG). Mit dem Außerkraftreten entfallen auch die Zu-schlagszahlungen für Strom aus KWK-Anlagen. Nach Angaben desVDN betrugen diese Zuschlagszahlungen im Jahr 2006 809 Mio. Eu-ro. Der erhobene Aufschlag lag bei durchschnittlich 0,32 ct/kWh.Vgl. VDN, Daten und Fakten – Stromnetze in Deutschland 2007,Berlin 2007, S. 16.

82 Vgl. Körner, S., Windenergie, in: Reiche, D. (Hrsg.), Grundlagen derEnergiepolitik, Frankfurt u. a. 2005, S. 143.

83 Vgl. Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln(Hrsg.), Prognos AG, Die Entwicklung der Energiemärkte bis zumJahr 2030 – Energiewirtschaftliche Referenzprognose, Energiereport IV,München 2005, S. 106.

84 Vgl. Solon AG, Solon AG weiht größtes Kraftwerk der Welt ein,URL: www.solonag.de/de/news/archiv_2006. htm# (Stand 24. Mai2007).

85 Im Vergleich zu fossilthermischen Kraftwerken und Kernkraftwer-ken sind die Primärenergieträger Wind und Sonne kostenlos.

86 Vgl. zu den Grenzkosten einzelner Kraftwerkstypen Bode, S.,Groscurth, H., Zur Wirkung des EEG auf den „Strompreis“, HWWADiscussion Paper 348, Hamburg 2006, S. 10.


Ta b e l l e 3 . 1

Entwicklung der jährlichen und kumulierten Anzahl von Windenergieanlagen (WEA)

Quelle: DEWI GMBH, Windenergie in Deutschland, Aufstellungszahlen für 2006, S. 2

BundeslandInstall. Leistung1.1.–31.12.2006

(MW)

Install. LeistungGesamt 31.12.2006

(MW)

Anzahl WEA1.1.–31.12.2006

Anzahl WEAGesamt 31.12.2006

Baden-Württemberg 62,60 325,18 34 295

Bayern 81,35 339,18 44 315

Berlin 0,00 0,00 0 0

Brandenburg 508,60 3 128,16 269 2 302

Bremen 13,90 64,20 5 47

Hamburg 0,00 33,68 0 57

Hessen 23,50 449,66 16 538

Mecklenburg-Vorpommern 138,30 1 233,20 68 1 203

Niedersachsen 377,98 5 282,54 219 4 724

Nordrhein-Westfalen 167,70 2 392,26 104 2 496

Rheinland-Pfalz 182,10 991,98 100 860

Saarland 0,00 57,40 0 54

Sachsen 65,95 769,02 39 734

Sachsen-Anhalt 339,75 2 533,01 180 1 828

Schleswig-Holstein 149,40 2 390,51 63 2 717

Thüringen 122,00 631,88 67 515

Gesamt 2 233,13 20 621,86 1 208 18 685

84. Die Investitionsentscheidung und die Einsatzzeiten von Energieträgern entstehende Wärme als auch die
von Anlagen auf Basis erneuerbarer Energiequellen wer-den in erheblichem Maße von den Vorschriften des Er-neuerbare-Energien-Gesetzes beeinflusst. Betreiber vonWindenergie- und Photovoltaikanlagen können – wieauch Betreiber anderer Anlagen, die erneuerbare Energie-quellen nutzen – ihren Strom zu jeder Zeit vorrangig inÜbertragungs- und Verteilnetze einspeisen. Die Mengemuss von den Netzbetreibern abgenommen und zu ge-setzlich vorgegebenen Preisen vergütet werden. DieseVorschriften des Erneuerbare-Energien-Gesetzes tragenebenfalls dazu bei, dass Kraftwerke, die erneuerbareEnergiequellen nutzen, in lastschwachen Zeiten in Kon-kurrenz zu traditionellen Grundlastkraftwerken stehen.Die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energie-quellen stellt de facto eine Reduzierung der frei am Marktbedienbaren Nachfragemengen dar, weil sie über weiteStrecken unabhängig vom geltenden Marktpreis erfolgt.
85. Strom wird darüber hinaus auch als Kuppelproduktbei der Wärmeerzeugung produziert. Über sog. Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) wird sowohldie bei der chemischen oder physikalischen Umwandlung

durch die Energieumwandlung erzeugte elektrische Ener-gie zu weiten Teilen genutzt. Als Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung können Dampfturbinen, Gasturbinen,Gas- und Dampfturbinen, Verbrennungsmotoren sowieBrennstoffzellen-Anlagen dienen. Die eingesetzten Ener-gieträger sind neben den fossilen Brennstoffen Stein-kohle, Braunkohle, Erdgas und Heizöl auch erneuerbareEnergieträger wie Biogas, Klärgas, Deponiegas, Pflan-zenöl, Holz, Pellets, Bioethanol, Solarthermie, Geother-mie, Siedlungsabfälle und Wasserstoff. Die installierteLeistung von KWK-Anlagen variiert sehr stark. Währendkleine dezentrale KWK-Anlagen eine Leistung von weni-gen Kilowatt aufweisen, reicht die Leistung größererKWK-Anlagen bis zu mehreren Megawatt. Die instal-lierte Leistung aller KWK-Anlagen in Deutschland be-trägt etwa 21 GW.87

87 KWK-Anlagen haben in Deutschland in etwa einen Anteil von11 Prozent an der gesamten Stromerzeugung. Vgl. URL: http://www.bkwk.de/bkwk/infos/grundlagen/index_html?ztitel=Potenziale(Stand 24. Mai 2007).


86. KWK-Anlagen, die auf Basis der Primärenergieträ-ger Geothermie, Energie aus Biomasse einschließlichBiogas, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biolo-gisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushaltenund Industrie arbeiten, werden durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz gefördert. Darüber hinaus erfolgt einebefristete Förderung aller übrigen KWK-Anlagen durchdass Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz.88 Die Anlagen wer-den als förderungswürdig angesehen, weil die gemein-same Produktion von Wärme und elektrischer Energie ei-nen im Vergleich zu Kraftwerken, die ausschließlich derStromerzeugung dienen, sehr hohen Nutzungsgrad (vonetwa 90 Prozent) erreichen und somit der Einsatz von Pri-märenergieträgern verringert werden kann.89

87. Aufgrund der gesetzlichen Bevorzugung erfolgt dieEinsatzplanung von KWK-Anlagen in der Regel nicht inAnlehnung an die geltenden Marktpreise und dietechnische Eignung zur Lastdeckung. Die Besitzer die-ser Anlagen haben zu jeder Zeit eine Abnahmegarantieihres Stroms durch den Betreiber des Netzes, in das sieihren Strom einspeisen. Vor diesem Hintergrund stehenKWK-Anlagen in lastschwachen Zeiten ebenfalls inKonkurrenz zu den traditionellen Grundlastkraftwerken,da durch die gesetzliche Bevorzugung bei der Ein-speisung, Abnahme und Vergütung eine faktischeReduzierung der frei bedienbaren Nachfragemengen er-folgt.

88. Bei einer Berücksichtigung von Strom aus erneuer-baren Energiequellen bzw. KWK-Anlagen ändert sich derin Abbildung 3.2 schematisch skizzierte Kraftwerksabrufnach der Merit Order in ihrem prinzipiellen Ablauf nicht.Die Grenzkosten der Stromerzeugung sind bei Kraftwer-ken, die mit erneuerbaren Energieträgern wie Wasser-,Windkraft und Sonnenenergie arbeiten, sehr niedrig.Auch bei Kraftwerken, die nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung arbeiten, sind die Grenzkosten derStromerzeugung durch den hohen Nutzungsgrad als Kup-pelprodukt relativ gering. Die gesetzliche Abnahmever-pflichtung bei garantierten Mindestpreisen hat zur Folge,dass der Strom aus Anlagen mit erneuerbarer Energie undKraft-Wärme-Kopplung unabhängig vom geltendenGroßhandelspreis angeboten wird. Bei der Entscheidungüber das eigene Stromangebot beachtet ein Betreiber ei-ner KWK-Anlage bzw. einer Anlage auf Basis erneuerba-rer Energiequellen primär den gesetzlich garantiertenMindestpreis, der in der Regel über den Großhandelsprei-

sen liegt.90 Der Betreiber einer bestehenden Anlage aufBasis von Kraft-Wärme-Kopplung oder erneuerbarenEnergien wird kurzfristig immer dann Strom anbieten,wenn die garantierte Vergütung über seinen variablenStückkosten liegt.91 Dies ist bei Anlagen, die die Energie-träger Wind, Wasser und Sonne nutzen, immer der Fall.Vor diesem Hintergrund wirkt sich dieses gesetzlich ge-förderte Stromangebot nicht direkt auf den Kraftwerksab-ruf nach der Merit Order aus, sondern kann vielmehr alseine Reduzierung der Last bzw. der Nachfrage nachStrom aus traditionellen Kraftwerken interpretiert wer-den.

89. Ausgehend von einer Gleichgewichtsmenge im Mit-tellastbereich sinkt – bei einer gegebenen unelastischenNachfrage – die Last um die Strommengen aus KWK-Anlagen und Anlagen mit erneuerbaren Energien. Dieserfiktive Nachfragerückgang hat bei gegebener Grenzkos-tenpreisbildung zur Folge, dass nicht mehr das kombi-nierte Gasturbinenkraftwerk aus Abbildung 3.2 dasGrenzkraftwerk am freien Markt darstellen würde, son-dern z. B. ein Steinkohlekraftwerk. Durch die faktischeReduzierung der frei bedienbaren Nachfragemengen be-einflusst das gesetzlich geförderte Stromangebot indirektdie Kraftwerkseinsatzplanung aller übrigen Kraftwerke.Die Beeinflussung ist insbesondere an Tageszeiten mitmittlerer bis niedriger Last vergleichsweise hoch, wäh-rend sie sich zu Spitzenlastzeiten kaum auswirken wird.

3.2.1.4 Jahresvollauslastungsstunden der Kraftwerke in Deutschland

90. Der charakterisierte Kraftwerksabruf nach der MeritOrder, die gesetzliche Sonderstellung von erneuerbarenEnergien und Kraft-Wärme-Kopplung sowie die natürli-che Fluktuation erneuerbarer Energieträger haben Ein-fluss auf die durchschnittliche Jahresstromproduktion ei-nes Kraftwerkes. Abbildung 3.3 lässt sich schließen, dassgroße Differenzen zwischen Laufzeit im Teillastbetriebund Laufzeit bei Vollauslastung der Kraftwerke bestehen.Die Abgrenzung der Kraftwerke erfolgt nach den einge-setzten Primärenergieträgern.

91. Ausgehend von der maximalen Stundenzahl von8 760 Stunden pro Jahr müsste z. B. ein Kraftwerk, dasden Primärenergieträger Uran nutzt, 7 770 Stunden beimaximaler Leistung in Betrieb sein, um die durchschnitt-liche Jahresstromproduktion aller in Deutschland zumEinsatz kommenden Kernkraftwerke zu erzeugen, bei ei-

88 Das Bundesministerium für Wirtschaft hat einen Referentenentwurfzur Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes erarbeitet.Dieser soll in der Koalition diskutiert werden, bevor er in die Ressor-tabstimmung geht. Das aktuelle Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz von2002 soll um eine befristete Förderung des Zubaus und der Moderni-sierung von KWK-Anlagen, die im Zeitraum ab Inkrafttreten der No-velle bis zum 31. Dezember 2012 in Dauerbetrieb genommen werdenund bestimmte Effizienzkriterien erfüllen, ergänzt werden. Die För-derung bestehender Anlagen soll hingegen, wie im Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz vorgesehen, auslaufen.

89 Vgl. VDEW, Strommarkt in Deutschland – Zahlen und Fakten zurStromversorgung, Frankfurt a.M. 2007, S. 22.

90 Falls der am Großhandelsmarkt erzielbare Marktpreis über dem ge-setzlich garantieren Mindestabnahmepreis liegt, kann sich der Betrei-ber von KWK-Anlagen oder Anlagen, die erneuerbare Energieträgernutzen, dazu entscheiden, seinen Strom am Großhandelsmarkt anzu-bieten.

91 Bei der Entscheidung über den langfristigen Betrieb einer Anlage aufBasis erneuerbarer Energien bzw. über den Bau einer derartigen An-lage sind die totalen Stückkosten relevant. Der (potentielle) Betreibereiner solchen Anlage wird nur dauerhaft im Markt verbleiben bzw. inden Markt eintreten, wenn er annimmt, dass er mittel- bis langfristigdie totalen Stückkosten decken und schließlich Gewinne machenkann, da sich nur so seine Investitionen in Anlagen, Personal etc.amortisieren.


A b b i l d u n g 3 . 3

Jahresvollauslastungsstunden der deutschen Kraftwerke

Quelle: VDEW, Strommarkt in Deutschland – Zahlen und Fakten zur Stromversorgung, Frankfurt a.M. 2007, S. 19

nem Photovoltaikkraftwerk wären es nur 940 Stunden.Da die Kraftwerke nicht immer voll ausgelastet sind, son-dern auch im Teillastbetrieb arbeiten, ist die tatsächlichejährliche Nutzungsdauer in der Regel höher. Die großeZahl an Jahresvolllaststunden hat zur Folge, dass Grund-lastkraftwerke mehr als die Hälfte des Stroms in Deutsch-land produzieren, obwohl ihr Anteil an den zur Verfügungstehenden Stromerzeugungskapazitäten nur etwa ein Drit-tel beträgt.92 Im Gegensatz dazu sind Wind- und Photo-voltaikanlagen nahezu das ganze Jahr in Betrieb, produ-zieren jedoch aufgrund der Witterungsverhältnisse in derRegel nicht mit maximaler Leistung.

3.2.1.5 Größenvorteile bei der Stromerzeugung

92. Bei der Stromerzeugung treten Größenvorteile auf,die jedoch im Bereich der relevanten Nachfrage ausge-schöpft sind. Deshalb ist aus ökonomischer Sicht das An-gebot von Elektrizität prinzipiell im Wettbewerb möglich.Unter der Annahme, dass die Kraftwerke so konstruiertsind, dass sie zumindest bei maximaler Auslastung ihretechnisch effiziente Betriebsgröße erreichen, stellt die in-stallierte Leistung einen guten Anhaltspunkt dafür dar, obsich die Erzeugerstufe grundsätzlich wettbewerblich or-ganisieren lässt. Die installierte Leistung der zuvor skiz-zierten Kraftwerke liegt zwischen unter 100 MW bis hinzu über 3 000 MW, je nach Kraftwerkstyp und Einsatzge-

biet. Die Nachfrage nach Strom lag am 11. Dezember2006 um 17.30 Uhr, dem Zeitpunkt der Jahreshöchstlastdes Jahres 2006, bei ungefähr 78 GW. Selbst wenn einesehr große, technisch effiziente Betriebsgröße von3 000 MW pro Kraftwerk angenommen würde, so ergäbesich hierdurch, dass zahlreiche konkurrierende Erzeugerauf dem deutschen Elektrizitätsmarkt Strom anbietenkönnten und dabei zu minimalen Stückkosten produzie-ren. Tatsächlich werden die angebotsseitigen Vorausset-zungen nicht nur durch die Jahreshöchstlast bestimmt. Siehat primär Einfluss darauf, welche Kraftwerkskapazitätvorgehalten werden muss, um die Versorgungssicherheitzu gewährleisten. Da es nicht selten zu Kraftwerksausfäl-len kommt und bei einigen Kraftwerken Revisionendurchzuführen sind, ist das Ziel der Versorgungssicher-heit nur mit einer deutlich höheren, insgesamt vorzu-haltenden Kraftwerkskapazität zu erreichen (vgl. Abbil-dung 3.4).

93. Darüber hinaus eignen sich nicht alle Kraftwerkezur Lastdeckung in jedem Bereich. Vor diesem Hinter-grund werden bei fluktuierender Nachfrage zahlreichekleinere Kraftwerke eingesetzt. Insofern wirkt sich diegeringere installierte Leistung und die größere vorzuhal-tende Kapazität positiv auf die mögliche Anzahl unter-schiedlicher Erzeugungsunternehmen aus. Konzentra-tionsfördernd kann hingegen der Wunsch derKraftwerksbetreiber wirken, das eigene Risiko bei derStromproduktion durch das Vorhalten eines Kraftwerks-parks zu minimieren.



A b b i l d u n g 3 . 4

Gesamte Kraftwerksleistung im Inland in GW

Quelle: VDN, Daten und Fakten – Stromnetze in Deutschland 2007, Berlin 2007, S. 21

3.2.2 Elektrizitätstransport über die Netze

3.2.2.1 Stromübertragung

94. Elektrische Energie wird über physische Netze (Lei-tungen), die zu dem europäischen Verbundnetz der Unionfor the Co-ordination of Transmission of Electricity(UCTE)93 zusammengefasst sind, zu den Endverbrau-chern transportiert. Alternative Transportwege sind auf-grund der Nichtspeicherbarkeit von Strom ausgeschlos-sen. Das nationale Stromnetz (Verbundnetz) besteht ausmehreren Netzebenen mit unterschiedlicher Spannung.

95. Der Grund für die unterschiedliche Netzspannungist, dass die durch den Transport über Leitungen auftre-tenden Energieverluste bei hoher Spannung vergleichs-weise gering gehalten werden können.94 Darüber hinaussind die Kosten von Netzen mit hoher Spannung pro Lei-tungsmeter geringer, da der erforderliche Leitungsumfangmit zunehmender Spannung abnimmt. Der geringere Lei-tungsumfang wirkt sich zum einen direkt auf die Kostender Leitungen aus. Zum anderen können Leitungen mitgeringem Umfang überirdisch verlegt werden, was imVergleich zu aufwendigen Tiefbauarbeiten deutlich gerin-gere Kosten zur Folge hat.

96. Vor diesen Hintergründen wird Elektrizität übergroße Entfernungen mit sehr hoher Spannung transpor-tiert. Um den Strom für die Endabnehmer nutzbar zu ma-

93 Die UCTE ist für die Koordinierung des Betriebes und die Erweite-rung des europäischen Netzverbundes zuständig, mit dem insgesamtüber 400 Millionen Verbraucher versorgt werden. Mitglieder sind34 Übertragungsnetzbetreiber aus 24 Ländern (Belgien, Bosnien-Herzegowina, Bulgarien, Dänemark, Deutschland, Frankreich, Grie-chenland, Italien, Kroatien, Luxemburg, Mazedonien, Montenegro,Niederlande, Österreich, Polen, Portugal, Rumänien, Schweiz, Ser-bien, Slowakei, Slowenien, Spanien, Tschechien und Ungarn). Dieskandinavischen Staaten haben sich zu einer eigenen Union, derNORDEL, zusammengeschlossen, wobei Dänemark – je nach geo-graphischer Lage – sowohl Mitglied der UCTE als auch derNORDEL ist. Die Netze der UCTE und der NORDEL sind durchAnlagen der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) mit-einander verbunden. Ebenfalls ein eigenes Verbundsystem bilden diebritischen Inseln. Die Inselstaaten Island, Malta und Zypern sind ankein Verbundsystem angeschlossen.

94 Da beim Stromtransport die Spannung durch den Ohmschen Wider-stand entlang der Stromleitung abfällt, geht ein Teil der eingespeistenelektrischen Arbeit verloren. Sie wird in Wärme umgewandelt undan die Umgebung abgegeben. Das Ohmsche Gesetz besagt, dass beikonstanter Leistung, gleichem Leitungswiderstand und gleichzeitigerErhöhung der Spannung die Stromstärke abnimmt. Eine geringereStromstärke führt zu geringeren Verlusten, da die Verlustleistungvom Widerstand der Leitung und dem Quadrat der Stromstärke ab-hängig ist. Eine höhere Stromstärke, wie sie auf niedrigeren Span-nungsebenen vorliegt, erfordert auch einen größeren Leitungsumfang(Querschnitt der Leitungen).


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Netzebenen

Quelle: VDN, Wie kommt der Strom ins Haus?, URL: http://www.vdn-berlin.de/bild_grundlagen_1.asp (Stand 6. Mai 2007)

chen, muss er jedoch auf eine niedrigere Spannung trans-formiert und in Verteilnetze mit der entsprechendenSpannung eingespeist werden.

97. Bei Übertragungs- bzw. Transportnetzen handelt essich in der Regel um Freileitungen.95 Sie weisen eine sehrhohe Betriebsspannung von 380 kV bzw. 220 kV auf, wo-durch die Übertragung von Elektrizität über große Entfer-nungen mit geringen Energieverlusten ermöglicht wird.Übertragungsnetze lassen sich bildlich als Kupferplattebeschreiben. An sie sind in der Regel Großkraftwerke an-geschlossen. Der in den Kraftwerken mit Hilfe von Gene-ratoren96 erzeugte Strom wird mit dem Transformator desKraftwerkes auf die entsprechende Spannung der Netz-ebene hochtransformiert und in das Übertragungsnetzeingespeist. Ausgehend von diesem Einspeisepunkt wirdder Strom zu sog. Umspannstationen in der Nähe vonVerbraucherzentren transportiert. Darüber hinaus sind andiese höchste Spannungsebene in sehr vereinzelten Fällenauch Verbraucher aus der energieintensiven Großindus-trie direkt angeschlossen. Umspannstationen in der Näheder Verbraucherzentren und angeschlossene Großkundenstellen die Entnahmepunkte der Kupferplatte dar. Die ge-samte Stromkreislänge dieses deutschen Höchstspan-nungsnetzes beträgt 36 000 km.

98. Das Verteilnetz ist durch eine Umspannstation andas Übertragungsnetz angeschlossen und besteht aus dreiSpannungsebenen:

– Hochspannungsnetz: 110 kV,

– Mittelspannungsnetz: 6 bis 60 kV,

– Niederspannungsnetze: 230 bis 400 V.

An die Verteilnetze sind Kraftwerke angeschlossen, diebis hin zur Niederspannungsebene Strom in das Netz ein-speisen. Auf niederen Spannungsebenen handelt es sichdabei um kleinere dezentrale Kraftwerke. Im Verteilnetzerfolgt der Fluss des Stromes (Lastfluss) schwerpunktmä-ßig in Richtung der Verbraucher. Bis auf wenige Ausnah-mefälle existieren keine Verbindungen zu den Verteilnet-zen anderer Übertragungsnetzbetreiber.

99. Die Übergabe von den Übertragungsnetzen (Höchst-spannungsnetzen) an die Verteilnetze (Hochspannungs-netze) erfolgt durch eine Transformation der Spannungvon 380 kV bzw. 220 kV auf 110 kV in Umspannanlagen.An diese Umspannanlagen sind bereits erste Nachfrageraus den Bereichen Großindustrie und Forschung ange-schlossen. Hochspannungsnetze verteilen den Strom zuden regionalen Verbrauchsschwerpunkten mit einemLeistungsbedarf von 20 bis 300 MW. Auch direkt an dasHochspannungsnetz angeschlossen sind größere industri-elle Kunden und der Schienenverkehr. Die gesamteStromkreislänge der deutschen Hochspannungsleitungenbeträgt 75 200 km.

95 Als Träger der Freileitungen dienen Strommasten, die in gewissenAbständen voneinander aufgestellt werden. Die Kosten für Freilei-tungen werden durch die geographischen Gegebenheiten beeinflusst.

96 Ein Generator wandelt mechanische in elektrische Energie um.


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Deutsches Höchstspannungsnetz


100. Die Übergabe von den Hochspannungsnetzen andie Mittelspannungsnetze erfolgt über weitere Um-spannstationen, die mit einer Spannung von 110 kV ge-speist werden und diese auf eine Spannung von 10 bis30 kV transformieren. Mittelspannungsnetze verteilenden Strom in Städten und einzelnen Landkreisen. Indus-triebetriebe mit einem Verbrauch zwischen einigen 100 kWund mehreren MW sind direkt an Mittelspannungsnetzeoder an die Umspannstationen angeschlossen. Die Strom-kreislänge aller Mittelspannungsleitungen in Deutschlandbeträgt 493 000 km.

101. Über eine Ortsnetzstation wird die Mittelspannungin Städten und im ländlichen Raum auf die Niederspan-nung von 400 bzw. 230 V transformiert. Anschließendwerden auf Niederspannungsebene die umliegenden Häu-ser und kleinere Gewerbebetriebe mit Strom versorgt.Durch die Anbindung aller Haushalte und Gewerbebe-triebe ist die Stromkreislänge aller Leitungen im deut-schen Niederspannungsnetz mit 1 067 100 km deutlichgrößer als auf allen anderen Netzebenen.

3.2.2.2 Systembetrieb

102. Die deutschen Netzbetreiber sind neben der Über-tragung und Verteilung von Strom dazu verpflichtet, die

nachfolgenden Systemdienstleistungen zur Sicherung derQualität der Stromversorgung zu erbringen: – Frequenzhaltung,– Spannungshaltung,– Betriebsführung,– Versorgungswiederaufbau nach Störungen.

103. Die Kosten, die den Netzbetreibern durch die Er-bringung der Systemdienstleistungen entstehen, könnendiese über die Netzzugangsentgelte an die Nachfragerihrer Transportdienstleitung weitergeben. Die System-dienstleistung Frequenzhaltung wird von den Übertra-gungsnetzbetreibern im Rahmen ihrer Verantwortung fürden reibungslosen Betrieb ihrer Regelzone erbracht. Füralle anderen Systemdienstleistungen sind Übertragungs-und Verteilnetzbetreiber verantwortlich.97

104. Das Übertragungsnetz ist ein engmaschiger Netz-verbund mit häufig wechselnder Richtung der Strom-flüsse. Die Gesamtnachfrage auf Verbundnetzebene wird

97 Die technischen Mindestanforderungen zur Sicherung der Stromver-sorgungsqualität sind in den Regelwerken GridCode 2000, Transmis-sionCode 2003, DistributionCode 2003 und MeteringCode 2006 fest-geschrieben.


durch alle hier angeschlossenen Kraftwerke bedient.Kommt es aufgrund von Kraftwerksausfällen zu größerenLeistungsschwankungen oder durch eine gestiegeneStromnachfrage einzelner Verbraucherzentren zur Ände-rung der Stromflüsse, so hat dies direkte Auswirkungenauf das gesamte Übertragungsnetz.

105. Das europäische Stromversorgungsnetz wird, un-abhängig von der Spannungsebene, mit einer Frequenzvon 50 Hz betrieben.98 Speisen Kraftwerke mehr Strom indas Netz ein, als zum gleichen Zeitpunkt entnommenwird, erhöht sich die Frequenz. Dies beeinflusst alle elek-trischen Geräte ebenso wie die Generatoren in den Kraft-werken, die mit einer konstanten Frequenz von 50 Hz ar-beiten. Eine Störung der Taktzahl kann im Extremfallzum Zusammenbruch des Netzes und damit zu einerUnterbrechung der Stromversorgung führen. Deshalbwurde im europäischen Verbundnetz ein Sicherheitswertvon +/– 0,05 Hz festgelegt, der die maximal zulässigeAbweichung der Frequenz determiniert. Im Rahmen die-ses Vergleichmäßigungsprozesses kooperieren alle Über-tragungsnetzbetreiber innerhalb der UCTE in einem ein-heitlichen Regelmechanismus, der sog. „Frequenz-Leistungs-Regelung“.

106. Die Konstanz der Frequenz wird durch die Koordi-nation von Bilanzkreisen und den Bilanzkreisausgleichgewährleistet. Ein Bilanzkreis besteht aus Entnahme-und/oder Einspeisepunkten innerhalb einer Regelzone.99

Der Bilanzkreisverantwortliche100 übernimmt als Schnitt-stelle zwischen Netznutzern und den Übertragungsnetz-betreibern die wirtschaftliche Verantwortung für Abwei-chungen zwischen Einspeisung und Entnahmen einesBilanzkreises. Er erstellt Fahrpläne für jede Viertelstundedes nachfolgenden Tages. In diesen Fahrplänen wird derEinsatz von Kraftwerken und der Betrieb der Netze so ko-ordiniert, dass die Leistungsbilanz des Bilanzkreises aus-geglichen ist, d. h. die Summe der Entnahmen der Summeder Einspeisungen entspricht. Bei der Aufstellung desFahrplans bedient sich der Verantwortliche bestimmterErfahrungswerte, Wetterprognosen und sonstiger Ereig-nisse, die den Lastverlauf beeinflussen können.

107. Da die Fahrpläne der Bilanzkreisverantwortlichenimmer nur Bedarfsprognosen darstellen, weicht die tat-sächliche Netzlast im Regelfall ab. Darüber hinaus ändertsich die Netzlast nicht im Viertelstundentakt, sondern injeder Sekunde. Da Stromeinspeisung und -entnahme injedem Augenblick im Gleichgewicht stehen müssen, istes Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber, dieses Gleich-gewicht zu gewährleisten (§ 12 Abs. 1 EnWG). DieseAufgabe beinhaltet die kurzfristige technische Koordina-tion des Kraftwerkseinsatzes mit der sich im Zeitablaufverändernden Nachfrage der Verbraucher. Dabei ist zu-sätzlich die zur Verfügung stehende Übertragungskapazi-tät der Netze zu berücksichtigen, um Netzengpässe zuvermeiden.

108. Bei einem auftretenden Ungleichgewicht wie einerÜberschussnachfrage nach Elektrizität wird ausglei-chende Energie in das Netz eingespeist (positive Regel-energie bzw. Regelleistung101). Bei einem Überschussan-gebot an elektrischer Energie werden Kraftwerkeabgeschaltet oder Kraftwerke nachgefragt, durch derenEinsatz Strom verbraucht wird (negative Regelenergiebzw. Regelleistung). Die Übertragungsnetzbetreiber sindzu jeder Zeit zu einer ausreichenden Vorhaltung an Rege-lenergie verpflichtet und kontrahieren zu diesem ZweckRegelleistung in dafür geeigneten Kraftwerken. Grund-sätzlich sind drei Stufen von Regelenergie zu differenzie-ren: Primär- und Sekundärregelung sowie Minutenre-serve, die jeweils in positiver als auch in negativer Formvorgehalten werden können. Die Primärregelung, die in-nerhalb von 30 Sekunden im jeweils erforderlichen Um-fang vollständig bereitgestellt werden muss, ruft derÜbertragungsnetzbetreiber automatisch aus regelfähigenKraftwerken ab. Auch die Sekundärregelung muss inner-halb von fünf Minuten im nachgefragten Umfang von re-gelfähigen Kraftwerken abgerufen werden können. DieMinutenreserve wird hingegen als Fahrplanlieferung imViertelstundentakt eingesetzt und muss innerhalb von15 Minuten vollständig abgerufen werden können.

109. Das Gebiet, in dem das Übertragungsnetz einesÜbertragungsnetzbetreibers liegt und in dem er die Sys-temverantwortung durch die Bereitstellung der Regelen-ergie übernimmt, wird als Regelzone bezeichnet.102 Ab-bildung 3.7 zeigt die vier Regelzonen im deutschenStromverbund.

110. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiberschreiben die Minutenreserve seit dem 1. Dezember 2006auf einer gemeinsamen Plattform deutschlandweit aus.Den Bedarf an Primär- und Sekundärleistungen deckensie zur Zeit noch über jeweils separate, zeitlich versetzteAusschreibungen. Die Ausschreibung soll jedoch auchhier vereinheitlicht werden (§ 30 StromNZV).

98 Die Frequenz beschreibt die Elektronenbewegung im elektrischenLeiter bei Wechselstrom.

99 Die Definition für Bilanzkreise findet sich in § 4 Abs. 1 StromNZV:„Innerhalb einer Regelzone sind von einem oder mehreren Netznut-zern Bilanzkreise zu bilden. Bilanzkreise müssen aus mindestens ei-ner Einspeise- oder einer Entnahmestelle bestehen. Abweichend da-von können Bilanzkreise auch für Geschäfte, die nicht dieBelieferung von Letztverbrauchern zum Gegenstand haben, gebildetwerden. Die Zuordnung eines Bilanzkreises als Unterbilanzkreis zueinem anderen Bilanzkreis ist zulässig. Die Salden eines Bilanzkrei-ses können mit Zustimmung der betroffenen Bilanzkreisverantwortli-chen bei der Abrechnung einem anderen Bilanzkreis zugeordnet wer-den, wobei auch dieser Bilanzkreis die Funktion einesUnterbilanzkreises haben kann.“

100 Die Aufgabe des Bilanzkreisverantwortlichen ist in § 4 Abs. 2StromNZV definiert: „Für jeden Bilanzkreis ist von den bilanzkreis-bildenden Netznutzern gegenüber dem Betreiber des jeweiligenÜbertragungsnetzes ein Bilanzkreisverantwortlicher zu benennen.Der Bilanzkreisverantwortliche ist verantwortlich für eine ausgegli-chene Bilanz zwischen Einspeisungen und Entnahmen in einem Bi-lanzkreis in jeder Viertelstunde und übernimmt als Schnittstelle zwi-schen Netznutzern und Betreibern von Übertragungsnetzen diewirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen Einspei-sungen und Entnahmen eines Bilanzkreises.“

101 Unter Regelenergie wird gemäß § 2 Nr. 9 StromNZV diejenige Ener-gie verstanden, die zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichtenin der jeweiligen Regelzone eingesetzt wird.

102 Der Begriff Regelzone ist in § 3 Nr. 30 EnWG definiert als „im Be-reich der Elektrizitätsversorgung das Netzgebiet, für dessen Primär-regelung, Sekundärregelung und Minutenreserve ein Betreiber vonÜbertragungsnetzen im Rahmen der Union für die Koordinierung desTransports elektrischer Energie (UCTE) verantwortlich ist“.


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Regelzonen in Deutschland


3.2.2.3 Größenvorteile beim Angebot von Stromtransportdienstleistungen

111. Sowohl die Kostenfunktion des Baus und Betrie-bes von Übertragungsnetzen als auch die Kostenfunktiondes Baus und Betriebes von Verteilnetzen sind im Bereichder relevanten Nachfrage subadditiv.103 Subadditivität be-sagt, dass ein Unternehmen bei gegebener Technik die re-levante Marktnachfrage kostengünstiger versorgt als jede

denkbare Kombination mehrerer Unternehmen. Eine sub-additive Kostenfunktion lässt sich bei gegebener Produk-tionsmenge für den Einproduktfall formal wie folgt dar-stellen: Die Kostenfunktion für die Menge aller am Marktproduzierten Gütermengen (M) sei K(M). Die gesamteProduktionsmenge setzt sich aus der Summe der Teilmen-gen Mn (n = 1, 2,…N) zusammen, die N Unternehmenproduzieren. Demnach ist eine Kostenfunktion strikt sub-additiv, wenn die Bedingung K(M) < K(M1) + K(M2)+…+ K(Mn) erfüllt ist.104

103 Subadditivität wurde von den Müller und Stahl für deutsche Übertra-gungsnetze empirisch belegt. Die Autoren gehen sogar davon aus,dass die Bedeutung von Größenvorteilen im Zeitablauf zunimmt.Vgl. Müller, J., Stahl, K., Regulation of the Market for Electricity inthe Federal Republic of Germany, in: Gilbert, R.J., Kahn, E.P.(Hrsg.), International Comparisons of Electricity Regulation, Cam-bridge u.a. 1996, S. 290. Darüber hinaus haben zahlreiche AutorenSubadditivität auf der Verteilnetzebene untersucht und diese eben-falls empirisch belegt. Vgl. unter vielen Burns, P., Weymann-JonesT.G., Cost Functions and Cost Efficiency in the Electricity Distributi-on: a Stochastic Frontier Approach, in: Bulletin of Economic Re-search, Vol. 48, 1996, S. 42–64.

104 Liegt allerdings eine strikte Subadditivität über alle Outputniveausvor, so wird der Sektor als „global subadditiv“ bezeichnet. Vgl. Kru-se, J., Ökonomie der Monopolregulierung, Göttingen 1985, S. 22. Ei-ne Funktion ist schwach subadditiv, wenn folgende Beziehung gilt:K(M) < K(M1) + K(M2) +…+ K(Mn). Die Gruppe der subadditivenKostenfunktionen kann neben den sinkenden Durchschnittskostenauch Kostenfunktionen enthalten, die eine Sprungstelle aufweisen,falls dennoch die Produktion durch einen Anbieter am kostengüns-tigsten ist.


112. Liegt bei der Produktion eines Gutes eine subad-ditive Kostenfunktion vor, so bedingt diese langfristigdas alleinige Angebot eines Anbieters auf einem Markt.Der Anbieter, der zuerst und möglichst weitgehend dieKostendegression realisiert hat, besitzt einen Wettbe-werbsvorsprung vor den Konkurrenten. Diesen wird esin der Regel nicht mehr gelingen, die Kostendegressionvoll auszuschöpfen. Demnach werden Nachfolger zumgleichen Preis nicht kostendeckend anbieten können undso vom Markt gedrängt bzw. von einem Markteintrittabsehen. Der Wettbewerbsprozess führt zur Verengungder Marktstruktur, die erst bei dem Angebot durch eineneinzigen Anbieter zum Stillstand kommt. Dieses Ange-bot stellt das gesamtwirtschaftliche Stückkostenmini-mum dar. Ein Monopol, das durch die charakterisierten,strukturellen Besonderheiten auf der Angebotsseite ent-steht, wird traditionell als natürliches Monopol bezeich-net.

113. Im Bereich der Stromübertragung wird die Subad-ditivität primär durch die technische Steuerfunktion desSystembetriebs hervorgerufen. Bei der Stromverteilungergibt sich die subadditive Kostenstruktur aus den hohenFixkosten, die das Verlegen der engmaschigen Leitungs-netze hervorruft.105 Im Gegensatz dazu sind die variablenKosten der Stromdurchleitung vergleichsweise gering, sodass die Durchschnittskosten im Bereich der relevantenMarktnachfrage sinken.106 Insbesondere die Investitionenin Leitungsnetze sind zum großen Teil spezifisch. Die In-vestitionsobjekte lassen sich nicht bzw. kaum einer ande-ren Verwendung zuführen. Demnach sind die mit denspezifischen Investitionen in Verbindung stehenden Kos-ten über weite Strecken unwiederbringlich verloren (sog.versunkene Kosten).

114. Versunkene Kosten rufen zwischen dem etabliertenUnternehmen und den potentiellen Konkurrenten einegrundsätzliche Asymmetrie in der Konkurrenzsituationhervor. Versunken sind die Kosten nur für das etablierteUnternehmen, weil dieses die spezifischen Investitionenbereits getätigt hat. Der potentielle Konkurrent kann sichnoch gegen den Markteintritt und die damit anfallenden

spezifischen Investitionen entscheiden. Der Etablierte be-rücksichtigt in seiner kurz- bis mittelfristigen Preiskalku-lation die irreversiblen Kosten nicht, da sie bei einemMarktaustritt ohnehin verloren wären (post-entry deci-sion). Für die Preiskalkulation eines Newcomers sind vordem Markteintritt (pre-entry decision) hingegen die tota-len Durchschnittskosten – somit auch die versunkenenKosten – relevant. Ein Newcomer wird nur dann seineProdukte anbieten, wenn er annimmt, zu dem erwartetenMarktpreis Gewinne zu realisieren. Erwartet er, dass deretablierte Anbieter nach seinem Markteintritt die Preiseunter die totalen Durchschnittskosten senkt (weil die ver-sunkenen Kosten ex post nicht mehr entscheidungsrele-vant sind), so wird der Newcomer von einem Marktein-tritt absehen. Der Newcomer muss nämlich befürchten,dass bei einem Marktaustritt der größte Teil der getätigtenInvestitionen unwiederbringlich verloren ist, da sichkaum ein Käufer für ein Zweitnetz finden wird. Die ge-nannten Gründe kennen den Newcomer an einem Markt-eintritt hindern, da der Marktaustritt bei Misserfolg nichtohne Verluste erfolgen wird.107

115. Die Asymmetrien bei der Preiskalkulation zwi-schen Newcomer und Etabliertem, die durch die irrever-siblen Kosten hervorgerufen werden, können mit demAnteil der irreversiblen Kosten an den Gesamtkosten inihrer Höhe schwanken. Mit dem Anteil der irreversiblenKosten variiert die Höhe der Marktzutrittsschranke. AlsFolge entsprechend hoher Irreversibilitäten kann derMarkteintritt eines Newcomers selbst dann ausbleiben,wenn der Etablierte gravierende Ineffizienzen auf-weist.108

116. Der ungehinderte Zugang zu den Elektrizitätsver-sorgungsnetzen stellt für den Wettbewerb auf den vor-und nachgelagerten Märkten der Stromerzeugung, desStromhandels und des Endkundenvertriebs eine wesentli-che Einrichtung (essential facility) dar. Da der deutscheElektrizitätsmarkt durch eine vertikale Integration vielerVersorgungsunternehmen gekennzeichnet ist, bestehtnicht nur die Gefahr, dass die Nachfrager von Transport-dienstleistungen (Durchleitung auf der Netzebene) einenmissbräuchlich überhöhten Preis zu zahlen haben. Es be-steht zusätzlich die Gefahr, dass der Monopolist auf derNetzebene seine Marktmacht missbraucht, um diese auf105 Vgl. Monopolkommission, Wettbewerbspolitik im Schatten „Natio-

naler Champions“, Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005,Tz. 1118.

106 Ein natürliches Monopol kann durch neue Techniken oder einendeutlichen Anstieg der relevanten Nachfrage obsolet werden. DaStrom in absehbarer Zeit nicht in größeren Mengen speicherbar ist,werden die Nachfrager auch weiterhin auf den leitungsgebundenenTransport von Strom angewiesen sein. Auch von einem deutlichenNachfrageanstieg lässt sich nicht ausgehen. Nach einer Prognose vonEWI/Prognos wird der Stromverbrauch bis 2010 mit 0,5 Prozent proJahr kaum merklich ansteigen. Bereits für das Jahr 2020 wird ange-nommen, dass die Bruttostromerzeugung bereits geringfügig unterdem Niveau von 2006 liegt. In einer weiteren Studie von Wagneru. a. erwarten die Autoren, dass die Bruttostromerzeugung inDeutschland bis zum Jahr 2020 um mehr als 5 Prozent gegenüberdem Niveau von 2004 abnehmen wird. Vgl. Bundesministerium fürWirtschaft und Technologie, Bundesministerium für Umwelt, Natur-schutz und Reaktorsicherheit, Energieversorgung in Deutschland –Statusbericht für den Energiegipfel am 3. April 2006, Berlin 2006,S. 53. Vor diesem Hintergrund werden die strukturellen Monopolisie-rungstendenzen auf absehbare Zeit erhalten bleiben.

107 Irreversibilitäten können in gewissem Ausmaß bei allen Marktstruk-turen auftreten. Eine besondere Gefahr liegt jedoch vor, wenn Irre-versibilitäten gleichzeitig mit bedeutenden nicht ausgeschöpftenGrößenvorteilen vorkommen. Die Größenvorteile zwingen den New-comer, mit einer ähnlich großen Kapazität wie der Etablierte in denMarkt einzutreten. Hierdurch wird eine Überkapazität auf dem Marktverursacht, die wiederum einen Preisverfall zur Folge hat. Überkapa-zitäten führen insbesondere dann zu Problemen, wenn die Nachfra-gekurve unelastisch ist. Hierdurch kann ein „branchenruinöser Preis-verfall“ verursacht werden. Derartige Beobachtungen sindbeispielsweise in der Landwirtschaft gemacht worden. Vgl. Fritsch,M. Wein, T., Ewers, H. J., Marktversagen und Wirtschaftspolitik,München 2005, S. 210 ff. Sollten die Größenvorteile hingegen relativschnell ausgeschöpft sein, so steigt die Wahrscheinlichkeit, dass sichein Newcomer trotz Vorliegens von irreversiblen Kosten für denMarkteintritt entscheidet.

108 Vgl. Kruse, J., Ökonomie der Monopolregulierung, Göttingen 1985,S. 12.


angrenzende Märkte zu übertragen.109 Darüber hinauskann generell davon ausgegangen werden, dass ein durchhohe Marktzutrittsschranken geschütztes Netzmonopolzu dynamischen Ineffizienzen führt. Vor allem die aus derMonopolresistenz resultierenden Diskriminierungsmög-lichkeiten auf der Netzebene haben dafür gesorgt, dassdie nach der Marktöffnung zu beobachtende Intensivie-rung des Wettbewerbs auf den Elektrizitätsmärkten insStocken geraten ist. Aufgrund der besonderen Bedeutungder Elektrizitätswirtschaft sah sich der EU-Gesetzgeberdazu veranlasst, die Netzebene über weite Strecken einerEx-ante-Regulierung zu unterziehen.110 Ziel der Regulie-rung ist es Ausbeutung, Diskriminierung und dynamischeIneffizienzen durch die Anwendung geeigneter Regulie-rungsinstrumente zu verhindern. Dabei soll dem Netzbe-treiber die Möglichkeit gegeben werden, dass sich seineingesetztes Kapital adäquat verzinst. Der Netzbetreiberwird nur dann in den Ausbau und die Instandhaltung vonNetzen investieren, wenn er annimmt, dass sich diese In-vestitionen mittel- bis langfristig amortisieren.

3.2.3 Handel

117. Die Nichtspeicherbarkeit von Strom bedingt, dassausschließlich Strombezugsrechte und nicht der Stromselbst als Gut verkauft werden. Strombezugsrechte be-rechtigen ihren Besitzer, über einen bestimmten, in derZukunft liegenden Zeitraum eine festgelegte Menge anStrom aus dem Netz zu entnehmen. Der Veräußerer dieserRechte ist während des gleichen Zeitraums dazu ver-pflichtet, die entsprechende Menge an Strom zur Verfü-gung zu stellen. 118. In der Zeit vor der Liberalisierung war es üblich,dass große Industriekunden und Weiterverteiler im We-sentlichen ihren (zusätzlichen) Strombedarf durch lang-fristige bilaterale und individuelle Verträge deckten.Kurzfristige Verträge hatten vornehmlich zwischen denVerbundunternehmen eine Relevanz. Sie wurden abge-schlossen, um unvorhersehbare Bedarfs- und Kapazitäts-schwankungen auszugleichen. 119. Die Liberalisierung hat vielfältige neue Formen desStromhandels hervorgebracht, die sich nach ihrer Fristig-keit differenzieren lassen. Auch weiterhin werden lang-fristige bilaterale Stromhandelsgeschäfte bzw. -lieferver-träge abgeschlossen, die entweder Vollbezugs- oderBandbezugsverträge sind. Bei Vollbezugsverträgen be-zieht z. B. ein Weiterverteiler von der Handelstochtereines Verbundunternehmens die gesamte benötigte Strom-menge. Bei Bandbezugsverträgen wird diesemWeiterverteiler eine konstante, jedoch nicht die gesamte

benötigte Strommenge während der Vertragslaufzeit ge-liefert. 120. Bei Kleinkunden beinhalten bilaterale Vereinba-rungen standardisierte Lieferkontrakte, die sich in denStromtarifen wiederfinden. Diese Lieferkontrakte werdenin der Regel mit den Weiterverteilern abgeschlossen.Großkunden handeln hingegen ihre Konditionen unterBeachtung ihres Lastprofils individuell mit den Weiter-verteilern oder mit den Handelsabteilungen der Stromer-zeuger aus. Hierbei ist es auch möglich, dass sich mehrereGroßkunden zu Einkaufsgemeinschaften zusammen-schließen, um bessere Konditionen zu erlangen. 121. Traditionelle Liefervereinbarungen sind dadurchgekennzeichnet, dass die Stromkontrakte nach dem Ver-tragsabschluss nicht mehr gehandelt werden. Durch dieselangfristigen Lieferverträge werden noch immer mehr als50 Prozent des Strombedarfs von industriellen Großkun-den und vor allem von Weiterverteilern gedeckt. DieGründe für die weiterhin anhaltende Popularität dieserVertragsform können aus Sicht des Käufers günstige Ein-kaufskonditionen und eine langfristige Preisgarantie sein.In der Europäischen Union werden langfristige Lieferver-träge auch zwischen einzelnen Ländern abgeschlossen.So bezieht Italien einen Teil seines Stroms aus Frankreichund verzichtet auf den Kraftwerksbau zur vollständigenDeckung des eigenen Bedarfs. Für den Verkäufer vonStrom können langfristige Stromhandelsgeschäfte eineAbsatzsicherung darstellen. Darüber hinaus haben dievier größten Erzeuger EnBW, E.ON, RWE und VattenfallEurope auch maßgebliche Beteiligungen an Weitervertei-lern, die sie mit dem eigenen Strom beliefern. 122. Neben den langfristigen Lieferverträgen werdenvermehrt kurz- und mittelfristige Stromhandelsgeschäftegetätigt. Im Rahmen dieser Stromhandelsgeschäfte werdenstandardisierte Stromkontrakte, je nach Lieferperiode oderLastprofil, über Plattformen wie den institutionalisiertenHandelsplatz der Leipziger Energiebörse (EuropeanEnergy Exchange, EEX)111 oder over the counter (OTC)über Telefon bzw. B2B-Plattformen im Internet gehandelt. 123. Dies hat den Vorteil, dass z. B. die Abhängigkeitvon einzelnen Lieferanten sinkt und Weiterverteiler sowieindustrielle Endverbraucher schneller auf Preisentwicklun-gen reagieren können. Darüber hinaus ergeben sich für„reine“ Handelsunternehmen ohne eigenes Netz und ohneeigene Erzeugerkapazität neue Möglichkeiten, auf diesemStromgroßhandelsmarkt tätig zu werden. Nach der Libera-lisierung des Stromhandels stiegen das Handelsvolumenund die Zahl der Handelsgeschäfte deutlich an. Diese dy-namische Marktentwicklung wurde insbesondere durchden Aufbau zentraler Handelsplätze wie der EEX forciert. 124. In der Regel wird von Weiterverteilern und indus-triellen Endverbrauchern ein großer Teil der benötigtenMenge ein bis drei Jahre im Voraus gekauft. Sofern dieUnternehmen keinen traditionellen Vollversorgungsver-trag haben, findet die Feinabstimmung der Menge erstmittelfristig bis kurz vor dem eigentlichen Bedarf statt.Um die entsprechenden Einkaufsmengen möglichst prä-

109 Die Marktmachtübertragung lässt sich insbesondere mit dem „Instru-ment“ der Netzzugangsdiskriminierung von Wettbewerbern auf dender Netzebene vor- oder nachgelagerten Märkten erreichen. „Diskri-minierung kann dabei in direkter Form durch Benachteilung fremderNutzer bei der Durchleitung auftreten oder in indirekter Form durchVerwendung überhöhter Netzzugangsentgelte zur verdeckten Sub-ventionierung anderer Geschäftsbereiche des vertikal integriertenEnergieversorgungsunternehmens, die dadurch einen unkontrollier-ten Vorteil im Produktwettbewerb erlangen.“ Vgl. Bundesregierung,Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirt-schaftsrechts, Bundestagsdrucksache 15/3917 vom 14. Oktober2004, S. 51, l. Sp.

110 Vgl. ebenda, S. 1.111 Das EEX-Handelssystem basiert auf dem elektronischen System

XETRA.


zise festlegen zu können, zerlegen die Sales Portfolio Ma-nager großer industrieller Endverbraucher und Weiterver-teiler ihren prognostizierten Lastgang. Sie unterscheidenzwischen Baseload112, Peakload113 und Off-Peak114. Kurzvor dem tatsächlichen Bedarf wird der prognostizierteLastgang, z. B. unter Einbezug von Wetterprognosen, sopräzise wie möglich „nachgefahren“. Falls für gewisseZeiten zu wenig Strom eingekauft wurde (sog. Short-Zei-ten), wird nachgekauft; falls zu viel Strom eingekauftwurde (sog. Long-Zeiten) wird versucht, die überschüs-sige Menge zu verkaufen. Das Ziel dieses möglichst prä-zisen Nachfahrens des prognostizierten Lastgangs ist es,den Bezug der zumeist teureren Regelenergie, die sichdurch die Abweichung von gelieferter und verbrauchterMenge ergibt, möglichst gering zu halten.115

125. Die kurz- und mittelfristige Beschaffung vonStrom kann zum einen über den sog. OTC-Markt, zumanderen über einen institutionalisierten Handelsplatz wiedie Leipziger Energiebörse EEX erfolgen. Sowohl auf au-ßerbörslichen Handelsplätzen als auch an der Strombörsewerden Spot- und Terminkontrakte gehandelt. Spotge-schäfte sind Kurzfristgeschäfte, die am sog. Spotmarktgetätigt werden. In der Regel hat ein Spotgeschäft einephysische Lieferung – zumeist am Tag nach dem Han-delsabschluss – zur Folge.116 Hierdurch werden spontaneBedarfsschwankungen ausgeglichen, womit der Spot-markt zur Glättung der zuvor skizzierten Mengenrisikendient. Das Spotgeschäft konzentriert sich in Deutschlandprimär auf die EEX.

126. Am Terminmarkt werden Optionen117, Futures118,Forwards119 und strukturierte Produkte120 gehandelt. For-

wards und strukturierte Produkte werden ausschließlicham OTC-Markt und Futures ausschließlich an der Börsegehandelt. Die Erfüllung dieser Geschäfte erfolgt auf demOTC-Markt sowohl physisch als auch finanziell. An derEEX werden Termingeschäfte ausschließlich finanziellerfüllt. Die am Terminmarkt gehandelten Produkte habenLaufzeiten von bis zu mehreren Jahren und unterscheidensich damit signifikant vom Spotmarkt. Das gehandeltemengenmäßige Volumen am Terminmarkt ist nur bedingtaussagekräftig, da z. B. derselbe Future und demnach diezugrunde liegende Strommenge mehrfach gehandelt wird.Jedoch lässt sich davon ausgehen, dass noch immer über80 Prozent der Termingeschäfte over the counter und we-niger als 20 Prozent an der EEX getätigt werden.

127. Aus ökonomischer Sicht ist der Groß- und Einzel-handel mit Elektrizität prinzipiell wettbewerblich organi-sierbar, was sich an der Vielzahl von Anbietern undNachfragern zeigt. Bedeutende nachfrageseitige Größen-vorteile (sog. positive Netzwerkeffekte), die zu Monopo-lisierungstendenzen führen könnten, lassen sich lediglichfür den Betrieb von Handelsplattformen wie der EEX be-obachten. Diese können insbesondere aus zwei Gründenbisher als wettbewerblich unproblematisch angesehenwerden. Zum einen befindet sich der Markt für elektroni-sche Stromhandelsplattformen in der Wachstumsphase.Es ist anzunehmen, dass die Betreiber dieser Plattformenversuchen werden, mit niedrigen Nutzungspreisen Kun-den anzulocken, um eine kritische Masse an Teilnehmernzu erreichen.121 Zum anderen existieren enge Substitu-tionsbeziehungen zum traditionellen bilateralen Handel,dem OTC-Geschäft und anderen Strombörsen in Europa.Vor diesem Hintergrund darf davon ausgegangen werden,dass der Preissetzungsspielraum von Betreibern elektro-nischer Stromhandelsplattformen noch begrenzt ist.

3.3 Marktabgrenzung

3.3.1 Traditionelle Marktabgrenzung des Bundeskartellamtes

128. Vor dem Hintergrund einer vertikalen Gliederungdes Stromabsatzes in überregionale Verbundunterneh-men, regionale Verbundunternehmen und lokale Verteil-unternehmen (Stadtwerke) unterschied das Bundeskar-tellamt in der Vergangenheit drei sachlich relevanteMärkte. Zum einen grenzte es den Markt für die Beliefe-rung von Weiterverteilern ab, auf dem die inländischenStromerzeuger und Stromimporteure als Anbieter den Re-gionalversorgern und Stadtwerken als Nachfrager gegen-überstanden. Zum anderen gab es den Markt für Endkun-den, der unter Beachtung des Nachfrageverhaltens inzwei Märkte, den der gewerblichen bzw. industriellenGroßkunden und den der Kleinkunden, unterteilt wurde.Demnach standen auf dieser unteren Marktstufe dieStromversorgungsunternehmen als Lieferanten von Stromden Großkunden und Kleinkunden als Endverbraucherngegenüber.

112 Baseload bezeichnet die Stromlieferung innerhalb eines standardisiertenLieferzeitraums (Monat, Quartal, Jahr) mit den Liefertagen Montag bisSonntag und den 24 Lieferstunden 0 bis 24 Uhr pro Liefertag.

113 Peakload bezeichnet die Stromlieferung innerhalb eines standardisier-ten Lieferzeitraums (Monat, Quartal, Jahr) mit den Liefertagen Montagbis Freitag und den 12 Lieferstunden 8 bis 20 Uhr pro Liefertag.

114 Off-Peak bezeichnet den Zeitraum der Niedriglaststunden im Strom-netz. Dieser ist werktags zwischen 20 und 24 bzw. 0 und 8 Uhr sowiesamstags, sonntags und an Feiertagen von 0 bis 24 Uhr.

115 Nach § 4 Abs. 2 Satz 2 EnWG übernimmt der Bilanzkreisverantwort-liche (z. B. der Händler) als Schnittstelle zwischen Netznutzern undBetreibern von Übertragungsnetzen die wirtschaftliche Verantwor-tung für Abweichungen zwischen Einspeisungen und Entnahmen ei-nes Bilanzkreises.

116 Dies ist vergleichbar mit der Valutierung von Wertpapieren. 117 Eine Option ist ein bedingtes Termingeschäft. Der Käufer einer Op-

tion hat das Recht, jedoch nicht die Pflicht, eine bestimmte Mengedes Underlyings (z.B. Strom) zu kaufen (Call-Option) bzw. zu ver-kaufen (Put-Option). Der Verkäufer einer Option hat die Pflicht, dasentsprechende Underlying zu liefern (Call-Option) oder vom Käuferabzunehmen (Put-Option). Er erhält dafür eine Prämie, deren Höhevon den Optionsparametern beeinflusst wird. Falls eine Option zumVerfallstermin nicht ausgeübt wird, verfällt sie und ist wertlos.

118 Ein Future ist ein standardisierter börsengehandelter Vertrag einesTermingeschäftes, bei dem sich eine Vertragspartei verpflichtet, einedefinierte Menge eines Gutes in der Zukunft zu einem heute verein-barten Preis zu kaufen bzw. zu verkaufen.

119 Ein Forward ist ein nicht standardisierter Terminkontrakt mit eindeu-tig festgelegten Eigenschaften, der nicht an der Börse gehandelt wird.Positionen in Forwards haben die gleichen Charakteristika undMarktrisiken wie die zugrunde gelegte Commodity.

120 Der Begriff strukturierte Produkte beinhaltet Energielieferverträge,durch die Versorgungsunternehmen und Industriekunden ihr Be-schaffungsportfolio exakt an ihre spezifischen Bedürfnisse anpassen.

121 Die Penetrationspreisstrategie ist eine typische Strategie auf Märk-ten, die durch bedeutende Netzwerkeffekte gekennzeichnet sind.


129. In räumlicher Hinsicht hat das Amt die Märkte fürStromweiterverteiler (überwiegend Stadtwerke) undStrom-Großkunden bundesweit abgegrenzt. Der Marktfür Kleinkunden wurde hingegen regional oder lokal ab-gegrenzt.122

130. Der Stromhandel wurde im Rahmen dieserMarktabgrenzung nicht berücksichtigt. Die Monopol-kommission hat sich bereits in ihrem Sechzehnten Haupt-gutachten für eine Abkehr von dieser traditionellenMarktabgrenzung ausgesprochen, da sie aufgrund derneueren Entwicklungen auf der Großhandelsebene alsnicht mehr zeitgemäß erschien. Durch den Stromhandel,der sowohl das Handelsgeschäft an der deutschen Ener-giebörse EEX umfasst als auch außerbörslich stattfin-dende bilaterale Geschäfte (sog. OTC-Geschäfte), habensich neue Möglichkeiten für die Händler und Weiterver-teiler als Nachfrager auf der Distributionsstufe ergeben.Die Monopolkommission schlug vor, den Weiterverteiler-markt in zwei Märkte aufzuspalten mit dem Handel alsneuer Zwischenstufe. Sie verwies auf die Möglichkeit,den Ansatz der Europäischen Kommission zu überneh-men, die zwischen folgenden sachlich relevanten Märk-ten unterscheidet:123

a) Stromerzeugung und Großhandelslieferung von elek-trischer Energie (d. h. Erzeugung von elektrischerEnergie in Kraftwerken und physische Einfuhr vonStrom über Verbindungsleitungen und dessen Verkaufim Großhandelsmarkt an Händler, Verteilungsgesell-schaften oder große Industrieendverbraucher),

b) Transport von elektrischer Energie über Hochspan-nungsnetze,

c) Verteilung von elektrischer Energie über Niederspan-nungsnetze,

d) Einzelhandelslieferung von elektrischer Energie anEndverbraucher,

e) Bereitstellung von Ausgleichsenergie.124

Die Europäische Kommission differenziert – in Anleh-nung an die unterschiedlichen Kundenkategorien – denunter d) aufgeführten Bereich „Einzelhandelslieferungvon elektrischer Energie an Endverbraucher“ in mehreresachlich relevante Märkte. Die Kundenkategorien werdendabei von der Kommission auf der Basis des geltendenRechtsrahmens und der jeweiligen Verbrauchsprofile er-mittelt. In den Jahren vor der Liberalisierung, als die Pri-vatkunden noch nicht die Möglichkeit zum Wechsel ihresStromanbieters besaßen, unterschied die Kommission diedrei sachlich relevanten Märkte der Einzelhandelsliefe-rung von elektrischer Energie an

– mittlere und große Geschäftskunden aus Industrie undGewerbe,

– kleine Geschäftskunden aus Industrie und Gewerbesowie

– Privatkunden.

Bisher hat die Europäische Kommission die Frage, ob diePrivatkunden und kleinen Geschäftskunden nach der Öff-nung des Privatkundenmarktsegmentes zum gleichenMarkt zu zählen sind, ausdrücklich offen gelassen.

3.3.2 Modifizierter Ansatz des Bundeskartellamtes

3.3.2.1 Marktstufen131. Während das Bundeskartellamt im Rahmen desFusionskontrollverfahrens von E.ON/Eschwege noch dietraditionelle Marktabgrenzung vornahm, wurde dieMarktabgrenzung im Rahmen des Revisionsverfahrensmodifiziert.125 Auch in der Fusionsentscheidung RWE/Saar Ferngas vom 12. März 2007 nahm das Amt diesemodifizierte Marktabgrenzung vor, die von dem Konzeptder Europäischen Kommission abweicht. Am 6. Juni2007 hat das Oberlandesgericht (OLG) Düsseldorf dieBeschwerde im Fall E.ON/Eschwege zurückgewiesenund die neue Marktabgrenzung des Kartellamtes in vol-lem Umfang bestätigt.126 Unter Betonung der spezifi-schen Besonderheiten des Strommarktes, insbesondereder Homogenität von Strom, seiner Nichtspeicherbarkeitund der vertikalen Integration der Versorgungsunterneh-men, unterscheidet das Bundeskartellamt zunächst dreiMarktstufen:

(1) Erzeugerstufe,

(2) Distributionsstufe,

(3) Endkundenstufe.

132. Die Erzeugerstufe umfasst neben den vier großenVerbundunternehmen EnBW, E.ON, RWE, Vattenfall Eu-rope auch alle weiteren Energieversorgungsunternehmen,die über eigene Energieversorgungskapazitäten verfügen.Darüber hinaus werden zur Erzeugungsstufe auch die

122 Vgl. BKartA, Beschluss vom 12. September 2003, B8 – 21/03,WuW/E DE-V 823, 824 „E.ON/Stadtwerke Eschwege“.

123 Vgl. Monopolkommission, Mehr Wettbewerb auch im Dienstleis-tungssektor!, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Baden 2006,Tz. 520 sowie Europäische Kommission, Entscheidung vom 21. De-zember 2005, COMP/M.3696 – E.ON/MOL, Tz. 208 ff.

124 Die Europäische Kommission definiert den Markt für Ausgleichsen-ergie wie folgt: „b. Balancing power(219) In previous decisions, the Commission has distinguished amarket for balancing power, in view of the lack of substitutabilitywith other electricity supply at the wholesale level. (220) In most electricity markets, the system operator is responsiblefor maintaining the tension in the grid within a very narrow band-width. If there is over-consumption, the tension in the grid woulddrop and this could cause at some point network stability problems.A problem also arises if there is under-consumption as then the tensi-on in the grid rises above an acceptable tolerance level and the sys-tem operator must make sure that either some generation capacity isswitched off or that some consumption is added. In Hungary, the sys-tem operator (MAVIR) operates the balance energy system andpurchases energy in order to supply balance energy for the balanceunits. The system operator also purchases electricity in order to ad-just the losses of the transmission grid as well as to provide network-related services.“ Vgl. ebenda Tz. 219 f.

125 Das Kartellamt legte die modifizierte Marktabgrenzung dem OLGDüsseldorf am 30. November 2006 als Anlage A zum SchriftsatzB6 – 21/03 bei.

126 Vgl. OLG Düsseldorf, Beschluss vom 6. Juni 2007, KVR 7/04, S. 8ff. „E.ON/Eschwege“.


Nettostromimporte127 gerechnet. Das Amt verweist da-rauf, dass die vier Verbundunternehmen maßgeblichenEinfluss auf den Ex- und Import von Strom haben, wobeiDeutschland seit der Liberalisierung als Nettoexporteurfungiere. Demnach misst die Behörde dem Stromimporteine nachrangige Bedeutung bei.

133. Das Bundeskartellamt vertritt die Auffassung, dassdie bei der Stromerzeugung eingesetzte Technologie unddie damit in Verbindung stehenden Primärenergieträgeraus Nachfragersicht weitgehend irrelevant sind, da sie dasEndprodukt Strom als homogenes Produkt wahrnehmen.Für die Anbieter spiele jedoch eine Rolle, zu welchemLastzeitpunkt welche Technologie zum Einsatz komme.Die vier Verbundunternehmen EnBW, E.ON, RWE undVattenfall Europe besitzen im Vergleich zu kleinerenKraftwerksbetreibern ein ausdifferenziertes Erzeuger-portfolio, das alle Kraftwerkstypen beinhaltet.128 Auf-grund dieser gravierenden Unterschiede in der Erzeuger-struktur liege es auf der Hand, dass nicht die zurVerfügung stehenden Kraftwerkskapazitäten zu verglei-chen seien, sondern die tatsächlich erzeugten Mengen.

134. Auf der Distributionsstufe seien neben den tradi-tionellen Weiterverteilern (Stadtwerke und Regionalver-teiler) Händler und die Verbundunternehmen selbst tätig.Bereits in der Marktdatenerhebung, die das Bundeskar-tellamt für die Jahre 2003 und 2004 durchgeführt hatte,war es zu dem Schluss gekommen, dass zwar die Märktefür den letztmaligen Absatz von Strom an die Verbrau-cher und die Märkte für den erstmaligen Absatz vonStrom an die Großhändler im Wesentlichen unverändertgeblieben sind. Erhebliche Änderungen habe es aber aufder Zwischenhandelsstufe gegeben, durch die determi-niert werde, wie Elektrizität an die jeweiligen Abnehmergelange, da sich hier nach der Marktöffnung im Jahr 1998neue Alternativen entwickelt hätten. In der neuenMarktabgrenzung legt das Amt dar, dass Verbundunter-nehmen ihre Funktion als Distributor sowohl übermaßgebliche Beteiligungen an Stadtwerken und Regio-nalversorgern als auch über ihre konzerneigenen Han-delsunternehmen ausüben.129 Ganz gleich, ob die Distri-butoren untereinander handelten oder aber Strom direktan Endabnehmer verkauften, lasse sich für alle Unterneh-men dieser Stufe eine Gewinnerzielungsabsicht unterstel-len. Dabei sei es nicht von Interesse, ob die auf dieserZwischenstufe agierenden Unternehmen über eigene Ver-teilnetze verfügen oder ausschließlich als Händler auftre-ten. Auch auf dieser Stufe werde das unternehmerischeKalkül maßgeblich von der Homogenität elektrischerEnergie bestimmt, wodurch dem Preis die Rolle des rele-vanten Wettbewerbsparameters zukomme. Der Verwen-dungszweck des angebotenen Stroms sei hierbei ebensoirrelevant wie der Besitz einer Netzinfrastruktur. Da es imGegensatz zu den Distributionsstufen vieler andererMärkte üblich sei, dass die Unternehmen der Distribu-

tionsstufe auch miteinander handelten, werde dieselbeStrommenge in vielen Fällen mehrmals gehandelt.

135. Das Bundeskartellamt vertritt die Auffassung, dassder Distributionsstufe keine maßgebliche kompetitive Be-deutung zukommt. Sie erfülle vielmehr eine intermediäreAufgabe. Diese Aufgabe ergebe sich aufgrund der Nicht-speicherbarkeit von Strom, wodurch die nachgefragteMenge immer exakt der angebotenen Menge an Elektrizi-tät entsprechen müsse. Ungleichgewichte seien unverzüg-lich durch den Betreiber der Regelzone auszugleichen.Demnach sei strategisches Agieren der Unternehmen aufder Distributionsstufe, das sich darin äußern könnte, denStrom in Zeiten geringer Nachfrage zurückzuhalten undihn bei deutlichem Anstieg der Nachfrage an den Marktzu bringen, unmöglich. Den Unternehmen auf dieserStufe komme ausschließlich die Rolle des Stromverteilerszu, wobei sie bei ihrem Handeln von der Erzeugungsstufebeeinflusst würden. Die wettbewerbliche Bedeutung ließesich auch nicht dadurch erhöhen, dass die Unternehmender Distributionsstufe als Anbieter für die Belieferungvon Endkunden betrachtet würden. Sofern die dort auf-tretenden Unternehmen nicht über eigene Erzeugerka-pazitäten verfügten, bliebe die Abhängigkeit von der Er-zeugungsstufe auch weiterhin bestehen. AbhängigenHändlern und Weiterverteilern könne es – ohne hinrei-chende eigene Kapazitäten – nicht gelingen, Druck aufdie Erzeugungsstufe auszuüben, da die Händler (zumin-dest mittelfristig) durch die Reduktion der geliefertenStrommenge sanktioniert werden könnten.

136. Auf der Endkundenstufe seien alle Nachfrager ak-tiv, die den Strom zum eigenen Verbrauch beziehen. DasBundeskartellamt differenziert zwei Nachfragegruppen:Kleinkunden (Haushalte und kleine Gewerbekunden) und(industrielle) Großkunden. Beide Kundengruppen fragenihren Strom bei Unternehmen der Distributionsstufe nach(Marktgegenseite). Die Homogenität des ProduktesStrom trage auch auf dieser Stufe dazu bei, dass bei glei-chem Preis keine Kundenpräferenzen dafür bestünden,von welchem Unternehmen der Distributionsstufe sie denStrom geliefert bekämen. Die Entscheidung über denStrombezug werde vom Strompreis als einzig maßgebli-chem Unterscheidungskriterium beeinflusst.

137. Im Vorfeld der Marktabgrenzung des Bundeskar-tellamtes werden die physische Stromverteilung über dieNetze und die Bereitstellung von Regelenergie als eigeneStufe ausgeklammert. Die Monopolkommission hält dieAusgrenzung der physischen Stromverteilung für vertret-bar, da die Netzebene in ihrer Gänze, d. h. Übertragungs-und Verteilnetze, als resistentes natürliches Monopol an-zusehen ist. Somit steht der Eigentümer eines Netzes denNachfragern von Transportleistungen als Monopolist ge-genüber. Deshalb hat der Gesetzgeber den Markt fürTransportdienstleistungen auf Übertragungs- und Verteil-netzebene seit Juli 2005 einer Regulierung durch die Bun-desnetzagentur bzw. die Landesregulierungsbehörden un-terworfen. Der Preis bildet sich demnach nicht frei amMarkt, sondern wird von den zuständigen Behörden aufBasis der beantragten Netzentgelte und der angegebenKosten ex ante genehmigt. Der genehmigte Preis für die

127 Nettostromimporte sind die Stromimporte (Strom der vom Auslandnach Deutschland transportiert wird) abzüglich der Stromexporte(Strom der von Deutschland ins Ausland transportiert wird).

128 Vgl. die Aufstellungen der Kraftwerke im Anhang. 129 Vgl. Darstellung der vertikalen Integration im Anhang.


Netzentgelte stellt für alle Stromkunden in einer Regionund die Lieferanten ein Datum dar. Alle Kunden auf deruntersten Netzebene haben unabhängig vom gewähltenLieferanten die gleichen Netzentgelte zu zahlen, die einenBestandteil des Endkundenpreises darstellen. Die Höheder Netzentgelte wird bei gegebener nachgefragterStrommenge lediglich davon beeinflusst, auf welcherNetzebene der jeweilige Endkunde den Strom aus demNetz bezieht. Insofern beeinflussen die Netzentgelte dieWahl des Lieferanten nicht.

3.3.2.2 Sachliche und räumliche Markt-abgrenzung

138. Bei der sachlichen Marktabgrenzung wendet dasBundeskartellamt primär das Bedarfsmarktkonzept an.Danach sind diejenigen Leistungen dem sachlich relevan-ten Markt zuzuordnen, die aus Nachfragersicht hinsicht-lich ihrer Eigenschaften, Preise und ihres vorgesehenenVerwendungszwecks als austauschbar angesehen werden.Unter Einbeziehung der obigen Ausführungen lassen sichnach Ansicht des Kartellamtes als sachlich relevanteMärkte grundsätzlich der Endkundenmarkt und diverseZwischenmärkte, bei denen die Nachfrager nicht zum ei-genen Verbrauch nachfragen, differenzieren.

139. Auf der letzen Marktstufe, dem Endkundenmarkt,stehen Lieferanten den Letztverbrauchern gegenüber. Dasich das Abnahmeverhalten von Kleinkunden und großengewerblichen oder industriellen Kunden deutlich unter-scheidet, differenziert das Bundeskartellamt zwischenzwei weiteren Märkten: den Markt für Strom-Großkun-den und den Markt für Strom-Kleinkunden.

140. Industrielle Großkunden sind leistungsgemesseneKunden, die an die Mittelspannungsebene und an höhereNetzebenen angeschlossen sind. Bei ihnen wird die inAnspruch genommene Leistung in einem bestimmtenZeitraum gemessen. Maßgeblich für die Abrechnung istder höchste Verbrauch während dieses Zeitraums inner-halb eines Abrechnungsjahres. Die Leistungsmessung er-möglicht es, einen Lastgang zu ermitteln, der die Leis-tungsaufnahme des Endkunden über eine bestimmte Zeitaufzeigt. Großkunden besitzen wegen der höheren Nach-frage, der besseren Dokumentation ihres Verbrauchs, desVorhandenseins von Controlling- und Handelsabteilun-gen eine deutlich bessere Verhandlungsposition gegen-über den Stromlieferanten als Kleinkunden. Darüber hi-naus sind sie wesentlich preissensibler, was sich unteranderem in der bereits skizzierten deutlich höherenWechselbereitschaft dokumentiert. Großkunden treten so-wohl bei direkten Vorlieferanten als auch im OTC-Ge-schäft und bei institutionalisierten Handelsplätzen alsNachfrager auf. Sie fragen in der Regel strukturierte Pro-dukte und häufig auch ergänzende komplementäreDienstleistungen nach.

141. Kleinkunden sind nichtleistungsgemessene Kun-den, die zumeist an das Niederspannungsnetz angeschlos-sen sind. Ihr Verbrauch wird mit Hilfe normierter Stan-dardlastprofile abgebildet. Strom-Kleinkunden deckenihren Bedarf primär beim angestammten Weiterverteiler(Stadtnetzbetreiber) zu Tarifpreisen und treten nicht

selbst als Nachfrager auf Handelsplätzen oder im OTC-Handel auf. Dies lässt sich darauf zurückführen, dass dievon ihnen nachgefragte Strommenge zu gering und diedamit in Verbindung stehenden Transaktionskosten zuhoch sind.

142. Das Bundeskartellamt vertritt die Ansicht, dass aufeine konkrete Abgrenzung von Zwischenmärkten auf derDistributionsstufe verzichtet werden könne. Auf dieserStufe lasse sich auch ohne genaue Kenntnis der Marktteil-nehmer eine wettbewerbliche Beurteilung vornehmen, dadas Marktergebnis der gesamten Stufe eine maßgeblicheBeeinflussung durch das Verhalten der Unternehmen aufder Erzeugerstufe erfahre. Hierfür ließen sich die nachfol-genden Gründe anführen:

– Auf dem Markt für den erstmaligen Absatz seien alsAnbieter alle Unternehmen anzutreffen, die über eineneigenen Kraftwerksbestand verfügen. Die Technologieder Erzeuger unterscheide sich in ihrer Eignung zurDeckung der fluktuierenden Nachfrage. Nur die viergroßen Verbundunternehmen EnBW, E.ON, RWE undVattenfall Europe verfügten über ein Erzeugerportfo-lio, dass alle Lastzeiten abdecken könne. Andere Er-zeuger besäßen häufig nur Kraftwerke, die sich zurDeckung der Nachfrage in einer bestimmten Lastzeit,z. B. zur Deckung der Mittellast, eignen. Stadtwerkebetrieben vielfach Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen,die nur einen Teil ihres Strombedarfs abdecken. Vordem skizzierten Hintergrund sei es von Relevanz, zuwelchem Einsatz im Kraftwerksverbund sich die je-weiligen Anlagen der Stromerzeuger eignen und wannsie tatsächlich zur Produktion eingesetzt werden. Zwarkönne der Stromimport relevant werden, sofern dieserin großem Umfang erfolge. Bisher seien Importe we-gen bestehender Netzengpässe aus allen an die Bun-desrepublik Deutschland angrenzenden Ländern, mitAusnahme von Österreich, vergleichsweise unbedeu-tend. Ihr Anteil betrage lediglich 10 Prozent des inlän-dischen Stromabsatzes. Darüber hinaus würden alleGrenzkuppelstellen von den vier Verbundunternehmenbewirtschaftet, die diese vornehmlich für Exportenutzten. Dies zeige sich daran, dass Deutschland seitBeginn der Liberalisierung als Nettoexporteur fun-giere. Demnach sei nicht von wettbewerblichen Im-pulsen durch den Stromimport auszugehen.

– Zusätzlich existierten weitere nachgelagerte Zwi-schenmärkte, auf denen Strom gehandelt werde. Aufdie Abgrenzung dieser Zwischenmärkte ließe sich je-doch gerade wegen der strukturellen Besonderheitendes Strommarktes verzichten: Auf beiden Seiten seienVerbundunternehmen über konzerneigene Regional-versorger, Stadtwerke und konzerneigene Handelsun-ternehmen, Weiterverteiler (Regionalversorger undStadtwerke) sowie Stromhändler ohne eigenes Netzvertreten. Allein die Tatsache, dass Weiterverteilerund Stadtwerke auf einem Zwischenmarkt der Distri-butionsstufe sowohl als Anbieter als auch als Nachfra-ger auftreten können, rechtfertige die Herausnahmedieser Stufe aus dem relevanten Markt. Diese strom-spezifische Besonderheit der Distributionsstufe zeige


lediglich, dass auch Strom mehrfach zwischen Unter-nehmen gehandelt werden könne, sage jedoch nichtsüber die Marktverhältnisse im Großhandel aus, dadem Handel zwischen den Distributoren keine kompe-titive Bedeutung zukomme. Hierbei beruft sich dasAmt auf die höchstrichterliche Rechtsprechung zumStaubsaugerbeutelmarkt vom Oktober 2004, in derdarauf hingewiesen wird, dass eine Marktaufteilungbereits aus Rechtsgründen nicht in Betracht komme,sofern sie dazu führe, dass „auf der Angebotsseite desHändlermarktes Wettbewerb vorgetäuscht würde, derin Wirklichkeit nicht besteht.“130

– Unabhängig von einer konkreten Marktabgrenzungließen sich die Wettbewerbsverhältnisse auf der Distri-butionsstufe durch zwei Typen von Nachfragern cha-rakterisieren. Zum einen seien dies Händler und Wei-terverteiler mit eigenen Stromerzeugungskapazitäten.Zum anderen fänden sich Händler und Weiterverteilerohne eigene Erzeugungskapazitäten. Bei ersteren han-dele es sich primär um die Verbundunternehmenselbst, die über Tochterunternehmen als Händler oderWeiterverteiler aktiv seien, und um Stadtwerke, dieüber eigene Erzeugerkapazitäten verfügten. DieMarktposition der zweiten Gruppe, der Nachfragerohne eigene Kraftwerkskapazitäten, sei nur eine abge-leitete Position der beliefernden Stromerzeuger. Des-halb sei zu rechtfertigen, dass die Beurteilung der ge-samten Distributionsstufe alternativ anhand derVerhältnisse auf der Erzeugerstufe vorgenommen wer-den könne.

143. Den Markt für Strom-Kleinkunden grenzt das Bun-deskartellamt in räumlicher Hinsicht auch weiterhin lokalauf das Netzgebiet, „also das zur Versorgung eines Ge-werbebetriebes und Haushalts benötigte Nieder-spannungsnetz“131, ab. Die Abgrenzung sei dadurch zurechtfertigen, dass die Entwicklung des Geschäftes mitnichtleistungsgemessenen Endkunden stagniere. Die po-tentielle Möglichkeit des Endkundenwechsels spielekeine wesentliche Rolle, was sich in der geringen Wech-selquote von etwas mehr als 2 Prozent im Jahr 2005zeige. Das Amt sieht sich hierbei durch die Rechtsspre-chung des Bundesgerichtshofs (BGH) bestätigt. 132

144. Alle anderen Märkte, Strom-Großkundenmarktund die Märkte der Distributionsstufe, grenzt das Amtbundesweit ab. Dies sei dadurch gerechtfertigt, dass auf-grund der signifikant genutzten Durchleitung nicht nurStromlieferungen innerhalb des gesamten Bundesgebietesmöglich seien, sondern auch realisiert würden. Eine Ab-grenzung über die deutschen Landesgrenzen hinaus siehtdas Kartellamt als nicht sachgerecht an, da der Stromim-port nur eine rudimentäre Rolle spiele.

3.3.2.3 Kritische Würdigung der Marktabgrenzung

145. Die Monopolkommission stimmt der Auffassungdes Bundeskartellamtes nicht zu, dass die skizzierten Stu-fen und die daraus abgeleiteten Märkte das gesamte„freie, nicht präventiv regulierte“ Marktgeschehen imRahmen einer Stromlieferung abbilden. So bleibt bei deraktuellen Marktabgrenzung des Kartellamtes der Regel-energiemarkt unbeachtet. Ein möglicher Grund für dieNichtbeachtung könnte sein, dass die Kosten für Regelen-ergie von den Übertragungsnetzbetreibern in voller Höheauf die Netzentgelte übertragen werden. Diese Tatsachekönnte das Amt fälschlicherweise zu der Annahme veran-lassen, der Regelenergiemarkt stelle keinen eigenenMarkt dar, vielmehr sei er ein integrativer Bestandteil derNetzebene, die wiederum vom Wettbewerb ausgenom-men ist. Da sich der Markt für Regelenergie prinzipiellwettbewerblich gestalten lässt, wäre dieser jedoch in derMarktabgrenzung zu betrachten.

146. Der Regelenergiemarkt kann in drei sachlich rele-vante Märkte untergliedert werden, den Markt für Primär-reserve, den Markt für Sekundärreserve und den Marktfür Minutenreserve. Gemäß der bisher praktizierten Ver-fahren wären die Märkte für Primär- und Sekundärreservein räumlicher Hinsicht regional, d. h. nach den jeweiligenRegelzonen, abzugrenzen.133 In diesem Fall steht derÜbertragungsnetzbetreiber als Nachfragemonopolist ei-ner sehr geringen Zahl an regelenergiefähigen Kraftwer-ken als Anbieter gegenüber. Am 31. August 2007 hat dieBundesnetzagentur analog zur Minutenreserve grundle-gende Festlegungen zu den Ausschreibungsbedingungenbei der Primär- und Sekundärregelung beschlossen, in de-nen sie deutschlandweite Ausschreibungen für beide Re-gelenergieformen vorschreibt.134 Dies bedeutet, dass dieKernanteile für diese Regelenergiearten mit dem Wirk-samwerden der neuen Ausschreibungsbedingungen am1. Dezember 2007 entfallen. Somit wären die beidenMärkte zukünftig deutschlandweit abzugrenzen. Da derüberwiegende Anteil des Bedarfs an Minutenreserve vonden vier Übertragungsnetzbetreibern auf einer gemeinsa-men Plattform deutschlandweit ausgeschrieben wird,lässt sich der Markt für Minutenreserve ebenfalls nationalabgrenzen.135 Auf diesem Markt stehen die vier Übertra-gungsnetzbetreiber als Nachfrager von Regelenergie denBetreibern von regelenergiefähigen Kraftwerken bzw.Kraftwerkpools sowie Stromkunden, die ihre überschüs-

130 Vgl. BGH, Beschluss vom 5. Oktober 2004, KVR 14/03, WuW/EDE-R 13,55, 1357 „Staubsaugerbeutelmarkt“.

131 BKartA, Beschluss vom 12. März 2007, B8-62/06 „Saar/Ferngas“,S. 12.

132 BGH, Urteil vom 4. November 2003, KZR 16/02, WuW/E DE-R1206, 1208 „Strom und Telefon I“.

133 Von der Primärreserve werden bisher 100 Prozent in der jeweiligenRegelzone erbracht. Bei der Sekundärreserve beträgt der Kernanteil,der bisher in der jeweiligen Regelzone zu erbringen ist, zwei Dritteldes nachgefragten Volumens. Vgl. BNetzA, Beschluss vom 29. Au-gust 2006, BK6-06-012, S. 1.

134 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 31.August 2007, BK6-06-066, sowieBNetzA, Beschluss vom 31. August 2007, BK6-06-065.

135 Die Übertragungsnetzbetreiber schreiben zwischen 60 und 90 Pro-zent des Bedarfs an Minutenreserve deutschlandweit aus. Vgl. https://www.regelleistung.net/regelleistungWeb/veroeffentlichung/chooseAusschreibung.do. Die Bundesnetzagentur hat keine Vorgaben zumminimalen Kernanteil an Minutenreserve gemacht, so dass sich auchder gesamte Bedarf an Minutenreserve deutschlandweit ausgeschrie-ben ließe. Vgl. BNetzA, Beschluss vom 29. August 2006, BK6-06-012, S. 1.


sige Menge zum Verkauf anbieten (Lastabwurf), als An-bieter gegenüber.136 Die Übertragungsnetzbetreiber habenbei der Bedarfsdeckung im Rahmen der Gewährleistungder Systemsicherheit keine Alternative zu dem vorhande-nen Angebot an Regelenergie. Die Anbieter von Regel-energie können sich auch dafür entscheiden, ihre Strom-mengen auf dem Großhandelsmarkt anzubieten. Vordiesem Hintergrund stellen die Nachfrager auf den Groß-handelsmärkten enge Substitute für die Anbieter von Re-gelenergie dar.

147. Auch die Beurteilung der Wettbewerbswirkung derDistributionsstufe ließe sich differenzierter vornehmen.Die Monopolkommission misst der wettbewerblich orga-nisierten Distributionsstufe im Gegensatz zum Bundes-kartellamt durchaus eine beschränkte positive Wett-bewerbswirkung auf den Endkundenmarkt bei. Soermöglicht die Vielzahl an Strombezugsalternativen auchkleineren Handelsunternehmen mit einer schlanken Per-sonalstruktur, sich mit günstigen Endkundenproduktenam Markt zu etablieren, was den Nachfragern direkt zu-gute kommt. Falls der Wettbewerb auf dieser Stufe aus-bleiben würde, könnten sich die Endkundenpreise durchzusätzliche Preisaufschläge auf der Distributionsstufeweiter erhöhen.

148. Darüber hinaus ließen sich nach Ansicht der Mo-nopolkommission ergänzend moderne ökonometrischeKonzepte einsetzen, wie sie im Rahmen des „more eco-nomic approach“ Anwendung finden. Insbesondere derhypothetische Monopolistentest (SSNIP, Small but Signi-ficant Non Transitory Increase in Price) könnte bei derräumlichen und auch sachlichen Marktabgrenzung zuneuen Erkenntnissen beitragen.

149. Im Gegensatz zu dem ausschließlich auf die Unter-suchung von Nachfragesubstitution angelegten Bedarfs-marktkonzept umfasst der hypothetische Monopolisten-test auch ein angebotsorientiertes Element. SeineRelevanz tritt gerade für die räumliche Marktabgrenzungzutage, da hier keine Umstellung der Produktionsanlagen,sondern allein eine Neuausrichtung der Vertriebskanälenotwendig wird. Dasselbe gilt für die Marktabgrenzungnach verschiedenen Kundengruppen (z. B. Privatkundenversus Geschäftskunden). Der hypothetische Monopolis-tentest untersucht im Rahmen eines Gedankenexperimen-tes für ein spezifisches Produkt, inwieweit für einen Her-steller eine dauerhafte, geringfügige, aber signifikantePreiserhöhung profitabel wäre, wenn er hypothetisch eineMonopolstellung für dieses Produkt hätte. Grundsätzlichkann die Profitabilität einer solchen Preissteigerung durchReaktionen der Kunden sowie der aktuellen und poten-

tiellen Wettbewerber beeinträchtigt werden: Konsumen-ten können auf den Erwerb des Gutes verzichten oder aufein anderes, ähnliches Produkt ausweichen (Nachfrage-substitution). Schließlich können Wettbewerber des Un-ternehmens ihre Produktion oder ihre Vertriebskanälemodifizieren und die Kunden auf dem relevanten Marktzu niedrigeren Preisen bedienen (Angebotssubstitution).Sind derartige Substitutionsbeziehungen für das betrach-tete Produkt von signifikanter Bedeutung, führt eine Er-höhung des Preises nicht zu Gewinnsteigerungen und ge-gebenenfalls sogar zu erheblichen Gewinneinbußen. DieAnalyse wird ausgehend vom „engsten“ Markt schritt-weise um angrenzende Gebiete oder Produkte erweitert.In jedem Schritt wird geprüft, ob eine Preiserhöhung(meist zwischen 5 und 10 Prozent) über das Wettbe-werbsniveau hinaus für einen hypothetischen Monopolis-ten unter Beachtung der erwarteten Mengeneffekte profi-tabel ist. Wird diese Frage mit „Nein“ beantwortet, sozählen weitere Gebiete oder Produkte zum relevantenMarkt, da anscheinend enge Substitutionsbeziehungenbestehen. Wird die Frage hingegen mit „Ja“ beantwortet,so ist der relevante Produktmarkt abgegrenzt.

150. Im Rahmen des hypothetischen Monopolistentestswäre beispielsweise die Frage zu klären, ob ein hypotheti-scher Monopolist auf dem Markt für den erstmaligenStromabsatz auch über eine Monopolstellung auf allenoder einigen weiteren Märkten der Distributionsstufenverfügen muss (z. B. Stromhandelsmärkte, die dem Marktfür erstmaligen Stromabsatz nachgelagert sind), um eine5- bis 10-prozentige Preiserhöhung profitabel zu machen.Dies dürfte nach Einschätzung der Monopolkommissionaufgrund der stromspezifischen Besonderheiten nicht derFall sein, so dass vermutlich auch bei Anwendung desSSNIP-Tests der Markt für den erstmaligen Absatz vonStrom als maßgeblicher Markt der Distributionsstufe an-zusehen wäre. Bei einer Marktabgrenzung nach dem Be-darfsmarktkonzept könnte hingegen argumentiert werden,dass aus Sicht der Nachfrager nicht relevant ist, ob Stromvon einem Ersterzeuger oder einem Händler auf einernachgelagerten Stufe bezogen wird, so dass Händler undStromerzeuger einen gemeinsamen relevanten Markt bil-den würden. Bei einer Abgrenzung nach dem hypotheti-schen Monopolistentest wird hingegen bereits bei derMarktdefinition berücksichtigt, welche Wettbewerbswir-kungen von Händlern ausgehen können.

151. Im Rahmen des hypothetischen Monopolistentestswäre allerdings auch zu prüfen, inwieweit unabhängigeWeiterverteiler als Nachfrager auf dem Markt für denerstmaligen Stromabsatz auf eine Preiserhöhung des hy-pothetischen Monopolisten (Erzeuger) mit einer Rück-wärtsintegration reagieren würden. So ist denkbar, dasssich unabhängige Weiterverteiler für den Bau eigenerKraftwerke und gegen den Strombezug entscheiden wür-den. Auch in diesem Fall könnte sich eine Preiserhöhungnicht lohnen (potentieller, disziplinierender Wettbewerbdurch Eigenerzeugung), so dass die unabhängigen Wei-terverteiler durchaus demselben Markt zuzurechnen wä-ren wie die aktuellen Erzeuger und der Markt somit wei-ter abzugrenzen wäre.

136 Es bleibt darauf hinzuweisen, dass die Konzernmütter der Übertra-gungsnetzbetreiber direkt oder indirekt einen ca. 80 Prozentigen An-teil an der deutschen Nettostromerzeugung haben. Vor diesem Hin-tergrund treten die Übertragungsnetzbetreiber als Nachfrager vonRegelenergie zu weiten Teilen den eigenen Konzernschwestern alsAnbieter von Regelenergie gegenüber. Der Anteil der konzernzuge-hörigen Kraftwerke an dem Gesamtvolumen der Regelenergie liegtaufgrund der Ausschreibungsmodalitäten wie Kernanteil und Präqua-lifizierungsmaßnahmen noch über 80 Prozent. Eine detaillierte Ana-lyse wird in Abschnitt 3.5.4.4 vorgenommen.


152. Darüber hinaus ließe sich für den Strom-Großkun-denmarkt untersuchen, ob es sich tatsächlich um einendeutschlandweiten Markt handelt oder gegebenenfalls so-gar um einen regional enger abzugrenzenden Markt.Wäre z. B. davon auszugehen, dass es bei einer 5- bis10-prozentigen Preiserhöhung eines hypothetischen Mo-nopolisten in einer bestimmten Regelzone keine zusätzli-chen Anbieter von außerhalb dieser Regelzone gäbe, dieden betroffenen Großkunden bilaterale Verträge offerie-ren und damit das Verhalten des hypothetischen Monopo-listen in der Regelzone disziplinieren würden, so wäre derMarkt nicht deutschlandweit, sondern nach Regelzonenabzugrenzen.

153. Generell ließe sich mit Hilfe des hypothetischenMonopolistentests auch überprüfen, inwieweit es sich beiden Märkten für Strom-Klein- und Strom-Großkundentatsächlich um zwei sachlich getrennte Märkte handelt.Es ist davon auszugehen, dass hier asymmetrische Substi-tutionsbeziehungen vorliegen.

154. So wäre auf der einen Seite zu untersuchen, obeine hypothetische Monopolstellung bei Strom-Kleinkun-den ausreicht, um eine 5 bis 10 Prozentige Preiserhöhungüber das wettbewerbliche Preisniveau hinaus profitabelerscheinen zu lassen. Es stellt sich die Frage, ob (a) hin-reichend viele Versorger von Strom-Großkunden bei ei-ner solchen Preiserhöhung ihr Angebot an Strom-Klein-kunden ausweiten würden (Angebotssubstitution durchMarkteintritt) und (b) so viele Strom-Kleinkunden einsolches Angebot wahrnehmen würden, dass die genanntePreiserhöhung gar nicht erst profitabel wäre. Da bereitsjetzt viele Energieversorgungsunternehmen ihre Produktesowohl Strom-Klein- als auch Strom-Großkunden anbie-ten, könnten möglicherweise hinreichend viele Anbieter,welche Strom-Großkunden beliefern, ihr Angebot anStrom-Kleinkunden ausweiten. Teil (a) der Frage wäresomit vermutlich zu bejahen. Allerdings unterscheidetsich die Wechselbereitschaft der Strom-Kleinkunden sig-nifikant von der Wechselbereitschaft der Strom-Großkun-den. Da die Strom-Kleinkunden weniger wechselbereitsind, wäre eine 5 bis 10-prozentige Preiserhöhung fürStrom-Kleinkunden wohl durchaus profitabel, so dassTeil (b) der Frage zu verneinen und der Markt für Strom-Kleinkunden getrennt abzugrenzen wäre.

155. Auf der anderen Seite ist jedoch davon auszuge-hen, dass bei einer 5 bis 10-prozentigen Preiserhöhung ei-nes hypothetischen Monopolisten für Strom-Großkundensowohl (a) hinreichend viele Anbieter von Strom-Klein-kunden ihr Angebot auf Strom-Großkunden ausweitenwürden als auch (b) hinreichend viele Strom-Großkundenein solches Angebot annehmen und den Anbieter wech-seln würden. Damit wären sowohl Teil (a) als auch Teil b)der Frage zu bejahen und bei einer Analyse des Marktesfür Strom-Großkunden dieser nicht getrennt vom Strom-Kleinkundenmarkt abzugrenzen. Die skizzierte asymmet-rische Substitutionsbeziehung müsste somit zu einer un-terschiedlichen Marktdefinition führen, je nachdem obder Wettbewerb um Strom-Großkunden oder der Wettbe-werb um Strom-Kleinkunden analysiert werden soll.

156. Für die praktische Umsetzung des hypothetischenMonopolistentests ist allerdings anzumerken, dass seineAnwendung erschwert wird, wenn in der betrachtetenAusgangssituation bereits überhöhte – nicht wettbewerb-liche – Preise vorliegen. In solchen Situationen wäre zu-nächst ein Quasi-Wettbewerbspreis zu ermitteln, was oft-mals problematisch ist.

157. Die Monopolkommission gibt allerdings zu beden-ken, dass die Umsetzung von SSNIP-Verfahren einennicht vernachlässigbaren zusätzlichen Aufwand verlangt.Vor diesem Hintergrund wäre zu prüfen, ob das Kartell-amt mit seinen gegenwärtigen Ressourcen derartige Ver-fahren adäquat anwenden kann. Sollte dies nicht der Fallsein, so wäre das Amt mit den entsprechenden Personal-und/oder Sachmitteln auszustatten, um eine adäquate An-wendung des hypothetischen Monopolistentests zu ge-währleisten.

3.4 Wettbewerbsanalyse3.4.1 Untersuchungen des

Bundeskartellamtes158. Für die bundesweit abgegrenzten Märkte „Strom-Erstbelieferung der Distributionsstufe“ und „Strom-Groß-kundenmarkt“ hat das Bundeskartellamt Marktanteile aufBasis der Marktdatenerhebungen von 2003 und 2004 be-rechnet. Eine genaue Marktanteilsberechnung aller ande-ren Märkte auf der Distributionsstufe, die dem Markt fürdie Strom-Erstbelieferung nachgelagert sind, sei aufgrundder Vielzahl der Akteure und des mehrfachen Handels einund desselben Produktes nicht möglich. Wettbewerbspo-litisch sei dies jedoch auch aus zwei Gründen von nach-rangiger Bedeutung: Zum einen lasse sich auf diesennachgelagerten Märkten aufgrund einer Vielzahl von Ak-teuren von funktionsfähigem Wettbewerb ausgehen. Zumanderen würden die verschiedenen Märkte der Distribu-tionsstufe wegen der besonderen Eigenschaften des GutesStrom, Produkthomogenität und Nichtspeicherbarkeit,maßgeblich von der Erzeugerebene beeinflusst. DerMarktanteil auf dem Markt für die Strom-Erstbelieferungder Distributionsstufe ergebe sich aus der erzeugten Net-tostrommenge im jeweiligen Betrachtungsjahr abzüglichder Absatzmengen, die von den Unternehmen direkt andie Endkunden geliefert werden. Vor dem skizziertenHintergrund ist es nach Ansicht des Amtes ausreichend,die Marktverhältnisse auf der Erzeugerstufe zu untersu-chen.

159. Das Stromangebot, das durch Stromimporte ent-stehe, spiele dabei aus drei Gründen eine vernachlässig-bare Rolle: Erstens sei der Anteil von Stromimporten amgesamten deutschen Stromabsatz geringer als 10 Prozent.Dies lasse sich insbesondere darauf zurückführen, dassder Umfang der Stromimporte durch die Kapazitätseng-pässe an den Grenzkuppelstellen eingeschränkt werde. Innaher Zukunft sei nicht davon auszugehen, dass es zu ei-ner deutlichen Verringerung der Netzengpässe kommeund so den Stromimporten eine größere Bedeutung zuteilwerde. Zweitens fungiere Deutschland auf dem europäi-schen Markt bereits seit dem Jahr 2003 als Nettostromex-porteur, wodurch der Effekt der Importe entwertet


werde.137 Drittens seien alle Grenzkuppelstellen im Ei-gentum der vier Verbundunternehmen EnBW, E.ON,RWE und Vattenfall Europe. Deshalb stehen die inländi-schen Stromerzeuger im Fokus der Angebotsbetrachtungdes Amtes.

160. Das Bundeskartellamt hat im Rahmen seinerMarktdatenerhebung die Erzeugerstufe detailliert unter-sucht. In diesem Zusammenhang machte das Amt vonseinen Auskunftsbefugnissen (§ 59 GWB) gegenüber denUnternehmen der Erzeugerstufe Gebrauch. Das Amt fandheraus, dass lediglich die vier deutschen Verbundunter-nehmen EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall Europe überihre Erzeugertöchter über ein derartig ausdifferenziertesKraftwerksportfolio verfügen, das die Deckung der Nach-frage in Grund-, Mittel, und Spitzenlastzeiten erlaubt.138

Alle anderen Erzeuger besäßen nur Kraftwerke, die ein-zelne Lastzeiten abdecken.

161. Vor diesem Hintergrund wurden nur die vier deut-schen Verbundunternehmen im Rahmen der Marktdaten-erhebung nach eigenen Kraftwerken, Anteilen an Ge-meinschaftskraftwerken sowie langfristig durch Verträgegesicherten und zurechenbaren Kraftwerksleistungen be-fragt. Bereits bei einem Vergleich der Stromerzeugungs-kapazitäten zeigte sich die dominante Stellung von E.ONund RWE. Sowohl im Jahr 2003 als auch im Jahr 2004lag der gemeinsame Anteil der beiden Verbundunterneh-men an der Stromerzeugungskapazität in Deutschland beietwa 52 Prozent. Die verbleibenden VerbundunternehmenEnBW und Vattenfall Europe hatten zusammen einen An-teil von 30 Prozent an der inländischen Kraftwerkskapa-zität, womit alle vier Verbundunternehmen gemeinsameinen 82-prozentigen Anteil an der inländischen Stromer-zeugungskapazität besaßen.139

162. Da jedoch nicht jede Kapazität tatsächlich abgeru-fen wird und die erwähnten gravierenden Unterschiede inder Erzeugerstruktur vorliegen, vertritt das Bundeskar-tellamt zu Recht die Auffassung, dass eine Aussage überdie Konzentration auf der Erzeugerebene nur unter Be-trachtung der tatsächlich erzeugten Mengen getroffenwerden könne. E.ON und RWE besaßen im Jahr 2003 ei-nen Anteil von 57 Prozent an der inländischen Netto-stromerzeugung. Im Jahr 2004 lag der Anteil, um weiterezwei Prozentpunkte höher, bei 59 Prozent. Die gemeinsa-men Anteile der beiden verbleibenden Verbundunterneh-men EnBW und Vattenfall Europe lagen bei 29 Prozentim Jahr 2003 und bei 30 Prozent im Jahr 2004. Insgesamtbetrug der Anteil der vier Verbundunternehmen an der in-ländischen Nettostromerzeugung 86 Prozent im Jahr

2003 und 89 Prozent im Jahr 2004.140 Da die beiden Ver-bundunternehmen E.ON und RWE die Vermutungs-schwelle des § 19 Abs. 3 Nr. 1 GWB erfüllen, nahm dasKartellamt eine duopolistische Marktbeherrschung dieserUnternehmen an.141

163. Eine neuere Studie von Zimmer, Lang undSchwarz aus dem Jahr 2006 untersuchte ebenfalls dieKonzentrationsraten auf der Erzeugerebene in Deutsch-land.142 Die Autoren bestätigen die Ergebnisse des Bun-deskartellamtes. Auf Basis einer eigenen Datenerhebungkommen sie für die Nettostromerzeugung im Jahr 2006zu folgenden Ergebnissen:143 E.ON und RWE halten je-weils einen Anteil von 26,5 Prozent an der inländischenNettostromproduktion.144 Die Werte liegen zwar gering-fügig unter den Marktanteilswerten, die das Bundeskar-tellamt für die Jahre 2003 und 2004 festgestellt hat, diegemeinsamen Marktanteile von E.ON und RWE über-schreiten jedoch auch hier die Vermutungsschwelle fürMarktbeherrschung (§ 19 Abs. 3 Nr. 1 GWB). Die An-teile von Vattenfall und EnBW liegen bei 16,9 Prozentund 10,3 Prozent. Das fünftgrößte Stromerzeugungsun-ternehmen, die Evonik Industries AG (ehemals STEAGAG)145 produziert 6,5 Prozent des inländischen Stroms.146

Auffällig ist hierbei, dass E.ON und RWE indirekt – überihre Anteile an der RAG AG – an der Evonik IndustriesAG beteiligt sind. Die RAG AG ist 100-prozentiger An-teilseigner der Evonik Industries AG. Die RAG AG selbstwird zu 39,2 Prozent von E.ON und zu 30,2 Prozent vonRWE gehalten. Demnach kontrollieren die beiden größ-ten deutschen Energieversorger indirekt die Evonik In-dustries AG, wodurch sich die Marktanteile dieses fünft-größten Energieversorgers prinzipiell den beiden großenVerbundunternehmen zurechnen lassen.147

164. Neben der Marktanteilsberechnung auf der Erzeu-gerebene hat das Bundeskartellamt auch die Marktanteilefür den Strom-Großkundenmarkt berechnet. Hier ergabsich das in Tabelle 3.2 dargestellte Bild.

137 Auffällig ist, dass an den Grenzkuppelstellen zu Ländern mit niedri-geren Strompreisen wie Polen und Tschechien regelmäßige Netzeng-pässe in Richtung Deutschland zu verzeichnen sind, während dieKuppelstellen in Länder mit vergleichsweise hohem Preisniveau wiedie Niederlande von deutscher Seite aus gut ausgebaut sind.

138 Jedes Verbundunternehmen verfügt über wesentliche Beteiligungenan Grund-, Mittel-, und Spitzenlastkraftwerken. Die wesentlichenKraftwerksbeteiligungen der Verbundunternehmen finden sich imAnhang unter A.5, A.15f., A.24 und A.28.

139 Vgl. OLG Düsseldorf, Beschluss vom 6. Juni 2007, KVR 7/04„E.ON/Eschwege“, S. 23.

140 Vgl. ebenda, S. 24.141 § 19 Abs. 3 Nr. 1 GWB: „Eine Gesamtheit von Unternehmen gilt als

marktbeherrschend, wenn sie aus drei oder weniger Unternehmen be-steht, die zusammen einen Marktanteil von 50 vom Hundert errei-chen“.

142 Vgl. Zimmer, M., Lang, C. Schwarz, H.-G., Marktstruktur und Kon-zentration in der deutschen Stromerzeugung 2006, in: Zeitschrift fürEnergie, Markt und Wettbewerb, Jg, 5, 2007, S. 64–69.

143 Bei der Zuordnung der Kapazitäten wurde die Dominanzmethode an-gewendet. Bei Gemeinschaftsunternehmen mit jeweils 50 ProzentBeteiligungen von zwei Verbundunternehmen wurde die Produktionden Unternehmen paritätisch zugerechnet.

144 Die inländische Nettostromerzeugung lag nach Angaben des VDEWim Jahr 2006 bei 596,1 Mrd. kWh. Vgl. VDEW, Strommarkt inDeutschland – Zahlen und Fakten zur Stromversorgung, Frankfurta.M. 2007, S. 2.

145 Seit dem 12. September 2007 trägt die STEAG AG den Namen Evo-nik Industries AG. Vgl. http://www.evonik.de/ opencms/de/energy/index.html (Stand 5. Oktober 2007)

146 Vgl. Zimmer, M., Lang, C. Schwarz, H.-G., Marktstruktur und Kon-zentration in der deutschen Stromerzeugung 2006, S. 7.

147 Vgl. Hoppenstedt Firmeninformationen GmbH, Darmstadt, Kon-zernstrukturdatenbank, Stand: 6. September 2007.


Ta b e l l e 3 . 2

Marktanteile am Strom-Großkundenmarkt

Quelle: BKartA, Anlage A zum Schriftsatz B6 – 21/03 vom 30. Novem-ber 2006, S. 13

165. Das Bundeskartellamt kam zu dem Ergebnis, dassbei Zugrundelegung der errechneten Marktanteile keinerder Vermutungstatbestände des § 19 GWB auf den Marktfür Strom-Großkunden zutreffe. Deshalb könne alleinedurch die errechneten Marktanteile nicht von einer markt-beherrschenden Stellung eines der vier Verbundunterneh-men auf dem Strom-Großkundenmarkt ausgegangen wer-den. Jedoch weist das Kartellamt zu Recht darauf hin,dass die Verbundunternehmen über zahlreiche Minder-heitsbeteiligungen an Stadtwerken zusätzlichen Einflussauf den Strom-Großkundenmarkt haben. Während dieStromabgabemengen der konsolidierten Tochterunterneh-men148 an Großkunden (in der Regel Mehrheitsbeteili-gungen) bereits bei der Berechnung der Marktanteileberücksichtigt wurden, ist dies bei den Minderheitsbetei-ligungen nicht der Fall.

166. In der Datenerhebung zum Stand der vertikalen In-tegration der vier Verbundunternehmen, welche die Mo-nopolkommission anlässlich des vorliegenden Sondergut-achtens vorgenommen hat, zeigte sich folgendes Bild:E.ON hat 193 Minderheitsbeteiligungen an regionalenStromversorgern (unter anderem Stadtwerke). RWE be-sitzt 71, EnBW 40 und Vattenfall Europe zehn Minder-heitsbeteiligungen an regionalen Stromversorgern. Es istanzunehmen, dass die Verbundunternehmen über ihreMinderheitsbeteiligungen auf die regionalen Versorger ei-nen mehr oder minder starken Einfluss ausüben können.

167. Das Kartellamt hat den Strom-Kleinkundenmarktaufgrund der noch immer sehr geringen Wechselquotenauch weiterhin regional abgegrenzt. Bei dieser Marktab-grenzung und unter Betrachtung der Marktanteilswertevon zumeist über 90 Prozent weist dieser Markt noch im-mer gebietsmonopolistische Strukturen auf. Auch auf die-ser Stufe haben alle vier Verbundunternehmen – insbe-sondere E.ON und RWE – über zahlreiche Mehr- und

Minderheitsbeteiligungen an den regionalen Grundver-sorgern einen maßgeblichen Einfluss auf den Strom-Kleinkundenmarkt.149 Dieser Einfluss wird durch denindirekten Einfluss, den die Erzeugerstufe aufgrund derstromspezifischen Besonderheiten auf alle anderenMarktstufen ausstrahlt, weiter erhöht.

168. Das Bundeskartellamt hat eine sehr umfangreicheund detaillierte Marktdatenerhebung vorgenommen unddie Duopolvermutung auf Basis des herkömmlichen kar-tellrechtlichen Instrumentariums präzise begründet. Je-doch ist allgemein bekannt, dass Konzentrationsraten,wie sie als Vermutungstatbestände im Gesetz gegen Wett-bewerbsbeschränkungen verankert sind, einige Schwä-chen aufweisen. So werden sie maßgeblich von der zuvorgetroffenen geographischen Abgrenzung des relevantenMarktes beeinflusst. Darüber hinaus sind sie statischerNatur und vernachlässigen bei der rein strukturellen Be-trachtung des Angebotes eventuelles strategisches Verhal-ten der Anbieter sowie die Reaktion der Nachfrager. DieKonzentrationsraten können im Rahmen der Wettbewerbs-analyse durchaus ein wertvolles Hilfsinstrument darstel-len. Zusätzlich sollten jedoch ergänzende Hilfsinstru-mente Anwendung finden, um die Aussage über dieFunktionsfähigkeit des Wettbewerbs auf eine breite Basisvon Indizien stützen zu können.

169. Auch das Bundeskartellamt hat zusätzliche Markt-strukturdeterminanten wie die Homogenität des GutesStrom, die geringe Preiselastizität der Stromnachfrage,die hohe Markttransparenz und die stagnierende Gesamt-nachfrage nach Elektrizität betrachtet, um hierdurch dieDuopolvermutung zu festigen. Es findet eine breiteökonomische Anerkennung, dass die genannten markt-strukturellen Voraussetzungen kollusives Verhaltenbegünstigen können. Darüber hinaus wurde auf Gemein-schaftsbeteiligungen z. B. auf Kraftwerks- undStadtwerkeebene hingewiesen.

170. Die Monopolkommission sieht in den gleichge-richteten Interessen, die zwangsläufig aus Gemein-schaftsbeteiligungen resultieren, auch eine erhöhte Ge-fahr für ein gleichgerichtetes nichtwettbewerblichesVerhalten und hat deshalb ebenfalls die Gemeinschaftsbe-teiligungen untersucht. Die nachfolgende Tabelle 3.3 solleine Übersicht über die Gemeinschaftsbeteiligungen dervier Verbundunternehmen an Kraftwerken in Deutschlandgeben. Hierbei wurden nur Kraftwerke aufgeführt, an de-nen die Verbundunternehmen entweder direkt beteiligtsind (seien es Mehr- oder Minderheitsbeteiligungen),oder Beteiligungen über Unternehmen, die von den Ver-bundunternehmen kontrolliert werden (d. h. Beteiligun-gen über 50 Prozent). So wurden die Erzeugungskapazi-täten der ehemaligen STEAG AG, die sich aus einerindirekten Minderheitsbeteiligung über die Evonik Indus-tries AG ergeben, nicht betrachtet. Die nachfolgende Ta-belle 3.3 unterschätzt den Einfluss der Verbundunterneh-men somit tendenziell.

2003 2004

RWE 20-25 % über 20 %

E.ON über 15 % über 15 %

EnBW unter 15 % unter 15 %

Vattenfall Europe

deutlich unter 10 %

deutlich unter 10 %

Händler deutlich unter 5 %

ca. 5 %

Stadtwerke über 36 % über 36 %

148 E.ON hält 37, RWE 26, EnBW 23 und Vattenfall Europe 4 Mehr-heitsbeteiligungen an regionalen und überregionalen Stromversor-gern. Vgl. A.2 f., A.7-A.13, A.18-22 und A.26 im Anhang.

149 Vgl. die Beteiligungen an regionalen Versorgern auf den Seiten A.2 f.,A.7-A.13, A.18-A.22 und A.26 im Anhang.


Ta b e l l e 3 . 3

Verflechtungen auf Kraftwerksebene1

1 Die zu 100 Prozent fehlenden Besitzanteile am Großkraftwerk Mannheim hält die MVV RHE AG (28 Prozent). An dem Heizkraftwerk Pforz-heim sind die Stadtwerke Pforzheim zu 55 Prozent beteiligt, die übrigen 5 Prozent gehören der Gesellschaft für kommunale Verkehrs- und Ver-sorgungsanlagen mbH. Am Kraftwerk Bexbach halten die SaarEnergie AG 25 Prozent und die Stadtwerke Aachen 16,7 Prozent der Aktien. AmKraftwerk Rostock ist die E.ON direkt beteiligt mit 45,7 Prozent der Aktien sowie mit weiteren 4,7 Prozent über die E.DIS Aktiengesellschaft.

Quelle: Eigene Erhebungen

E.ON RWE EnWB Vattenfall Installierte Leistung

Primärener-gieträger

Großkraftwerk Mannheim 40,00 % 32,00 % 1 700 MW Steinkohle

Heizkraftwerk Pforzheim 10,00 % 30,00 % 100 MW Steinkohle

Kraftwerk Bexbach 8,30 % 50,00 % 714 MW Steinkohle

KKW Brokdorf 80,00 % 20,00 % 1 370 MW Uran

KKW Brunsbüttel 33,30 % 66,70 % 771 MW Uran

KKW Emsland 12,50 % 87,50 % 1 329 MW Uran

KKW Grundremmingen 25,00 % 75,00 % 2 572 MW Uran

KKW Krümmel 50,00 % 50,00 % 1 346 MW Uran

Kraftwerk Lippendorf 25,00 % 25,00 % 50,00 % 1 730 MW Braunkohle

Kraftwerk Rostock 50,40 % 24,60 % 25,00 % 508 MW Steinkohle

Schluchseewerke 50,00 % 50,00 % 1 700 MW Wasser

171. Mit dem KKW Emsland, dem KKW Gundrem- lastkraftwerke handelt, lässt sich davon ausgehen, dass
mingen und dem Kraftwerk Rostock, an dem auch Vat-tenfall Europe beteiligt ist, betreiben E.ON und RWE dreigroße Gemeinschaftskraftwerke. Hier dürften sie ein ge-meinsames Gewinnmaximierungsinteresse haben. Hinzukommen Beteiligungen an Stadtwerken mit eigener Er-zeugungskapazität.
172. In Tabelle 3.4 sind Gemeinschaftsbeteiligungen anStadtwerken mit einer vergleichsweise bedeutenden eige-nen Erzeugungskapazität aufgeführt.150 An drei dieserStadtwerke halten E.ON und RWE gemeinsame Beteili-gungen. Insgesamt halten alle vier Verbundunternehmengemeinsame Mehr- und Minderheitsbeteiligungen anKraftwerken mit einer Kapazität von über 15 GW. Ausge-hend von der gesamten installierten Leistung in Deutsch-land, die zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast, am 11. De-zember 2006, bei 124,3 GW lag,151 entspricht dies einemAnteil von über 12 Prozent. Da es sich bei den Gemein-schaftskraftwerken mehrheitlich um Grund- und Mittel-

der Einfluss auf die tatsächliche Stromproduktion deut-lich größer ist.

173. Ein ähnliches Bild ergibt sich bei Gemeinschafts-beteiligungen an regionalen Energieversorgern. Auchdiese wurden von der Monopolkommission untersuchtund befinden sich auf den Seiten A.29 ff. des Anhangs.Insbesondere bei den Gemeinschaftsbeteiligungen kannein gemeinsames Gewinnmaximierungsinteresse unter-stellt werden. Darüber hinaus sprechen auch Aussagen,die Strom-Großkunden im Rahmen der Anhörung ge-macht haben, die von der Monopolkommission im Vor-feld dieses Gutachtens durchgeführt wurde, dafür, dassder Wettbewerb zwischen den Verbundunternehmen ein-geschränkt ist. Einige Strom-Großkunden betonten, dassein bilateraler Handel mit Strom zwischen den Regelzo-nen nur eingeschränkt stattfinde. So sei es schwierig, einkonkretes Angebot von einem der vier großen Verbund-unternehmen zu erhalten, falls sich der Ort der Lieferungnicht in der Regelzone des jeweiligen Verbundunterneh-mens befinde. Dies könnte ein Indiz dafür sein, dass dievier großen Energieversorger ihre Absatzgebiete auf demGroß-Kundenmarkt nach ihren Regelzonen aufteilen. DieVermutung wird auch dadurch bestärkt, dass die Verbund-unternehmen primär an Stadtwerken in der eigenen Re-gelzone beteiligt sind.

150 Zusätzlich existieren zahlreiche Gemeinschaftsbeteiligungen anStadtwerken ohne bedeutende Erzeugungskapazitäten. Vgl. A.29 bisA.31 im Anhang.

151 Vgl. VDN, Daten und Fakten – Stromnetze in Deutschland 2007,Berlin 2007, S. 21.


Ta b e l l e 3 . 4

Gemeinschaftsbeteiligungen an Stadtwerken mit eigenerErzeugungskapazität


E.ON RWE EnWB Vattenfall Installierte Leistung

Stadtwerke Chemnitz 30,00 % 19,00 % 200 MWStadtwerke Duisburg 20,00 % 20,00 % 500 MWStadtwerke Karlsruhe 10,00 % 20,00 % 100 MWStädtische Werke Brandenburg an der Havel 36,75 % 12,25 % 100 MWDREWAG 10,00 % 35,00 % über 288 MW

3.4.2 Aktuelle Konzentrationsstudie im Auf- 176. Zunächst untersuchte London Economics die Er-
trag der Europäischen Kommission
174. Das Beratungsunternehmen London Economicshat im Auftrag der Generaldirektion Wettbewerb eineKonzentrationsstudie für den europäischen Elektrizitäts-markt durchgeführt. Die zugrunde liegenden Daten wur-den von der Sector Inquiry 2007 übernommen. Sie bezie-hen sich auf die Jahre 2003, 2004 und 2005 und umfassenalle signifikanten Unternehmen des Elektrizitätssektors.Auf Basis dieser Daten wurden für sechs ausgewählteLänder die Konzentrationsmaße Herfindahl-Hirschman-Index (HHI), Residual-Supply-Index (RSI) und Pivotal-Supplier-Index (PSI) länderspezifisch errechnet. DieKonzentrationsmaße wurden anhand unterschiedlicherKriterien auf stündlicher Basis berechnet. Die Ergebnissewurden zu Durchschnittswerten für die Jahre 2003, 2004und 2005 sowie für den Zeitraum 2003 bis 2005 aggregiert.

175. Der HHI als traditionelles Konzentrationsmaß istdie Summe der quadrierten Marktanteile der zum betrach-teten Markt gehörenden Unternehmen. Ein Markt wird inder Studie – entsprechend den in den sog. Horizontalleit-linien der EU-Kommission aufgestellten Grundsätzen152 –als nicht konzentriert bezeichnet, wenn der HHI unterhalbvon 1 000 Punkten liegt bzw. kleiner als 0,1 ist, als mode-rat konzentriert wenn er zwischen 1 000 und 1 800 Punk-ten, also zwischen 0,1 und 0,18 liegt, und als hoch kon-zentriert, wenn er über 1 800 Punkten liegt, bzw. größerals 0,18 ist.

zeugungskapazität (national abgegrenzte Erzeuger-märkte) im Zeitraum von 2003 bis 2005 und kam zu demErgebnis, dass der HHI in diesem Zeitraum in Deutsch-land bei durchschnittlich 1 914 Punkten lag. Das Ergebnisfällt bei einer Betrachtung der Anteile an der tatsächli-chen Erzeugung entsprechend deutlicher aus. In diesemFall lag der durchschnittliche HHI im betrachteten Zeit-raum bei 2 143 Punkten. Gemessen an den Referenzwer-ten der Horizontalleitlinien war die Erzeugerstufe imZeitraum 2003 bis 2005 hoch konzentriert.153 Im europäi-schen Vergleich lag Deutschland in diesem Zeitraum imunteren Mittelfeld der sechs ausgewählten Länder, wasdie nachfolgende Tabelle 3.5 zeigt:

Ta b e l l e 3 . 5

Durchschnittlicher länderspezifischer HHI-Wert im Zeitraum 2003 bis 2005

Quelle: Eigene Darstellung anhand von London Economics, Structureand Performance of Six European Wholesale Electricity Markets in2003, 2004 and 2005, February 2007, S. 15.

Aus der Tabelle wird deutlich, dass die Konzentration inallen untersuchten europäischen Ländern – mit Aus-nahme von Großbritannien – bedenklich ist.

152 Vgl. EU-Kommission, Leitlinien für die Anwendbarkeit vonArtikel 81 EG-Vertrag auf Vereinbarungen über horizontale Zusam-menarbeit, ABl. EG Nr. C 3 vom 6. Januar 2001, S. 2, S. 5, Ziff. 29:„Neben der Marktstellung der beteiligten Unternehmen und der Ad-dition von Marktanteilen kann auch die Marktkonzentration, d. h. dieStellung und Anzahl der Wettbewerber, als zusätzlicher Faktor zurErmittlung der Auswirkungen der Zusammenarbeit auf den Wettbe-werb herangezogen werden. Eine Messgröße, mit der die Summe desQuadrats der Marktanteile sämtlicher Wettbewerber gebildet wird, istder Herfindahl-Hirshman-Index (HHI): Bei einem HHI von unter1 000 wird von einer niedrigen, zwischen 1 000 und 1 800 von einermäßigen und jenseits von 1 800 von einer hohen Marktkonzentrationausgegangen.“

153 Vgl. London Economics, Structure and Performance of Six EuropeanWholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005, February2007, S. 268, 275.

Durchschnittlicher HHI-Wert

Frankreich 8 592Belgien 8 307Spanien 2 790Niederlande 2 332Deutschland 1 914Großbritannien 1 068


177. Weiterhin wurde der Einfluss der „Grenzkuppel-stellenkapazität“ auf die Konzentration der Elektrizitäts-erzeugerstufe untersucht. Dabei wurde angenommen,dass die Kapazität der Grenzkuppelstellen Wettbewerbernzugerechnet wird und diese die Kapazität vollständig nut-zen. Die Sector Inquiry 2007 der EU-Kommission stelltdie Ergebnisse der untersuchten Länder, die sie der Studievon London Economics entnommen hat, in der nachfol-genden Tabelle 3.6 gegenüber.

178. Bei allen betrachteten Ländern ist eine deutlicheReduktion der Konzentration unter Einbeziehung der zu-sätzlichen Kapazität durch Nutzung der Grenzkuppelstel-len zu erkennen. Hierbei können der deutsche und derniederländische Markt nur noch als moderat bis schwachkonzentriert bezeichnet werden.

179. Hierbei ist jedoch zu beachten, dass es sich um dasbestmögliche Szenario bei gegebener Grenzkuppelkapa-zität handelt. Die in der Tabelle aufgeführten Ergebnissebasieren auf der Annahme, dass die gesamte Kapazitätder Grenzkuppelstellen Wettbewerbern zugerechnet wirdund von diesen auch tatsächlich genutzt wird. Dies ent-spricht nicht dem tatsächlichen Geschehen auf den euro-päischen Elektrizitätsmärkten.154 Nach Angaben desVDN stammen ca. 35 Prozent des deutschen Stromim-ports aus Frankreich.155 Es kann davon ausgegangen wer-den, dass diese Strommengen primär von der EnBW im-portiert werden. Ein Indiz hierfür könnte sein, dass dieEDF Großaktionärin der EnBW ist. Darüber hinaus gibtdie EnBW in ihrem Geschäftsbericht an, dass30,4 Prozent der Strombereitstellung des Konzerns vonPrimärenergieträgern unbekannten Ursprungs stam-

men.156 Da für Strom, der in Deutschland erzeugt wird,nach § 42 EnWG eine Stromkennzeichnungspflicht dereingesetzten Energieträger besteht, liegt die Vermutungnahe, dass der nicht gekennzeichnete Teil der Strombe-reitstellung der EnBW Lieferungen aus Frankreich um-fasst. Zusätzlich befinden sich alle Grenzkuppelstellen imEigentum der vier Verbundunternehmen, die hierüberüberwiegend Strom im- oder exportieren. Ferner ist dievorgenommene Zurechnung der Grenzkuppelstellenkapa-zität nicht realistisch, da Deutschland nach Angaben desVDN der größte Stromtransiteur Europas ist, weshalb einGroßteil der Importe nicht im deutschen Markt verbleibt.Das zeigt sich auch darin, dass Deutschland seit 2003 einNettoexporteur von Strom ist.

180. Die Studie von London Economics greift auf eineungewöhnlich breite Datenbasis zurück. Jedoch weist derHHI als traditionelles Konzentrationsmaß – ähnlich wiedie vom Bundeskartellamt verwendeten Marktanteilskri-terien – neben Stärken auch deutliche Schwächen auf.Der HHI ist leicht nachzuvollziehen und besitzt unter be-stimmten Annahmen eine vergleichsweise gute theoreti-sche Fundierung. Darüber hinaus wird für seine Berech-nung im Vergleich zu anderen Marktmachtindikatorennur eine geringe Menge an Daten benötigt. Diesen Stär-ken stehen jedoch erhebliche Schwächen gegenüber. Eineempirische Fundierung ist kaum vorhanden. Ferner ruftinsbesondere die geographische Abgrenzung des relevan-ten Marktes Schwierigkeiten hervor. Auf Elektrizitäts-märkten, deren Marktmachtpotentiale aufgrund der be-sonderen Nachfrage- und Angebotsdynamik starkschwanken können, ist vor allem die statische Ausrich-tung des HHI problematisch. Zusätzlich werden bei einerisolierten Betrachtung des HHI die strategischen Anreizeder Anbieter und das Verhalten der Nachfrager außer

154 Vgl. hierzu die Ausführungen in Abschnitt 3.5.4.2.155 Vgl. VDN, Daten und Fakten – Stromnetze in Deutschland 2007,

Berlin 2007, S. 26. 156 Vgl. EnBW, Geschäftsbericht 2006, S. 13.

Ta b e l l e 3 . 6

HHI-Werte ausgewählter Länder

Quelle: European Commission, DG Competition Report on Energy Sector Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Tz. 1007.

Deutschland Frankreich Belgien Niederlande Spanien Groß-britannien

Durchschnittlicher HHI-Wert ohne Zurechnung der Grenzkuppelstellen-kapazität 1 914 8 592 8 307 2 332 2 790 1 068

Durchschnittlicher HHI-Wert mit Zurechnung der Grenzkuppelstellenkapa-zität 1 160 6 505 5 332 1 151 1 945 1 004


Acht gelassen. Darüber hinaus können auftretende Eng-pässe, z. B. in Netzen, nicht berücksichtigt werden.157

181. Die Monopolkommission ist der Ansicht, dass derHHI in Kenntnis dieser Schwächen ein geeignetesHilfsinstrument für die Wettbewerbsanalyse sein kann,welches jedoch um weitere Instrumente und Indizien er-gänzt werden muss, um ein umfassendes Bild über dieWettbewerbssituation auf dem Elektrizitätsmarkt zu ge-ben. So eignet sich der HHI z. B. als Strukturindikator imRahmen eines Ländervergleichs. Bei dem von LondonEconomics durchgeführten Vergleich sechs ausgewähltereuropäischer Länder schneidet Deutschland relativ gutab. Jedoch handelt es sich dabei mit Ausnahme von Eng-land um Länder, die hoch konzentrierte Elektrizitäts-märkte aufweisen. In Frankreich und Belgien sind nochimmer quasi-monopolistische Marktstrukturen vorzufin-den. Vor dem Hintergrund der ausgewählten Länder kanndas relativ gute Abschneiden Deutschlands nur als be-dingt aussagekräftig angesehen werden.

182. Der RSI ist ein branchenspezifischer unternehmen-sindividueller Index, der untersucht, ob das betrachtete

Unternehmen im betrachteten Zeitraum unabkömmlichist, um die bestehende Nachfrage zu befriedigen. Hierbeiwird die verfügbare Kapazität des Unternehmens von dergesamten verfügbaren Kapazität des betrachteten Marktessubtrahiert und in Relation zur gesamten Erzeugung desrelevanten Marktes gesetzt, die aufgrund der Nicht-speicherbarkeit von Elektrizität näherungsweise der ag-gregierten Nachfrage zum jeweils betrachteten Zeitpunktentspricht. Anhand von Erfahrungswerten aus verschie-denen empirischen Untersuchungen wird im Allgemeinender folgende kritische Wert festgelegt: Ein Unternehmengilt als unabdingbar zur Bedienung der gesamten Nach-frage in dem betrachteten Markt, wenn es die Schwellevon 110 Prozent für mehr als 5 Prozent des untersuchtenZeitraums unterschreitet.158

183. Auch bei der Verwendung des Konzentrationsma-ßes RSI werden die Ergebnisse bestätigt. In allen unter-suchten Jahren liegen die RSI-Werte der beiden größtenUnternehmen in Deutschland unterhalb von 110 Prozentin mehr als 5 Prozent der Jahresstunden. In jedem Jahrwaren sie über weite Strecken (zwischen 44,3 Prozentund 80,1 Prozent der Jahresstundenzahl) unbedingt not-wendig, um die aggregierte Nachfrage zu bedienen. ImJahr 2005 unterschritten auch das dritt- und viertgrößteUnternehmen die Schwelle von 110 Prozent für mehr als5 Prozent der Jahresstunden. Somit waren auch sie wäh-rend des Jahres 2005 zur Deckung der Nachfrage überlängere Zeiträume unabdingbar.159 Werden Durch-schnittswerte für die signifikanten Unternehmen über denZeitraum 2003 bis 2005 betrachtet, ergibt sich im Ver-gleich mit anderen europäischen Ländern das in Tabelle3.7 dargestellte Bild.

157 Vgl. grundlegend zu verschiedenen Indikatoren für die Elektrizitäts-wirtschaft Twomey, P., Green, R., Neuhoff, K., Newbery, D., A Re-view of the Monitoring of Market Power, Cambridge Working Pa-pers in Economics CWPE 0504, 2005. Zu der Studie von LondonEconomics hat sich unter anderem der deutsche Ökonom Ockenfelskritisch geäußert. Er bezweifelt die generelle Eignung des HHI fürden Stromsektor. Darüber hinaus sei bei der Berücksichtigung desStromaustausches auf den HHI, der anhand der tatsächlichen Erzeu-gung berechnet wurde, die marktmachtdisziplinierende Wirkung derImporte nicht eingefangen worden. Generell bezweifelt Ockenfels,dass die Erzeugung ein geeignetes Maß sei, um Marktmachtpotentia-le zu messen. Nicht die gesamte Stromerzeugung sei entscheidendfür die Marktmachtausübung, sondern die nicht abgesicherte Kapazi-tät am Spotmarkt. Der im Rahmen von Termingeschäften verkaufteStrom sei nicht relevant, da Änderungen des Börsenpreises keinenEinfluss mehr auf die bereits verkauften Mengen hätten. Typischer-weise würden von den Verbundunternehmen jedoch große Mengenihrer Produktion über Terminmärkte verkauft. Vgl. Ockenfels, A.,Marktmachtmessung im deutschen Strommarkt in Theorie und Pra-xis – Kritische Anmerkungen zur London Economics Studie, in:Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 57, 2007, S. 3 f.

158 Vgl. Der Residual-Supply-Index basiert auf Sheffrin. Die kritischenWerte sind die Schlussfolgerungen aus einem von ihm vorgenomme-nen RSI-Screening-Test. Vgl. Sheffrin, A., Predicting Market PowerUsing the Residual Supply Index, Mimeo 2002.

159 Vgl. London Economics, Structure and Performance of Six EuropeanWholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005, February2007, S. 292.

Ta b e l l e 3 . 7

Gegenüberstellung der durchschnittlichen RSI-Ergebnisse für die Unternehmen der im Rahmen der Studie be-trachteten Länder im Zeitraum 2003 bis 20051

Land Unternehmen%-Zahl der Stunden

des Beobachtungszeitraums, für die gilt: RSI<110 %

Belgien 0513-S-BE 100,00 %

1469-S-BE 5,00 %

Deutschland 0436-S-DE 47,70 %

0569-S-DE 4,60 %

1338-S-DE 77,10 %

1681-S-DE 3,80 %


1 Die Unternehmensnamen wurden nicht bekannt gegeben.Quelle: London Economics, Structure and Performance of Six European Wholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005, February 2007, S. 27.

Spanien 0577-S-ES 41,10 %

0850-S-ES 0,00 %

0875-S-ES 49,20 %

1646-S-ES 0,60 %

Frankreich 0340-S-FR 0,50 %

0472-S-FR 100,00 %

1449-S-FR 0,00 %

Niederlande 0439-S-NL 3,50 %

0511-S-NL 32,80 %

0712-S-NL 44,60 %

1193-S-NL 22,70 %

Großbritannien 0242-S-GB 1,20 %

0453-S-GB 1,70 %

1340-S-GB 1,20 %

1477-S-GB 2,30 %

Land Unternehmen%-Zahl der Stunden

des Beobachtungszeitraums, für die gilt: RSI<110 %

184. Großbritannien ist das einzige Land, in dem kein 186. Ein anderes Resultat ergab sich, als die Interkon-

n o c h Tabelle 3.7

Unternehmen der Erzeugerstufe eine unabkömmlicheStellung besitzt. Alle anderen untersuchten Länder habenmindestens ein maßgebliches Unternehmen auf der Er-zeugerstufe.

185. Der Pivotal-Supplier-Index ist eine binäre Vari-able, die den Wert 1 annimmt, wenn das jeweilige Unter-nehmen zur betrachteten Stunde als entscheidend bzw.unentbehrlich gewertet wird; falls dies nicht der Fall ist,nimmt die Variable den Wert 0 an. Das Marktergebniswird als nicht kompetitiv bezeichnet, wenn der PSI einesUnternehmens den Wert 1 während mehr als 20 Prozentdes betrachteten Zeitraumes annimmt. Die Analyse kamzu dem Ergebnis, dass in Deutschland in den Jahren 2003bis 2005 ein Unternehmen in jedem der betrachtetenJahre in mehr als 20 Prozent der Jahresstunden unent-behrlich war. Innerhalb des gesamten Zeitraums war dasUnternehmen in 49,8 Prozent der Jahresstunden entschei-dend.160 Die drei anderen betrachteten Unternehmenüberschritten den kritischen Wert in keinem Jahr. Nach-dem Langzeitlieferverträge aus der Analyse ausgeschlos-sen wurden, überschritten zwei Unternehmen in den Jah-ren 2004 und 2005 den Grenzwert.161

nektorenkapazität und der Stromaustausch in die Analyseeinbezogen wurden. Dies hatte auf beide Indikatoren– RSI und PSI – einen dämpfenden Effekt, der so starkwar, dass die kritischen Werte teilweise unterschrittenwurden.162

160 Vgl. London Economics, Structure and Performance of Six EuropeanWholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005, February2007, S. 301.

161 Vgl. ebenda, S. 302.

162 Ockenfels sieht hierdurch bestätigt, dass die preisdisziplinierendeWirkung des internationalen Stromaustauschs nicht vernachlässigtwerden darf. Als weitere Argumente hierfür führt er identische Preis-bewegungen auf den Strombörsen in Deutschland, Frankreich undÖsterreich sowie den hohen Anteil ausländischer Anbieter am Spot-markt der EEX an. Vgl. Ockenfels, A., Marktmachtmessung im deut-schen Strommarkt in Theorie und Praxis – Kritische Anmerkungenzur London Economics-Studie, in: Energiewirtschaftliche Tagesfra-gen, Jg. 57, 2007, S. 4. Diesem Argument kann jedoch nicht gefolgtwerden, da durchaus eine Abschottungsstrategie gegenüber Ländernmit niedrigeren Strompreisen zu erkennen ist und sich demnach diedisziplinierende Wirkung des internationalen Stromaustauschs inGrenzen hält. Darüber hinaus sind die Spotmärkte von Deutschland,Frankreich, den Niederlanden und Österreich institutionell voneinan-der getrennt, was sich auch in unterschiedlichen Auktionszeiten äu-ßert. Ebenso erfolgt die Versteigerung der Transferkapazitäten ge-trennt von der Versteigerung der Strommengen am Spotmarkt. Zwargleichen sich die Durchschnittspreise von französischem, österreichi-schem und deutschem Spotmarkt an, insbesondere weil selten bzw.nie Engpässe an den jeweiligen Kuppelstellen auftreten, die einzelnenStundenpreise weichen jedoch zum Teil ganz erheblich voneinanderab. Vgl. Lang, C., Schwarz, H.-G., Europäische Stromerzeugungs-märkte am Beispiel Zentraleuropas: Stand der Integration und Hand-lungsbedarf, IWE Working Paper Nr. 01 2006, April 2006, S. 16 ff.


187. Die beiden branchenspezifischen Indikatoren RSIund PSI werden der Strommarktdynamik im Vergleich zuden traditionellen Indikatoren besser gerecht. Im Gegen-satz zu den traditionellen Indikatoren kommt der Nach-frageseite bei der Berechnung von PSI und RSI eine be-deutende Rolle zu. Darüber hinaus sind die Indikatorenempirisch fundiert. Sie sind sowohl auf den einzelnenTeilmarkt als auch für den Gesamtmarkt anwendbar. DasProblem der „richtigen“ geographischen Abgrenzung desrelevanten Marktes bleibt jedoch auch bei diesen Indika-toren bestehen. Zusätzlich können strategisches Verhal-ten, die Elastizitäten von Angebot und Nachfrage sowiedie Marktzutrittsschranken nicht in die Analyse einbezo-gen werden.

3.4.3 Preismanipulationen an der Strombörse EEX?

3.4.3.1 Einführung

188. In den letzten Jahren stand die Leipziger Energie-börse aufgrund der deutlichen Preissteigerungen und derdamit einhergehenden Manipulationsvorwürfe vermehrtim Mittelpunkt des öffentlichen Interesses.163 So bezeich-nete der Vorstandsvorsitzende der Norddeutschen Affine-rie die Strombörse bereits im Juli 2005 als merkwürdigenMarkt, auf dem Hitzewellen in Spanien sofort die Ter-minpreise an der EEX erhöhen würden, die Verlängerungder Laufzeiten von Atomkraftwerken jedoch keinenpreissenkenden Einfluss habe. Auch der Verband der In-dustriellen Kraftwirtschaft e.V. (VIK) vermutet bereitsseit Jahren, dass die Verbundunternehmen als Oligopolis-ten die Börsenpreise manipulieren, indem sie z. B. gezieltKraftwerkskapazitäten zurückhalten.164

189. Am 18. Februar 2007 wurden anonyme und ge-heime Handelsdaten der EEX an zahlreiche „Energieex-perten“ – unter anderem auch an das Bundeskartellamt –versandt, die belegen sollten, dass die Strompreise„künstlich nach oben getrieben werden“.165 So habe dasVerbundunternehmen RWE als größter Käufer im Jahr2006 an der EEX mit dem Ziel agiert, das Preisniveau

deutlich anzuheben.166 In diesem Zusammenhang warfder Geschäftsführer des Bundesverbandes der Energie-Abnehmer e.V. (VEA) den deutschen Stromriesen ein ab-gestimmtes Verhalten und Preistreiberei vor.167 Die Euro-päische Kommission führt aktuell eine Untersuchungdurch. Diese bezieht sich u. a. auf ein vermutetes wettbe-werbsbeschränkendes Verhalten der Marktakteure an derEEX.

190. Die Manipulationsvorwürfe und die Tatsache, dassdie an der EEX gebildeten Preise eine Signalwirkung füralle Großhandelspreise in Deutschland und in weiten Tei-len Mitteleuropas haben, lassen eine detaillierte Analyseder Funktionsweise der Leipziger Energiebörse für not-wendig erscheinen.

3.4.3.2 Aufbau und rechtliche Rahmen-bedingungen der EEX

191. An der EEX werden Spot- und Termingeschäftefür Strom, Gas, Emissionsberechtigungen und Kohle ge-handelt. Die Betreibergesellschaft dieser Energiebörse istdie EEX Aktiengesellschaft. Sie besteht aus einer Viel-zahl von Aktionären, unter anderem den Handelsabteilun-gen bzw. sonstigen Töchtern großer Energieversorgungs-unternehmen wie E.ON Sales & Trading GmbH, RWETransportnetz Strom GmbH, EnBW Trading GmbH, Vat-tenfall Deutschland GmbH168, ferner aus Investmenthäu-sern wie Morgen Stanley Capital Group Inc. und Metzlerseel. Sohn & Co., Großbanken wie der Deutschen BankAG und der Dresdner Bank AG, aus Trägern anderer En-ergiebörsen wie der Eurex Zürich AG und der Nord PoolASA, der Sachsen LB169, dem Freistaat Sachsen undsonstigen Unternehmen.170

192. Die Aktionäre der EEX werden durch den Auf-sichtsrat repräsentiert. Die personelle Zusammensetzungdes Aufsichtsratsvorsitzes belegt die herausragende Be-deutung der beiden größten deutschen Verbundunterneh-men für den Handelsplatz EEX. Der Vorsitzende des Auf-sichtsrates ist Vorstandsmitglied bei der RWE Energy AGund leitet dort das Ressort Recht. Der stellvertretendeVorsitzende ist Geschäftsführer des Bereichs Handel &Portfoliomanagement der E.ON Sales & Trading GmbH.

163 Vgl. unter vielen Widhagen, A., Ende der Transparenz, in: Wirt-schaftswoche Nr. 41 vom 8. Oktober 2007, S. 78 ff. Die Manipulati-onsvorwürfe könnten eine der Triebfedern für den aktuell anvisiertenZusammenschluss von EEX und der französischen Powernext gewe-sen sein. Denn eine gemeinsame Börse, die mit der EDF den größteneuropäischen Energiekonzern integriert, könnte den Eindruck erwe-cken, dass eine Manipulation durch die großen deutschen Verbund-unternehmen erschwert wird. Solange jedoch der internationaleStromaustausch u.a. durch das Auftreten von Netzengpässen einge-schränkt ist, wird sich an dem überragenden Einfluss der vier deut-schen Verbundunternehmen auf den Börsenpreis für die deutsch-ös-terreichische Handelszone wenig ändern.

164 Vgl. FAZ.NET (Hrsg.) Industrie hält Strombörse für einen manipu-lierten Markt, 2005, URL: http://www.faz.net/ s/RubEC1ACFE1EE274C81BCD3621EF555C83C/Doc~E327FCE8315384524ADE05426D2F11833~ATpl~Ecommon~Scontent.html (Stand 3. Oktober2007)

165 Vgl. o.V., Elektrisierte Börse, Handelsblatt vom 14. März 2007, S. 2.

166 Eine Verknappung der Menge kann für einen Oligopolisten bzw. Mo-nopolisten lohnend sein. Der Gewinn eines Unternehmens ergibt sichaus der Differenz von Erlös und Kosten. Falls durch die Verknappungder Menge die Preise so stark ansteigen, dass sie die Mengeneffekteüberkompensieren, steigt der Erlös bei gegebenen Kosten und somitder Gewinn. In der Regel sinken mit der Reduzierung der Menge zu-mindest auch die variablen Kosten, was zusätzlich einen positivenEffekt auf den Gewinn hat. Ein Polypolist als Preisnehmer bei per-fektem Wettbewerb kann hingegen nur über die Anpassung der Men-ge agieren.

167 Vgl. o.V., Elektrisierte Börse, Handelsblatt vom 14. März 2007, S. 2.168 Darüber hinaus ist auch die Vattenfall Europe AG selbst beteiligt. 169 Die Vereinbarung zum Verkauf der Sachsen LB an die Stuttgarter

Landesbank LBBW wurde im August 2007 unterzeichnet. Vgl.ARD, LBBW übernimmt Sachsen LB vom 27. August 2007, URL:http://www.tagesschau.de/wirtschaft/meldung488042.html (Stand23. Oktober 2007)

170 Die größten Anteilseigner an der EEX sind die Eurex Zürich AG mit23,2 Prozent, der Nord Pool ASA mit 17,4 Prozent und die SachsenLB mit 17,4 Prozent.


193. Die EEX unterliegt den Vorschriften des Börsenge-setzes (BörsG).171 Das Börsengesetz enthält keine detail-lierten Veröffentlichungs- und Transparenzvorschriften.Es besitzt primär einen verwaltungsrechtlichen Charakterund regelt unter anderem die allgemeinen Bestimmungenüber die Börsen und deren Organe. Neben der Börsenge-schäftsführung und der Handelsüberwachungsstelle stelltder Börsenrat eines der drei Börsenorgane dar. Er reprä-sentiert die Handelsteilnehmer der EEX und besteht aus23 Mitgliedern. Deren Aufgabe ist die Beaufsichtigungdes allgemeinen Börsenhandels sowie der Erlass der Bör-senordnung und der Gebührenordnung, der Erlass der Be-dingungen für die Geschäfte an der Börse und die Über-wachung der Geschäftsführung. Nach § 12 Abs. 1 Satz 2BörsG müssen im Börsenrat auch Anleger vertretensein.172 Dies war zu Beginn der EEX nicht der Fall. Erstnach fünf Jahren des Bestehens wurde im Juli 2007 einAnlegervertreter in den Börsenrat berufen.173

194. Die Terminmarktgeschäfte der EEX unterliegen alslängerfristige Finanzderivate dem Wertpapierhandelsge-setz (WpHG).174 Dieses Gesetz ermöglicht es der zustän-digen Aufsichtsbehörde (Bundesanstalt für Finanzdienst-leistungsaufsicht, BaFin175), Insidergeschäfte nach §§ 14,38 WpHG und Marktmanipulationen nach §§ 20a, 39Abs. 1 Nr. 1 WpHG zu ahnden.176 Das Wertpapierhan-delsgesetz findet jedoch keine Anwendung auf dem kurz-fristigen physischen EEX-Spotmarkt. Gerade auf dieSpotmarktpreise beziehen sich jedoch die geäußerten Ma-nipulationsvorwürfe. Ein nichtwettbewerbliches Verhal-ten auf dem EEX-Spotmarkt könnte nur durch die allge-meinen kartellrechtlichen Vorschriften des Gesetzes

gegen Wettbewerbsbeschränkungen bzw. nach europäi-schem Wettbewerbsrecht geahndet werden.

195. Spezielle Transparenzvorschriften für die Handels-teilnehmer an der EEX sind weder im Börsengesetz nochim Wertpapierhandelsgesetz vorgesehen. Der § 15 WpHGenthält eine Ad-hoc-Publizitätspflicht für die Emittentenvon Wertpapieren. Diese Vorschrift betrifft jedoch nurden EEX-Terminmarkt und erfasst nicht die Handelsteil-nehmer an diesem Markt, weil sie nicht die Emittentender gehandelten Finanzinstrumente sind. Dennoch wer-den von den Handelsteilnehmern seit dem 10. April 2006Kraftwerksdaten auf der Internetseite der EEX veröffent-licht. Zu diesem Schritt haben sich die beteiligten Unter-nehmen auf Basis freiwilliger privatrechtlicher Überein-künfte mit der EEX verpflichtet.

3.4.3.3 Handelsteilnehmer der EEX196. Am 5. Oktober 2007 waren an der EEX 176 Han-delsteilnehmer eingetragen. Von diesen Handelsteilneh-mern handelten 153 am Spotmarkt und 94 am Termin-markt.177 Nach Angaben der EEX gaben im Jahr 2006 proHandelstag durchschnittlich 106 Handelsteilnehmer einGebot am Spotmarkt und 33 Handelsteilnehmer ein Ge-bot am Terminmarkt ab.178

197. Obwohl sich unter den Handelsteilnehmern zahl-reiche Unternehmen befinden, deren Hauptsitz außerhalbDeutschlands liegt, sieht die Monopolkommission hierinkein Indiz dafür, dass ein physischer Handel mit Stromaußerhalb des deutsch-österreichischen Marktgebietes er-folgt.179 Bei einer genaueren Studie der Teilnehmerlistefällt auf, dass einige der ausländischen Handelsteilneh-mer bereits in Deutschland als Stromanbieter tätig sind(z. B. Essent Energy Trading B.V. oder N.V. Nuon EnergyTrade & Wholesale). Zusätzlich nehmen zahlreiche Ban-ken und Investmentgesellschaften insbesondere am Ter-minmarkt teil. Darüber hinaus sind einige der Teilnehmerprimär oder sogar ausschließlich im Gashandel tätig, deram 2. Juli 2007 eröffnet wurde.180 Ausländische Unter-nehmen mit eigener Erzeugungskapazität, die sich außer-halb des Handelsgebietes Deutschland/Österreich befin-den, sind vergleichsweise rar.181 Dies trifft insbesondereauf Anbieter aus Ländern mit niedrigeren Strompreisenwie Tschechien und Polen zu. Generell ist der physischeStromhandel am EEX-Spotmarkt dadurch eingeschränkt,dass es an den ausländischen Grenzen zu Netzengpässenkommt und die begrenzte Kapazität primär über explizite

171 Der Geltungsbereich des Börsengesetzes umfasst alle Börsen, die alsöffentlich-rechtliche Anstalten eingerichtet wurden.

172 Die Ausnahme des § 14 Ziff. 1 BörsG, wonach ein Vertreter der An-leger bei Warenbörsen im Börsenrat nicht zwingend vertreten seinmuss, greift für die EEX nicht ein. Lediglich der EEX-Spotmarkt, beidem physische Strommengen gehandelt werden, ist als Warenbörsezu qualifizieren, nicht aber die EEX-Termingeschäfte, welche denGroßteil des Handelsvolumens der EEX ausmachen.Der Repräsentant der Anleger ist gemäß § 13 Abs. 1 BörsG von denübrigen Mitgliedern des Börsenrates zu wählen. Neben diesem Re-präsentanten wird der Börsenrat aus 18 Vertretern der Handelsteil-nehmer (inländische sowie ausländische Verbund- und Stromhan-delsunternehmen, Stadtwerke und Regionalversorger, Broker undFinanzdienstleister sowie kommerzielle Verbraucher) und vier Ver-tretern von Verbänden (Verband der Industriellen Energie- und Kraft-wirtschaft e.V. (VIK), Verbraucherzentrale Bundesverband e.V.(vzbv), Verband der Elektrizitätswirtschaft e.V. (VDEW) und Bun-desverband der Deutschen Industrie e.V. (BDI)) gebildet.

173 Vgl. EEX, Börsenrat begrüßt Star des Gashandels an der EEX, 2007,URL: http://eex.com/de/Presse [Stand 23.09.2007]. Die Handels-überwachungsstelle kann dabei Weisungen von der Börsenaufsichts-behörde empfangen, die sie ausführlich über die Vorkommnisse zuinformieren hat. Die Börsenaufsichtsbehörde ist eine Behörde desLandes Sachsen, da die EEX dort ihren Sitz hat. Sie wendet im Rah-men der Aufsicht das Börsengesetz an. Das insoweit zuständigeSächsische Staatsministerium für Wirtschaft und Arbeit wacht überdie Einhaltung der börsenrechtlichen Vorschriften und die Anord-nung sowie die ordnungsgemäße Durchführung des Handels an derBörse und die Börsenabwicklung.

174 Die am EEX gehandelten Finanzderivate stellen Wertpapiere im Sin-ne § 2 Abs. 2 WpHG dar.

175 Die BaFin übt gemäß § 4 WpHG die Aufsicht über die Einhaltungder Normen des Wertpapierhandelsgesetzes aus.

176 Insidergeschäfte sind unter Strafandrohung verboten und Marktmani-pulationen werden mit Bußgeldern geahndet.

177 Dabei ist es üblich, dass Unternehmen am Spot- und am Termin-markt handeln. Vgl. http://www.eex.com/de/%C3%9Cber%20EEX/Teilnehmerliste (Stand 5. Oktober 2007)

178 Zu dieser Zeit hatte der Gashandel noch nicht begonnen. Vgl. BNetzA,Monitoringbericht 2007, S. 12.

179 Zum Zeitpunkt der Monitoringabfrage der Bundesnetzagentur – am1. April 2007 – waren dies nach Angaben der EEX-Verantwortlichen89 der gemeldeten Handelsteilnehmer am Spotmarkt und 54 der ge-meldeten Handelsteilnehmer am Terminmarkt. Vgl. BNetzA, Moni-toringbericht 2007, S. 70.

180 Zum Zeitpunkt der Eröffnung waren 20 Teilnehmer für den Spothan-del mit Gas und 34 Teilnehmer für den Terminhandel mit Gas zuge-lassen. Vgl. EEX (Hrsg.), EEX startet Gashandel erfolgreich, Presse-mitteilung vom 2. Juli 2007, URL: http://www.eex.com/de/Presse/Pressemitteilung%20Details/press/19077 (Stand 5. Oktober 2007)

181 Zwischen Deutschland und Österreich besteht kein Netzengpass.


Auktionen182 versteigert wird. Diese Auktionsform, diestets mit einem bilateralen, nichtanonymen Handel ver-bunden ist, lässt sich nicht mit einem anonymen Handelam EEX-Spotmarkt vereinbaren.183 Daher könnte z. B.im Falle eines Engpasses an der deutsch-polnischenGrenze der am EEX-Spotmarkt gehandelte Strom nichtphysisch von Polen nach Deutschland geliefert werden.Vor diesem Hintergrund wird auch das Angebot am EEX-Spotmarkt von den Erzeugern innerhalb des deutsch-ös-terreichischen Marktgebietes bestimmt. Da die vier gro-ßen Verbundunternehmen den überragenden Anteil an derErzeugungskapazität innerhalb dieses Gebietes auf sichvereinen, entfällt der weitaus überwiegende Teil der amEEX-Spotmarkt angebotenen Strommenge auf diese Un-ternehmen.184

198. Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen ihrer Mo-nitoringaufgabe die EEX befragt, welche der Handelsteil-nehmer als Letztverbraucher bzw. industrielle Verbrau-cher zu charakterisieren sind. Nach Angaben der EEXwaren am 1. April 2007 – vor dem Beginn des Gas-börsenhandels – neun Handelsteilnehmer Industrieunter-nehmen bzw. Handelsgesellschaften von Industrie-unternehmen. Diese neun Handelsteilnehmer sindGroßunternehmen, die auch über eigene Kraftwerkskapa-zität verfügen und den selbst erzeugten Strom zum Teil ander Börse verkaufen (z. B. die DB Energie GmbH). An-gaben, ob Stromhandelshäuser im Auftrag von Letztver-brauchern handeln, konnten nicht gemacht werden. Auchdie Bundesnetzagentur geht weiterhin davon aus, dass derüberwiegende Anteil der Stromhandelsgeschäfte inDeutschland noch immer over the counter getätigtwird.185

3.4.3.4 Gehandelte Produkte und Preisentwicklung

199. An der EEX können Spotgeschäfte als Intraday-Geschäfte oder als Day-ahead-Geschäfte getätigt werden.Im Intraday-Handel der EEX werden Stromkontrakte

(Grundlast- und Spitzenlastblöcke) mit Lieferungen amselben oder folgenden Tag gehandelt. Dabei können Han-delsteilnehmer die Einzelstunden des laufenden Tages bis75 Minuten vor Lieferbeginn handeln.186 Der Intraday-Handel umfasst die vier deutschen Regelzonen. Auf demDay-ahead-Markt finden Stundenauktionen statt, die denKauf und Verkauf unterschiedlicher Mengen – in Abhän-gigkeit vom zustande gekommenen Preis – ermöglichen.Der EEX-Day-ahead-Handel umfasst die zwei Marktge-biete Deutschland/Österreich187 und die Schweiz. An je-dem Börsentag findet für jede der 24 Stunden des Folge-tages jeweils eine Auktion statt. Neben den Auktionenwerden am Vormittag Base- und Peakload-Blöcke für dennächsten Tag gehandelt (sog. Blockkontrakte). Da sichdas mengen- und wertmäßige Volumen auf die Stunden-auktionen des Day-ahead-Handels konzentriert, steht die-ser in der weiteren Betrachtung im Fokus. Das Handels-volumen am Day-ahead-Spotmarkt des EEX für dasMarktgebiet Deutschland/Österreich ist um 3,21 Prozentvon 85,71 TWh im Jahr 2005 auf 88,46 TWh im Jahr2006 gestiegen.188 Dies sind ca. 16 Prozent des inDeutschland im Jahr 2006 verbrauchten Stroms.

200. Der Physical Electricty Index (Phelix) ist nachAngaben der EEX ein Referenzpreis für Strom inDeutschland und weiten Teilen Mitteleuropas. Dabeistellt der Phelix-Baseload den Durchschnitt aller Preiseder Stundenauktionen (Day-ahead-Geschäfte) eines Ta-ges für das gemeinsame Marktgebiet Deutschland/Öster-reich dar.189 Der Phelix-Peakload umfasst die Stunden-preise der Spitzenlastzeiten. Die Tabelle 3.8 machtdeutlich, dass der Phelix als Referenzpreis für den Strom-großhandel in den Jahren 2004 bis Ende 2006 deutlichangestiegen ist.

182 Bei einer expliziten Auktion werden Kapazitätsrechte unabhängigvon der Handelsmenge versteigert.

183 Vgl. hierzu die Ausführungen in Abschnitt 3.5.4.2. 184 „Die vier größten Stromversorgungsunternehmen vereinigen dabei

einen überragenden Anteil der Handelsangebote auf sich.“ BNetzA,Monitoringbericht 2007, S. 11.

185 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 70.

186 Ab 15:00 Uhr ist der Handel der Stunden des Folgetages möglich.Der Intraday-Handel findet 24 Stunden an jedem Tag des Jahres statt.

187 Das Marktgebiet Deutschland/Österreich umfasst die vier deutschenRegelzonen und die Regelzone der VERBUND-Austrian Power GridAG (APG) in Österreich.

188 So lag das Volumen des Intraday-Spotmarktes, der erst am 25. Sep-tember 2006 startete, im Jahr 2006 nur bei 136 GWh. Vgl. BNetzA,Monitoringbericht 2007, S. 70.

189 Sowohl für den Phelix-Baseload als auch für den Phelix-Peakloadwird ein Monatsdurchschnittspreis ermittelt. Hierbei wird ein arith-metisches Mittel gebildet, indem die Indizes an den Tagen innerhalbdes betreffenden Monates, an denen sie gebildet wurden, aufsum-miert und schließlich durch die Anzahl der Tage geteilt werden.

Ta b e l l e 3 . 8

Jahresmittelwerte für Phelix-Base- und -Peakload

1 Für das Jahr 2005 differieren die Angaben der BNetzA – die in beiden Berichten genannt werden – leicht (bei den Nachkommastellen). Es ist an-zunehmen, dass die Werte preisbereinigt wurden.

Quelle: Eigene Darstellung auf Basis der Daten von BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 56 sowie BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 71.

Jahresmittelwert für das Jahr Phelix-Baseload Phelix-Peakload

2004 28,54 Euro/MWh 34,02 Euro/MWh




Sowohl der Jahresmittelwert für den Phelix-Baseload alsauch der Jahresmittelwert für den Phelix-Peakload habensich im Zeitraum von 2004 bis Ende 2006 nahezu verdop-pelt. Die Maximalwerte von Phelix-Baseload (301,54 Euro/MWh) und Phelix-Peakload (543,72 Euro/MWh) wurdenbeide am 27. Juli 2006 erreicht. Der Minimalwert desPhelix-Baseload am 31. Dezember 2006 betrug13,98 Euro/MWh, der Minimalwert des Phelix-Peakload,der am 4. Juni 2006 erreicht wurde, 17,42 Euro/MWh.190

201. Analog zu einer Börse wie der EUREX werden aufdem EEX-Terminmarkt bedingte (Optionen) und unbe-dingte (Futures) standardisierte Termingeschäfte getätigt.Diese Geschäfte dienen hauptsächlich der Absicherungzukünftiger Preisrisiken und haben deshalb ein sog. CashSettlement. Der Phelix-Future wird an den Phelix gekop-pelt, so dass ein Hedging physischer Strompreisrisikendurch den finanziellen Futures-Kontrakt möglich wird.Jedoch ist es aufgrund der physikalischen Eigenschaft desGutes Strom nicht möglich, eine physische Arbitrage zubetreiben. Demnach existiert kein unmittelbarer Zusam-menhang zwischen Spot- und Terminmarkt, den funkti-onsfähige Arbitragemechanismen an anderen Warenter-minmärkten in mehr oder minder großem Ausmaßhervorrufen. Selbst extreme Contango-Situationen191

können nicht genutzt werden, da am Spotmarkt zur Verfü-gung stehende Strommengen nicht gespeichert und zu ei-nem späteren Zeitpunkt zur Begleichung von Forderun-gen aus Terminmarktgeschäften abgerufen werdenkönnen. Dennoch darf davon ausgegangen werden, dassder heutige Spotmarktpreis einen Einfluss auf die Erwar-

tungen der Nachfrager über das zukünftige Preisniveauhat und dadurch den heutigen Terminmarktpreis zumin-dest mittelbar beeinflusst. Im Vergleich zu dem Handels-volumen des Spotmarktes ist das Handelsvolumen desTerminmarktes deutlich angestiegen. Es nahm im Jahr2006 um 49,32 Prozent von 259,02 TWh auf 386,77 TWhzu.192

202. Auch die Preisentwicklung am Terminmarkt lässtin den vergangenen drei Jahren deutliche Steigerungenerkennen. Die Tabelle 3.9 zeigt die Jahresmittelwerte vonPhelix-Baseload- und Phelix-Peakload-Future für das je-weilige rollierende Folgejahr193 der Jahre 2004 bis Ende2006.

Besonders auffällig ist die Preissteigerung des Jahresmit-telwertes des Phelix-Peakload-Future von 2005 zu 2006,der um etwa 25 Euro angestiegen ist. Der Minimalwertdes Phelix-Baseload-Future im Jahr 2006 für das Folge-jahr 2007 wurde am 9. Mai 2006 erreicht und lag bei47,51 Euro/MWh. Der Maximalwert wurde am 18. April2006 erreicht und betrug 60,35 Euro/MWh.194. Der Mini-malwert des Phelex-Peakload-Futures lag am 3. Januar2006 bei 69,50 Euro/MWh, während am 9. November2006 der Maximalwert von 87,54 Euro/MWh erreichtwurde.195

190 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 71.191 Eine Contango-Situation ist eine übliche Marktkonstellation an Wa-

renterminmärkten. Dies bedeutet, dass länger laufende Futures einenhöheren Preis haben als kurzfristig fällige. Vor diesem Hintergrundkann die Lagerhaltung und der spätere Verkauf einer Ware rentabelsein. Deshalb wären bei der Preisgestaltung des länger laufendenKontraktes die Opportunitätskosten zu berücksichtigen.

192 Dieses Volumen ist exklusiv OTC-Clearing. Das OTC-Clearing um-fasst Terminkontrakte, die am OTC-Markt direkt zustande kommen,deren Abwicklung aber der Börse anvertraut wird. Zentrale Aufgabedes OTC-Clearings ist die Berechnung von Ausgleichszahlungen so-wie die Übernahme des Kontrahentenrisikos. Das Volumen der au-ßerbörslichen Kontrakte, für welche die Clearing-Faszilitäten derEEX genutzt werden, ist innerhalb des Jahres 2006 von 255,87 TWhauf 655,55 TWh angestiegen. Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007,S. 70.

193 D.h., das Jahr 2005 wurde im Jahr 2004, das Jahr 2006 im Jahr 2005und das Jahr 2007 im Jahr 2006 gehandelt.

194 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 72.195 Vgl. ebenda.

Ta b e l l e 3 . 9

Jahresmittelwerte für Phelix-Base- und -Peakload-Future

1 Für das Jahr 2005 differieren die Angaben der BNetzA – die in beiden Berichten genannt werden – leicht (bei den Nachkommastellen). Es ist an-zunehmen, dass die Werte preisbereinigt wurden.

Quelle: Eigene Darstellung auf Basis der Daten von BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 56 sowie BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 71.

Jahresmittelwert für das Jahr Phelix-Baseload-Future Phelix-Peakload-Future





3.4.3.5 Untersuchung von London Economics im Auftrag der EU-Kommission

203. Die deutlichen Preissteigerungen an der EEX wa-ren auch der Anlass dafür, dass die Großhandelspreise derEEX als Marktergebnisdeterminante ebenfalls in der Stu-die von London Economics untersucht wurden. Um dasMarktergebnis zu bewerten, wurde der Lerner-Index (LI)auf stündlicher Basis berechnet. Der LI ist ein Maß fürMarktmacht, das die Differenz aus Marktpreis undGrenzkosten in Relation zum Marktpreis setzt. Bei per-fekter Konkurrenz entspricht der Marktpreis den Grenz-kosten und der LI ist 0. Somit gilt, dass mit der Höhe desLI der Mark-Up auf die Grenzkosten steigt und mit zu-nehmender Höhe des Mark-Up die Marktmacht desUnternehmens. Die kurzfristigen Grenzkosten wurdenanhand einer für den Elektrizitätssektor „üblichen Soft-ware“ für die Jahre 2003, 2004 und 2005 simuliert. An-schließend wurden sie den durchschnittlichen Kosten fürCO2-Zertifikate und den durchschnittlichen Spotmarkt-preisen am EEX für die entsprechenden Jahre gegenüber-gestellt.196 Die Differenz zwischen EEX-Preis und model-lierten Grenzkosten ergab den Mark-Up. Preise undKosten wurden mit der Nachfrage zum jeweiligen Zeit-punkt gewichtet.

204. In den Jahren 2003 bis 2005 sind die Grenzkostenum nahezu 10 Euro angestiegen. Die Autoren der Studieführen diesen Anstieg auf steigende Brennstoffpreise undsich verändernde Kraftwerksportfolios zurück. Im Ge-gensatz zur Entwicklung der durchschnittlichen Erzeu-gungskosten bleibt der EEX-Spotmarktpreis in den Jah-ren 2003 und 2004 stabil und steigt erst im Jahr 2005 an,was mit der Einführung des europäischen CO2-Zertifika-tehandels in Zusammenhang stehen könnte. Im Jahr 2005ist auch ein Anstieg des Mark-Up im Vergleich zum Vor-jahr zu verzeichnen.

205. Auf die Frage, inwiefern CO2-Zertifikate den Kos-ten zuzurechnen und damit einzupreisen sind, wurde inder Studie nicht eingegangen. Dennoch wurden bei derBerechnung des LI die Zertifikate einmal den Kosten undeinmal dem Mark-Up zugerechnet und die Ergebnissemiteinander verglichen.

Der LI lag im Jahr 2005 – unter voller Zurechnung desdurchschnittlichen CO2-Zertifikatepreises zu den Kosten –bei 13,20 Prozent. Dies ist deutlich geringer als in denJahren zuvor. Als maximal mögliche Obergrenze könnteder LI von 41,80 Prozent im Jahr 2005 interpretiert wer-den, der zustande käme, falls die Preise bzw. Opportuni-tätskosten für die CO2-Zertifikate nicht den Kosten zuge-rechnet werden sollten. In diesem Fall läge der LIdeutlich über den Vorjahreswerten, wobei eine derartigeInterpretation ökonomisch problematisch wäre, es seidenn, die CO2-Kosten sind selbst stark manipuliert.

196 Bei den EEX-Spotmarktpreisen wurden die Stundenpreise mit denjeweiligen Mengen gewichtet. Bei den Jahresmittelwerten des Phe-lix-Baseload wurde diese Mengengewichtung nicht vorgenommen.

Ta b e l l e 3 . 1 0

Aufschlüsselung des EEX-Spotmarktpreises in modellierte Grenzkosten, Kosten für CO2-Zertifikate und Mark-Up für Deutschland

(Durchschnittswerte für die Jahre 2003, 2004 und 2005 in Euro/MWh)

Quelle: London Economics, Structure and Performance of Six European Wholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005, February 2007, S. 315.

Ta b e l l e 3 . 11

Durchschnittlicher LI auf Basis modellierter Grenzkosten und Spotmarktpreisen der EEX

Quelle: London Economics, Structure and Performance of Six European Wholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005, February 2007, S. 325.

2003 2004 2005

Modellierte Grenzkosten 19,46 Euro 24,27 Euro 28,17 Euro

Kosten für CO2-Zertifikate 0,00 Euro 0,00 Euro 13,86 Euro

Mark-Up 11,42 Euro 5,36 Euro 6,39 Euro

Summe 30,88 Euro 29,63 Euro 48,42 Euro

2003 2004 2005 2003–2005

CO2-Zertifikate vollständig als Kosten zugerechnet 37,00 % 18,10 % 13,20 % 21,20 %

CO2-Zertifikate nicht als Kosten zugerechnet 37,00 % 18,10 % 41,80 % 33,90 %


206. Schließlich wurde von London Economics unter-sucht, ob Kapazitätszurückhaltungen die Ursache für diePreisaufschläge über die Grenzkosten sind. Um dieseMöglichkeit zu analysieren, wurde die optimale Kapazi-tätsbereitstellung anhand einer spezifischen, auch vonStromerzeugern genutzten Software berechnet. Die Er-zeuger nutzen diese Software nach Angaben der Europäi-schen Kommission, um kostenminimale Produktions-möglichkeiten zu ermitteln. Bei dieser Simulation wurdenfür alle betrachteten Unternehmen Abweichungen der tat-sächlichen Erzeugung von der als optimal berechnetenErzeugung festgestellt. Der Grad der Abweichung vari-ierte zwischen den Unternehmen, den beobachteten Zeit-räumen und den Primärenergieträgern. Tendenziell warendie Abweichungen bei Kraftwerken, welche die Primär-energieträger Kohle und Uran nutzen, besonders hoch.Diese Kraftwerke mit vergleichsweise geringen variablenKosten produzieren gemäß den Berechnungen häufigerunterhalb ihrer optimalen Auslastung als das bei kosten-intensiveren Kraftwerken der Fall war.197 Die Ergebnissedieser Untersuchung indizieren, dass von den betrachte-ten Unternehmen gezielt Kapazitäten mit niedrigeren va-riablen Kosten zurückgehalten wurden. Demnach sindzur Deckung der nachgefragten Menge mehr Kraftwerkemit vergleichsweise höheren variablen Kosten zum Ein-satz gekommen als dies nötig gewesen wäre. Da dasGrenzkraftwerk gemäß der Merit Order den Marktpreisbestimmt, legt die Untersuchung die Vermutung nah, dassder Marktpreis gezielt nach oben getrieben wurde.

3.4.3.6 Kritische Würdigung

207. Nach Ansicht der Monopolkommission erweistsich der von London Economics verwendete Preisschät-zer für die Berechnung des Mark-Up als problematisch.Durch die Verwendung der kurzfristigen Grenzkosten alsPreisschätzer wird das Potential der Marktmachtaus-übung tendenziell überschätzt. Würde sich der Preis ge-mäß den kurzfristigen Grenzkosten bilden, so hätte dieszur Folge, dass zumindest die Grenzkraftwerke ihre In-vestitionskosten nicht decken können und mittel- bislangfristig aus dem Markt ausscheiden. Dies würde zu ei-ner Verknappung der Kapazitäten und somit des Ange-bots führen. Ohne Berücksichtigung dieser Knappheits-preise liegen die Preisschätzer in der Studie von LondonEconomics im langfristigen Durchschnitt systematischunter den Preisen, die auf einem Wettbewerbsmarkt zubeobachten wären. In fixkostenlastigen Industrien ist esunbestritten, dass die Preise zumindest z. T. über denkurzfristigen Grenzkosten liegen müssen, um in einemdynamischen Kontext Investitionsanreize zu setzen. Vordiesem Hintergrund wären die langfristigen Grenzkostenein adäquater Preisschätzer gewesen.

208. Darüber hinaus wird die Studie in der ökonomi-schen Literatur unter Hinweis auf Probleme mit der Da-

tenqualität198, konzeptionelle Probleme wie die Durch-schnittsbildung bei der Grenzkostenkurve und diefehlende Berücksichtigung von Opportunitätskosten kriti-siert. So wird darauf verwiesen, dass Zertifikatskosten– sei es in Form von tatsächlichen Kosten oder Opportu-nitätskosten – ein Grenzkostenbestandteil sind und dem-nach bei perfektem Wettbewerb in voller Höhe einge-preist würden.199

209. Obwohl es aus ökonomischer Sicht durchaus ratio-nal erscheint, dass Opportunitätskosten bei der Grenzkos-tenpreisbildung Berücksichtigung finden, erhöhen die un-entgeltlich erteilten Zertifikate unstrittig den Gewinn derUnternehmen. Dies lässt nach Ansicht der Monopolkom-mission eine Gegenüberstellung von Kostenaufschlägenmit und ohne Berücksichtigung der Zertifikatskosten ins-besondere vor dem Hintergrund der Frage, ob diese au-ßerordentlichen Gewinne zusätzliche Investitionen indu-zieren, interessant erscheinen.

210. Trotz der in einzelnen Fällen durchaus berechtig-ten Kritik an der Berechnung des LI durch London Eco-nomics, wird die grundlegende Aussage, dass diverseIndizien für die Marktmachtausübung der großen Ver-bundunternehmen an der EEX sprechen, auch in zahlrei-chen weiteren ökonomischen Studien bestätigt.200

197 Vgl. London Economics, Structure and Performance of Six EuropeanWholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005, February2007, S. 389 ff.

198 So seien Fehler bei der Messung oder Definition von Grenzkostengemacht worden. Beispielsweise seien die abgefragten Kosten nichteindeutig definiert, bei Pumpspeicherkraftwerken habe die Pumpar-beit keine Berücksichtigung gefunden und Anfahrtskosten seien nurim Sinne eines höheren Brennstoffverbrauchs berücksichtigt worden.Vgl. Ockenfels, A., Marktmachtmessung im deutschen Strommarktin Theorie und Praxis – Kritische Anmerkungen zur London Econo-mics-Studie, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 57, 2007,S. 6 f.

199 Vgl. hierzu insbesondere ebenda, S. 7. Es bleibt jedoch darauf hinzu-weisen, dass die Studie von Ockenfels ursprünglich im Auftrag derRWE AG angefertigt wurde.

200 Vgl. unter vielen z.B. Müsgens, F., Quantifying Market Power in theGerman Wholesale Electricity Market Using a Dynamic Multi-Regio-nal Dispatch Model, in: The Journal of Industrial Economics, Vol.54, 2006, S. 471-498; Lang, C. Schwarz, H.-G., Analyse von Fly Upsam Spotmarkt der EEX 2005-2006, IWE Working Paper No. 012007; Schwarz, H.-G., Lang, C., The rise in German wholesale elec-tricity prices: Fundamental factors, exercise of market power, orboth? IWE Working Paper Nr. 02 2006; Hirschhausen, C. von, Weigt,H., Zachmann, G. Preisbildung und Marktmacht auf den Elektrizi-tätsmärkten in Deutschland – Grundlegende Mechanismen und empi-rische Evidenz, 2007 (im Auftrag des VIK). Von Hirschhausen,Weigt und Zachmann wiesen ebenfalls signifikante Preisaufschlägeauf die Grenzkosten, insbesondere zu Mittel- und Spitzenlastzeiten,nach. Diese Aufschläge erfolgten sowohl vor als auch nach der Ein-führung des europäischen CO2-Zertifikatehandels. Auch sie führendie Möglichkeit der Marktteilnehmer zur künstlichen Zurückhaltungvon Kapazität an. Als weiteres Indiz für die Ausübung von Markt-macht im Preisbildungsmechanismus verweisen die Autoren auf em-pirische Ergebnisse, die auf eine asymmetrische Kostenweitergabeschließen lassen. Eine Erhöhung des Zertifikatspreises für CO2-Emissionen habe tendenziell einen größeren Anstieg des Elektrizi-tätspreises zur Folge, als dies im umgekehrten Fall bei einer Senkungdes Zertifikatspreises in Bezug auf die Weitergabe der niedrigerenKosten der Fall sei. Das in der Studie angewendete Regressionsmo-dell zur Abschätzung der Einpreisung lässt auf eine dreifach höhereWeitergabe von Preissteigerungen als von Preissenkungen schluss-folgern. Die Autoren argumentieren, dass in einem wettbewerblichenMarkt Anstiege und Rückgänge von Kosten in gleicher Weise unmit-telbar weitergegeben würden.


211. Nach Ansicht der Monopolkommission ließe sichdie Möglichkeit zur Marktmachtausübung durch einigeModifikationen der Kontrollmechanismen und der han-delsrechtlichen Vorschriften zwar erschweren, jedochnicht beseitigen. Zur besseren Aufdeckung wettbewerbs-beschränkenden Verhaltens wie Marktpreismanipualtio-nen könnte insbesondere die Einführung eines MarketMonitoring beitragen. Dabei könnte einer speziellenMarktüberwachungsstelle die Aufgabe zukommen,marktrelevante Informationen – z. B. über verfügbareNetzkapazitäten, über die Anzahl der Teilnehmer auf demSpot- und Terminmarkt sowie über die Verteilung der ge-handelten Angebots- und Nachfragemengen auf einzelneUnternehmen – zeitnah zu erheben und die Bietstrategiender Börsenteilnehmer auf marktkonformes Handeln undManipulationsversuche zu überprüfen. Alle erforderli-chen Informationen müssten der Marktüberwachungs-stelle von den beteiligten Unternehmen unmittelbar be-reitgestellt werden. Die Informationsverpflichtung wäregesetzlich zu verankern (z. B. im Energiewirtschaftsge-setz). Die Informationen müssten dabei weit über die bis-her freiwillig bereitgestellten nichtbörslichen Informatio-nen der Marktakteure an der EEX hinausgehen.

212. Die aktuell bereitgestellten Informationen weisennicht die erforderliche Quantität und Qualität auf, umvorhandene Informationsasymmetrien zwischen Auf-sichtsbehörden und Marktteilnehmern zu beheben. Sosind die Kraftwerksdaten nur in aggregierter Form erhält-lich und werden mit einem Tag Verspätung veröffentlicht.Um die nötige Transparenz herzustellen, wäre jedoch einesimultane Veröffentlichung spezifischer Kraftwerksdatenerforderlich.201

213. Dabei ist zu beachten, dass diese Informationen inerster Linie den zuständigen Kontrollinstanzen wie derMarktüberwachungsstelle zur Verfügung gestellt werdensollten. Darüber hinaus wäre zu prüfen, welche Informa-tionen zusätzlich auch allen Marktteilnehmern an derEEX allgemein zugänglich gemacht werden können. Beider Auswahl dieser zu veröffentlichenden Informationenist zu berücksichtigen, dass zusätzliche Markttransparenzzwar einerseits Asymmetrien im Markt abbauen und sodie Liquidität des Marktes fördern kann. Andererseits be-günstigt eine erhöhte Transparenz kollusives Verhaltenauf Oligopolmärkten. Auf einem transparenten Markt istes vergleichsweise einfach, ein Unternehmen zu bestra-fen, das von den getroffenen Vereinbarungen bzw. demspontanen Parallelverhalten abweicht.

214. Um wettbewerbsbeschränkendes Verhalten zeitnahahnden zu können, sollten die vergleichsweise strengenhandelsrechtlichen Vorschriften des Wertpapierhandels-gesetzes auch auf den Spotmarkt erstreckt werden. Aufdiese Weise wäre eine effiziente Ahndung von Markt-

preismanipulationen nicht auf die Instrumente des Kar-tellrechts beschränkt.

3.4.4 Schlussfolgerungen der Monopolkommission

3.4.4.1 Vermachtete Marktstruktur

215. Sowohl traditionelle Konzentrationsmaße als auchmodernere branchenspezifische Indizes weisen daraufhin, dass insbesondere die Verbundunternehmen E.ONund RWE auf dem Markt für den erstmaligen Stromab-satz eine dominante Marktstellung einnehmen. Darüberhinaus wurden in der Studie von London Economis deut-liche Aufschläge auf die kurzfristigen Grenzkosten beimKraftwerksabruf nach der Merit Order nachgewiesen. InAnbetracht der Höhe dieser Aufschläge – die in ähnli-chem Ausmaß auch in anderen Studien nachgewiesenwurden – ist anzunehmen, dass die aktuellen Großhan-delspreise auch über den langfristigen Grenzkosten lie-gen.

216. Ferner bestärken die im Rahmen der Anhörung derMonopolkommission von den Wettbewerbern und Strom-Großkunden vorgebrachten Vorwürfe der Kapazitäts- undInformationszurückhaltung sowie die Aufteilung der Re-gelzonen beim bilateralen Handel den Verdacht, dass zwi-schen den Verbundunternehmen kein wesentlicher Wett-bewerb besteht. Zusätzlich unterstützt wird dieseVermutung durch einige Gemeinschaftsbeteiligungen anKraftwerken. Zumindest für diese Kraftwerke ist von ei-ner gemeinsamen Gewinnmaximierung auszugehen.

217. Zwar lässt sich eine marktmächtige Stellung derVerbundunternehmen – gemäß den Vermutungstatbestän-den des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen –für den Strom-Großkundenmarkt nicht direkt nachweisen.Jedoch ist auch hier anzunehmen, dass sie auch auf die-sem Markt – unter anderem aufgrund der zahlreichenMinderheitsbeteiligungen an regionalen Versorgern –eine herausragende Stellung innehaben. Auf den jeweili-gen regional abgegrenzten Strom-Kleinkundenmärktenbesitzen die Verbundunternehmen wegen zahlreicherMehrheitsbeteiligungen an Stadtwerken teilweise sogareine Monopolstellung.

218. Offensichtlich gelingt es z. B. den Händlern undunabhängigen Weiterverteilern auf den nachgelagertenStufen sowie den Endverbrauchern nicht, den überhöhtenErzeugerpreisen entgegenzuwirken. Den Händlern undWeiterverteilern fehlt – aufgrund der Nichtspeicherbar-keit des Gutes Strom – die Möglichkeit, durch einen ge-zielten Kauf von überschüssigen Mengen in Niedrigpreis-phasen und das Verbrauchen bzw. Weiterverteilen dieserüberschüssigen Mengen in Hochpreisphasen disziplinie-rend auf die Erzeuger einzuwirken. Die Nachfrager vonStrom können zumindest kurzfristig nicht auf Preiserhö-hungen mit einer deutlichen Senkung des Elektrizitätsver-brauchs reagieren. Ferner gibt es keine Möglichkeit, aufsubstitutive Produkte auszuweichen und so einen diszipli-nierenden Einfluss auf die Erzeuger auszuüben.

201 Vgl. NERA Economic Consulting, White & Case (Hrsg.), Verbesse-rung der Transparenz auf dem Stromgroßhandelsmarkt aus ökonomi-scher sowie energie- und kapitalmarktrechtlicher Sicht, im Auftragdes Sächsischen Ministeriums für Wirtschaft und Arbeit, 2007,S. 152.


3.4.4.2 Marktzutrittsschranken: Verfestigung der vermachteten Marktstruktur

219. Diese vermachtete Marktstruktur wird darüber hin-aus durch das Vorliegen bedeutender Marktzutrittsschran-ken verfestigt. So resultiert aus der vertikalen Integrationder vier Verbundunternehmen eine maßgebliche Marktzu-trittsschranke. Insbesondere E.ON und RWE sind auf al-len Wertschöpfungsstufen aktiv und auf den meistenWertschöpfungsstufen als bedeutende bzw. dominanteAnbieter tätig. Die Marktzutrittsschranke entsteht da-durch, dass ein potentieller Newcomer auf dem Elektrizi-tätsmarkt, der eigenständig auf diesem Markt agierenmöchte, durch die vertikale Integration der Verbundunter-nehmen dazu gezwungen ist, selbst alle relevanten Markt-stufen abzudecken.

220. Auch der Stromvertrieb, sei es auf dem Strom-Großkunden- oder dem privaten Endkundenmarkt, istdurch hohe anbieterseitige Marktzutrittsschranken ge-kennzeichnet. Während die Strom-Großkunden als ver-gleichsweise wechselfreudig eingestuft werden können,ist die Wechselbereitschaft bei Strom-Kleinkunden – trotzvorhandener Preisunterschiede – noch immer sehr gering.Diese „Trägheit“ der privaten Nachfrager stellt eine be-deutende Marktzutrittsschranke für potentielle Newcomerauf dem Strom-Kleinkundenmarkt dar.

221. Darüber hinaus werden potentielle Newcomer durchlange Planungs- und Genehmigungszeiten, die bis zu zehnJahre in Anspruch nehmen können, vom Bau eines Kraft-werkes abgehalten. Zum Teil wird schließlich auch daraufhingewiesen, dass die Verbundunternehmen eine bessere Fi-nanzkraft aufweisen als mancher Newcomer.

222. Auch die begrenzte Netzkapazität an bzw. direktvor und hinter den deutschen Grenzen (Grenzkuppelstel-len) macht den Marktzutritt für Kraftwerksbetreiber au-ßerhalb Deutschlands nahezu unmöglich. Falls es gelin-gen würde, diese Kapazitätsengpässe abzubauen undhierdurch zumindest einen zentraleuropäischen Elektrizi-tätsbinnenmarkt herbeizuführen, würde sich die Zahl derkonkurrierenden Anbieter und demnach die Wettbe-werbsintensität deutlich erhöhen.

223. Die wohl bedeutendste Marktzutrittsschranke stelltfür ein Unternehmen, das ein Kraftwerksprojekt plant, dieVerweigerung bzw. Diskriminierung beim Netzzugangbzw. Netzanschluss dar. Für einen potentiellen Kraft-werksbetreiber ist es von essentieller Bedeutung, dasssein Kraftwerk an das Versorgungsnetz angeschlossenwird. Zusätzlich muss er die Möglichkeit haben, die pro-duzierte Menge zu diskriminierungsfreien Bedingungenauch tatsächlich in das Versorgungsnetz einspeisen zukönnen. Sollten die Voraussetzungen nicht gewährleistetsein, so wird der potentielle Kraftwerksbetreiber von demBau eines Kraftwerkes absehen.

3.4.4.3 Strukturelle Ursachen der Marktmachtausübung

224. Die Monopolkommission vertritt die Auffassung,dass die Hauptursache der Marktmachtausübung nicht inden spezifischen Verhaltensweisen der Verbundunterneh-

men begründet ist, sondern in der verfestigt-vermachtetenMarktstruktur auf der Erzeugerebene. So ist es in der öko-nomischen Theorie hinlänglich bekannt, dass die markt-strukturellen Voraussetzungen Homogenität des betrach-ten Gutes, hohe Markttransparenz und oligopolistischeAnbieterstruktur die beteiligten Oligopolisten zu einerKollusion befähigen können. Aufgrund des Gefühls,„sich im selben Boot zu befinden“, werden sie einen ge-meinsamen Monopolpreis (bzw. Preisaufschlag auf dieGrenzkosten) auch ohne eine ausdrückliche Absprachesetzen können (sog. spontanes Parallelverhalten oder „ta-cit collusion“). Durch die rechtlichen Vorschriften desGesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen lassen sichallenfalls nur einzelne Symptome – nicht jedoch die Ursa-che – eines derartigen Verhaltens beheben. Die Ursachender Wettbewerbsbeschränkung selbst können nur durchstrukturelle Maßnahmen, wie den Abbau der Marktzu-trittsschranken, bekämpft werden. 225. In der Übergangsphase kann der kartellrechtlichenMissbrauchsaufsicht und den handelsrechtlichen Vor-schriften die Bedeutung zukommen, die Möglichkeitenfür die Ausübung von Marktmacht zu beschränken. Soll-ten schließlich strukturelle Voraussetzungen für den Wett-bewerb geschaffen worden sein, bildeten diese Vorschrif-ten die wettbewerblichen Rahmenbedingungen. 226. Zunächst muss es jedoch das Ziel sein, die struktu-rellen Voraussetzungen für einen funktionsfähigen Wett-bewerb auf den der Netzebene vor- und nachgelagertenMärkten zu schaffen. Die Ermöglichung eines diskrimi-nierungsfreien Netzanschlusses und Netzzugangs zu denElektrizitätsnetzen kann hierzu einen wertvollen Beitragleisten. 227. Im Energiewirtschaftsgesetz sind durch die §§ 17bis 19 EnWG Regelungen für einen diskriminierungs-freien Netzanschluss und durch die §§ 20 bis 25 EnWGRegelungen für einen diskriminierungsfreien Zugang zuElektrizitätsversorgungsnetzen getroffen. Darüber hinaushat der Gesetzgeber diverse Rechtsverordnungen erlas-sen, durch welche die Vorgaben des Energiewirtschafts-gesetzes konkretisiert werden. Die Bundesnetzagenturund die Landesregulierungsbehörden sind seit Juli 2005damit beauftragt, die Durchsetzung dieser Regelungen zubeaufsichtigen und zu forcieren. Inwieweit die Regelun-gen dazu geeignet sind, den Wettbewerb auf dem Elektri-zitätsmarkt – insbesondere auf der Erzeugerstufe – zuerhöhen, wird in den nachfolgenden Abschnitten unter-sucht. Zudem liegt ein Schwerpunkt darauf, ob und in-wieweit es der Bundesnetzagentur und den Landesregu-lierungsbehörden gelingt, durch ihre Tätigkeit einendiskriminierungsfreien Netzanschluss und einen diskrimi-nierungsfreien Netzzugang zu gewährleisten. 228. Darüber hinaus hat die Bundesnetzagentur gemäß§ 56 EnWG die Aufgabe, die Umsetzung der europäi-schen Bestimmungen für den grenzüberschreitendenStromhandel (Verordnung (EG) Nr. 1228/2003)202 inDeutschland zu überwachen. Vor diesem Hintergrund gilt

202 Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 des Europäischen Parlaments unddes Rates vom 26. Juni 2003 über die Netzzugangsbedingungen fürden grenzüberschreitenden Stromhandel, ABl. EG Nr. L 176 vom15. Juli 2003, S. 1.


es auch zu untersuchen, ob die Bestimmungen eingehal-ten werden und ob sie geeignet sind, die vorhandenenNetzengpässe an den deutschen Grenzen zu beseitigenund einen europäischen Binnenhandel mit Strom zu er-möglichen.

3.5 Amtspraxis und Regulierung3.5.1 Einleitung 229. Die Monopolkommission ist gemäß § 62 Abs. 1Satz 1 EnWG beauftragt, die Anwendung der Vorschrif-ten des Energiewirtschaftsgesetzes über die Regulierungund Wettbewerbsaufsicht zu würdigen. Im Rahmen dieserWürdigung stehen für den Elektrizitätssektor die nachfol-genden Bereiche im Fokus:

– Entflechtung nach §§ 6 bis10 EnWG,

– Netzanschluss nach §§ 17 bis 19 EnWG,

– Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen nach §§ 20bis 25 EnWG (einschließlich des AktionsparametersNetzentgelte).

Auf die Befugnisse, die den Regulierungsbehörden zurDurchsetzung dieser Bestimmungen zur Verfügung ste-hen (Missbrauchsaufsicht nach §§ 30, 31 EnWG), wirdinnerhalb der einzelnen Abschnitte eingegangen.

3.5.2 Entflechtung nach §§ 6 bis10 EnWG3.5.2.1 Vorgaben230. Die Bundesnetzagentur und die Landesregulie-rungsbehörden sind gemäß § 54 Abs. 2 Nr. 4 EnWG be-auftragt, die Einhaltung der Entflechtungsbestimmungenzu überwachen, die im zweiten Teil des Energiewirt-schaftsgesetzes (§§ 6 ff. EnWG) formuliert sind.203 Mitden Entflechtungsbestimmungen wurden die EG-Richtli-nien 2003/54/EG und 2003/55/EG unter Nutzung verein-zelter Umsetzungsspielräume in nationales Recht umge-setzt. Die Bestimmungen entfalten nach § 6 Abs. 1 Satz 1EnWG ihre Gültigkeit für alle vertikal integrierten Ener-gieversorgungsunternehmen und auch für „rechtlich selb-ständige Betreiber von Elektrizitäts- und Gasversorgungs-netzen, die im Sinne von § 3 Nr. 38 mit einem vertikalintegrierten Energieversorgungsunternehmen verbundensind“.204 Die Entflechtungsvorschriften werden in den§§ 7 ff. EnWG konkretisiert. Sie umfassen die gesell-schaftsrechtliche, die operationelle, die informationelleund die buchhalterische Entflechtung. Von der gesell-schaftsrechtlichen und der operationellen Entflechtungsind nur vertikal integrierte Energieversorgungsunterneh-men betroffen, an deren Netz mehr als 100 000 Kundenunmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind (§ 7 Abs. 2Satz 1, § 8 Abs. 6 Satz 1 EnWG). Die beiden übrigen Be-

stimmungen gelten für alle vertikal integrierten Unterneh-men, unabhängig von ihrer Größe. Die Vorgaben verfol-gen zwei Ziele: Einerseits soll die Transparenz erhöhtwerden und andererseits sollen die diskriminierungsfreieAusgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebs erreichtwerden.

231. Der § 7 EnWG (gesellschaftsrechtliche Entflech-tung) verpflichtet die vertikal integrierten Unternehmendazu, mit ihnen verbundene Netzbetreiber in rechtlich ei-gene Gesellschaften auszugliedern. Die Netzbetreiberge-sellschaften können jedoch weiterhin im Eigentum desKonzerns bleiben.205 Dabei ist es nicht notwendig, dassder Netzbetreiber eigentumsmäßiger Inhaber des Netzesist. Es ist bereits ausreichend, wenn der rechtlich selb-ständige Netzbetreiber das Netz von der Konzernmutteroder einem anderen Unternehmen des Energieverbundespachtet. Es ist jedoch sicherzustellen, dass der Netzbe-trieb nicht auf fremde Rechnung erfolgt.206 Von dieser or-ganisationsrechtlichen Herauslösung erhofft sich derGesetzgeber, dass der innerbetriebliche Zugriff desvertikal integrierten Unternehmens auf die Netzbetreiberausbleibt. Die gesellschaftsrechtliche Entflechtung derÜbertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber sollte un-mittelbar erfolgen, die Betreiber von Elektrizitäts- undGasverteilnetzen hatten nach § 7 Abs. 3 EnWG bis zum1. Juli 2007 Zeit, die gesellschaftsrechtliche Entflechtungvorzunehmen.

232. In § 8 EnWG werden die Vorgaben zur rechtlichenEntflechtung durch die operationelle Entflechtung er-gänzt. Gemäß dieser Bestimmung muss der Netzbetreiberhinsichtlich der Organisation, Entscheidungsgewalt undAusübung des Netzgeschäftes unabhängig sein. Darüberhinaus sind auf Seiten des Netzbetreibers personelle Ver-flechtungen des mittleren und gehobenen Managementsmit anderen Unternehmen des Konzerns untersagt. Denübrigen Mitarbeitern ist es zwar erlaubt, auch andereFunktionen innerhalb des Konzerns wahrzunehmen. Siesind jedoch den fachlichen Weisungen des Netzbetreiberszu unterstellen (§ 8 Abs. 2 Nr. 2 EnWG). Zusätzlich sinddie vertikal integrierten Versorger gemäß § 8 Abs. 5EnWG dazu verpflichtet, die im Bereich des Netzbetrie-bes tätigen Mitarbeiter mit adäquaten Programmen so zuschulen, dass sie eine diskriminierungsfreie Ausübungdes Netzgeschäftes garantieren können (Gleichbehand-lungsprogramm). Die Regulierungsbehörden sind überdie Ausgestaltung und den Stand dieser Schulungsmaß-nahmen zu informieren.

233. Eine zusätzliche Absicherung der Unabhängigkeitsoll dadurch erreicht werden, dass gemäß § 8 Abs. 3EnWG die Gewährleistung der beruflichen Handlungsun-abhängigkeit des Leitungspersonals der Netzbetriebstoch-ter gefordert wird. Dies beinhaltet unter anderem, dass dieGehälter des Leitungspersonals nur von dem wirtschaftli-chen Erfolg des Netzbetriebs, nicht jedoch vom wirt-203 Die Landesregulierungsbehörden überwachen die Entflechtungsvor-

schriften der vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen,an deren Elektrizitätsversorgungsnetzen weniger als 100 000 Kundenangeschlossen sind und bei denen sich das Netz ausschließlich inner-halb der Grenzen des jeweiligen Bundeslandes befindet.

204 Hierbei gelten Ausnahmebestimmungen für sog. De-minimis-Unter-nehmen. Vgl. § 7 Abs. 2 und § 8 Abs. 6 EnWG.

205 Vgl. Artikel 10 Abs. 1, Satz 2 der Richtlinie 2003/54/EG sowie Arti-kel 9 Abs. 1 Satz 2 der Richtlinie 2003/55/EG.

206 Vgl. Salje, P. Energiewirtschaftsgesetz – Kommentar, Köln, Berlin,München 2006, § 7 EnWG, Rn. 7.


schaftlichen Erfolg anderer Unternehmen im Energiever-bund beeinflusst werden. Die Generaldirektion Energieder Europäischen Kommission interpretiert dieses Unab-hängigkeitserfordernis in der Form, dass dem Leitungs-personal des Netzbetreibers untersagt sein soll, Aktien ananderen Versorgungs-, Erzeugungs- oder Holdingunter-nehmen des Konzerns zu halten.207 Weiterhin wird in § 8EnWG festgelegt, dass der Netzbetreiber unabhängigüber alle Maßnahmen zu entscheiden hat, die den Betrieb,die Wartung und den Ausbau des Netzes betreffen. Diesgilt selbst bei Entscheidungen, die Vermögenswerte desintegrierten Unternehmens betreffen. Einflussnahmen desintegrierten Unternehmens zum laufenden Netzbetriebund zu baulichen Maßnahmen sind gemäß § 8 Abs. 4Satz 4 EnWG unzulässig, „solange sich diese Entschei-dungen im Rahmen eines vom vertikal integrierten Ener-gieversorgungsunternehmen genehmigten Finanzplansoder gleichwertigen Instruments halten.“ Dem vertikal in-tegrierten Versorgungsunternehmen ist zur Wahrnehmungder wirtschaftlichen Befugnisse der Leitung lediglich er-laubt, über die Festlegung allgemeiner Verschuldungs-obergrenzen und die Genehmigung jährlicher Finanz-pläne oder gleichwertige Instrumente Einfluss auf denNetzbetreiber auszuüben (§ 8 Abs. 4 Satz 2 EnWG).

234. Mit der informationellen Entflechtung, die in § 9EnWG angeordnet wird, soll verhindert werden, dass dasvertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen vonseiner Netztochter Informationen erlangt, durch die es ei-nen Wettbewerbsvorsprung gegenüber Wettbewerbernauf den der Netzebene vor- oder nachgelagerten Märktengenerieren kann. Deshalb ist der Netzbetreiber durch § 9Abs. 1 EnWG zur Vertraulichkeit wirtschaftlich sensiblerInformationen verpflichtet.208 Falls der Netzbetreiber In-formationen offen legt, die wirtschaftliche Vorteile brin-gen könnten, so hat diese Offenlegung in nichtdiskrimi-nierender Weise für alle davon betroffenen Wettbewerberzu erfolgen (§ 9 Abs. 2 EnWG).

235. Die buchhalterische Entflechtung, die in § 10EnWG vorgeschrieben ist, dient dem Ziel der erhöhtenTransparenz. Energieversorgungsunternehmen werden in§ 10 Abs. 1 EnWG dazu verpflichtet, „ungeachtet ihrerEigentumsverhältnisse und ihrer Rechtsform einen Jah-resabschluss nach den für Kapitalgesellschaften gelten-den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs aufzustellen,prüfen zu lassen und offen zu legen.“ Vertikal integrierteEnergieversorger haben darüber hinaus gemäß § 10Abs. 3 EnWG in ihrer internen Rechnungslegung jeweilsnach den Sparten Elektrizitätsübertragung, Elektrizitäts-verteilung, Gasfernleitung, Gasverteilung, Gasspeiche-rung und Betrieb von LNG-Anlagen mit Beginn des Ge-schäftsjahres 2006 getrennte Konten zu führen. Dabei hatdie Kontoführung so zu erfolgen, als handele es sich bei

den Sparten um rechtlich selbständige Unternehmen. DieBundesnetzagentur ist gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 5 EnWGdazu aufgefordert, im Rahmen ihres Monitoringberichtsauf die tatsächliche Entflechtung der Rechnungslegungentsprechend § 10 EnWG einzugehen. Für die übrigenEntflechtungsregelungen besteht keine ausdrückliche ge-setzliche Verpflichtung zur Dokumentation.

3.5.2.2 Stand der Umsetzung der Ent-flechtungsbestimmungen

236. Um den Vollzug der Entflechtungsbestimmungenzu garantieren, standen den Regulierungsbehörden – nachdem „Nationalen Berichtsbeitrag zum EU-Benchmarkbe-richt“ vom August 2006 – drei unterschiedliche Maßnah-men zur Verfügung:209

– Die Entflechtungsnormen wurden von den Regulie-rungsbehörden gemeinsam konkretisiert, mit demBundeskartellamt abgestimmt und am 1. März 2006als „Gemeinsame Auslegungsgrundsätze der Regulie-rungsbehörden des Bundes und der Länder zu denEntflechtungsbestimmungen in §§ 6 bis 10 EnWG“veröffentlicht.210

– Durch diverse Informationsveranstaltungen und öf-fentliche Vorträge wurden die betroffenen Unterneh-men über die Anforderungen der Entflechtung infor-miert. Nach § 65 Abs. 2 EnWG können dieRegulierungsbehörden prinzipiell Maßnahmen zurEinhaltung der Entflechtungsbestimmungen anordnen,sofern ein Unternehmen oder eine Unternehmensver-einigung den gesetzlichen Verpflichtungen nicht nach-kommt.

– Im Falle der Verletzung der Vorgaben können die Re-gulierungsbehörden ein Verwaltungsvollstreckungs-verfahren durchführen (§ 94 EnWG). Nach Angabender Bundesnetzagentur im nationalen Berichtsbeitrag2006 haben die Regulierungsbehörden indes im Be-richtszeitraum keine förmlichen Aufsichtsmaßnahmengegen einzelne Energieversorgungsunternehmen er-griffen.

237. Nach den Ermittlungen der Bundesnetzagenturhatten im August 2006 alle vier Übertragungsnetzbetrei-ber bereits die rechtliche Entflechtung vorgenommen undeine rechtlich selbstständige Tochtergesellschaft gegrün-det. Zum Zeitpunkt der Marktdatenerhebung im März2006 hatten sich 81 Prozent der 22 befragten Verteilnetz-betreiber, die nach Angaben der Bundesnetzagentur dieGrundgesamtheit repräsentieren, für eine Verpachtungund somit gegen eine Eigentumsübertragung des Netzesan die Netzgesellschaft entschieden.

238. Bei der operationellen Entflechtung konnten hin-gegen noch keine wesentlichen Erfolge erzielt werden.Viele Maßnahmen dieser Entflechtungsform sind eng mitder rechtlichen Entflechtung verknüpft, welche die Mehr-

207 Vgl. Europäische Kommission, Generaldirektion Energie und Ver-kehr, Vermerk zu den Richtlinien 2003/54/EG und 2003/55/EG überden Elektrizitäts- und Erdgasbinnenmarkt vom 16. Januar 2004, S. 9 f.

208 Hierdurch soll ausgeschlossen werden, dass die Mitarbeiter des Ver-sorgungsunternehmens unbegrenzt Zugang zu den Datenquellen desNetzbetreibers mit relevanten Informationen (z. B. Details über vor-handene oder potentielle Netznutzer) haben. Vgl. ebenda, S. 15.

209 Vgl. im Folgenden BNetzA, Nationaler Berichtsbeitrag zum EU-Benchmarkbericht, Bonn 2006, S. 31 ff.

210 Vgl. www.bundesnetzagentur.de/media/archive/5222.pdf.


heit der betroffenen Unternehmen erst bis Juli 2007 vor-nehmen musste. Im Berichtszeitraum beschäftigten dreider vier Übertragungsnetzbetreiber mehr als 75 Prozentder mit Netztätigkeit befassten Mitarbeiter in den Über-tragungsnetzgesellschaften selbst, ein Übertragungsnetz-betreiber beschäftigte weniger als 50 Prozent der Mitar-beiter in der Gesellschaft selbst. Von den befragtenVerteilnetzbetreibern gaben hingegen 80 Prozent an, we-niger als 50 Prozent der Netzmitarbeiter in der Netzge-sellschaft angestellt zu haben. Auffällig war darüber hi-naus, dass einige Mehrspartenunternehmen demLeitungspersonal im Netzbereich neue Aufgaben in Be-reichen wie Fernwärme und Wasser übertrugen.

239. Im Berichtszeitraum nahm die Bundesnetzagentureine erste Auswertung der Gleichbehandlungsberichtevor, die ihr von den hierzu verpflichteten Energieversor-gungsunternehmen zugestellt wurden.211 Die Berichtewaren jedoch wenig konkret und beschäftigten sichschwerpunktmäßig mit der Deskription der Schulungs-maßnahmen.

240. Weiterhin wurde der Stand der operationellen Ent-flechtung auch anhand der Bedeutung sog. Shared Ser-vices sowie des Firmensitzes und des Internetauftritts derNetzgesellschaften überprüft. Vor diesem Hintergrund be-fragte die Bundesnetzagentur im Rahmen der Marktdat-enerhebung, wie viel Prozent der Gesamtkosten der Netz-gesellschaft auf Shared Services, d. h. auf Leistungenverbundener Unternehmen, entfallen. Dabei wurden dieseLeistungen nicht konkret definiert. Bei den Übertra-gungsnetzbetreibern lag dieser Anteil zwischen 2 und14 Prozent, bei den Verteilnetzbetreibern durchschnittlichbei ca. 20 Prozent. Die Marktdatenerhebung ergab, dassdrei der vier Übertragungsnetzbetreiber bereits einen vonder Muttergesellschaft unabhängigen Firmensitz haben.Zwei der Übertragungsnetzbetreiber hatten zum Zeit-punkt der Befragung einen eigenen Internetauftritt. Je-doch war die Bildmarke auf der Internetseite noch mit derder Muttergesellschaft identisch. Von den Verteilnetzbe-treibern hatte mehr als die Hälfte einen örtlich von derMuttergesellschaft getrennten Firmensitz. Etwa ein Drit-tel der Verteilnetzbetreiber konnte einen eigenen Internet-auftritt vorweisen, wovon vier auch eine eigene Bild-marke – somit eine eigene Corporate Identity – entwickelthaben.

241. Bei der informatorischen Entflechtung zeigte sichim Hinblick auf die IT-Systeme der Energieversorgungs-unternehmen, die sich in zwei Gruppen – integriertes Sys-tem mit Berechtigungskonzept und System mit zweiStammdatensätzen der Kunden – aufteilen lassen, dasssich die Entflechtung bei zwei getrennten Stammdaten-sätzen vergleichsweise leichter durchführen lässt. Die Re-gulierungsbehörden konnten in Zusammenarbeit mit Ver-bänden und Unternehmen Diskriminierungspotentiale desintegrierten Systems mit Berechtigungskonzept auslotenund durch die Formulierung von Forderungen unterbin-den. Die formulierten Forderungen führen auf Seiten derEnergieversorger jedoch zu einem vermehrten Wechsel

zu dem System mit zwei Stammdatensätzen, wobei dieUnternehmen die hierbei anfallenden Wechselkosten beider Genehmigung der Netzentgelte geltend machen.

242. Die Bundesnetzagentur hat sich in ihrer Marktdat-enerhebung darüber hinaus auch einen Überblick überden Stand der buchhalterischen Entflechtung verschafft.Von den befragten Stromversorgungsunternehmen gaben98 Prozent an, die Vorgaben zur buchhalterischen Ent-flechtung umgesetzt zu haben.


243. Generell begrüßt die Monopolkommission die Vor-gaben des Energiewirtschaftsgesetzes zur Entflechtung.Sie tragen zu einer größeren Kostentransparenz bei underleichtern dadurch die Aufsichtstätigkeit des Regulierersbei der Kostenkontrolle. Kritisch sieht die Monopolkom-mission die Zeitvorgaben der Entflechtungsvorschriftensowie den bisherigen Umsetzungsstand. So sind durch diezweijährige Frist für die rechtliche Entflechtung der Ver-teilnetzbetreiber die erhofften wettbewerblichen Impulsebislang nicht eingetreten. Auch der späte Beginn derbuchhalterischen Entflechtung (Geschäftsjahr 2006) hatdie Informationsdefizite der Regulierungsbehörden undanderen Marktteilnehmer für ein weiteres Jahr aufrechter-halten. So erhielten die Regulierungsbehörden die Ge-winn- und Verlustrechnung der vertikal integrierten Ener-gieversorgungsunternehmen erst im Frühjahr bzw.Sommer des laufenden Jahres 2007. Hierdurch wurde esihnen in den Jahren 2005 und 2006 erschwert, diskrimi-nierende Maßnahmen zu ermitteln und abzustellen. Einebuchhalterische Entflechtung wäre jedoch schon mit In-krafttreten des Energiewirtschaftsgesetzes möglich gewe-sen, da Energieversorgungsunternehmen mit eigenemNetz bereits seit der Verbändevereinbarung II plus imRahmen der Entgeltkalkulation Kostenstellen-, Kosten-trägerrechnung und handelsrechtlichen Jahresabschlussaufführen mussten. Das Energiewirtschaftsgesetz sollteim Hinblick auf die operationelle Entflechtung insoweitgeändert werden, dass es allen Mitarbeitern des Netzbe-treibers untersagt ist, andere Funktionen innerhalb desKonzerns wahrzunehmen. Nur so kann die Weitergabevon Informationen und die Bevorzugung von Konzern-schwestern verringert werden.

244. Der nationale Berichtsbeitrag der Bundesnetzagen-tur vermittelt den Eindruck, als verlaufe die Umsetzungder Entflechtungsvorgaben trotz erster Fortschritte nurzögerlich, insbesondere weil bei der operationellen Ent-flechtung noch keine wesentlichen Erfolge erzielt werdenkonnten. Falls die Entwicklung weiterhin schleppend ver-laufen sollte, sind die Regulierungsbehörden gefragt,Aufsichtsmaßnahmen nach § 65 Abs. 1 und 2 EnWG an-zuordnen und gegebenenfalls die Verwaltungsvollstre-ckung gemäß § 94 EnWG durchzuführen. Bisher habendie Regulierungsbehörden von diesen Instrumenten desEnergiewirtschaftsgesetzes keinen Gebrauch gemacht.

245. Selbst wenn die Vorgaben formal weitgehend er-füllt sein sollten, bezweifelt die Monopolkommission,dass sich die Anreize zur Bevorzugung von Erzeugungs-und Vertriebsschwestern durch die Entflechtungsvorga-ben des Energiewirtschaftsgesetzes in ihrer Gänze besei-

211 In drei Fällen wurde von den Regulierungsbehörden ein Vorverfah-ren gegen Energieversorgungsunternehmen eröffnet.


tigen lassen, da unter anderem die Informationsweiter-gabe nie in vollem Umfang kontrolliert werden kann.Eine vollständige Beseitigung dieser Anreize ließe sichnur durch eine eigentumsrechtliche Entflechtung errei-chen. Diese Entflechtungsform birgt jedoch ebenfalls er-hebliche Risiken, die in Kapitel 6 dieser Untersuchung er-örtert werden.

3.5.3 Netzanschluss nach §§ 17 bis 19 EnWG i. V. m. §110 EnWG

3.5.3.1 Vorgaben des Energiewirt-schaftsgesetzes

246. Während im Energiewirtschaftsgesetz von 1998nur der Netzanschluss für Tarifkunden (§ 10 Abs. 1EnWG 1998) ausdrücklich geregelt war und der Netzan-schluss für andere Netzanschlussbegehrende indirektdurch die §§ 6, 6a EnWG von 1998 bzw. 2003 mit derVerpflichtung zum Netzzugang festgelegt wurde, ist derNetzanschluss im Energiewirtschaftsgesetz von 2005 füralle Netzanschlussbegehrenden in den §§ 17, 18 EnWGgeregelt.212 In der Grundnorm § 17 EnWG sind die Be-treiber von Energieversorgungsnetzen dazu verpflichtet,„Letztverbraucher, gleich- oder nachgelagerte Elektrizi-täts- und Gasversorgungsnetze sowie -leitungen, Erzeu-gungs- und Speicheranlagen zu technischen und wirt-schaftlichen Bedingungen an ihr Netz anzuschließen, dieangemessen, diskriminierungsfrei, transparent und nichtungünstiger sind, als sie von den Betreibern der Energie-versorgungsnetze in vergleichbaren Fällen für Leistungeninnerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber verbunde-nen oder assoziierten Unternehmen angewendet werden.“Hierdurch gewährt § 17 Abs. 1 EnWG einen umfassen-den Netzanschluss auf allen Netzebenen. Darüber hinausumfasst das Recht auf Netzanschluss nicht nur Erstan-schlüsse, sondern z. B. auch Anschlussbegehren einessich bereits am Netz befindlichen Kraftwerkes. Eine Ver-weigerung des Netzanschlusses ist gemäß Abs. 2 Satz 1der Norm nur zulässig, wenn ein Netzbetreiber nachweist,„dass ihm die Gewährung des Netzanschlusses aus be-triebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder tech-nischen Gründen unter Berücksichtigung der Ziele des§ 1 nicht möglich oder nicht zumutbar ist.“213

247. Ziel der Spezialnorm des § 18 EnWG ist es, denAnschluss von Letztverbrauchern an das Niederspan-nungsnetz zu allgemeinen Bedingungen, die öffentlichbekannt zu geben sind, zu gewährleisten. Diese allge-meine Anschlusspflicht ist eine Voraussetzung für die Si-cherung der Grundversorgung mit Energie, die in den§§ 36 ff. EnWG näher geregelt ist. Durch die Norm sollinsbesondere die zivilrechtliche Durchsetzung entspre-chender Ansprüche ermöglicht werden, was jedoch einemEingreifen der Regulierungsbehörden nach § 64 EnWGnicht entgegensteht. Von dem in § 18 Abs. 1 Satz 1EnWG angeordneten Kontrahierungszwang sind dieNetzbetreiber nur im Falle wirtschaftlicher Unzumutbar-keit befreit (§ 18 Abs. 1 Satz 2 EnWG). Der § 18 EnWGgreift grundsätzlich nicht bei Anschlusspetenten, die eineElektrizitätserzeugungsanlage zur Deckung des Eigenbe-darfs betreiben (§ 18 Abs. 2 Satz 1 EnWG). In diesemFalle können sich die Letztverbraucher lediglich auf dieallgemeine Bestimmung des § 17 EnWG berufen, es seidenn, sie betreiben eine KWK-Anlage bis 150 kW odereine Anlage auf der Basis erneuerbarer Energien (§ 18Abs. 3 Satz 3 EnWG).

248. In § 19 Abs. 1 EnWG werden die Betreiber vonElektrizitätsversorgungsnetzen zur Festlegung und Veröf-fentlichung von technischen Mindestanforderungen fürden Netzanschluss verpflichtet. Hierdurch soll die Inter-operabilität der Netze sichergestellt werden.

249. Die Regulierungsbehörden sind für die Überwa-chung der Vorschriften zum Netzanschluss zuständig, diesich im Energiewirtschaftsgesetz oder in konkretisieren-den Rechtsverordnungen befinden (§§ 54, 65 Abs. 1EnWG). Bisher hat die Bundesregierung unter Zustim-mung des Bundesrates zwei Rechtsverordnungen zumNetzanschluss erlassen, die Verordnung zum Erlass vonRegelungen des Netzanschlusses von Letztverbrauchernin Niederspannung und Niederdruck vom 1. November2006 (NAV/NDAV)214 sowie die Verordnung zur Rege-lung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugungvon elektrischer Energie vom 26. Juni 2007 (Kraftwerks-Netzanschlussverordnung – KraftNAV215). Die Bundes-netzagentur ist ferner dazu befugt, die technischen undwirtschaftlichen Bedingungen sowie die Methoden fürden Netzanschluss zu konkretisieren (§ 29 Abs. 1EnWG). Während sich in der Niederspannungsanschluss-verordnung keine entsprechende Ermächtigung findet, istdie Regulierungsbehörde nach § 10 KraftNAV zur Anord-nung von Festlegungen befugt. Bei Zuwiderhandlungengegen die Bestimmungen des Energiewirtschaftsgesetzesbzw. der maßgeblichen Rechtsverordnungen zum Netzan-schluss stehen den Regulierungsbehörden verschiedeneInstrumente zur Verfügung. Der § 111 EnWG bestimmt,dass die allgemeine Missbrauchsaufsicht nach §§ 19 und20 GWB, die den Kartellbehörden übertragen ist, nicht

212 Vgl. Salje, P. Energiewirtschaftsgesetz – Kommentar, Köln, Berlin,München 2006, Vor §§ 17–19 EnWG, Rn. 1.

213 Die Bundesnetzagentur hat auf ihrer Webseite ein Diskussionspapierveröffentlich, in welchem sie erste Fragen zum Netzanschluss nach§ 17 EnWG beantwortet. Die Antworten stellen dabei nur einen Zwi-schen- und keinen abschließenden Stand der Überlegungen dar. DieBundesnetzagentur weist darauf hin, dass Rückschlüsse auf eine et-waige Entscheidungspraxis nicht gezogen werden können. Viele derThesen aus dem Diskussionspapier wurden durch die Verordnung zurRegelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elek-trischer Energie vom 26. Juni 2007 bestätigt. Auf den Seiten 3 und 4legt die Bundesnetzagentur dar, was ihrer Ansicht nach nicht als„Unzumutbarkeit“ zu verstehen ist. Dies betrifft z. B. bei einem Netz-ebenenwechsel eine induzierte Erhöhung der Netzzugangsentgelte inder „verlassenen Ebene“, eine Minderauslastung der bisher versorg-ten Netzelemente und eine Entwertung der bisher getätigten Investiti-onen. Vgl. BNetzA, § 17 EnWG: Veröffentlichungen zu Fragen desNetzanschlusses auf Entnahmeseite, 2006, S. 4.

214 BGBl. I S. 2477, Artikel 1 (Niederspannungsanschlussverordnung –NAV); BGBl. I S. 2485, Artikel 2 (Niederdruckanschlussverordnung –NDAV).

215 Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Er-zeugung von elektrischer Energie vom 26. Juni 2007, BGBl. IS. 1187.


anzuwenden ist, soweit abschließende Regelungen imEnergiewirtschaftsgesetz getroffen sind. Die §§ 30 und31 EnWG enthalten spezialgesetzliche Vorschriften zurMissbrauchsaufsicht, die missbräuchliches Verhalten desNetzbetreibers untersagen. Vor diesem Hintergrund kön-nen die Regulierungsbehörden entweder auf eigene Initia-tive nach § 30 Abs. 2 EnWG oder aber auf AnregungDritter gemäß § 31 EnWG einschreiten, wenn ein Betrei-ber von Energieversorgungsnetzen seine Marktstellung inBezug auf den Netzanschluss missbraucht. Bei vorsätzli-chen und fahrlässigen Verstößen gegen die Netzan-schlussbestimmungen können die Regulierungsbehördendarüber hinaus die Abschöpfung des wirtschaftlichenVorteils anordnen und dem Unternehmen die Zahlung desentsprechenden Geldbetrages auferlegen (§ 33 Abs. 1EnWG) sowie gegebenenfalls ein Bußgeldverfahren nach§ 95 Abs. 1 Nr. 4 und 5 EnWG durchführen. Neben die-sen Spezialbefugnissen können die Regulierungsbehör-den auf die allgemeinen Aufsichtsmaßnahmen nach § 65Abs. 1 und 2 EnWG zurückgreifen.

250. Im Rahmen des Monitoring von 2006 hat die Bun-desnetzagentur die Bedingungen des Netzanschlusses beiden Übertragungsnetzbetreibern nachgefragt.216 Alle vierÜbertragungsnetzbetreiber gaben an, die Bedingungenfür den Netzanschluss und die Tarife festgelegt zu haben.Von den Verteilnetzbetreibern hatten 19 Prozent die Be-dingungen und Tarife noch nicht veröffentlicht. Im Falleeines Netzanschlusses an das Übertragungsnetz hatten dieNetzanschlusspetenten nach Angaben der Übertragungs-netzbetreiber Kosten für die Machbarkeitsstudie, für denNetzanschluss, Netzausbaukosten und teilweise eine zu-sätzliche Reservierungsprämie zu tragen. Diese Reservie-rungsprämie würde jedoch im Fall einer Projektrealisie-rung angerechnet. Der Monitoringbericht zeigte darüberhinaus, dass es bereits zu ersten Umstrukturierungen inder deutschen Kraftwerkslandschaft kommt. Hierbei istein Trend zu kleineren dezentralen Anlagen zu erkennen,die an Niederspannungs- und Mittelspannungsnetze ange-schlossen sind.

251. Im Zuge des Monitoringberichts befragte die Bun-desnetzagentur die Übertragungsnetzbetreiber auch, wieviele Anschlussbegehren zurückgewiesen wurden. ZweiÜbertragungsnetzbetreiber gaben an, dass sie in den Jah-ren 2000 bis 2005 insgesamt sieben Netzanschlussbegeh-ren abgelehnt hatten. Dabei habe es sich um ein An-schlussbegehren für ein Steinkohlekraftwerk und sechsAnschlussbegehren für Windkraftanlagen gehandelt. ImFalle des Steinkohlekraftwerkes war an dem konkretenNetzanschlusspunkt nicht die gewünschte Netzanschluss-kapazität verfügbar. Bei den Windkraftanlagen sei alsGrund für die Ablehnung angeführt worden, dass die Netz-ebene ungeeignet bzw. ein angrenzender Netzbetreiberfür den Anschlusspetenten zuständig sei.

252. In einem Diskussionspapier zu § 17 EnWG berich-tet die Bundesnetzagentur ebenfalls, dass es Differenzenzwischen dem Anschlusspetenten und dem Netzbetreiber

in Bezug auf die Einschätzungsprärogative der „richti-gen“ Netzebene gebe. Die Bundesnetzagentur vertritt da-bei die Auffassung, dass dem Netzbetreiber diese Ein-schätzungsprärogative nicht zusteht. Der Netzbetreiberhabe vielmehr bei Vorliegen der weiteren Vorraussetzun-gen den Netzanschluss in der von dem Petenten ge-wünschten Ebene zu realisieren.217 Diese Einschätzungfindet die volle Unterstützung der Monopolkommission,da die freie Entscheidung über die Netzanschlussebene zueiner Belebung des Wettbewerbs beitragen kann. Zudemist auch dem Wortlaut des § 17 Abs. 1 EnWG keine Be-schränkung auf eine vom Netzbetreiber zugewieseneSpannungsebene zu entnehmen.

3.5.3.2 Verordnung zum Netzanschluss für Letztverbraucher (NAV)

253. Die Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)218

vom 1. November 2006 löst die Verordnung über Allge-meine Bedingungen für Elektrizitätsversorgung von Ta-rifkunden (AVBEltV)219 ab. Die Regelungen der Verord-nung haben keine Gültigkeit für den Netzanschluss vongleich- oder nachgelagerten Netzen, von Erzeugungsanla-gen oder von Großverbrauchern, die an Mittel-, Hoch-und Höchstspannungsnetze angeschlossen sind. Diesewerden ausschließlich von § 17 EnWG erfasst. Die Nie-derspannungsanschlussverordnung wurde auf Basis von§ 18 Abs. 3 EnWG erlassen und gilt als Rechtsnorm ohneweiteres für die jeweiligen Verträge und Rechtsverhält-nisse zwischen dem Netzbetreiber einerseits und dem An-schlussnehmer bzw. Anschlussnutzer andererseits.

254. Die ausdrückliche Unterscheidung zwischen einemvertraglichen Netzanschlussverhältnis mit dem An-schlussnehmer und einem gesetzlichen Anschlussnut-zungsverhältnis mit dem Anschlussnutzer ist erstmalig inder Niederspannungsanschlussverordnung getroffen. An-schlussnehmer ist gemäß § 1 Abs. 2 Satz 1 NAV der Auf-traggeber des Kundenanschlusses bzw. jeder nachfol-gende Eigentümer eines Grundstücks oder Gebäudes, dasan das Niederspannungsnetz angeschlossen ist. An-schlussnutzer ist hingegen der Letztverbraucher, der elek-trische Energie aus dem Netz zur Deckung des Eigenbe-darfs entnimmt. Anschlussnutzer und Anschlussnehmerkönnen identisch sein.220 Dies ist z. B. dann der Fall,wenn ein Hauseigentümer auch gleichzeitig in seinemHaus wohnt.

255. § 2 NAV regelt die Vertragsbeziehungen zwischenAnschlussnehmer und Netzbetreiber. In diesem Zusam-

216 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 16 ff.

217 Vgl. BNetzA, § 17 EnWG: Veröffentlichungen zu Fragen des Netz-anschlusses auf Entnahmeseite, 2006, S. 2.

218 Verordnung über Allgemeine Bedingungen für den Netzanschlussund dessen Nutzung für die Elektrizitätsversorgung in Niederspan-nung vom 1. November 2006, BGBL. I S. 2477.

219 Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Elektrizitätsver-sorgung von Tarifkunden vom 21. Juni 1979, BGBl. I S. 684.

220 Es bleibt darauf hinzuweisen, dass die Niederspannungsanschluss-verordnung nicht auf die in § 3 Nr. 22 EnWG definierte Gruppe derHaushaltskunden beschränkt ist, sondern auch bei größeren Gewer-bekunden Anwendung finden kann, soweit diese an das Niederspan-nungsnetz angeschlossen sind.


menhang ist unter anderem festgelegt, dass ein schriftli-cher Netzanschlussvertrag abgeschlossen werden muss(§ 2 Abs. 2 Satz 2 NAV). Des Weiteren bestimmt § 11NAV, in welcher Höhe der Netzbetreiber vom Anschluss-nehmer Baukostenzuschüsse zur Deckung seiner Kostenfür die Verlegung des Netzanschlusses einfordern darf. Inder Niederspannungsanschlussverordnung wurde die ma-ximale Höhe der Baukostenzuschüsse von bisher 70 auf50 Prozent der entstandenen Kosten gesenkt (§ 11 Abs. 1Satz 2 NAV). Darüber hinaus dürfen nur noch die Kostenihre Berücksichtigung finden, die im Niederspannungs-netz durch das Anschlussbegehren entstehen. Generellsind Baukostenzuschüsse nur für den Teil der Leistungs-anforderung zu erheben, der 30 kW übersteigt (§ 11Abs. 3 Satz 1 NAV). Dies hat zur Folge, dass die Baukos-tenzuschüsse einzelner Anschlussnehmer sinken werden.Es ist jedoch anzunehmen, dass die Netzbetreiber denTeil der Anschlusskosten, den sie nicht durch Baukosten-zuschüsse decken können, als Kosten bei der Genehmi-gung der Netzentgelte geltend machen. Die Netzentgeltewerden dem Stromlieferanten in Rechnung gestellt, derdiese wiederkehrenden Entgelte vollständig an seineKunden in dem jeweiligen Netzgebiet überwälzt.

256. § 3 NAV regelt das gesetzliche Anschlussnut-zungsverhältnis zwischen Netzbetreiber und Anschluss-nutzer. Dieses Verhältnis ist unabhängig vom Netzan-schlussvertrag. Das Anschlussnutzungsverhältnis beginntnach § 3 Abs. 2 Satz 1 NAV mit der Entnahme von Elek-trizität aus dem Niederspannungsnetz, soweit der An-schlussnutzer spätestens zum Zeitpunkt der erstmaligenEntnahme einen Vertrag über den Bezug von Elektrizitätabgeschlossen hat oder die Voraussetzungen einer Ersatz-versorgung nach § 38 EnWG vorliegen und dem An-schlussnutzer oder dessen Lieferanten ein Recht auf Netz-zugang nach § 20 EnWG zusteht. Die Anschlussnutzungwird beendet, wenn der Letztverbraucher die Nutzungeinstellt oder das Netzanschlussverhältnis kündigt. DerAnschlussnutzer hat den Netzbetreiber über Beginn undEnde der Anschlussnutzung zu informieren (§ 3 Abs. 3Satz 1, § 26 Abs. 1 Satz 2 NAV).

257. Im dritten Teil der Niederspannungsanschlussver-ordnung (Anschlussnutzung) ist unter anderem festgelegt,dass der Netzbetreiber die Nutzung des Anschlusses zuermöglichen hat (§ 16 Abs. 1 Satz 1 NAV). Darüber hi-naus werden konkrete Vorgaben für die Unterbrechungder Anschlussnutzung gemacht (§ 17 NAV). In diesemZusammenhang wurden insbesondere die Haftungsbedin-gungen bei Störung der Anschlussnutzung im Vergleichzur Verordnung über Allgemeine Bedingungen für Elek-trizitätsversorgung von Tarifkunden (AVBEltV) aus-geweitet (§ 18 NAV). Anders als nach Maßgabe derAVBEltV haftet entsprechend den Vorgaben des Energie-wirtschaftsgesetzes nicht mehr das stromliefernde Ener-gieversorgungsunternehmen für Unregelmäßigkeiten, diewährend der Belieferung auftreten, sondern nur noch derNetzbetreiber. Dies lässt sich darauf zurückführen, dassVersorgungsstörungen primär durch eine Störung im Netzhervorgerufen werden. Während der Netzbetreiber dieQualität von Anschlüssen und Netzen beeinflussen kann,

hat der Stromlieferant in der Regel keinen direkten Ein-fluss auf die Versorgungssicherheit.

258. Bei der Schadenshaftung wird zum einen nach derArt des Schadens (Sach- und Vermögensschaden), zumanderen nach dem Grad der Verantwortlichkeit (Vorsatz,grobe Fahrlässigkeit, leichte Fahrlässigkeit) differenziert.Neben Personenschäden, die schon immer vollständig zuersetzen waren, besteht nun auch bei vorsätzlich verur-sachten Sachschäden eine unbegrenzte Haftung (§ 18Abs. 1, 2 NAV). Bei nicht vorsätzlich verursachten Sach-schäden sind nach wie vor gesetzliche Haftungshöchst-grenzen vorgesehen, die unterschiedlich ausfallen, jenachdem wie viele Kunden an das Netz des jeweiligenBetreibers angeschlossen sind (§ 18 Abs. 2 Satz 1 NAV).Diese unterschiedlichen Höchstbeträge pro Scha-densereignis für nicht vorsätzlich verursachte Sachschä-den wurden im Vergleich zur Vorgängerregelung vervier-facht und zudem eine Haftung für leichte Fahrlässigkeitbei Sachschäden eingeführt. Bei Vermögensschäden be-steht die Haftung des Netzbetreibers dagegen nur bei Vor-satz und grober Fahrlässigkeit und ist bei grob fahrlässigverursachten Schäden auf 20 Prozent der für Sachschädenmaßgeblichen Höchstgrenzen beschränkt. Darüber hinauswurden zwei Verschuldensvermutungen für Vermögens-und Sachschäden zugunsten des Anschlussnehmers ein-geführt. Bei Vermögensschäden betrifft dies Vorsatz undgrobe Fahrlässigkeit des Netzbetreibers, im Fall vonSachschäden wird sogar bei leichter Fahrlässigkeit einVerschulden widerleglich vermutet (§ 18 Abs. 1 Satz 1Nr. 1 und 2 NAV)221.

259. Die Monopolkommission begrüßt, dass die stär-kere Ausdifferenzierung der Niederspannungsanschluss-verordnung im Vergleich zu den Allgemeinen Bedingun-gen für Elektrizitätsversorgung von Tarifkunden zu einererhöhten Rechtssicherheit im Verhältnis zwischen An-schlussnehmer und -nutzer auf der einen Seite sowie demNetzbetreiber auf der anderen Seite beiträgt. Generell be-wertet die Monopolkommission es als positiv, dass dieHaftungsbestimmungen zugunsten des Letztverbrauchersverschärft wurden. Hierdurch wird die privatrechtlicheDurchsetzbarkeit entsprechender Schadensersatzansprü-che gefördert. Es ist davon auszugehen und auch wün-schenswert, dass der Netzbetreiber das zusätzliche Haf-tungsrisiko in seiner Kostenkalkulation berücksichtigt.Bei einem gegebenen angestrebten Niveau an Netzsicher-heit wäre es auch zu begrüßen, wenn sich der Netzbetrei-ber aufgrund der strengeren Vorgaben der Niederspan-nungsanschlussverordnung für die Investitionen in dieNetzsicherheit entscheiden würde. Ein hierdurch indu-

221 § 18 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 lautet:„Soweit der Netzbetreiber für Schäden, die ein Anschlussnutzerdurch Unterbrechung oder durch Unregelmäßigkeiten in der An-schlussnutzung erleidet, aus Vertrag, Anschlussnutzungsverhältnisoder unerlaubter Handlung haftet und dabei Verschulden des Unter-nehmens oder eines Erfüllungs- oder Verrichtungsgehilfen vorausge-setzt wird, wird1. hinsichtlich eines Vermögensschadens widerleglich vermutet,

dass Vorsatz oder grobe Fahrlässigkeit vorliegt,2. hinsichtlich der Beschädigung einer Sache widerleglich vermutet,

dass Vorsatz oder Fahrlässigkeit vorliegt.“


zierter Aufschlag der Netzentgelte ist in diesem Fall je-doch die logische Folge. Obwohl die Regulierungsbe-hörde in der Verordnung nicht zu dem Erlass von Festle-gungen im Sinne von § 29 EnWG ermächtigt wird, kannsie bei gravierenden und wiederholten Zuwiderhandlun-gen entsprechend ihren Befugnissen im Energiewirt-schaftsgesetz (z. B. gestützt auf § 30 Abs. 2 oder § 54EnWG) einschreiten. In den übrigen Fällen ist auf die zi-vilrechtliche Durchsetzung zu vertrauen.

3.5.3.3 Verordnung zur Regelung des Netz-anschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie (KraftNAV)

260. Das Ziel der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung(KraftNAV) ist eine zügige und diskriminierungsfreie Re-alisierung neuer Kraftwerksprojekte. Hierdurch soll demInteresse des Wettbewerbs und der VersorgungssicherheitRechnung getragen werden. Zur Verfolgung dieser Zielewird der Regulierungsbehörde eine Feststellungsbefugniseingeräumt (§ 10 KraftNAV), um sicherzustellen, dass beieiner Änderung der tatsächlichen Gegebenheiten effi-ziente Regeln getroffen werden können. Die Verordnungbetrifft alle Anlagen mit einer Nennleistung ab 100 MW,die an Elektrizitätsversorgungsnetze mit einer Spannungvon mindestens 110 kV angeschlossen sind.222 Hierbeihandelt es sich um Kraftwerke, die an die Hoch- oderHöchstspannungsebene angeschlossen sind. Den umfas-senden Anspruch auf Netzanschluss, der in der Kraft-werks-Netzanschlussverordnung gewährleistet wird, be-trifft nicht nur aktuelle Kraftwerke, sondern auchKraftwerksprojekte, die ein zukünftiges Anschlussbegeh-ren implizieren (§ 1 KraftNAV).

261. In § 3 KraftNAV wird das Verfahren zum Netzan-schluss festgelegt. Zunächst haben alle Betreiber vonHoch- und Höchstspannungsnetzen im Internet entspre-chende Informationen über geeignete Standorte für denNetzanschluss von Anlagen zu veröffentlichen. Darüberhinaus müssen auf dieser Informationsseite alle notwen-digen Angaben für den Antrag auf Anschluss bekannt ge-macht werden, so dass jeder potentielle Anschlussnehmerdiese Informationen abrufen kann. Nach Eingang des An-trages hat der Netzbetreiber den Antragsteller spätestensinnerhalb von zwei Wochen über die durchzuführendenPrüfungen und die hierbei entstehenden Kosten zu infor-mieren. Nach Leistung eines Vorschusses von 25 Prozentder erwarteten Kosten durch den Anschlussnehmer hatder Netzbetreiber die entsprechende Prüfung innerhalbvon zwei Monaten durchzuführen.

262. Eine Verweigerung des Anschlusses ist nur erlaubt,wenn der Anschlusspunkt technisch nicht zur Aufnahme

des Stroms geeignet ist (§ 6 Abs. 1 Satz 1 KraftNAV),wobei der Netzbetreiber zuvor alle zumutbaren Maßnah-men ausgeschöpft haben muss.223 Ein Netzanschluss kannnach § 6 Abs. 2 Satz 2 KraftNAV nicht unter Hinweis aufKapazitätsengpässe im Netz verweigert werden. Sollteder Netzanschluss aus berechtigten Gründen verweigertwerden, so muss der Netzbetreiber dem Anschlusspeten-ten gemäß § 6 Abs. 3 KraftNAV gleichzeitig einen ande-ren Anschlusspunkt vorschlagen, „der im Rahmen deswirtschaftlich Zumutbaren die geäußerten Absichten desAnschlussnehmers bestmöglich verwirklicht.“

263. Ist der Anschluss technisch möglich, erteilt derNetzbetreiber eine sog. Anschlusszusage (§ 4 KraftNAV).Die Anschlusszusage wird wirksam, wenn der Anschluss-willige innerhalb eines Monates nach ihrer Erteilung eineReservierungsgebühr von 1 000 Euro/MW Anschlussleis-tung bezahlt. Besteht auf Seiten der Anschlussbegehren-den eine Anschlusskonkurrenz, d. h. gibt es mehrere An-träge für einen Anschlusspunkt, so werden die zeitlichfrüheren Anträge bevorzugt. Dieses Prinzip des „firstcome, first serve“ ist aus ökonomischer Sicht problema-tisch, da hierdurch die Anträge nicht gemäß der techni-schen und ökonomischen Eignung (ökonomische Effizi-enz) bewertet werden.

264. Aufbauend auf der Anschlusszusage erfolgt dieRealisierung des Netzanschlussvertrages (§ 4 Abs. 2 ff.KraftNAV). Gleichzeitig mit dem Netzanschluss habenAnschlussnehmer und Netzbetreiber einen Realisierungs-plan zu erarbeiten, der die wesentlichen Schritte und diezeitliche Abfolge für die Errichtung des Kraftwerkes, dieHerstellung des Netzanschlusses und gegebenenfalls er-forderliche Netzausbaumaßnahmen enthält (§ 4 Abs. 5KraftNAV). Dieser Realisierungsplan ist der Regulie-rungsbehörde vom Anschlussnehmer unverzüglich vorzu-legen. Sollte der Plan nicht eingehalten werden, so kannder Anschlussnehmer nach § 31 EnWG bei der Bundes-netzagentur ein Missbrauchsverfahren wegen Zuwider-handlung gegen die Kraftwerks-Netzanschlussverord-nung anregen.

265. Die Kosten für die Verbindung zwischen Erzeu-gungsanlage und Netzanschlusspunkt (§ 8 Abs. 1 Kraft-NAV) sowie für notwendige Ertüchtigungen des Netzan-schlusspunktes (§ 8 Abs. 2 KraftNAV) hat derAnschlussnehmer zu tragen, sofern diese Kosten aus-schließlich durch vom Anschlussnehmer genutzte Be-triebsmittel verursacht werden oder nicht in das Eigentumdes Netzbetreibers übergehen. Der Anschlussnehmermuss hingegen nicht die Kosten übernehmen, die aus ei-ner notwendigen Verstärkung des Netzes resultieren. FürOffshore-Anlagen im Sinne des § 10 Abs. 3 Satz 1 EEGsieht § 17 Abs. 2a EnWG einen privilegierten Netzan-schluss vor. Die Übertragungsnetzbetreiber werden dazuverpflichtet, notwendige Anschlussleitungen auf eigeneKosten zu errichten und zu betreiben. Die anfallendenKosten sind durch einen finanziellen Belastungsaus-gleich, der unter Maßgabe des § 9 Abs. 3 KWKG zu er-

222 Der Gesetzgeber hat diese Grenze mit der Begründung gewählt, eineAuswertung derzeitig existierender primärregelungsfähiger Erzeu-gungsanlagen habe ergeben, dass von insgesamt 148 Anlagen89 Prozent oberhalb einer Nennleistung von 100 MW angesiedeltseien. Ferner sieht er sich auch durch § 50 Nr. 1 EnWG bestätigt, indem für die Vorratshaltung elektrischer Energie ein Wert von eben-falls 100 MW festgelegt ist. Vgl. Bundesratsdrucksache 283/07 vom27. April 2007, S. 16.

223 Eine zumutbare Maßnahme ist z. B. der Ausbau des Netzes zumnächsten Netzknotenpunkt.


folgen hat, zwischen den Übertragungsnetzbetreibernaufzuteilen.

266. In § 7 KraftNAV ist ein privilegierter Netzzugangbei Netzengpässen für neue Kraftwerke vorgesehen. Pri-vilegiert sind nach § 7 Abs. 2 KraftNAV alle Anschluss-nehmer, „die bis zum 31. Dezember 2007 ein Netzan-schlussbegehren mit vollständigen Angaben nach § 3Abs. 1 Nr. 1 an den Netzbetreiber gerichtet haben und de-ren Erzeugungsanlage in der Zeit vom 1. Januar 2007 biszum 31. Dezember 2012 an das Netz angeschlossen wirdoder ausschließlich aufgrund von Umständen, die sienicht zu vertreten haben, erst zu einem späteren Zeitpunktan das Netz angeschlossen werden kann.“ Der Anspruchist auf zehn Jahre ab dem Zeitpunkt der ersten Netzein-speisung befristet. Im Falle eines Engpasses kann die Be-reitstellung von Leitungskapazität ohne die Erhebung vonzusätzlichen Entgelten verlangt werden. Dies gilt abwei-chend von § 15 Abs. 2 StromNZV. Jedoch darf nicht mehrals die Hälfte der verfügbaren Leitungskapazität vorran-gig vergeben werden, andernfalls wären die bevorzugtenNetzzugangsrechte anteilig zu kürzen. Gemäß der Geset-zesbegründung sind unter der verfügbaren Leitungskapa-zität nur die Kapazitäten zu verstehen, die nicht bereitsfür die Einspeisung nach dem Erneuerbare-Energien-Ge-setz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz vorgehal-ten werden mussten.

3.5.3.4 Kritische Würdigung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung

267. Im Energiewirtschaftsgesetz werden die Regelun-gen zu Netzanschluss und Netzzugang in zwei eigenenAbschnitten aufgeführt, was den Erlass getrennter Ver-ordnungen nahe gelegt hätte. In der Kraftwerks-Netzan-schlussverordnung wird diese im Energiewirtschaftsge-setz angelegte Stringenz nicht eingehalten. Obwohl dieKraftwerks-Netzanschlussverordnung – wie auch die Na-mensgebung zu erkennen gibt – eine Anschlussverord-nung darstellt, wird in § 7 KraftNAV der Zugang bei Eng-pässen im Bereich der Hoch- und Höchstpannungsnetzegeregelt. Der Gesetzgeber dürfte mit dieser Bestimmungdie Intention verfolgt haben, insbesondere für potentielleNewcomer den Markteintritt zu erleichtern, um so den insStocken geratenen Wettbewerb zu beleben. Da die Kraft-werks-Netzanschlussverordnung ihre Wirkung nur fürNetzanschlussbegehren an Hoch- und Höchstspannungs-netze entfaltet, sollen vornehmlich große Kraftwerkspro-jekte (mit einer vergleichsweise hohen installierten Leis-tung) unterstützt werden. Kraftwerksbetreiber, die einenAnschluss an Mittel- bzw. Niederspannungsnetze wün-schen, müssen sich auf § 17 EnWG berufen.

268. In der Vergangenheit wurden von den Netzbetrei-bern vermehrt Netzanschlussbegehren mit der Begrün-dung abgelehnt, es bestehe oder drohe ein Netzengpass.Hierdurch wurden insbesondere Wettbewerber von derRealisierung geplanter größerer Kraftwerksprojekte abge-schreckt, wodurch sich die enge oligopolistische Markt-struktur auf der Erzeugerstufe weiter verfestigte. DieseProblematik skizziert die Bundesnetzagentur auch im na-tionalen Berichtsbeitrag zum EU-Benchmarkbericht von

August 2006 wie folgt: „Häufig richteten sich Netzan-schlussbegehren bei bereits angeschlossenen Anschluss-nehmern (nachgelagerte Netzbetreiber, Industriekunden)auf den Netzanschluss an eine höhere Spannungsebene.Die Bundesnetzagentur wurde von mehreren Kraftwerks-betreibern um Unterstützung bei ihren Netzanschlussbe-gehren an die Höchstspannung gebeten. Aufgrund vonprognostizierten Netzengpässen in bestimmten Bereichendes Übertragungsnetzes soll nach Ansicht von Netzbetrei-bern zunächst die Beseitigung des Netzengpasses durchNetzausbaumaßnahmen auf Kosten der Anschlusspeten-ten erfolgen.“224 Die Bundesnetzagentur sah diese Forde-rungen der Netzbetreiber bereits vor Erlass der Kraft-werks-Netzanschlussverordnung unter Bezugnahme auf§ 17 EnWG als nicht berechtigt an. Um dieser Entwick-lung, die sich insbesondere auf höheren Spannungsebe-nen abzeichnete, zu begegnen, nahm der Gesetzgeber in§ 6 Abs. 2 Satz 1 KraftNAV auf, dass der Netzanschlussnicht mit der Begründung verweigert werden dürfe, dassNetzengpässe bestehen oder entstehen können. In der Ge-setzesbegründung weist der Gesetzgeber ausdrücklichdarauf hin, dass Fragen des Netzanschlusses nach § 17 EnWGnicht mit Fragen des Netzzugangs nach § 20 EnWG ver-mischt werden sollten. Deshalb kann ein Netzbetreiberdie Erfüllung eines Anschlussbegehrens nicht mit Hin-weis auf bestehende oder prognostizierte Netzengpässeablehnen.

269. Für einen potentiellen Newcomer auf der Erzeuge-rebene ist hingegen das alleinige Recht auf Netzanschlussnoch keine Garantie, dass er zukünftig den von ihm er-zeugten Strom auch in das Netz einspeisen kann. Dieswird den Gesetzgeber dazu veranlasst haben, in § 7 Kraft-NAV gleichzeitig ein Recht auf privilegierten Netzzugangfür neue Kraftwerke zu begründen. Auch die Monopol-kommission sieht in dieser Regelung eine Chance fürmehr Wettbewerb auf dem Markt für erstmaligen Strom-absatz. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dassin den nächsten Jahren zahlreiche Kernkraftwerke mit ei-ner beachtlichen installierten Leistung vom Netz genom-men werden. Darüber hinaus sind auch altersbedingteStilllegungen von Kraftwerken zu erwarten.225 Die in § 7KraftNAV festgelegte Privilegierung erschwert es denNetztöchtern der vier Verbundunternehmen, Betreibervon neuen Kraftwerken beim Zugang zu ihren Höchst-und Hochspannungsnetzen zu diskriminieren und imUmkehrschluss die Konzernschwestern auf Erzeugere-bene zu bevorzugen. Die Kraftwerks-Netzanschlussver-ordnung kann die Marktzutrittsschranken für die Erzeu-ger auf dem Markt für den erstmaligen Stromabsatzsenken und zum Anstieg der Zahl unabhängiger Erzeugerbeitragen. Hierdurch würde die Dominanz der vier Ver-bundunternehmen auf der Erzeugerstufe abgemildert.

270. Eine Abmilderung dieser Dominanz ließe sichnoch effektiver dadurch erreichen, dass die neuen Kraft-werke kleinerer aktueller Wettbewerber oder von „ech-

224 BNetzA, Nationaler Berichtsbeitrag zum EU-Benchmarkbericht,Bonn 2006, S. 20.

225 Vgl. BNetzA, Nationaler Berichtsbeitrag zum EU-Benchmarkbe-richt, Bonn 2006, S. 79.


ten“ Newcomern für einen gewissen Zeitraum bevorzug-ten Netzanschluss und Netzzugang erhalten. Hierbei wärejedoch zu klären, wie mit den Kraftwerken der marktstar-ken, aber nicht im Sinne des § 19 GWB marktmächtigenUnternehmen EnBW und Vattenfall Europe zu verfahrenist. Ferner wäre in diesem Zusammenhang zu regeln, wiemit Kraftwerksprojekten von Stromversorgern umzuge-hen wäre, die auf ausländischen Märkten eine überra-gende Marktstellung einnehmen. Hierbei ist insbesonderean die Électricité de France (EDF) zu denken, die gemes-sen an Umsatz und Mitarbeiterzahl den weitaus bedeu-tendsten europäischen Stromkonzern darstellt. Hier be-stünde die Gefahr, dass die EDF ihre überragendeMarktstellung auf Mitteleuropa ausweitet.

271. Inwieweit die Kraftwerks-Netzanschlussverord-nung ihre wettbewerbsbelebende Wirkung entfalten wird,hängt auch davon ab, ob die Regulierungsbehörde geeig-nete Festlegungen macht und ihren Aufsichtspflichtenhinreichend nachkommt. Durch § 10 KraftNAV i.V.m.§ 29 Abs. 1 EnWG werden die Regulierungsbehördenausdrücklich ermächtigt, Entscheidungen durch Festle-gungen zur näheren Ausgestaltung des zwischen An-schlussnehmern und Netzbetreibern einzuhaltenden Ver-fahrens im Zuge der Beantragung und Gewährung einesNetzanschlusses zu treffen. Die Festlegungen solleninsbesondere „die Ausgestaltung und den Inhalt der ge-genseitigen Informationspflichten, Vorleistungspflichten,Fristenregelungen sowie der standardisierten Bedingun-gen für einen Netzanschlussvertrag nach § 3 Abs. 1 Nr. 2“umfassen. Bisher hat die Bundesnetzagentur noch keineentsprechenden Festlegungen getroffen.

3.5.4 Allgemeine Voraussetzungen des Netzzugangs

3.5.4.1 Implikationen des § 20 EnWG272. § 20 Abs. 1 EnWG enthält ein Recht auf Netz-zugang für „jedermann“. Dies bedeutet, dass allen rechts-fähigen natürlichen und juristischen Personen ein ge-setzlicher Anspruch gegen die Betreiber vonEnergieversorgungsnetzen auf Einräumung von Trans-portkapazität zusteht, soweit die Bedingungen des Netz-zugangs erfüllt sind und Kapazität vorhanden ist. Bei denNetzzugangsvorschriften geht es also um das Recht zurNetznutzung, während der in §§ 17 ff. EnWG geregelteNetzanschluss das Recht betrifft, eine physikalisch wirk-same Verbindung zum Netz herzustellen. In § 20 Abs. 1EnWG werden die Netzbetreiber dazu verpflichtet, denNetzzugang nach objektiven Kriterien zu vergeben unddiskriminierungsfrei zu gewährleisten, d. h. keine Un-gleichbehandlung der Zugangspetenten ohne sachlichenGrund vorzunehmen. Zudem müssen sie die Netzzu-gangsbedingungen einschließlich entsprechender Muster-verträge und Entgelte im Internet veröffentlichen, damitpotentielle Interessenten sich hierüber ohne Schwierig-keiten informieren können. Die Netznutzung muss insge-samt effizient organisiert sein und das angebotene Modellmassengeschäftstauglich. Die Netzbetreiber sind somitnicht frei in der Wahl ihrer Vertragspartner, sondern un-terliegen einem Kontrahierungszwang. Sie dürfen denNetzzugang nach § 20 Abs. 2 EnWG nur verweigern,

wenn sie nachweisen, dass ihnen die Gewährung desNetzzugangs aus betriebsbedingten und sonstigen Grün-den unmöglich oder unzumutbar ist. Die Netzbetreibertrifft insoweit eine Begründungspflicht.

273. Das Zugangsrecht zu den Elektrizitätsversorgungs-netzen wird in § 20 Abs. 1a EnWG speziell geregelt undin der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV)226 wei-ter präzisiert. Nach § 20 Abs. 1a EnWG, müssen die Netz-betreiber über das durch § 20 Abs. 1 EnWG gesetzlicheingeräumte Zugangsrecht konkretisierende Verträge– entweder in Form eines Netznutzungsvertrags oder ei-nes Lieferantenrahmenvertrags – abschließen.

274. Der sog. Netznutzungsvertrag wird gemäß § 20Abs. 1a Satz 1 EnWG zwischen den Netzbetreibern, ausderen Netz die Entnahme und in deren Netze die Einspei-sung von Elektrizität erfolgen soll, und dem zugangswil-ligen Letztverbraucher oder Lieferanten unter Benennungder maßgeblichen Entnahme- und Einspeisungspunktegeschlossen. In dem Vertrag werden alle Fragen der Netz-nutzung geregelt, etwa das anzuwendende Messverfahren(Leistungsmessung oder Lastprofilverfahren), die Netz-nutzungsentgelte, die Haftungsbedingungen, das Entgeltfür Messung und Abrechnung, die Konzessionsabgabe,die Umsatzsteuer und sonstige Abgaben wie den KWKG-Zuschlag (§ 24 StromNZV). Lieferanten können wahl-weise auch den Abschluss eines sog. Lieferantenrahmen-vertrages verlangen, der anders als der punktbezogeneNetznutzungsvertrag keine Bezeichnung der Entnahme-stellen enthalten muss (§ 20 Abs. 1a Satz 2 EnWG). ImLieferantenrahmenvertrag werden alle Rechte und Pflich-ten im Zusammenhang mit der Belieferung der Kundendes Lieferanten im Netzgebiet des Netzbetreibers gere-gelt, z. B. der Umfang in Form von Fahrplänen, der Da-tenaustausch zwischen Lieferanten und Verteilnetzbetrei-ber, die Abrechnung von Netznutzungsentgelten sowiedie Höhe des Messentgelts (§ 25 StromNZV).

275. Der Netzzugang eines Lieferanten oder Letztver-brauchers setzt voraus, dass ein Ausgleich zwischen Ein-speisung und Entnahme über einen sog. Bilanzkreiserfolgt, der in ein vertraglich begründetes Bilanzkreissys-tem im Sinne von § 26 StromNZV einbezogen ist227. JedeEinspeise- und Entnahmestelle innerhalb einer Regelzonemuss einem Bilanzkreis zugeordnet sein228. Die bilanz-kreisbildenden Netznutzer müssen gegenüber dem Betrei-ber des jeweiligen Übertragungsnetzes einen Bilanzkreis-verantwortlichen benennen. Zwischen diesen wird gemäß§ 26 Abs. 1 StromNZV ein sog. Bilanzkreisvertrag überdie Führung, Abwicklung und Abrechnung des jeweili-gen Bilanzkreises geschlossen. Der Bilanzkreisverant-wortliche muss gegenüber dem Übertragsungsnetzbetrei-ber im Voraus Fahrpläne im 15-Minutenraster erstellenund ist verantwortlich für eine ausgeglichene Bilanz zwi-schen Einspeisungen und Entnahmen.

276. Neben dem Bilanzkreismanagement enthält dieStromNZV Vorgaben für das Engpassmanagement (§ 15

226 Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen vom25. Juli 2005, BGBl. I S. 2243.

227 Vgl. § 20 Abs. 1a Satz 5 EnWG, § 3 Abs. 2 StromNZV.228 Vgl. § 4 Abs. 1 Satz 1 und Abs. 3 Satz 1 StromNZV.


StromNZV) und die Ausgleichsenergiebeschaffung (§ 22EnWG, §§ 6 ff. StromNZV). Diese beiden Aspekte – Eng-passmanagement und Regelenergie – werden in den nach-folgenden Abschnitten näher untersucht.

3.5.4.2 Engpassmanagement an den Grenzen zu den europäischen Nachbarländern

277. Für das Engpassmanagement sind neben nationa-len auch europäische Bestimmungen maßgeblich. DieEG-Verordnung Nr. 1228/2003 zum grenzüberschreiten-den Stromhandel benennt die Maßstäbe für das Eng-passmanagement, insbesondere die Grundsätze derNichtdiskriminierung, der Transparenz und der Marktori-entierung. Die hierzu als Anhang ergangenen Engpassma-nagement-Leitlinien229 enthalten Regelungen für die Be-rechnung und die Vergabe von grenzüberschreitendenKapazitäten sowie weit reichende Transparenzvorschrif-

ten. Die Umsetzung dieser Bestimmungen wird inDeutschland von der Bundesnetzagentur überwacht (§ 56EnWG).

278. Auf Engpässe innerhalb eines Mitgliedstaats fin-den die europäischen Vorgaben keine unmittelbare An-wendung (Artikel 1 VO 1228/2003), beeinflussen dieseaber. So soll § 15 StromNZV, der das innerdeutsche Eng-passmanagement betrifft, nach der Begründung zum Ge-setzesentwurf den in der europäischen VO 1228/2003aufgestellten Grundsätzen folgen.230

279. Bislang treten Engpässe primär im grenzüber-schreitenden Stromhandel – im Verhältnis zu allen euro-päischen Nachbarländern mit Ausnahme Österreichs –auf. An diesen so genannten Grenzkuppelstellen hat dieVergabe von Engpasskapazitäten nach Maßgabe derneuen Engpassmanagement-Leitlinien durch ein markt-orientiertes Verfahren in Form koordinierter expliziter(Kapazitäts-)Auktionen oder impliziter (Kapazitäts- undEnergie-)Auktionen zu erfolgen (Ziff. 2.1. der Leitlinien).Im Gegensatz zu impliziten Auktionen werden bei expli-ziten Auktionen die Übertragungskapazitäten getrenntvon den Stromgeschäften versteigert.

229 Diese geänderten „Leitlinien für das Management und die Vergabeverfügbarer Übertragungskapazitäten von Verbindungsleitungen zwi-schen nationalen Netzen“ sind gestützt auf Artikel 8 VO 1228/2003als neuer, unmittelbar geltender Anhang zu der genannten Verord-nung ergangen (Beschluss der EU-Kommission vom 9. November2006 zur Änderung des Anhangs zur Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreiten-den Stromhandel, ABl. EG Nr. L 312 vom 11. November 2006, S. 59). 230 Bundesratsdrucksache 244/05, S. 26.

A b b i l d u n g 3 . 8

Engpassbehandlung an deutschen Grenzen im Februar 2007



280. Die zuvor häufig anzutreffende vorrangige Zutei-lung grenzüberschreitender Kapazität aus Langfristverträ-gen verstößt gegen das europäische Diskriminierungsver-bot. An den Grenzen zu Frankreich und Tschechienwurden noch im Jahr 2006 die Kapazitäten langfristig re-serviert. Die hierfür verantwortlichen Übertragungsnetz-betreiber haben sich gegenüber der Bundesnetzagentur imRahmen eines eingeleiteten Prüfverfahrens dazu ver-pflichtet, ab 1. April 2007 die Kapazitätsvergabe aus-schließlich über Auktionen erfolgen zu lassen.231 In derPraxis finden überwiegend explizite Auktionen statt. Nurdie Kapazität des Seeverbindungskabels zwischenDeutschland und Dänemark (sog. Kontek-Kabel) wird imRahmen eines „Market Coupling“-Verfahrens vergeben.

281. Nach Artikel 6 Abs. 3 VO 1228/2003 soll denHändlern die maximale Übertragungskapazität der grenz-überschreitenden Verbindungen – unter Beachtung der Si-cherheitsstandards für den Netzbetrieb – zur Verfügunggestellt werden. Die Verfügbarkeit von Übertragungska-pazitäten stellt einen wesentlichen Faktor für die Förde-rung des Wettbewerbs auf dem europäischen Strommarktdar. Obwohl die Übertragungskapazität nach der Inten-tion des Gesetzgebers erhöht werden soll, haben sich diedurchschnittlich verfügbaren Übertragungskapazitäten imZeitraum von 2005 bis 2006 an den Grenzen Deutsch-lands zu Frankreich und der Schweiz sogar verringert, anden übrigen Grenzen sind sie konstant geblieben.232

282. Nach den Vorgaben des Europäischen Rates vonBarcelona (2002) soll europaweit ein Verbundgrad von10 Prozent angestrebt werden. Der Verbundgrad eines na-tionalen Übertragungsnetzes berechnet sich aus der Im-portkapazität eines Landes dividiert durch die insgesamtinstallierte Kraftwerksleistung. Deutschland erreichte 2005einen Verbundgrad von 15 Prozent und 2006 von 14 Pro-zent. Die Höhe des Verbundgrades ist indes kein Belegdafür, dass der grenzüberschreitende Stromhandel ein zu-friedenstellendes Ausmaß erreicht hat und nach wettbe-werblichen Grundsätzen erfolgt.

283. Nach Angaben des Verbandes der Netzbetreibere.V. (VDN) ist der Export um etwa 3.000 GWh gegen-über 2005 angestiegen, der Import ist jedoch um etwa7 000 GWh gegenüber 2005 gesunken.233 Im Jahr 2006wurde Strom von Deutschland aus primär in die Nieder-lande, die Schweiz und nach Österreich exportiert. Diewichtigsten Importländer waren Tschechien und Frank-reich (vgl. Abbildung 3.9).

231 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 31.232 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 29.

233 Vgl. hierzu auch VDN, Daten und Fakten – Stromnetze in Deutsch-land 2006, Berlin 2006, S. 26. Diese Angaben weichen deutlich vonden Angaben ab, welche die Bundesnetzagentur zu den gleichen Jah-ren in ihrem Monitoringbericht macht. Sie schreibt: „Bei den grenzü-berschreitenden physikalischen Lastflüssen haben Import und Export(ohne die bei der Monitoringabfrage nicht berücksichtigten LänderLuxemburg und Schweden) in 2006 im Vergleich zu 2005 zugenom-men. Während der Export nur leicht von 57 TWh auf 58 TWh gestie-gen ist, ist der Import von 32 TWh in 2005 auf 42 TWh in 2006 ange-stiegen.“ Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 9. DieAbweichung dürfte jedoch in der Nichtberücksichtigung der Last-flüsse zwischen Deutschland und Schweden sowie Deutschland undLuxemburg begründet sein.

A b b i l d u n g 3 . 9Export- und Importströme von Strom im Jahr 2006 in GWh

Quelle: VDN, Daten und Fakten – Stromnetze in Deutschland 2007, Berlin 2007, S. 26.


284. Die Abbildung zeigt, dass offenbar ein deutlichesMissverhältnis zwischen den Strommengen, welche diedeutsch-polnische Grenze passierten, und den Strommen-gen an den übrigen Grenzen existiert. So wurden nachAngaben des Verbandes der Netzbetreiber e.V. im Jahr2006 lediglich 2 548 GWh nach Polen und nur 722 GWhaus Polen nach Deutschland geleitet, obwohl die Strom-großhandelspreise in Polen deutlich unter dem deutschenNiveau liegen. Dem gegenüber stehen die wesentlich hö-heren Mengen von 22 338 GWh, die von Deutschland indie Niederlande, und von 16 170 GWh, die von Frank-reich nach Deutschland übertragen wurden. Obwohl derfranzösische Markt für ausländische Stromimporte abge-schottet ist, floss von Deutschland nach Frankreich mit900 GWh noch mehr Strom als von Polen nach Deutsch-land.234 Diese Zahlen verdeutlichen, wie gering der Aus-tausch von Strom zwischen Deutschland und Polen imVergleich zu den übrigen Nachbarländern ist. Ganz offen-sichtlich besteht ein Engpass zwischen Deutschland undPolen und es sind keine Anstrengungen der Übertra-gungsnetzbetreiber zu erkennen, diesen Engpass zu behe-ben. Während die Übertragungsnetzbetreiber neue Inves-titionen in grenzüberschreitenden Verbindungen für dieGrenzen zu den Niederlanden, Tschechien und Dänemarkangekündigt haben, sind für Polen bisher keine Investitio-nen in die Erweiterung der Grenzkuppelkapazität be-kannt.235

285. Die jährlichen Einnahmen der Übertragungsnetz-betreiber aus der Vergabe grenzüberschreitender Übertra-gungsrechte haben sich nach Angaben der Bundesnetz-agentur von 2005 auf 2006 (636 Mio. Euro) nahezuverdoppelt. Von diesen Einnahmen entfielen 298 Mio.Euro auf die Export- und 338 Mio. Euro auf die Import-kapazitäten.236 Die Einnahmen der deutschen Übertra-gungsnetzbetreiber aus den Engpassmanagementverfah-ren sind 2006 auf 314 Mio. Euro angestiegen. Im Jahr2005 besaßen sie eine Höhe von 157 Mio. Euro.237 Ge-mäß Artikel 6 Abs. 6 VO 1228/2003 sind Einnahmen ausder Zuweisung von Verbindungen für einen oder mehrereder folgenden Zwecke zu verwenden:

– zur Gewährleistung der tatsächlichen Verfügbarkeitder zugewiesenen Kapazität,

– als Netzinvestitionen für den Erhalt und/oder den Aus-bau von Verbindungskapazitäten,

– als Einkünfte, die bei der Berechnung/Änderung derNetznutzungsentgelte mindernd zu berücksichtigensind.

286. Nach Angaben der Bundesnetzagentur haben alleÜbertragungsnetzbetreiber die eingenommenen Erlöseaus dem Engpassmanagement vollständig im Sinne desArtikel 6 Abs. 6c VO 1228/2003 zur Senkung der Netz-nutzungsentgelte verwendet. Sie planen, dies auch in der

kommenden Periode zu tun.238 Gemäß Artikel 3 Abs. 1VO 1228/2003 erhalten die Übertragungsnetzbetreiberfür die Kosten, die durch grenzüberschreitende Strom-flüsse über ihre Netze entstehen, eine Kompensationszah-lung. Diese Zahlung betrug für alle vier deutschen Über-tragungsnetzbetreiber 38,9 Mio. Euro für das Jahr2006.239

287. Nachfolgend sollen die praktizierten Engpassma-nagementverfahren an deutschen Grenzen charakterisiertund unter dem Gesichtspunkt bewertet werden, ob siedazu dienen, die vorhandene Kapazität effizient zu nut-zen. Darüber hinaus ist zu untersuchen, ob die VerfahrenAnreize für die Übertragungsnetzbetreiber setzen, denAusbau der Grenzkuppelstellen zu forcieren. Dieserzweite Gesichtspunkt ist in Anbetracht der skizziertenWettbewerbssituation auf dem deutschen – aber auch aufdem europäischen – Strommarkt als vorrangig zu betrach-ten. Durch einen Ausbau der Grenzkuppelstellen kann derräumliche Markt erweitert und die Anzahl der Wettbe-werber auf dem Markt für den erstmaligen Stromabsatzerhöht werden. Eine räumliche Markterweiterung würdemit hoher Wahrscheinlichkeit zu einer Intensivierung desWettbewerbs auf dem europäischen Strommarkt beitra-gen. Dies gilt jedoch unter der Voraussetzung, dass dieEuropäische Kommission zukünftige Fusionsvorhabengroßer europäischer Energieversorger äußerst restriktivhandhabt.

Explizite Auktion

288. Wie bereits erörtert, werden an allen deutschenGrenzkuppelstellen mit Ausnahme des Kontek-Kabelszwischen Deutschland und Dänemark explizite Auktio-nen, bei denen die Übertragungskapazitäten getrennt vonden Stromgeschäften versteigert werden, als marktba-sierte Verfahren durchgeführt. Eine Auktion ist effizient,wenn Kapazitäten dem Bieter mit der höchsten Zahlungs-bereitschaft zugeteilt werden. Falls ein wettbewerblichesUmfeld gegeben ist, entspricht der erzielte Kapazitäts-preis der Strompreisdifferenz zwischen den Regionen(hier Ländern). Bei expliziten Auktionen lassen sich zweimögliche Verfahren – die Preisbildung über die Gebotsre-gel (jeder Anbieter bezahlt seinen individuellen Gebots-preis) und die Höchstpreisregel (jeder Anbieter bezahlteinen Einheitspreis und zwar den des Letztbietenden) un-terscheiden. Im Idealfall lassen sich Kapazitäten durchexplizite Auktionen kurzfristig, aber auch langfristig übermehrere Jahre im Voraus versteigern.

289. Zur Verhinderung strategischer Reservierungen istein Verfahren notwendig, bei dem nicht genutzte Kapazi-täten zurückgegeben oder wieder verkauft werden müs-sen („use-it-or-lose-it“-Grundsatz bzw. „use-it-or-sell-it“-Grundsatz). Entsprechende Vorgaben finden sich in

234 Vgl. VDN: Daten und Fakten – Stromnetze in Deutschland 2007,Berlin, 2007, S. 26.

235 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 33.236 Vgl. ebenda, S. 32.237 Vgl. ebenda.

238 Vgl. BNetzA, Erlöse aus grenzüberschreitendem Engpassmanage-ment, vom 23.August 2007, URL: http://www.bundesnetzagentur.de/enid/940e226cdb2b4b1f520becff617643a9,0/Sonderthemen/Erloese_grenz-ueberschreitendes_Engpassmanagement_3xj.html (Stand 9. Okto-ber 2007)



Ziff. 2.5 der europäischen Engpassmanagement-Leitli-nien.

290. Der Vorteil expliziter Auktionen ist die vergleichs-weise einfache Umsetzung. Auch bei nur seltenen, sehrkurzfristig auftretenden Engpässen lassen sich expliziteAuktionen anwenden. Der Nachteil besteht in der Tren-nung von Strom- und Kapazitätsmärkten. Die fehlendeMöglichkeit des Saldierens („Netting“) von Kapazitäts-rechten in unterschiedliche Richtungen kann zur Folgehaben, dass nicht alle Übertragungsrechte verwendet wer-den. Dies liegt daran, dass die Übertragungsnetzbetreibernicht immer nachvollziehen können, ob die erworbenenRechte auch tatsächlich genutzt wurden.

291. Zudem ergeben sich Ineffizienzen durch das zeitli-che Auseinanderfallen von Auktion und Kapazitätser-werb, so dass es zu ungenutzter Kapazität zwischen zweiLändern oder Zonen kommen kann, obwohl Preisunter-schiede vorliegen.240 Außerdem kann ein Liquiditätsver-lust beim Stromhandel an der Börse die Folge sein, dahier die Teilnehmer in der Regel nicht wissen, in welcherRegion sich der Transaktionspartner befindet. Deshalb istder Börsenhandel bei ausschließlicher Nutzung expliziterAuktionen nicht möglich. Explizite Auktionen sind dem-nach immer mit einem bilateralen Handel (OTC-Handel)verbunden.241

292. Der Nachteil der bisherigen Form der durchgeführ-ten expliziten Auktionen ist, dass keine Anreize bestehen,den Engpass abzubauen. Vielmehr liegt das Augenmerkdarauf, die vorhandene Kapazität möglichst effizient zunutzen.

Zonal Pricing (implizite Auktion)

293. Im Rahmen impliziter Auktionen werden die Eng-passkosten gemeinsam mit dem Strompreis festgelegt(daher ein „implizites“ Verfahren). Dies erfolgt anhandeines zweistufigen Prozesses. Zunächst wird ein vomEngpass unabhängiger Systempreis ermittelt, indemsämtliche Transaktionen einem Auktionsbüro (AuctionOffice) gemeldet werden. Das Auktionsbüro stelltschließlich fest, ob das Marktergebnis zu Engpässenführt. Falls dies der Fall ist, werden unterschiedliche Zo-nen gebildet, wobei die Preisbildung für diese Zonen ent-weder von einer angeschlossenen Börse (Loose-Ansatz)oder vom Auktionsbüro selbst (Close-Ansatz) vorgenom-men werden kann.

294. Sollte der Close-Ansatz verfolgt werden, so erhältdas Auktionsbüro eine monopolistische Marktstellung.Diese Monopolstellung kann zusätzlichen Regulierungs-bedarf hervorrufen. Dabei ist das Auktionsbüro mit derAbwicklung aller Termin- und Spotgeschäfte betraut undmuss zusätzlich Gebote für die reine Nutzung von Über-

tragungskapazität entgegennehmen, um auch außerbörsli-che Geschäfte zu ermöglichen.

295. Die Kosten für die Nutzung des Engpasses entspre-chen der Preisdifferenz zwischen den unterschiedlichenRegionen. Die Einnahmen werden an die Übertragungs-netzbetreiber weitergegeben, die diese Erlöse idealer-weise zur Beseitigung des Engpasses verwenden sollten.Dies hat in Hochpreisregionen einen geringeren Ver-brauch und langfristige Investitionen in die Erzeugungzur Folge, was sich positiv auf den Wettbewerb in diesenRegionen auswirkt.

Market Coupling und Open Market Coupling

296. Das Market Coupling stellt ein Hybridmodell zwi-schen expliziten Auktionen und dem Zonal-Pricing-An-satz („impliziten Auktionen“) dar. Dabei liegt der Fokusdarauf, den Einfluss des Auktionsbüros zu verringern, in-dem die Übertragungskapazitäten für langfristige Ver-träge über explizite Auktionen vergeben werden undnicht über das Büro. Das Auktionsbüro bestimmt ledig-lich die Preise für Engpässe im Spothandel.

297. Wie auch bei reinen expliziten Auktionen müssenbei Market Coupling Anreize zum strategischen Kauf vonKapazität berücksichtigt werden. Darüber hinaus kannder Terminhandel nur auf bilateraler Ebene stattfinden.Ferner kann ein monopolistisches Auktionsbüro auch hierzu Regulierungserfordernissen führen. Jedoch hat dasMarket Coupling den Vorteil, dass außerbörsliche Ter-mingeschäfte besser integriert werden können.

298. Das Open Market Coupling ist eine Variante desMarket Coupling, bei der sich auch die kurzfristige Kapa-zitätsvergabe in implizite und explizite Auktionen auf-gliedern lässt. Somit können Gebote allein für die Kapa-zität – ohne physische Stromlieferung – erfolgen.Hierdurch wird der kurzfristige bilaterale Handel ermög-licht, ohne zuvor langfristige Kapazitäten erworben zuhaben. Das Verfahren des Open Market Coupling kanndabei wie folgt ablaufen: Nach Handelsschluss der Börsewerden die aggregierten Kauf- und Verkaufskurven andas Auktionsbüro übermittelt. Dieses vergleicht dann,welche Gleichgewichtspreise sich in den einzelnen Han-delszonen eingestellt hätten. Sind die Preise in den Zonenunterschiedlich, erhält das Büro die Möglichkeit, ein prei-sunabhängiges Kauf- oder Verkaufsgebot an der Börseabzugeben, wobei es nicht als Käufer oder Verkäufer vonEnergie auftritt (Saldo aller Gebote ist 0). Die Gebots-menge der abzugebenden Gebote wird so gewählt, dassdie Wohlfahrt der beteiligten Händler maximiert wird.

299. Die Gebote führen entweder zu vollständigerPreiskonvergenz oder zu einer vollständigen Ausnutzungder begrenzten Übertragungskapazitäten aus den Niedrig-in die Hochpreisgebiete. Die expliziten Gebote für Kapa-zität konkurrieren direkt mit den impliziten Kapazitäts-und Energiegeschäften. Der Zuschlag erfolgt unter Be-rücksichtigung des jeweiligen Wohlfahrtseffektes. AufBasis der ursprünglich von den Marktteilnehmern einge-stellten Kauf- und Verkaufsgebote und der preisunabhän-gigen Gebote des Auktiosbüros wird das lokale Clearing

240 Vgl. Frontier Economics Ltd., Ökonomische Bewertung verschiede-ner Engpassmanagamentmethoden (Bericht an die Bundesnetzagen-tur), S. 6.

241 Vgl. Waver,T., Konzepte für ein nationales Engpassmanagement imdeutschen Übertragungsnetz, in: Zeitschrift für Energiewirtschaft,Jg. 31, 2007, S. 112 f.


durchgeführt. Die Gebote des Büros führen dazu, dass inZonen mit zunächst niedrigem Preisniveau ein Einspeise-überschuss und in Zonen mit zunächst hohem Preisniveauein Entnahmeüberschuss entsteht.242 Durch das OpenMarket Coupling wird die Monopolstellung des Auk-tionsbüros weiter eingeschränkt.

Electricity Regional Initiative

300. Mit der Electricity Regional Initiative (ERI) ver-folgt die ERGEG (European Regulators Group for Elec-tricity and Gas) das Ziel, die regionale Marktintegrationzu forcieren, um schließlich einen europäischen Strom-und Gasbinnenmarkt zu realisieren.24343 Die ElectricityRegional Initiative identifiziert sieben Regionen in Eu-ropa, in denen der grenzüberschreitende Stromhandeldurch verbesserte Engpassmanagementverfahren opti-miert werden muss, wobei Deutschland an vier Regionenbeteiligt ist. In jeder Region wurden Regional Coordina-tion Committees errichtet, die sich aus den jeweiligen na-tionalen Regulieren der Region zusammensetzen.

301. Die Region Zentralwesteuropa besteht aus den Be-neluxstaaten, Deutschland und Frankreich. Den Vorsitzhat die belgische Regulierungsbehörde inne. Um eine ef-fizientere Vergabe der grenzüberschreitenden Übertra-gungskapazitäten möglich zu machen, wird die Einfüh-rung eines lastflussbasierten Market Coupling angestrebt.Auch die Harmonisierung der bestehenden Auktionsre-geln für die Monats- und Jahresauktion, die Einführungeines grenzüberschreitenden Intraday-Handels und Regel-energiemarktes, die Schaffung eines Modells zur Berech-nung der Übertragungskapazität, die Untersuchung einesAnreizmechanismus zur Maximierung der Übertragungs-kapazität, die Erstellung eines Investitionsplans, die Ver-besserung der Transparenz und der Aufbau eines Markt-monitorings bezogen auf die Grenzkuppelstellen wurdenals Ziele vorgegeben.244

302. Die Region Zentralosteuropa beinhaltet Deutsch-land, Polen, Tschechien, die Slowakei, Ungarn, Öster-reich und Slowenien. Den Vorsitz führt die österreichi-sche Regulierungsbehörde. Für die kurz- undmittelfristige Weiterentwicklung des Stromhandels wur-den Engpassmamagement und Transparenz als Ziele aus-gegeben. Zur Untertützung dieser Vorgaben wurden eineImplementation Group Congestion Management und eineImplementation Group Transparency ins Leben gerufen.Im Rahmen der Gruppe für Engpassmanagement arbeitendie Übertragungsnetzbetreiber an der Einführung einerlastflussbasierten Kapazitätsvergabe. Im Jahr 2005 wur-den zwischen den Regelzonen von Vattenfall und E.ON

sowie zwischen den Übertragungsnetzbetreibern aus Po-len und Tschechien koordinierte explizite Auktionen ein-geführt. Im Jahr 2006 kamen die Grenzkuppelstellen zwi-schen E.ON und dem slowakischen Netzbetreiber SEPShinzu. Geplant wird von den Übertragungsnetzbetreibernfür 2008 die Gründung eines gemeinsamen Auktionsbü-ros, welches die Kapazitätsvergabe der gesamten Regiondurchführen soll.

303. Den Vorsitz in der Region Nordeuropa, bestehendaus Dänemark, Norwegen, Schweden, Finnland, Deutsch-land und Polen, hat die dänische Regulierungsbehörde.Eine der gegründeten Implementation Groups befasst sichmit der Weiterentwicklung des Engpassmanagementszwischen Deutschland und Dänemark. Die Übertragungs-netzbetreiber E.ON, Vattenfall und Energinet.dk sowiedie Börsen Nord Pool Spot und EEX wollen bis zumEnde 2007 ein Market Coupling an der Grenze zwischenDeutschland und Dänemark einführen. Das Auktionsbürosoll in Hamburg errichtet werden. Ein weiteres MarketCoupling wird für die Hochspannungsgleichstromüber-tragungsleitung zwischen Deutschland und Schweden(Baltic Cable) in Erwägung gezogen.

304. Der Region Zentralsüdeuropa, in der die italieni-sche Regulierungsbehörde den Vorsitz führt, gehören Ita-lien, Frankreich, die Schweiz, Deutschland, Österreich,Slowenien und Griechenland an. Die ImplementationGroup hat sich 2006 vorrangig mit der Weiterentwicklungdes Engpassmanagements auseinandergesetzt. An derGrenze zwischen Deutschland und der Schweiz wurde,nach den bereits bestehenden Monats- und Tagesauktio-nen, erstmals Ende 2006 eine Jahresauktion für 2007durchgeführt. An der deutsch-österreichischen Grenzebesteht, wie bereits erwähnt, kein Engpass.

305. Die Monopolkommission begrüßt die Initiative derERGEG, gibt jedoch zu bedenken, dass eine effizienteEngpassbewirtschaftung allein nicht ausreicht, um die be-stehenden Netzengpässe abzubauen. Sollte es nicht gelin-gen, die Netzbetreiber durch entsprechende Anreize zumAusbau der Grenzkuppelstellen zu bewegen, so sind dieGesetzgeber auf europäischer und nationaler Ebene ge-fordert, eine Ausbauverpflichtung anzuordnen, um aufdieser Basis den europäischen Binnenwettbewerb herbei-zuführen.

3.5.4.3 Engpassmanagement in Deutschland306. Bisher sieht die Bundesnetzagentur noch keinenBedarf, Leitungsengpässe innerhalb Deutschlands auszu-weisen. Das Entstehen von Engpässen konnte nach Anga-ben der Bundesnetzagentur bisher durch netz- und markt-bezogene Maßnahmen der Übertragungsnetzbetreiberverhindert werden. Zukünftig können jedoch aus ver-schiedenen Gründen vermehrt innerdeutsche Engpässeauftreten.245 Vor allem im nördlichen bzw. nordöstlichenBundesgebiet kann die dortige regionale Konzentrationder Windkrafterzeugung zu Engpässen führen. Zusätzlichsollen bis zum Jahr 2015 geschätzte 10 000 MW Off-

242 Vgl. Frontier Economics Ltd., Ökonomische Bewertung verschiede-ner Engpassmanagamentmethoden (Bericht an die Bundesnetzagen-tur), S. 7.

243 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 28.244 Das Pentalaterale Energieforum hat sich ebenso mit dem Thema des

lastflussbasierten Market Coupling auseinandergesetzt. Das Pentala-terale Energieforum wurde 2005 von den Regierungen Deutschlands,Frankreichs und den Benelux-Staaten gegründet. Unter ihren Vorsitzarbeiten Regulierungsbehörden, Netzbetreiber, Strombörsen und Ver-treter der regionalen Marktparteien-Plattform zusammen. 245 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 27.


shore-Leistung entstehen. Darüber hinaus sind Kraft-werksinvestitionen von 30 000 MW bis zum Jahr 2015geplant, die insbesondere die Regelzonen RWE undE.ON betreffen und so zu einer weiteren Verstärkung derregional konzentrierten Kraftswerksleistung führen. Fer-ner wird bis zum Jahr 2015 durch die Stilllegung von ca.8 000 MW Leistung Kernenergie das Nord-Süd-Gefällezusätzlich verstärkt. Die erwarteten möglichen Engpässewerden bei der Übertragung von Strom aus Nord- nachSüddeutschland und in der Regelzone von Vattenfall auf-grund der vermehrten Windkraftenergieeinspeisung auf-treten.

307. Da sich Engpässe künftig voraussichtlich nichtvermeiden lassen und ein vorsorglicher Ausbau des Net-zes für alle möglichen Eventualitäten ökonomisch nichteffizient wäre, sollte das deutsche Marktdesign ein effizi-entes Engpassmanagement bereitstellen.246 Die Bundes-netzagentur hat ein Festlegungsverfahren zur Bewirt-schaftung eventueller künftiger Netzengpässe eingeleitet,wobei es insbesondere um das Verhältnis zwischen Neu-anlagen und Bestandskraftwerken und die Wahl eines ge-eigneten innerdeutschen Engpassmanagementverfahrensgeht.247 In diesem Zusammenhang hat die Bundesnetz-agentur ein Gutachten in Auftrag gegeben, in dem unteranderem die Abgrenzung vorübergehender von struktu-rellen Engpässen sowie Kriterien für die mögliche Ein-richtung von Preiszonen und deren praktische Umsetzunguntersucht werden.

Rechtliche Rahmenbedingungen für ein innerdeutsches Engpassmanagement

308. Durch die §§ 3 11 Abs. 1 und 12 Abs. 3 EnWGwerden die Übertragungsnetzbetreiber zum bedarfsge-rechten Netzausbau verpflichtet. Dieser hat so lange Vor-rang vor einer dauerhaften Bewirtschaftung von Netzeng-pässen, solange Effizienzgesichtspunkte nicht dagegensprechen. Auch in § 15 StromNZV wird der Engpassver-meidung – wozu auch die Verstärkung und der Ausbauvon Netzen zählt – ein Vorrang gegenüber der Bewirt-schaftung dieser Engpässe eingeräumt. So haben nach§ 15 Abs. 1 StromNZV Betreiber von Übertragungsnet-zen im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren das Ent-stehen von Engpässen in ihren Netzen und an den Kup-pelstellen zu benachbarten Netzen mit Hilfe vonnetzbezogenen und marktbezogenen Maßnahmen zu ver-hindern. Nur falls sich die Entstehung eines Engpassesmit Hilfe von Maßnahmen nach Absatz 1 nicht vermeidenlassen sollten, müssen die verfügbaren Leitungskapazitä-ten nach marktorientierten und transparenten Verfahrendiskriminierungsfrei bewirtschaftet werden (§ 15 Abs. 2StromNZV). Sollten verschiedene Maßnahmen zumZweck der Bewirtschaftung von Engpässen in Betrachtkommen, ist diejenige zu wählen, die am wenigsten in dieRechte der Betroffenen eingreift. Nach § 15 Abs. 3

StromNZV müssen die Netzbetreiber die Erlöse, die sieaus der Durchführung der Engpassbewirtschaftung erzie-len, unverzüglich für Maßnahmen zur Beseitigung vonEngpässen verwenden, hierfür zurückstellen oder aberentgeltmindernd in den Netzentgelten berücksichtigen.

309. Neben § 15 StromNZV sind innerhalb eines künfti-gen innerdeutschen Engpassmanagements die Vorgabenvon § 4 Abs. 1 EEG und § 4 Abs. 1 KWKG zu beachten,die einen privilegierten Netzzugang der Erzeuger vonStrom aus erneuerbaren Energien sowie der Betreiber vonKWK-Anlagen vorsehen.

310. Ferner ist zu berücksichtigen, dass es zwischen denNetzzugangsinteressenten im Falle von Engpässen zu ei-ner ungleichen Stellung zwischen den etablierten Strom-erzeugern und potentiellen Newcomern kommen kann, dadie etablierten Erzeuger in vielen Fällen einen günstige-ren Standort für Netzanschluss und Netzzugang besitzen.Um den Netzzugang für die Betreiber neuer Kraftwerkezu erleichtern, hat sich der Gesetzgeber zudem dafür ent-schieden, in der kürzlich erlassenen Kraftwerks-Netzan-schlussverordnung einen vorrangigen Netzzugang für dieBetreiber neuer Kraftwerke zeitlich befristet festzulegen(§ 7 KraftNAV). Wie in Kapitel 3.5.3.4 bereits erörtert,begrüßt die Monopolkommission diese Privilegierung derBetreiber neuer Kraftwerke, da sie sich hierdurch einedeutliche Senkung der Marktzutrittsschranken auf demMarkt für den erstmaligen Stromabsatz erhofft. Als mit-telfristige Folge könnte die Wettbewerbsintensität durchMarkteintritte von Newcomern erhöht werden. Da § 7KraftNAV jedoch für alle Betreiber neuer Anlagen gilt,profitieren von dieser Privilegierung nicht nur potentielleNewcomer, sondern auch die etablierten Erzeuger mit ei-ner marktstarken Stellung.

Anforderungen an die praktische Umsetzung – Unterschiede zwischen Grenzkuppelstellen und nationalem Übertragungsnetz

311. Wie bereits dargestellt, schreiben die europäischenEngpassmanagement-Leitlinien vor, dass im grenzüber-schreitenden Stromhandel bei Kapazitätsengpässen expli-zite oder implizite Auktionsverfahren durchgeführt wer-den. Auktionsverfahren können jedoch nicht ohneweiteres für Engpässe eines nationalen Übertragungsnet-zes angewendet werden. Die Ursache hierfür liegt darin,dass eine Auktion nur für Leitungskapazitäten zwischenverschiedenen Netzen bzw. einzelnen abgegrenzten Tei-len eines Netzes durchgeführt werden. Bei nationalenNetzen fehlen jedoch die klaren Abgrenzungsmöglichkei-ten, so dass zunächst eine genauere Unterteilung des Net-zes vorzunehmen wäre. Da das deutsche Netz eng ver-mascht ist, wäre dies mit einem nicht unerheblichenAufwand verbunden.

312. Einem Engpass wird durch Veränderungen desLastflusses und des Kraftwerkseinsatzes (inkl. Regelener-gie) entgegengewirkt. So wird zum Beispiel im nördli-chen Netzteil von EON auf die steigende Windkraftein-speisung, die häufige Lastsprünge zur Folge hat, durchSchaltzustandsänderungen sowie Reduzierung und Verla-gerung der Einspeisung aus Großkraftwerken (sog. Re-

246 Vgl. Waver,T., Konzepte für ein nationales Engpassmanagement imdeutschen Übertragungsnetz, in: Zeitschrift für Energiewirtschaft,Jg. 31, 2007, S. 109 ff.



dispatching) reagiert. In Österreich existiert mit dem kos-tenbasierten Redispatching bereits ein netz- undmarktbezogenes Engpassmanagement. Hierbei erfolgteine kurzfristige Steuerung über die Kraftwerksleistung.Die entstandenen Kosten werden auf Netzentgelte umge-legt. In Schweden und Finnland findet das marktbasierteRedispatching (auch Counter-Trading genannt) Anwen-dung. Im Falle eines Erzeugungsüberschusses werdenKraftwerke abgeschaltet, bei einem Erzeugungsdefizitwird die Kraftwerksleistung erhöht. Die Abwicklung derKosten hierfür erfolgt über einen separaten Markt.248

313. Darüber hinaus sind auch nichtmarktorientierteVerfahren wie das Prioritätsverfahren (first come, firstserve), das Pro-rata-Verfahren (gleichmäßige Kürzungder Kraftwerksleistungen) und das Redispatching ohne fi-nanziellen Ausgleich denkbar. Dabei wird das Pro-rata-Verfahren auch in Notfällen angewendet.249 Diese Verfah-ren genügen jedoch nicht den Anforderungen des § 15Abs. 2 StromNZV, der marktorientierte Verfahren vor-sieht.

Anforderungen an ein effizientes Engpassmanagement

314. Engpässe wirken sich negativ auf den Wettbewerbaus, da sie zu einer Marktsegmentierung führen. Sie ha-ben, wie bereits erörtert, zur Folge, dass die Grenzkostender Erzeugung vor dem Engpass geringer sind als dahin-ter. Neben der Durchführung eines marktorientierten, dis-kriminierungsfreien und transparenten Verfahrens (§ 15Abs. 2 StromNZV) sind aus ökonomischer Sicht zusätzli-che Forderungen an ein innerdeutsches Engpassmanage-ment zu stellen. Das Engpassmanagement sollte zu einereffizienten Preisbildung führen. Ein aus dem Engpassma-nagement resultierender Preis ist effizient, sofern er dieDifferenz der Grenzkosten der Erzeugung vor und hinterdem Engpass repräsentiert. Durch diese marktorientierteBepreisung, sollen Signale für die Nachfrager hinter demEngpass gesetzt werden, damit diese ihren Verbrauch re-duzieren. Ferner sollen durch das Engpassmanagmentidealerweise die Investitionen von Erzeugern und Über-tragungsnetzbetreibern so gesteuert werden, dass Eng-pässe abgebaut und zukünftig vermieden werden können.Nicht zuletzt sollte das Verfahren wettbewerbskonformsein und zu einer vollständigen Kapazitätsausnutzungführen.250

315. Die zuvor skizzierten Bewirtschaftungsverfahrenhaben zwar den Vorteil, dass mit ihnen bereits Erfahrun-gen an den deutschen Grenzkuppelstellen gemacht wur-den. Für die Bewirtschaftung innerdeutscher Engpässesind sie nach Ansicht der Monopolkommission kaum ge-eignet, da zwischen der Organisation des Verbundnetzes

innerhalb eines Landes und der Grenzkuppelstellen anden Landesgrenzen grundlegende Unterschiede beste-hen. Die Auktionsverfahren erfordern – unter Einbezugder Engpässe – klar voneinander abgetrennte Marktge-biete. Bisher sind die Marktgebiete innerhalb Deutsch-lands weder technisch noch ökonomisch voneinander ge-trennt. So existieren innerhalb des gesamten deutschenStromnetzverbundes keine getrennten Preiszonen. Ebensowenig sind einzelne Leitungskapazitäten mit jeweils ge-nau lokalisierten Engpässen ex ante definiert. Vor demskizzierten Hintergrund würde die Einführung der zuvorerläuterten Auktionsmodelle eine Umgestaltung der bis-herigen deutschen Marktgebiete erfordern. ImpliziteAuktionen und Market Coupling bzw. Open Market Cou-pling würden im Vergleich zu expliziten Auktionen nochweiter reichende Eingriffe erfordern, da sich alle Markt-teilnehmer an dem System beteiligen müssten. Bei expli-ziten Auktionen wäre wiederum die fehlende Vereinbar-keit mit der Börse problematisch. Ein Handel, derausschließlich auf bilateraler Ebene erfolgt, würde wie-derum neue Marktteilnehmer schwächen und kann daherkeine Option darstellen. Schließlich könnte die Abgren-zung verschiedener Marktgebiete eine Marktzersplitte-rung zur Folge haben, wodurch die Liquidität der einzel-nen Teilmärkte deutlich geschwächt und die Möglichkeitzur Marktmachtausübung deutlich erhöht würde.

Empfehlungen der Monopolkommisison

316. Die Monopolkommission empfiehlt vorerst, voneiner Durchsetzung der zuvor skizzierten Auktionsver-fahren innerhalb Deutschlands abzusehen. Das vorran-gige Ziel muss sein, die Netzkapazitäten bedarfsgerechtauszubauen und die Netzbetreiber durch ein geeignetesAnreizsystem zu diesem Ausbau zu bewegen bzw. gege-benenfalls dazu zu verpflichten. In der Übergangszeitkönnte das marktbasierte Redispatching nach Ansicht derMonopolkommission eine „Second-Best-Lösung“ dar-stellen. Im Rahmen des marktorientierten Redispatchingwird ein auftretender Engpass direkt durch die physischeSteuerung der Lastflüsse z. B. durch den Übertragungs-netzbetreiber beseitigt.

317. Das Redispatching lässt sich vergleichsweise gutanhand einer kostenbasierten Bestimmung des finanziel-len Ausgleichs darstellen: Im Falle eines drohenden Eng-passes identifiziert der Übertragungsnetzbetreiber zu-nächst die Kraftwerke, die für diesen verantwortlich seinkönnten. Von den Betreibern dieser Kraftwerke fragt eranschließend ab, welche Kosten sie einsparen würden,wenn sie die vertraglich vereinbarte Liefermenge nichtproduzieren (z. B. die variablen Brennstoffkosten). DerÜbertragungsnetzbetreiber würde den Erzeuger mit demhöchsten Einsparpotential dazu verpflichten, seine Mengezu reduzieren bzw. das Kraftwerk ganz abzuschalten. DerErzeuger behält weiterhin seinen Vergütungsanspruchgegenüber dem Kunden, muss jedoch die vermiedenenKosten – z. B. die variablen Brennstoffkosten – an denÜbertragungsnetzbetreiber bezahlen. Hierdurch wird dieKapazität auf der Überschussseite (vor dem Engpass) he-runtergefahren. Auf der Belieferungsseite (hinter demEngpass) muss der Übertragungsnetzbetreiber den zusätz-

248 Vgl. BNetzA, Stellungnahme im Festellungsverfahren zur Bewirt-schaftung von Engpässen im Übertragungsnetz, S. 10 ff.

249 Vgl. Pritzsche, K., Stephan, M., Pooschke, S., Enpassmanagementdurch marktorientiertes Redispatchung, in: Recht der Energiewirt-schaft, H. 2, 2007, S. 36–46, 39 f.

250 Vgl. Waver,T., Konzepte für ein nationales Engpassmanagement imdeutschen Übertragungsnetz, in: Zeitschrift für Energiewirtschaft,Jg. 31, 2007, S. 111.


lich benötigten Strom hingegen erwerben. Der Übertra-gungsnetzbetreiber fragt bei den Kraftwerken hinter demEngpass nach, für welchen Preis sie produzieren bzw. ihreProduktion erhöhen würden. Dieser Preis wird über demgeltenden Marktpreis liegen, da diese Kapazität bei einerreinen Betrachtung der Grenzkosten der Erzeugung (ge-mäß der Merit Order) nicht abgerufen worden ist. DerÜbertragungsnetzbetreiber wählt dabei den Erzeuger aus,zwischen dessen Preis und dem geltenden Marktpreis diegeringste Differenz besteht und bezieht von ihm die zu-sätzlich benötigte Menge für den geforderten Betrag. DieDifferenz zwischen den vermiedenen Kosten, die vondem Kraftwerk vor dem Engpass an den Übertragungs-netzbetreiber gezahlt wurden, und dem zu zahlenden Be-trag an den Kraftwerksbetreiber hinter dem Engpass kannder Übertragungsnetzbetreiber als Kosten auf dieNetzentgelte umlegen.

318. Bei der skizzierten Form des Redispatching bleibtdie marktorientierte Preisbildung auf dem Strommarktunberührt, was insbesondere für neue Anbieter mit ver-gleichsweise ungünstigen Kraftwerksstandorten von Vor-teil sein kann. Ein weiterer Vorteil dieses Systems ist,dass es kurzfristig angewendet werden kann und keineEngpasszonen gebildet werden müssen. Somit kann dieseForm des marktorientierten Redispatching ohne wesentli-che Änderungen des aktuellen Marktdesigns eingeführtwerden. Die konkreten Regelungen ließen sich ver-gleichsweise schnell durch die Bundesnetzagentur imRahmen einer Festlegung auf Basis des § 27 Abs. 1Nr. 10 StromNZV ausgestalten.

319. Jedoch hat die charakterisierte Form des kostenba-sierten Redispatching den Nachteil, dass die Betreiber derKraftwerke ihre Kostenkalkulation gegenüber dem Über-tragungsnetzbetreiber offen legen müssen. Darüber hi-naus wird die Kraftwerksauswahl anhand der Kosten undnicht anhand der sich am Markt bildende Preise getroffen.Dieses Problem ließe sich durch ein wettbewerbsbasiertesRedispatching lösen. Im Falle eines wettbewerbsbasiertenRedispatching wird von dem Übertragungsnetzbetreiberoder gar einem Auktionsbüro eine Ausschreibung bzw.Versteigerung für die Kapazitätsreduktion bzw. -auswei-tung vorgenommen. Auf der Überschussseite erhält derKraftwerksanbieter den Zuschlag, der die höchsten ver-miedenen Kosten hat und die hieraus resultierendehöchste Ausgleichszahlung an den Übertragungsnetzbe-treiber zahlt. Auf der Seite des Engpasses mit einemNachfrageüberschuss erhält der Erzeuger den Zuschlag,der die benötigte Strommenge am günstigsten bereitstel-len kann.

320. Trotz der skizzierten Vorteile des marktbasiertenRedispatching verbleiben einige Probleme. So erhaltendie Übertragungsnetzbetreiber keine Anreize für denAusbau der Netze, weil sie die entstandenen Mehrkostenüber die Netzentgelte an die Nachfrager weitergeben kön-nen. Die Kraftwerksbetreiber erhalten keine Preissignalefür die Standortwahl. Die Nachfrager vor und hinter demEngpass erhalten ebenfalls keine Preissignale, die sie imFalle eines Überschusses an Elektrizität zu einer Nachfra-geerhöhung und im Falle eines zu geringen Elektrizitäts-

angebotes zu einer Nachfragesenkung motivieren. DerGrund hierfür ist, dass die Engpasskosten nicht verursa-chergerecht angelastet werden.

321. Vor diesem Hintergrund vertritt die Monopolkom-mission die Auffassung, dass ein marktbasiertes Redis-patching nur eine Lösung für kurzfristig auftretende,nicht vorhersehbare Engpässe sein kann. Bei strukturellenEngpässen, die von Dauer sind, muss hingegen immer einbedarfsgerechter Netzausbau das Ziel sein und gegebe-nenfalls durch eine gesetzliche Ausbauverpflichtung for-ciert werden. Der Bundesnetzagentur müsste schließlichdie Aufgabe zukommen, darüber zu wachen, ob die Netz-betreiber dieser Ausbauverpflichtung in hinreichendemMaße nachkommen. Falls dies nicht der Fall ist, wärenAufsichtsmaßnahmen nach § 65 Abs. 1 und 2 EnWG zuergreifen.

3.5.4.4 Regelenergiemarkt

322. Bei der Regelenergie, die von den Übertragungs-netzbetreibern innerhalb ihrer Regelzone vorgehalten undbei Bedarf eingesetzt werden muss, wird zwischen denRegelenergiearten Primärregelleistung, Sekundärregel-leistung und Minutenreserve unterschieden. Die drei Re-gelenergiearten, deren Beschaffung jeweils im Rahmenvon Ausschreibungen zu erfolgen hat, unterscheiden sichhinsichtlich ihrer Marktvolumina deutlich.251 Die Sekun-därregelleistung, die innerhalb von fünf Minuten imnachgefragten Umfang vollständig – in negativer oder po-sitiver Form252 – bereitgestellt werden muss, bildet hier-bei den bedeutendsten Markt. Das Marktvolumen beliefsich im Jahr 2006 auf 388 Mio. Euro, wobei der durch-schnittliche Bedarf an positiver Sekundärleistung in denvier Regelzonen ca. 466 MW (2005: ca. 302 MW) und annegativer Sekundärleistung ca. 413 MW (2005: ca. 493 MW)ausmachte. Während sich der Anteil der durchschnittlichabgerufenen positiven Sekundärregelleistung zwischen2004 und 2006 nahezu verdoppelt hat, sank der Abruf annegativer Sekundärregelleistung im gleichen Zeitraumdeutlich.

323. Der Markt für Minutenreserve, die innerhalb von15 Minuten einsetzbar sein muss, stellt mit einem Volu-men von ca. 271 Mio. Euro den zweitgrößten Markt dar.Seit 2004 ist die Einsatzhäufigkeit der Minutenreserveinsgesamt spürbar zurückgegangen. So wurde die Minu-tenreserve in 2006 nur 3 940-mal tatsächlich eingesetzt,während sie im Vorjahr noch 6 456-mal abgerufen wurde.Die Einsatzhäufigkeit divergierte in den verschiedenenRegelzonen. Insgesamt wird in der Regelzone von RWEdie Minutenreserve am häufigsten abgerufen, in der Re-

251 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 39.252 Eine positive Regelleistung wird erforderlich, wenn die nachgefragte

Strommenge kurzfristig über der zur Verfügung stehenden Strom-menge liegt. In diesem Fall produzieren die entsprechenden Regelen-ergiekraftwerke zusätzlichen Strom und speisen ihn in das Netz ein.Eine negative Regelleistung wird hingegen benötigt, wenn die nach-gefragte Strommenge geringer ist als die sich im Netz befindlicheStrommenge (beispielsweise bei starken Windböen). In diesem Fallwerden Kraftwerkskapazitäten heruntergefahren oder z. B. durchPumpspeicherkraftwerke überschüssige Strommengen verbraucht.


gelzone von E.ON nur ein geringer Teil an negativer Mi-nutenreserve und in der EnWB-Regelzone keine negativeMinutenreserve. Die dritte Regelenergieart, die Primärre-gelleistung, die innerhalb von 30 Sekunden zur Verfü-gung stehen muss, weist auch im Jahr 2006 mit 82 Mio.Euro ein eher geringes Marktvolumen auf. Das Gesamt-volumen der Leistungsvorhaltung der Regelenergie, diebei der Kalkulation der Netzentgelte berücksichtigt wird,belief sich im Jahr 2006 dementsprechend auf ein Ge-samtvolumen von 742 Mio. Euro.

324. Nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG müssen dieÜbertragungsnetzbetreiber im Rahmen ihrer Systemver-antwortung Gefährdungen oder Störungen in ihrer Regel-zone insbesondere auch durch den Einsatz von Regel-energie beseitigen. Sie sind nach § 22 Abs. 2 Satz 1EnWG dazu verpflichtet, Regelenergie innerhalb einesdiskriminierungsfreien und transparenten Ausschrei-bungsverfahrens zu erwerben. Dabei müssen sie – soweitdies technisch möglich ist – die Anforderungen verein-heitlichen, welche die Anbieter von Regelenergie im Vor-feld einer Teilnahme erfüllen. In der auf Basis des § 24EnWG erlassenen Stromnetzzugangsverordnung werdenin den §§ 6 ff. konkrete Vorgaben zur Beschaffung vonRegelenergie gemacht. So sind die Übertragungsnetzbe-treiber gemäß § 6 Abs. 1 StromNZV verpflichtet, „die je-weilige Regelenergieart im Rahmen einer gemeinsamenregelzonenübergreifenden anonymisierten Ausschreibungüber eine Internetplattform zu beschaffen.“ Sie sind je-doch gemäß § 6 Abs. 2 StromNZV dazu befugt, „einentechnisch notwendigen Anteil an Regelenergie aus Kraft-werken in ihrer Regelzone auszuschreiben, soweit dieszur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in ihrer je-weiligen Regelzone, insbesondere zur Aufrechterhaltungder Versorgung im Inselbetrieb nach Störungen, erforder-lich ist.“ § 7 Satz 1 StromNZV verpflichtet die Übertra-gungsnetzbetreiber, die verschiedenen RegelenergieartenPrimärregelung, Sekundärregelung und Minutenreservesowie sonstige beschaffte und eingesetzte Regelenergie-produkte entsprechend den Ausschreibungsergebnissenauf Grundlage der Angebotskurven beginnend mit demjeweils günstigsten Angebot einzusetzen. Nur im Falle ei-ner begründeten Netzeinschränkung kann hiervon abge-wichen werden.

325. Der Preis für die Bereitstellung von Regelenergiesetzt sich bei Sekundärregelleistung und Minutenreserveaus einem Leistungsbestandteil (Leistungspreis) und ei-nem Arbeitsbestandteil (Arbeitspreis) zusammen. DerLeistungspreis bezieht sich auf die reine Vorhaltung derLeistung. Er ist zu entrichten, wenn ein Kraftwerk denZuschlag zur Erbringung von Regelenergie erhalten hat,unabhängig davon, ob die vorzuhaltende Leistung auchtatsächlich nachgefragt wurde. Der Leistungspreis wirdals Kostenbestandteil bei den Netzentgelten angerechnet(§ 8 Abs. 1 StromNZV). Der Arbeitspreis ist nur dann zubezahlen, wenn die Leistung auch tatsächlich erbrachtwurde. Sollte ein Arbeitspreis anfallen, so verrechnet derÜbertragungsnetzbetreiber diesen mit dem Bilanzkreis-verantwortlichen (§ 8 Abs. 2 StromNZV). Die Erteilungüber den Zuschlag für einen bestimmten Anbieter vonRegelenergie erfolgt im Rahmen einer Ausschreibung,

bei gegebener Eignung der Kraftwerke auf Basis desLeistungspreises. Der Abruf der Kraftwerke bei tatsächli-chem Bedarf erfolgt auf Basis des Arbeitspreises.253 Beider Primärreserve fällt hingegen nur ein einheitlicherPreis an, der das Vorhalten und den Abruf von Primärre-serve umfasst. Dieser Preis wird umfänglich auf dieNetzentgelte umgelegt (§ 8 Abs. 1 StromNZV).

Markt für Minutenreserve

326. § 27 Abs. 1 Satz 2 StromNZV ermächtigt die Bun-desnetzagentur dazu, Festlegungen zum Verfahren für dieAusschreibung von Regelenergie zu treffen. Am 26. Au-gust 2006 hat die Bundesnetzagentur eine Festlegung zurAusschreibung von Regelenergie in Gestalt der Minuten-reserve getroffen.254 Darin hat sie den maximalen Anteilan Regelenergie festgelegt, der aus technischen Gründenausschließlich in der eigenen Regelzone ausgeschriebenwerden darf (§ 6 Abs. 2 StromNZV). Dieser sog. Kernan-teil darf 50 Prozent der Summe des Bedarfs an Sekundär-und Minutenreserve nicht überschreiten. Dabei sind zweiDrittel des Bedarfs der Sekundärregelleistung in der je-weiligen Regelzone zu erbringen.

327. Die Ausschreibung der Minutenreserve hat für je-den Tag in sechs Zeitscheiben zu erfolgen, wobei dieAusschreibung für den Folgetag vor Beginn des Haupt-handels der EEX-Stundenkontrakte stattfindet. Dabeimüssen die Angebote bis 10:00 Uhr abgegeben werdenund die Zuschlagserteilung an die Anbieter muss bis spä-testens 11:00 Uhr desselben Tages vorliegen. Die Min-destgebotsgröße für die Teilnahme an der Ausschreibungder Minutenreserve wird sowohl für positive als auch fürnegative Regelenergie auf jeweils 15 MW festgesetzt. § 6Abs. 4 Satz 4 StromNZV erlaubt, Anbietergemeinschaf-ten zur Erbringung der Minutenreserve zu bilden. Der Zu-schlag wird auf Basis des Leistungspreises erteilt, d. h.die Anbieter, die den erforderlichen Bedarf an Regelener-gie zum geringsten Leistungspreis bereitstellen, erhaltenden Zuschlag. Der Abruf der Minutenreserve erfolgt aufBasis des Arbeitspreises.

328. Von den Anbietern, die den Zuschlag erhalten ha-ben, werden die Anbieter für den Abruf der Regelenergieausgesucht, die die geringsten Arbeitsentgelte verlangen.Abweichungen sind mit einer Begründung auf der ge-meinsamen Ausschreibungsplattform der Übertragungs-netzbetreiber zu veröffentlichen. Die Übertragungsnetz-betreiber haben für die abgerufene Minutenreserve aufder gemeinsamen Ausschreibungsplattform die Höhe desfür den Folgetag benötigten Bedarfs, den Kern- und re-gelzonenübergreifenden Anteil, die tatsächlich am Vortagabgerufene Minutenreserve sowie eine anonymisierteListe aller Minutenreserveangebote des Vortages bekanntzu geben. In dieser Liste müssen die Angebotsleistung fürjedes Angebot, der Leistungs- und Arbeitspreis, die An-schlussregelzone und die Information, ob das Angebotden Zuschlag erhalten hat, enthalten sein.

253 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 29. August 2006, BK6-06-012, S. 2.254 Vgl. ebenda, S. 1.


329. Auf dem Gesamtmarkt für Minutenreserve stehenwenige Anbieter (Erzeuger) den vier Übertragungsnetz-betreibern als Nachfrager gegenüber. Im Vergleich zu denanderen beiden Märkten der Regelenergie ist die Anbie-terzahl jedoch hoch. Bei einer Betrachtung des Kernan-teils, der in der Regelzone zu erbringen ist, steht einenoch geringere Zahl an Anbietern einem Nachfrager ge-genüber. Da auch hier aufgrund der geringen Anbieter-zahl ein vergleichsweise großes Potential zu wettbe-werbsbeschränkendem Verhalten der Marktteilnehmerbesteht, versuchte die Bundesnetzagetur nach eigenenAngaben durch die Modifizierung der Ausschreibungsbe-dingungen die Zahl der Anbieter und somit die Wettbe-werbsintensität zu erhöhen. Durch die Möglichkeit derPoolbildung, kurze Ausschreibungsfristen (Tagesaus-schreibung), die Vergabe nach dem Leistungspreis unddie Verlegung des Ausschreibungsbeginns vor den Be-ginn des Haupthandels am EEX-Spotmarkt sollen New-comer auf den Markt gelockt werden. Eine Marktbele-bung erhoffte sich die Bundesnetzagentur durch dieTeilnahme großer Industriekunden an dem Ausschrei-bungsverfahren. Industriekunden, die Regelenergie durchden sog. Lastabwurf erbringen, legen bei Bedarf Teile ih-rer Produktion still. Durch die Vorhaltung dieser Energieentstehen den Industriekunden kaum Kosten. Der Leis-tungspreis dieser Kunden ist demnach vergleichsweiseniedrig. Der Arbeitspreis ist hingegen vergleichsweisehoch, weil bei einem tatsächlichen Abruf die Produktiongedrosselt oder gar abgeschaltet werden muss (hohe Ar-beitspreise aufgrund der Opportunitätskosten). Zwarhaben sich nach Inkrafttreten der Festlegungen viele Un-ternehmen (Erzeuger und Industrieunternehmen) präqua-lifiziert. Bisher ist die Zahl der Anbieter jedoch im Be-reich der Minutenreserve nicht deutlich gestiegen, so dasses sich noch immer um einen engen oligopolistischenMarkt mit einem erheblichen Potential zur Markt-machtausübung handelt.

Markt für Sekundärregelleistung

330. Am 31. August 2007 hat die BundesnetzagenturFestlegungen zu den beiden übrigen RegelenergieartenPrimär- und Sekundärreserve getroffen.255 Hierbei unter-scheidet sich die Festlegung der Sekundärregelung vonder Festlegung, die ein Jahr zuvor für die Minutenreservegetroffen wurde. Während bei der Festlegung zur Minu-tenreserve zwei Drittel des Bedarfs an Sekundärreserveinnerhalb der jeweiligen Regelzone zu erbringen waren,wurde in der Festlegung zur Minutenreserve die regelzo-nenübergreifende Ausschreibung ausdrücklich angeord-net.256 In der Festlegung zur Minutenreserve hatte sich dieBundesnetzagentur noch an den Regelungen der Unionfor the Co-ordination of Transmission of Electricity(UCTE) orientiert, die vorsah, zwei Drittel des Bedarfs anSekundärreserve regelzonenintern zu beschaffen. In der

kürzlich erlassenen Festlegung weicht die Regulierungs-behörde jedoch von dieser Regelung ab, weil sie dieKernanteile zur Aufrechterhaltung der Systemstabilitätals nicht mehr zwingend notwendig erachtet.257 Demfraglichen Vorteil der Systemstabilität stehe eine erhebli-che Beeinträchtigung des Wettbewerbs auf dem Markt fürSekundärregelleistung gegenüber. Deshalb hat sich dieBundesnetzagentur nach eigenen Angaben für diedeutschlandweite Ausschreibung dieser Leistung ent-schieden, um so den Kreis der potentiellen Anbieter vonRegelenergie zu erhöhen.

331. Durch die besonderen Anforderungen des Präqua-lifikationsverfahrens ist die Zahl der Anbieter von Sekun-därregelung sehr gering. Aktuell bieten auf dem Gesamt-markt für Sekundärregelleistung nur vier Unternehmendie erforderliche Ausgleichsleistung an. Die Marktanteileverteilen sich in den einzelnen Regelzonen zum größtenTeil sogar nur auf zwei große Anbieter.258

332. Bei einer Ausschreibung des Kernanteils von zweiDritteln des Bedarfs (noch gültige Regelung) steht mitAusnahme der Regelzone von RWE TSO jeweils ein An-bieter (Erzeuger) einem Nachfrager von Sekundärrege-lung (Übertragungsnetzbetreiber) gegenüber. In der Re-gelzone der RWE TSO wären es zwei Anbieter. Diebisher praktizierte Ausschreibung hatte für zwei Drittelder benötigten Leistung, die innerhalb der jeweiligen Re-gelzone ausgeschrieben wurden, zur Folge, dass drei bila-terale Monopole und ein beschränktes Monopson entstan-den sind. Da sich die Angebotssituation nach Auffassungder zuständigen Beschlusskammer in naher Zukunft nichtändern wird, sah sich diese gezwungen, die Ausschrei-bungsmodalitäten an eine regelzonenübergreifende Aus-schreibung anzupassen.259

333. Bei einer Betrachtung des Gesamtmarktes – ohneKernanteil – stehen aktuell in den jeweiligen Regelzoneneinem Nachfrager zwei (bzw. in der Regelzone von RWETSO drei) Anbieter von Regelenergie gegenüber.260

334. Der Zuschlag wird gemäß der neuen Festlegungnach dem Leistungspreis erteilt. Dabei sind die erforderli-chen Angebote für die Leistungserbringung zwischen denÜbertragungsnetzbetreibern aufzuteilen. Die Übertra-gungsnetzbetreiber haben in diesem Zusammenhang dieMöglichkeit, regelzoneninterne Angebote bei der Auftei-lung auszuwählen. Alle übrigen Angebote, die den Zu-schlag erhalten haben, werden gemäß einer möglichstgleichmäßigen Kostenbelastung aufgeteilt. Die tatsäch-lich erforderliche Kraftwerksleistung wird grundsätzlichin der Reihenfolge des Arbeitspreises abgerufen, d. h. die

255 Vgl. BNetzA, Beschlüsse vom 31. August 2007, BK6-06-065 sowieBK6-06-066.

256 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 29. August 2006, BK6-06-012, S. 1 so-wie Beschluss vom 31. August 2007, BK6-06-066 S. 26 ff.

257 Die Regulierungsbehörde hatte in der Zwischenzeit ein Gutachtenzur Risikoakzeptanz in Auftrag gegeben. Vgl. ebenda, S. 27.

258 Vgl. ebenda, S. 16. 259 Nur die Vattenfall Europe Transmission GmbH (VET) darf auch wei-

terhin einen Anteil an Sekundärreserve ausschließlich innerhalb dereigenen Regelzone anfordern, weil sie aufgrund des hohen Wind-energieaufkommens einen großen – kaum vorhersehbaren – Bedarfan negativer Sekundärregelleistung haben. Diese Sonderregelung istbis zum 31. Januar 2009 befristet. Vgl. ebenda, S. 36 ff.

260 Vgl. ebenda, S. 28.


Kapazität des Kraftwerkes mit dem niedrigsten Arbeits-preis wird ceteris paribus als erste abgerufen.261

335. Im Rahmen der Feststellung wurden eine Min-destangebotsgröße von 10 MW (sowohl positive als auchnegative Sekundärregelleistung), ein monatlicher Aus-schreibungszyklus, zwei Zeitscheiben für Leistungser-bringung und -vorhaltung und die Informationspflichten(analog zur Minutenreserve) des Übertragungsnetzbetrei-bers festgelegt. Der Ausschreibungszeitpunkt für das Vor-halten von Sekundärregelleistung ist von den Übertra-gungsnetzbetreibern zu bestimmen. Die Regelungen sindbis zum 1. Dezember 2007 umzusetzen.

Markt für Primärregelleistung

336. Zeitgleich mit der Festlegung zur Sekundärregel-leistung wurde von der Bundesnetzagentur eine Festle-gung zur Primärregelleistung getroffen. Aufgrund derzeitkritischen Steuerung der Primärregelenergieleistunghat der Abruf automatisch und dezentral in den Kraftwer-ken zu erfolgen, sofern sie sich im Vorfeld für die Erbrin-gung dieser Ausgleichsenergieform qualifiziert und denZuschlag erhalten haben.262

337. Wie auch bei der Sekundärregelleistung erfolgt dieAusschreibung in einem monatlichen Zyklus, wobei dieÜbertragungsnetzbetreiber einen Ausschreibungskalen-der für einen Ausschreibungszeitraum von einem Jahr zuerstellen und mit der Bundesnetzagentur abzustimmenhaben. Für die Erbringung von Primärenergie sind vorerstkeine Zeitscheiben vorgesehen. Die Vergabe der Primär-regelleistung erfolgt nach dem Leistungspreis, wobei beiZeitgleichheit des Angebotseingangs das zeitlich frühereAngebot bevorzugt wird. Die Mindestangebotsgröße fürdie Teilnahme an der Ausschreibung beträgt 5 MW(sowohl positive als auch negative Sekundärregelleis-tung). Wie auch bei den anderen Regelenergiearten wur-den den Übertragungsnetzbetreibern Informationsver-pflichtungen auferlegt. Auf dem Gesamtmarkt fürPrimärregelleistung stehen fünf Anbieter (Kraftwerksbe-treiber) insgesamt den vier Übertragungsnetzbetreibernals Nachfragen gegenüber. Es handelt sich demnach umein sog. bilaterales Oligopol. Bei einer Betrachtung dereinzelnen Regelzonen treten wenige Anbieter einemNachfrager in der Regelzone gegenüber. Bisher teilensich die Anbieter den Gesamtmarkt „friedlich untereinan-der auf“263.

338. Die Bundesnetzagentur kommt in ihrer Festlegungzu dem Schluss, dass auf dem Markt für Primärregelener-gie kein wirksamer Wettbewerb stattfindet. Anbieter, diean der Ausschreibung zur Primärreserve teilnehmen wol-

len, müssen sich – sofern sie präqualifiziert sind – wäh-rend des gesamten Ausschreibungszeitraums dazu ver-pflichten, die Regelenergieleistung vorzuhalten. Vordiesem Hintergrund müssen z. B. Wartungszeiten undKraftwerksausfälle mit in die Kalkulation einbezogenwerden, was sie bei langen Ausschreibungszeiten von ei-ner Teilnahme an der Ausschreibung abhält. Dies hat dieBundesnetzagentur unter anderem dazu veranlasst, dieAusschreibungszeiten von sechs Monaten auf einen Mo-nat deutlich zu verkürzen.

Schlussfolgerungen und ökonomische Implikationen

339. Auf allen drei Regelenergiemärkten stehen dieÜbertragungsnetzbetreiber als Nachfrager von Regelener-gie Kraftwerksbetreibern als Anbietern der jeweiligenRegelenergieform gegenüber. Bei diesen Anbietern han-delt es sich vornehmlich um Konzernschwestern derÜbertragungsnetzbetreiber. Die Übertragungsnetzbetrei-ber können die anfallenden Leistungsentgelte für das Vor-halten von Regelenergie im Rahmen der aktuellenNetzentgeltgenehmigungsverfahren in vollem Umfangals Kosten geltend machen.

340. Die Arbeitsentgelte werden von ihnen wiederum inihrer Gänze den Bilanzkreisverantwortlichen in Rech-nung gestellt. Deshalb stellen die Regelenergiekosten fürdie Übertragungsnetzbetreiber einen durchlaufenden Pos-ten dar, der ihre Gewinne nicht beeinflusst. Die Höhe derjeweiligen Regelenergiepreise besitzt für die Übertra-gungsnetzbetreiber keine Relevanz.

341. Die Kraftwerksbetreiber als Konzernschwesternkönnen aber gleichzeitig durch hohe Regelenergiepreisebeachtliche Gewinne erzielen, wodurch auch dem Zielder Gesamtgewinnmaximierung der KonzernmutterRechnung getragen wird. Vor diesem Hintergrund liegt esauf der Hand, dass sich auf dem RegelenergiemarktPreise einstellen, die deutlich über dem Wettbewerbs-preisniveau liegen. Auch wenn diese Preise bisher nichtvon der Regulierungsbehörde beanstandet werden, ist an-zunehmen, dass das sich so ergebende Ausbeutungspo-tential von den Übertragungsnetzbetreibern auch tatsäch-lich genutzt wird.264 In allen Fällen müssen dieüberhöhten Kosten für Regelenergie – sei es durch dieGeltendmachung bei den Netzentgelten oder durch die In-Rechnung-Stellung bei den Bilanzkreisverantwortlichen –letztendlich die Endverbraucher zahlen.

342. Zusätzlich besteht die Gefahr, dass Händler ohneeigene Kraftwerke diskriminiert werden, da für sie dieArbeitspreise für Regelenergie echte Kosten darstellen,während sie z. B. für die Handelstöchter der vertikal inte-grierten Verbundunternehmen primär den Charakter inter-ner Verrechnungspreise besitzen.

343. Die Situation auf den drei Regelenergiemärktenlässt nach Ansicht der Monopolkommission zweiSchlussfolgerungen zu: Auf den Märkten für Primär- und

261 Der tatsächliche Abruf wird jedoch von dem Zuschlag und schließ-lich von der Aufteilung der Kraftwerke, die den Zuschlag erhaltenhaben, maßgeblich beeinflusst. Darüber hinaus kann aus technischenoder Praktikabilitätsgründen unter gleichzeitiger Wahrung der Dis-kriminierungsfreiheit von dem Abruf nach den Arbeitspreisen abge-wichen werden. Vgl. BNetzA, Beschluss vom 31. August 2007,BK6-06-066, S. 2.

262 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 31. August 2007, BK6-06-065 S. 1 f.263 Ebenda, S. 9.

264 Dies wird der Anlass für die EU-Kommission gewesen sein, Unter-suchungen zum deutschen Regelenergiemarkt einzuleiten.


Sekundärreserve dürfte sich auch in absehbarer Zeit keinwirksamer Wettbewerb entwickeln. Dies liegt zum einenan der geringen Anzahl der Anbieter (Erzeuger), zum an-deren daran, dass es sich bei diesen Erzeugern nahezuausschließlich um Konzernschwestern der Übertragungs-netzbetreiber handelt. Die fehlende Preissensibilität derÜbertragungsnetzbetreiber bei der Nachfrage von Regel-energie – aufgrund der von ihnen praktizierten Kosten-wälzung – trägt ihr Übriges zu dem fehlendem Wettbe-werb bei. Die Monopolkommission befürchtet, dass sichdie wettbewerbliche Selbststeuerungsfunktion auf denMärkten für Primär- und Sekundärregelleistung nicht ein-stellen wird, und empfiehlt daher, diese einer vorläu-figen Ex-ante-Preisregulierung zu unterziehen. Das solltefreilich nur so lange geschehen, bis sich wettbewerblicheStrukturen herausgebildet haben. Der Markt für Minuten-reserve, auf dem deutlich mehr Anbieter agieren, solltevorerst lediglich verstärkt beobachtet werden. Falls sichauch hier mittelfristig keine wettbewerblichen Strukturenherausbilden, so wäre dieser Markt ebenfalls vorüberge-hend zu regulieren.

3.5.5 Netzentgeltregulierung als spezieller Aspekt des Netzzugangs

3.5.5.1 Rechtliche Vorgaben344. Die Netzentgelte werden im Gegensatz zu den üb-rigen Aktionsparametern im Bereich der Energieversor-gungsnetze einer Ex-ante-Regulierung durch die Regulie-rungsbehörden unterzogen (§ 23a Abs. 1 EnWG). Da dieAnreizregulierung, die gemäß § 23a Abs. 1 Halbsatz 2EnWG grundsätzlich vorrangig ist, voraussichtlich erstzum 1. Januar 2009 in Kraft treten wird, erfolgt die Regu-lierung bislang nach Maßgabe des § 23a Abs. 1 Halbsatz 1EnWG in Form einer kostenbasierten Genehmigung dereinzelnen Entgelte. Die Absätze 2 bis 5 der Norm enthal-ten die Grundsätze des Genehmigungsverfahrens und desGenehmigungsinhalts.

345. In § 21 EnWG sind die allgemeinen Grundlagenzur Bildung von Netzentgelten dargelegt. Gemäß Abs. 1dieser Bestimmung müssen die Entgelte angemessen,transparent und diskriminierungsfrei gebildet werden.Des Weiteren erörtert der Gesetzgeber dort, was er unterdiskriminierungsfrei versteht. Demnach dürfen Netzent-gelte für einen Wettbewerber nicht ungünstiger sein, „alssie von den Betreibern der Energieversorgungsnetze invergleichbaren Fällen für Leistungen innerhalb ihres Un-ternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziier-ten Unternehmen angewendet und tatsächlich oder kalku-latorisch in Rechnung gestellt werden.“

346. Nach § 21 Abs. 2 EnWG hat die Entgeltbildungauf Grundlage der Kosten der Betriebsführung eines effi-zienten und vergleichbaren Netzbetreibers zu erfolgen.Hierbei sind gleichzeitig die Anreize für eine effizienteLeistungserbringung und eine wettbewerbsfähige und ri-sikoangepasste Verzinsung des eingesetzten Kapitals zuberücksichtigen. Bei der kostenorientierten Netzentgelt-bildung finden solche Kosten keine Berücksichtigung, diesich ihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellenwürden. Falls die Entgelte des betrachteten Netzbetrei-

bers die durchschnittlichen Kosten vergleichbarer Betrei-ber von Energieversorgungsnetzen überschreiten, wirdeine ineffiziente Betriebsführung vermutet (§ 21 Abs. 4Satz 2 EnWG).

347. Die skizzierten Vorgaben des Energiewirtschafts-gesetzes werden durch die Stromnetzentgeltverordnung(StromNEV)265 weiter präzisiert, die der Gesetzgeberzeitgleich mit dem Energiewirtschaftsgesetz erlassenhat.266 Die Stromnetzentgeltverordnung enthält detail-lierte Regelungen zur Bestimmung kostenbasierterNetzentgelte im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG. In§ 3 StromNEV werden die Grundsätze der Entgeltbildungkonkretisiert, an denen sich die Netzbetreiber bei der An-tragstellung und die Regulierungsbehörden bei der An-tragsbearbeitung orientieren müssen. Gemäß Abs. 1 die-ser Bestimmung haben die Netzbetreiber im Zuge derAntragserstellung zunächst die Netzkosten nach den in§ 4 Abs. 2 StromNEV aufgelisteten Kostenkomponentenzusammenzustellen. Die Netzkosten setzen sich aus denaufwandsgleichen Kosten (§ 5 StromNEV), den kalkula-torischen Abschreibungen (§ 6 StromNEV), der kalkula-torischen Eigenkapitalverzinsung (§ 7 StromNEV) undden kalkulatorischen Steuern (§ 8 StromNEV) unter Ab-zug der kostenmindernden Erlöse und Erträge (§ 9 Strom-NEV) zusammen. Darüber hinaus sind die Netzverlustezu berücksichtigen (§ 10 StromNEV). Insbesondere in § 7StromNEV werden die Prinzipien der Entgeltbildung ge-mäß § 21 Abs. 2 EnWG bei der Kostenkontrolle deutlich.So ist für Anlagegüter, die nach dem 1. Januar 2006 akti-viert werden, die Methode der Realkapitalerhaltung anzu-wenden, während bei allen anderen Anlagegütern die Me-thode der Nettosubstanzerhaltung maßgeblich ist (§ 6Abs. 2 bis 7 StromNEV).

348. Neben den originären Netzkosten fallen bei jedemNetzbetreiber in der Regel weitere Kosten an, die sich ausdem Vorhalten von Ausgleichsenergie sowie den Vor-schriften des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und desKraft-Wärme-Kopplungsgesetzes ergeben. Nach § 22EnWG sind die Netzbetreiber dazu verpflichtet, die Ener-gieverluste und Differenzen zwischen Ein- und Ausspei-sung in ihrem Netz auszugleichen. Die zu diesem Zweckverwendeten Energiearten wie Regelenergie, Verlustleis-tung267 und Blindleistung268 werden unter dem BegriffAusgleichsleistung269 zusammengefasst. Dabei kommtder Regelenergie, welche die Übertragungsnetzbetreiberim Rahmen ihrer Systemdienstleistungspflicht bereitstel-

265 Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversor-gungsnetzen vom 25. Juli 2005, BGBl. I S. 2225.

266 Diese Rechtsverordnung basiert auf § 24 Satz 1 Nr. 1 bis 3 i. V. m.Satz 2 Nr. 1, 2, 4, 6 und 7 sowie Satz 3 und 5 und auf § 29 Abs. 3EnWG.

267 Verlustleistung ist die Energie, die zum Ausgleich physikalisch be-dingter Netzverluste benötigt wird.

268 Blindleistung wird zum Ausbau magnetischer Felder benötigt. Siewird im Gegensatz zur Wirkleistung nicht in Form von Arbeit oderWärme umgewandelt und steht so auch nicht dem Letzverbraucherzur Verfügung.

269 Ausgleichsleistungen beinhalten gemäß § 3 Satz 1 Nr. 1 EnWGDienstleistungen zur Bereitstellung von Energie, die zur Deckungvon Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein-und Ausspeisung benötigt wird.


len müssen (§ 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG), gemessenam Umsatzvolumen eine besondere Bedeutung zu.270

Nachdem die Ausgleichsenergie unter Nutzung trans-parenter, nichtdiskriminierender und marktorientierterVerfahren beschafft wurde (§ 22 Abs. 1 Satz 1 EnWG),können die hiermit in Verbindung stehenden Beschaf-fungskosten – mit Ausnahme der Arbeitspreise für Se-kundär- und Minutenreserve271 – im Rahmen der Netzent-geltgenehmigungsverfahren als Netzkosten geltendgemacht werden. Die Entgelte für die Bereitstellung vonAusgleichsenergie sind in Anlehnung an § 23 Abs. 1EnWG kostenorientiert auf Grundlage einer effizientenBetriebsführung festzulegen (§ 23 Satz 1 EnWG). Da-rüber hinaus müssen sie sachlich gerechtfertigt, diskrimi-nierungsfrei und transparent sein (§ 23 Satz 1 EnWG).

349. Die Verpflichtungen, die sich für die Netzbetreiberaus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz ergeben, werden bei der Ermitt-lung der Entgelte nicht allesamt als Netzkosten berück-sichtigt. So stellen die Vergütungszahlungen, die nachdem Erneuerbare-Energien-Gesetz zu entrichten sind, fürdie Netzbetreiber zum überwiegenden Teil lediglich einendurchlaufenden Posten dar. Nach § 5 Abs. 1 EEG erhältder Erzeuger von Strom auf der Basis von erneuerbarenEnergien zunächst von dem Netzbetreiber, in dessen Netzer einspeist, die in §§ 6 ff. EEG festgelegten Vergütungs-zahlungen. Der Netzbetreiber stellt seinerseits die geleis-teten Zahlungen dem vorgelagerten Übertragungsnetzbe-treiber in Rechnung (§ 5 Abs. 2 Satz 1 EEG). Von diesemVergütungsanspruch sind jedoch die nach § 18 Abs. 2StromNEV ermittelten vermiedenen Netzentgelte abzu-ziehen (§ 5 Abs. 2 Satz 2 EEG). Zwischen den Übertra-gungsnetzbetreibern hat – sowohl hinsichtlich der aus er-neuerbaren Energien produzierten Strommengen als auchhinsichtlich der insoweit entrichteten Vergütungszahlun-gen – ein bundesweiter Ausgleich zu erfolgen (§ 14 Abs. 2Satz 3 EEG). Gegenüber dem Übertragungsnetzbetreibersind wiederum die in seiner Regelzone ansässigenElektrizitätsversorgungsunternehmen, die Strom an Letzt-verbraucher liefern, zur Abnahme und Vergütung ver-pflichtet (§ 14 Abs. 3 EEG). Die Energieversorgungsun-ternehmen belasten schließlich den Letztverbraucher mitden Kosten für den EEG-Strom. Von den Vergütungszah-lungen wird bei der Netzentgeltkalkulation nur der Betragder vermiedenen Netzkosten272 berücksichtigt, um den

der Vergütungsanspruch des Netzbetreibers gegenüberdem Übertragungsnetzbetreiber nach § 5 Abs. 2 Satz 2EEG reduziert ist. Falls ein vorhandenes vorgelagertesNetz durch die dezentrale Einspeisung schlechter ausge-lastet wird und sich so die Kosten auf eine geringere Ab-satzmenge verteilen, können hierdurch zusätzliche Kos-ten entstehen, wodurch wiederum die Preise für dasvorgelagerte Netz steigen. Ferner erfordert eine ver-mehrte Einspeisung von erneuerbaren Energien wieWindenergie zusätzliche Kapazitäten an Ausgleichsener-gie („EEG-Veredelung“).

350. Im Gegensatz zu den Vergütungszahlungen des Er-neuerbare-Energien-Gesetzes werden die Zuschüsse, wel-che die Betreiber von KWK-Anlagen erhalten, bei denNetzentgelten in Ansatz gebracht (§ 9 Abs. 7 KWKG).Der Betreiber einer KWK-Anlage erhält die Vergütungs-zahlung gemäß § 4 Abs. 3 Satz 1 bzw. Satz 2 KWKG vondem Netzbetreiber, in dessen Netz er einspeist. Dieser hatgemäß § 9 Abs. 1 KWKG einen Ausgleichsanspruch ge-genüber dem vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber.Sodann findet zwischen sämtlichen Übertragungsnetzbe-treibern und nachgelagerten Netzbetreibern ein Belas-tungsausgleich statt, bis alle Netzbetreiber gleiche Belas-tungen tragen (§ 9 Abs. 4 KWKG).

351. Nach der erfolgten Ermittlung der Netzkosten sinddiese vollständig den in Anlage 2 zu § 13 StromNEV auf-geführten Hauptkostenstellen zuzuordnen, welche dieStruktur der Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitäts-verteilnetze widerspiegeln. Die Zuordnung der Hauptkos-tenstellen zu den Kostenträgern erfolgt gemäß § 14StromNEV im Wege der Kostenwälzung. Schließlich hatder Netzbetreiber die Netzentgelte unter Verwendung ei-ner Gleichzeitigkeitsfunktion nach § 16 StromNEV fürjede Netz- und Umspannebene zu bestimmen (§ 17StromNEV) und diese bei der zuständigen Regulierungs-behörde zu beantragen. Für die Ermittlung von Netzent-gelten und Netzkosten sind die Daten des letzten abge-schlossenen Geschäftsjahres relevant (§ 3 Abs. 1 Satz 5StromNEV). Darüber hinaus ist gemäß § 17 Abs. 1 Satz 1StromNEV zu beachten, dass die Netzentgelte ihrer Höhenach von der räumlichen Entfernung zwischen dem Ortder Einspeisung und dem Ort der Entnahme elektrischerEnergie unabhängig sind. Sie richten sich gemäß Satz 2der Norm nach der Anschlussnetzebene der Entnahme-stelle, den jeweils vorhandenen Messvorrichtungen ander Entnahmestelle sowie der jeweiligen Benutzungsstun-denzahl der Entnahmestelle. Ein Netzentgelt pro Entnah-mestelle besteht gemäß § 17 Abs. 2 StromNEV grund-sätzlich aus einem Jahresleistungspreis in Euro proKilowatt und einem Arbeitspreis in Cent pro Kilowatt-stunde. Dabei ist das Jahresleistungsentgelt das Produktaus dem jeweiligen Jahresleistungspreis und der Jahres-höchstleistung in Kilowatt der jeweiligen Entnahme imAbrechnungsjahr, während das Arbeitsentgelt das Pro-dukt aus dem jeweiligen Arbeitspreis und der im Abrech-nungsjahr jeweils entnommenen elektrischen Arbeit inKilowattstunden darstellt.

352. Die Netzbetreiber haben gemäß § 28 StromNEVihrem Netzentgeltantrag eine ausführliche Dokumenta-

270 Das Umsatzvolumen, das sich nur aus der Leistungsvorhaltung vonRegelenergie ergibt und auf die Netzentgelte überwälzt wird, betrugim Jahr 2006 ca. 742 Mio. Euro. Vgl. BNetzA, Monitoringbericht2007, S. 39.

271 Nur die Arbeitsentgelte für die Regelenergiearten Sekundär- und Mi-nutenreserve sind nicht Bestandteile der Netzkosten. Diese Arbeits-entgelte, die bei einer Inanspruchnahme der vorgehaltenen Leistunganfallen, werden den Bilanzkreisverantwortlichen direkt auf Grund-lage einer viertelstündlichen Abrechnung in Rechnung gestellt (§ 8Abs. 2 Satz 2 StromNZV).

272 Dezentrale Einspeiser erhalten nach § 18 StromNEV ein Entgelt,welches den durch die jeweilige Einspeisung vermiedenen Netzkos-ten in der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene entspricht. DiesesEntgelt wird nicht gewährt, wenn die Stromeinspeisung nach dem Er-neuerbare-Energien-Gesetz oder nach § 4 Abs. 3 KWKG vergütetwird und in dieser Vergütung vermiedene Netzkosten enthalten sind.


tion über die Ermittlung der Netzentgelte beizufügen.Diese Dokumentation enthält die Darlegung der Kostenund Erlöslage des letzen abgeschlossenen Geschäftsjah-res, die Grundlagen zur Ermittlung der Netzentgelte, dieHöhe der entrichteten Konzessionsabgabe und einen An-hang im Sinne von § 28 Abs. 2 EnWG.

353. Nachdem die Daten bei der Bundesnetzagentureingegangen sind, erhalten die Unternehmen eine schrift-liche Bestätigung des Antrags (§ 23a Abs. 3 Satz 5EnWG) und werden gegebenenfalls zur Nachlieferungfehlender Daten aufgefordert. Anschließend werden dieAngaben geprüft und der genehmigungsfähige Kosten-block ermittelt. Gemäß § 1 StromNEV sind generell nurdie bilanziellen und kalkulatorischen Kosten eines Netz-betreibers anzusetzen, die den Kosten eines effizientenund strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entspre-chen. Mit diesem Effizienzmaßstab knüpft der Gesetzge-ber an die Vorgabe des § 21 Abs. 2 EnWG an.

354. Nach § 21 Abs. 3 EnWG kann die Regulierungsbe-hörde bei der Beurteilung der Kosteneffizienz in regelmä-ßigen zeitlichen Abständen einen Vergleich der Kostender Netzbetreiber durchführen, wobei die Ergebnisse desVergleichsverfahrens für die kostenorientierte Entgeltbil-dung zu berücksichtigen sind. In Teil 3 der Stromnetzent-geltverordnung (§§ 22 bis 26) wird die Vorgehensweisebeim Vergleichsverfahren genauer geregelt. Danach hatder Vergleich getrennt nach Netz- und Umspannebene zuerfolgen (§§ 22 Abs. 1 Satz 1, 23 Abs. 1 StromNEV).Vergleichsgegenstände können die Netzentgelte, Erlöseaus Netzentgelten oder Kosten sein (§§ 22 Abs. 1 Satz 2,23 StromNEV). Nach § 24 Abs. 1 StromNEV sind ausge-hend von der Hochspannungsebene für jede Netz- undUmspannebene sechs Strukturklassen zu bilden. Bei derKategorisierung dieser Vergleichsklassen wird nach ho-her, mittlerer und niedriger Absatzdichte einer Netz- oderUmspannebene und nach der Belegenheit des Netzes inden neuen Bundesländern (Strukturklasse Ost) oder altenBundesländern (Strukturklasse West) unterschieden.

355. Nachdem die anrechenbaren Kosten von der Regu-lierungsbehörde festgestellt sind, erhalten die Unterneh-men ein Anhörungsschreiben, das ihnen die Möglichkeitzur Stellungnahme gibt. Darüber hinaus werden ihnenAnmerkungen zur Kostenträgerrechnung übermittelt, diesich unter anderem auf Mindestanforderungen und Quali-tätsstandards für die Umsetzung der anzuerkennendenKosten in Entgelte beziehen. Nachdem die Unternehmenzu eventuellen Diskrepanzen von beantragten und geneh-migten Entgelten Stellung genommen haben, teilt ihnendie Bundesnetzagentur den genehmigungsfähigen Kos-tenblock mit. Ausgehend von diesem Kostenblock habendie Unternehmen unverzüglich ein Preisblatt zu erstellen,auf dessen Basis die Bundesnetzagentur den Genehmi-gungsbescheid erteilt.273 Dabei stellen nach § 23a Abs. 2

Satz 2 EnWG die genehmigten Entgelte Höchstpreise dar.Sie dürfen nur überschritten werden, wenn die Über-schreitung ausschließlich aufgrund der Weitergabe nachErteilung der Genehmigung erhöhter Kostenwälzungs-sätze einer vorgelagerten Netz- oder Umspannstufe er-folgt. Dies ist für die Verteilnetzbetreiber relevant, da siedie Engelte für die Nutzung der vorgelagerten Netzebe-nen als Kosten bei der Entgeltgenehmigung voll geltendmachen. Nach § 71a EnWG sind die Netzentgelte für dieNutzung der vorgelagerten Netzebenen, die im Netzent-gelt des Verteilnetzbetreibers enthalten sind, von denLandesregulierungsbehörden zunächst zugrunde zulegen. Dies kann sich ändern, wenn die bisherigenNetzentgelte der vorgelagerten Ebene durch eine sofortvollziehbare oder bestandskräftige Entscheidung derBundesnetzagentur oder ein rechtskräftiges Urteil an Gül-tigkeit verlieren. Falls hierdurch eine Überschreitung deseigenen genehmigten Entgelts hevorgerufen wird, istdiese Überschreitung der Regulierungsbehörde unverzüg-lich anzuzeigen. Mit der Entrichtung des Netzentgeltswird nach § 3 Abs. 2 StromNEV die Nutzung der Netz-oder Umspannebene des jeweiligen Betreibers des Elek-trizitätsversorgungsnetzes, an die der Netznutzer ange-schlossen ist, sowie aller vorgelagerten Netz- und Um-spannebenen abgegolten.

356. Im Anschluss an die erfolgte Genehmigung habendie Netzbetreiber ihre Preise auf ihren Internetseiten zuveröffentlichen und sie jedermann auf Anfrage unverzüg-lich in Textform mitzuteilen (§ 27 StromNEV).274 Da-rüber hinaus sind die bisherigen Netzentgelte unverzüg-lich an das Niveau der genehmigten Entgelte anzupassen.Die Ergebnisse der Entgeltgenehmigung werden von derBundesnetzagentur in ihrem Amtsblatt und im Internetbekannt gegeben. Die Bekanntmachungen enthalten dieStrukturklassenbildung, die Medianwerte als Durch-schnittswerte der Kosten pro Leitungslänge für jedeStrukturklasse und die Kosten jedes einzelnen Netzbetrei-bers gemäß der Reihenfolge in der jeweiligen Struktur-klasse. Durch diese Veröffentlichung wird dem ZielRechnung getragen, die Marktransparenz für alle Netzbe-treiber, die Netznutzer und die Öffentlichkeit zu erhöhen.

3.5.5.2 Genehmigungspraxis der Regulierungsbehörden

357. Im Vorfeld der ersten Genehmigungsrunde hattedie Bundesnetzagentur für den Strombereich Daten imZeitraum vom 22. September bis 1. November 2005 erho-ben. Diese Daten beinhalteten die Absatzdichte, die in-stallierte Leistung, die Kosten je Kilometer Leitungs-länge, die Kosten je Megavoltampere installierterLeistung, die Kosten der Netzebene (vor Kostenwäl-zung), die Kosten der Umspannebene (vor Kostenwäl-zung), die Leitungslänge, die Gesamtentnahme aus Netz-und Umspannebene, die geographische und versorgteFläche. Die Daten betrafen das letzte abgeschlossene Ge-schäftsjahr vor der Erhebung, somit das Jahr 2004. Die

273 Gemäß § 23a Abs. 2 Satz 1 EnWG ist die Genehmigung der Netzent-gelte zu erteilen, wenn die Entgelte den Anforderungen des Energie-wirtschaftsgesetzes und den Rechtsverordnungen entsprechen, dieauf Basis des § 24 EnWG erlassen wurden. Im Strombereich stelltdie Stromnetzentgeltverordnung die entsprechende Rechtsverord-nung dar.

274 Die Netzbetreiber erstellen in diesem Zusammenhang ein sog. Preis-blatt mit den geltenden Tarifen.


Daten wurden im Rahmen des Vergleichsverfahrens soaufbereitet, dass die ermittelten Kennzahlen einen Ver-gleich der Netzbetreiber – unabhängig von der Unterneh-mensgröße – möglich machten. Als maßgebliches Effi-zienzkriterium dienten die Kosten pro KilometerLeitungslänge. Im August 2006 wurden die Ergebnissedes Vergleichsverfahrens veröffentlicht. Sie legten gra-vierende Kostenunterschiede innerhalb der gebildetenVergleichsklassen offen.275 Besonders große Kostenunter-schiede wiesen die Hochspannungsnetze der Struktur-klasse West, Absatzdichte mittel auf. Hier lag der Mini-malwert bei 7 040 Euro/km Leitungslänge, während derMaximalwert bei 233 830 Euro/km Leitungslänge lag.Somit ergab sich eine Spanne von 226 790 Euro/km Lei-tungslänge. Der Maximalwert der erhobenen Kosten be-trug in diesem Fall 3 322 Prozent des Minimalwertes. DerMedian lag bei 49 058 Euro/km Leitungslänge. Selbst imNiederspannungsnetz der Strukturklasse Ost, das mit ei-ner Spanne von 3 575 Euro/km Leitungslänge einen ver-gleichsweise geringen absoluten Differenzbetrag aufwies,stellte dieser noch das 1,4fache des Medianwertes in die-ser Kategorie dar. Der Maximalwert der erhobenen Kos-ten betrug hier noch immer 279 Prozent des Minimalwer-tes. Die größten Abweichungen ließen sich bei niedrigerund mittlerer Absatzdichte in der Strukturklasse West fin-den. Aus den Ergebnissen des Vergleichsverfahrens fol-gert die Bundesnetzagentur, dass sich die Kostenunter-schiede innerhalb der Strukturklassen primär auf dieIneffizienzen beim Netzbetrieb zurückführen lassen.Diese Erkenntnisse wurden von den Regulierungsbehör-den gemäß den Vorgaben des Energiewirtschaftsgesetzesin den Entgeltgenehmigungsverfahren berücksichtigt.

358. Für die erste Entgeltgenehmigungsrunde hatten dieNetzbetreiber ihren Genehmigungsantrag gemäß § 118Abs. 1b EnWG innerhalb von drei Monaten nach dem In-krafttreten der Stromnetzentgeltverordnung, also spätes-tens bis zum 29. Oktober 2005, bei den zuständigenRegulierungsbehörden einzureichen. Die Netzentgeltewaren auf Grundlage der Daten des Geschäftsjahres 2004zu beantragen. Am 5. Oktober 2005 hatte die Bundesnetz-agentur auf Basis des § 30 Abs. 1 Nr. 6 StromNEV i.V.m.§ 29 Abs. 1 EnWG eine Festlegung über zusätzliche An-forderungen an die Struktur und den Inhalt des Berichtsnach § 28 StromNEV und dessen Anhang getroffen.276

359. Die Bundesnetzagentur hatte über die Netzentgelt-anträge aller vier Übertragungsnetzbetreiber und der Ver-teilnetzbetreiber zu befinden, sofern an ihr Netz mehr als100 000 Kunden unmittelbar und mittelbar angeschlossensind oder sich das Verteilnetz über die Grenzen einesBundeslandes hinaus erstreckt (§ 54 Abs. 2 EnWG imUmkehrschluss). Darüber hinaus wurden durch Verwal-

tungsabkommen mit den Bundesländern Berlin, Bremen,Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Thüringen im Wege der Organleihe be-stimmte Aufgaben aus dem Energiewirtschaftsgesetzübertragen. Diese betrafen insbesondere die Ex-ante-Ent-geltregulierung der originär in den Aufgabenbereich die-ser Bundesländer fallenden Verteilnetzbetreiber. Die Bun-desnetzagentur hatte in der ersten Entgeltrunde256 Anträge zu bearbeiten, wobei 101 in die originäreZuständigkeit des Bundes und 155 auf die Organleiheentfielen. Alle übrigen Anträge der insgesamt nahezu900 Netzbetreiber fielen in den originären Zuständig-keitsbereich der übrigen Bundesländer und waren somitvon den zuständigen Landesregulierungsbehörden zu prü-fen. Am 1. November 2005 begann die Bundesnetzagen-tur schließlich mit der Prüfung der eingegangen Netzent-geltanträge. Nach einer ersten Sichtung der Anträgeforderte die Bundesnetzagentur fehlende Daten nach. DasNachfordern der Daten war insofern bedeutsam, als denRegulierungsbehörden gemäß § 23a Abs. 4 Satz 2 EnWGnach Eintreffen der vollständigen Unterlagen eine Fristvon maximal sechs Monaten zum Erlass der Entschei-dung über die beantragten Netzentgelte eingeräumt wird.Trifft die Regulierungsbehörde innerhalb dieser Frist dieEntscheidung nicht, so gilt das beantragte Netzentgelt un-ter dem Vorbehalt des Widerrufs für einen Zeitraum voneinem Jahr als genehmigt (sog. Genehmigungsfiktion,§ 23a Abs. 4 Satz 2 EnWG).

360. Aufgrund der Vielzahl der Anträge und unvollstän-diger Angaben gelang es der Bundesnetzagentur erst am6. Juni 2006, den ersten Entgeltgenehmigungsbescheid anden Übertragungsnetzbetreiber Vattenfall Europe Trans-mission GmbH (VET) zu erteilen.277 Hierbei wurden etwa18 Prozent der von der VET beantragten Kosten gekürzt.Sieben Monate später – im Januar 2007 – hatte die Bun-desnetzagentur erst 80 von insgesamt 256 Netzentgeltge-nehmigungsverfahren beschieden.278

361. Dabei konzentrierte sich die Regulierungsbehördeauf bestimmte Prüfungsschwerpunkte wie die Abwei-chungen zwischen den geltend gemachten Plan- und Ist-Werten, die kalkulatorische Bewertung des Sachanlage-vermögens, die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsungund die kalkulatorische Gewerbesteuer. Zunächst wurdendie Netzentgelte der Übertragungsnetzbetreiber von derBundesnetzagentur geprüft. Anschließend wurden dieAnträge großer Regionalnetzbetreiber beschieden. DieseVorgehensweise wurde mit dem großen Anteil der Netz-kosten dieser Netzbetreiber am zu genehmigenden Ge-samtkostenvolumen begründet. Infolgedessen spiegeltendie bis dato beschiedenen 80 Anträge etwa 80 Prozent der

275 BNetzA, Veröffentlichung der Ergebnisse des Vergleichsverfahrens,Pressemitteilung vom 24. August 2006, URL: http://www.bundesnet-zagentur.de/enid/40d83c48f55161589a61551f2c135e2e,0/Archiv_Pressemitteilungen/PM_2__6_-_Juni-August_2wd.html#8981. (Stand22 August 2007)

276 BNetzA, Festlegung in dem Verwaltungsverfahren nach § 29 Abs. 1und 2 EnWG vom 5. Oktober 2005, BK3-05/051, URL: www.bun-desnetzagentur.de/media/archive/3633.pdf. (Stand 24. August 2007)

277 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 6. Juni 2006, BK 8-05/019, Erste Ge-nehmigung der Bundesnetzagentur für Stromnetzentgelt, Pressemit-teilung vom 8. Juni 2006, URL: http://www.bundesnetzagentur.de/enid/938598d3d0a28186ac2d730daa30bc18,0/Archiv_ Presse-mitteilungen/ PM_2__6_-_Juni-August_2wd.html#8554. (Stand 24. Au-gust 2007)

278 Diese und alle weiteren Angaben zu dem Stand der Genehmigungvom VDEW.


in den Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur fal-lenden Netzkosten wider.279 Weitere sieben Monate später– im August 2007 – befanden sich noch immer sechs An-träge regionaler Unternehmen in Bearbeitung.280 Auchbei den Netzentgeltgenehmigungsverfahren der Landes-regulierungsbehörden kam es z. T. zu erheblichen Verzö-gerungen. So hatte die Landeregulierungsbehörde Nord-rhein-Westfalen im November 2006 erst zwei Genehmi-gungen von 88 Anträgen der Netzbetreiber erteilt, in Bay-ern waren zu diesem Zeitpunkt 26 von 230 Anträgengenehmigt. Am 30. Juni 2007 hatten alle Landesregulie-rungsbehörden mit Ausnahme von Bayern und Nor-drhein-Westfalen die Netzentgeltanträge beschieden. Miteinem Viertel aller Anträge in Nordrhein-Westfalen warder Anteil der nicht beschiedenen Anträge beachtlich.

362. Die Bundesnetzagentur hatte insgesamt über einKostenvolumen von etwa 18,2 Mrd. Euro zu entscheiden.Hinzu kamen etwa 6 Mrd. Euro, die durch das Erneuer-bare-Energien-Gesetz und das Kraft-Wärme-Kopplungs-gesetz an zusätzlichen Netzkosten als durchlaufende Pos-ten anfielen. Insgesamt hatte das Kostenvolumen, überdas die Bundesnetzagentur zu befinden hatte, einen etwa80-prozentigen Anteil an den gesamten Netzkosten allerNetzbetreiber in der Bundesrepublik Deutschland. ImDurchschnitt betrugen die Netzentgeltkürzungen derBundesnetzagentur 13 Prozent des beantragten Entgelts,was im Strombereich zu einer Kürzungssumme von etwa2 Mrd. Euro führte.281 Die Kostenkürzungen differiertendabei zwischen den Unternehmen sehr stark. In Einzelfäl-len betrugen die Kostenkürzungen der Bundesnetzagenturbis zu 20 Prozent. Auch von allen Landesregulierungsbe-hörden wurden die beantragten Entgelte zum Teil erheb-lich gekürzt. Während die Kürzungen in Sachsen mitetwa 6 Prozent am niedrigsten ausfielen, waren sie inHessen mit etwa 20 Prozent des beantragten Netzentgel-tes am höchsten.282

363. Die Kostensenkungen resultieren nach Angabender Bundesnetzagentur überwiegend aus den unterschied-lichen methodischen Ansätzen zur Ermittlung der kalku-latorischen Kostenpositionen, die von den Netzbetreibernund der Bundesnetzagentur angewendet wurden. DieNichtanerkennung geltend gemachter Kosten führt in al-ler Regel zu einer Absenkung der Netzentgelte, die aberin den einzelnen Nutzerbereichen und je nach Nachfrage-struktur der Kunden unterschiedlich hoch ausfallen. Vordiesem Hintergrund verwies die Bundesnetzagentur dar-auf, dass ein „bloßer Vergleich der Kürzungsprozentsätze[...] jedoch nur bedingt aussagekräftig“ sei.283

364. Um die Auswirkungen der Kostensenkung auf dieeinzelnen Nachfragergruppen für einen späteren Ver-gleich transparenter zu machen, führte die Bundesnetz-

agentur bereits im Rahmen ihres ersten Monitoringbe-richts eine Erhebung des Einzelhandelspreisniveaus undder Preisbestandteile mit Stand vom 1. April 2006 durch.Hierbei unterschied sie gemäß den Definitionen des Sta-tistischen Amtes der Europäischen Gemeinschaften (Eu-rostat) in die typischen Stromkundenkategorien Ig (Indus-triekunden mit einem Jahresverbrauch von 24 GWh/Jahr)284, Ib (Gewerbliche Kunden mit einem Jahresver-brauch von 50 MWh/Jahr)285 und die Dc (Haushaltskun-den mit einem Jahresverbrauch von 3 500 kWh/Jahr)286.Befragt wurden hierzu Großhändler und Lieferanten. Am1. April 2007 hat die Bundesnetzagentur die Daten erneuterhoben. Zu diesem Zeitpunkt wurden bereits teilweisedie genehmigten Netzentgelte der ersten Netzenengeltge-nehmigungsrunde eingepreist. In Tabelle 3.12 sind diedurchschnittlich mengengewichteten Einzelhandels-preise inklusive Steuern und Abgaben für die skizziertenKundengruppen aufgeführt. Dabei stehen die Vorjahres-preise (1. April 2006) in Klammern unter den Preisenvom 1. April 2007. In der diesjährigen Erhebung wurdeerstmalig bei der Kundenkategorie Dc zwischen dem all-gemeinen Tarif, der innerhalb der Grundversorgung zubezahlen ist, und dem Tarif außerhalb der Grundversor-gung unterschieden. Bei den beiden gewerblichen Kun-denkategorien Ig und Ib wurde eine Differenzierung nachdem ermäßigten Steuersatz für das Produzierende Ge-werbe und dem Regelsteuersatz, der für die übrigen Un-ternehmen zu zahlen ist, vorgenommen.

365. Die Spalte 3 in Tabelle 3.12 macht deutlich, dassdie Netzkosten bei den Haushaltskunden sowohl anteiligals auch absolut am höchsten sind. Innerhalb dieser Katego-rie sind die Netzkosten von 7,3 ct/kWh auf 6,34 ct/kWh ge-sunken. Insgesamt ist der durchschnittliche mengenge-wichtete Stromeinzelhandelspreis jedoch von 18,89 ct/kWhauf 20,12 ct/kWh (allgemeiner Tarif) bzw. 19,94 ct/kWhgestiegen. Mit der Steigerung der Abnahmemenge undder geringeren Zahl an beanspruchten Netzebenen (z. B.durch die Abnahme aus dem Mittelspannungsnetz) sinkendie Netzkosten absolut und anteilig. Während der durch-schnittliche mengengewichtete Stromeinzelhandelspreisbei kleineren Gewerbekunden sowohl mit dem ermäßig-ten als auch mit dem regulären Steuersatz leicht gestiegen

279 Vgl. BNetzA,Stellungnahme vom 1. März 2007, Anlage 2, S. 1.280 Vgl. o.V., Netzagentur kappt Netzentgelte um 2,5 Milliarden Euroo,

Gaskunden sollen Lieferanten einfacher wechseln können, Frankfur-ter Allgemeine Zeitung vom 21. August 2007, S. 14.

281 Vgl. ebenda.282 Vgl. PWC Energie-Forum (Hrsg.), Ergebnisse der 1. Regulierungs-

runde, 26. bis 27. April 2007, S. 3.

283 BNetzA, InfoBrief 01/2007, Stand der Genehmigungsverfahren fürdie Gas- und Stromnetzentgelte, URL: http://www.bundesnetzagen-tur.de/enid/8181332902446a73e922bf3a25e59c06,d0d2d85f7472636964092d0936333139/ss/2_7/Stand_der_Genehmigungsverfahren_fuer_die_Gas-_und_Stromnetzentgelte_3gi.html. (Stand 24. August2007)

284 Diese Kundengruppe hat eine Jahreshöchstlast von 4 000 kW und ei-ne Jahresbenutzungsdauer von 6.000 Stunden. Sie wird aus dem Mit-telspannungsnetz (10 oder 20 kV) versorgt.

285 Diese Kundengruppe hat eine Jahreshöchstlast von 50 kW und eineJahresbenutzungsdauer von 1.000 Stunden. Die Versorgung erfolgtaus dem Niederspannungsnetz (0,4 kV). Sofern in der Kundenkate-gorie Ib keine Leistungsmessung erfolgt, war der Wert für Ib auf derBasis einer Belieferung ohne Leistungsmessung anzugeben.

286 Von dieser Kundengruppe werden 1.300 kWh Nachtstrom (Schwach-laststrom) nachgefragt. Die Versorgung erfolgt aus dem Niederspan-nungsnetz (0,4 kV). Die typische Größe der Wohnung (Standardwoh-nung) beträgt 90 m². Sofern in der Kundenkategorie Dc keineZweitarifmessung erfolgt, war der Wert für Dc auf der Basis einerBelieferung mit Eintarifmessung anzugeben.


ist, sind die Einzelhandelspreise der größeren Gewerbe-kunden (sowohl regulär als auch ermäßigt) leicht gesun-ken. Die Bundesnetzagentur hat am Beispiel der Haus-haltskunden (Dc) aufgezeigt, wie sich derEinzelhandelspreis zusammensetzt. Dabei hat sich derAnteil der Netzkosten von fast 38,64 Prozent auf31,52 Prozent verringert. Auch der Anteil der Abgabenist um 0,31 Prozentpunkte auf 12,82 Prozent leicht gesun-ken. Die Strombezugskosten sind hingegen um mehr alsfünf Prozentpunkte von 23,77 Prozent auf 29,57 Prozentgestiegen. Der Anteil der Steuern hat sich ebenfalls umetwa 1,5 Prozentpunkte auf 26,09 Prozent erhöht. Insge-samt ist der Anteil von Steuern und Abgaben amStromeinzelhandelspreis privater Verbraucher mit fast40 Prozent erheblich.

366. Die anteilige Zusammensetzung des Stromeinzel-handelspreises der Kundenkategorie Dc lässt den Schlusszu, dass die gesunkenen Netzentgelte die gestiegenenGroßhandelspreise und Steuererhöhungen nicht kompen-sieren konnten.

Die genehmigten Entgelte der Bundesnetzagentur sindunter dem Vorbehalt des Widerrufs im Strombereich biszum 31. Dezember 2007 gültig.287 Aufgrund der verspäte-ten Einführung der Anreizregulierung wurde ein zweites

Entgeltgenehmigungsverfahren auf Basis einer Kosten-kontrolle notwendig. Für dieses zweite Genehmigungs-verfahren hatten die Stromnetzbetreiber ihre Anträge spä-testens bis zum 1. Juli 2007 einzureichen.288 MitAusnahme von etwa 20 Unternehmen wurde diese Fristvon allen Netzbetreibern eingehalten. Kleinere regionaleNetzbetreiber haben sich mit den Regulierungsbehördenauf ein vereinfachtes Verfahren geeinigt, durch das ihnendie bereits erteilte Genehmigung der ersten Runde biszum Ende der zweiten Entgeltgenehmigungsrunde(31. Dezember 2008) weiter erteilt wird.289 Die Kosten,die im Rahmen dieser zweiten Entgeltgenehmigungs-runde anerkannt werden, bilden nach den Wünschen desBundeswirtschaftsministeriums die Ausgangsbasis fürden Erlöspfad, der am 1. Januar 2009 mit Einführung derAnreizregulierung relevant wird.290

287 Dies gilt mit Ausnahme der Genehmigung, die an die VattenfallEurope Transmission GmbH erteilt wurde. Diese wurde, wie von derVET beantragt, auf den 31. Dezember 2006 befristet. Vgl. BNetzA,Beschluss vom 6. Juni 2006, BK 8-05/019, S. 40.

288 BNetzA, InfoBrief 01/2007, Stand der Genehmigungsverfahren fürdie Gas- und Stromnetzentgelte, URL: http:// www.bundesnetzagen-tur.de/enid/8181332902446a73e922bf3a25e59c06,d0d2d85f7472636964092d0936333139/ss/2__7/Stand_der_Genehmigungsverfahren_fuer_die_Gas-_und_Stromnetzentgelte_3gi.html. (Stand 24. August2007)

289 Vgl. o.V., Netzagentur kappt Netzentgelte um 2,5 Milliarden Euro,Gaskunden sollen Lieferanten einfacher wechseln können, Frankfur-ter Allgemeine Zeitung vom 21. August 2007, S. 14.

290 BNetzA, InfoBrief 01/2007, Stand der Genehmigungsverfahren fürdie Gas- und Stromnetzentgelte, URL: http://www.bundesnetzagen-tur.de/enid/8181332902446a73e922bf3a25e59c06,d0d2d85f7472636964092d0936333139/ss/2__7/Stand_der_Genehmigungsverfahren_fuer_die_Gas-_und_Stromnetzentgelte_3gi.html. (Stand 24. August2007]

Ta b e l l e 3 . 1 2

Stromeinzelhandelspreise 2007(Vergleichswerte von 2006 in Klammern)

Quelle: BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 35 f.

Durchschnittliche mengengewichtete Strom-

Einzelhandelspreise

Durchschnittliche mengengewichtete Strom-

Netzkosten

Dc (Allgemeine Preise/Allgemeiner Tarif)

20,12 ct/kWh(18,89 ct/kWh)

6,34 ct/kWh(7,30 ct/kWh)

Dc (außerhalb Grundversorgung) 19,94 ct/kWh(18,89 ct/kWh)


Ib mit ermäßigter Stromsteuer 18,87 ct/kWh(18,44 ct/kWh)


Ib mit Regelsteuersatz 19,75 ct/kWh(19,35 ct/kWh)


Ig mit ermäßigter Stromsteuer 10,95 ct/kWh(11,12 ct/kWh)


Ig mit Regelsteuersatz 11,95 ct/kWh(12,14 ct/kWh



3.5.6 Kritische Würdigung der Kosten-regulierung

3.5.6.1 Generelle Anmerkungen

367. Zur Bewertung der Kostenkürzung wäre es auchvon Interesse gewesen, wie sich die Netzentgelte im Ver-gleich zu denjenigen Netzentgelten entwickelt haben, dieaus den vorangegangen Verbändevereinbarungen resul-tierten.291 So wurden von der Bundesnetzagentur zwar dieKürzungen im Vergleich zu den beantragten Netzentgel-ten bekannt gegeben, jedoch gab es keine Angaben zuden Entgelten, die bis zum Inkrafttreten des ersten ex antegenehmigten Entgelts gültig waren. Positiv ist jedoch zubewerten, dass die Bundesnetzagentur die Preiszusam-mensetzung und -entwicklung für die drei Eurostat-Kun-denkategorien Dc, Ig und Ib angibt. Da sich die Entgelteder ersten Genehmigungsrunde auf die Daten des Ge-schäftsjahres 2004 beziehen, ist noch nicht abzusehen,wie sich die Netzentgelte entwickeln, wenn als Basis desEntgeltgenehmigungsverfahrens die Daten der Geschäfts-jahre genommen werden, in denen auf Seiten der Unter-nehmen bereits Kosten durch die regulatorischen Aufla-gen anfielen. Die Kosten, die sich durch regulatorischeAuflagen ergeben, können über weite Strecken im Rah-men des Netzentgeltgenehmigungsverfahrens geltend ge-macht werden. Deshalb lässt sich annehmen, dass sie dieNetzentgelte der zweiten Genehmigungsrunde erhöhenwerden. Es ist jedoch fraglich, ob die Ineffizienzen, diebei den Netzbetreibern aufgedeckt und durch Nichtaner-kennung der jeweiligen Kosten sanktioniert werden, diezusätzlichen Regulierungskosten überkompensieren. Nurwenn dieser Fall eintritt, wird es zu nachhaltigen Netzent-geltkürzungen kommen.

368. Generell steht die Monopolkommission einerkostenorientierten Entgeltkontrolle – sei es ex post oderex ante – kritisch gegenüber. Die Probleme, die eine Kos-tenkontrolle verursacht, hat sie bereits in mehreren Gut-achten ausführlich diskutiert.292 Vor diesem Hintergrundund dem baldigen Übergang zur Anreizregulierung solldiese Diskussion im vorliegenden Gutachten nicht erneutgeführt werden.

369. Abgesehen von den Gefahren ökonomischer Inef-fizienzen, die eine Kostenregulierung mit sich bringt,sieht die Monopolkommission besonders kritisch, dassdie Kalkulationsprinzipien der Entgeltbestimmung in derStromnetzentgeltverordnung im Wesentlichen auf denKalkulationsprinzipien der Verbändevereinbarung zur

Elektrizität beruhen. So lehnt sich § 24 StromNEV an dieStrukturklassen und das darauf aufbauende Vergleichs-marktkonzept an, das in der 3. Verbändevereinbarung(VV II plus) eingeführt wurde. Darüber hinaus wurde derGleichzeitigkeitsgrad (§ 16 StromNEV) als Faktor derNetzentgeltermittlung bereits aus der ersten Verbändever-einbarung des Jahres 1998 übernommen. Da bei der Ver-bändevereinbarung keine Vertreter der Haushaltskundenanwesend waren, liegt die Vermutung nahe, dass nebenden Interessen industrieller Verbraucher insbesondere dieInteressen der Elektrizitätsversorger vertreten wurden.Diese Vermutung wird dadurch verstärkt, dass die Ver-bändevereinbarung auf die tatsächlichen Kosten desNetzbetreibers abstellte.

370. Zwar ist die Maßgabe des § 21 Abs. 2 EnWG ge-nerell zu begrüßen, durch den die Entgeltbildung aufGrundlage der Kosten der Betriebsführung eines effizien-ten und vergleichbaren Netzbetreibers zu erfolgen hat.Diesem Effizienzgedanken widerspricht jedoch die Fest-legung der Eigenkapitalzinssätze in der Stromnetzentgelt-verordnung. Die Monopolkommission hatte bereits in ih-rem letzten Hauptgutachten angemahnt, dass dieseFestlegung mit der Setzung von Anreizen für eine effizi-ente Leistungserstellung nicht vereinbar ist.293 Auch dieErfahrungen der ersten Entgeltregulierungsrunde machendeutlich, dass sich der angestrebte Effizienzmaßstab inder praktischen Regulierung nur schwer umsetzen lässt.So gelang es den Regulierungsbehörden aufgrund desPersonalmangels und des damit in Verbindung stehendenZeitdrucks bei der Kostenprüfung nicht einmal, alle Kos-tenstrukturparameter zu prüfen. Vielmehr konzentriertensich die Behörden auf bestimmte Prüfungsschwerpunktewie die Abweichungen zwischen den geltend gemachtenPlan- und Istwerten, die kalkulatorische Bewertung desSachanlagevermögens, die kalkulatorische Eigenkapital-verzinsung und die kalkulatorische Gewerbesteuer. Da-rüber hinaus bestand auch keine Möglichkeit, sich bei denjeweiligen Unternehmen vor Ort ein Bild von der angege-benen Kosten- und Erlöslage zu machen. ÖkonomischenIneffizienzen und der Gefahr der Ausbeutung kann mitder bisher praktizierten Entgeltgenehmigung nicht in hin-reichendem Maße begegnet werden. Bei der bisherigenKostenregulierung wurde ein Effizienzvergleich nur inrudimentären Ansätzen vorgenommen. Die Gefahr derAusbeutung entsteht vor allem durch die Anerkennungder Kosten für Ausgleichsenergie im Rahmen derNetzentgelte, wie bereits in Abschnitt 3.5.4.4 diskutiert.

3.5.6.2 Dauer der ersten Entgelt-genehmigungsrunde

371. Neben der generellen Problematik einer kosten-orientierten Entgeltregulierung ist die Dauer der Verfah-ren der ersten Entgeltgenehmigungsrunde problematisch.Eine umfangreiche Kostenprüfung erfordert einen hohenPersonal- und Zeitaufwand bei Regulierungsbehörden,Netzbetreibern und Beratern, der im Vorfeld des ersten

291 Im Rahmen der Bekanntmachung der Netzentgeltgenehmigungenwäre es zudem auch wünschenswert, alle Bescheide und nicht nur dieersten Netzentgeltbescheide der vier Übertragungsnetzbetreiber zumDownload im Internet zur Verfügung zu stellen, um so eine höhereVerfahrenstransparenz zu gewährleisten. In späteren Verfahren wur-den nur die Preisblätter zum Download bereitgestellt.

292 Vgl. Monopolkommission, Preiskontrollen in Energiewirtschaft undHandel? Zur Novellierung des GWB, Sondergutachten 47, Baden-Baden 2007, Tz. 18 ff.; Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Baden 2006, Tz. 19, 32 ff.; Monopolkommission,Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005, Tz. 1171 ff. ; Mono-polkommission, Hauptgutachten 2000/2001, Baden-Baden 2003,Tz. 782 ff.



Genehmigungsverfahrens unterschätzt wurde. Insbeson-dere die Landesregulierungsbehörden und kleinere Netz-betreiber waren mit der inhaltlichen Komplexität derGenehmigungsverfahren und dem erhöhten Prüfungsauf-wand, der sich durch die Vielzahl an Netzbetreibern er-gab, überfordert. Einige Landesregierungen hatten sichauch deshalb bereits im Vorfeld dazu entschieden, dieseRegulierungsaufgaben auf die Bundesnetzagentur zuübertragen. Aber auch auf Seiten der Bundesnetzagenturkam es zu Verzögerungen bei der Bewältigung der zahl-reichen Entgeltgenehmigungsverfahren im Strom- undGassektor. Auch hier waren die Entgeltgenehmigungsver-fahren der ersten Runde im August 2007 noch nicht abge-schlossen.

372. Als Grund für die deutlichen Verzögerungen wur-den von der Bundesnetzagentur neben der hohen Arbeits-belastung die teilweise schlechte Qualität der geliefertenDaten – insbesondere von kleineren Netzbetreibern – ge-nannt. Die Unterlagen hätten zahlreiche Schätzungen ent-halten. Darüber hinaus habe erheblicher Beratungsbedarfbei den Unternehmen bestanden. Die kleineren Verteil-netzbetreiber fühlten sich hingegen von der zu erbringen-den Datenfülle überfordert. Darüber hinaus kritisiertendie Unternehmen die unkomfortablen Hilfsmittel zur Da-tenerfassung. Vor diesem Hintergrund ist die Einigungzwischen kleineren regionalen Netzbetreibern und denRegulierungsbehörden auf die Verlängerung der Gültig-keit der genehmigten Netzentgelte der ersten Genehmi-gungsrunde bis zum 31. Dezember 2008 zu begrüßen.

373. Die Verzögerungen im Rahmen der Entgeltgeneh-migungsrunde haben zur Folge, dass sich die erhofftenpositiven Wettbewerbseffekte erst mit einer erheblichenVerspätung einstellen können. Obwohl die Übertragungs-netzbetreiber und die großen regionalen Netzbetreibernoch im Jahr 2006 beschieden wurden und es dort imVergleich zum Netzentgeltantrag zu deutlichen Kürzun-gen kam, wurden diese Kürzungen nicht sofort flächen-deckend an den Letztverbraucher weitergegeben. DieUrsache lag darin, dass zahlreiche kleinere Verteilnetzbe-treiber noch auf die Genehmigung der eigenen Entgeltewarteten. Die geringeren Kosten für die Nutzung der vor-gelagerten Netzebenen wurden erst nach erteilter Geneh-migung der eigenen Netzentgeltanträge eingepreist. Hier-durch entstanden auf Seiten der Verteilnetzbetreiber biszum Zeitpunkt der Genehmigung der eigenen Netzent-gelte Sondergewinne.

3.5.6.3 Auskunftsbefugnisse und Rechtsunsicherheiten

374. Ein weiteres Problem ergab sich bei den Aus-kunftsbefugnissen der Bundesnetzagentur (§ 69 EnWG).Im Vorfeld der Erhebung von Netz- und Kostenstruktur-daten, welche die Bundesnetzagentur zum einen für denEffizienzvergleich gemäß § 21 Abs. 2 EnWG und zumanderen zur Vorbereitung des Berichts zur Anreizregulie-rung gemäß § 112 Abs. 1 Satz 3 EnWG nachfragte, hattensich einige Netzbetreiber gegen das Auskunftsverlangender Bundesnetzagentur gewendet. Dabei sahen sie dieWahrung ihrer Geschäftsgeheimnisse verletzt. Zu den

Auskunftsbefugnissen der Bundesnetzagentur nahm derBundesgerichtshof im Juni 2007 Stellung.294 Er betonte,es sei grundsätzlich Sache der Bundesnetzagentur zu be-urteilen, ob eine Auskunft für die Erstellung des Berichtserforderlich sei. Allerdings führte der Gerichtshof zu-gleich aus, dass diese Beurteilung im Hinblick auf § 83Abs. 5 EnWG der uneingeschränkten richterlichen Kon-trolle unterliege. Diese Rechtsprechung ist zu begrüßen,da nur durch die Erhebung detaillierter Kosten- undStrukturdaten ein Effizienzvergleich möglich wird.

375. Nach § 8 des Gesetzes über die Bundesnetzagenturfür Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Ei-senbahnen hat diese einen Länderausschuss mit den Lan-desregulierungsbehörden zu bilden, um die den Regulie-rungsbehörden nach § 54 EnWG übertragenen Aufgabenwahrzunehmen. Die Landesregulierungsbehörden könnenjeweils einen Vertreter in den Länderausschuss entsen-den. Ziel des Länderausschusses ist es, gemäß § 64aEnWG durch eine Abstimmung zwischen der Bundesnetz-agentur und den Landesregulierungsbehörden einen ein-heitlichen Vollzug zu gewährleisten. Die Abstimmung beider Tätigkeit sollte darüber hinaus auch durch die Grün-dung des Arbeitskreises Netzentgelte forciert werden.Obwohl ein einheitlicher Vollzug anvisiert wurde, zeigtsich in der Regulierungspraxis eine zum Teil voneinanderabweichende Vorgehensweise bei der Kalkulation derStromnetzentgelte zwischen der Bundesnetzagentur undden Landesregulierungsbehörden sowie zwischen deneinzelnen Landesregulierungsbehörden.

376. So unterschieden sich die Verfahren bei der Ermitt-lung der Gewerbesteuer. Darüber hinaus differierte dieAnerkennung der Kosten nicht nur zwischen den Behör-den, sondern auch bei derselben Behörde. Die Bundesnetz-agentur erkannte die Plankosten im Rahmen der Ge-nehmigung der Stromnetzentgelte an, während dieAnerkennung bei den Gasnetzentgelten nicht erfolgte.

377. Die teilweise unterschiedlichen Auffassungen derRegulierungsbehörden sowie von Regulierungsbehördenauf der einen und Netzbetreibern und ihren Interessenver-tretern auf der anderen Seite spiegeln sich auch in denBeschwerdeverfahren wider, die anlässlich des erstenEntgeltgenehmigungsverfahrens geführt wurden. DasEnergiewirtschaftsgesetz sieht in Anlehnung an das allge-meine Kartellrecht für die Anfechtung von Entscheidun-gen, welche die Regulierungsbehörden erlassen, zunächstden Rechtszug zum Oberlandesgericht295 (Beschwerde,§ 75 ff. EnWG) und anschließend zum Bundesgerichtshof

294 BGH, Beschlüsse vom 19. Juni 2007, KVR 16/06, 17/06 und 18/06.Im konkreten Verfahren hatten sich mehrere Gasfernleitungsbetreibergegen ein Auskunftsverlangen der Bundesnetzagentur gewendet, mitder allen Betreibern von Gasversorgungsnetzen aufgegeben wurde,ins Einzelne gehende Angaben über Netzstrukturen und Kosten zumachen. Die Grundsätze dieser BGH-Entscheidung lassen sich aufsämtliche Fälle sowohl im Gas- als auch im Strombereich übertragen,in denen die Bundesnetzagentur Auskunftsanordnungen nach § 69EnWG trifft.

295 Für Entscheidungen der Bundesnetzagentur ist das Oberlandesge-richt Düsseldorf zuständig und für Entscheidungen der Landesregu-lierungsbehörden das jeweils örtlich am Sitz der Behörde zuständigeOberlandesgericht (§ 75 Abs. 4 EnWG).


(Rechtsbeschwerde, § 86 ff. EnWG) vor. Weder die Be-schwerde noch die Rechtsbeschwerde entfaltet aufschie-bende Wirkung (§ 76 Abs. 1, § 88 Abs. 5 EnWG). Da dasHauptsacheverfahren mehrere Jahre in Anspruch nehmenkann, müssen sich die Unternehmen der Entgeltanord-nung vorerst beugen, es sei denn, sie sind im sog. Eil-rechtsschutz vor dem Beschwerdegericht, dem jeweilszuständigen Oberlandesgericht, erfolgreich (§ 77 Abs. 3Satz 4, § 76 Abs. 3 i.V.m. § 72 EnWG).

378. Ein Grund für die Rechtsstreitigkeiten zwischenden Netzbetreibern und den Regulierungsbehörden be-stand in divergierenden Auffassungen über die zulässigeVerfahrensdauer. Gemäß § 23a Abs. 4 Satz 2 EnWG giltdas Netznutzungsentgelt unter dem Vorbehalt des Wider-rufs für einen Zeitraum von einem Jahr als genehmigt,wenn die zuständige Behörde innerhalb von sechs Mona-ten nach Vorliegen der vollständigen Unterlagen keineEntscheidung trifft. Alle Verfahren der Bundesnetzagen-tur dauerten länger. Das Eintreten der Genehmigungsfik-tion sechs Monate nach Antragstellung – spätestens zum1. Mai 2006296 – wurde jedoch von den Regulierungsbe-hörden mit der Begründung abgelehnt, dass die Anträgeder Netzbetreiber unvollständig gewesen seien und Un-terlagen nachgefordert werden mussten.

379. Darüber hinaus haben die Regulierungsbehördenverschiedene Maßnahmen ergriffen, um die Netzentgeltefür den Zeitraum vor der Genehmigungserteilung zu be-einflussen und im Ergebnis denjenigen anzugleichen, dielaut Genehmigung künftig maßgeblich sein sollten. So er-teilte etwa die Bundesnetzagentur die erste Stromnetzent-geltgenehmigung gegenüber dem Übertragungsnetzbe-treiber Vattenfall Europe Transmission GmbH (VET)unter der Auflage, dass das Unternehmen die Differenzzwischen den bisher erhobenen Netzentgelten und den imBescheid genehmigten Entgelten für den Zeitraum vom1. November 2005 bis 30. Juni 2006 berechnet und dieseMehrerlöse kostenmindernd in der nächsten Kalkula-tionsperiode berücksichtigt. Die Landesregulierungsbe-hörde Baden-Württemberg erließ dagegen Bescheide, indenen sie die Netzentgelte kürzte und ausdrücklich mitWirkung für die Vergangenheit anordnete. In den betref-fenden Fällen hatten die lokalen Stromnetzbetreiber dieerstmalige Genehmigung ihrer Netzentgelte zum 1. Mai2006 bzw. 1 Juli 2006 beantragt. Die Landesregulierungs-behörde setzte die Netzentgelte mit Rückwirkung zum1. Januar 2006 fest. Ferner waren Einzelheiten bei derKostenkalkulation umstritten, welche die Regulierungs-behörden angewendet haben. Um eine gerichtliche Klä-rung der umstrittenen Fragen herbeizuführen, legten ei-nige Netzbetreiber gegen die Entgeltbescheide derRegulierungsbehörden Rechtsmittel ein.

380. In dem Beschwerdeverfahren, das der Übertra-gungsnetzbetreiber VET vor dem Oberlandesgericht Düs-seldorf gegen die Bundesnetzagentur führte, hatte dasUnternehmen Eilrechtsschutz beantragt. Am 21. Juli 2006

nahm das Gericht im VET-Eilverfahren durch Beschlusssowohl zum Eintritt der Genehmigungsfiktion (Verfah-rensdauer) als auch zur angeordneten Auflage der Mehr-erlössaldierung Stellung297. Das Gericht entschied, dasses für die Frage, ob die Unterlagen vollständig im Sinneder § 23a Abs. 4 Satz 2 EnWG eingereicht seien und folg-lich die sechsmonatige Frist für die Genehmigungsfiktionzu laufen beginne, auf die Sach- und Rechtslage zumZeitpunkt der Antragstellung ankomme, wobei das bean-tragende Unternehmen die Beweislast trage. Falls jedochder Netzbetreiber und die Regulierungsbehörde über dieFrage stritten, ob die Genehmigung der beantragten Netz-zugangsentgelte als erteilt anzusehen sei, und die Regu-lierungsbehörde die Entgelte anderweitig festsetzte, lägedarin im Zweifel ein Widerruf der fiktiven Genehmigung.Das Gericht stellt somit klar, dass die Regulierungsbe-hörde selbst im Falle des Eintritts der Genehmigungsfik-tion nach § 23a Abs. 4 Satz 2 EnWG aufgrund des aus-drücklichen Widerrufsvorbehalts jederzeit einen neuenBescheid erlassen kann, in dem sie geänderte Netzent-gelte für die Zukunft festsetzt.

381. Die Auflage zur Mehrerlössaldierung stufte dasGericht dagegen als rechtswidrig ein. Die Bundesnetz-agentur hatte argumentiert, VET sei aufgrund von § 32Abs. 2 Satz 1 StromNEV spätestens seit Ende Oktober2006 zur Entgeltbemessung nach den Grundsätzen derVerordnung und des Energiewirtschaftsgesetzes ver-pflichtet gewesen. Die anschließend erhobenen Entgelte,die VET in der Höhe unverändert gelassen hatte, seiendaher rechtswidrig und einer Mehrerlösabschöpfung zu-gänglich. Das Oberlandesgericht Düsseldorf teilte dieseAuffassung nicht und verwies darauf, dass nach § 118Abs. 1b Satz 2 StromNEV i.V.m. § 23a Abs. 5 EnWG das„Beibehaltendürfen“ der Entgelte unter bestimmten Vo-raussetzungen in der Übergangsphase vor Erlass der ers-ten Genehmigungsbescheide zulässig sei. Für die Befug-nis zur Anordnung einer Mehrerlössaldierung hätte eseiner ausdrücklichen gesetzlichen Grundlage bedurft. Ge-gen die von der Bundesnetzagentur vorgenommene Ent-geltberechnung hatte das Oberlandesgericht Düsseldorfdagegen keine rechtlichen Bedenken. Zwischenzeitlichhat es mit Beschluss vom 9. Mai 2007 seine Rechtsauf-fassung aus dem einstweiligen Rechtsschutzverfahren be-stätigt. Neben dem für Entscheidungen der Bundesnetz-agentur zuständigen Oberlandesgericht Düsseldorf habensich auch andere Oberlandesgerichte mit den skizziertenFragestellungen in Verfahren befasst, in denen regionaleStromnetzbetreiber Netzentgeltbescheide von Landesre-gulierungsbehörden angefochten haben.

382. Letztlich wird durch die Mehrerlössaldierung, diedie Bundesnetzagentur gegenüber VET angeordnet unddie das Oberlandesgericht Düsseldorf als rechtswidrigeingestuft hat, dasselbe Ergebnis erzielt und angestrebtwie durch die Festsetzung eines Netzentgeltbescheids,der sich ausdrücklich auch auf die Vergangenheit bezieht.Das Oberlandesgericht Stuttgart hat die durch die Landes-regulierungsbehörde Baden-Württemberg gegenüber lo-

296 Wie sich aus § 118 Abs. 1 b EnWG ergibt, mussten die Stromnetzbe-treiber spätestens bis zum 31. Oktober 2005 die Entgeltanträge beider zuständigen Regulierungsbehörde einreichen. 297 OLG Düsseldorf, Beschluss vom 21. Juli 2006, VI-3 289/06 Kart.


kalen Stromnetzbetreibern angeordnete Rückwirkung derNetzentgeltgenehmigungen jedoch im einstweiligenRechtsschutzverfahren nicht beanstandet298. Die Rück-wirkung sei zwar im Gesetz nicht ausdrücklich vorgese-hen, da weder § 23a noch § 118 Abs. 1b EnWG dieseFrage explizit regelten. Den Zielsetzungen des Energie-wirtschaftsgesetzes, eine möglichst sichere, preisgüns-tige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltver-trägliche leitungsgebundene Versorgung im Wettbewerbsicherzustellen (§ 1 Abs. 1 und 2 EnWG), werde am bes-ten Rechnung getragen, wenn auch eine Befugnis zurrückwirkenden Genehmigung bestehe. Nur so könntenPreissenkungen für die Vergangenheit durchgesetzt wer-den.

383. Uneinheitlich haben die Oberlandesgerichte überdie Frage entschieden, ob die Regulierungsbehörden dieEntgelte im Einzelnen richtig ermitteln. So hielt dasOberlandesgericht Koblenz die von den Regulierungs-behörden praktizierten Restwertermittlungen für unzuläs-sig299. Das Oberlandesgericht Naumburg kritisierte dagegenEinzelheiten beim Vorgehen der Tagesneuwertermittlungund die zweifache Anwendung der 40-prozentige-Ober-grenze bei der Eigenkapitalverzinsung300. Das Oberlan-desgericht Düsseldorf widersprach hingegen dem Ober-landesgericht Naumburg in seinem Hauptsachebeschlussim VET-Verfahren ausdrücklich301. Dagegen wurde dierestriktive Haltung der Regulierungsbehörden bei denPlankostenansätzen, den Kosten für die Beschaffung vonAusgleichsenergie und für die Fremdkapitalaufnahmeüber weite Strecken bestätigt. Bisher sind jedoch nichtalle Streitfragen letztinstanzlich geklärt worden.

384. Durch die unterschiedlichen Auffassungen der Ge-richte blieb die Rechtsunsicherheit der Unternehmen imVorfeld der zweiten Netzentgeltgenehmigungsrunde be-stehen. Auch den Regulierungsbehörden fehlt bei Einzel-fragen zu den Netzentgeltgenehmigungsverfahren eineeindeutige Klärung. Der Fortbestand dieser Rechtsunsi-cherheit ist besonders problematisch, da die genehmigteKostenbasis der Entgeltgenehmigungsrunde auch für dieerste Periode der Anreizregulierung maßgeblich ist.Durch diese Kostenbasis wird das Erlösniveau für meh-rere Jahre mitbestimmt. Vor diesem Hintergrund ist aufeine zügige letztinstanzliche Entscheidung über die offe-nen Fragen zu hoffen.

385. Zur Verringerung der Rechtsunsicherheiten kannauch die Vereinheitlichung der Entgeltregulierungspraxisvon Bundesnetzagentur und den zuständigen Landesbe-hörden beitragen. Während die Monopolkommission einedifferenzierte Behandlung von Unternehmen aufgrundstruktureller Unterschiede begrüßt, sind Ungleichbehand-lungen ohne sachlich gerechtfertigten Grund zu vermei-den. Zwar wurde von den Regulierungsbehörden am7. März 2006 das „Positionspapier der Regulierungsbe-

hörden des Bundes und der Länder zu Einzelfragen derKostenkalkulation gemäß Stromnetzentgeltverordnung“veröffentlicht.302 Dieses Positionspapier gibt jedoch keineeinheitlichen Standards bei der Bewertung der Kostenpo-sitionen vor und wurde erst vier Monate nach dem Endeder Abgabefrist für die Netzentgeltgenehmigungen veröf-fentlicht. Somit konnte es nicht zur Klärung offener Fra-gen beitragen, die sich im Vorfeld der Antragstellung beiden Unternehmen ergeben hatten. Die Regulierungsbe-hörden sollten sich – in Anlehnung an das im März veröf-fentlichte Positionspapier – auf einheitliche Standards zurBewertung der Kostenpositionen verständigen, auf diesich die Netzbetreiber zukünftig einstellen können. Hier-durch würden nicht nur die Transaktionskosten auf Seitender Unternehmen deutlich gesenkt. Auch den personellweniger stark ausgestatteten Landesregulierungsbehördenwürde die Arbeit erheblich erleichtert.

3.5.6.4 Versorgungssicherheit

386. Generell lässt sich eine wettbewerbspolitischeAussage über die Höhe der Netzentgelte und das Sen-kungspotential nur machen, wenn bei der Bewertungauch Qualitätsaspekte wie die Versorgungssicherheit be-trachtet werden. Nach Angaben des Verbandes der Elek-trizitätswirtschaft (VDEW) nimmt Deutschland auf demGebiet der Versorgungssicherheit eine Spitzenstellung inEuropa ein. So hätten die deutschen Stromkunden im Jahr2006 nur durchschnittlich 19 Minuten auf die Stromver-sorgung verzichten müssen. Diese geringe „Stromausfall-zeit“ entspreche einer Versorgungszuverlässigkeit von99,996 Prozent. Eine Ursache für die Versorgungssicher-heit liege in der engmaschigen Struktur des Versorgungs-netzes, wodurch es im europäischen Vergleich wenigerstöranfällig sei.

387. Zusätzlich ist die Netzqualität davon abhängig, inwelchem Ausmaß Investitionen für den Erhalt, die Erneu-erung und den Ausbau der Netze getätigt werden. Diedeutschen Netzbetreiber investierten im Jahr 2006 mehrals 2 Mrd. Euro für Netzausbau- und Netzerhaltungsmaß-nahmen.303 Nach Angaben der Bundesnetzagentur wur-den für Ausbau/Erweiterung, Erneuerung und Instandhal-tung der Übertragungsnetze 922 Mio. Euro investiert.Dabei entfielen 203 Mio. Euro auf den Ausbau bzw. dieErweiterung und etwa 207 Mio. Euro auf die Erneuerungder Netze. Der größte Anteil der Investitionen – 512 Mio.Euro – entfiel auf die Instandhaltung der Netze. Aufgrundder langen Nutzungsdauer von Netzen und Kraftwerkenist die Energiewirtschaft durch lange Investitionszyklenvon 30 bis 40 Jahren gekennzeichnet. Darüber hinauswird die Investitionsneigung der Unternehmen unter an-derem durch exogene Schocks, die Erwartungen der Un-ternehmen, die rechtlichen Rahmenbedingungen, dieKonsistenz der Regulierungstätigkeit und die konjunktu-relle Entwicklung beeinflusst. Bei den Übertragungsnetz-

298 OLG Stuttgart, Beschluss vom 9. November 2006, 205 EnWG 1/06.299 OLG Koblenz, Beschlüsse vom 4. Mai 2007, W 621/06 Kart., W

605/06 Kart., W 595/06 Kart.300 OLG Naumburg, Hinweisbeschluss vom 2. März 2007, 1 W 25/06.301 OLG Düsseldorf, Beschluss vom 9. Mai 2007, VI-3 289/06.

302 URL: www.smwa.sachsen.de/set/431/Positionspapiere.pdf. (Stand31. August 2007]



betreibern war seit 2003 eine ansteigende Investitionstä-tigkeit zu beobachten. Ein besonders großer Sprung in derInvestitionstätigkeit zeigte sich zwischen den Jahren 2005und 2006. Während das Investitionsvolumen im Jahr2005 bei 643 Mio. Euro lag, investierten die Übertra-gungsnetzbetreiber im Folgejahr 922 Mio. Euro in ihreNetze. Die Bundesnetzagentur erwartet, dass sich der po-sitive Trend auch für den Zeitraum von 2008 bis 2016fortsetzt.304

388. Den Qualitätsanforderungen der Netze soll auchdurch den ersten Abschnitt des dritten Teils des Energie-wirtschaftsgesetzes Rechnung getragen werden (insbe-sondere §§ 11 bis 14 EnWG). Nach § 11 EnWG sind dieÜbertragungsnetzbetreiber dazu verpflichtet, ihre Netzebedarfsgerecht auszubauen. Auch diese Verpflichtungwird von der Bundesnetzagentur beaufsichtigt. Vor die-sem Hintergrund wurden die Übertragungsnetzbetreiberdazu aufgefordert, ab Dezember 2006 quartalsweise Sta-tusberichte über den Stand der in den Netzausbauberich-ten wesentlichen Netzausbauvorhaben zu übermitteln.Bei der Auswertung dieser Statusberichte stellte die Bun-desnetzagentur fest, dass es beim Bau neuer Stromleitun-gen – insbesondere bei den Projekten des „PriorityInterconnection Plan“ der EU-Kommission – zu Verzöge-rungen gekommen ist. Die Ursache dieser Verzögerungenliegt nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber primärin der mangelnden Akzeptanz der Bevölkerung und densich daraus ergebenden langen Genehmigungsverfahren.Als Folge nehme der Bau einer Fernleitung etwa zehnJahre in Anspruch und übersteige damit die Bauzeit dermeisten Kraftwerksprojekte. Diese Verzögerungen kön-nen – nicht nur an den Grenzkuppelstellen, sondern auchinnerhalb Deutschlands – zu Netzengpässen führen.

389. Neben der Netzausbauverpflichtung sind die Über-tragungsnetzbetreiber gemäß § 13 Abs. 7 EnWG dazuverpflichtet, eine Schwachstellenanalyse zu erarbeitenund auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen zutreffen. Die Bundesnetzagentur ist bis zum 31. August ei-nes jeden Kalenderjahres über die Ergebnisse derSchwachstellenanalyse zu informieren. Nachdem dieseSchwachstellenanalyse der Bundesnetzagentur im August2006 das zweite Mal vorgelegt wurde, konnten offeneFragen zur Analyse von 2005 geklärt werden. Darüber hi-naus wurden die Anregungen der Bundesnetzagentur imRahmen der Schwachstellenanalyse aufgenommen. Ge-nauere Details über die damit in Verbindung stehendenMaßnahmen gab die Bundesnetzagentur nicht bekannt.Gemäß § 12 EnWG haben die Übertragungsnetzbetreiberzusätzlich zweimal im Jahr einen Bericht über den Netz-zustand und die Netzausbauplanung zu erstellen. DieserVerpflichtung sind die Netzbetreiber erstmals im Februar2006 nachgekommen. Bisher hat die Bundesnetzagenturnoch keine Informationen dazu veröffentlicht, welcheSchlüsse sie aus diesem Bericht für die Qualität der deut-schen Übertragungsnetze zieht.

390. Auch die Betreiber von Elektrizitätsverteilnetzensind gemäß § 14 Abs. 1 i. V. m. § 12 Abs. 3a EnWG fürdie Sicherheit und Zuverlässigkeit ihres Netzes verant-wortlich. Wie auch die Übertragungsnetzbetreiber sinddie Verteilnetzbetreiber dazu verpflichtet, eine Schwach-stellenanalyse zu erarbeiten und die notwendigen Maß-nahmen zum Beheben der Schwachstellen zu ergreifen.Zusätzlich hatten die Verteilnetzbetreiber erstmals zum1. August 2006 einen Netzzustandsbericht und einen Be-richt über die Netzausbauplanung bei der Regulierungs-behörde abzugeben. Von der Berichtspflicht befreit wur-den dabei nur die Netzbetreiber, an deren Netz wenigerals 10 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar ange-schlossen sind. Nach § 35 Abs. 1 Nr. 8 EnWG hatten dieVerteilnetzbetreiber mitzuteilen, ob sie ihren Berichts-pflichten nachgekommen sind. Dabei ergab sich nachfol-gendes Bild:

Ta b e l l e 3 . 1 3

Berichtspflichten der Verteilnetzbetreiber

Quelle: BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 179

391. Über 25 Prozent der Verteilnetzbetreiber mit mehrals 10 000 angeschlossenen Kunden kamen ihren gesetz-lichen Verpflichtungen zum Abfassen eines Netzausbau-und eines Netzzustandberichts nicht nach. Die geforderteSchwachstellenanalyse wurde von nur 40 Prozent derbetroffenen Verteilnetzbetreiber durchgeführt. Die Bun-desnetzagentur weist zu Recht darauf hin, dass dieseunzureichenden Analysen zu Fehleinschätzungen desNetzzustandes führen und somit eine Gefährdung der Si-cherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversor-gungssysteme zur Folge haben können. In diesen Fällenist die Bundesnetzagentur gefordert, allgemeine Auf-sichtsmaßnahmen nach § 65 Abs. 1 und 2 EnWG einzu-leiten und gegebenenfalls Zwangsmaßnahmen anzuord-nen. Sollten die Betreiber von Übertragungsnetzen ihreBerichte nicht, nicht vollständig oder nicht rechtzeitig beider Bundesnetzagentur vorlegen, so obliegt es ihr, gemäß§ 95 Abs. 1a EnWG ein Bußgeldverfahren einzuleiten.

392. Abschließend kann der bisher praktiziertenNetzentgeltregulierung attestiert werden, dass sie dasDiskriminierungspotential beim Zugang zu den Elektrizi-tätsversorgungsnetzen deutlich mindert und somit bereitseinen wertvollen Beitrag zur Senkung der Marktzutritts-schranken leistet. Es bleibt jedoch anzumerken, dass dieNetzentgelte für einen Energiehändler ohne eigenes Netz304 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 178.

390 Verteilnetzbetreiber mit mehr als 10.000 Kunden Ja Nein

Keine An-gabe

Durchführung einer Schwachstellenanalyse 155 226 9

Erstellung eines Netzzu-standsberichts 283 95 12

Erstellung eines Netzausbau-berichts 274 105 11


einen echten Kostenfaktor darstellen, während sie z. B.für die Handelstöchter eines vertikal integrierten Ver-bundunternehmens den Charakter interner Verrechnungs-preise haben.

3.6 Strompreise393. Die Monopolkommission begrüßt, dass die Wech-selbereitschaft der Haushaltskunden im Anschluss an denWegfall der Bundestarifordnung Elektrizität zugenom-men hat. Um die auch weiterhin überragende Marktstel-lung der Grundversorger in ihrem jeweiligen Versor-gungsgebiet anzugreifen, bedarf es jedoch weitererAufklärungsmaßnahmen, wie sie bereits insbesonderevon den Verbraucherschutzverbänden vorgenommen wer-den. Hier könnte z. B. auch das Bundeskartellamt – inAnlehnung an die bereits veröffentlichte Vergleichslisteder Gaspreise – einen wertvollen Beitrag leisten, indemes über das erhebliche Einsparpotential und die einfachenWechselbedingungen informiert. 394. Der Einfluss auf eine Belebung des Wettbewerbsim gesamten Energiesektor, der von einer Erhöhung derWechselbereitschaft der Haushaltskunden ausgeht, ist je-doch eingeschränkt. So hat die Vertriebsmarge derGrundversorger mit etwa 4 Prozent einen vergleichsweisegeringen Anteil an den Einzelhandelspreisen von Haus-haltskunden der „Kundenkategorie Dc“305. Neben denNetzkosten werden die Einzelhandelspreise maßgeblichvon den Strombezugskosten beeinflusst. Deshalb kannaus dem Vorhandensein von unterschiedlichen Angebotenauf dem Endkundenmarkt nicht abgeleitet werden, dassdie zur Wahl stehenden Strompreise nicht generell über-höht wären. Selbst bei einer hinreichenden Wettbe-werbsintensität auf den Endkundenmärkten würde einüberhöhter Strombezugspreis, der sich auf dem Markt fürden erstmaligen Stromabsatz bildet, an die Endverbrau-cher weitergegeben. Ähnliches gilt für überhöhte Regel-energiepreise, von denen ein großer Teil über die Netzent-gelte auf die Endkunden überwälzt werden kann.

3.6.1 Wegfall der Tarifpreisaufsicht395. Am 1. Juli 2007 trat die Bundestarifordnung Elek-trizität außer Kraft, die seit 1989 eine kostenbasierte Ex-ante-Preisaufsicht der „allgemeinen Tarife in der Nieder-spannung“ durch die Länder vorsah (§ 12 BTOElt).306 DieKontrolle wurde bis zu diesem Zeitpunkt von allen Bun-desländern mit Ausnahme Baden-Württembergs durchge-führt. Eine Preisgenehmigung war nach § 12 Abs. 2BTOElt an den Nachweis gebunden, dass die beantragtenPreise in Anbetracht der gesamten Kosten- und Erlöslagebei elektrizitätswirtschaftlich rationeller Betriebsführungerforderlich sind. Gemäß § 12 Abs. 3 Satz 1 BTOElt hat-ten die Grundversorger ihre Tarife mindestens drei Mo-

nate im Voraus bei der zuständigen Landesbehörde zu be-antragen.307

396. Eine detaillierte Kostenprüfung der Entgeltanträgewurde von den Landesregulierungsbehörden mit ihren be-grenzten personellen Ressourcen häufig nur dann vorge-nommen, wenn das beantragte Entgelt deutlich von demDurchschnitt aller beantragten Entgelte im jeweiligenBundesland abwich. Im Falle einer eingehenderen Prü-fung waren die dem Grundversorger tatsächlich entstan-denen Kosten, insbesondere die der Beschaffung und/oder Produktion von Elektrizität, für die Tarifgenehmi-gung maßgeblich.308 Die Genehmigung erfolgte aus-schließlich auf Grundlage der Strommenge und der damitzusammenhängenden Kosten, die zum Genehmigungs-zeitpunkt bereits feststanden. Wie bereits erörtert, kaufenGrundversorgungsunternehmen zumeist den größten An-teil des Stroms, den sie im Folgejahr benötigen und nichtselbst erzeugen möchten bzw. können, bereits ein bis dreiJahre im Voraus ein. Vor der tatsächlichen Stromlieferungan die Endkunden im betreffenden Folgejahr findet eine„Feinjustierung“ durch die Grundversorger statt, indemdie zusätzlich benötigte Strommenge kurzfristig z. B. amEEX-Spotmarkt bezogen wird.

397. Auf Basis der genehmigungsfähigen Kosten desGrundversorgers wurden die Tarife genehmigt, die nachMaßgabe der Bundestarifordnung Elektrizität lediglichHöchstpreise darstellen sollten. Von den Grundversorgernwurden diese Preise in der Regel jedoch nicht unterschritten.

398. Obwohl sich die Tarifgenehmigung an den Kosteneiner „betriebswirtschaftlich rationellen Betriebsführung“orientieren sollte, fand eine wirksame Effizienzkontrollein der Praxis nicht statt. Vielmehr wurde eine kostenzu-schlagsorientierte Preisregulierung auf der Basis vergan-genheitsbezogener Ist-Kosten der (Quasi-)Monopolistendurchgeführt, die keine Anreize zu einer effizienten Leis-tungserbringung setzte. Das Fortbestehen der Tarifpreis-aufsicht bis zum 1. Juli 2007 trug dazu bei, dass die be-trieblichen Ineffizienzen, die ihren Ursprung in der Zeitvor der Liberalisierung hatten, nach 1998 nicht in ge-wünschtem Maße und gewünschter Geschwindigkeit ab-gebaut werden konnten.309

399. Mit der Öffnung des Strom-Endkundenmarktes fürden Wettbewerb, die bereits mit der ersten Novelle des

305 Diese Kundenkategorie umfasst Haushaltskunden mit einem Jahres-verbrauch von 3.500 kWh/Jahr.

306 Diese Rechtsverordnung wurde auf Grundlage des § 7 EnWG ausdem Jahr 1935, das bis zur ersten Energierechtsnovelle von 1998galt, erlassen. In Artikel 5 Abs. 3 des Zweiten Gesetzes zur Neurege-lung des Energiewirtschaftsrechts vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970)wurde die Gültigkeit der Bundestarifordnung Elektrizität bis zum1. Juli 2007 befristet.

307 Eine unterjährige Beantragung der Tarife war immer dann zulässig,wenn sich eine Änderung bei den Kosten der Grundversorger ergab.

308 Ein weiterer bedeutender Kostenblock bei der Tarifgenehmigungstellten die Vertriebskosten der Grundversorger dar.

309 Es ist allgemein bekannt, dass die Kosten eines marktbeherrschendenUnternehmens bei Nichtangreifbarkeit des Marktes höher sind als imWettbewerb. Die Ursache sind die vergleichsweise größeren betrieb-lichen Ineffizienzen (sog. X-Ineffizienzen) von marktbeherrschendenUnternehmen. Einer Landeskartellbehörde ist es nicht möglich, diesenicht effiziente Betriebsführung bei einer reinen Kostenkontrolle auf-zudecken. Sie muss die Kosten als gegeben hinnehmen, wodurchdiese weiter legitimiert werden; vgl. Monopolkommission, Haupt-gutachten 2004/2005, Baden-Baden 2006, Tz. 19 sowieMonopolkommission, Sondergutachten 47, Baden-Baden 2007,Tz. 21. Vielmehr animierte die Ex-ante-Preisaufsicht die Unterneh-men zur „Verursachung von Scheinkosten“, um diese Scheinkostenüber höhere Preise an die Nachfrager zu überwälzen und so verdeck-te Gewinne zu machen.


Energiewirtschaftsrechts vollzogen wurde, verlor dieBundestarifordnung Elektrizität neben der allgemeinenProblematik der Kostenkontrolle auch ihre ökonomischeBerechtigung. Die Ex-ante-Tarifgenehmigung griff in ei-nen Bereich ein, der als wettbewerblich organisierbar galtund stand somit im Widerspruch zu den Liberalisierungs-bemühungen des Gesetzgebers auf nationaler und europäi-scher Ebene. Bereits zu Beginn des neuen Jahrtausendswar es den Haushaltskunden nahezu in allen Regionenmöglich, zwischen den Angeboten verschiedener Anbie-ter zu wählen. Dabei lagen die Tarife der Newcomer inder Regel unter den Tarifen des angestammten Grundver-sorgers. Es ist davon auszugehen, dass die Preiskontrolleeinen erheblichen Beitrag zu der geringen Wechselbereit-schaft der Haushaltskunden geleistet hat. Viele Personendieser vergleichsweise schlecht informierten Kunden-gruppe dürften infolge der Tarifgenehmigung angenom-men haben, dass die Preise der Stromanbieter ein vorge-gebenes, kaum voneinander abweichendes Niveaubesitzen. Somit fühlten sie sich nicht zu einem Wechselvon ihrem alteingesessenen Anbieter zu einem Newco-mer veranlasst.

400. Das Energiewirtschaftsgesetz in der Fassung von1998 enthielt noch eine ausdrückliche Ermächtigung zumErlass neuer Rechtsverordnungen, durch die die allgemei-nen Preise – so wie in der bereits seit 1989 geltendenBundestarifordnung Elektrizität vorgesehen – von einer„vorherigen Genehmigung abhängig“ gemacht werden(§ 11 Abs. 1 EnWG 1998). Eine solche explizite Befugniszum Erlass von Neuregelungen, die eine Ex-ante-Preis-kontrolle im Stromsektor anordnen, ist im Energiewirt-schaftsgesetz seit der zweiten Energierechtsnovelle nichtmehr enthalten. Vielmehr werden nur noch Bestimmun-gen über „Inhalt und Aufbau der Allgemeinen Preise“ so-wie die Versorgungsbedingungen als mögliche Verord-nungsgegenstände erwähnt (§ 39 EnWG). EntsprechendeVorschriften sind inzwischen in der Verordnung über denNetzanschluss von Letztverbrauchern an das Niederspan-nungs- bzw. Niederdrucknetz (NAV/NDAV) sowie in derVerordnung zum Erlass von Regelungen für die Grund-versorgung von Haushaltskunden und die Ersatzversor-gung im Ebergiebereich vom 26. Oktober 2006(StromGVV, GasGVV)310 niedergelegt. Da der Verord-nungsgeber nun nicht mehr ausdrücklich zur Änderungoder Neuregelung der Ex-ante-Preiskontrolle ermächtigtist, kann diese – ohne entsprechende Änderung des Ener-giewirtschaftsgesetzes – nicht mehr eingeführt werden.

401. Bereits im Juli 2007, direkt nach dem Auslaufender Bundestarifordnung Elektrizität, erhöhten 126 Anbie-ter ihre Strompreise um durchschnittlich 8 Prozent.311

Aufgrund dieser Preiserhöhung kam es zu einem ver-mehrten Wechsel der Haushaltskunden vom angestamm-ten Versorger zu einem neuen Anbieter. Sie nahmen überweite Strecken nicht wie bisher die Preiserhöhungen der

Grundversorger als gegeben hin. Inwiefern es sich hiernur um einen kurzfristigen Effekt handelt, der durch dievermehrten Informationen in der Presse vor dem Auslau-fen der Bundestarifordnung Elektrizität hervorgerufenwurde, bleibt abzuwarten.

402. Auch nach der erfolgten Öffnung des Strom-End-kundenmarktes für den Wettbewerb im Jahre 1998 wur-den die privaten Haushalte fast eine Dekade lang – ohnejegliche Rechtfertigung – zu der Annahme verleitet, dieLandesregulierungsbehörden würden die Strompreise inihrem Sinne für alle Anbieter vorgeben, weshalb sich einWechsel nicht lohne. Durch den Wegfall der Bundestarif-ordnung Elektrizität könnte sich das Bewusstsein derNachfrager erhöhen, dass sich ein Kunde gegen eine Preis-erhöhung durch einen Wechsel des Versorgers selbst weh-ren kann. Dies gilt unter der Prämisse, dass wie bishergünstigere alternative Tarife zur Verfügung stehen. Vordiesem Hintergrund sieht die Monopolkommission indem Wegfall der Tarifaufsicht einen längst überfälligenSchritt. Ein verstärktes Bewusstsein der Strom-Haus-haltskunden, das sich in einer erhöhten Wechselbereit-schaft ausdrückt, kann den Wettbewerb auf dem Endkun-denmarkt erhöhen und somit einen nachhaltigen Beitragzur Erreichung des Ziels „möglichst preisgünstige Versor-gung der Allgemeinheit mit Elektrizität“ (§ 1 Abs. 1EnWG) leisten.

3.6.2 Kartellrechtliche Preismiss-brauchskontrolle

403. Sollten die Strompreise in Zukunft aufgrund feh-lenden Wettbewerbs überhöht sein, sieht das gesetzlicheSystem verschiedene Gegenmaßnahmen durch unter-schiedliche Akteure vor. Sofern der Tatbestand des Miss-brauchs einer marktbeherrschenden Stellung im Sinnevon § 19 Abs. 4 Nr. 2 und 3, § 20 Abs. 1 und 3 GWB er-füllt ist, können die Kartellbehörden einschreiten. Zudemkommt künftig auch ein kartellbehördliches Vorgehen aufder Basis des geplanten § 29 GWB in Betracht. Zu derjüngsten Novellierung des Gesetzes gegen Wettbewerbs-beschränkungen hat die Monopolkommission in einemSondergutachten Stellung genommen, wobei sie sich ge-gen die Einführung der Vorschrift aussprach312. Die Be-stimmung, die die Arbeit der Kartellbehörden erleichternsoll, birgt erhebliche ökonomische Risiken und Rechtsun-sicherheiten. Da der mangelnde Wettbewerb im Energie-sektor in der Struktur der betroffenen Märkte begründetist, liegt es auf der Hand, dass nur strukturpolitische Maß-nahmen die Ursache der Wettbewerbsbeschränkung behe-ben können. Im Bereich der Missbrauchsaufsicht hält dieMonopolkommission die allgemeinen Bestimmungen(§§ 19, 20 GWB) für ausreichend.

404. Falls die Kartellbehörden die Missbrauchsbestim-mungen durchsetzen möchten, können sie zum einen einVerwaltungsverfahren einleiten und zu dessen Abschlusseine Abstellungsverfügung (§ 32 GWB) erlassen. Zum310 BGBL. I S. 2391, Artikel 1 (Stromgrundversorgungsverordnung –

StromGVV; BGBl. I S. 2393, Artikel 2 (Gasgrundversorgungsver-ordnung – Gas GVV).

311 Vgl. Verivox, http://www.verivox.de/News/ArticleDetails.asp?aid=21036

312 Vgl. Monopolkommission, Sondergutachten 47, Baden-Baden 2007,Tz. 1 ff.


anderen besteht alternativ oder zusätzlich die Möglichkeitder Durchführung eines ordnungswidrigkeitsrechtlichenBußgeldverfahrens (§ 81 Abs. 2 Nr. 1 GWB). Die Kartell-behörden sind jedoch nicht dazu verpflichtet, bei jederZuwiderhandlung gegen das Gesetz gegen Wettbewerbe-beschränkungen einzuschreiten, sondern verfügen, wiedie Verwendung des Worts „kann“ in § 32 Abs. 1 GWBverdeutlicht, insoweit über ein eigenes Ermessen. Somithaben betroffene Haushaltskunden keinen Anspruch aufein kartellbehördliches Einschreiten.

3.6.3 Zivilgerichtliche Billigkeitskontrolle gemäß § 315 BGB

405. Ein Endkunde, der sich gegen missbräuchlichüberhöhte Preise seines Grundversorgers zur Wehr setzenmöchte, kann jedoch selbst zivilrechtliche Schritte einlei-ten. Er hat die Möglichkeit, sich unmittelbar auf die kar-tellrechtlichen Bestimmungen zu stützen und Unterlas-sungs- bzw. Schadensersatzansprüche gemäß § 33 GWBgeltend zu machen. Neben den Mitteln des Kartellrechtskommt die Durchführung einer gerichtlichen Billigkeits-kontrolle nach der zivilrechtlichen Bestimmung des § 315BGB in Betracht, die folgenden Wortlaut hat: „(1) Solldie Leistung durch einen der Vertragschließenden be-stimmt werden, so ist im Zweifel anzunehmen, dass dieBestimmung nach billigem Ermessen zu treffen ist. [...](3) Soll die Bestimmung nach billigem Ermessen erfol-gen, so ist die getroffene Bestimmung für den anderenTeil nur verbindlich, wenn sie der Billigkeit entspricht.Entspricht sie nicht der Billigkeit, so wird die Bestim-mung durch Urteil getroffen.“ Die Bestimmung ist dem-nach unmittelbar anwendbar, wenn die Parteien vertrag-lich vereinbart haben, eine von ihnen solle die Leistungeinseitig bestimmen.

406. Im Energiesektor war in der Vergangenheit die sog.Monopolpreisrechtsprechung maßgeblich. Danach isteine gerichtliche Billigkeitskontrolle gemäß § 315 Abs. 3BGB in Konstellationen durchzuführen, in denen zwarkein vertragliches einseitiges Leistungsbestimmungsrechtvereinbart wurde, aber ein Unternehmen Leistungen derDaseinsvorsorge anbietet, auf deren Inanspruchnahme derandere Vertragsteil im Bedarfsfall angewiesen ist. Einesolche Situation wird angenommen, wenn das betreffendeUnternehmen über eine Monopolstellung verfügt.313

407. Da der kartellrechtliche Missbrauchstatbestand vorder sechsten GWB-Novelle im Jahr 1999 noch nicht alsunmittelbar geltendes gesetzliches Verbot konzipiert war,sondern es zu seiner Durchsetzung vielmehr hoheitlicherMaßnahmen seitens der Kartellbehörden bedurfte, konnteein Stromkunde früher keinen Verstoß gegen kartellrecht-liche Bestimmungen auf dem Privatrechtsweg geltend

machen.314 Vielmehr stellte die Billigkeitskontrolle nach§ 315 Abs. 3 BGB zu dieser Zeit für ihn die einzige Mög-lichkeit dar, eine Überprüfung der Energiepreise zwin-gend herbeizuführen. Infolge der seit 1998 angestrebtenschrittweisen Öffnung des Energiemarktes für den Wett-bewerb, erscheint es fraglich, ob eine gerichtliche Über-prüfung der Energiepreise auf dem Endkundenmarkt nach§ 315 BGB noch möglich ist. Der Bundesgerichtshof hathierzu kürzlich in zwei Urteilen Stellung genommen.

3.6.4 Neuere Rechtsprechung des VIII. Zivil-senats des Bundesgerichtshofs

408. Am 28. März 2007 ist der VIII. Zivilsenat desBundesgerichtshofs auf die oben beschriebene Monopol-preisrechtsprechung eingegangen.315 In dem betreffendenFall hatte der Beklagte, ein Endverbraucher, sich gewei-gert, das vom klagenden Versorgungsunternehmen ver-langte Stromentgelt zu zahlen. Die Parteien hatten zu-nächst einen Stromlieferungsvertrag abgeschlossen, indem sich das Versorgungsunternehmen dazu verpflichtethatte, den Beklagten zu einem bestimmten Tarif („localplus“) zu beliefern. Das klagende Versorgungsunterneh-men kündigte eine Preiserhöhung dieses Tarifs an, wel-cher der Beklagte widersprach. Daraufhin erklärte derGrundversorger den bisherigen Vertrag für beendet undmachte geltend, den Beklagten künftig zu dem – hinsicht-lich des Verbrauchspreises teureren – allgemeinen Tarif(„local classic“) zu beliefern. Der Bundesgerichtshoflehnte für den anfänglich vereinbarten Strompreis dieDurchführung einer Billigkeitskontrolle nach § 315Abs. 3 BGB ab. Eine direkte Anwendbarkeit der Vor-schrift scheide aus, da die Parteien für die Leistung über-einstimmend einen konkreten Tarif vereinbart hätten unddie Leistung somit nicht „einseitig“ durch das Versor-gungsunternehmen bestimmt werden sollte.

409. Der Ursprungspreis könne auch nicht gemäß § 315Abs. 3 BGB im Sinne der Monopolpreisrechtsprechungeiner gerichtlichen Billigkeitskontrolle unterworfen wer-den, da der Beklagte nach den Feststellungen der Vorin-stanz nicht auf die Belieferung durch das klagende Unter-nehmen angewiesen war, sondern die Möglichkeit hatte,Strom von einem anderen Anbieter seiner Wahl zu bezie-hen. Damit fehle es an einer Monopolstellung des klagen-den Grundversorgers als Grundlage für eine analoge An-wendung des § 315 BGB. Auf die Frage, ob eineunmittelbare Anwendung des § 315 BGB bei nachträgli-chen einseitigen Strompreiserhöhungen des Versorgungs-unternehmens in Betracht kommt, hat sich der Bundesge-richtshof in diesem Urteil nicht klarstellend geäußert. DerBundesgerichtshof führte aus, dass die Vorinstanz auf-grund der getroffenen tatsächlichen Feststellungen nichtvon einer wirksamen Beendigung des Stromlieferungs-vertrags zu dem Tarif „local plus“ und einem Neuab-schluss zu dem Tarif „local classic“ hätte ausgehen dür-fen. Der Bundesgerichtshof wies den Fall zur weiteren

313 Der Umstand, dass die Stromtarife im Gegensatz zu den Gastarifenbis Juli 2007 einer Preisregulierung unterworfen waren, stand derAnwendbarkeit des § 315 BGB im Stromsektor offenbar nicht entge-gen. So hat sich der Bundesgerichtshof zumindest für den Fall derWassertarife, die ebenso wie früher die Stromtarife einer behördli-chen Kontrolle unterworfen sind, für die Möglichkeit einer gerichtli-chen Billigkeitskontrolle ausgesprochen. Vgl. BGH, Urteil vom5. Juli 2005, X ZR 60/04.

314 Erlass einer Missbrauchsverfügung und der Erklärung der Unwirk-samkeit entsprechender Maßnahmen.

315 BGH, Urteil vom 28. März 2007, VIII ZR 144/06.


Sachverhaltsaufklärung an das Berufungsgericht zurück,ohne in der Sache weiter zu entscheiden.

410. In einem Urteil vom 13. Juni 2007 hat der VIII. Zi-vilsenat des Bundesgerichtshofs erneut dazu Stellung ge-nommen, inwiefern eine gerichtliche Billigkeitskontrollenach § 315 BGB im Energiebereich in Betracht kommt.316

Das Verfahren betraf die einseitige Erhöhung des allge-meinen Gastarifs seitens eines lokalen Grundversorgers,gegen das ein betroffener Endverbraucher eine gerichtli-che Billigkeitskontrolle nach § 315 BGB erwirken wollte.Ebenso wie in dem oben dargestellten Fall lehnte derBundesgerichtshof die Durchführung einer gerichtlichenBilligkeitskontrolle in direkter oder entsprechender An-wendung des § 315 Abs. 3 BGB bezogen auf den anfäng-lich vereinbarten Strompreis ab. Der Kläger hatte vorge-bracht, dass die Beklagte bereits von Beginn an unbilligüberhöhte Tarife gefordert habe und diese der gerichtli-chen Billigkeitskontrolle unterlägen. Zunächst ging derBundesgerichtshof auf die direkte Anwendbarkeit derVorschrift ein und legte dar, dass diese nur bei einseitigbestimmten Preisen in Betracht komme, nicht jedoch beivertraglich vereinbarten Preisen. Der von dem Kundenursprünglich zu entrichtende Preis sei durch den zuvorgemäß § 10 Abs. 1 Satz 1 EnWG veröffentlichten Tarifeindeutig bestimmt und als solcher mit dem Abschlussdes Vertrags zwischen den Parteien vereinbart.

411. Eine entsprechende Anwendung des § 315 Abs. 3BGB im Sinne der Monopolpreisrechtsprechung scheideebenfalls aus. Es fehle an einer Monopolstellung des be-klagten Versorgungsunternehmens. Zwar sei die Beklagteder einzige lokale Anbieter leitungsgebundener Gasver-sorgung im fraglichen Zeitraum gewesen. Auf dem Wär-memarkt stehe sie aber – wie alle Gasversorger – ineinem Substitutionswettbewerb mit Anbietern konkurrie-render Heizenergieträger wie Heizöl, Strom, Kohle undFernwärme, zwischen denen die Neukunden frei wählenkönnten. Der von dem Konkurrenzverhältnis ausgehendeWettbewerbsdruck, der den Preisgestaltungsspielraum derGasanbieter begrenze, komme wegen der Einheitlichkeitder Versorgungstarife auch alten Tarifkunden, die bereitsin eine Gastherme investiert haben, zugute. Der Bundes-gerichtshof lehnt also auch für den Gassektor die Anwen-dung der Monopolpreisrechtsprechung unter Hinweis aufhinreichenden Wettbewerbsdruck ab. Eine Überprüfungdes Anfangspreises ist somit künftig grundsätzlich nichtmehr möglich.

412. Demgegenüber unterliegen nach Ansicht des Bun-desgerichtshofs einseitige Preiserhöhungen, die der je-weilige Grundversorger im Verlauf des Vertragsverhält-nisses vornimmt, einer gerichtlichen Billigkeitskontrolle.Der Bundesgerichtshof griff insoweit nicht auf die Mono-polpreisrechtsprechung zurück, wonach § 315 BGB ent-sprechend anzuwenden ist, sondern sprach sich vielmehrfür eine direkte Anwendbarkeit der Norm aus. Er führteaus, dass ein Leistungsbestimmungsrecht im Sinne von§ 315 Abs. 1 BGB einer Vertragspartei nicht nur durch

vertragliche Vereinbarung, sondern auch durch Gesetzzugestanden werden könne. Das den Grundversorgungs-unternehmen inzwischen durch § 5 Abs. 2 StromGVVbzw. § 5 Abs. 2 GasGVV eingeräumte Recht, die allge-meinen Tarife durch öffentliche Bekanntmachung einsei-tig zu ändern, stelle ein solches einseitiges Leistungsbe-stimmungsrecht dar.

413. Im konkreten Fall sei die vorgenommene Preiser-höhung jedoch letztlich nicht zu beanstanden, da dieWeitergabe von gestiegenen Bezugskosten an die Letzt-verbraucher der Billigkeit entspreche. Durch solche Prei-serhöhungen nehme das Grundversorgungsunternehmensein berechtigtes Interesse wahr, Kostensteigerungenwährend der Vertragslaufzeit an die Kunden weiterzuge-ben. Eine auf einen Bezugskostenanstieg gestützte Prei-serhöhung könne allerdings im Einzelfall unbillig sein,wenn und soweit der Anstieg durch rückläufige Kosten inanderen Bereichen ausgeglichen werde317. Der Bundesge-richtshof ließ ausdrücklich offen, ob in anderen Konstel-lationen eine Billigkeitskontrolle auch auf der Basis einesVergleichs mit den Preisen anderer Versorgungsunterneh-men zu erfolgen hätte. Der Bundesgerichtshof stellte klar,dass ein Letztverbraucher keine gerichtliche Überprüfungvon in der Vergangenheit liegenden Strompreiserhöhun-gen nach § 315 Abs. 3 BGB beanspruchen kann, wenn erdie auf diesen Preisen beruhenden Jahresabrechnungenunbeanstandet hingenommen hat. Sofern keine Beanstan-dung in angemessener Zeit erfolge und der Kunde weiterEnergie beziehe, werde der erhöhte Preis zu einem zwi-schen den Parteien vereinbarten Preis.

414. In seinem Urteil hat sich der Bundesgerichtshofferner dahingehend geäußert, dass § 315 BGB in unmit-telbarer Anwendung gegenüber den Bestimmungen desKartellrechts – § 19 Abs. 4 Nr. 2 bzw. künftig § 29, § 33GWB – nicht zurücktritt. Die Bestimmung stelle eineRegelung des Vertragsrechts dar, der ein hoher Gerechtig-keitsgehalt zukomme. Dem Betroffenen werde es ermög-licht, die durch die Gegenseite einseitig festgesetzteLeistungsbestimmung gerichtlich auf ihre Billigkeit über-prüfen zu lassen und durch gestaltendes Urteil neu fassenzu lassen. Die Gerichte können den Preis bei Anwendungvon § 315 Abs. 3 BGB – anders als bei den kartellrechtli-chen Ansprüchen – durch Gestaltungsurteil konkret fest-legen. Der deliktische, im Gesetz gegen Wettbewerbs-beschränkungen vorgesehene Beseitigungs- undUnterlassungsanspruch stelle anders als § 315 BGB keineunmittelbare Gestaltungsmöglichkeit bereit.

415. Auffällig ist, dass die Grundsätze, die der Bundes-gerichtshof in den beiden Urteilen zu § 315 BGB aufge-stellt hat, nicht mit der Marktabgrenzung übereinstim-men, die das Bundeskartellamt bei der Anwendung derGWB-Bestimmungen im Energiesektor nach wie vor zu-grunde legt und die von der Rechtsprechung in der Ver-gangenheit bestätigt wurden. Der Markt für Strom-Klein-

316 BGH, Urteil vom 13. Juni 2007, VIII ZR 36/06.

317 Die Monopolkommission sieht in der bloßen Weitergabe der Kosteneines Quasi-Monopolisten eine große Gefahr, da diese Kosten in derRegel überhöht sind; vgl. Tz. 398.


kunden318 ist demzufolge in räumlicher Hinsicht lokal aufdas jeweilige Netzgebiet begrenzt, worunter das zur Ver-sorgung des betreffenden Haushalts oder Gewerbebe-triebs benötigte Niederspannungsnetz zu verstehen ist.Die angestammten Grundversorger verfügen insoweit re-gelmäßig über Marktanteile von deutlich mehr als90 Prozent und sind nach der traditionellen Marktabgren-zung als „Quasi-Monopolisten“ einzustufen. Die Aufgabeder Monopolpreisrechtsprechung bezüglich der ursprüng-lich vereinbarten Preise innerhalb der gerichtlichen Bil-ligkeitskontrolle des § 315 Abs. 3 BGB steht hierzu inWiderspruch.

416. Die Entscheidungen des Bundesgerichtshofs wei-chen ferner von der sachlichen Marktabgrenzung ab, diebislang im Wärmesektor anwendet wird. Das Bundeskar-tellamt grenzt bisher den Gasmarkt als eigenständigenMarkt im Wärmesektor ab. Es rechtfertigt diese Marktab-grenzung mit dem Lock-in-Effekt, der durch den Kauf ei-ner vergleichsweise teuren Gastherme bzw. eines Gas-heizkessels hervorgerufen wird. Falls sich ein aktuellerGaskunde z. B. für den Wechsel zu einer Ölheizung ent-scheidet, wären die getätigten Investitionen unwieder-bringlich verloren. Aufgrund der hohen Wechselkosten,die mit einem hohen Anteil an versunkenen Kosten ver-bunden wären, wurden andere substitutive Energieträgernicht zu dem relevanten Markt gezählt. Demgegenüber istnun der Hinweis auf konkurrierende Heizenergieträgerund den von ihnen ausgehenden Wettbewerbsdruck we-nig überzeugend. Denn in diesem Punkt haben sich durchdie Öffnung der Strom- und Gasmärkte keinerlei Verän-derungen ergeben. Es bleibt abzuwarten, ob die Entschei-dungen des Bundesgerichtshofs zu § 315 BGB Auswir-kungen auf die Rechtsprechung zur Marktabgrenzung imKartellrecht haben werden.

417. Die Monopolkommission beurteilt es generell po-sitiv, dass sich Endverbraucher gegen missbräuchlichüberhöhte Preise im Energiesektor zivilrechtlich zurWehr setzen können. Dies gilt insbesondere vor dem Hin-tergrund, dass die Kartellbehörden bei Zuwiderhandlun-gen nicht zum Einschreiten verpflichtet sind, sondernvielmehr über ein Ermessen verfügen. Generell solltenEndverbraucher auf überhöhte Preise ihres gegenwärtigenEnergieversorgers jedoch durch einen Wechsel zu einemgünstigeren Anbieter reagieren.

3.6.5 Grenzen individueller Klage und kollektive Rechtsdurchsetzung

418. Falls es keine echte Alternative zum Tarif des etab-lierten Anbieters geben sollte, ist die private Rechts-durchsetzung die letzte Zuflucht. Sie stellt jedoch derzeitkein effektives Mittel gegen missbräuchlich überhöhteEnergiepreise dar. Sie kann im Einzelfall zu einer Verbes-serung des klagenden Endverbrauchers führen. Problema-tisch ist, dass die Zuständigkeit für Klagen, die auf dieprivate Rechtsdurchsetzung des Kartellrechts oder die

Durchführung einer gerichtlichen Billigkeitskontrollenach § 315 BGB gerichtet sind, bei den allgemeinenZivilkammern und Senaten der Gerichte liegt. Anders alsbei Klagen gegen Verfügungen der Kartellbehörden(§§ 63 ff., § 91 GWB) ist für die Zivilrechtsklagen keineSpezialzuständigkeit vorgesehen. Auch in diesen Verfah-ren müssen jedoch komplexe wirtschaftliche und wettbe-werbsrechtliche Beurteilungen vorgenommen werden, dieviel Zeit in Anspruch nehmen. Sofern die nicht speziali-sierten Zivilgerichte lediglich über den Fall eines einzel-nen Endverbrauchers zu entscheiden haben, droht dieÜberlastung der Gerichte. Eine gebündelte Rechtsverfol-gung käme demnach sowohl den Gerichten als auch denbetroffenen Endverbrauchern entgegen.

419. In den USA ist die kollektive Geltendmachung vonSchadensersatz für private Endverbraucher im Rahmensog. Class Actions möglich. Für die amerikanischen ClassActions ist kennzeichnend, dass innerhalb eines Prozes-ses Rechts- und Tatsachenfragen, die für eine Vielzahlvon Geschädigten von Bedeutung sein können, für alleeinheitlich und verbindlich geklärt werden können. Solltedie Sammelklage Erfolg haben, erhalten alle PersonenSchadensersatz, die zu der betreffenden Gruppe (Class)gehören. Dies gilt sogar dann, wenn der Geschädigte zu-nächst gar nicht geklagt hat. Die Antragstellung in be-stimmter Frist genügt. Ein Nachteil aus Sicht des Schädi-gers ist, dass das Ausmaß der finanziellen Folgekostenbei negativem Prozessausgang kaum vorhersehbar ist undein erhebliches Drohpotential beinhaltet, selbst wenn dergegen das Unternehmen erhobene Vorwurf unzutreffendsein sollte. In den USA enden Class Actions aufgrund desnicht abschätzbaren Risikos häufig mit einem Vergleich.Die Bündelung der Interessen weist der Anwaltschafteine Schlüsselrolle zu. Die amerikanischen Erfahrungenzeigen, dass sie diese Rolle oft auch gegen die Interessender – anonymen – Mandanten wahrnimmt.

420. In Deutschland muss grundsätzlich jeder Klägerseine individuelle Betroffenheit und seinen individuellenSchaden nachweisen319. Die gebündelte Rechtsverfol-gung bei Massenschäden durch eine Vielzahl gleichartigBetroffener in einem einzigen Verfahren ist mit den In-strumenten des gegenwärtigen Prozessrechts kaum wir-kungsvoll möglich. Die gemeinschaftliche Klage(§§ 59 ff. ZPO) durch mehrere Personen als Streitgenos-sen stößt bei Massenverfahren an tatsächliche Grenzenund ist aus Sicht des jeweils zuständigen Gerichts nichteffizient durchführbar, da die Prozessrechtsverhältnisseder Geschädigten selbständig nebeneinander stehen, dieHandlungen eines Streitgenossen den übrigen gegenüberkeinerlei Wirkungen entfalten (§ 60 ZPO). Der Beitrittder parallel Geschädigten als Nebenintervenienten mitdem Ziel, eine Bindungswirkung der tragenden tatsächli-chen und rechtlichen Feststellungen des Ersturteils in Fol-geprozessen nach § 68 ZPO herbeizuführen, kommtebenfalls nicht in Betracht, da in solchen Situationen dieVoraussetzung eines „rechtlichen Interesses“ im Sinnevon § 66 ZPO nicht erfüllt ist. Eine vertragliche Muster-

318 Kleinkunden sind nichtleistungsgemessene Kunden, die zumeist andas Niederspannungsnetz angeschlossen sind; vgl. ausführlichTz. 141.

319 Vgl. Vollkommer in: Zöller, Zivilprozessordnung, 26. Aufl., Köln2007, § 60 Rn. 3a sowie Anhang nach § 77.


prozessabrede ist ebenfalls nicht zielführend, da hier-durch keine Rechtskrafterstreckung und somit keine Brei-tenwirkung des Urteils herbeizuführen ist. Schließlichsind Verbandsklagen auf die Durchsetzung von Unterlas-sungsanspüchen beschränkt, siehe das Unterlassungskla-gengesetz.

421. Inzwischen hat der Gesetzgeber für einen Teilbe-reich kapitalmarktrechtlicher Streitigkeiten ein Muster-verfahren (Kapitalanleger-Musterverfahrensgesetz – Kap-MuG) und einen neuen ausschließlichen Gerichtsstand amSitz des beklagten Unternehmens (§ 32b ZPO) eingeführt.Durch das Kapitalanleger-Musterverfahrensgesetz soll ge-schädigten Kapitalanlegern die Durchsetzung von Scha-densersatzansprüchen wegen falscher, irreführender oderunterlassener öffentlicher Kapitalmarktinformation er-leichtert werden. Tatsachen- und Rechtsfragen, die sich inmindestens zehn individuellen Schadensersatzprozessengleich lautend stellen, sollen in einem Musterverfahreneinheitlich und verbindlich durch das Oberlandesgerichtfür alle Kläger entschieden werden. Anders als bei denUS-amerikanischen Class Actions müssen sich die Betrof-fenen an dem Musterprozess als Kläger beteiligen, umeine Bindungswirkung herbeizuführen.

422. In einem im Jahr 2005 veröffentlichten Grünbucherörtert die EU-Kommission, wie die Geltendmachungvon Schadensersatz für Verstöße gegen EU-Kartellrechterleichtert werden kann. Sie erwägt in diesem Zusam-menhang die Möglichkeit einer kollektiven Geltendma-chung von Schadensersatz für private Endverbraucher vormitgliedstaatlichen Gerichten, schließt freilich eine ClassAction nach US-amerikanischem Vorbild von vornhereinaus.

423. Die Einführung von Sammelklagen nach dem Vor-bild US-amerikanischer Class Actions ist angesichts desdamit verbundenen übertriebenen Drohpotentials nicht zubefürworten. Vorzugswürdig erscheint es, eine Regelungin die deutsche Zivilprozessordnung aufzunehmen, wo-nach Musterverfahren nicht nur im Kapitalmarktbereich,sondern allgemein bei Massenschäden zulässig sind.Hierdurch könnte die Effizienz der gerichtlichen Verfah-ren erheblich gesteigert werden, da komplexe Tatsachen-und Rechtsfragen nur einmal mit Bindungswirkung füralle Kläger geklärt werden. Zudem würde der Anreiz zurgerichtlichen Geltendmachung entsprechender Schadens-ersatzansprüche bei einer Verringerung des Prozesskos-tenrisikos deutlich erhöht.

424. Nachdem Tariferhöhungen der Grundversorger inDeutschland Hunderte oder sogar Tausende von Zivilkla-gen der betroffenen Endkunden ausgelöst haben, zeigtsich, dass das vorhandene Instrumentarium des Zivilpro-zessrechts diesem Problem nicht gewachsen ist. Ähnlichwie im Bereich des Anlegerschutzes, aber auch des Ver-braucherrechts empfiehlt sich ein Ausbau des kollektivenRechtsschutzes. Dafür bieten sich verschiedene Instru-mente an, deren Eignung für die einzelnen Rechtsgebietenäher zu untersuchen ist. Die Monopolkommission regtan, dass die Bundesregierung unter Auswertung der Er-fahrungen des In- und Auslandes hierzu Vorschläge un-terbreitet.

4 Gas

4.1 Der deutsche Gasmarkt

4.1.1 Technische Grundlagen der (weltweiten) Gasversorgung

425. Erdgas320 ist ein brennbares Naturgas, das in unter-irdischen Lagerstätten vorkommt.321 Unter Luftabschlussund hohem Druck bildet sich in einer Tiefe von ca. 4 000bis 6 000 m und bei einer Temperatur von etwa 120 bis180 °C aus abgestorbenen und abgesunkenen Kleinstle-bewesen natürliches Erdgas. Ein großer Teil des heuteverfügbaren Erdgases ist vor 15 bis 600 Mio. Jahren ent-standen. Aufgrund ihres ähnlichen Entstehungsprozessessind Erdöl und Erdgas häufig zusammen vorzufinden. Al-ternativ kann Gas auch aus anderen Rohstoffen wie etwaBraunkohle gewonnen werden. Im Gegensatz zu Elektri-zität kann Gas bis zur weiteren Verwendung in über- undunterirdischen Anlagen gespeichert werden. Durch dieMöglichkeit zur Speicherung lassen sich Gasmengen in-nerhalb einer bestimmten Kapazität flexibel vorhalten.Während angebotsseitig vornehmlich ein kontinuierlicherGasfluss gegeben ist, unterliegt die Gasnachfrage aufVerbrauchsebene einem zyklischen Tages-, Wetter- undKonjunkturrhythmus mit zum Teil kurzfristig starkenSchwankungen.

426. Erdgas stellt kein vollständig homogenes Gut dar.Vielmehr handelt es sich um ein Gasgemisch, dessen che-mische Zusammensetzung je nach geographischer Lager-stätte unterschiedlich ausfällt. Neben dem Hauptbestand-teil Methan sind auch größere Anteile höhererKohlenwasserstoffe wie Ethan, Propan, Butan und Ethenenthalten. Ein weiterer Bestandteil ist Schwefelwasser-stoff, welcher aber durch Entschwefelung entfernt wird.Des Weiteren können bis zu 9 Prozent Kohlendioxid inErdgas enthalten sein. Da dieses jedoch für die Energie-gewinnung wertlos ist, wird es in die Luft abgegeben,wobei Schadstoffe freigesetzt werden. Für den Betriebvon Gaskraftwerken zur Erzeugung von Elektrizität sindsomit auch Emissionszertifikate notwendig.322 InDeutschland unterscheidet man allgemein die Erdgasqua-litäten L (low) und H (high). Erdgas von der Qualität Hhat einen höheren Methangehalt (87 bis 99 Vol.-%) und

320 In anderen Regionen wird Erdgas auch als „natural gas“ (engl.), „gaznaturel“ (frz.) oder „gas naturale“ (ital.) bezeichnet. Im deutschenSprachraum werden die Begriffe „Gas“, „Erdgas“ und „Naturgas“überwiegend synonym verwendet. Zu den grundlegenden Begriffender Gaswirtschaft im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes vgl. § 3EnWG.

321 Zu den technischen Aspekten der Erdgasentstehung und -gewinnungvgl. Cedigaz, Natural Gas Fundamentals, 2002, http://www.cedi-gaz.org/Fichiers/pdf_papers/FundNG.pdf; EnergiewirtschaftlichesInstitut an der Universität zu Köln (Hrsg.), Prognos AG, Die Ent-wicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030 – Energiewirtschaft-liche Referenzprognose, Energiereport IV, München 2005, S. 20 ff.,43 ff.; International Energy Agency, Natural Gas Transportation, Pa-ris 1994, div. Seiten; Schiffer, H.-W., Energiemarkt Deutschland,Köln 2005, S. 147 ff., 296 ff.

322 Eine neues Verfahren zur Vermeidung von Schadstoffen bei der För-derung von Braunkohle stellt die Rückleitung des bei der Förderungentstehenden flüssigen Kohlendioxids in die Erde zur dortigen „La-gerung“ dar.


damit eine höhere (Energie-)Qualität als Erdgas von derQualität L (80 bis 87 Vol.-%). Letzteres besitzt größereMengen an Stickstoff und Kohlendioxid und weist im Ge-gensatz zu H-Gas (ca. 10 bis 11 kWh/m3) einen geringe-ren Heizwert auf (ca. 8 bis 9 kWh/m3). Aufgrund der be-grenzten Substituierbarkeit von H- und L-Gas, wirdinnerhalb eines Marktgebietes in der Regel nur eine Qua-lität gehandelt.

427. Im kontinentalen Fern- und Nahbereich wird Erd-gas mit Hilfe von Pipelines transportiert. Durch die innereReibung der Gasmoleküle und die Reibung an den Wän-den der Pipelines nimmt der Druck beim Leitungstrans-port mit der Entfernung kontinuierlich ab. Insbesonderedurch diesen Druckabfall entlang der Fernleitungen mussder Gasdruck in regelmäßigen Abständen von 100 bis200 km an Verdichterstationen ausgeglichen werden. All-gemein lassen sich in Deutschland Hochdruckleitungen(1 bis 100 bar), Mitteldruckleitungen (100 mbar bis 1 bar)und Niederdruckleitungen (bis zu 100 mbar) unterschei-den. Hochdruckleitungen dienen zum Transport von Gasüber weite Strecken zur Versorgung von regionalen undlokalen Weiterverteilern (überregionale Fernleitungs-netze). Außerdem werden die Fernleitungsnetze auf Im-portebene als Transitstrecken zwischen den Mitglieds-staaten der Europäischen Union bzw. zwischen denFörder- und Verbraucherländern genutzt. Auf dem Wegzum Endkunden wird der Gasdruck beim Übergang in dienachgeschalteten Verteilungsysteme, d. h. an den Einspei-sepunkten der regionalen und örtlichen Verteilernetze, inReduzierungsanlagen herabgesetzt.

Das deutsche Gasleitungsnetz umfasst derzeit gut380.000 km, welches sich mit 34 Prozent auf Nieder-,40 Prozent auf Mittel- und 26 Prozent auf Hochdrucklei-tungen verteilt. Seit Beginn der Marktöffnung 1998 istdas Leitungsnetz um etwa 10 Prozent gewachsen. Hinzukommen etwa 44 Speicher mit einem maximalen Arbeits-gasvolumen von ca. 20 Mrd. m3.323

428. Das weltweite Erdgasvorkommen ist nicht gleichverteilt. Die bedeutendsten Vorratsregionen der Welt lie-gen in den Nachfolgestaaten der UdSSR mit Russland, imNahen Osten mit dem Iran und mit Katar, in Afrika mitAlgerien und Nigeria, in Nordamerika mit den USA so-wie in Europa mit den Niederlanden und Norwegen.324

Ein Großteil der Gasreserven ist demnach regional kon-zentriert. So nehmen neben Russland die an der OPECteilnehmenden Staaten, wie Iran und Katar, auch einewichtige Position im Erdgasmarkt ein, verfügen doch al-lein diese drei Staaten über deutlich mehr als die Hälfteder weltweiten Erdgasreserven. Der Anteil dieser Länderan der weltweiten Erdgasproduktion beträgt derzeit knappdie Hälfte. Die folgenden sieben größten Förderländerkommen dagegen nur auf einen weltweiten Marktanteilvon gut einem Fünftel. Ungeachtet der zunehmenden För-

derung sind die weltweit erschlossenen Erdgasreservenim Zeitablauf gestiegen. Der Erdgasvorrat der bisher ent-deckten Vorkommen soll bei etwa gleichbleibender För-derung noch bis weit in dieses Jahrhundert reichen undliegt bezogen auf den Energieinhalt um ca. 20 Prozentüber den weltweiten Reserven an konventionellemErdöl.325

429. Sowohl der europäische als auch der weltweiteErdgasmarkt hat sich in den letzten Jahren dynamischentwickelt.326 Der weltweite Erdgasverbrauch betrug2005 2 750 Mrd. m3 und ist in den letzten zehn Jahren imDurchschnitt um etwa 2,6 Prozent pro Jahr gestiegen. Diegrößten Verbraucherländer sind die USA und Russlandsowie mit großem Abstand Großbritannien, Kanada, Iranund Deutschland. Aber auch die Nachfrage einzelnerSchwellenländer wie China und Indien ist stark zuneh-mend. Auf der Verbrauchsebene liegt demnach ebenfallseine hohe Konzentration auf nur wenige Abnehmerländervor. Deutschland stellt dabei den größten Erdgasimpor-teur in Europa dar. Besonders auffällig ist, dass die25 EU-Staaten zusammen über einen weltweiten Erdgas-anteil von gut 7 Prozent verfügen, zugleich aber knapp20 Prozent des weltweit angebotenen Erdgases verbrau-chen.

430. Während die Nachfrage nach Erdgas seitens derEU-Mitgliedsstaaten kontinuierlich zunimmt, hat die in-ländische Förderung der europäischen Staaten im Zeitab-lauf abgenommen. Der gestiegene Bedarf konzentriertsich überwiegend auf die Verwendung von Erdgas zurWärmeerzeugung und als Input zur Elektrizitätsgewin-nung. So werden Gasturbinenkraftwerke vor allem zurDeckung von Spitzenlasten im Elektrizitätssektor einge-setzt, da sie eine hohe Schnellstartfähigkeit besitzen. Wei-terhin dient Erdgas in Gas- und Dampfturbinenkraftwer-ken zum Antrieb von Turbinen im Grundlastbereich. DaGaskraftwerke aber im Vergleich zu anderen Inputfakto-ren hohe Grenzkosten verusachen, stehen diese in derMerit Order der Produzenten an hinterer Stelle. Aufgrundder in der Europäischen Union vereinbarten Rückführungdes Kohlendioxidausstoßes wird die relativ schadstoffrei-che Braunkohle zunehmend durch das relativ schadstoff-arme Erdgas als Input für die Elektrizititätserzeugungsubstituiert. Neben dem Einsatz von Gas zur Elektrizitäts-erzeugung wird Gas auf der Endverbraucherstufe haupt-sächlich zum Heizen und Kochen sowie zur Warmwas-seraufbereitung verwendet. Darüber hinaus wird Gasz. B. von der Bau- und Reifenindustrie sowie der Chemi-schen Industrie im Produktionsprozess eingesetzt.

431. Mit Hilfe kostenintensiver technischer Verfahrenkann Gas in andere Aggregatzustände versetzt werden.Bei einer Abkühlung auf rund – 160 °C entsteht so flüssi-ges Gas (Liquified Natural Gas, LNG), mit dem Vorteil,

323 Vgl. Eurogas, Statistics 2005, S. 29.324 Aus Sicht der Produzenten existieren derzeit vier regional abgegrenz-

te Absatzmärkte für Erdgas. Im Einzelnen sind dies der europäischeMarkt, der nordamerikanische Markt der NAFTA-Staaten, der asiati-sche Markt und der südamerikanische Markt.

325 Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Kurzstu-die zu Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstof-fen 2005, S. 19 und 22; BGW, Jahresbericht 2005, S. 18.

326 Vgl. nachfolgend BP Statistical Review of World Energy, June 2006,S. 22 ff.; Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Kurz-studie zu Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energieroh-stoffen 2005.


dass sich das Gasvolumen etwa auf den 600sten Teil re-duziert. Flüssiggas ist im (weltweiten) Ferntransport alseine Alternative zu leitungsgebundenem Erdgas zu sehen,da es mit speziell ausgestatteten Schiffen in großen Men-gen und über weite Strecken – entsprechend der Markt-nachfrage – flexibel transportiert werden kann.327 AmZielpunkt angelangt, wird das Gas in Regasifizierungsan-lagen in seinen gasformigen Zustand zurückgeführt undin Ferngasnetze zum Transport eingespeist oder zunächstbis zur weiteren Verwendung gespeichert.

432. Im Jahr 2005 existierten weltweit etwa 15 Verflüs-sigungsanlagen, 47 Regasifizierungsanlagen und 191 LNG-Tanker.328 Das Handelsvolumen von Flüssiggas ist in denletzten 15 Jahren kontinuierlich gestiegen. 2005 betrugder Anteil von LNG am weltweiten Erdgashandel26,2 Prozent. Berücksichtigt man neben den bestehendenPipelines auch die zahlreichen im Bau bzw. in Planungbefindlichen Pipelines und LNG-Anlagen der Lieferge-biete Russland, Niederlande, Nordafrika und Naher Os-ten, so verfügen die EU-Mitgliedsstaaten derzeit über denZugang zu etwa zwei Drittel der konventionellen Erdgas-reserven der Welt.32929 Darüber hinaus errichten auch tra-ditionelle Lieferländer wie Norwegen neue Verflüssi-gungsanlagen bzw. Importländer wie Spanien oderDeutschland neue Regasifizierungsanlagen.330 Zu den auseuropäischer Sicht maßgeblichen traditionellen und bis-lang marktmächtigen Anbieterländern wie Russland,Norwegen und Algerien treten so zunehmend neue Lie-ferländer wie Ägypten, Iran und Nigeria mit verflüssig-tem Erdgas in Angebotskonkurrenz zueinander.

433. Ob sich allerdings ein weltweiter Handel für Flüs-siggas etablieren wird, bleibt abzuwarten. Gemessen anden Preisen für herkömmliches Erdgas und Erdöl liegt derPreis für Flüssiggas derzeit noch darüber. Dies ist auf diehohen Kosten der Verflüssigung selbst zurückzuführen,aber auch die Verschiffung und die Verdampfung sindnoch relativ kostspielig. Im Vergleich zum leitungsgebun-denen Transport ist der Einsatz von LNG-Tankern derzeiterst ab einer Entfernung von etwa 3 000 km kostengünsti-ger.331 Aufgrund der zunehmenden Bedeutung von LNGist in Zukunft von einer Wettbewerbsbelebung zwischenden exportierenden Ländern bzw. Lieferanten auszuge-hen. Für die Importunternehmen besteht dadurch eineMöglichkeit zur Optimierung ihrer Einkaufsstrategie.

Gleichwohl ist aufgrund der insgesamt begrenzten Gas-ressourcen und des steigenden Gasverbrauchs davon aus-zugehen, dass die Angebotsmacht der ausländischen Gas-lieferanten langfristig zunimmt. Derzeit gibt esBestrebungen der führenden Exportstaaten für eine koor-dinierte Absatzpolitik über die Bildung einer „Gas-OPEC“. Die Angebotsmacht der Lieferanten von Flüssig-gas kommt schon heute in den Lieferverträgen zum Aus-druck, in denen häufig eine sog. „right not to deliver“-Klausel enthalten ist. Wie im Mineralölmarkt üblich,steht es danach auch im Gasmarkt dem Lieferanten frei,seine Fracht kurzfristig an Orte mit höherer Zahlungsbe-reitschaft umzulenken.

4.1.2 Ökonomische Grundlagen und Regulierungsbedarf

434. In der Gaswirtschaft wird der Wettbewerb zwi-schen den Anbietern von Versorgungsleistungen durchmarktstrukturelle Besonderheiten beschränkt. Ursachehierfür ist die Existenz eines „natürlichen Monopols“ beider leitungsgebundenen Versorgung mit Gas. Ein solchesliegt immer dann vor, wenn die Kostenfunktion im rele-vanten Bereich der Marktnachfrage subadditiv verläuft.332

Die Marktnachfrage kann danach von einem Unterneh-men zu niedrigeren Gesamtkosten bedient werden als beieiner beliebigen Aufteilung der Nachfragemenge aufzwei oder mehrere Unternehmen, die miteinander imWettbewerb stehen. Gründe für ein solches Monopol sindGrößen- und Verbundvorteile im leitungsgebundenenTransport von Erdgas.333 Der Bau von Pipelines und diefür den Netzbetrieb notwendigen Verdichter- und Regel-anlagen ist mit sehr hohen Fixkosten verbunden, die zueinem großen Teil versunkene Kosten darstellen. Durchdie erforderliche Höhe der spezifischen Investitionen be-stehen für neue Unternehmen hohe strukturelle Marktein-trittsbarrieren auf der Netzebene. Ein erfolgreicher Mark-teintritt wäre indes möglich, wenn eine Bestreitbarkeitdes Marktes vorläge. Dies würde allerdings wiederum vo-raussetzen, dass der Markteintritt eines Unternehmensnicht mit versunkenen Kosten verbunden ist und der Mo-nopolist kurzfristig nicht seinen Preis ändern kann. Daaber gerade in der Energiewirtschaft erhebliche spezifi-sche Investitionen in den Aufbau und den Erhalt von Ein-richtungen notwendig sind, scheint eine Angreifbarkeitdes Marktes in bestimmten Teilen der Nachfrage auch vordem Hintergrund der prognostizierten dynamischenNachfrageentwicklung gegenwärtig nicht gegeben.334 Einparalleler Leitungsbau zu bereits bestehenden Transport-netzen ist daher im Allgemeinen betriebswirtschaftlichgesehen nicht sinnvoll.335 Ebenso stellt der Stichleitungs-

327 So kann ein Tanker mit einem Fassungsvolumen von 125 000 m³Flüssiggas umgerechnet etwa 75 Mrd. m3 herkömmliches Erdgastransportieren. Dies Menge reicht, um eine Stadt mit 300 000 Ein-wohnern etwa ein Jahr lang mit Gas zu versorgen.

328 Vgl. auch nachfolgend BP Statistical Review of World Energy, June2006, S. 30.

329 Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Kurzstu-die zu Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstof-fen 2005, S. 19; BP Statistical Review of World Energy, June 2006,S. 22 ff.; Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln(Hrsg.), Prognos AG, Die Entwicklung der Energiemärkte bis zumJahr 2030 – Energiewirtschaftliche Referenzprognose, EnergiereportIV, München 2005, S. 43 ff.

330 Ein Anlandeterminal für Flüssiggas befindet sich derzeit am StandortWilhelmshaven in Planung.

331 European Commission, DG Competition Report on Energy SectorInquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Tz. 901.

332 Vgl. Baumol, W., Panzar, J., Willig, R., Contestable Markets and theTheory of Industry Structure, New York 1982; Sharkey, W., The The-ory of Natural Monopoly, Cambridge 1982.


334 Anzumerken ist, dass der Gasabsatz zum Teil starken saisonalen Ab-satzschwankungen unterliegt. Zur Kapazitätsauslastung der Netzevgl. Abschnitt 4.2.2.3.



bau bestenfalls eine Randerscheinung dar. Im Gegensatzzu anderen netzbasierten Industrien, wie etwa der Tele-kommunikation, gilt die Existenz eines nicht angreifbarennatürlichen Monopols im Bereich der Fernleitungs- undWeiterverteilernetze der Gaswirtschaft als weitestgehendempirisch belegt.336 Dies schließt allerdings nicht aus,dass es auf lange Sicht aufgrund einer sehr dynamischenNachfrageentwicklung zu einem parallelen Leitungsbaudurch Wettbewerber kommen kann, wenn die Nachfragenicht mehr alleine durch das etablierte Unternehmen be-dient werden kann.

435. Gleichwohl ist es im Zeitablauf durch technischenFortschritt und neue ökonomische Erkenntnisse zur Ab-kehr von der uneingeschränkten Sichtweise eines natürli-chen Monopols in der Energiewirtschaft gekommen. Än-dern sich die technologischen Bedingungen auf einemMarkt derart, so dass z. B. bestehende Verfahren zur För-derung und zum Bezug von Erdgas kostengünstiger ein-gesetzt werden können, so werden bei den NachfragernSubstitutionseffekte ausgelöst, die die Auflösung der bis-lang geltenden Marktstruktur zur Folge haben. So kann esinsbesondere in solchen Bereichen der Wertschöpfungs-kette zu einer Auflösung des natürlichen Monopolbe-reichs kommen, in denen die Subadditivität der Kosten-funktion nicht besonders ausgeprägt ist, die Investitionennur teilweise irreversibel sind und noch die Möglichkeitzur Innovation besteht. In den letzten Jahren ist man zuder Auffassung gekommen, dass die Produktion vonElektrizität und Gas prinzipiell tatsächlichem und poten-tiellem Wettbewerb ausgesetzt ist und kein natürlichesMonopol darstellt, welches reguliert werden muss. Sosind die den Netzen vor- und nachgelagerten Handelsstu-fen marktlich organisiert und unterliegen der Wettbe-werbsaufsicht durch die Kartellbehörden.337

436. Im Gegensatz zum Elektrizitätsmarkt ist die verti-kale Integration von Wertschöpfungsebenen im Gasmarktdeutlich weniger ausgeprägt. Der Gasmarkt ist als ein

mehrstufiges Verteilungssystem aufgebaut, welches sichgrob in eine Aufkommensstufe, in eine Verteilerstufe undin eine Endkundenstufe unterteilen lässt. Auf der erstenStufe wird inländisches Gas gefördert und ausländischesGas importiert. Auf der zweiten Stufe findet der Trans-port von Gasmengen zu regionalen und lokalen Weiter-verteilern statt. Auf der letzten Stufe wird Gas vonEndverbrauchern bezogen, als Input zur Elektrizitätser-zeugung eingesetzt oder an europäischen Hubs und Ener-giebörsen gehandelt. Während im ElektrizitätsmarktStadtwerke neben der Erbringung von Netzdienstleistun-gen und der Belieferung von Endverbrauchern auch in derElektrizitätserzeugung tätig sind, wird in der Gaswirt-schaft Gas allein auf der Aufkommensstufe durch dieüberregionalen Ferngasunternehmen hauptsächlich ausdem Ausland importiert. Eine lokale Eigenproduktionvon Gas seitens der Weiterverteiler findet nicht statt. DieZahl der reinen Gashändler ist zudem gering. Die Ge-schäftstätigkeit der Marktteilnehmer beschränkt sichdemnach in erster Linie auf die jeweilige Wirtschafts-stufe. Gleichwohl sind die großen Gasunternehmen mitImportbezug nicht nur auf der Aufkommensstufe tätig,sondern transportieren auch fremdes Gas über ihre eige-nen Transportnetze und beliefern mittelbar über ihre Be-teiligungen an regionalen und örtlichen Energieversor-gungsunternehmen Stadtwerke, Industrie und Haushalts-und Kleingewerbekunden (HuK-Kunden) oder belieferndiese direkt mit Gas.338

437. Als Argument für die Vorteilhaftigkeit der vertika-len Integration von vor- und nachgelagerten Wirtschafts-stufen gegenüber dem Marktbezug wird gemeinhin dieRealisierung sowohl unternehmensindividueller als auchgesamtwirtschaftlicher Effizienzvorteile angeführt.339 DieOptimierung der Leistungserstellung eines Unternehmenskann durch eine Eliminierung von opportunistischemVerhalten nachgelagerter Unternehmen und die Vermei-dung von Verzerrungen bei der Preisbildung durch denmehrfachen Gewinnaufschlag auf die Kosten (sog. dop-pelte Marginalisierung) erreicht werden. Der Nachweis,dass mit einer vertikalen Integration von Wirtschaftsstu-fen gesamtwirtschaftliche Effizienzvorteile durch die Eli-minierung des Problems der doppelten Marginalisierungeinhergehen, kann für die Gaswirtschaft allerdings nichterbracht werden. Das Interesse der Verbundunternehmenan regionalen und lokalen Weiterverteilern beschränktsich vorrangig auf bloße Kapitalbeteiligungen. Eine Zu-sammenlegung von Kompetenzen und eine Systematisie-rung der Prozessabläufe erfolgt kaum. Die regionalen undlokalen Gasunternehmen bleiben als selbständige Wirt-schaftssubjekte erhalten. Während die Beschaffungspoli-tik dieser Unternehmen durch den „Finanzinvestor“ imRahmen von Minderheitsbeteiligungen zumindest mitbe-stimmt wird, erfolgt das Absatzverhalten weitestgehend

336 Zum Wettbewerb auf Fernleitungsebene und zum Aufbau eines zuanderen Fernleitungsnetzen teilweise parallel gelegenen Fernlei-tungsnetzes durch die Wingas vgl. Abschnitt 4.2.3.3. Zur empiri-schen Evidenz vgl. unter anderen Armstrong, T. O., Leppel, K., AreRegulated and Potentially Unregulated Combination Gas and Electri-city Utilities Natural Monopolies?, in: Journal of Economics andBusiness, Vol. 46, 1994, S. 195-206; Gordon, D. V., Gunsch, K.,Pawluk, C. V., A Natural Monopoly in Natural Gas Transmission, in:Energy Economics, Vol. 25, 2003, S. 473–485; Salvanes, K. G.,Tjøtta, S., A Test for Natural Monopolies with Application to Norwe-gian Electricity Distribution, in: Review of Industrial Organization,Vol. 13, 1998, S. 669-685. Vgl. auch von Hirschhausen, C., Neu-mann, A., Rüster, S., Wettbewerb im Ferntransport von Erdgas?Technisch-ökonomische Grundlagen und Anwendung auf Deutsch-land, Gutachten im Auftrag der EFET Deutschland vom 11. Mai2007. Für einen allgemeinen und kritischen Überblick zur Regulie-rung natürlicher Monopole vgl. Joskow, P., Regulation of NaturalMonopolies, Center for Energy and Environmental Policy ResearchWorking Paper 005-08, http://web.mit.edu/ceepr/www/2005-008.pdf; Weizsäcker, C. von, Kurzgutachten zur Methode der Fest-stellung von Leitungswettbewerb auf der überregionalen Gas-Fern-leitungsebene, Gutachten im Auftrag der BEB vom 10. August 2007.

337 Vgl. die Diskussion zur sektorspezifischen Regulierung versus bloßeMissbrauchsaufsicht der Elektrizitäts- und Gasnetze in Monopol-kommission, Hauptgutachten 2000/2001, Baden-Baden 2003,Tz. 879 ff.

338 Vgl. Abschnitt 4.1.4.339 Vgl. nachfolgend Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003,

Baden-Baden 2005, Tz. 679 ff. und 1142 ff.; Monopolkommission,Sondergutachten 34, Baden-Baden 2002, Tz. 137 ff.; Hellwig, M.,Wissenschaftliches Gutachten zum Zusammenschlussvorhaben RWEEnergy AG/Saar Ferngas AG, Gutachten im Auftrag der MVV Ener-gie AG vom 18. Dezember 2006, S. 10 ff.


autonom. Eine koordinierte Preispolitik, die die Verzer-rungen der Preisbildung durch nachgeschaltete Monopoleberücksichtigen würde, findet zumeist nicht statt. Diezahlreichen Mehrheits- und Minderheitsbeteiligungen derüberregionalen Ferngasunternehmen an Downstream-Fir-men sind daher weniger effizienzorientierter als vorran-gig strategischer Natur und dienen der eigenen Absatzsi-cherung.340 Die Erwartung, dass sich durch die vertikaleVorwärtsintegration der überregionalen Ferngasunterneh-men sinkende Preise ergeben, trifft für die Gaswirtschaftso nicht zu.

438. Auch das „Hold-up“-Problem scheint im Gasmarktnicht ausgeprägt genug zu sein, um als Argument für dievertikale Integration überzeugen zu können. Das opportu-nistische Verhalten des nachgelagerten Unternehmens be-steht hierbei in der Durchsetzung von Nachfragemacht,indem der Abnehmer nur noch bereit ist, niedrigere Preisezu bezahlen, wenn das vorgelagerte Unternehmen seineInvestitionen zur Wahrnehmung seiner Lieferantentätig-keit erst einmal getätigt hat. Die von den überregionalenFerngasnetzbetreibern zu tätigenden Investitionen schei-nen allerdings keinen ausreichenden Beleg für die Not-wendigkeit einer vertikalen Integration des nachgelager-ten Unternehmens zur Beseitigung opportunistischenVerhaltens zu sein. So weisen andere Branchen, wie dieAutomobil- oder Lebensmittelindustrie, ebenfalls hohe,spezifische und langfristige Investitionen aus, ohne dassdie Unternehmen übermäßig stark vertikal integriert sind.Berücksichtigt man zudem die vollständige Konzentra-tion des Erdgasaufkommens auf die wenigen überregio-nalen Ferngasgesellschaften, so liegt die Verhandlungs-macht eindeutig bei diesen Unternehmen und nicht beiden regionalen und lokalen Weiterverteilern. Dies stehtnicht im Widerspruch zu den zahlreichen Kapitalbeteili-gungen der überregionalen Ferngasunternehmen an nach-gelagerten Weiterverteilern. Zum einen erlauben die Be-teiligungen eine Teilhabe an den Erträgen derRegionalgesellschaften und Stadtwerke, zum anderen er-höhen sie erheblich die Markteintrittsbarrieren für poten-tielle Wettbewerber. Mögliche Marktverschlusseffekte re-sultieren dabei aus dem Umstand, dass neueUnternehmen als Wettbewerber des vertikal integriertenUnternehmens gezwungen werden, auf mehreren Wirt-schaftsstufen des Marktes gleichzeitig einzutreten und dieLeistungen selbst zu erbringen, wenn keine „freien“ bzw.unverbundenen Handelspartner zur Verfügung stehen.

439. Weiterhin war in den letzten Jahren eine zuneh-mende Tendenz der vier Verbundunternehmen EnBW,E.ON, RWE und Vattenfall zur Bündelung von Elektrizi-täts- und Gasaktivitäten zu beobachten. Gleichzeitig wur-den Beteiligungen in anderen Wirtschaftsbereichen, wieder vermeintlich lukrativen Wasserversorgung, veräußert.Mit der Konzentration auf den Energiemarkt im engeren

Sinne bzw. auf ihr Kerngeschäft realisieren die Multi-Uti-lities vor allem betriebswirtschaftliche Synergieeffekteund signifikante Spezialisierungsvorteile. Diesen sind al-lerdings Grenzen gesetzt, da sich der Elektrizitäts- undGasmarkt in der Beschaffungs- und Absatzstruktur sowiedem physischen Tagesgeschäft deutlich voneinander un-terscheiden. Der Hauptgrund für das Engagement derVerbundunternehmen ist, dass sie durch die Beteiligun-gen an in- und ausländischen Gasproduzenten den Zu-gang zu bedeutenden Gasvorkommen erhalten. Dies ge-schieht vor dem Hintergrund, dass Gas als Input zurElektrizitätserzeugung zunehmend wichtiger wird.341

440. Zusammengefasst lässt sich schließen, dass – be-dingt durch die ökonomischen, technologischen und insti-tutionellen Rahmenbedingungen – auf den einzelnenWirtschaftsstufen des Gasmarktes ein unterschiedlicherwettbewerbspolitischer Handlungsbedarf angezeigt ist.Auf der Aufkommensstufe ist Wettbewerb prinzipellmöglich, so dass dort keine Regulierung notwendig ist.342

Der zunehmende internationale Handel mit Flüssiggaswird auf Importebene mittelfristig zu einer Wettbe-werbsintensivierung führen. Allerdings herrscht keineTransparenz über die Kosten der Exploration, der Förde-rung und der Importe. Zudem erschweren die langfristigund über große Mengen abgeschlossenen Gaslieferver-träge den Marktzutritt neuer Unternehmen.343 Im Gegen-satz zum Elektrizitätsmarkt sind die europäischen Ak-teure des Gasmarktes vornehmlich auf Lieferungen vonGasproduzenten im außereuropäischen Ausland angewie-sen, auf welche die Rechtsprechung der Verbraucherlän-der keine Anwendung findet. Sowohl das Weiterverteiler-netz als auch das Ferngasnetz stellen noch einregulierungsbedürftiges, nicht angreifbares natürlichesMonopol dar. Der Umstand, dass Netzbetreiber sowohlim Netzgeschäft als auch im Handelsgeschäft tätig sind,bringt in Bezug auf das Verhalten gegenüber den anderenMarktteilnehmern zudem besondere Wettbewerbspro-bleme mit sich. Die Marktmacht der etablierten Energie-versorgungsunternehmen basiert dabei auf zwei Faktoren.So hat sich zum einen durch die Spezifität und die Höheder Investitionen das Handelsgeschäft in der Vergangen-heit parallel zum Netzgeschäft entwickelt, so dass dieNetzbetreiber als Gasanbieter auch nach der Öffnung desGasmarktes immer noch über eine beträchtliche Markt-macht gegenüber den Abnehmern bzw. Endkunden verfü-gen. Zum anderen besitzen die etablierten UnternehmenMarktmacht gegenüber potentiellen Wettbewerbern, dieauf den Zugang zu den wesentlichen Einrichtungen ange-wiesen sind, um potentielle Abnehmer mit Gas beliefernzu können. Mit der Regulierung des Netzbetriebs wird so-mit das Ziel verfolgt, Dritten unter der Simulation vonWettbewerbsbedingungen einen diskriminierungsfreienZugang zu den wesentlichen Einrichtungen der Netzbe-treiber zu ermöglichen. Diese sollen zugleich Anreize für

340 Zu den Grenzen vertikaler Integration und zum wettbewerblichenEinfluss strategischer Minderheitsbeteiligungen vgl. auch OLG Düs-seldorf, Beschluss vom 23. November 2005, VI-2 Kart 14/04 (V),WuW/E DE-R 1639 „Mainova/Aschaffenburger VersorgungsGmbH“ i. V. m. BKartA, Beschluss vom 22. Juli 2004, B8-27/04,WuW/E DE-V 983 „Mainova/Aschaffenburger Versorgungs GmbH“.

341 Vgl. Tz. 430 und 457.342 Eine Regulierung nach EU-Recht wäre indes auch nicht möglich, da

sich die wesentlichen Explorationsstätten für Erdgas außerhalb derEuropäischen Union befinden.

343 Vgl. hierzu Abschnitt 4.3.1.


eine effiziente und versorgungssichere Leistungserbrin-gung erhalten. Der marktorientierten Bildung von Gas-preisen auf der Großhandels- und der Einzelhandelsebenesteht grundsätzlich nichts entgegen. Neben der Effektivi-tät der Netzregulierung und der Missbrauchsaufsicht istdie Liquidität der Großhandelsmärkte, die Verfügbarkeitfreier Netzkapazitäten und die Dichte des strategischenBeteiligungsgeflechts maßgeblich dafür, inwiefern über-haupt Wettbewerb um Endkunden entstehen kann.

4.1.3 Marktabgrenzung

441. Vor dem Hintergrund der ökonomischen Netz-struktur der deutschen Gaswirtschaft lassen sich allge-mein vier sachlich relevante Märkte voneinander unter-scheiden.344 Das sind der Markt für die Belieferungregionaler Weiterverteiler, der Markt für die Belieferunglokaler Weiterverteiler, der Markt für die Belieferung vonIndustriekunden und der Markt für die Belieferung vonHaushalts- und Kleingewerbekunden (HuK-Kunden). DieMärkte für Gastransportleistungen stellen resistente na-türliche Angebotsmonopole dar und unterliegen der Re-gulierung.345 Eine sachliche Unterscheidung nach Gas-qualitäten (H- und L-Gas) findet in der Regel nicht statt.In der Praxis differenziert das Bundeskartellamt zunächstgrob zwischen den Märkten für die Belieferung von Wei-terverteilern (Großhandelsebene) und Endabnehmern(Einzelhandelsstufe). Auf der Großhandelsstufe ist lautBundeskartellamt weiter zwischen den beiden Märktenfür die erstmalige Belieferung von anderen Ferngasge-sellschaften durch überregionale Ferngasgesellschaftenund die Belieferung von regionalen und lokalen Weiter-verteilern, insbesondere Stadtwerken, durch (über-)regio-nale Ferngasgesellschaften zu unterscheiden. Das Amtsieht die Unterteilung dieser Marktstufe in zwei sachlichrelevante Märkte aufgrund der unterschiedlichen Größeder Unternehmen, des Umfangs betriebsnotwendiger An-lagen, der nachgefragten Gasmengen, der zeitlichen Ver-tragsdauer und der jeweiligen wirtschaftlichen Zielset-zungen der Marktakteure als geboten an. Die Annahmezweier sachlich voneinander abzugrenzender Weiterver-teilermärkte in Deutschland steht im Einklang mit derRechtsprechung der Gerichte und der Praxis der Europäi-schen Kommission.346 Nach Auffassung der Monopol-kommission hat sich die vorgenommene Marktabgren-zung zur Beurteilung der Wettbewerbsverhältnisse auf

dem Gasmarkt in der Anwendung bislang als sachgerechtund praktikabel erwiesen. Ob der am 1. Juli 2007 begon-nene Börsenhandel mit Gas eine Modifizierung des sach-lich relevanten Marktes in naher Zukunft bedingt, bleibtabzuwarten.347

442. Auf der Einzelhandelsstufe wird der Markt für dieBelieferung von industriellen Großkunden vom Markt derBelieferung von HuK-Kunden durch die Gasversorgungs-unternehmen abgegrenzt. Auch hier bedingt das unter-schiedliche Abnahmeverhalten von Industriekunden undHuK-Kunden eine sachlich getrennte Erfassung. Auf-grund der großen Bezugsmengen kommt Gas im Rahmendes Kostenmanagements der Industriekunden eine großeBedeutung zu. Im Gegensatz zu HuK-Kunden reagierenIndustriekunden wesentlich sensibler auf Preisschwan-kungen und besitzen eine größere Bereitschaft, den An-bieter zu wechseln.348 Die Tatsache, dass große Industrie-kunden und Stadtwerke einen Großteil ihresGasverbrauchs von (über-)regionalen Ferngasunterneh-men beziehen, bedeutet jedoch nicht, dass diese dem glei-chen sachlich relevanten Markt zuzurechnen sind.349 Sounterscheidet sich die wirtschaftliche Zielsetzung der Ak-teure und ihr Abhängigkeitsverhältnis gegenüber denFerngasunternehmen erheblich voneinander.

443. Generell bestehen bei der Erzeugung von Prozes-sen und Raumwärme sowie der WarmwasserzubereitungSubstitutionsbeziehungen zwischen Gas und alternativenEnergieträgern wie Heizöl, Kohle, Fernwärme und Elek-trizität. Berücksichtigt man aber allein die Wechselkos-ten, so beträgt für die Abnehmer die Bindung bei derWahl eines Energieträgers etwa 15 Jahre. Infolgedessenist nach der bisherigen Auffassung des Bundeskartellam-tes und der Kartellgerichte auf der Endkundenstufe ledig-lich auf Gas abzustellen.350

444. In räumlicher Hinsicht werden die sachlich rele-vanten Märkte nach dem Bedarfsmarktkonzept regionalnach den Netzgebieten der Unternehmen abgegrenzt. Ein

344 Vgl. nachfolgend BKartA, Beschluss vom 12. März 2007, B8-62/06,S. 12; BKartA, Beschluss vom 13. Januar 2006, B8-113/03, S. 15 f.;Monopolkommission, Sondergutachten 34, Baden-Baden 2002,Tz. 27 ff.

345 Zur Netzregulierung im Gasmarkt vgl. Abschnitt 4.2.346 Vgl. OLG Düsseldorf, Beschluss vom 20. Juni 2006, VI-2 Kart 1/06

(V), WuW/E DE-R 1757 „E.ON-Ruhrgas“ i.V.m. BKartA vom13. Januar 2006, B8-113/03, WuW/E DE-V 1147 „E.ON-Ruhrgas“;BGH, Beschluss vom 13. Dezember 2005, KVR 13/05, WuW/E DE-R 1726 „Stadtwerke Dachau“; OLG Düsseldorf, Beschluss vom23. November 2005, VI-2 Kart 14/04 (V), WuW/E DE-R 1639 „Mai-nova/Aschaffenburger Versorgungs GmbH“ i. V. m. BKartA, Be-schluss vom 22. Juli 2004, B8-27/04, WuW/E DE-V 983 „Mainova/Aschaffenburger Versorgungs GmbH“; Europäische Kommission,Entscheidung vom 17. Dezember 2002, COMP/M. 2822 – EnBW/ENI/GVS, Tz. 13 ff.

347 Zur Bedeutung des Handels für die Abgrenzung des sachlich relevan-ten Marktes vgl. Abschnitt 3.3.

348 Vgl. Tz. 462 f.349 Zur Bezugsstruktur vgl. Tz. 455.350 Vgl. BKartA, Beschluss vom 12. März 2007, B8-62/06, S. 13; BGH,

Urteil vom 9. Juli 2002, KZR 30/00, S. 12 f., WuW/E DE-R 1006,1009 „Fernwärme Börnsen“; BKartA, Beschluss vom 17. Januar2002, B8-109/01, S. 29 f. Dagegen hat der VIII. Zivilsenat des Bun-desgerichtshofes mit seinem Urteil zur Billigkeitskontrolle gemäß§ 315 Abs. 3 BGB vom 13. Juni 2007 die Frage bejaht, ob es einenWärmemarkt gibt, in dem neben Gas andere Energiearten wie Heiz-öl, Strom, Kohle, Fernwärme und Bioanlagen zu berücksichtigensind. Demnach wären die Erdgas anbietenden kommunalen Stadt-werke mit eigenem Verteilungsnetz nicht mehr automatisch alsmarktbeherrschende Unternehmen im Sinne von § 19 GWB anzuse-hen. Allerdings geht aus der Annahme des VIII. Zivilsenats nichthervor, ob in der Praxis tatsächlich ein hinreichender Wettbewerbs-druck existiert, so dass Gasversorgungsunternehmen in ihrer Preisge-staltung durch Substitutionsalternativen eingeschränkt werden. Soscheinen die genannten Heizenergieträger in Bezug auf ihre Verfüg-barkeit, Preisgestaltung und Wirtschaftlichkeit keine echte Alternati-ve zu Gas darzustellen. Vgl. BGH, Urteil vom 13. Juni 2007, VIII ZR36/06, Tz. 34 sowie die Anmerkung von Markert, K. zu diesem Ur-teil zur Billigkeitskontrolle gemäß § 315 Abs. 3 BGB, in: Recht derEnergiewirtschaft, H. 9, 2007, S. 258–267, 265 f.


Durchleitungswettbewerb um Gasmengen verschiedenerAnbieter hat sich auch mit der Novellierung des Energie-wirtschaftsgesetzes bislang nur wenig entwickelnkönnen. Einem netzbetreibenden Gasversorger kommtdemnach weiterhin eine zumindest überragende Markt-stellung im Sinne des § 19 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 GWB zu,da er fast ausschließlich die gesamte Nachfrage in seinemNetzgebiet bedient. Die im Zeitablauf wiederholt vorge-nommene netzbezogene Marktabgrenzung durch dasBundeskartellamt wurde in mehreren Gerichtsurteilen be-stätigt, sowohl zum Zeitpunkt vor und nach der Öffnungdes Energiemarktes 1998 als auch nach Aufnahme dersektorspezifischen Regulierung des Netzzugangs durchdie Bundesnetzagentur 2005.351 Auch in seinem jüngstenBeschluss zum Zusammenschlussvorhaben RWE EnergyAG/Saar Ferngas AG grenzt das Bundeskartellamt dieräumlich relevanten Märkte nach den Netzen der beteilig-ten Unternehmen ab.352 Es berücksichtigt in seinen Aus-führungen durchaus den Umstand, dass sich die Netzzu-gangsbedingungen aufgrund der neuen rechtlichenRahmenbedingungen im Zeitablauf verbessert haben. Einhinreichender Durchleitungswettbewerb auf Basis desneuen Netzzugangsmodells habe sich aber bislang nichtentwickeln können, so dass weiterhin eine netzbezogeneMarktabgrenzung notwendig sei. Die Ausweichmöglich-keiten der Abnehmer seien weiterhin stark begrenzt. DieBereitschaft der Endverbraucher zu einem Lieferanten-wechsel sei noch gering.353 Für eine Änderung der (räum-lichen) Marktabgrenzung bedürfe es daher nicht nur einerÄnderung der rechtlichen Rahmenbedingungen. Maßgeb-lich sei vielmehr die Entwicklung der tatsächlichenMarktverhältnisse.354

445. Auch aus Sicht der Monopolkommission spiegelteine unternehmensübergreifende Marktabgrenzung bis-lang nicht die tatsächlichen Marktverhältnisse im deut-schen Gasmarkt wider.355 Rückblickend muss konstatiertwerden, dass die Wettbewerbsentwicklung seit der Markt-öffnung 1998 sehr schleppend verlaufen ist. Die Verbän-devereinbarung Gas II von 2002 hatte aufgrund des ange-wendeten transportpfadabhängigen Punkt-zu-Punkt-Modells keine wesentliche Verbesserung bewirkt. DieWeiterentwicklung des Netzzugangs zu einem transak-tionsunabhängigen Entry-Exit-Modell scheiterte schließ-lich an den Vorstellungen der Verhandlungsteilnehmer.356

Auch die jüngste Novellierung des Energiewirtschaftsge-setzes, die ein solches Entry-Exit-Modell vorschreibt, hatbislang nicht zu einer maßgeblichen Änderung der Markt-verhältnisse geführt. Die Transportpfadunabhängigkeitdes Gasnetzzugangs wird durch die Zersplitterung desGasmarktes in zahlreiche Teilmärkte nur sehr begrenzt

verwirklicht. Auch wiegt der Umstand besonders schwer,dass in die Kooperationsvereinbarung Erdgas neben demZweivertragsmodell das „netzscharfe“ Einzelbuchungs-modell mit aufgenommen wurde. Zwar wurde diesesschon kurz nach Inkrafttreten der Kooperationsvereinba-rung Erdgas durch die Bundesnetzagentur untersagt.357

Hinzu kommen aber die in der Vergangenheit langfristigabgeschlossenen Gaslieferverträge zwischen den Fern-gasunternehmen und den Weiterverteilern, wodurch demMarkt strategisch die Liquidität entzogen wurde.358 DieVerwirklichung eines Durchleitungswettbewerbs hat sichdadurch weiter verzögert.

446. Die Monopolkommission kann daher derzeit nichtfeststellen, dass sich auf dem inländischen Gasmarkt einDurchleitungswettbewerb in dem Maße entwickelt hat,welcher eine über die Reichweite eines Leitungsnetzesgehende Marktabgrenzung rechtfertigen würde.359 Einezu weite Marktabgrenzung birgt zudem die Gefahr, dassdie Marktmacht der Unternehmen auf ihren sachlich rele-vanten Märkten erheblich unterschätzt wird. MöglicheMarktschließungseffekte durch die zahlreichen Mehr-heits- und Minderheitsbeteiligungen der überregionalenund regionalen Ferngasunternehmen an lokalen Weiter-verteilern, insbesondere Stadtwerken, werden bei einersolchen Betrachtung nicht sachgerecht erfasst. Im Rah-men der vertikalen Vorwärtsintegration der großen Ener-gieversorgungsunternehmen zielt der Erwerb von Beteili-gungen an regionalen und lokalen Verteilerunternehmennach Einschätzung der Monopolkommission weniger aufdie Realisierung von Effizienzvorteilen ab als vielmehrauf die strategische Absatzsicherung für das eigene Un-ternehmen. Die Zahl der Beteiligungen der vier Verbund-unternehmen an Gasversorgungsunternehmen mit eige-nem Netz beträgt derzeit über 350, wovon aufMinderheitsbeteiligungen über drei Viertel und auf Mehr-heitsbeteiligungen knapp ein Viertel entfällt. Der Anteilder Verbundunternehmen E.ON und RWE beläuft sichhierbei auf etwa 85 Prozent. Auf dem Elektrizitätsmarktist die Zahl der Beteiligungen und die Verteilung auf dieVerbundunternehmen nur unwesentlich geringer. Hinzukommen etwa 30 bis 40 Beteiligungen der Verbundunter-nehmen an Elektrizitäts- und Gashändlern. Eine ausführ-liche Übersicht zu den wesentlichen Minderheits- undMehrheitsbeteiligungen an inländischen Energieversor-gungsunternehmen sowie zur Aktionärsstruktur der vierVerbundunternehmen befindet sich im Anhang diesesGutachtens.

447. Neben den direkten vertikalen Marktverschlussef-fekten gehen sowohl mit Mehrheits- als auch mit Minder-heitsbeteiligungen horizontale Konzentrationswirkungeneinher. Infolge der bestehenden Verflechtungen entfällt

351 Vgl. Fn. 343.352 BKartA, Beschluss vom 12. März 2007, B8-62/06, S. 13 ff.353 Vgl. Tz. 462.354 Vgl. BGH, Beschluss vom 4. November 2003, KZR 16/02, WuW/E

DE-R 1206 „Strom und Telefon I“ i.V.m. BGH, Beschluss vom15. Juli 1997, KVR 33/96, WuW/E DE-R 24 „Stromversorgung Ag-gertal“.

355 Vgl. auch Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005, Tz. 682.


357 Zum Netzzugangsmodell im Gasmarkt vgl. Abschnitt 4.2.2.2 und zurUntersagung der Einzelbuchungsvariante durch die Bundesnetzagen-tur vgl. Abschnitt 4.2.4.2.

358 Vgl. Abschnitt 4.3.1. Zur Untersagungsverfügung an die E.ON Ruhr-gas AG gegen die Praxis langfristiger Gaslieferverträge vgl. BKartA,Beschluss vom 13. Januar 2006, B8-113/03, WuW/E DE-V 1147,„E.ON Ruhrgas“.

359 Ebenso ist eine europaweite Marktabgrenzung zwar theoretischdenkbar, da die nationalen Gasmärkte rechtlich geöffnet wurden.Faktisch jedoch sind diese aber weiterhin voneinander abgeschottet.


für ein Stadtwerk der tatsächliche oder potentielle Wett-bewerb eines (über-)regionalen Ferngasunternehmens umdie Belieferung von HuK-Kunden.360 Bei Minderheitsbe-teiligungen ergibt sich die Beschränkung des Wettbe-werbs in erster Linie durch die Bündelwirkung derzahlreichen Beteiligungen eines großen Energieversor-gungsunternehmens. Mit jeder Beteiligung eines großenEnergieversorgungsunternehmens sinkt die Wahrschein-lichkeit des Markteintritts neuer Gasanbieter, da die Zahlfreier Weiterverteiler als potentielle Kunden insgesamtabnimmt. Weiterhin sind Minderheitsbeteiligungen da-hingehend als problematisch anzusehen, als sie zumindesteinen Informationsvorsprung des vorgelagerten Unter-nehmens gegenüber potentiellen Wettbewerbern generie-ren. Vor dem Hintergrund der bestehenden hohen Kon-zentration im Gasmarkt und der Problematik, überhauptWettbewerb um netzgebundene Produkte entwickeln zukönnen, sowie des folglich bislang geringen tatsächlichenWettbewerbs um Gaskunden sieht die Monopolkommis-sion derartige Konzentrationseffekte besonders kritisch.Im Ergebnis reichen schon kleine Beteiligungserwerbeaus, um die schon bestehenden marktbeherrschendenStellungen der beteiligten Unternehmen weiter zu verstär-ken. Ob in naher Zukunft – insbesondere durch das neueNetzzugangsmodell – eine andere sachliche Marktab-grenzung angezeigt ist, bleibt abzuwarten.

448. Die Monopolkommission weist zudem darauf hin,dass eine sachgerechte räumliche Marktabgrenzung ne-ben einem faktischen auch einem methodischen Wandelunterliegen kann. So findet zwar die gängige Praxis desBundeskartellamtes wiederholt Bestätigung durch dieRechtsprechung der Kartellgerichte. Dieser Umstand al-lein ist aber noch kein hinreichender Beleg dafür, ob sichnicht durch die Anwendung moderner ökonometrischerMethoden der Marktabgrenzung ein anderer – netzeigen-tumübergreifender – Markt als bei der traditionellen Ab-grenzung nach dem Bedarfsmarktkonzept ergeben würde.Im Zuge des „more economic approach“ besteht die Mög-lichkeit eines zusätzlichen Erkenntnisgewinns, wenn ne-ben dem klassischen Verfahren der Marktabgrenzungweitere ökonomische Konzepte angewendet werden. EineÜberprüfung der nach dem Bedarfsmarktkonzept erstell-ten Marktabgrenzung mit Hilfe des hypothetischen Mo-nopolistentests (Small but Significant Non TransitoryIncrease in Price, SSNIP) und empirischer Verfahren, wiePreiskorrelations- und Schockanalysen sowie Kreuzpreis-elastizitäten, kann hier weiteren Aufschluss über die„Richtigkeit“ der vorgenommenen Marktabgrenzung ge-ben.361 So ist vorstellbar, dass eine nach dem hypotheti-schen Monopolistentest vorgenommene Marktabgren-zung zu einer anderen Abgrenzung der Kundengruppenführt. Die Monopolkommission ist sich dabei durchausbewusst, dass ökonometrische Verfahren für sich genom-

men nur bedingt aussagekräftig sind. Da diese Einschrän-kung aber auch für das klassische Bedarfsmarktkonzeptgelten kann, scheint eine integrierte Anwendung ver-schiedener methodischer Verfahren angezeigt. Die tat-sächlichen Marktverhältnisse können so adäquat berück-sichtigt werden. Aus den Beschlussakten derBundeskartellamtes ist jedenfalls nicht ersichtlich, ob zu-sätzlich zum Bedarfsmarktkonzept weitere Verfahren zurMarktabgrenzung angewendet wurden oder aus welchenGründen sie keine Berücksichtigung gefunden haben.Gleichwohl ist sich die Monopolkommission darüber imKlaren, dass dem Amt, aber im Übrigen ebenso der Bun-desnetzagentur – auch vor dem Hintergrund ihrerRessourcen – eine gewisse methodische Wahlfreiheitzusteht. Dennoch wäre es aus Sicht der Monopolkommis-sion für die Nachvollziehbarkeit ergangener Entscheidun-gen wünschenswert, wenn die vorgenommene Methoden-wahl begründet wird. Aus den genannten Gründen ist dieKommission daher auch gespannt auf die Vorgehens-weise der Bundesnetzagentur bei der vorzunehmendenräumlichen Marktabgrenzung im Bereich der Fernlei-tungsnetze.362

4.1.4 Marktteilnehmer449. Entsprechend der sachlichen Marktabgrenzung las-sen sich in der deutschen Gaswirtschaft drei wesentlicheGruppen von Akteuren unterscheiden: zum einen die (in-ländischen) Erdgasfördergesellschaften und die Ferngas-unternehmen mit Importbezug (überregionale Ferngasun-ternehmen), zum zweiten die Ferngasunternehmen ohneImportbezug (regionale Ferngasunternehmen) und zumdritten die Regional- und Ortsgasunternehmen (vornehm-lich Stadtwerke). Insgesamt waren im Jahr 2006 weitüber 700 Gasversorgungsunternehmen in der Bundesre-publik Deutschland tätig.363 Darüber hinaus existieren ne-ben den mit den Netzbetreibern konzernverbundenenHandelsunternehmen auch einige Gashändler, die inDeutschland kein eigenes Netz betreiben. Reine Gas-händler kaufen Gas an ausländischen Börsen ein oder be-ziehen es direkt von inländischen und ausländischen Pro-duzenten.364

450. Ferngasunternehmen sind zumeist Töchter interna-tional operierender und vertikal integrierter Energiekon-zerne.365 Überregionale Ferngasunternehmen fördernErdgas aus in- und ausländischen Lagerstätten oder im-portieren Gas von ausländischen Lieferanten. Zugleichsind sie im Besitz der für die Weiterverteilung von Gaswichtigen Transportnetze mit Auslandsanbindung. Aufder (internationalen) Transportebene sind die Ferngasge-sellschaften durch Verträge langfristig an die ausländi-schen Gasproduzenten gebunden. Die Laufzeit beträgthierbei in der Regel mehr als 20 Jahre. Die langfristigenGaslieferverträge enthalten vornehmlich „Take-or-pay“-

360 Vgl. ausführlich Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003,Baden-Baden 2005, Tz. 679 ff. Vgl. auch jüngst OLG Düsseldorf,Beschluss vom 6. Juni 2007, VI-2 Kart 7/04 (V), S. 26 ff., BKartA,Beschluss vom 12. März 2007, B8-62/06, S. 18; BKartA, Beschlussvom 20. November 2003, B8-84/03, WuW/E De-V 837 „E.ON Han-se/Stadtwerke Lübeck“, S. 46 f.

361 Zu den empirischen Verfahren der Marktabgrenzung vgl. Schwalbe,U., Zimmer, D., Kartellrecht und Ökonomie, Frankfurt 2006, S. 87 ff.

362 Nach § 3 Abs. 2 Satz 1 GasNEV können Betreiber eines überregiona-len Fernleitungsnetzes von der Netzentgeltregulierung ausgenommenwerden, wenn sie zu einem überwiegenden Teil wirksamem oder po-tentiellem Wettbewerb ausgesetzt sind. Vgl. Abschnitt 4.2.3.3.

363 Vgl. auch BKartA, Beschluss vom 13. Januar 2006, B8-113/03, S. 6 ff.;BGW, 126. Gasstatistik Bundesrepublik Deutschland, Bonn 2007.

364 Zum Aufbau einer deutschen Gasbörse vgl. Abschnitt 4.3.2.365 Vgl. hierzu auch die Abbildungen im Anhang.


Klauseln, womit sich die Ferngasgesellschaften zu einerkontinuierlichen Mindestabnahmemenge verpflichtenund somit das Mengenrisiko übernehmen. Dagegen liegtdas Preisrisiko beim Lieferanten, welches aber überwie-gend noch durch die Koppelung des Gaspreises an diePreisentwicklung von Öl beschränkt ist. Neben dem Ver-kauf des geförderten oder importierten Erdgases an an-dere überregionale und regionale Ferngasunternehmenbeliefern sie auch regionale und lokale Weiterverteiler.Weiterhin setzen sie Gas zur Elektrizitätserzeugung einund handeln Gas an europäischen Gasbörsen.

Nach der Erhebung des Bundeskartellamtes sind auf demdeutschen Gasmarkt derzeit sieben überregionale Fern-gasgesellschaften aktiv.366 Im Einzelnen sind dies dieE.ON Ruhrgas AG, die Erdgas-Verkaufs GmbH, dieExxon Mobil Gas Marketing Deutschland GmbH & Co. KG,die RWE Energy AG, die Shell Erdgas Marketing GmbH& Co. KG, die Verbundnetz Gas AG und die WingasGmbH. Seit 2004 sind Exxon Mobil und Shell an den be-stehenden Lieferbeziehungen des ehemaligen Ferngasun-ternehmens BEB Erdgas und Erdöl GmbH, welches sichauf die Verteilung von Erdgas spezialisiert hat, zu glei-chen Teilen beteiligt.

451. Die zweite wesentliche Handelsstufe beinhaltet dieregionalen Ferngasgesellschaften. Diese besitzen keineeigenen Förderquellen und weisen keinen wesentlichenImportbezug von Erdgas auf. Vielmehr beziehen sie Gasvon den Unternehmen, die auf der ersten Wertschöp-fungsstufe aktiv sind. Mit dem eingekauften Erdgas wer-den dann ebenfalls regionale und örtliche Gasversor-gungsunternehmen sowie private Haushalte, Gewerbeund Industriebetriebe beliefert.

Zu den momentan etwa acht tätigen regionalen Ferngas-gesellschaften sind die Gasversorgung SüddeutschlandGmbH, die Bayerngas GmbH, die Gas-Union GmbH, dieSaar Ferngas AG, die EWE AG, die E.ON Avacon AG,die Ferngas Nordbayern GmbH und die Erdgasversor-gungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH zu zählen.367

452. Auf der letzten Wertschöpfungsstufe befinden sichdie regionalen und örtlichen Gasversorgungsunterneh-men. Diese Unternehmen beziehen Gas von den über-regionalen und regionalen Ferngasgesellschaften zur Ver-sorgung von Endkunden wie HuK-Kunden und Industrie-kunden, zur Wärmeerzeugung und zur Eigennutzung(Kraftwerksgas) oder handeln das eingekaufte Gas imRahmen ihrer Geschäftstätigkeit an ausgesuchten Han-delsplätzen.

In der Bundesrepublik Deutschland existieren etwa40 Regionalgesellschaften und etwa 650 örtliche Gasver-sorgungsunternehmen.368 Dazu zählen unter anderen dieE.ON Hanse AG, die GASAG Berliner Gaswerke AG, dieMainova AG, die MITGAS Mitteldeutsche Gasversor-

gung GmbH, die Stadtwerke Bonn GmbH und die Stadt-werke München GmbH.

453. Auf der Aufkommensstufe dominieren die Gasun-ternehmen mit Importbezug das Marktgeschehen. Da we-niger als 20 Prozent des inländischen Gasverbrauchsdurch die einheimische Gasproduktion gedeckt werden,müssen folglich über 80 Prozent des Gasbedarfs über aus-ländische Bezugsquellen importiert werden. Zudem wirddas in Deutschland vorkommende Erdgas überwiegendvon denjenigen Unternehmen gefördert, die auch als Im-porteur tätig sind. Knapp drei Viertel der inländischenGesamtfördermenge entfällt auf die zwei größten Unter-nehmen BEB Erdgas und Erdöl GmbH, die zu je50 Prozent zu Exxon Mobil und Deutsche Shell GmbHgehört, und Mobil Erdgas und Erdöl GmbH (100 ProzentExxon Mobil). Weitere Förderunternehmen sind die RWEDea AG, die Wintershall AG und die Gaz de FrancePEG.369

454. Neben ihrer eigenen Zugehörigkeit zu einem Kon-zernunternehmen des (europäischen) Energiemarktesverfügen alle überregionalen Ferngasgesellschaften ihrer-seits über eine Vielzahl an Minder- und Mehrheitsbeteili-gungen an regionalen und lokalen Weiterverteilern.370

Anders als im Elektrizitätsmarkt wird Gas nicht lokal pro-duziert und vermarket, so dass letztlich ein Endabnehmerimmer unmittelbar oder mittelbar Gas von einem überre-gionalen Ferngasunternehmen bezieht. Aufgrund ihrerausgeprägten Tätigkeit als (Ferngas-)Netzbetreiber undHändler des produzierten und importierten Erdgaseskommt den überregionalen Ferngasunternehmen eine be-deutende Marktstellung zu. E.ON Ruhrgas ist das beiweitem größte Unternehmen im deutschen Gasmarkt miteinem Importanteil von ca. 60 Prozent und einem Beteili-gungsgeflecht, welches nahezu 30 Prozent aller Verteiler-netzbetreiber umfasst. Die mit Abstand folgenden größ-ten Unternehmen auf dem deutschen Gasmarkt sindRWE, Wingas, Verbundnetz Gas, Exxon Mobil und Shell(vgl. Abbildung 4.1).371 Diese Unternehmen vereinen zu-sammen über 80 Prozent der inländischen Förderkapazi-täten, zwischen 90 und 100 Prozent der Importmengenund etwa 80 Prozent der Speicherkapazitäten.372 Bis aufwenige Ausnahmen ist die Anzahl neuer Gashändler,auch im Hinblick auf das gehandelte Volumen, gering.Auf europäischer Ebene sind als größte GasunternehmenEni (Italien), Gasunie (Niederlande), E.ON Ruhrgas(Deutschland), Gaz de France (Frankreich), Centrica(Großbritannien) zu nennen.

455. Auf der Weiterverteilerstufe werden nahezu alleOrts- und Regionalgasunternehmen von überregionalenund regionalen Ferngasunternehmen beliefert (vgl. auchAbbildung 4.2). Auf der Endverbraucherstufe erfolgt die

366 Vgl. BKartA, Beschluss vom 13. Januar 2006, B8-113/03, S. 7. Vgl.auch Prüfungsverfahren der Bundesnetzagentur zu § 3 Abs. 2 Gas-NEV.

367 Vgl. ebenda.368 Vgl. BGW, 126. Gasstatistik Bundesrepublik Deutschland, Bonn

2007.

369 Vgl. Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V. (WEG),Jahresbericht 2006, S. 46.

370 Vgl. Tz. 446 sowie die Darstellung der wesentlichen Mehrheits- undMinderheitsbeteiligungen der vier Verbundunternehmen im Anhangdieses Gutachtens.

371 Gazprom Germania wird hier nicht berücksichtigt, da der Marktan-teil durch die Überkreuzverflechtungen mit Wingas und VerbundnetzGas verzerrt wird; vgl. auch Abbildung 4.1.

372 Vgl. auch European Commission, DG Competition Report on EnergySector Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Tz. 91.


A b b i l d u n g 4 . 1

Gasunternehmen in Deutschland nach Absatz in Mrd. kWh (2006)

Quelle: BGW, 126. Gasstatistik Bundesrepublik Deutschland, Bonn 2007 sowie Unternehmensangaben

A b b i l d u n g 4 . 2

Verteilungsstruktur der deutschen Gaswirtschaft

Quelle: Schiffer, H.-W., Energiemarkt Deutschland, Köln 2005, S. 158


direkte Versorgung der Endverbraucher zu ca. 72 Prozentdurch Orts- und Regionalgasunternehmen, zu ca.26 Prozent durch (über-)regionale Ferngasgesellschaftenund zu ca. 2 Prozent durch Erdgasproduzenten. Nach Ver-brauchergruppen differenziert erfolgt die Gasabgabe andie Industriekunden zu ca. 47 Prozent durch Orts- undRegionalgasunternehmen, zu ca. 50 Prozent durch (über-)regionale Ferngasgesellschaften und zu ca. 3 Prozentdurch Erdgasproduzenten. Die Abgaben an Kraftwerkeund Fernwärmeversorgungsunternehmen werden domi-niert von den Orts- und Regionalgasunternehmen mit ca.75 Prozent, gefolgt von den (über-)regionalen Ferngasge-sellschaften mit ca. 22 Prozent und den Erdgasproduzen-ten mit ca. 3 Prozent. Die Versorgung von HuK-Kundenerfolgt fast ausschließlich durch Orts- und Regionalgas-unternehmen mit einem Anteil von ca. 93 Prozent. Derrestliche Anteil von ca. 7 Prozent entfällt auf die (über-)regionalen Ferngasunternehmen.373

4.1.5 Gasverbrauch, Preisbildung und Wechselquote

456. Die Bundesrepublik Deutschland verfügte im Jahr2006 über ein Gasaufkommen von knapp 1 200 Mrd.kWh (vgl. Tabelle 4.1). Die Importquote betrug knapp85 Prozent. Neben einem geringen, aber positiven Spei-chersaldo entfielen etwa 13 Prozent des Gasaufkommensauf Exporte. Die im Inland verbrauchte Gasmenge vongut 1 000 Mrd. kWh stammt zu etwa 15 Prozent aus in-ländischer Produktion, zu 35 Prozent aus Russland, zu27 Prozent aus Norwegen, zu 19 Prozent aus den Nieder-landen und zu etwa 4 Prozent aus Dänemark, Großbritan-nien und anderen Ländern. Aufgeschlüsselt nach Ver-brauchergruppen verteilt sich der Gasverbrauch mit ca.24 Prozent auf industrielle Endabnehmer, mit ca.13 Prozent auf die Elektrizitätserzeugung, mit ca.14 Prozent auf die Fernwärmeversorgung und mit ca.49 Prozent auf HuK-Kunden. Der Gasanteil am gesamtendeutschen Energieverbrauch betrug im Jahr 200622,8 Prozent (+ 1,5 Prozent gegenüber 2005) und liegtdamit hinter Mineralöl mit 35,7 Prozent (+ 0,2 Prozentgegenüber 2005) auf Platz 2. Der Rest verteilt sich aufSteinkohle mit 13,0 Prozent (+ 1,3 Prozent gegenüber2005), Braunkohle mit 10,9 Prozent (– 1,5 Prozent ge-genüber 2005), Kernenergie 12,6 Prozent (+ 2,7 Prozentgegenüber 2005), Wasser- und Windkraft mit 1,3 Prozent(+ 9,3 Prozent gegenüber 2005) sowie auf Sonstige mit3,7 Prozent (+ 16,0 Prozent gegenüber 2005).

457. Neben dem zunehmenden Gasverbrauch zu Wär-mezwecken durch HuK-Kunden hat die Gasnachfrage vorallem auch durch die zunehmende Verwendung als Inputzur Elektrizitätserzeugung zugenommen. Insbesonderedurch die Einführung von Emmissionszertifkaten ist dieVerwendung von Gaskraftwerken gegenüber Kohlekraft-werken aufgrund des wesentlich niedrigeren Schadstoff-austoßes attraktiver geworden. Die Merit Order, d. h. dieEinsatzreihenfolge von Kraftwerken zur Elektrizitätser-zeugung, wird mit der Einführung des Emissionshandelszusätzlich durch die Höhe der Zertifikatskosten bzw. de-

ren Opportunitätskosten beeinflusst. Wurden vor Einfüh-rung des Emissionshandels vornehmlich Braunkohle undKernenergie zur Grundlastsicherung und Erdgas zur De-ckung von Spitzenlast eingesetzt, so verschiebt sich beihinreichend hohen Zertifikatspreisen die Einsatzreihen-folge zugunsten von Erdgas, mit der Folge, dass die Gas-nachfrage insgesamt steigt.374

Ta b e l l e 4 . 1

Gaskennzahlen in Mrd. kWh

1 Positiver Speichersaldo bedeutet Speicherentnahme und Negativwer-te sind mit Speichereinspeisungen gleichzusetzen.

Quelle: BGW

458. Die Gaspreise sowohl für Importmengen als auchfür Hubmengen sind deutschland- wie europaweit imZeitablauf zum Teil stark angestiegen. Der durchschnitt-liche Grenzübergangspreis375 stieg von 1,61 ct/kWh imJahr 2005 auf 2,13 ct/kWh im Jahr 2006 an(+ 80,5 Prozent gegenüber 2004). Der Grenzübergangs-preis hat demnach – von kurzfristigen Ausnahmen abge-sehen – stark zugenommen und folgt mit einer zeitlichenVerzögerung der Preisentwicklung von Heizöl. Der Preisvon Gas, welches an den etablierten europäischen Hubsgehandelt wird, zeigte sich in der Vergangenheit im Ge-gensatz zu langfristig abgeschlossenen Verträgen äußerstvolatil. Der durchschnittliche Spotmarktpreis für denDay-ahead-Handel an den europäischen Handelsplätzen,wie Zeebrugge (Belgien) und Title Transfer Facility Point(TTF, Niederlande), ist im Zeitablauf ebenfalls gestie-gen.376 Gleichwohl existieren Phasen, in denen der Preisauf dem Spotmarkt unterhalb des Preises für langfristige

373 Vgl. Schiffer, H.-W., Energiemarkt Deutschland, Köln 2005, S. 167.

374 Zur Interdependenz zwischen Elektrizitäts- und Gaspreisen vor demHintergrund des Emissionshandels vgl. ausführlich Hellwig, M.,Wissenschaftliches Gutachten zum Zusammenschlussvorhaben RWEEnergy AG/Saar Ferngas AG, Gutachten im Auftrag der MVV Ener-gie AG vom 18. Dezember 2006; Newbery, D., Climate Change Poli-cy and its Effect on Market Power in the Gas Sector, Electricity Poli-cy Research Group Working Paper 510, University of Cambridge,Februar 2006.

Kennzahl 2005 2006Inländische Erdgas-förderung 184 182+ Import 1 018 1 015= Erdgasaufkommen 1 202 1 197– Export 211 160+ Speichersaldo1 10 – 21= Inlandsverbrauch 1 001 1 016

375 Der vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA)ermittelte Grenzübergangspreis bzw. Großhandelspreis von Gas istein statistischer Durchschnittspreis aller Importmengen. Der Grenz-übergangspreis gibt den Wert von Gas an der deutschen Grenze anund beinhaltet folglich keine deutsche Erdgassteuer.

376 Vgl. auch European Commission, DG Competition Report on EnergySector Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Abbildung 36,S. 107.


Verträge liegt. Diese Zeiträume sind durch ein hohesHandelsvolumen gekennzeichnet.

459. Die deutsche Gaswirtschaft weist eine kontinuier-lich wachsende Importabhängigkeit auf, während die För-dermengen im Inland auf niedrigem Niveau relativ kon-stant geblieben sind. Die Anzahl der verschiedenenLieferanten und Länder ist dagegen gering. Die aus deut-scher Sicht wichtigsten Erdgasbezugsquellen sind mitAbstand Russland und Norwegen, gefolgt von den Nie-derlanden und Großbritannien, Dänemark und anderen.377

Zur Deckung des Erdgasbedarfs und zur Steigerung derVersorgungssicherheit versuchen die deutschen Impor-teure die Anzahl ihrer Handelspartner zu erhöhen, umeine allzu große Abhängigkeit von einem einzigen Erd-gaslieferanten zu vermeiden. So werden die von denneuen Marktteilnehmern in Deutschland gehandeltenGasmengen an diversen europäischen Gashubs einge-kauft und über Pipelines nach Deutschland geliefert. Ander European Energy Exchange in Leipzig hat am 2. Juli2007 der Spothandel im Marktgebiet BEB begonnen.378

Unter den an der Börse gehandelten Mengen befindet sichauch Flüssiggas. Deutschland selber verfügt momentannoch über keinen LNG-Terminal. Ein solcher befindetsich aber in Wilhelmshaven in Planung.

460. Zur Absicherung von Preisrisiken findet in den(langfristigen) Import- und Lieferverträgen größtenteileseine Koppelung des Gaspreises an den Ölpreis statt.379 ImGegensatz zum Spotmarkt orientieren sich die Formel-preise nicht an der aktuellen Angebots- und Nachfrage-situation.380 Die Koppelung von Erdgas an den Preis fürleichtes und schweres Heizöl erfolgt auf der Beschaf-fungs- und Weiterverteilerstufe typischerweise nach dem6-3-3-Prinzip. Danach wird der relevante Durchschnitts-preis für Heizöl für einen Zeitraum von sechs Monatenermittelt, nach einem Zeitraum von drei Monaten auf denGaspreis für drei Monate angewendet. Unterschiede imGaspreis ergeben sich zusätzlich aus der Gewichtung desHeizölpreises. Die Ölpreisbindung hat sich Ende der1960er Jahre etabliert, als Erdgas in größeren Mengen aufdem europäischen Energiemarkt Verwendung fand unddamit in direkte Konkurrenz zu Heizöl als bis dahin do-minierendem Brennstoff trat. Gleichwohl ist sie in denletzten Jahren zunehmend in die Kritik geraten, da sienach Ausführungen des Bundeskartellamtes erstens denGaspreis unangemessen in die Höhe treibt, da die Erdöl-reserven deutlich begrenzter sind und so die Möglichkeitzu überhöhten Gewinnen besteht (Windfall-Profits),zweitens der Ölpreis zumeist politisch beeinflusst ist unddrittens der ursprüngliche Grund, nämlich die Etablierung

von Erdgas gegenüber Heizöl, längst vollzogen wurde.381

Andere Gashändler bevorzugen dagegen die Preisbin-dung von Gas an Kohle, da Kohle der wesentliche Kon-kurrenzrohstoff zur Elektrizitätserzeugung ist. Der Bezugvon Erdgas zu marktorientierten Preisen ist bislang unter-entwickelt. Allgemein erfolgt die Preisfestsetzung in denbilateral ausgehandelten Verträgen anhand verschiedens-ter Kriterien. Da diese Verträge Betriebsgeheimnisse derUnternehmen sind, ist über die genauen Inhalte nur wenigbekannt. Auf der Endverbraucherebene der HuK-Kundenfindet eine einseitige Preisfestlegung durch den Gasver-sorger statt. Der Endverbraucherpreis setzt sich aus einemArbeits- und einem Grundpreis zusammen. Ersterer istwiederum in der Regel über eine Formel an den Preis fürleichtes und/oder schweres Heizöl gekoppelt. Letztererstellt das Entgelt für das dem HuK-Kunden gewährteRecht dar, die Gasversorgungseinrichtung und -leistungjederzeit in Anspruch zu nehmen.

461. Nach Eurostat betrugen die Einzelhandelspreise(ohne Steuern) im ersten Quartal 2007 im Durchschnittfür große Industriekunden etwa 3,60 ct/kWh und fürHuK-Kunden etwa 5,03 ct/kWh. Die Preise sind seit 2004stark angestiegen (vgl. Abbildung 4.3). Im europäischenVergleich liegen die deutschen Gaspreise für Industrie-kunden gut 20 Prozent und für HuK-Kunden etwa30 Prozent über dem Durchschnitt und zählen damit zuden höchsten in Europa.38282 Die Preisbestandteile vonGas auf Einzelhandelsniveau lassen sich allgemein unter-teilen in die Netzkosten, die Gasbezugskosten plus Ver-sorgungsmarge, die inländischen Konzessionsabgabenund die Steuern (vgl. Abbildung 4.4). Die Netzkostenumfassen die Netzentgelte inklusive der Verrechnungs-entgelte. Die Bezugskosten setzen sich aus den Kostender Gasbeschaffung, den anteiligen Gemeinkosten, etwa-igen ausländischen Konzessionsabgaben und einer Ge-winnmarge zusammen. In den zu entrichtenden Steuernist die Erdgassteuer und die Umsatzsteuer enthalten sowieder gewährte Rabatt. Mit der Datenerhebung zum zweitenMonitoringbericht der Bundesnetzagentur gemäß § 63Abs. 4 EnWG i. V. m. § 35 EnWG wurde das aktuelle Ein-zelhandelspreisniveau für die Eurostat-KundenkategorienI4-1 (große Industriekunden, Jahresverbrauch 116 300MWh/Jahr, jährliche Inanspruchnahme 250 Tage),I1 (mittlere und kleine Industriekunden, Jahresverbrauch116,3 MWh) und D3 (HuK-Kunden, Jahresverbrauch23 260 kWh) inklusive aller Steuern und Abgaben abge-fragt.383 Je nach Abnehmergruppe beträgt der Anteil derNetzkosten etwa 4, 16, 18 Prozent, der Gasbezugskosten69, 59 und 55 Prozent, der inländischen Konzessionsab-gaben 0, 1 und 4 Prozent und der Steuern 27, 24 und23 Prozent am Gesamtwert. Allgemein ist der Einzelhan-

377 Vgl. BGW, Jahresbericht 2005, S. 19.378 Vgl. Abschnitt 4.3.2.379 Vgl. European Commission, DG Competition Report on Energy Sec-

tor Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Tz. 284.380 Daneben werden derzeit noch geringe Mengen von E.ON Ruhrgas im

Rahmen eines Gas-Release-Programms verauktioniert; vgl. Ab-schnitt 4.2.4.1. Zudem mussten die Netzbetreiber von Gasversor-gungsnetzen gemäß § 14 GasNZV bis zum 1. August 2006 eine ge-meinsame Internetplattform für den Handel mit Kapazitätsrechteneinrichten (http://www.trac-x.de). Vgl. BNetzA, Monitoringbericht2006, S. 76.

381 Vgl. BKartA, Bericht des Bundeskartellamtes über seine Tätigkeit inden Jahren 2003/2004 sowie über die Lage und Entwicklung auf sei-nem Aufgabengebiet, Bundestagsdrucksache 15/5790 vom 22. Juli2005, S. 138 f.

382 Vgl. European Commission, DG Competition Report on Energy Sec-tor Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Abbildungen 69und 70.

383 Preisstand: 1. April 2007. Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007,S. 110; BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 107 f.


delspreis pro Einheit bei großen Bezugsmengen niedrigerals bei geringen Bezugsmengen. Der Anteil der Netzent-gelte am Gesamtpreis ist dabei um so größer, je geringerder Verbrauch ist bzw. je mehr Netze zur Versorgung ge-nutzt werden müssen. So ist der Anteil der Netzkostenund der inländischen Konzessionsabgaben bei den HuK-Kunden am höchsten.

462. Bislang gab es nur eine geringe Anzahl an Liefe-rantenwechseln, obwohl bei über 90 Prozent der Netzbe-treiber grundsätzlich die Möglichkeit bestand, einenLieferantenwechsel gemäß § 37 der Gasnetzzugangsver-ordnung (GasNZV)384 durchzuführen.385 Die Gesamt-menge der Lieferantenwechsel von Letztverbrauchern lag2005 bei 3,3 TWh. Dies entspricht einem Anteil von0,4 Prozent an der gesamten erfassten Entnahmemengevon Letztverbrauchern bei Gasnetzbetreibern. Diehöchste Wechselquote tritt mit 0,74 Prozent in der Kate-gorie „große und sehr große Industriekunden“ auf. Der

Wettbewerb um die großen und sehr großen Industriekun-den spielt demnach eine wichtige Rolle. Die Wechselquo-ten in den Kategorien „mittelgroßer Industrie- und Ge-werbesektor“ sowie „Haushalte und Kleingewerbe“ sindmit 0,12 Prozent bzw. 0,01 Prozent deutlich niedriger.2006 ist die Gesamtmenge der Lieferantenwechsel auf11,74 TWh gestiegen. Der Anteil an der gesamten erfass-ten Entnahmemenge ist mit 1,25 Prozent dennoch weiter-hin niedrig. Die tatsächliche Wechselquote ist aufgrundder enthaltenen konzerninternen Wechsel allerdings nochgeringer anzusetzen. Anhand des Monitoring der Bundes-netzagentur wird deutlich, dass bislang kein hinreichen-der Wettbewerb um die Belieferung von Endkunden statt-findet. Die Möglichkeit zum Wechsel des Lieferanten hatsich für die HuK-Kunden unter anderem mit Inkrafttretender Gasgrundversorgungsverordnung (GasGVV) verbes-sert.386 Nach § 20 GasGVV kann der Kunde seinenGrundversorgungsvertrag mit einer Frist von einem Mo-nat auf das Ende eines Kalendermonats kündigen.

384 Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen vom 25. Juli2005, BGBl. I S. 2210.


386 Vgl. Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Grundversor-gung von Haushaltskunden und die Ersatzversorgung im Energiebe-reich vom 26. Oktober 2006, Artikel 2, BGBl. I S. 2391, 2396.

A b b i l d u n g 4 . 3

Gaspreisentwicklung in EUR/GJ

Quelle: Eurostat und BAFA


A b b i l d u n g 4 . 4

Gaspreisbestandteile

Quelle: BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 108 ff.

463. Die Summe der Vertragswechsel von Letztverbrau-chern betrug gemäß Erhebung der Bundesnetzagentur imJahr 2005 76,29 TWh bzw. 9,44 Prozent. Innerhalb dergebildeten Kategorien weisen erwartungsgemäß die gro-ßen und sehr großen Industriekunden mit 15,74 Prozentdie höchste Wechselquote auf, gefolgt von den Gaskraft-werken mit 13,89 Prozent. Dagegen ist die Bereitschaftzu einem Vertragswechsel beim mittelgroßen Industrie-und Gewerbesektor mit 5,22 Prozent und bei den HuK-Kunden mit 1,3 Prozent deutlich weniger stark ausge-prägt. Die von Vertragswechseln erfasste Gasmenge istim Jahr 2006 auf 61,85 TWh gesunken.387

464. Vor dem Hintergrund der bislang geringen Wech-selbereitschaft von Haushaltskunden veröffentlichte dasBundeskartellamt in Zusammenarbeit mit den Kartellbe-hörden der Länder am 30. Mai 2007 zum zweiten Maleine Liste der Gaspreise für Haushaltskunden unterschied-licher Größenordnung mit Stand vom 9. März 2007.388 Er-fasst wurden insgesamt 739 der in Deutschland tätigenGasversorger. Der Vergleich zeigte weiterhin erheblichePreisunterschiede zwischen den Anbietern auf. So betrugdie Differenz der Nettoverbraucherpreise bei Wohnungenmit Gastherme (Abnahmefall 7 000 kWh/Jahr) etwa47 Prozent, bei Einfamilienhäusern (20 000 kWh/Jahr)knapp 37 Prozent, bei freistehenden Einfamilienhäusern(Abnahmefall 35 000 kWh/Jahr) etwa 39 Prozent, beiSechsfamilienhäusern (Abnahmefall 90 000 kWh/Jahr)gut 41 Prozent und bei Mehrfamilienhäusern (Abnahme-fall 150 000 kWh/Jahr) knapp 43 Prozent zwischen dem

deutschlandweit günstigsten und teuersten Gasanbieter.In absoluten Zahlen ausgedrückt, belief sich die maxi-male Preisdifferenz z. B. bei Einfamilienhäusern auf etwa351 Euro pro Jahr. Gegenüber dem ersten Vergleich sinddie Preise marginal gesunken. Das Amt gab mit der Ver-öffentlichung des Preisvergleichs zugleich zu bedenken,dass die Rangliste keine Rückschlüsse darauf zulässt, obein Gasanbieter seine marktbeherrschende Stellung durchdas Fordern deutlich überhöhter Preise missbraucht habe.Der Endverbraucherpreis beinhaltet unterschiedlicheKostenbestandteile, wie etwa die von den Regulierungs-behörden zu genehmigenden Netzentgelte, die je nach ge-ographischer Lage, Größe und Neuartigkeit des Leitungs-netzes unterschiedlich hoch ausfallen können. Die Listediene daher ausschließlich der Transparenz. Gleichwohlschließt das Bundeskartellamt eine zukünftige und wei-tergehende kartellrechtliche Untersuchung der Endver-braucherpreise auf Grundlage dieser Erhebung nichtaus.389 So haben die Kartellbehörden in der Vergangen-heit wiederholt förmliche Verfahren gegen Gasversor-gungsunternehmen wegen des Verdachts des Preishöhen-missbrauchs geführt, diese aber zum Teil nach Zusagenbeendet.390 Zumindest soll das Monitoring in regelmäßi-

387 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 162.388 Vgl. BKartA, Pressemitteilung vom 30. Mai 2007; BKartA, Presse-

mitteilung vom 12. Januar 2007.

389 Vgl. die Stellungnahme der Monopolkommission zur Einführung ei-nes „Energieparagraphen“ in das allgemeine Kartellrecht zur Ver-schärfung der Missbrauchsaufsicht im Energiebereich (§ 29 GWB-E);vgl. Monopolkommission, Sondergutachten 47, Baden-Baden 2007,Tz. 1 ff.

390 Vgl. BKartA, Bericht des Bundeskartellamtes über seine Tätigkeit inden Jahren 2005/2006 sowie über die Lage und Entwicklung auf sei-nem Aufgabengebiet, Bundestagsdrucksache 16/5710 vom 15. Juni2007, S. 131 f. Zur Anwendung des § 315 BGB auf Endverbraucher-preise vgl. Abschnitt 3.6.3.


gen Abständen wiederholt und die Ergebnisse der Erhe-bung auf der Internetseite des Amtes veröffentlicht wer-den.

4.2 Amtspraxis der Bundesnetzagentur im Gasbereich

465. Ausgehend von der derzeitigen Marktsituation derdeutschen Gaswirtschaft ergeben sich zahlreiche ord-nungspolitische Fragestellungen. So ist einerseits nachder angemessenen Ausgestaltung der sektorspezifischenNetzentgeltregulierung zu fragen. Zugleich bedarf es ei-nes diskriminierungsfreien und wettbewerbsförderndenZugangs der Transportkunden zu den Netzen der Lei-tungsinhaber. Letztlich ist generell zu überlegen, wie eineRegulierung der Gasversorgungsnetze zur Sicherstellungeines funktionsfähigen Wettbewerbs gestaltet sein muss,wie es der Gesetzgeber in § 1 Abs. 2 EnWG vorschreibt.Hierbei ist zu diskutieren, ob die eigentumsrechtlicheEntflechtung von Netz und Handel eine sachgerechte undeffiziente Lösung darstellt. Um diese Fragen zu beant-worten, ist eine kritische Würdigung der Amtspraxis derRegulierungsbehörden unabdingbar. Die Berücksichti-gung aktueller Wettbewerbsprobleme auf den den Netz-ebenen vor- und nachgelagerten Märkten ist ebenso ange-zeigt. Die Monopolkommission nimmt hierzu gemäßihres gesetzlichen Auftrages Stellung.

4.2.1 Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben zur Entflechtung

4.2.1.1 Vorgaben und Umsetzung

466. Ein wichtiger Bestandteil des novellierten Energie-wirtschaftsgesetzes ist die Entflechtung des Netzbetriebsvon den Aktivitäten der im Wettbewerb stehenden Wirt-schaftsbereiche eines vertikal integrierten Energiever-sorgungsunternehmens. Die im Energiewirtschaftsgesetzenthaltenen Bestimmungen zur rechtlichen, operationel-len, informationellen und buchhalterischen Entflechtung(§§ 6 bis 10 EnWG) setzen die für den Energiemarkt rele-vanten Vorgaben der europäischen Richtlinien zur Libera-lisierung des europäischen Energiebinnenmarktes um.391

Vorrangiges Ziel der Entflechtungsvorschriften ist die Si-cherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs.Weiterhin soll mit den Bestimmungen eine möglicheQuersubventionierung zwischen dem Netzbetrieb und denanderen Wirtschaftsbereichen Produktion, Handel undSpeicherung unterbunden und die Transparenz im Marktgesteigert werden.392 Der Netzbetrieb eines vertikal inte-grierten Energieversorgungsunternehmens ist demnachrechtlich, operationell, informatorisch und buchhalterischvon den anderen Wirtschaftsaktivitäten des Unternehmens

zu trennen. Ausgenommen von den Verpflichtungen zurrechtlichen und operationellen Entflechtung sind nach § 6Abs. 1 Satz 3 EnWG die Betreiber von Flüssiggasanlagenund von Speicheranlagen innerhalb eines vertikal inte-grierten Gasversorgungsunternehmens, soweit diese An-lagen nicht den Gasverteilnetzen zuzurechnen sind. Klei-nere vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen,an deren Versorgungsnetz weniger als 100 000 Kundenunmittelbar und mittelbar angeschlossen sind, sind eben-falls von den Verpflichtungen zur rechtlichen und opera-tionellen Entflechtung ausgenommen.393 Während alleVerpflichtungen zur Entflechtung unmittelbar mit Inkraft-treten des Energiewirtschaftsgesetzes wirksam wurden,bestand bei der rechtlichen Entflechtung für die Betreibervon Weiterverteilernetzen eine Übergangsfrist bis zum1. Juli 2007.

467. Die rechtliche Entflechtung nach § 7 Abs. 1 EnWGbedeutet, dass ein Netzbetreiber hinsichtlich seinerRechtsform unabhängig von anderen Wirtschaftsberei-chen der Energieversorgung zu sein hat. Ziel ist die for-male Trennung des regulierten Netzbetriebs von denwettbewerblich organisierbaren Wirtschaftsstufen. So istfür den Netzbetrieb eines vertikal integrierten Gasversor-gungsunternehmens eine eigene Rechtsperson zu bilden.Hierbei besteht keine Pflicht zur Ausgliederung des Ei-gentums an den Netzanlagen in die Netzgesellschaft.394

Das Eigentum kann demnach im Besitz des vertikalintegrierten Energieversorgungsunternehmens bleiben.Unabhängig davon, wem das Eigentum am Netz zusteht,bestehen bei Auslagerung des Netzbetriebs in eine eigen-ständige Aktiengesellschaft oder eine Gesellschaft mitbeschränkter Haftung (GmbH) weiterhin Einflussmög-lichkeiten der Eigentümer auf den Netzbetrieb.395

468. Da die rechtliche Entflechtung alleine keine voll-ständige Unabhängigkeit des Netzbetreibers in Fragendes Netzzugangs garantieren kann, ist zudem eine opera-tionelle Entflechtung angezeigt. Nach § 8 EnWG sollendie organisatorische und personelle Unabhängigkeit desNetzbetriebs sowie die persönliche Unabhängigkeit beiwirtschaftlichen Entscheidungen erreicht werden. ÜberMaßnahmen, die den Betrieb, die Wartung und Instand-haltung sowie den Ausbau des Netzes betreffen, hat derNetzbetreiber unabhängig von den anderen Wirtschafts-bereichen des Gasversorgungsunternehmens zu entschei-den.396 Nach § 8 Abs. 4 Satz 3 EnWG sind Weisungen derLeitung des vertikal integrierten Versorgungsunterneh-mens zum laufenden Netzbetrieb und zu Baumaßnahmenan Energieanlagen nicht erlaubt, „solange sich diese Ent-scheidungen im Rahmen eines vom vertikal integriertenEnergieversorgungsunternehmen genehmigten Finanz-plans oder gleichwertigen Instruments halten“. Die Nut-zung gesellschaftsrechtlicher Instrumente der Einfluss-nahme und Kontrolle ist daher im Wesentlichen nur zur

391 Vgl. z.B. zum Gasmarkt Artikel 9 und 10 sowie Artikel 13 bis 17 derRichtlinie 2003/55/EG; vgl. auch nachfolgend: Gemeinsame Ausle-gungsgrundsätze der Regulierungsbehörden des Bundes und der Län-der zu den Entflechtungsbestimmungen in §§ 6 bis 10 EnWG vom1. März 2006.

392 Vgl. §§ 6 Abs. 1 Satz 1 und § 10 Abs. 3 Satz 1 EnWG. Zum Begriffdes vertikal integrierten Gasversorgungsunternehmens vgl. § 3 Nr. 38EnWG.

393 Vgl. §§ 7 Abs. 2 Satz 2 und 8 Abs. 6 Satz 2 EnWG.394 Vgl. Artikel 9 Abs. 1 Satz 2 der Richtlinie 2003/55/EG.395 Vgl. §§ 291 ff. AktG (Beherrschungsvertrag u. a.) und 37 GmbHG

(Weisungsrecht des Gesellschafters), wobei die Vorgaben des § 8Abs. 4 EnWG einzuhalten sind.

396 Vgl. § 8 Abs. 4 EnWG.


Festlegung allgemeiner Verschuldungsobergrenzen undzur Genehmigung jährlicher Finanzpläne erlaubt.397 Diepersonenidentische Besetzung der Leitung des Netzbe-triebs und der Produktion oder des Vertriebs ist nach § 8Abs. 2 Nr. 1 EnWG ausgeschlossen. Darüber hinaus istdie Bezahlung des Leitungspersonals ausschließlich anden Leistungen und Erfolgen im Netzbereich auszurich-ten. Zur weiteren Sicherstellung der operationellen Unab-hängigkeit des Netzbetriebs verpflichtet § 8 Abs. 5 EnWGdas vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen,ein Programm mit Maßnahmen zur diskriminierungs-freien Ausübung des Netzgeschäfts durchzuführen unddessen Einhaltung zu überwachen (Gleichbehandlungs-programm). Hierbei sind die Pflichten und die Sanktionender mit Tätigkeiten des Netzbetriebs befassten Mitarbei-ter festzulegen.

469. Die Vorgaben des § 9 EnWG zur informationellenEntflechtung regeln die Pflicht des Netzbetreibers, wirt-schaftlich sensible Daten vertraulich zu behandeln. Hier-durch soll verhindert werden, dass vertikal integrierteEnergieversorgungsunternehmen aus dem Netzbereich In-formationen erlangen, mit denen sie auf den vor- undnachgelagerten Wirtschaftsstufen Wettbewerbsvorteilegegenüber anderen Marktteilnehmern erlangen und umge-kehrt.398 Veröffentlichungswürdige Netzinformationensind diskriminierungsfrei allen Marktteilnehmern zugäng-lich zu machen. Die notwendigen Datenverarbeitungssys-teme sind „im Rahmen des technisch, zeitlich und wirt-schaftlich Zumutbaren so auszugestalten, dass ein Zugriffauf [wirtschaftlich sensible] Daten [...] für Nichtberech-tigte ausgeschlossen wird“.399 Ob dies mit einem integrier-ten Datenverarbeitungssystem mit Zugangsberechtigungbewerkstelligt werden kann oder ein System mit zweiStammdatensätzen erfordert, ist zu prüfen. Vor diesemHintergrund haben die Bundesnetzagentur und die Lan-desregulierungsbehörden am 22. Juni 2007 eine Richtliniezur Umsetzung der informationellen Entflechtung veröf-fentlicht, womit eine einheitliche und gesetzeskonformeUmsetzung der Regelungen seitens der Unternehmen er-möglicht werden soll. Hierin wird deutlich gemacht, dassdie Nutzung eines gemeinsamen Datenverarbeitungssys-tems durch Netz und Handel grundsätzlich möglich ist.Allerdings befürworten die Behörden die physische Tren-nung der Stammdaten aufgrund des klarstellenden Cha-rakters.400 Weiterhin soll in Unternehmen, welche unterdie De-minimis-Klausel fallen, die diskriminierungsfreieAusübung des Netzgeschäfts fortlaufend durch die Ge-schäftsleitung dokumentiert werden.401 Gleichwohl er-

weist sich der Umstand, dass zwar die Verpflichtung zurinformationellen Entflechtung auch die kleineren Gasver-sorgungsunternehmen trifft, die aber weder rechtlich nochoperationell entflechten müssen, als problematisch. So er-halten Personen im Netzbereich Kenntnis über wirtschaft-lich sensible Informationen, die sie aber im Handelsbe-reich nicht berücksichtigen dürfen und umgekehrt. DieDurchsetzung der Diskrimierungsfreiheit beim Umgangmit sensiblen Informationen scheint hier nur schwer vor-stellbar.

470. Im Zuge der buchhalterischen Entflechtung nach§ 10 EnWG haben alle vertikal integrierten Energiever-sorgungsunternehmen einen Jahresabschluss nach demfür Kapitalgesellschaften geltenden Handelsgesetzbuch(HGB) aufzustellen. So sind spartengetrennte Konten mitnachvollziehbarer Kostenschlüsselung für Tätigkeiten inder Elektrizitätsübertragung, der Elektrizitätsverteilung,der Gasfernleitung, der Gasverteilung, der Gasspeiche-rung, im LNG-Bereich sowie für sonstige Tätigkeiten zuführen. Mit der Erstellung eines Jahresabschlusses ist fürjeden der Tätigkeitsbereiche eine Bilanz- sowie eine Ge-winn- und Verlustrechnung zu erstellen. Die Prüfung desJahresabschlusses umfasst auch die Prüfung der internenRechnungslegung. Der geprüfte Jahresabschluss, die Bi-lanz- sowie die Gewinn- und die Verlustrechnung ist derzuständigen Regulierungsbehörde zu übersenden. Die tat-sächliche Entflechtung der Rechnungslegung unterliegtnach § 35 Abs. 1 Nr. 5 EnWG einem kontinuierlichenMonitoring durch die Regulierungsbehörden.

471. Die Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben zur Ent-flechtung hat die Bundesnetzagentur vielfältig begleitet.Neben der Konsultation mit Unternehmen und Verbän-den, der Veröffentlichung von Auslegungsgrundsätzen zuden Entflechtungsbestimmungen, der Überwachung dereingeführten Gleichbehandlungsprogramme hat sie aucheine Marktdatenerhebung zum Umsetzungsstand der Ent-flechtungsbestimmungen durchgeführt.402 Während diefünf größten Fernleitungsnetzbetreiber fristgemäß gesell-schaftsrechtlich entflochten wurden, liegen für die Vertei-lernetzbetreiber, deren Frist am 1. Juli 2007 abgelaufenwar, noch keine Ergebnisse vor. Alle der fünf größtenFernleitungsnetzbetreiber haben für die Übertragung derNetze Pachtmodelle verwendet. Die Aufgaben des Netz-betriebs werden zum großen Teil von Beschäftigten aus-geführt, die nicht in der Netzgesellschaft, sondern imKonzernverbund angestellt sind. Dagegen ist der Anteilsog. „Shared Services“ an den Gesamtkosten der Fernlei-tungsgesellschaften gering, wie auch der Anteil externerDienstleister. Nur zwei der befragten Fernleitungsnetzbe-treiber weisen einen von der Muttergesellschaft örtlichgetrennten Firmensitz auf.

472. Bei der Auswertung der Datenerhebung der Bun-desnetzagentur ist zu berücksichtigen, dass für die Ver-teilnetzbetreiber die Regelungen zur rechtlichen Entflech-tung erst zum 1. Juli 2007 wirksam wurden. Da dieoperationelle Entflechtung im engen Zusammenhang zur

397 Vgl. § 8 Abs. 4 Satz 2 EnWG.398 Vgl. dazu auch das nach § 14 WpHG geltende Verbot von Insiderge-

schäften.399 Vgl. Begründung zu § 9 EnWG, Bundestagsdrucksache 15/3917 vom

14. Oktober 2004, S. 55.400 Vgl. BNetzA, Gemeinsame Richtlinie der Regulierungsbehörden des

Bundes und der Länder zur Umsetzung der informatorischen Ent-flechtung nach § 9 EnWG vom 13. Juni 2007, S. 9; vgl. auchERGEG, Draft ERGEG Guidelines of Good Practice on Functionaland Informational Unbundling – An ERGEG Public ConsultationPaper, vom 30. April 2007.

401 Vgl. BNetzA, Gemeinsame Richtlinie der Regulierungsbehörden desBundes und der Länder zur Umsetzung der informatorischen Ent-flechtung nach § 9 EnWG vom 13. Juni 2007, S. 14.

402 Vgl. BNetzA, Nationaler Berichtsbeitrag zum EU-Benchmarkbe-richt, Bonn 2006, S. 31 ff.


rechtlichen Ausgliederung des Netzbetriebs steht, sinddie gemachten Fortschritte in diesem Bereich entspre-chend gering. 18 der bereits im März 2006 rechtlichselbstständigen 22 Weiterverteiler (Elektrizität und Gas)haben ihr Netz mit Hilfe eines Pachtvertrages an dieNetzgesellschaft übertragen. Zudem ist erkennbar, dassinsbesondere kleinere Energieversorger miteinander ko-operieren und eine gemeinsame Netzgesellschaft grün-den, an die sie ihre eigenen Verteilernetze verpachten. Dieerste Auswertung der Gleichbehandlungsberichte der be-fragten Unternehmen hat ergeben, dass diese noch wenigkonkret und zumeist rein deskriptiver Natur sind. Auchsind die bisherigen Bestrebungen zu einem eigenen Fir-mensitz und Internetauftritt als unterentwickelt anzuse-hen. 21 von 22 der befragten Gasversorgungsunterneh-men gaben des Weiteren an, dass sie die gesetzlichenVorgaben zur buchhalterischen Entflechtung im Ge-schäftsjahr 2006 umgesetzt haben.


473. Die Monopolkommission sieht die Durchsetzungder im Energiewirtschaftsgesetz enthaltenen Entflech-tungsbestimmungen als einen wichtigen Schritt zurSchaffung diskriminierungsfreier Wettbewerbsstrukturenim Energiemarkt an. Die Ausführungen der Bundesnetz-agentur lassen erste Fortschritte erkennen, wenngleich dieMonopolkommission die Dauer des Umsetzungsverfah-rens kritisch sieht. Nach zweijähriger Übergangszeit wa-ren die Verteilnetzbetreiber erst zum 1. Juli 2007 ver-pflichtet, die Bestimmungen zur rechtlichen Entflechtungumzusetzen. Gleichwohl kann eine nur gesellschafts-rechtliche Separierung des Netzbetriebs den bestehendenDiskriminierungsanreiz eines vertikal integrierten Ener-gieversorgungsunternehmens und die Quersubventionie-rung im Wettbewerb stehender Wirtschaftsbereiche durchdie im Netzbereich erwirtschafteten überhöhten Durchlei-tungsgebühren nicht unterbinden.403 Hierzu sind nochweitere Maßnahmen notwendig. So trägt die operatio-nelle und informationelle Entflechtung der Netzebenedurch die Eigenverantwortlichkeit des Netzbetriebs unddie Beschränkung des Personals auf netzbezogene Aufga-ben zu einer spürbaren Wettbewerbsverbesserung in derZukunft bei. Des Weiteren wird durch die buchhalterischeEntflechtung die Kostentransparenz in vertikal integrier-ten Elektrizitäts- und Gasversorgungsunternehmen ge-steigert. Die Aufsichtstätigkeit der Regulierungsbehördenwird hierdurch erleichtert.

474. Eine Diskriminierung von Marktteilnehmern aufden den Netzen vor- und nachgelagerten Wirtschaftsstu-fen kann jedoch mit diesen Mitteln nicht vollkommenausgeschlossen werden. Zudem existieren starke Indiziendafür, dass die Implementierung der gesetzlichen Vorga-ben durch die Bundesnetzagentur zunächst zu steigendenNetzkosten führt. So können z. B. die Kosten für die Ein-führung eines Buchhaltungssystems mit zwei Stammda-tensätzen im Zuge der Netzentgeltgenehmigung seitens

eines Netzbetreibers geltend gemacht werden.404 Auchkönnen zum Teil bisherige Verbundvorteile des vertikalintegrierten Energieversorgungsunternehmens durch diemit den Entflechtungsbestimmungen einhergehendeGründung einer eigenen Netzgesellschaft und den erhöh-ten Personal- und Ressourcenaufwand nicht mehr reali-siert werden. Trotz der gegebenen Nachteile, die nach dervollständigen Implementierung der Regelungen geringerausfallen dürften, überwiegen die mit der Zielerreichungeinhergehenden Vorteile. So ist bei einer sachgerechtenUmsetzung der gesetzlichen Vorgaben durch die vertikalintegrierten Energieversorgungsunternehmen mit einerVerbesserung der Wettbewerbssituation zu rechnen.

475. Für die Verwirklichung der mit der Entflechtungeinhergehenden Ziele sollte es aber nicht nur dem Lei-tungspersonal des Netzbereichs untersagt werden, anderePositionen innerhalb des Konzerns einzunehmen, sondernallen Mitarbeitern der Netzgesellschaft. Der Möglichkeitzur Weitergabe geschäftssensibler Informationen und derErbringung unentgeltlicher Dienstleistungen könnte hier-durch weiter entgegengewirkt werden. Weiterhin wäreeine längere Laufzeit der Pachtverträge wünschenswert,wodurch die operationelle Unabhängigkeit der Netzge-sellschaft gestärkt würde. Ebenfalls ist zu überlegen, obdie Ausnahme von der rechtlichen und operationellenEntflechtung für kleinere Energieversorgungsunterneh-men vor dem Hintergrund der mit der informationellenEntflechtung verfolgten Ziele nicht weiter eingeschränktwerden sollte. Momentan sind trotz Anwendung der Ver-bundklausel, nach der auch diejenigen Unternehmen, dievon einem vertikal integrierten Energieversorgungsunter-nehmen kontrolliert werden, entflechten müssen, mehrerehundert Energieversorgungsunternehmen von den Be-stimmungen zur rechtlichen und operationellen Entflech-tung ausgenommen.405 Die Beschränkung der Anwen-dung auf Elektrizitäts- bzw. Gasversorgungsunternehmenmit mehr als 100 000 unmittelbar oder mittelbar ange-schlossenen Kunden scheint hier zu weit gefasst und vordem Hintergrund des mit einer rechtlichen und operatio-nellen Entflechtung verbundenen Aufwands für kleinereVersorger nicht begründbar. So wird z. B. der Ausnahme-tatbestand für kleinere Netzbetreiber bei der kommendenAnreizregulierung aus denselben Überlegungen herausschon bei 30 000 (Elektrizität) bzw. 15 000 (Gas) unmit-telbar und mittelbar angeschlossenen Kunden erreicht.406

In jedem Fall sind die erlassenen Regelungen, insbeson-dere zur Nutzung gesellschaftsrechtlicher Instrumente derEinflussnahme der Versorgungsunternehmen auf denNetzbetrieb, und die auferlegten Gleichbehandlungspro-gramme durch die Bundesnetzagentur restriktiv zu über-wachen. Sollte sich die Implementierung insbesondereder Bestimmungen zur operationellen Entflechtung durch


404 Vgl. auch: Gemeinsame Auslegungsgrundsätze der Regulierungsbe-hörden des Bundes und der Länder zu den Entflechtungsbestimmun-gen in §§ 6 bis 10 EnWG vom 1. März 2006, S. 33 f.

405 Zur Verbundklausel vgl. § 3 Nr. 38 EnWG i. V. m. BNetzA, Gemein-same Richtlinie der Regulierungsbehörden des Bundes und der Län-der zur Umsetzung der informatorischen Entflechtung nach § 9 EnWGvom 13. Juni 2007, S. 9 ff.

406 Vgl. Tz. 597.


die Unternehmen weiter verzögern, so ist die Bundesnetz-agentur angehalten, Aufsichtsmaßnahmen nach § 65Abs. 1 und 2 EnWG zu ergreifen.

476. Auf Basis der Entflechtungsbestimmungen wirddie Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Netzbe-triebs im Gasmarkt maßgeblich durch die sektorspezifi-sche Netzzugangs- und Netzentgeltregulierung, die Wett-bewerbsentwicklung auf den den Netzebenen vor- undnachgelagerten Märkten sowie die Missbrauchsaufsichtdurch die Regulierungs- und Kartellbehörden bestimmt.Ob darüber hinaus eine vollständige Herauslösung desNetzeigentums aus der vertikal integrierten Struktur einesGasversorgungsunternehmens (Ownership Unbundling)notwendig ist, wie es von der Europäischen Kommissionbereits seit der Liberalisierung des Energiemarktes 1998vorgeschlagen wird, wird sektorübergreifend in Kapitel 6diskutiert.407 Zunächst gilt es, die bisherigen Wirkungendes gesetzlichen Rahmens festzustellen und daraus ent-sprechende Handlungsempfehlungen abzuleiten. AusSicht der Monopolkommission ist zu erwarten, dassdurch ein sektorspezifisches Maßnahmenpaket (Detaillö-sungen) seitens der Regulierungs- und Kartellbehördeneine Verbesserung der Marktsituation erreicht werdenkann. Eine eigentumsrechtliche Entflechtung ist nebenden damit verbundenen zahlreichen juristischen Fallhür-den auch aus ökonomischen Gesichtspunkten nicht völligunproblematisch zu sehen.

4.2.2 Netzzugangsregulierung

477. Bevor auf die einzelnen Regelungen zur Netzzu-gangsregulierung eingegangen wird, sollen zunächst kurzdie angewendeten Netzzugangsmodelle erläutert werden.Die noch an das alte Gasnetzzugangsmodell erinnerndeEinzelbuchungsvariante sieht einen einzelnetzbezogenenbzw. „netzscharfen“ Transport vor. Hierzu muss der Netz-nutzer mit jedem einzelnen Netzbetreiber, dessen Netzgenutzt werden soll, einen separaten Ein- und Ausspeise-vertrag abschließen. Bei einem Transport über längereStrecken bedarf es daher aus Sicht eines Transportkundeneiner Vielzahl an Netznutzungsverträgen. Dagegen be-dingt das gesetzlich vorgegebene Entry-Exit-Modell bzw.Zweivertragsmodell den Abschluss nur eines Ein- und ei-nes Ausspeisevertrages pro Marktgebiet, wodurch einnetzeigentumübergreifender Transport ermöglicht wird.Die Anzahl der vom Netznutzer abzuschließenden Ver-träge ist somit wesentlich geringer als bei der Einzelbu-chung. Der Transportkunde speist an einem beliebigenPunkt Gas ein und bezahlt dafür eine Einspeisegebühr.Für die Entnahme des Gases an einem beliebigen Punktist wiederum eine Ausspeisegebühr zu entrichten. Diephysische Abwicklung des Transports erfolgt zwischenden Netzbetreibern. Die Ein- und Ausspeisung von Gasist sachlich und zeitlich unabhängig voneinander zu se-hen. Die Berechnung der Kosten erfolgt nach dem Zwei-vertragsmodell losgelöst vom Transportweg.

4.2.2.1 Zugang zu den Gasversorgungsnetzen

478. Der Zugang zu den Gasversorgungsnetzen ist all-gemein verbindlich in den §§ 20 ff. EnWG geregelt. Diegasspezifischen Bedingungen des Netzzugangsrechtsund der Netzentgeltberechnung sind durch die Gasnetz-zugangsverordnung und die Gasnetzentgeltverordnungvorgegeben. Gemäß der Legaldefinition in § 3 Nr. 20EnWG umfasst der Begriff der Gasversorgungsnetze alleFernleitungs- und Verteilernetze, Anlagen für verflüssig-tes Erdgas und Speicheranlagen, die für den Zugang zurFernleitung und sowie zu LNG-Anlagen erforderlichsind. Die Netznutzung beinhaltet den Erwerb eines Nut-zungsrechts von solchen in fremdem Eigentum stehen-den Leitungen, die dem Ziel der Erdgasversorgung die-nen.408

479. Der Zugang zu den Gasnetzen hat objektiven,nichtdiskriminierenden und transparenten Kriterien zugenügen. Nach § 20 Abs. 1 EnWG ist der Netzzugangnach sachlich gerechtfertigten Kriterien zu gewähren, wieetwa auf Basis der Kapazitätsanfrage des Netznutzers.Weiterhin ist der Netzzugang diskriminierungsfrei, d. h.unterschiedslos jedermann zu gewähren.409 Der in § 20Abs. 1 EnWG gewährte Zugang zum Netz umfasst aller-dings nicht den physischen Anschluss an selbiges, son-dern nur die Zurverfügungstellung von Transportkapazi-täten.410 Der Betreiber eines Gasversorgungsnetzes kannnach § 20 Abs. 2 Satz 1 EnWG Dritten den Netzzugangverweigern, sofern sachlich zu rechtfertigende Gründeder Nutzung des Netzes entgegenstehen.

480. Zur Verwirklichung der Ziele des Energiewirt-schaftsgesetzes sind die Netzzugangsbedingungen inForm von Musterverträgen auszugestalten und mit dengeforderten und geprüften Netzentgelten im Internet zuveröffentlichen. Weiterhin ist der Netzbetrieb effizient zuorganisieren. Hierzu zählt auch, dass das verwendeteNetzzugangsmodell massengeschäftstauglich ist.411 DieÜberwachung des Netzzugangs unterliegt den Regulie-rungsbehörden. Diese sind berechtigt, im Rahmen vonMissbrauchsverfahren etwaige Verstöße zu ahnden.412

481. Vor dem Hintergrund der Entwicklung der Libera-lisierung des deutschen Energiemarktes stellte die Mono-polkommission in ihrem letztem Hauptgutachten fest,dass sich der Wettbewerb im Gasmarkt aufgrund des bis-lang verfolgten Konzeptes der Punkt-zu-Punkt-Durchlei-

407 Vgl. auch European Commission, DG Competition Report on EnergySector Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, S. 14 f.

408 Vgl. Salje, P., Energiewirtschaftsgesetz – Kommentar, Köln, Berlin,München 2006, Vor §§ 20-28a EnWG, Rn. 1.

409 Vgl. auch Artikel 18 Abs. 1 der Richtlinie 2003/55/EG. Nutzer vonGasversorgungsnetzen sind nach § 3 Nr. 28 EnWG alle natürlichenoder juristischen Personen, die Gas in ein Gasversorgungsnetz ein-speisen oder daraus beziehen.

410 Die §§ 17 und 18 EnWG enthalten die gesetzlichen Regelungen zumNetzanschluss, d.h. die Regelungen zu einem physikalisch brauchba-ren Anschluss an das Versorgungsnetz. Vgl. dazu Abschnitt 3.5.3 unddie Verordnung über Allgemeine Bedingungen für den Netzanschlussund dessen Nutzung für die Gasversorgung in Niederdruck (NDAV)vom 1. November 2006, BGBl. I S. 2477, 2485.

411 Vgl. § 20 Abs. 1 Satz 4 EnWG.412 Zur Missbrauchsaufsicht im Gasbereich vgl. Abschnitt 4.2.4.


tung und des damit verbundenen Diskriminierungspoten-tials nicht hat entwickeln können.413 Obwohl dieVerbändevereinbarung Gas II am 30. September 2003 ab-gelaufen war, verliefen die Verhandlungen der Verbändeüber ein Wettbewerb ermöglichendes Netzzugangsmodellnur schleppend. Erst im Zuge der zweiten Novelle desEnergiewirtschaftsgesetzes 2005 wurde der diskriminie-rungsfreie Zugang Dritter zu den Energieversorgungsnet-zen in § 20 Abs. 1 EnWG allgemein verbindlich geregelt.Seit dem 1. Februar 2006 ist der Zugang zu den Gasver-sorgungsnetzen im Rahmen eines transaktionsunabhängi-gen Entry-Exit-Modells nach den Vorgaben des § 20Abs. 1b EnWG zu gewähren.

4.2.2.2 Kooperationsvereinbarung Erdgas

482. Aufgrund der Verpflichtung der Netzbetreiber zurEinführung eines einheitlichen und massengeschäftstaug-lichen Entry-Exit-Modells haben führende Verbände derGaswirtschaft, der Bundesverband der Gas und Wasser-wirtschaft e.V. (BGW) und der Verband kommunaler Un-ternehmen e.V. (VKU), die „Vereinbarung über die Ko-operation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen denBetreibern von in Deutschland gelegenen Gasversor-gungsnetzen“ unter Mitwirkung der Bundesnetzagenturerarbeitet.414 Dazu wurde im Oktober 2005 ein Konsulta-tionskreis bei der Bundesnetzagentur eingerichtet, derEnde Januar 2006 die Grundsätze eines Kooperationsmo-dells auf Grundlage des § 20 Abs. 1b EnWG vorgelegthat. Am 23. März 2006 wurde ein erster Entwurf veröf-fentlicht. Daran anschließend folgte bis Mitte April 2006ein Konsultationsverfahren der Bundesnetzagentur mitden Netznutzerverbänden. Die erste offizielle Fassung derKooperationsvereinbarung Erdgas wurde schließlich am1. Juni 2006 vorgelegt und nach einem weiteren, kurzenKonsultationsprozess am 19. Juli 2006 von 20 Unterneh-men initial unterzeichnet.415 Eine kurze Zeit später warenbereits knapp 500 von über 700 in Deutschland tätigenGasnetzbetreibern der Vereinbarung beigetreten, zahlrei-che Netzbetreiber allerdings nur unter Vorbehalt oder Ab-änderung einzelner Regelungen.416 Eine Modifizierungder Kooperationsvereinbarung wurde erforderlich, nach-dem die Bundesnetzagentur am 17. November 2006 diein der Vereinbarung enthaltene Einzelbuchungsvariantefür unzulässig erklärte hatte. Am 25. April 2007 wurdedaraufhin eine grundlegend überarbeitete Version der Ko-operationsvereinbarung Erdgas veröffentlicht, die zum

1. Juni 2007 in Kraft getreten ist und ab dem 1. Oktober2007 gilt.

483. Die Bundesnetzagentur hat in ihrer Entscheidungvom 17. November 2006 die Unzulässigkeit der Einzel-buchungsvariante aufgrund konkreter Rechtsverstöße ge-gen europäische, kartell- und energierechtliche Vorga-ben festgestellt.417 Während die Zweivertragsvariante imEinklang mit den gesetzlichen Vorgaben steht, war dieEinzelbuchungsvariante von Beginn an rechtlich umstrit-ten. Die Anwendung der Einzelbuchungsvariante hättezu einer Manifestierung des Status quo der Marktverhält-nisse mit einer fast unbegrenzten Anzahl von Handels-plätzen mit geringer Liquidität geführt. Nach dem jetztallein gültigen Zweivertragsmodell findet der Transportinnerhalb eines definierten Marktgebietes entsprechendden Vorgaben des § 20 Abs. 1b EnWG netzübergreifendauf Grundlage nur eines Ein- und eines Ausspeisevertra-ges sowie eines Bilanzkreisvertrages statt.418 Auf Grund-lage des Einspeisevertrages speist der Netznutzer Gasam vereinbarten Einspeisepunkt in das Marktgebiet ein.Der Netzbetreiber ist demgegenüber verpflichtet, die er-forderliche feste oder unterbrechende Kapazität vorzu-halten. Mit Abschluss des Einspeisevertrages wird zu-gleich der virtuelle Handelspunkt des Marktgebieteserreicht. Am virtuellen Handelspunkt wird das einge-speiste Gas losgelöst vom physischen Transport gehan-delt. Auf Basis des Ausspeisevertrages bucht der Netz-nutzer Kapazitäten an einem Ausspeisepunkt, währendsich der Ausspeisenetzbetreiber zur Erbringung der ge-buchten Ausspeiseleistung verpflichtet. Mit dem Bilanz-kreisvertrag, der einmalig zwischen dem marktgebiets-verantwortlichen Netzbetreiber und den anderenmarktgebietszugehörigen Netzbetreibern abgeschlossenwird, findet neben der operativen Abwicklung desTransportes die Übertragung von Gasmengen zwischenverschiedenen Bilanzkreisen sowie der Ausgleich unddie Abrechnung von Differenzmengen statt.419 Gemäßder gesetzlichen Vorgabe zur verbindlichen Zusammen-arbeit der Netzbetreiber sind diese bei netzübergreifen-den Transporten dazu verpflichtet, die erforderlichenAusspeisekapazitäten am Netzkopplungspunkt beim vor-gelagerten Netzbetreiber im Rahmen einer internen Bu-chung zu „bestellen“ (Bestellung).420 Der vorgelagerteNetzbetreiber wiederum verpflichtet sich, die erforderli-chen Einspeisekapazitäten vorzuhalten und gegebenen-falls die Bestellung fortzusetzen.

413 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Ba-den 2006, Tz. 11, 18, 35.

414 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 70; BNetzA, Pressemittei-lung „Vertragsentwürfe zum Gasnetzzugang liegen vor“ vom 8. Juni2006; BNetzA, Pressemitteilung „Gasnetzbetreiber verpflichten sichgegenüber der Bundesnetzagentur zu zügiger Kooperation“ vom31. Januar 2006; BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7-06/074.

415 Dagegen waren die Vorgaben des § 20 Abs. 1b EnWG gemäß § 118Abs. 1a EnWG bereits seit dem 1. Februar 2006 anzuwenden.

416 Eine aktuelle Auflistung der an der Vereinbarung teilnehmendenNetzbetreiber ist unter http://www.bgw.de/energiepolitik/kooperationsvereinbarung_erdgas abrufbar.

417 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7-06/074. Zudiesem Missbrauchsverfahren vgl. Abschnitt 4.2.4.2.

418 Vgl. §§ 3, 8 und 10 der Anlage 3 der Vereinbarung über die Koopera-tion gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den in Deutschland gele-genen Gasversorgungsnetzen vom 25. April 2007, S. 42 f., 47 ff.

419 Vgl. § 32 GasNZV i. V. m. § 3 der Anlage 3 der Vereinbarung überdie Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betrei-bern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom25. April 2007, S. 42 f.

420 Vgl. § 20 Abs. 1b Satz 5 EnWG sowie §§ 1 und 8 der Vereinbarungüber die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den inDeutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 25. April 2007,S. 6, 16 ff.


484. Nach den geltenden Regelungen des § 4 Abs. 1i. V. m. § 16 Abs. 2 GasNZV können TransportkundenKapazitätsverträge mit überörtlichen Netzbetreibern zurEin- und Ausspeisung von Gas auf Jahres-, Monats-, Wo-chen- und Tagesbasis abschließen.421 Danach können Ver-träge mit einer Mindestlaufzeit von einem Jahr jederzeitabgeschlossen werden, während Verträge mit einer Lauf-zeit von weniger als einem Jahr frühestens drei Monatevor dem ersten Liefertag und Tages- oder Wochenver-träge mit einer Laufzeit von weniger als einem Monat frü-hestens 20 Werktage vor dem vorgesehenen ersten Liefer-tag abgeschlossen werden.

485. Weiterhin sind die Netzbetreiber nach § 20 Abs. 1bSatz 7 EnWG unter Berücksichtigung technischer Ein-schränkungen und wirtschaftlicher Zumutbarkeit dazuverpflichtet, alle Kooperationsmöglichkeiten mit ande-ren Netzbetreibern auszuschöpfen, um die Zahl derNetze oder Teilnetze sowie der Bilanzzonen zu minimie-ren. Gemäß § 6 Abs. 4 Satz 1 GasNZV ist eine Untertei-lung von Netzen in Teilnetze nur bei dauerhaft tech-nisch begründeten Engpässen zulässig. Ein Netzgebietbzw. Marktgebiet besteht demnach aus miteinander ver-bundenen Netzen und Teilnetzen verschiedener Netzbe-treiber, in denen ein Transportkunde gebuchte Kapazitä-ten an Einspeise- und Ausspeisepunkten flexibel nutzenkann. So ist für ein Marktgebiet kennzeichnend, dass in-nerhalb desselben keine Kapazitätsengpässe bestehenund nur eine Gasqualität (H- oder L-Gas) gehandeltwird. Jedes definierte Gebiet wird von einem sog. markt-gebietsaufspannenden Netzbetreiber geführt, welcher ne-ben der Errichtung eines virtuellen Handelspunktes fürdas gesamte Marktgebiet die Bildung von Bilanzkreisenermöglicht.422 Zu Beginn des Inkrafttretens der erstenFassung der Vereinbarung Mitte 2006 wies die deutscheGasnetzstruktur eine Unterteilung in 19 Marktgebieteauf, die sich zum Teil gegenseitig überlagern. Nachdemam Anfang des Konsultationsprozesses ursprünglich so-gar von 28 Marktgebieten die Rede war, hat sich die An-zahl im Rahmen der zweiten Fassung der Vereinbarungauf 16 Marktgebiete verringert, wobei einzelnen Netzbe-treibern bis zu drei Marktgebiete zugeordnet wurden(vgl. Abbildung 4.5 und Tabelle 4.2).423 Durch die ge-plante Zusammenlegung der drei Transportnetze derWingas Transport GmbH & Co. KG zum 1. Oktober2007 wird sich die Zahl der Marktgebiete weiter auf 14verringern.

A b b i l d u n g 4 . 5

Marktgebiete

Quelle: Hirschhausen, C. von, Neumann, A., Rüster, S., Wettbewerb imFerntransport von Erdgas? Technisch-ökonomische Grundlagen undAnwendung auf Deutschland, Gutachten im Auftrag der EFET Deutsch-land vom 11. Mai 2007, S. 22.

486. Nach § 20 Abs. 1b Satz 5 Halbsatz 2 EnWG endetdie Kooperationspflicht der Netzbetreiber, wenn die Zu-sammenarbeit unter Verwendung von nur zwei Verträgentechnisch unmöglich oder wirtschaftlich unzumutbar ist.Gleichwohl sind nach der Vereinbarung marktgebiets-überschreitende Transporte unter Berücksichtigung beste-hender Engpässe prinzipiell möglich. In diesem Fall kannder Transportkunde den marktgebietsaufspannendenNetzbetreiber des abgebenden Netzes zur Buchung dererforderlichen Einspeisekapazitäten beim Netzbetreiberdes aufnehmenden Netzes beauftragen.424 Durch die Viel-zahl an Marktgebieten kann es dabei für den Transport-kunden zu einer beträchtlichen Anhäufung von Netzent-gelten kommen (Pancaking).

487. Die Kosten für den Betrieb des Gasnetzes sindvom Netzbetreiber im Rahmen des Entgeltgenehmi-gungsverfahrens nach § 23a EnWG i. V. m. §§ 3 Abs. 2und 15 Abs. 3 der Gasnetzentgeltverordnung (Gas-NEV)425 verursachungsgerecht in Ein- und Ausspeisent-gelte aufzuteilen.426 Die genehmigten Netzentgelte biszum und vom jeweiligen virtuellen Handelspunkt werdenvom Netzbetreiber ausgewiesen und im Internet veröf-

421 Vgl. § 7 Nr. 2 der Anlage 3 der Vereinbarung über die Kooperationgemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutsch-land gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 25. April 2007, S. 46.

422 Vgl. § 4 der Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1bEnWG zwischen den in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnet-zen vom 25. April 2007, S. 13.

423 Vgl. BNetzA, Nationaler Berichtsbeitrag zum EU-Benchmarkbe-richt, Bonn 2006, S. 22. Für eine aktuelle Übersicht über die definier-ten Marktgebiete vgl. Anlage 1 der Vereinbarung über die Kooperati-on gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den in Deutschlandgelegenen Gasversorgungsnetzen, S. 37. Vgl. auch http://www.gas-netzkarte.de.

424 Vgl. § 21 und § 30 der Anlage 3 der Vereinbarung über die Koopera-tion gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von inDeutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 25. April 2007,S. 28 f., 64.

425 Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnet-zen vom 25. Juli 2005, BGBL. I S. 2197.

426 Zum Netzentgeltgenehmigungsverfahren vgl. Abschnitt 4.2.3.


Ta b e l l e 4 . 2

Marktgebietsaufspannende Netzbetreiber und Marktgebiete

Quelle: Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnet-zen vom 25. April 2007, Anlage 1, S. 37, aktualisiert mit Stand vom 29. Mai 2007; Brühl, G., Weissmüller, G., Gasnetzzugang, München 2006, S. 13.

Marktgebiet Zugehörige Netzbetreiber

Südbayern (Bayerngas) H-Gas 47

H-Gas Norddeutschland (BEB, DONG, Statoil, Hydro) 78

L-Gas Norddeutschland (BEB, Exxon Mobil) 59

E.ON H-Gas (vormals E.ON I, II, III) 216

E.ON L-Gas 144

EGMT (Erdgas Münster) H-Gas 42

Verbundnetz Ems-Weser-Elbe (EWE) H-Gas 7

Gas-Union H-Gas 43

Gaz de France H-Gas 39

GVS-ENI H-Gas 116

ONTRAS (Verbundnetz Gas) 150

RWE H-Gas (vormals RWE I, II, III) 67

RWE L-Gas 39

Wingas Transport H-Gas (vormals Wingas I, II, III) 97

fentlicht. Das Netznutzungsentgelt ist vom Transportkun-den zu entrichten.427

488. Die Vereinbarung enthält weiterhin Regelungen füreinen standardisierten Lieferantenwechsel, wie es derVerordnungsgeber in § 37 Abs. 1 GasNZV fordert.428 ZurStandardisierung des Wechselprozesses und der Datenfor-mate wurde 2006 vom Bundesverband der Gas- undWasserwirtschaft e.V. und dem Verband kommunaler Un-ternehmen e.V. ein „BGW/VKU-Leitfaden zum Lie-ferantenwechsel bei Erdgas“ erarbeitet. Zur rechtsver-bindlichen Standardisierung der Abwicklung vonLieferantenprozessen hat die Bundesnetzagentur im Rah-men ihrer Festlegungskompetenz nach § 42 Abs. 7 Nr. 4GasNZV am 28. Februar 2007 einen ersten Entwurf undam 20. August 2007 einen Beschluss veröffentlicht.429

Durch die Vereinheitlichung der Geschäftsprozesse undder Datenformate soll eine nachhaltige Verbesserung der

Situation neuer Marktteilnehmer erreicht werden, da derAbwicklungsaufwand minimiert und die Transparenz desWechselprozesses erheblich gesteigert werden.430 So gel-ten in Zukunft die gleichen Bedingungen für alle Markt-teilnehmer, egal ob interner oder externer Lieferant. EinLieferantenwechsel liegt vor, wenn an einem Ausspeise-punkt zur Versorgung eines Letztverbrauchers diesernicht mehr vom bisherigen Lieferanten, sondern ganzoder teilweise von einem neuen Lieferanten versorgtwird.431 Unbeschadet des § 9 Abs. 7 GasNZV erfolgt derLieferantenwechsel durch Anmeldung des Ausspeise-punktes durch den neuen Lieferanten und Abmeldungdesselben Ausspeisepunktes durch den bisherigen Liefe-ranten beim Netzbetreiber. Nach § 9 Abs. 7 Satz 1 Gas-NZV sind bereits zur Versorgung von Letztverbraucherngebuchte Kapazitäten des bisherigen Lieferanten demneuen Lieferanten zu überlassen (sog. Rucksackprinzip),um möglichen Kapazitätsengpässen entgegenzuwirken.

489. Bestanden für einen Netznutzer Transportalternati-ven über verschiedene Ausspeisepunkte oder verschie-dene vorgelagerte Netze, waren nach der ursprünglichenFassung der Vereinbarung die Grundsätze der Gleichprei-

427 Vgl. § 42 der Anlage 3 der Vereinbarung über die Kooperation ge-mäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutsch-land gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 25. April 2007, S. 72 f.

428 Vgl. § 27 der Anlage 3 der Vereinbarung über die Kooperation ge-mäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutsch-land gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 25. April 2007, S. 59.

429 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 20. August 2007, BK7-06-067; BNetzA,Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas (GeLi Gas) vom 28. Fe-bruar 2007; BNetzA, Festlegungsverfahren zum LieferantenwechselGas, ABl. Nr. 14 vom 19. Juli 2006, S. 1954.

430 Vgl. BNetzA, Jahresbericht 2006, S. 144 f.431 Vgl. § 27 Nr. 1 der Anlage 3 der Vereinbarung über die Kooperation

gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutsch-land gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 25. April 2007, S. 59.


sigkeit anzuwenden.432 Die Gleichpreisigkeit sollte dazudienen, dass unabhängig von der gewählten Vertragsva-riante (Einzelbuchungsmodell versus Zweivertragsmo-dell) für einen bestimmten Ausspeisepunkt das gleicheNetzentgelt zu zahlen war. Die einem Netzbetreiber vor-gelagerten Netzbetreiber hatten dazu an ihren Ausspeise-punkten einheitliche Entgelte auszuweisen. Ebenso warendie Einspeisentgelte des nachgelagerten nicht örtlichenVerteilernetzbetreibers identisch festzusetzen. Die entste-henden Mehr- und Mindereinnahmen wären dann zwi-schen den betroffenen vorgelagerten Netzbetreibern imInnenverhältnis auszugleichen gewesen. Mit der Ent-scheidung der Bundesnetzagentur vom 17. November2006 wurden auch die enthaltenen Regelungen zurGleichpreisigkeit untersagt, da diese in dieser Form nichtgeeignet waren, die Diskriminierungsfreiheit zwischendem Einzelbuchungs- und dem Zweivertragsmodell her-zustellen.433 Das Bundeskartellamt sah in der Art der Her-stellung der Gleichpreisigkeit im Zusammenhang mit derAnwendung des Einzelbuchungsmodells die Gefahr derBildung eines Entgeltregulierungskartells und hatte dem-zufolge kartellrechtliche Bedenken geäußert. Das Amtsieht aber derzeit aufgrund des ergangenen Verbots derEinzelbuchungsvariante keine Veranlassung für eine ei-genständige Überprüfung.434

490. Die Monopolkommission begrüßt im Grundsatzdie Einigung der Marktteilnehmer auf ein gemeinsamesEntry-Exit-Modell für den deutschen Gasmarkt. Dennochsieht sie die abgeschlossene Vereinbarung vor dem Hin-tergrund der gesetzlichen Vorgaben kritisch. Bereits imletzten Hauptgutachten hat sie die Auffassung vertreten,dass die in § 20 Abs. 1b EnWG getroffenen gesetzlichenRegelungenen wenig geeignet sind, schon kurzfristig einwettbewerbs- und massengeschäftstaugliches Netzzu-gangsmodell im Gassektor zu etablieren.435 So kam eswiederholt zu zeitlichen Verzögerungen im Konsultati-onsverfahren zur Kooperationsvereinbarung und zumLieferantenwechselprozess. Aber auch die anfänglicheMiteinbeziehung der gesetzeswidrigen Einzelbuchungs-variante und der daraus resultierenden Überarbeitung derVereinbarung sowie die Anpassung der bestehenden Ver-träge hat die Einführung eines wettbewerbskonformenEntry-Exit-Modells im Gasmarkt erheblich verzögert. Eingrundlegendes Problem besteht zudem in der fehlendenVerpflichtung der Gasnetzbetreiber zur Einrichtung einesbundesweiten, netzübergreifenden Netzzugangsmodells.Die kaum justitiablen Regelungen der Kooperationsver-einbarung sind wenig geeignet, die Zahl der Marktgebieteund Bilanzzonen zu minimieren und damit die Durchlei-tungsentgelte zu senken und die Liquidität des Gashan-dels zu fördern.

491. Das vereinbarte Zweivertragsmodell mit einerVielzahl an Marktgebieten verwirklicht die als Ziel vor-gegebene Transportpfadunabhängigkeit des Gasnetzzu-gangs nur sehr begrenzt. So sind aus Sicht der Monopol-kommission insbesondere die Umsetzung des § 6 Abs. 4GasNZV zur Bildung von Marktgebieten bei bestehendendauerhaften Engpässen und die fehlende Netzausbauver-pflichtung problematisch zu sehen. Die große Zahl anMarktgebieten führt zu einer Anhäufung von Netzentgel-ten bei marktgebietsüberschreitenden Transporten. Zwarerscheint eine Marktgebietsteilung aufgrund zweier Gas-qualitäten (H- und L-Gas) sachlich gerechtfertigt. Dies al-lein hätte allerdings keine 28, 19 oder 16 Marktgebiete,die zudem auffällig stark mit den Eigentumsgrenzen derNetzbetreiber übereinstimmen und sich zum Teil sogarüberlappen, zur Folge gehabt. Auftretende und technischbegründete Kapazitätsengpässe als maßgeblichesMarktabgrenzungskriterium scheinen zudem nur vonkurzfristiger Dauer zu sein. Dagegen bestehen im deut-schen Gasmarkt zum Teil dauerhafte vertragliche Kapazi-tätsengpässe.436 Der Widerspruch, dass einerseits die Bil-dung von Teilnetzen nur aufgrund dauerhaft technischerEngpässe rechtlich zulässig ist und anderseits nach derVereinbarung prinzipiell die Möglichkeit zu marktge-bietsüberschreitenden Transporten besteht, lässt sich nurschwer auflösen. Um so verwunderlicher ist es daherauch, dass die E.ON AG und die Wingas TransportGmbH & Co. KG sowie die RWE Transportnetz GasGmbH die Zusammenlegung ihrer drei bzw. zwei H-Gas-Zonen zum 1. Oktober 2006 angekündigt bzw. zum1. April 2007 vorgenommen haben und dies scheinbar,ohne technische Probleme in Kauf zu nehmen.437

492. Nach Auffassung der Monopolkommission ist dieZahl der Marktgebiete unbedingt zu minimieren, um da-mit der Zersplitterung des deutschen Gasmarktes entge-genzuwirken und die Errichtung einer Gasbörse zu för-dern.438 Besondere Bedeutung kommt hierbei der Bildungeigentumübergreifender Marktgebiete zu. Bislang be-schränkt sich die Zusammenlegung auf unternehmensin-terne Netze.439 Bei tatsächlich bestehenden Engpässen istein standardisiertes und marktorientiertes Engpassma-

432 Vgl. Abschnitt 4.2.4.2 und § 1 Nr. 2b i.V.m. Anlage 2 der Vereinba-rung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen denBetreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzenvom 1. Juni 2006, S. 7, 31 ff.

433 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7/06-074,S. 117 ff.

434 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7/06-074, S. 67.435 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Ba-

den 2006, Tz. 35, 38.

436 Zur Engpasssituation im deutschen Gasmarkt und zu den angewen-deten Engpassmanagementverfahren vgl. Abschnitt 4.2.2.3.

437 Vgl. E.ON AG, Pressemitteilung „E.ON setzt Wettbewerbsinitiativeauf dem Gasmarkt fort“ vom 11. Dezember 2006; RWE Energy AG,Pressemitteilung „RWE Transportnetz Gas reduziert Marktgebietebereits zum 1. April“ vom 9. März 2007; Wingas Transport GmbH &Co. KG, Pressemitteilung „Wingas Transport bildet ein Marktgebietfür ihre gesamte Erdgastransport-Infrastruktur“ vom 15. Mai 2007.

438 Zur Bildung einer deutschen Gasbörse vgl. Abschnitt 4.3.2.439 Eine Zusammenlegung der Marktgebiete für L-Gas der Netzbetreiber

E.ON und RWE wurde erst für den 1. Oktober 2008 angekündigt.Nach Unternehmensangaben umfasst das neue Marktgebiet etwa70 Prozent des L-Gas-Aufkommens, wobei von den etwa 24 Mrd. m³L-Gas 4 Mrd. m³ auf RWE und 20 Mrd. m³ auf E.ON entfallen. Vgl.E.ON Gastransport AG & Co. KG und RWE Transportnetz GasGmbH, Gemeinsame Pressemitteilung „Gastransport: Weitere Ver-einfachung des Netzzugangs“ vom 18. Juli 2007. Andere Marktteil-nehmer planen ebenfalls eine Zusammenlegung ihrer L-Gas-Netzezum 1. Oktober 2008. Vgl. Pressemitteilung „Neues Marktgebiet fürL-Gas ab Oktober 2008“ in: Zeitung für kommunale Wirtschaft,9/2007 vom 11. September 2007.


nagementverfahren anzuwenden. Weiterhin obliegt es derBundesnetzagentur, den Sekundärhandel mit Gasmengendurch standardisierte und marktbasierte Regelungen zurFreigabe ungenutzter Kapazitäten und zu Maßnahmen ge-gen Kapazitätshortung zu fördern. Abzuwarten bleibendie ersten Ergebnisse einer Untersuchung der Bundesnetz-agentur, die derzeit prüft, inwieweit die in der Koopera-tionsvereinbarung Erdgas vorgenommene Marktgebiets-einteilung den Engpasskriterien des Enerwirtschaftsgeset-zes bzw. der Gasnetzzugangsverordnung entspricht. Sollteeine weitere Reduzierung der Marktgebiete in Betrachtkommen und sollte eine freiwillige und zeitnahe Einigungseitens der Netzbetreiber nicht möglich sein, so obliegt esnach Auffassung der Monopolkommission der Bundes-netzagentur, die Zusammenlegung von Teilnetzen im Rah-men eines förmlichen Regulierungsverfahrens zeitnah an-zuordnen. Bei einer Vergrößerung des Marktgebietes istallerdings darauf zu achten, dass der marktgebietsaufspan-nende Netzbetreiber die Infrastruktureinrichtungen allerim Marktgebiet gelegenen Netzbetreiber diskriminie-rungsfrei berücksichtigt und effizient einsetzt.

493. Ferner sieht die Monopolkommission bei derSchaffung eines einheitlichen, nichtdiskriminierendenund marktorientierten Regelenergiemarktes für Gas er-hebliche Umsetzungsdefizite. Grundsätzlich haben dieBetreiber von Energieversorgungsnetzen nach § 22 Abs. 1Satz 1 EnWG die Energie, die sie zur Deckung von Ver-lusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischenEin- und Ausspeisung benötigen (Regelenergie), nachtransparenten, auch in Bezug auf verbundene Unterneh-men nichtdiskriminierenden und marktorientierten Ver-fahren zu beschaffen.440 § 23 Satz 1 EnWG bestimmt desWeiteren, dass die von den Netznutzern zu zahlendenEntgelte sachlich gerechtfertigt, transparent und nichtdis-kriminierend sein müssen und nicht ungünstiger sein dür-fen als interne Verrechnungspreise vertikal integrierterUnternehmen oder als die Entgelte gegenüber verbunde-nen Unternehmen. Die Kooperationsvereinbarung Erdgasenthält diesbezüglich keine weitergehenden Vorgaben zurSchaffung eines Regelenergiemarktes gemäß den gesetz-lichen Regelungen. Die Zersplitterung des bundesweitenNetzgebietes hat zur Folge, dass die Netznutzer von denNetzbetreibern einseitig festgelegte und erheblichePreisauf- oder -abschläge zu bezahlen haben, da durch diekleinen Marktgebiete Über- und Unterschreitungen dergebuchten Ein- und Ausspeisekapazitäten häufiger auftre-ten. Hinzu kommt die Tatsache, dass überwiegend dieNetztöchter der dominierenden Gasunternehmen alsmarktgebietsaufspannende Netzbetreiber tätig sind. In derPraxis bestehen bei der Bepreisung von Mehr- und Min-dermengen große Unterschiede bei der Bandbreite derPreisspreizung und der Orientierung an einem Maßstabfür die Bepreisung von Ausgleichsmengen. Nach der Er-hebung der Bundesnetzagentur findet die Bepreisung vonAusgleichsmengen in Anlehnung an den Grenzüber-gangspreis mit einer Bandbreite von 125 bis 270 Prozent,

an das Systementgelt von bis zu 300 Prozent, an den ta-gesaktuellen Hub-Preis oder im Rahmen individuellerVertragsvereinbarungen statt.441 Deutliche Umsetzungs-defizite bestehen zudem bei der in der Verordnung nichtvorgesehenen Bepreisung von Differenzmengen inner-halb der stündlichen und kumulierten Toleranzgrenzen.Darüber hinaus bemängelt die Bundesnetzagentur den äu-ßerst geringen und unvollständigen Rücklauf der Frage-bögen von den Netzbetreibern. Auch die Anwendung derfür die europaweite Harmonisierung der Bilanzierungsre-geln entworfenen Leitlinien der ERGEG zur Schaffungeines marktorientierten Standards für die Bepreisung vonAusgleichsmengen442 wurden bislang von den Netzbetrei-bern nur teilweise umgesetzt.

494. Die Probleme, die sich durch die Vielzahl anMarktgebieten und den unzureichenden Regelenergie-markt für Gas ergeben, werden noch dadurch verschärft,dass der Bilanzausgleich nach § 30 Abs. 1 Satz 1 Gas-NZV auf Stundenbasis vorzunehmen ist.443 Auch vor demHintergrund des bislang geringen Einsatzes der Möglich-keit zur Netzpufferung (Verdichtung) von Gas und desWettbewerbs um Speicherkapazitäten scheint ein Aus-gleich von Differenzmengen auf Stundenbasis nicht be-sonders praktikabel. Die Monopolkommission stellt des-halb zur Diskussion, ob nicht angesichts der hohenAnzahl an Marktgebieten, der geringen (kurzfristig) ver-fügbaren Liquidität an den Importpunkten und des tages-basierten Spothandels an der Leipziger European EnergyExchange sowie des noch unterentwickelten Wettbewerbsum Speicherkapazitäten von den Leitlinien abgewichenwerden sollte, indem ein tagesbasierter und nicht einstundenbasierter Bilanzausgleich angewendet wird. § 30Abs. 1 GasNZV wäre hierbei entsprechend zu ändern.Die Möglichkeit zur Verbreiterung des Toleranzbandessollte hierbei ebenfalls geprüft werden.

4.2.2.3 Engpassmanagement

495. Das erste Monitoring der Bundesnetzagentur zurEngpassituation der Gasleitungsnetze hat ergeben, dasssowohl im nichtörtlichen Gasnetz (Fernleitungsnetze undregionale Verteilernetze) als auch im örtlichen Gasnetz(lokale Verteilernetze) erhebliche vertragliche und physi-kalische Engpässe vorliegen.444 So liegt die durchschnitt-liche Auslastung in nichtörtlichen Gasnetzen im Durch-schnitt nur bei 50 Prozent und bei örtlichen Gasnetzensogar nur bei 30 Prozent. Die rein rechnerische Spitzen-auslastung der ausgewiesenen Ausspeisekapazitäten innichtörtlichen Gasnetzen im gewichteten Mittel über alleNetzbetreiber wird von der Bundesnetzagentur mit etwa

440 Vgl. § 4 Nr. 3 der Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelege-nen Gasversorgungsnetzen vom 25. April 2007, S. 13.

441 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 88; auch BNetzA, Monito-ringbericht 2007, S. 125.

442 Vgl. ERGEG, Guidelines for Good Practice for Gas Balancing (GG-PGB) vom 20. April 2006.

443 Vgl. § 18 der Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1bEnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gas-versorgungsnetzen vom 25. April 2007, S. 27; ERGEG, Guidelinesfor Good Practice for Gas Balancing (GGPGB) vom 20. April 2006,S. 5.



60 Prozent angegeben.445 Dies schließt nicht aus, dasseinzelne Netze bzw. Netzkoppelpunkte wesentlich stärkerausgelastet sind. So ist die Engpasssituation auf grenz-überschreitenden Leitungen ungleich drastischer. Die Er-hebung der Bundesnetzagentur zeigt, dass die wesentli-chen Transitstrecken auf Jahre hinaus fast vollständigausgebucht sind, so dass hier von erheblichen Engpässenauszugehen ist.446 Während an den ausländischen Exit-Punkten zum Teil feste Kapazitäten gebucht werden kön-nen, sind an den deutschen Entry-Punkten lediglich ver-einzelt Kapazitäten auf unterbrechenbarer Basis verfüg-bar. Konkrete Ausbaumaßnahmen finden jedoch nur imgeringen Umfang statt.

496. Das Management von Engpässen dient in ersterLinie der Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebesdurch die Netzbetreiber und der optimalen Nutzung derNetze, so dass jederzeit die maximale Kapazität durch dieHandelsunternehmen genutzt werden kann. Bei der Wahleines wettbewerbsfördernden Engpassmanagements istgenerell zwischen physikalischen und vertraglichen Eng-pässen zu unterscheiden. Physikalische Engpässe sind ge-geben, wenn Transportnetze im Sinne des physikalischmaximal möglichen Lastflusses vollständig ausgelastetsind.447 Inwieweit kurz- oder langfristige physikalischeEngpässe vorliegen, wird derzeit von der Bundesnetz-agentur intensiv geprüft.448 Aufgrund der Ergebnisse vo-rangegangener Erhebungen können insbesondere beiTransitleitungen physikalische Engpässe nicht ausge-schlossen werden.449 Zeitlich begrenzte physikalischeEngpässe können durch Netzpufferung, den Einsatz vonSpeichern (Redispatch) oder durch Swap-Geschäfte be-hoben werden.450 Sollten allerdings erhebliche längerfris-tige physikalische Engpässe bestehen, ist ein Ausbau derEngpasstellen angezeigt. Hierzu haben die Netzbetreibergegebenenfalls Investitionen für den Ausbau bestehenderKapazitäten zu tätigen. Sollten sie nicht dazu bereit sein,so kann die Bundesnetzagentur Regelungen zur sachge-rechten Vornahme der Investitionen durch die Betroffe-nen oder durch Dritte treffen.

497. Gleichwohl ist die Rolle der Bundesnetzagentur alsÜberwachungs- und Anordnungsinstanz uneindeutig. Ihrkommt zwar einerseits die Überwachungsaufgabe überdie Vorschriften zur Systemverantwortung der Netzbe-treiber zu, ob aber andererseits tatsächlich konkrete An-ordnungen bzw. Verfügungen unter Hinweis auf § 11Abs. 1 i.V.m § 65 EnWG angeordnet werden (können), istnach Ansicht der Monopolkommission fraglich. So sinddie Gasnetzbetreiber zwar zur Gewährleistung einer dau-erhaften Netzsicherheit und damit der Versorgungssicher-heit mit marktwirtschaftlichen Mitteln verpflichtet. Diese

Pflicht umfasst aber in erster Linie die Beseitigung vonSchwachstellen in bestehenden Netzen. Eine generelleNetzausbauverpflichtung besteht nach dem Energiewirt-schaftsgesetz nicht. Im Gegenteil ist der Netzbetreibernach § 6 Abs. 4 GasNZV in letzter Instanz berechtigt, beidauerhaften physikalischen Engpässen sein Netz in meh-rere Teilnetze zu untergliedern.

498. Grundsätzlich sind nach § 11 Abs. 1 Satz 1 EnWGalle Netzbetreiber dazu angehalten, ein sicheres, zuverläs-siges und leistungsfähiges Versorgungsnetz diskriminie-rungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht aus-zubauen, soweit dies wirtschaftlich zumutbar ist. Wohlaufgrund der sektorspezifschen Besonderheiten des Elek-trizitäts- und Gasmarktes hat der Gesetzgeber die Rege-lungen zum Erhalt und Ausbau der Netze und zum Eng-passmanagement teilweise unterschiedlich gefasst. DieRegelungen zum Gassektor bleiben dabei hinsichtlich derMarktorientierung und der Informationspflichten hinterden Bestimmungen zum Elektrizitätssektor zurück. DerGesetzgeber begründet dies damit, dass grundsätzlichauch im Gasbereich eine „wirtschaftlich zumutbare“ Netz-ausbaupflicht zur Beseitigung existierender Schwachstel-len bestehe. Da aber ein Substitutionswettbewerb zwi-schen den Primärenergieträgern Gas und Öl existiere, seieine bundesweit vollständige Marktabdeckung im Sinneeiner Netzausbauverpflichtung nicht geboten.451 So ist zuberücksichtigen, dass das bestehende Versorgungsnetzder deutschen Gaswirtschaft im Gegensatz zu anderen eu-ropäischen Staaten durch die unternehmerische Freiheitdes Leitungsbau historisch geprägt ist, mit der Folge, dassdie in Deutschland existierende dreistufige Versorgungs-struktur von einer Vielzahl von Gasnetzbetreibern unter-nehmensindividuell aufgebaut und genutzt wurde. Eineinstitutionelle Netzausbauplaung gibt es auch nach derAufnahme der sektorspezifischen Regulierung nicht. DieGewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutsch-land folgt daher im Gasbereich einem privatwirtschaftli-chen Ansatz auf Basis der allgemeinen Regelungen der§§ 15 bis 16a EnWG. Solange ein sicherer Systembetriebund die Versorgungssicherheit durch sachgerechte Eng-passmanagementverfahren gewährleistet werden können,liegt der Ausbau bestehender Leitungsnetze letztlich imindividuellen Geschäftsinteresse eines jeden Netzbetrei-bers.

499. Die Monopolkommission sieht das Fehlen einereindeutigen Anordnungsbefugnis der Bundesnetzagenturzum einzelfallbezogenen Netzausbau durch einen Gas-netzbetreiber bei bestehenden strukturellen Engpässenkritisch. Eine Anordnung zum Netzausbau ist allerdingsnur dann auszusprechen, wenn das betroffene Leitungs-netz auch nach Vornahme der Investitionen die Eigen-schaft eines natürlichen Monopols besitzt. Nach Auffas-sung der Monopolkommission trägt das Argument desSubstitutionswettbewerbs zwischen Gas und Öl als Be-gründung für eine fehlende Verpflichtung zum Netzaus-

445 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 105.446 Vgl.BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 73 f.447 Vgl. Artikel 2 Abs. 1 Nr. 23 der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des

Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungen,ABl. EU Nr. L 289 vom 3. November 2005, S. 1.

448 Vgl. auch BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 108.449 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 73 f.450 Vgl. auch ebenda, S. 77.

451 Vgl. § 15 Abs. 3 EnWG i.V.m. Bundestagsdrucksache 15/3917 vom14. Oktober 2004, S. 57 sowie § 16 Abs. 5 EnWG i.V.m. § 6 Abs. 3Satz 6 GasNZV und Bundestagsdrucksache 15/3917 vom 14. Okto-ber 2004, S. 58.


bau nicht (mehr).452 Die Etablierung von Gas ist längstvollzogen worden. Hinzu kommt, dass die Verteuerunganderer Primärenergieträger durch CO2-Zertifikate zu ei-ner größeren Bedeutung von Gas als Primärenergieträgerführt und damit zu einer stärkeren Abhängigkeit derStromversorgung von Gas. Des Weiteren sind die Wech-selkosten für alle Marktteilnehmer zumindest mittelfristighoch, die Bindungszeit an einen Energieträger dement-sprechend lang. Netzengpässe führen zu einer Zersplitte-rung des deutschen und europäischen Gasmarktes, mitder Folge, dass die Versorgungsunsicherheit steigt.Gleichzeitig werden eigentumsabgegrenzte Marktgebieteverfestigt, wodurch ein funktionsfähiger Wettbewerb be-hindert wird. Dies trägt zu einer Verschärfung von Markt-machtproblemen auf der Großhandelsebene bei. AusSicht der Monopolkommission ist weiterhin zur Reduk-tion physikalischer Engpässe die Zahl der Marktgebietezu minimieren und die wettbewerbliche Nutzung vonSpeicheranlagen zu fördern.453 Vor dem Hintergrund derzukünftigen Anreizregulierung der Netzentgelte und desmöglichen Rückgangs der Investitionsneigung der Netz-betreiber sind diesen Anreize zur Tätigung (effizienter)Investitionen zu gewähren.454 Die sachgerechte Verwen-dung enpassbedingter Versteigerungserlöse ist ebenso si-cherzustellen. Nach § 10 Abs. 6 Satz 4 GasNZV sinddiese zur Beseitigung von Engpässen zu verwenden, hier-für zurückzustellen oder zur Senkung der Netznutzungs-entgelte aufzuwenden.

500. Während sich die Beseitigung physikalischer Ka-pazitätsengpässe auf dem deutschen Gasmarkt rechtlichschwierig gestaltet, sieht das Energierecht bei vertragli-chen Engpässen bereits Methoden vor, die von den Gas-netzbetreibern anzuwenden sind. Ein vertraglicher Eng-pass liegt nach § 10 Abs. 1 Satz 1 EnWG vor, wenn dietäglich eingehenden Kapazitätsanfragen die freie Kapazi-tät an bestimmten Netzpunkten übersteigt.455 VertraglicheBuchungen liegen zum Teil für einen Zeitraum von 15 bis20 Jahren vor. Die (kurzfristig) verfügbare Kapazität aneiner bestimmten Ein- oder Ausspeisestelle kann dement-sprechend gering sein. § 9 Abs. 1 GasNZV beschreibt dieGrundsätze der Zuteilung von Ein- und Ausspeisekapazi-täten, wonach die Netzbetreiber feste oder unterbre-chende Kapazitäten in der zeitlichen Reihenfolge des Ein-gangs verbindlicher Anfragen zu vergeben haben. Fürden Fall, dass ein vertraglicher Engpass vorliegt und zwi-schen 90 und 100 Prozent der verfügbaren technischenKapazität bereits ausgebucht sind, haben die Betreibervon Gasversorgungsnetzen gemäß § 10 Abs. 4 GasNZVeine Auktion zur Versteigerung der verbleibenden freienKapazitäten durchzuführen. Vorab sind allerdings nochTransportkunden, die Gas aus Biomasse einspeisen, vor-rangig zu behandeln. Die Versteigerung freier Kapazitä-ten ist nur einmal jährlich vorzunehmen. Die ersteigerten

Kapazitäten sind garantiert und handelbar. Lediglich ei-ner der nichtörtlichen Gasnetzbetreiber hat 2006 ein sol-ches Versteigerungsverfahren durchgeführt.456 Es ist zuvermuten, dass zum Zeitpunkt der Engpassveröffentli-chung bei einer Vielzahl der nichtörtlichen Netzbetreiberaufgrund der bereits bestehenden Buchungen keine freienKapazitäten mehr vorlagen.

501. Ferngasnetzbetreiber haben ferner bei grenzüber-schreitenden Leitungen die Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 vom 28. September 2005 über die Bedingungen fürden Zugang zu den Erdgasfernleitungen mit den darinenthaltenen Leitlinien zum Engpassmanagement zu be-rücksichtigen. Das anzuwendende Allokationsverfahrenhat danach marktbasiert, transparent und diskriminie-rungsfrei zu sein. Jedoch bestehen derzeit noch Um-setzungsdefizite durch die europäischen Ferngasnetz-betreiber. Ein verpflichtendes einheitliches undmarktorientiertes Engpassmanagement bei marktgebiets-und grenzüberschreitenden Transporten findet bislangnicht statt. Aus Sicht der Monopolkommission sind diedurchaus positiven Erfahrungen, die mit Engpassmanage-mentmethoden in der Elektrizitätswirtschaft gemachtworden sind, zu berücksichtigen. Welches Verfahren zurVersteigerung von Engpasskapazitäten (implizite und/oder explizite Auktion) im Gasmarkt konkret zur Anwen-dung kommen sollte, ist im Wesentlichen von der Art undStärke der bestehenden Engpässe abhängig. In jedem Fallsollte ein solches Design zur Bewirtschaftung von Eng-pässen gewählt werden, dass die kurzfristig verfügbareLiquidität im deutschen Gasmarkt erhöht, wodurch derSekundärhandel gestärkt und der Börsenhandel mit Gasstimuliert wird. Generell ist auch zwischen innerdeut-schen und grenzüberschreitenden Transportengpässen zuunterscheiden. Zur Beseitigung von Engpässen bei grenz-überschreitenden Leitungen stellt die explizite Auktion,wie sie auch im Elektrizitätssektor insbesondere an dendeutsch-tschechisch-österreichischen Grenzkuppelstellenangewendet wird, eine für den deutschen Gasmarkt inte-ressante Engpassmanagementmethode dar. Hierbei wer-den im Gegensatz zur impliziten Auktion die Kapazitäts-rechte unabhängig von der Handelsmenge versteigert,wodurch ein effizienter und stabiler Netzbetrieb gewähr-leistet werden kann. Als nachteilig erweist sich die damiteinhergehende Fragmentierung des europäischen Mark-tes. Diese wird aber letztlich durch die bestehenden Eng-pässe und die fehlende Verpflichtung der Gasnetzbetrei-ber zum Netzausbau begründet. Durch die gemeinsameVersteigerung von Kapazitäten und Energiemengen kannzwar ein gemeinsamer Markt mit größerer Liquidität re-alisiert werden, aber auch nur solange keine Kapazitäts-engpässe bestehen.

502. Darüber hinaus sieht der deutsche Ordnungsrah-men weitere Maßnahmen vor, die geeignet sind, (vertrag-liche) Engpässe zu beseitigen und den Durchleitungswett-bewerb zu stimulieren. Neben der generellenVerpflichtung der Netzbetreiber zum Angebot fester undunterbrechender Kapazitäten durch § 4 Abs. 1 GasNZV

452 Zu den Gründen vgl. Tz. 460.453 Zur Wettbewerbssituation auf dem Speichermarkt vgl. Abschnitt

4.2.2.4.454 Zur Berücksichtigung von Investitionen bei der anreizorientierten

Regulierung der Netzentgelte vgl. Abschnitt 5.2.4.455 Vgl. § 10 Abs. 1 Satz 1 GasNZV. 456 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 107.


scheinen insbesondere die Regelungen gegen die Hortungvon Kapazitäten (§ 13 Abs. 1 GasNZV) und zum Sekun-därhandel (§ 14 Abs. 1 GasNZV) im Gasbereich wir-kungsvolle Instrumente zur Beseitigung von vertragli-chen Engpässen zu sein. So sind bereits vertraglichgebundene Kapazitäten, aber nicht oder nur im geringenUmfang in Anspruch genommene Kapazitäten dem Se-kundärmarkt nach dem „use or lose“-Prinzip zur Verfü-gung zu stellen. Zur Etablierung eines Sekundärhandelshatten die Netzbetreiber bis zum 1. August 2006 eine ge-meinsame Internetplattform für den Handel mit Kapazi-tätsrechten einzurichten.457 Dadurch wird Dritten dieMöglichkeit gegeben, kurzfristig Kapazitäten auf festeroder unterbrechender Basis zu buchen, wenngleich dieBundesnetzagentur zum heutigen Zeitpunkt noch keinebelastbaren Aussagen zur Wirkungsintensität dieserMethoden machen kann.458 Bislang sind die auf dem Se-kundärmarkt gehandelten Mengen im Verhältnis zur Ge-samtkapazität gering. Eine weitere Methode zur Vermin-derung vertraglicher Engpässe ist die nach § 9 Abs. 7GasNZV verpflichtende Kapazitätsfreigabe bei einemWechsel des Lieferanten (Rucksackprinzip). Der neueLieferant kann danach vom bisherigen Lieferanten dieÜbertragung der für die Versorgung des Kunden erforder-lichen Ein- und Ausspeisekapazitäten verlangen, wennihm ansonsten die Belieferung des Kunden nicht möglichist. Im Zuge der Umsetzung des gesetzlich vorgeschriebe-nen Entry-Exit-Modells wurde der Lieferantenwechselvereinfacht und standardisiert. So erfolgt die Freigabe derausspeiseseitigen Kapazitäten bis zum virtuellen Punkteines Marktgebietes automatisch.

4.2.2.4 Speicherzugang

503. Im Gegensatz zum regulierten Netzzugang erfolgtder Speicherzugang gemäß § 26 EnWG ausschließlichauf Vertragsbasis. Der Gesetzgeber hat bei der Umset-zung der europäischen Vorgaben der Gasrichtlinie vonseinem Wahlrecht Gebrauch gemacht und sich für einenZugang auf zivilrechtlicher Vertragsbasis entschieden.459

Neben der teilweisen Zurechnung von Speicheranlagenzu der den Netzebenen vorgelagerten Wirtschaftsstufe ge-schah dies auch vor dem Hintergrund, dass sich die über-regionalen Ferngasgesellschaften einst im Nachtrag zurVerbändevereinbarung I dazu verpflichtet haben, einenZugang zu ihren Speicherkapazitäten auf Vertragsbasis zugewähren. Im Rückblick muss konstatiert werden, dasssich die mit der Ausnahme von der Regulierung verbun-denen Hoffnungen auf einen inländischen Wettbewerbum Speicherkapazitäten bislang noch nicht erfüllt haben.

504. Der Bundesnetzagentur obliegt im Speicherbereichin erster Linie die Überwachung der Vorgaben zur infor-mationellen und buchhalterischen Entflechtung der Spei-cheranlagen von den anderen Wirtschaftsstufen eines ver-tikal integrierten Gasversorgungsunternehmens (§§ 9 und

10 EnWG),460 die Überwachung der Vorgaben des§ 28 EnWG und die Überwachung der Tätigkeiten derSpeicherbetreiber im Rahmen einer Ex-post-Missbrauch-saufsicht nach §§ 30 und 31 EnWG. Folglich verfügt dieBundesnetzagentur im Speicherbereich über weniger Re-gulierungsbefugnisse als im Netzbereich. Nach § 28 Abs. 1EnWG haben die Betreiber von Speicheranlagen anderenUnternehmen den Speicherzugang zu angemessenen unddiskriminierungsfreien technischen und wirtschaftlichenBedingungen auf Vertragsbasis zu gewähren. Davon aus-genommen sind diejenigen Kapazitäten, die zur Gewin-nungstätigkeit eingesetzt werden. Eine Verpflichtung zurAnwendung eines marktorientierten Engpassmanage-ments bei Kapazitätsengpässen besteht nicht. Allerdingshaben sich die Marktteilnehmer im Rahmen der europäi-schen „Guidelines for Good TPA Practice for StorageSystem Operators (GGPSSO)“ vom 23. März 2005 auffreiwilliger Basis mit der ERGEG darauf verständigt. DieSpeicherbetreiber sind jedoch lediglich dazu verpflichtet,der zuständigen Regulierungsbehörde auf Nachfrage überden Stand der Umsetzung zu berichten. Die Leitlinienenthalten Mindeststandards für den Speicherzugang, dasEngpassmanagement und die Veröffentlichung von Infor-mationen. Die Vorgaben basieren auf der Beschleuni-gungsrichtlinie Gas vom 26. Juni 2003 und sind deutlichkonkreter gefasst als die Vorgaben des Energiewirt-schaftsgesetzes.461

505. Der deutsche Speichermarkt zählt mit einem Anteilvon über 28 Prozent an den gesamten Speicherkapazitä-ten aller EU-Mitgliedsstaaten aufgrund seiner Vielzahl an(dezentralen) Speicheranlagen und des hohen Arbeitsgas-volumens zu den attraktivsten in Europa. So befindensich über ein Drittel aller europäischen Speicher inDeutschland. Das in Deutschland verfügbare Arbeitsgas-volumen betrug 2006 etwa 19,6 Mrd. m3 und ist damitdeutlich höher als auf vergleichbaren Märkten wie Italien(13,3 Mrd. m3) oder Frankreich (11,2 Mrd. m3).462 Diephysikalischen Voraussetzungen für die Etablierung einesSpeicherwettbewerbs in Deutschland sind somit prinzipi-ell gegeben. Allerdings ist die angebots- und nachfrage-orientierte Konzentration im deutschen Speichermarktgemessen am Volumen momentan hoch. Nach Angabender Bundesnetzagentur beträgt der Marktanteil der etab-lierten (überregionalen) Ferngasunternehmen am Arbeits-gasvolumen der Speicher über 70 Prozent.463 Zugleich

457 http://www.trac-x.de. Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 108.458 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 76 f.; BNetzA, Monito-

ringbericht 2007, S. 108 f.459 Vgl. Artikel 19 und 20 der Richtlinie 2003/55/EG.

460 Vgl. § 6 Abs. 1 Satz 3 EnWG.461 Weiterhin haben die Speicherbetreiber nach dem Energiewirtschafts-

gesetz vielfältige Veröffentlichungspflichten zum Standort, zur ver-fügbaren Kapazität und zu den Geschäftsbedingungen zu leisten.Den Veröffentlichungspflichten des § 28 Abs. 3 EnWG sind nachAngaben der Bundesnetzagentur die meisten Betreiber von Unterta-gespeichern nachgekommen. Der überwiegende Teil der Betreibervon Übertagespeichern lieferte bislang nur wenige Informationen.Die Bundesnetzagentur wertet das Angebot von Speicherdienstleis-tungen insgesamt als hoch. Allerdings werden entbündelte Dienst-leistungen, d.h. das separate Angebot von Arbeitsvolumen, Ein- undAusspeiserate, von den Speichernetzbetreibern nicht einheitlichgleich angeboten. Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 99.

462 Vgl. ERGEG, ERGEG Final Report on Monitoring the Implementa-tion of the Guidelines for Good TPA Practice for Storage SystemOperators (GGPSSO), 6. Dezember 2006, S. 14.



verfügen diese Unternehmen über den Zugang zur Import-ebene, auf der langfristige Gaslieferverträge mit ausländi-schen Lieferanten vorherrschen, mit der Folge, dass dieKapazitäten inländischer Speicheranlagen für lange Zeitim Voraus ausgebucht sind. Die Bundesnetzagentur bezif-fert in ihrem Monitoringbericht von 2006 die zumindestkurzfristige Kapazitätsauslastung der Speicheranlagenmit 99 Prozent bei Untertagespeichern und mit 98 Pro-zent bei Übertagespeichern.464 Die Sektoruntersuchungder Europäischen Kommission hat sogar ergeben, dassbis zu 80 Prozent der technischen Kapazitäten für mehrals fünf Jahre, zum Teil für bis zu 15 Jahren, ausgebuchtsind.465 Zudem beschränkt sich die Nutzung der vorhan-denen Speicheranlagen auf wenige Unternehmen. DieMehrzahl der Speicheranlagen wird von weniger als dreiUnternehmen genutzt.466 Die Wahlmöglichkeit der Spei-chernutzer ist aufgrund wirtschaftlicher und technischerGründe stark eingeschränkt, so z. B. bei der Wahl zwi-schen dem Standort und der Art des Speichers. Wechsel-vorgänge finden demnach nur selten statt. Vor dem Hin-tergrund eines möglichen Diskriminierungspotentialsdurch die Speicherbetreiber zeigt das Monitoring derBundesnetzagentur, dass bei der Buchung von Kapazitä-ten durch verbundene Unternehmen in fast allen Fällenkeine technischen, wirtschaftlichen oder tatsächlichenProbleme bei der Speichernutzung vorkamen, währendbei nicht verbundenen Unternehmen solche Probleme inzumindest zwölf Fällen auftraten.467

506. Die wesentlichen Funktionen von Speicheranlagenlassen sich mit den Begriffen „Versorgungssicherheit“und „Portfoliomanagement“ umschreiben. Aufgrund derbestehenden großen Importabhängigkeit ist die inländi-sche Vorhaltung von Gas in Speicheranlagen zurDeckung saisionaler Schwankungen und zur Risikomini-mierung von Versorgungslücken bei Transportunterbre-chungen unabdingbar. Allgemein ist die „Lagerung“ vonGasmengen durch das physisch bedingte Auseinanderfal-len von Angebot und Nachfrage ein fester Bestandteil derGeschäftstätigkeit vertikal integrierter Gasversorgungs-unternehmen. Die Investitionskosten für den Bau neuerSpeicheranlagen sind hoch und die Anlagen spezifisch inihrer Verwendung. Seit geraumer Zeit hat der Bau neuerSpeicheranlagen für neue Marktteilnehmer, aber auch fürregionale und überregionale Unternehmen aufgrund desunzureichenden Zugangs zu bestehenden Anlagen an Be-deutung gewonnen. Auch die Zahl der Einkaufs-, Han-dels- und Beratungskooperationen von Stadtwerken, Pro-duzenten und sonstige Händlern zum Aufbau einesPortfoliomanagements ist durchaus beträchtlich. Koope-rationen ermöglichen eine strategische Handlungsposi-tion, wodurch bessere Einkaufskonditionen und Synergie-vorteile realisiert werden. Darüber hinaus verfolgen neueMarktteilnehmer das Ziel, selbst als Gaslieferant und als

Anbieter von Beratungsdienstleistungen im Markt aufzu-treten. Bei Etablierung einer Gasbörse wird das Portfolio-management durch die kurzfristige Nutzung von Spei-cherkapazitäten zu Arbitragezwecken noch an Bedeutunggewinnen. Die Funktion von Speicheranlagen als „Son-dereinrichtung“ etablierter Unternehmen zur Reservehal-tung bzw. zum Ausgleich saisonaler Absatzschwankun-gen rückt dadurch in den Hintergrund. Auch im Hinblickauf die in letzter Zeit positive Entwicklung im Speicher-bau durch regionale und lokale Weiterverteiler sowieHändler ist nach Auffassung der Monopolkommissiondaher eine Regulierung momentan nicht angezeigt.

507. Die Monopolkommission sieht eine nachträglicheinzuführende Netzzugangsregulierung aufgrund derjüngsten dynamischen Entwicklung im Speicherbau unddes Aufbaus eines Portfoliomanagements sowie neu ge-gründeter Kooperationsverbünde durch kleinere Gasun-ternehmen und neue Marktteilnehmer kritisch. MöglicheInvestitionsanreize und Bestrebungen zum Aufbau einesneuen Geschäftsmodells können durch eine Regulierungder Geschäftsbedingungen nachhaltig vermindert werden.Zwar besteht immer noch ein Diskriminierungspotentialund die gehandelten Transaktionsmengen Dritter sindtrotz zahlreicher Nachfragegesuche noch relativ gering.Nach Ansicht der Monopolkommission ist dies aber vorallem darauf zurückzuführen, dass die kompetitive Nut-zung von Speicheranlagen im Sinne eines betriebswirt-schaftlichen Portfoliomanagements von mehreren mitei-nander verbundenen Faktoren abhängig ist: Neben einergünstigen Versorgungsstruktur des jeweiligen Marktge-bietes im Sinne des handelbaren Volumens und der Zahlerreichbarer Ein- und Ausspeisepunkte, der verfügbarenLeitungs- und Speicherkapazitäten und von Gasmengenan Hubs, Importpunkten und LNG-Anlandestellen sowieeiner konsequenten Anwendung der in den §§ 6 bis10 EnWG enthaltenen Entflechtungsvorschriften aufSpeicheranlagen ist ein marktorientiertes Engpassma-nagement eine wichtige Voraussetzung für die Etablie-rung eines diskriminierungsfreien, effizienten und trans-parenten Handels von Gasspeichermengen.

508. In Deutschland werden von den Speicherbetreibernmehrere Engpassmanagementverfahren verwendet, wor-unter die „first committed first served“-Methode das mitgroßem Abstand am häufigsten angewendete Verfahrenneben den Methoden des „first come first served“ und des„pro rata“ darstellt.468 Wie die ERGEG sieht auch dieMonopolkommission diese in Deutschland verwendetenVerfahren der Engpassbewirtschaftung kritisch, da sienicht wie in den Leitlinien vorgesehen marktbasiert sindund wettbewerbshemmend wirken.469 Durch den Infor-mationsvorsprung des konzernabhängigen Netzbetrei-bers ermöglichen diese Verfahren die Bevorteilung kon-zernverbundener Handelsunternehmen. Speziell die erste

464 Vgl. ebenda, S. 98.465 Vgl. European Commission, DG Competition Report on Energy Sec-

tor Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Tz. 184.466 ERGEG, ERGEG Final Report on Monitoring the Implementation of

the Guidelines for Good TPA Practice for Storage System Operators(GGPSSO), 6. Dezember 2006, S. 40 ff.


468 Vgl. ebenda, S. 98.469 Vgl. ERGEG, ERGEG Final Report on Monitoring the Implementa-

tion of the Guidelines for Good TPA Practice for Storage SystemOperators (GGPSSO), 6. Dezember 2006, S. 7 ff. und 36 ff.; ERGEG,Guidelines for Good TPA Practice for Storage System Operators(GGPSSO) vom 23. März 2005, S. 5.


Methode weist ein hohes Diskriminierungspotential auf.Dagegen haben die Netznutzer bei Anwendung der Pro-rata-Methode einen Anreiz zur Überbuchung der vorhan-denen Kapazitäten. Marktbasierte und transparente Ver-fahren, wie etwa die Verauktionierung signifikanter Spei-cherkapazitäten, werden in Deutschland aufgrund derfehlenden Verpflichtung bislang nur wenig angewendet.

509. So führen mehrere etablierte Speicherbetreiber imRahmen des Engpassmanagements Auktionen durch,wenn auch bislang nur im kleinerem Umfang. Da diesaber zugleich bedeutet, dass die Auktionatoren in dieserHöhe zugunsten von Wettbewerbern auf ihr eigenes Han-delsgeschäft verzichten, ist dieser Schritt aus Sicht derMonopolkommission zu begrüßen. Neben der zeitlich be-fristeten Verauktionierung signifikanter Gasmengen ausinländischen Fördermengen und Importverträgen derüberregionalen Ferngasunternehmen spricht sich dieMonopolkommission auch für eine zeitlich befristete Ver-auktionierung signifikanter Speicherkapazitäten der etab-lierten Speicherbetreiber aus.470 Die von der Bundesnet-zagentur durchzuführenden Auktionen sollten dabei sogestaltet werden, dass die Selbstdurchsetzbarkeit der Pro-gramme gewährleistet ist. Eine mit Verhaltensauflagenverbundene Kontrolle der Marktteilnehmer seitens derBehörden ist aus Sicht der Monopolkommission nicht er-strebenswert. Im Speicherbereich kommt der Bundesnetz-agentur letztlich die dringliche Aufgabe zu, die Einhal-tung der Vorgaben des § 28 EnWG zu überwachen, einMonitoring zur Überprüfung der Umsetzung der Vorga-ben der europäischen Leitlinie zum Speicherzugangdurchzuführen und bei der Umsetzung eines marktbasier-ten Engpassmanagementverfahrens im Speicherbereichmitzuwirken.

510. Weiterhin gilt es, einer missbräuchlichen vertragli-chen Kapazitätshortung entgegenzuwirken. Hierfür ge-eignet ist das auch im Leitungsnetz angewendete „use orlose“-Prinzip, wonach die von einem Kunden gebuchten,aber nicht oder nur im geringen Umfang in Anspruch ge-nommenen Kapazitäten vom Speicherbetreiber freigege-ben werden, so dass er diese als unterbrechende Kapazitä-ten Dritten anbieten kann.471 Dieses Verfahren wirdbislang nicht von allen Speicherbetreibern angewendet.Gleichzeitig kann die Einführung des „use or sell“-Prin-zips dazu beitragen, dass von Speichernutzerseite nichtgenutzte Kapazitäten auf unterbrechender Basis Drittenangeboten werden. Hierdurch wird letztlich ein effizienterSekundärhandel mit Gasspeichermengen stimuliert, wo-durch die Flexibilität im Marktgebiet zunimmt, allerdingsunter der Voraussetzung, dass auch kurzfristig Gasmen-gen verfügbar sind. Hierzu ist insbesondere die Zahl derMarktgebiete zu minimieren, die Anwendung markt-orientierter Engpassmanagementverfahren durchzuset-zen und die Etablierung einer liquiden Gasbörse zu för-dern. Generelle positive Wettbewerbseffekte bestehennach Ansicht der Monopolkommission zudem in der zu-

nehmenden Bedeutung Deutschlands als Transitland, sodass die Anreize zum Bau neuer Leitungsnetze und Spei-cheranlagen und zum Angebot von Serviceleistungen so-wohl für die etablierten als auch für neue Marktteilneh-mer zunehmen.

4.2.2.5 Neue Infrastrukturen

511. Nach § 28a EnWG können neue Infrastrukturen imSinne neuer Verbindungsleitungen oder in der Kapazitäterweiterte Infrastrukturen zwischen Deutschland und an-deren Staaten oder LNG- und Speicheranlagen auf Antragbei der Bundesnetzagentur vom regulierten oder vertrag-lichen Netzzugang nach den §§ 20 bis 28 EnWG befristetausgenommen werden. Dies hätte zur Folge, dass der Be-treiber jedermann vom Zugang zu seinen neuen Infra-struktureinrichtungen ausschließen könnte. Angelehnt andie Wahlmöglichkeit in Artikel 22 der Richtlinie 2003/55/EGhat der Gesetzgeber von der Möglichkeit einer befristetenAusnahme von den Vorgaben über den regulierten Netz-zugang Gebrauch gemacht.472 Begründet wird dies mitdem Umstand, dass zur Deckung des zukünftig steigen-den Gasverbrauchs der Bau neuer Transitleitungen, Spei-cheranlagen und LNG-Terminals, die erhebliche Investi-tionen erfordern, notwendig wird. Eine Regulierungneuer Infrastrukturen lasse die Investitionsbereitschaftder Unternehmen sinken, wodurch eine Gefährdung derVersorgungssicherheit nicht mehr auszuschließen sei. DerGesetzgeber knüpft die Möglichkeit zur Ausnahme vonder Regulierung an Gründe an, die kumulativ erfüllt seinmüssen: So muss mit der neuen Infrastruktur eine Verbes-serung des Wettbewerbs einhergehen und das Risiko derInvestition muss so hoch bemessen sein, dass eineAusnahme von der Regulierung erforderlich ist und Infra-struktureigentümer und Netzbetreiber rechtlich, opera-tionell und buchhalterisch entflechtet sind, Netznutzungs-entgelte erhoben werden und sich die Ausnahme nichtnachteilig auf den Wettbewerb auswirkt. Die Beweis-pflicht hierfür liegt bei den Unternehmen.

512. Die Monopolkommission begrüßt prinzipiell dieMöglichkeit zur Ausnahme von der Regulierung neuerInfrastruktureinrichtungen. Eine Regulierung kann dieAnreize zur Tätigung wichtiger Investitionen erheblichvermindern, wenn die damit einhergehenden Erträge, diezur Finanzierung der neuen Infrastruktureinrichtung not-wendig sind, nicht im vollen Umfang einbehalten werdendürfen. Bei einer Ausnahme neuer Infrastrukturen vonder Netzzugangsregulierung gemäß § 28a EnWG ist aller-dings zu vermuten, dass die Position der etablierten inlän-dischen Gasversorger gestärkt wird, da diese aufgrund ih-rer bereits bestehenden Leitungsnetze und derabgeschlossenen Lieferverträge einen größeren Anreizzum Bau neuer Anlagen und Kapazitätsaufstockungenhaben als neue Marktteilnehmer. Zudem sehen sich so-wohl die etablierten Gasunternehmen als auch neueMarktteilnehmer einer kontinuierlich steigenden Gas-nachfrage gegenüber, wodurch erhebliche Anreize zu In-vestitionsausgaben stimuliert werden. Eine für die Inves-470 Zum Gas-Release-Programm der E.ON AG und zum Missbrauchs-

verfahren EnBW Trading/E.ON Ruhrgas Transport vgl. Abschnitt4.2.4.1.

471 Vgl. Tz. 502. 472 Vgl. Bundestagsdrucksache 15/3917 vom 24. Oktober 2004, S. 87.


toren angemessene Kalkulationssicherheit scheint durchdie Energiemarktentwicklung gegeben zu sein. Das In-vestitionsrisiko ist dementsprechend relativ gering.

513. Darüber hinaus sollte ein Betreiber neuer Infra-strukturen aus rein betriebswirtschaftlichen Gründen ei-nen Anreiz haben, anderen Transportkunden bei Nicht-auslastung der Anlage den Zugang dazu zu gewähren.Allerdings zeigt die Praxis, dass existierende, aber unge-nutzte Leitungskapazitäten in großem Umfang gehortetund damit strategisch dem Markt entzogen werden.473 Ei-ner möglichen Manifestierung des Status Quo auf demdeutschen Gasmarkt wird hierdurch auch deshalb nichtentgegengewirkt, weil es sich hier nicht um einen durch-aus von der Regulierung auszunehmenden neuen Markt,wie etwa im Telekommunikationsbereich, handelt.474 DerZugewinn an Versorgungssicherheit und die positivenWettbewerbswirkungen müssten erheblich sein. Auf-grund des nur mäßig innovationsfähigen Produktes„Gas“, der hohen Investitionskosten und der beschränk-ten Bezugsmöglichkeiten von Gasmengen sind solcheWirkungen im Gegensatz zur Telekommunikationsindus-trie nicht zu erwarten.

514. Die Monopolkommission sieht zudem das Pro-blem, dass die Bundesnetzagentur aufgrund der zahlrei-chen unbestimmten Rechtsbegriffe nur bedingt in dieLage versetzt wird, die von den Antragstellern dargeleg-ten Wettbewerbswirkungen neuer Infrastrukturen sachge-recht zu prüfen. So ist zu untersuchen, ob der Wettbewerbbei der Gasversorgung zur Erhöhung der Versorgungssi-cherheit auf der entsprechenden Wertschöpfungsebenedurch die neue Infrastruktur (erheblich) verbessert wird.Es ist zu klären, was der Begriff der Versorgungssichereitüberhaupt beinhaltet und was das optimale Maß an Ver-sorgungssicherheit darstellt.475 Hierbei sind gegenwärtigeund neue Lieferländer hinsichtlich des Gasaufkommens,des Transportweges (Pipeline versus LNG-Anlagen,Speicheranlagen) und der „Vertrauenswürdigkeit“ derLieferanten bezüglich der Einhaltung von Lieferverträgenzu bewerten. In einem zweiten Schritt müssen die mögli-chen Wettbewerbswirkungen auf den deutschen Gas-markt ermittelt werden. Zum Schluss bedarf es noch derÜberprüfung, ob die geplante Investition eines Gasnetz-betreibers unterbleiben würde, wenn keine befristete Aus-nahme von der Regulierung zugelassen wird. Hierbeimuss auch untersucht werden, ob nicht andere Unterneh-men bereit wären, die Investition bei einem reguliertenZugang zu tätigen. Grundsätzlich ist auch zu hinterfragen,ob nicht der Netzausbau unter die Generalklausel des § 11Abs. 1 EnWG fällt, wonach die Betreiber von Energiever-sorgungsnetzen verpflichtet sind, das Versorgungsnetzbedarfsgerecht, d. h. nachfrageorientiert, auszubauen, so-weit dies wirtschaftlich zumutbar ist.

515. Die Prüfung der bislang gestellten Anträge vonE.ON und Wingas auf Freistellung von der Regulierunggemäß § 28a EnWG ist von der Bundesnetzagentur ent-sprechend sorgfältig vorzunehmen.476 Zur Erhöhung derRechtssicherheit ist die Bundesnetzagentur dazu angehal-ten, die gesetzlich vorgegebenen Voraussetzungen zukonkretisieren und zu veröffentlichen.

4.2.3 Netzentgeltregulierung

4.2.3.1 Rechtsrahmen und Ergebnisse

516. Mit dem neuen Energiewirtschaftsrecht erfolgteder Übergang von der bloßen Missbrauchsaufsicht zu ei-ner kostenorientierten Ex-ante-Entgeltregulierung für dieBetreiber von Gasversorgungsnetzen.477 Die Bedingun-gen zur Bildung der Netzentgelte sind in § 21 EnWG all-gemein verbindlich für die Elektrizitäts- und Gasnetzbe-treiber geregelt. § 23a EnWG enthält die Vorschriften fürdas von der Bundesnetzagentur und den Landesregulie-rungsbehörden durchzuführende Genehmigungsverfah-ren. Die Regelungen zur Netzentgeltbildung führen dieGrundsätze der Netzregulierung fort, wonach die erhobe-nen Entgelte für den Netzzugang angemessen, diskrimi-nierungsfrei und transparent sein sollen. Weiterhin dürfennach dem Gleichbehandlungsgrundsatz die von den Netz-betreibern zu erhebenden Entgelte gegenüber Drittennicht ungünstiger sein als diejenigen Kosten, die beiRechnungstellung innerhalb des eigenen Konzernverbun-des erhoben werden. Im Sinne des Als-ob-Wettbewerbs-gedankens der Regulierung sind die Kosten eines effi-zienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers alsGrundlage für die Entgeltbildung heranzuziehen, unterBerücksichtigung einer angemessenen, wettbewerbsfähi-gen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetztenKapitals. Im Rahmen der kostenorientierten Entgeltbil-dung finden Kosten, die im Wettbewerb nicht durchsetz-bar wären, keine Berücksichtigung. Die genehmigtenNetzentgelte stellen Höchstpreise dar, die im Genehmi-gungszeitraum nicht überschritten werden dürfen.

517. Die Ermittlung der Netzentgelte erfolgt anhand derBerechnung der Netzkosten nach den §§ 4 bis 10 GasNEV.Die Netzkosten setzen sich gemäß § 4 Abs. 2 GasNEVaus den aufwandsgleichen Kosten nach § 5 GasNEV, denkalkulatorischen Abschreibungen nach § 6 GasNEV, derkalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 7 Gas-NEV und den kalkulatorischen Steuern nach § 8 GasNEVunter Abzug der kostenmindernden Erlöse und Erträgenach § 9 GasNEV zusammen. Nach § 4 Abs. 1 GasNEVsind die bilanziellen und kalkulatorischen Kosten einesNetzbetreibers nur insoweit anzusetzen, als sie den Kos-ten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netz-betreibers entsprechen.

473 Vgl. auch BNetzA, Monitoringbericht 2007, S. 108.474 Vgl. Monopolkommission, Sondergutachten 43, Baden-Baden 2006,

Tz. 184.475 Vgl. auch Richtlinie 2004/67/EG des Rates vom 26. April 2004 über

Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung,ABl. EU Nr. L 127 vom 29. April 2004, S. 92.

476 Der Antrag von E.ON wurde wegen Unzulässigkeit zurückgewiesenda nach Auffassung der Bundesnetzagentur nur der Betreiber derspäteren Infrastruktur und nicht der bloße Eigentümer oder Investorantragsbefugt ist. Vgl. hierzu BNetzA, Beschluss vom 27. August2007, BK7-07-013.

477 Zur möglichen Ausnahme überregionaler Ferngasnetzbetreiber, dieim Leitungswettbewerb stehen, vgl. Abschnitt 4.2.3.3.


518. Die Vorgehensweise bei der Ermittlung derNetzentgelte erfolgt mehrstufig, wobei zunächst die anre-chenbaren Kosten auf Grundlage des Tätigkeitsberichtsdes Netzbetreibers und der Bestimmungen der Netzent-geltverordnung festgestellt werden. Daran anschließendfindet die Verteilung der Kosten auf die Kostenstellen undKostenträger statt. Schließlich werden die Netzentgelteauf Basis der Kostenträger ermittelt. Nach Feststellungdes genehmigungsfähigen Entgeltes durch die Regulie-rungsbehörden erhalten die Netzbetreiber Gelegenheit zueiner Stellungnahme, um eventuelle Diskrepanzen zwi-schen dem beantragten und dem genehmigungswürdigenNetzentgelt zu begründen. Werden die beantragtenNetzentgelte im Genehmigungsverfahren durch die zu-ständige Regulierungsbehörde gekürzt, so sind die bisherverlangten Netzentgelte unverzüglich auf das genehmigteNiveau abzusenken. Zum Abschluss des Verfahrens ha-ben die Netzbetreiber ein Preisblatt mit den geltenden Ta-rifen zu erstellen, welches anschließend an die zuständigeRegulierungsbehörde zu übersenden und danach im Inter-net zu veröffentlichen ist. Dem Transparenzgedanken fol-gend, veröffentlichen die Regulierungsbehörden alle ge-nehmigten Netzentgelte und die in der Praxis zentralenPrüfungskriterien.478

519. Zur näheren Bestimmung einer effizienten Entgelt-bildung auf Basis der ermittelten Netzkosten hat die Bun-desnetzagentur vor Genehmigung der Netzentgelte erst-malig ein Vergleichsverfahren gemäß § 21 Abs. 1 Satz 1GasNEV durchgeführt.479 Neben der Feststellung des all-gemeinen Ausgangsniveaus soll mit dem Vergleichsver-fahren gewährleistet werden, dass sich die (beantragten)Netzentgelte an den Kosten der effizienten Betriebsfüh-rung eines strukturell vergleichbaren Netzbetreibers ori-entieren. Der Vergleich kann sich hierbei auf die bislangerhobenen Netzentgelte, die Erlöse oder die Kosten be-ziehen.480 Die Ergebnisse des Verfahrens wurden gemäß§ 21 Abs. 4 EnWG bei der Genehmigung der beantragtenEntgelte berücksichtigt. Zur Durchführung des Vergleichswurden die Netzbetreiber anhand ihrer Absatzdichte undihrer gebietsstrukturellen Lage in verschiedene Klasseneingeteilt. Anhand weiterer Vergleichskennzahlen, wiez. B. der Kosten des Netzbetriebs pro Kilometer Lei-tungslänge, wurden die Netzbetreiber weiter differenziert,so dass ein Vergleich der Kosten unabhängig von der Un-ternehmensgröße möglich wurde. Von einer Unterteilungnach Druckstufen wurde abgesehen. Zur Beurteilung derEffizienz eines Netzbetreibers zog die Bundesnetzagentur

wie auch im Elektrizitätsbereich die Kosten des Netzbe-triebs als maßgebliches Kriterium heran.

520. Die Bundesnetzagentur forderte im Oktober 2005die Betreiber von Gasversorgungsnetzen zur Übermitt-lung der vorgegebenen Daten zum Geschäftsjahr 2004bzw. zum Zeitpunkt des 31. Dezember 2004 auf. Die Er-gebnisse des Vergleichsverfahrens zum Gasmarkt wurdenam 30. März 2006 im Rahmen einer Konsultationsveran-staltung den Gasnetzbetreibern präsentiert und am25. August 2006 im Amtsblatt offiziell veröffentlicht. DieErgebnisse des Vergleichsverfahrens zeigen, dass inner-halb einer Strukturklasse große Kostenunterschiede zwi-schen den Betreibern von Gasversorgungsnetzen beste-hen. So liegen z. B. in der Kategorie „Belegenheit West/Absatzdichte niedrig“ die Kosten pro Kilometer Lei-tungslänge in einem Intervall von 1 773 bis 27 711 Euro,bei einem Median von 5 519 Euro. Die Spannbreite dererhobenen Kosten liegt hier bei 1 560 Prozent. Die ge-ringsten Unterschiede ergeben sich in der Kategorie „Be-legenheit Ost/Absatzdichte hoch“. Der Unterschied zwi-schen dem kostenniedrigsten und dem kostenintensivstenNetzbetreiber bemisst sich dabei auf das Zweieinhalbfa-che. Die Abweichung vom Median beträgt in dieser Kate-gorie noch etwa 80 Prozent. Auffällig ist sicherlich derUmstand, dass die Abweichungen unabhängig von derAbsatzdichte bei den „ostdeutschen“ Netzbetreibern ge-ringer ausfallen als die Abweichungen bei den „westdeut-schen“ Netzbetreibern. Angesichts der Resultate des Ver-gleichsverfahrens stellte die Bundesnetzagentur fest, dassdie Bandbreite der Kosten innerhalb einer Strukturklasseweniger auf exogene Einflüsse zurückzuführen ist alsvielmehr auf bestehende Ineffizienzen im Netzbetrieb.

521. Zur Steigerung der Transparenz und zum Vergleichspäter erhobener Daten führte die Bundesnetzagentur vorGenehmigung der ersten Netzentgeltanträge im Rahmenihres Monitorings auch eine Erhebung des Einzelhandels-preisniveaus und der Preisbestandteile mit Stand vom1. April 2006 durch.481 Die Abfrage umfasste die Euro-stat-Kundenkategorien I4-1 (große Industriekunden, Jah-resverbrauch 116 300 MWh/Jahr, jährliche Inanspruch-nahme 250 Tage), I1 (mittlere und kleine Industriekun-den, Jahresverbrauch 116,3 MWh) und D3 (HuK-Kunden, Jahresverbrauch 23 260 kWh). Es zeigte sich,dass der Gesamtpreis um so niedriger ist, je höher die ab-genommene Menge und je geringer die Zahl der in An-spruch genommen Netzebenen ist. Der Einzelhandels-preis für eine Kilowattstunde Gas ist demnach für großeIndustriekunden am geringsten und für HuK-Kunden amhöchsten. Der Anteil der Netzkosten beträgt je nach Ab-nehmerfall zwischen 4 und 18 Prozent (vgl. Tabelle 4.3).

522. Auf Basis der Ergebnisse des ersten Vergleichsver-fahrens und der damit einhergehenden Vermutung überdie momentane Effizienzsituation im deutschen Gasmarktfand eine erste Genehmigungsrunde der Netzentgeltestatt. Die Genehmigung der beantragten Netzentgelte er-folgte dabei in zwei Schritten: In einem ersten Schritt

478 Zu den Prüfungskriterien vgl. Positionspapier der Regulierungsbe-hörden und der Länder zu Einzelfragen der Kostenkalkulation gemäßGasnetzentgeltverordnung, in: Zeitschrift für Neues Energierecht,Jg. 10, 2006, S. 125–129; BNetzA, Beschluss vom 2. Mai 2007,BK9-07/601-1, ABl. Nr. 9 vom 9. Mai 2007, S. 1940–1946,1959–1978.

479 Vgl. BNetzA, Veröffentlichung der Ergebnisse der Vergleichsverfah-ren Strom und Gas gemäß § 22 Abs. 1 Satz 3 StromNEV und § 21Abs. 1 Satz 2 GasNEV, ABl. Nr. 5 vom 8. März 2006, S. 749; BNetzA,Vergleichsverfahren Strom und Gas, ABl. Nr. 17 vom 30. August2006, S. 2602–2608. Zum kostenorientierten Benchmarkverfahrenvgl. auch Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005, Tz. 1172.

480 Vgl. § 21 Abs. 2 Satz 1 GasNEV. 481 Vgl. Tz. 461; BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 82 ff., 107 ff.


wurde eine Vollständigkeitsprüfung der eingereichtenUnterlagen durch die Regulierungsbehörden vorgenom-men. Die Prüfung auf Vollständigkeit ist insoweit von Be-deutung, als die sechsmonatige Entscheidungsfrist derRegulierungsbehörden erst nach Eingang der vollständi-gen Unterlagen beginnt.482 In einem zweiten Schritt folgtedie Prüfung und Plausibilierung der eingegangen Datenmit dem Bescheid über das genehmigte Netzentgelt alsResultat.

Ta b e l l e 4 . 3

Gaspreis und Netzkosten 2007(Vergleichswerte von 2006 in Klammern)

Quelle: BNetzA, Monitoringbericht 2007, Tabelle 33, S. 111; BNetzA,Monitoringbericht 2006, S. 82

523. Die Betreiber von Gasversorgungsnetzen hattenauf Basis der Bestimmungen zur kostenorientiertenNetzentgeltregulierung gemäß der nach § 118 Abs. 1bEnWG geltenden Übergangsregelung erstmals spätestenszum 30. Januar 2006 ihre Netzentgelte auf Basis der Ge-schäftsdaten von 2004 zu beantragen. Bei der Bundesnetz-agentur gingen schließlich insgesamt 217 Anträge aufGenehmigung allgemeiner Netzentgelte nach § 23aEnWG ein, wovon 70 Verfahren aufgrund der originärenZuständigkeit der Bundesnetzagentur und 147 Verfahrenim Wege der Organleihe zu prüfen waren. Darüber hinausgab es 13 Anzeigen zur Netzentgeltbildung nach § 3 Abs. 2GasNEV.483 Alle übrigen Anträge der über 700 Gasnetz-betreiber wurden aufgrund ihrer originären Zuständigkeitvon den Landesregulierungsbehörden geprüft. Unter demVorbehalt des Widerrufs gelten alle von der Bundesnetza-gentur genehmigten Netzentgelte bis zum 31. März2008.484 Nachdem sich die Einführung der Anreizregulie-rung auf den 1. Januar 2009 verzögert, wird eine zweiteKostenprüfungsrunde notwendig, die gleichzeitig denAusgangspunkt für die anreizorientierte Regulierung derNetzentgelte bildet. Die Betreiber von Gasversorgungs-netzen hatten hierzu bis zum 30. September 2007 einenneuen Antrag auf Genehmigung des Netzentgeltes nach§ 23a EnWG bei der Bundesnetzagentur zu stellen. Die

Regulierungsbehörden befinden sich derzeit in einer er-neuten Vorbereitungsphase.

524. Aufgrund der Vielzahl der Anträge und der Kom-plexität der Prüfung war es der Bundesnetzagentur erstzum 29. August 2006 möglich, erste Netzentgeltgenehmi-gungen zu erteilen.485 Bis Ende des Jahres 2006 waren esgerade einmal 44 abgeschlossene Verfahren. Allerdingswurden die Anträge der großen Gasnetzbetreiber vorran-gig berücksichtigt, so dass zu diesem Zeitpunkt dieMarktabdeckung über 65 Prozent betrug. Die Prüfung derNetzentgeltanträge ergab dabei eine durchschnittlicheKostenkürzung um über 14 Prozent gegenüber den ur-sprünglich beantragten Netzentgelten, womit die Ineffizi-enzvermutung aus dem Vergleichsverfahren bestätigtwurde (vgl. Abbildung 4.6).486 Die höchste Kürzung einesbeantragten Netzentgelts betrug 32 Prozent. Nur sehr we-nige Anträge seitens der Netzbetreiber wurden nahezu an-tragsgemäß genehmigt. Die Kostenkürzung aller bean-tragten Netzentgelte betrug gut 12 Prozent. DieKürzungen der Landesregulierungsbehörden fielen ten-denziell niedriger aus.487 Die Bundesnetzagentur beziffertdas Volumen der Netzentgeltkürzungen in diesem erstenGenehmigungsverfahren auf insgesamt 2,5 Mrd. Euro,wovon etwa 2 Mrd. Euro auf den Elektrizitätssektor undetwa 500 Mio. Euro auf den Gasbereich entfallen.488 Ur-sprünglich war im Gasbereich von einer Minderung umetwa 800 Mio. Euro die Rede gewesen. Die vorgenomme-nen Kürzungen der beantragten Netzentgelte liefern aller-dings keine Aussage darüber, wie sich das absolute Ent-geltniveau der Netzbetreiber entwickelt hat. Inwieweitdie absoluten Netzkosten mit der Prüfung durch die Re-gulierungsbehörden tatsächlich sinken, wird das zweiteEntgeltgenehmigungsverfahren zeigen. Der Gaspreis istaufgrund der gestiegenen Gasbezugskosten inklusive Ver-sorgungsmarge und Steuern im Durchschnitt gestiegen.Die Kürzung der Netzentgeltanträge führte daher im Zeit-ablauf nicht zu einer Preisreduzierung, sondern nur zu ei-ner Dämpfung des Preisanstiegs.

4.2.3.2 Problembereiche des ersten Genehmigungsverfahrens

525. Neben der allgemeinen Problematik einer kosteno-rientierten Netzentgeltregulierung hat sich nach Ansichtder Monopolkommission insbesondere das Genehmi-gungsverfahren als wesentliches Problemfeld erwiesen(vgl. Tabelle 4.4).489 Sowohl die Vielzahl der Netzentgelt-anträge als auch die knapp bemessene Vorbereitungszeitder Bundesnetzagentur, der Landesregulierungsbehörden

482 Vgl. § 23 Abs. 4 Satz 3 Nr. 2 EnWG.

Kate-gorie

Gesamtpreis in ct/kWh

Netzkosten in ct/kWh

Anteil der Netzkosten

in %

I4-1 4,23(4,28)

0,17 (0,30)

4,02(7,01)

I1 5,74(5,67)

0,93(1,03)

16,20(18,17)

D3 6,57 (6,14)

1,20 (1,35)

18,26(21,99)

483 Vgl. dazu Abschnitt 4.2.3.3.484 Die von den Landesregulierungsbehörden genehmigten Zeiträume

fielen hingegen zum Teil unterschiedlich aus.

485 Vgl. BNetzA, Pressemitteilung „Erste Genehmigung von Gas-netzentgelten“ vom 30. August 2006.

486 Vgl. auch BNetzA, ABl. Nr. 24 vom 20. Dezember 2006, S. 3845.487 Vgl. z. B. Energiebericht 2006 der Hessischen Landesregierung, S. 39.488 Vgl. o.V., Netzagentur kappt Netzentgelte um 2,5 Milliarden Euro,

Gaskunden sollen Lieferanten einfacher wechseln können, Frankfur-ter Allgemeine Zeitung vom 21. August 2007, S. 14.

489 Zum Konzept der kostenorientierten Netzentgeltregulierung vgl. Mo-nopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005,Tz. 1171 ff. und Monopolkommission, Hauptgutachten 2000/2001,Baden-Baden 2003, Tz. 782 ff.


A b b i l d u n g 4 . 6

Senkung der Durchleitungsgebühren in Prozent (Stand: 22. Dezember 2006)

Quelle: BNetzA, diverse Pressemitteilungen

Ta b e l l e 4 . 4

Fristen im Netzentgeltgenehmigungsverfahren Gas

Quelle: Eigene Darstellung

29. Juli 2005 Inkrafttreten der Gasnetzentgeltverordnung

30. Januar 2006 Erstes Genehmigungsverfahren nach § 23a EnWG: Frist der Antragstellung auf Genehmigung der Netzentgelte, sechsmonatiger Prüfungszeitraum bei Einreichung aller Unterlagen

29. August 2006 Erste Genehmigung von Netzentgelten nach §23a EnWG, Genehmigung erteilt bis zum 31. März 2008

September 2007 Letzte Genehmigung von Netzentgelten nach § 23a EnWG, Genehmigung erteilt bis zum 31. März 2008

30. September 2007 Zweites Genehmigungsverfahren nach § 23a EnWG: Frist der Antragstellung auf Genehmigung der Netzentgelte, sechsmonatiger Prüfungszeitraum bei Einreichung aller Unterlagen

1. April 2008 Geltung der neuen Netzentgelte bis zum 31. Dezember 2008

1. Januar 2009 Voraussichtlicher Beginn der Anreizregulierung

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44

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20

25

30


und der Netzbetreiber führten letztlich zu erheblichenVerzögerungen im Genehmigungsverfahren. Die Bundes-netzagentur hatte in dieser ersten Prüfungsrunde insge-samt knapp 220 Anträge zu bearbeiten (vgl. Tabelle 4.5).Bereits im Vorfeld der Netzentgeltprüfung hat die Be-hörde neben der Durchführung eines einfachen Effizienz-vergleichs der Netzbetreiber die zentralen Prüfungskrite-rien und die Form, den Inhalt sowie den Umfang deranzugebenden Daten festgelegt.490 Letztlich war es derBundesnetzagentur aber nicht möglich, eine eingehendeEffizienzprüfung der Netzbetreiber im Sinne des Als-ob-Wettbewerbsgedankens der Regulierung vorzunehmen.491

Für die Regulierungsbehörden ist die periodenmäßigeKostenprüfung besonders aufwendig und mit erhebli-chem Personaleinsatz verbunden, wobei die asymmet-

risch verteilte Informationslage zwischen Regulierer undreguliertem Netzbetreiber eine sachgerechte Entgeltfest-setzung zusätzlich erschwert. Aufgrund der vielfältigenDetailregelungen und der Prüfung von mehreren hundertGasnetzbetreibern sei deshalb eine Konzentration auf diezentralen Prüfungskomplexe angezeigt gewesen. Wedereine umfassende Detailprüfung mit Vor-Ort-Prüfungennoch eine Berücksichtigung der zahlreichen unterneh-mensindividuellen Besonderheiten sei deshalb möglichgewesen. Die Prüfung der Netzentgelte konzentrierte sichdaher in erster Linie auf die mögliche Abweichung zwi-schen geltend gemachten Plan- und Istwerten, auf diePersonalzusatzkosten, auf die kalkulatorische Bewertungdes Sachanlagevermögens, auf die getätigten Netzkäufe,auf die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung und aufdie Gewerbesteuer.

526. Die Prüfung der beantragten Netzentgelte war nachEingang der vollständigen Unterlagen innerhalb vonsechs Monaten durchzuführen. Allerdings bedurfte es beieiner Vielzahl von Anträgen der Nachforderung notwen-diger Daten. Die Behörde hatte Mitte 2006 alle Antrag-steller auf die Unvollständigkeit ihrer Ende Januar/An-fang Februar 2006 eingegangenen Anträge und auf dieUnwirksamkeit der in § 23 Abs. 4 Satz 2 EnWG geregel-

490 Vgl. Positionspapier der Regulierungsbehörden und der Länder zuEinzelfragen der Kostenkalkulation gemäß Gasnetzentgeltverord-nung, in: Zeitschrift für Neues Energierecht, Jg. 10, 2006, S. 125 bis129; BNetzA vom 2. Mai 2007, BK9-07/601-1, ABl. Nr. 9 vom9. Mai 2007, S. 1940 bis 1946 und 1959 bis 1978.

491 Vgl. BNetzA, Jahresbericht 2006, S. 146 f.; Positionspapier der Re-gulierungsbehörden und der Länder zu Einzelfragen der Kostenkal-kulation gemäß Gasnetzentgeltverordnung, in: Zeitschrift für NeuesEnergierecht, Jg. 10, 2006, S. 125-129. Vgl. auch § 21 Abs. 2 Satz 2EnWG.

Ta b e l l e 4 . 5

Zahl der Netzentgeltanträge im ersten Verfahren nach § 23a EnWG


Zuständigkeit Elektrizität Gas

Bundesnetzagentur

originäre Zuständigkeit 101 70

Organleihe 155 147

Landesregulierungsbehörde

Baden-Württemberg 117 100

Bayern 217 97

Brandenburg 26 28

Hamburg 0 0

Hessen 35 41

Nordrhein-Westfalen 88 124

Rheinland-Pfalz 64 33

Saarland 16 20

Sachsen 30 37

Sachsen-Anhalt 23 26

Gesamt 872 723


ten „Genehmigungsfiktion“ hingewiesen.492 In einigenFällen wurden förmliche Anhörungen durchgeführt, inderen Rahmen einige Netzbetreiber die ursprünglich gel-tend gemachten Kosten im Hinblick auf das genehmi-gungswürdige Kostenniveau deutlich reduziert haben.Die tatsächliche prozentuale Kürzung durch die Bundes-netzagentur ist daher zum Teil geringer ausgefallen alsgegenüber dem ursprünglichen Antrag.

527. Erst im Spätsommer 2007, also etwa 19 Monatenach der gesetzlich verpflichtenden Antragstellung,konnte das erste Genehmigungsverfahren abgeschlossenwerden. Aber auch die Landesregulierungsbehörden wa-ren erst nach der Prüfung der Netzentgelte der Elektrizi-tätsnetzbetreiber im Frühjahr 2007 in der Lage, dieNetzentgeltanträge der Gasnetzbetreiber zu prüfen. DieGasnetzbetreiber konnten weiterhin bis zur Genehmigungihres Entgeltantrags Gewinne auf Basis der alten Durch-leitungsgebühren erzielen. Eine Rückwirkung des geneh-migten Entgelts auf den Zeitpunkt der Antragstellungwurde nicht vorgenommen.493 Der Wettbewerb im Gas-markt hat sich durch das langwierige Genehmigungs-verfahren weiter verzögert, so dass es den Netznutzernaufgrund der Vielzahl ausstehender Netzentgeltgenehmi-gungen nicht möglich war, Angebote für Kunden außer-halb ihres Stammgebietes zu machen. Potentiellen Händ-lern wurde gar die Möglichkeit zum Markteintrittgenommen. Das originäre Diskriminierungspotential derNetzbetreiber, also unterschiedliche Netzentgelte vongleichartigen Netznutzern zu verlangen, ist aufgrund derjederzeitigen Überprüfungs- und Sanktionsmöglichkei-ten durch die Regulierungsbehörden gering. In der Praxisist zumindest bislang kein solcher Diskriminierungsfallbekannt. Die nicht verbindliche eigentumsrechtlicheTrennung von Netz und Betrieb hat zudem zur Folge,dass die Senkung der Durchleitungsgebühren zumindestbei konzerverbundenen Unternehmen nicht automatischan die Endverbraucher weitergereicht wird. So ist eineKompensation für die gesunkenen Netzentgelte durchkonzerninterne Verhandlungen der vor- und nachgelager-ten Wirtschaftseinheiten vorstellbar. Die Prüfung desGroßhandels- und des Endverbraucherpreises auf Miss-bräuchlichkeit obliegt letztlich den Kartellbehörden.

528. Eine wettbewerbspolitische Aussage über das ge-genwärtige Niveau der Netznutzungsentgelte und derenSenkungspotential ist bislang nur eingeschränkt möglich.Für die Beurteilung der Angemessenheit angesetzterNetzentgelte ist zu prüfen, wie der gegenwärtige Netzzu-stand im Sinne der Versorgungssicherheit bzw. -qualitätist. Im Rahmen der gegenwärtigen Kostenprüfung attes-tiert die Bundesnetzagentur der deutschen Gaswirtschaftein leistungsstarkes, modernes Netz, welches im europäi-

schen Vergleich durch wenige Versorgungsunterbrechun-gen gekennzeichnet ist. Die Netznutzungsentgelte für Gasliegen auch aufgrund erheblicher Investitionen in einehohe Versorgungsqualität über dem EU-Durchschnitt imoberen Drittel. Jedoch schwankt die Höhe der Netzinves-titionen im Zeitablauf beträchtlich. Während im Jahr2000 2,13 Mrd. Euro von den deutschen Gasunternehmeninvestiert wurden, beliefen sich die Investitionen im Jahr2004 auf 1,56 Mrd. Euro. Im Jahr 2006 wurden etwa1,90 Mrd. Euro aufgewendet. Weit über die Hälfte derAufwendungen stellen Investitionen in das Leitungsnetzdar, während sich der restliche Teil auf Speicheranlagen,Exploration, Produktion und Sonstiges verteilt.494 Alsmögliche Ursachen für die ungleichmäßige Investitions-neigung sind der allgemein zyklische Verlauf von Inves-titionen, die historische und aktuelle Marktordnung, dieRationalisierungsbestrebungen der Gasversorgungunter-nehmen und die Wiedervereinigung 1989 zu nennen.495

Im Rahmen der Vorbereitung auf die kommende Anreiz-regulierung gilt es seitens der Bundesnetzagentur genauzu prüfen, welches Qualitätsniveau zukünftig als wün-schenswert gesehen wird und wie sichergestellt werdenkann, dass von den Netzbetreibern hinreichend Investitio-nen in den Erhalt und Ausbau der Netzinfrastruktur getä-tigt werden.496

529. Da sowohl die Bundesnetzagentur als auch dieLandesregulierungsbehörden in den Prozess der kosten-orientierten Netzentgeltprüfung eingebunden sind, isteine Abstimmung zur Sicherstellung eines bundeseinheit-lichen Vollzugs unabdingbar. Neben der Bildung einesLänderausschusses wurde der Arbeitskreis „Netzent-gelte“ zur einheitlichen Prüfung der Netzgeltanträge ge-gründet.497 Sechs der Bundesländer haben auf dem Wegeder Organleihe ihre Kompetenzen auf die Bundesnetza-gentur übertragen.498 Die übrigen Landesregulierungsbe-hörden sehen sich aufgrund der Komplexität der Verfah-ren und der geringen verfügbaren Personalressourcen vorgroße Herausforderungen gestellt. Während allerdings ineinigen Bundesländern die Genehmigungsverfahren wei-testgehend zügig abgeschlossen wurden, kam es in ande-ren Bundesländern zu erheblichen Verzögerungen, sodass zum Teil eine lange Zeit überhaupt keine Genehmi-gungen ergingen. So waren z. B. bis Mitte Mai 2007 vonder Landesregulierungsbehörde Baden-Württemberg17 von 100, von der Landesregulierungsbehörde Sachsenzwei von 37 und von der LandesregulierungsbehördeBrandenburg 0 von 28 Anträgen von Gasnetzbetreiberngeprüft und genehmigt. Die von den Landesregulierungs-

492 Danach gelten die beantragten Netzentgelte unter dem Vorbehalt desWiderrufs für einen Zeitraum von einem Jahr als genehmigt, soferndie Regulierungsbehörde innerhalb von sechs Monaten nach Vorlie-gen der vollständigen Unterlagen keine Entscheidung über das bean-tragte Entgelt trifft.

493 Vgl. OLG Düsseldorf, Beschluss vom 29. Mai 2007, VI-3 289/06Kart. Danach ist die Entgeltgenehmigung nach § 23a EnWG rück-wirkungsfähig.

494 Vgl. BGW, „Wirtschaftsfaktor Erdgasbranche“, Fakten, März 2007,S. 11.

495 Zum historischen Abriss der Energiewirtschaft vgl. Abschnitt 2.1.Allgemein haben Unternehmen in einem kostenorientierten Regulie-rungsregime einen Anreiz zur Überkapitalisierung. Vgl. dazu aus-führlich Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005, Tz. 1171 ff.; Monopolkommission, Hauptgutachten2000/2001, Baden-Baden 2003, Tz. 782 ff.

496 Zur Berücksichtigung von Investitionen im Zuge der kommendenAnreizregulierung vgl. Abschnitt 5.2.4.

497 Vgl. auch § 60a Abs. 1 EnWG.498 Im Einzelnen: Berlin, Bremen, Mecklenburg-Vorpommern, Nieder-

sachsen, Schleswig-Holstein und Thüringen.


behörden vorgenommenen Kürzungen der Netzentgeltefallen auch in vermeintlich gebietsstrukturell ähnlichenGebieten zum Teil erheblich unterschiedlich aus. Insbe-sondere die Regelungsinhalte zur Bestimmung der kalku-latorischen Restwerte des Sachanlagevermögens gemäß§ 32 Abs. 3 GasNEV zeigen sich für die Behördenschwer handhabbar. Aber auch die Berechnung der Ei-genkapitalverzinsung, die Berücksichtigung der Gewer-besteuer und von Plan-Ist-Abweichungen werfen zumTeil methodische Detailfragen auf, die nicht immer ein-heitlich beantwortet werden.

530. Dass Unterschiede in der Regulierungspraxis zwi-schen der Bundesnetzagentur und den Landesregulie-rungsbehörden bestehen, zeigt die Entscheidungspraxisder Gerichte im Elektrizitätsbereich. Während allerdingsdie Entgeltgenehmigungspraxis der Bundesnetzagenturim Elektrizitätsbereich vor Gericht bislang Bestätigungfand, wurden bereits mehrere Netzentgeltbescheide derLandesregulierungsbehörden für ungültig erklärt.499 DasOberlandesgericht Naumburg hob bereits Mitte April2007 einen Bescheid der LandesregulierungsbehördeSachsen-Anhalt auf.500 Das Oberlandesgericht Koblenzerklärte im Mai 2007 drei Netzentgeltbescheide derLandesregulierungsbehörde Rheinland-Pfalz für ungül-tig.501 Jedoch zeigt sich die Entscheidungspraxis der Ge-richte bei der Bestimmung der anrechenbaren Kosten derNetzbetreiber ebenfalls zum Teil unterschiedlich. Da diePrüfungen im Gasbereich tendenziell den Prüfungen imElektrizitätsbereich zeitlich folgen, ist für die Zukunft imGasbereich ebenfalls mit (divergierenden) Aufhebungs-beschlüssen durch die Gerichte zu rechnen. Bis Ende desJahres 2006 hatten bereits sieben Betreiber von Gasver-sorgungsnetzen gegen die von der Bundesnetzagentur er-gangenen Netzentgeltbescheide Beschwerde beim Ober-landesgericht Düsseldorf eingereicht.502

531. Die Regulierung der Netzentgelte hat sich vor demHintergrund der sektorspezifischen Besonderheiten desGasmarktes als äußerst komplex erwiesen. Die mit demersten Genehmigungsverfahren verbundene Rechtsun-sicherheit ist zweifelsohne groß. Gleichwohl hat die bis-herige kostenorientierte Regulierung der Netzentgelte ge-zeigt, dass ein erhebliches Senkungspotential besteht. Diedurchaus positiven Erfahrungen, welche mit der bisheri-gen Netzentgeltregulierung gemacht worden sind, solltenfür eine sektoradäqaute Ausgestaltung der kommendenAnreizregulierung genutzt werden. Die weitreichendenMöglichkeiten der Landesregulierungsbehörden zurDurchführung eigener Effizienzvergleiche und Festle-gung eigener Effizienzvorgaben im Rahmen der ab 2009beginnenden Anreizregulierung sieht die Monopolkom-mission dennoch mit Sorge. Die Zusammenarbeit zwi-

schen der Bundesnetzagentur und den Landesregulie-rungsbehörden ist über den Länderausschuss und diediversen Arbeitskreise weiter zu intensivieren. Weiterhinsind die Ressourcen insbesondere der Landesregulie-rungsbehörden zu verstärken. Eine weitere Verzögerungbei der Einführung der Anreizregulierung ist unbedingtzu vermeiden.

4.2.3.3 Wettbewerb auf der Fernleitungsebene

532. Die Betreiber überregionaler Gasfernleitungsnetzekönnen die Entgelte für die Nutzung der Fernleitungs-netze abweichend vom Prinzip der kostenorientiertenEntgeltbildung nach Maßgabe des § 19 GasNEV bilden,wenn das Fernleitungsnetz zu einem überwiegenden Teilwirksamem bestehendem oder potentiellem Leitungs-wettbewerb ausgesetzt ist. Voraussetzung für die Feststel-lung von wirksamem bestehendem oder potentiellemWettbewerb ist nach § 3 Abs. 2 Satz 2 GasNEV entweder,dass die überwiegende Zahl der Ausspeisepunkte des je-weiligen Netzes in Gebieten liegt, die auch über überregi-onale Fernleitungsnetze anderer Gasnetzbetreiber erreichtwerden oder unter kaufmännisch sinnvollen Bedingungenerreicht werden können, oder, dass die überwiegendeMenge des transportierten Erdgases in Gebieten ausge-speist wird, die auch über überregionale Fernleitungs-netze anderer Gasnetzbetreiber erreicht werden oder unterkaufmännisch sinnvollen Bedingungen erreicht werdenkönnen. Nach § 19 Abs. 1 GasNEV erfolgt die Bildungder Netzentgelte durch die Bundesnetzagentur auf Basiseines nach § 26 GasNEV geregelten Vergleichsverfahren.Der jährlich vorzunehmende Vergleich der Fernleitungs-netzbetreiber kann sich auf einen Vergleich mit Netzbe-treibern in anderen Mitgliedsstaaten der EuropäischenUnion erstrecken. Für die Durchführung des Vergleichshaben die Netzbetreiber der Bundesnetzagentur im We-sentlichen nur ihre Erlöse des Vorjahres und die durchWeiterverteiler und Letztverbraucher entnommene Jah-resarbeitsmenge mitzuteilen.

533. Im Rahmen der Zweiten Novellierung des Energie-wirtschaftsgesetzes hatte sich die Monopolkommissionbereits im letzten Hauptgutachten mit dem Tatbestand des§ 3 Abs. 2 GasNEV befasst.503 Sie kam zu dem Schluss,dass die dort für die Ferngasnetzbetreiber verankerte Aus-nahme von der kostenorientierten Entgeltregulierungnach § 21 Abs. 2 EnWG und der voraussichtlich 2009 be-ginnenden Anreizregulierung nach § 21a EnWG kritischzu sehen ist. Die vom Verordnungsgeber nicht näher be-gründete Annahme, dass auf der Ebene der überregiona-len Gasfernleitungsnetze tatsächlicher oder potentiellerLeitungswettbewerb vorliegt, wodurch eine Regulierungder Durchleitungsgebühren nicht erforderlich ist, kann inAnbetracht der derzeitigen Marktsituation nicht nachvoll-zogen werden und würde die wettbewerbliche Wirkungdes implementierten Entry-Exit-Modells beschränken.504

499 So wurde am 21. Juli 2006 ein Eilantrag eines Elektrizitätsnetzbetrei-bers vom OLG Düsseldorf abgelehnt. Vgl. OLG Düsseldorf, Be-schluss vom 29. Mai 2007, VI-3 289/06 Kart.

500 OLG Naumburg, Beschluss vom 16. April 2007, W 25/6 Kart.501 Vgl. OLG Koblenz, Beschluss vom 4. Mai 2007, W 595/6 Kart; OLG

Koblenz, Beschluss vom 4. Mai 2007, W 605/6 Kart; OLG Koblenz,Beschluss vom 4. Mai 2007, W 621/6 Kart.

502 Vgl. BNetzA, Jahresbericht 2006, S. 156.

503 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Ba-den 2006, Tz. 36 f.

504 Vgl. Begründung zu § 3 Abs. 2 GasNEV, Bundesratsdrucksache 247/05vom 14. April 2005, S. 25 f.


Für die Gasfernleitungsnetze treffen die gleichen ökono-mischen Grundsätze zu, wie sie auch für die regionalenund lokalen Weiterverteilernetze gelten. Demnach stellendie Gasfernleitungsnetze (noch) ein resistentes natürli-ches Monopol dar.505 Die Netzgebiete der überregionalenFerngasgesellschaften sind entlang der ehemaligen De-markationslinien voneinander abgegrenzt. Ein Gashänd-ler hat daher nur im Ausnahmefall die Wahl zwischenmehreren Netzbetreibern. Die bisweilen vorgebrachtenEinwendungen, dass es in der Vergangenheit durchaus zuparallelem Leitungsbau und zum Stichleitungsbau kamund folglich keine relevanten strukturellen Markteintritts-barrieren im Bereich der Gasfernleitungsnetze bestehenwürden, treffen so nicht zu. Die in der Vergangenheit auf-gebaute Transport- und Speicherinfrastruktur durch dieWingas diente vorrangig dem konzerninternen Versor-gungsinteresse der Wingas Muttergesellschaft BASF. Bisauf diese historische Ausnahmesitutation hat es seit derLiberalisierung keinen signifikanten parallelen Leitungs-bau mehr gegeben. Zudem kam es nur sehr vereinzeltzum Stichleitungsbau. Die durch das Wingas-Netz räum-lich begrenzte Leitungsparallelität reicht jedoch als allei-nige Rechtfertigung für die Ausnahme von der kosten-orientierten Entgeltregulierung nicht aus. Selbst beiteilweise sich überlappenden Netzen ist eher von strategi-schem Parallelverhalten auszugehen als von einem Lei-tungswettbewerb zwischen den Netzbetreibern. Auch diederzeitige Struktur des deutschen Gasmarktes mit seinenderzeit 16 Marktgebieten lässt einen wirksamem Wettbe-werb zwischen den Ferngasnetzbetreibern nicht vermuten.

534. Die Monopolkommission hatte sich vor diesemHintergrund dafür ausgesprochen, dass die Bundesnetz-agentur bei der Anwendung des § 3 Abs. 2 GasNEVstrenge Prüfungsmaßstäbe anzulegen hat. Dies giltsowohl bei der vorzunehmenden räumlichen Marktab-grenzung als auch bei den Bestimmungen, wann ein über-regionaler Ferngasnetzbetreiber einem hinreichendemLeitungswettbewerb ausgesetzt ist und wann ein Netzge-biet einer überregionalen Ferngasgesellschaft unter wirt-schaftlich sinnvollen Bedingungen durch überregionaleFerngasnetze anderer Netzbetreiber erreicht werden kann.Nach § 3 Abs. 3 Satz 1 GasNEV kommt den anzeigendenNetzbetreibern die Darlegungs- und Beweislast bei derPrüfung der genannten Voraussetzungen zu. Neben denMindestanforderungen des § 3 Abs. 2 Satz 2 Nr. 1 undNr. 2 GasNEV sind für die Beurteilung, ob ein tatsäch-licher oder potentieller Leitungswettbewerb existiert, ins-besondere

– die Marktanteile der Netzbetreiber und der Netznutzer,

– die bestehenden Netznutzungsverträge zwischen denUnternehmen,

– die bestehenden Transportalternativen im Hinblick aufdie Kapazitätssituation,

– die Erfahrungen der Marktteilnehmer und

– die Verflechtungssituation zwischen den Marktteilneh-mern

als Kriterien heranzuziehen.

535. Ungeachtet der vorgebrachten Einwände hat dieBundesnetzagentur die von den überregionalen Ferngas-netzbetreibern gemäß § 3 Abs. 2 GasNEV eingereichtenAnträge zu prüfen. Die Netzbetreiber hatten bis zum1. Januar 2006 das Vorliegen der Voraussetzungen des § 3Abs. 2 GasNEV gegenüber der Bundesnetzagentur nach-zuweisen. Insgesamt 13 Netzbetreiber haben einen An-trag auf Entgeltbildung nach § 19 GasNEV gestellt.506 Dadie eingegangen Begründungen in keinem Fall ausreich-ten, um eine abschließende Bewertung vorzunehmen,wurden die Ferngasnetzbetreiber zur Beantwortung einesumfangreichen Fragenkatalogs aufgefordert.507 Zeitgleichbefragte die Regulierungsbehörde eine Vielzahl an Gas-händlern, Stadtwerken und Industriekunden zu ihrenpraktischen Wettbewerbserfahrungen auf der überregio-nalen Ferngasebene. Weiterhin vergab die Behörde Gut-achten zu ökonomischen und rechtlichen Fragestellun-gen.

536. In einer ersten Entscheidung hatte die Bundesnetz-agentur am 2. August 2006 die Gas-Union TransportGmbH § Co. KG im Rahmen eines Missbrauchsverfah-rens nach § 30 EnWG dazu verpflichtet, die Entgeltbil-dung nach § 23a EnWG vorzunehmen und zu beantragen,da der Tatbestand des überregionalen Ferngasnetzes nichterfüllt sei.508

537. Entscheidungen in der Hauptsache sind bislangnicht ergangen. Dies ist umso misslicher, als die Fernlei-tungsnetzbetreiber auch zwei Jahre nach Inkrafttreten derGasnetzentgeltverordnung weiterhin ihre ungeprüftenEntgelte verlangen können.509 Da die auf Fernleitungs-ebene verlangten Netzentgelte einen großen Teil der ins-gesamt verlangten Durchleitungsgebühren im Gasmarktdarstellen, ist der derzeitige Sachstand aus Sicht der Mo-nopolkommission in keiner Weise als befriedigend anzu-sehen. Die Bundesnetzagentur ist angehalten, die vorlie-genden Anträge der Fernleitungsnetzbetreiber zeitnah aufLeitungswettbewerb zu prüfen, um bei entsprechendenErgebnissen eine restriktive Kostenprüfung noch vor Be-ginn der Anreizregulierung zu ermöglichen.

4.2.4 Missbrauchsaufsicht538. Mit der Neuregelung des Energiewirtschaftsgeset-zes übernimmt die Bundesnetzagentur die Aufgabe derMissbrauchsaufsicht über die Betreiber von Energiever-sorgungsnetzen. Aufgrund der Tatsachennähe liegt die505 Zu den ökonomischen Grundlagen vgl. Tz. 434. Vgl. auch von

Hirschhausen, C., Neumann, A., Rüster, S., Wettbewerb im Fern-transport von Erdgas? Technisch-ökonomische Grundlagen und An-wendung auf Deutschland, Gutachten im Auftrag der EFET Deutsch-land vom 11. Mai 2007, S. 19 ff; Weizsäcker, C. von, Kurzgutachtenzur Methode der Feststellung von Leitungswettbewerb auf der über-regionalen Gas-Fernleitungsebene, Gutachten im Auftrag der BEBvom 10. August 2007.

506 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 83.507 Vgl. BNetzA, Jahresbericht 2006, S. 147 f.508 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 2. August 2006, BK9-06/002, ABl. 19

vom 27. September 2006, S. 3015-3023.509 Vgl. § 3 Abs. 3 Satz 5 GasNEV.


Missbrauchsaufsicht über die Einhaltung der Bestimmun-gen der Netzregulierung bei den Regulierungs- und nichtbei den Kartellbehörden.510 Die Vorschriften des§ 30 EnWG über das missbräuchliche Verhalten einesNetzbetreibers bilden hierbei die Grundlage für die in§ 111 EnWG vorgesehene Nichtanwendung der §§ 19und 20 GWB.511 Nach § 30 EnWG können die Regulie-rungsbehörden von Amts wegen ein Missbrauchsverfah-ren einleiten. Der Katalog an Missbrauchstatbeständenumfasst sowohl die unbillige Behinderung und die Diskri-minierung anderer Marktteilnehmer als auch die Subven-tionierung und das Fordern unverhältnismäßig hoherNetzentgelte gegenüber anderen Marktteilnehmern undgegenüber dem sonstigen eigenen Angebot. Darüber hi-naus haben die Regulierungsbehörden auf Antrag Miss-brauchstatbestände zu prüfen und gegebenfalls abzustel-len. Jede Person und Personenvereinigung hat das Recht,ein „besonderes“ Missbrauchsverfahren gemäß § 31EnWG zu beantragen, wenn ihre Interessen durch dasVerhalten eines Betreibers von Energieversorgungsnetzenerheblich berührt werden. In diesem Verwaltungsverfah-ren wird somit über die Beschwerden von Betroffenenentschieden, deren Interessen durch das Verhalten einesNetzbetreibers erheblich berührt werden. Die Regulie-rungsbehörden sind nach § 30 Abs. 2 EnWG befugt, demNetzbetreiber Maßnahmen aufzuerlegen, die zur Beseiti-gung des Missbrauchs der Marktstellung notwendig sind.Durch die in § 31 EnWG enthaltenen Regelungen undFristen soll eine zügige Streitschlichtung erreicht und diedurch ein missbräuchliches Verhalten entstandene Wett-bewerbsverzerrung schnell beseitigt werden.512

539. § 111 EnWG regelt das Verhältnis zwischen ener-giewirtschaftlichem Regulierungsrecht und dem allge-meinen Wettbewerbsrecht. § 111 Abs. 1 EnWG schließteine Anwendung von § 19 f. GWB aus, nicht aber die An-wendung von Artikel 82 EGV. So gilt § 50 GWB, wennder zwischenstaatliche Handel berührt ist. § 111 Abs. 3EnWG verstößt gegebenenfalls gegen EG-Recht, soweitdort die Rechtmäßigkeit von Netzzugangsentgelten zuunterstellen ist, die ihrerseits in den Anwendungsbereichder Artikel 81 und 82 EGV fallen. § 111 Abs. 3 EnWG istinsoweit unanwendbar. Wie die Monopolkommission be-reits in ihrem letzten Hauptgutachten angemerkt hatte,kann es daher dem Bundeskartellamt nicht verwehrt wer-den, die Rechtmäßigkeit der von der Bundesnetzagenturgenehmigten Netzentgelte in einem Verfahren nach Arti-kel 82 EGV zu prüfen.513

540. Im Berichtszeitraum dieses ersten Sondergutach-tens gemäß § 62 Abs. 1 EnWG ergingen seitens der Bun-desnetzagentur zwei wesentliche Verfügungen. Die bei-den Entscheidungen haben den Charakter einesMusterverfahrens und sind de facto bindend für die ge-

samte Gaswirtschaft, auch wenn sich die Beschlüsserechtlich nur gegen die Antragsgegner richten.

4.2.4.1 Netzzugangsverweigerung beim Trans-port von Gas-Release-Mengen

541. Die Bundesnetzagentur hat mit ihrer Entscheidungvom 5. Mai 2006 die E.ON Ruhrgas Transport AG & Co.KG verpflichtet, der EnBW Trading GmbH feste Trans-portkapazitäten zur Verfügung zu stellen.514 Gegenstanddes von der EnBW Trading GmbH angestrengten Miss-brauchsverfahrens ist die Wahrnehmung eines ungehin-derten Transports von Gasmengen, welche das Unterneh-men im Rahmen des Gas-Release-Programms im Mai2005 für den Lieferzeitraum 1. Oktober 2005 bis 1. Okto-ber 2008 ersteigert hatte. Der entsprechende Vertragwurde Ende Mai 2005 von beiden Parteien unterzeichnet.Die zuständige Beschlusskammer hat mit ihrer Entschei-dung dem Antrag der EnBW Trading GmbH stattgegebenund das Verhalten der Antragsgegnerin auf Basis der von§ 31 Abs. 1 S. 2 EnWG erfassten Bestimmungen, insbe-sondere des § 20 Abs. 1 und Abs. 2 EnWG, als miss-bräuchlich befunden. Nach dieser Entscheidung hat sichdie Antragsgegnerin bei der Gewährung des Netzzugangsdiskriminierend verhalten, da die Antragstellerin einenrechtmäßigen Anspruch auf die Umwandlung ihrer unter-brechenden Kapazitäten in feste Kapazitäten hat.

542. Die EnBW Trading GmbH hatte sich nach Endeder dritten Auktion bei der E.ON Ruhrgas Transport AG& Co. KG um die Buchung fester Transportkapazitätenbemüht. Die Bemühungen blieben erfolglos, da seitensder Antragsgegnerin nur zu unterbrechende Kapazitätenzur Verfügung standen. Zum Zeitpunkt der Anfrage wa-ren die benötigten festen Kapazitäten nach Angaben derAntragsgegnerin bereits von anderen Transportkunden,darunter auch Unternehmen des E.ON-Konzerns, voll-ständig gebucht worden. Dies hatte zur Folge, dass imWinter 2005/2006 die Transporte der EnBW TradingGmbH mehrfach unterbrochen wurden, da die gebuchtenfesten Kapazitätsrechte von Dritten in Anspruch genom-men wurden.

543. Die Antragstellerin hatte zunächst die Buchungfester Kapazitäten nachgefragt und nach Ablehnungdurch die Antragsgegnerin schließlich das Angebot unter-brechender Kapazitäten angenommen. Der Transport vonMengen aus dem Gas-Release-Programm auf Grundlageunterbrechender Kapazitäten wurde daraufhin von derAntragsgegnerin zeitweise überhaupt nicht oder nur insehr geringer Höhe durchgeführt. Nach Auffassung derBeschlusskammer bestehe in einer solchen Situation defacto eine absolute Netzzugangsverweigerung. Nach Un-terbrechung der Transporte hatte die Antragstellerin wie-derholt deutlich gemacht, dass der Transport wiederauf-zunehmen sei und dass sie weiterhin feste Kapazitätenwünsche. Letzterem Begehren ist die Antragsgegnerinnicht nachgekommen. Aufgrund der jederzeit möglichenUnterbrechung der Transporte, sei der Netzzugang auf

510 Vgl. § 31 Abs. 1 Satz 1 i.V.m. § 54 Abs. 1 Halbsatz 1 EnWG.511 § 30 EnWG dient ebenfalls der Umsetzung von Artikel 25 Abs. 8 der

Richtlinie 2003/55/EG.512 Vgl. Begründung zu § 31 EnWG, Bundestagsdrucksache 15/3917

vom 14. Oktober 2004, S. 63.513 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Ba-

den 2006, Tz. 31. 514 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 5. Mai 2006, BK7/06-008.


Basis unterbrechender Kapazitäten nicht gleichwertig zusehen mit dem Netzzugang auf Basis fester Kapazitäten.Die Ablehnung der Antragsgegnerin, der Antragstellerinfeste Kapazitäten anzubieten bei gleichzeitigem Angebotunterbrechender Kapazitäten, stellt somit nach Meinungder Beschlusskammer eine unzulässige Netzzugangsver-weigerung nach § 20 Abs. 2 EnWG dar.

544. Die Bundesnetzagentur sah es als erwiesen an,dass sich die Antragsgegnerin bei der Vergabe der Kapa-zitäten diskriminierend und damit missbräuchlich verhal-ten habe. Für diese Entscheidung spielte die Auslegungder Auflagen aus der ergangenen Ministerlaubnis eine be-deutende Rolle.515 Als juristisch nicht haltbar erwies sichder Einwand der Antragsgegnerin, dass die Bundesnetz-agentur nicht berechtigt sei, die Auflagen der Ministerer-laubnis in ihrer Entscheidung zu berücksichtigen. NachAnsicht der Beschlusskammer ist hingegen nur durch dasAngebot fester Transportkapazitäten für die versteigertenGasmengen eine Erhöhung der verfügbaren Liquiditätund eine Intensivierung des Wettbewerbs auf dem deut-schen Gasmarkt zu erreichen. Dies sei auch das ausdrück-liche Ziel des Gas-Release-Programms gewesen.516 Die inder Ministererlaubnis enthaltene Transportverpflichtungstelle demnach eine unbedingte Transportverpflichtungfür die im Release-Programm ersteigerten Gasmengendar.517 So sei die Durchführung des Transports nach demWunsch des Kunden durchzuführen. Bei einer Nichtver-fügbarkeit freier Kapazitäten bestehe daher eine Rücker-werbs- oder Freigabeverpflichtung für bereits vergebeneKapazitäten. Die Regelung beinhalte demnach eine Ver-pflichtung zum Angebot fester Transportkapazitäten auchdann, wenn Kapazitätsbuchungen der Antragsgegnerindem entgegenstehen. Diese seien in einem solchen Fallnachrangig zu behandeln und müssten zurückgezogenwerden. Nach Auffassung der Beschlusskammer ist dieAntragsgegnerin durch die Auflagen in der Ministerer-laubnis dazu verpflichtet, allen Erwerbern von Gas-Re-lease-Mengen auf deren Wunsch feste Transportkapazitä-ten anzubieten.

545. Gleichwohl bleibt es einem Netzbetreiber unbe-nommen, den Netzzugang zu verweigern, wenn ihm dieGewährung des Netzzugangs aus betriebsbedingten odersonstigen Gründen unter Berücksichtigung der Ziele des§ 1 EnWG nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Die An-tragsgegnerin konnte im Verfahren solche Gründe, dieeine sachgerechte Verweigerung des Netzzugangs recht-fertigen würden, nicht darlegen. Da auch die von der An-tragstellerin nachgefragten Kapazitäten unterhalb dertechnisch maximal zulässigen Kapazitäten lägen, sei die

Gewährung des Netzzugangs durch die Umwandlung derunterbrechenden in feste Kapazitäten für die Antragsgeg-nerin möglich und auch zumutbar. Das Argument, dassdie entsprechenden Kapazitäten bereits vollständig vonanderen Transportkunden ausgebucht waren, ist nachMeinung der Beschlusskammer in diesem Zusammen-hang nicht belastbar, da die Antragsgegnerin aufgrund derin der Ministererlaubnis festgehaltenen unbedingtenTransportverpflichtung dazu angehalten sei, die nachge-fragten festen Kapazitäten anzubieten. So habe dieAntragsgegnerin der E.ON Ruhrgas AG unter Verweisauf § 13 Abs. 2 Satz 1 i.V.m. Satz 5 GasNZV notfalls Ka-pazitäten zu entziehen, um die vorrangige Nachfrage derAntragstellerin zu bedienen. Danach sind im Sinne dieserVorschrift rechtsmissbräuchlich genutzte Kapazitäten mitungenutzten Kapazitäten gleichzusetzen. Eine miss-bräuchliche Kapazitätshortung bestehe daher insoweit,als die tatsächliche Nutzung durch die E.ON AG auf-grund des Verstoßes gegen die Auflage in Ziffer 1.2.3.1der Ministererlaubnis unzulässig ist. Dementsprechendsind diese Kapazitäten der Antragstellerin als Käufer vonGas-Release-Mengen vorrangig anzubieten. Weiterhinhätten für die Antragsgegnerin noch andere zumutbareMöglichkeiten zur Schaffung freier und fester Kapazitä-ten bestanden, wie z. B. durch den Rückkauf von Gas-mengen von Dritten oder Maßnahmen zur Erweiterungder Kapazitäten.

546. Der Zusammenschluss von E.ON und Ruhrgas istmit der Auflage genehmigt worden, dass das fusionierteUnternehmen über einen Zeitraum von sechs Jahren re-gelmäßig bestimmte Mengen von Importgas zum Erwerbdurch Unternehmen der Verteilerstufe freigibt.518 Die Mo-nopolkommission sieht die Durchsetzung dieser Auflageals einen weiteren und wichtigen Schritt in RichtungWettbewerbsintensivierung auf dem deutschen Gasmarktan. Durch die getroffene Entscheidung der Bundesnetz-agentur wird der Anreiz zur Ersteigerung von Gas-Re-lease-Mengen zunehmen.519 Derartige Auktionen sind fürdie Stimulierung eines liquiden Gasmarktes unabdingbar.Gleichwohl muss konstatiert werden, dass das auferlegteGas-Release-Programm von Anfang an nicht geeignetwar, die mit dem Zusammenschluss einhergehendenstrukturellen Fehlentwicklungen im deutschen Gasmarktzu korrigieren.520 Hierzu sind weitere Auktionen notwen-dig, bei denen signifikante Gasmengen marktbeherr-schender Gasunternehmen versteigert werden.

515 Vgl. BMWi, Verfügung vom 18. September 2002, WuW/E DE-V643 „E.ON/Ruhrgas“.

516 Vgl. ebenda, Tz. 76 der Begründung zur Ministererlaubnis. Darinheißt es: „Es ist daher zur Verringerung des Gewichts dieser Wettbe-werbsbeschränkung [Verstärkung der marktbeherrschenden Stellungauf der Ferngasstufe] sachgerecht und geboten, durch eine AuflageMarktteilnehmern den direkten Zugriff auf Teile der von Ruhrgaskontrahierten Mengen zu eröffnen. Damit wird die Liquidität amdeutschen Gasmarkt erhöht und der Wettbewerb stimuliert.“

517 Vgl. ebenda, Ziffer 1.2.3.1.

518 Vgl. BMWi, Verfügung vom 5. Juli 2002, WuW/E DE-V 573 „E.ON/Ruhrgas“; BMWi, Verfügung vom 18. September 2002, WuW/E DE-V643 „E.ON/Ruhrgas“.

519 So gingen unter anderem bei der vierten Auktion 2006 39 Mrd. kWhErdgas an sieben Bieter und bei der fünften Auktion 2007 33 Mrd.kWh an 13 Wettbewerber. Allerdings verlief der Beginn der Verauk-tionierung 2003 nur schleppend, so dass 18 Mrd. kWh nicht verkauftwurden. Das Bundeswirtschaftsministerium nahm dies zum Anlass,in zukünftigen Auktionen den Bietern die Wahl zwischen einer amImportpreis angelehnten Preisbildung und einer Formel mit Heizöl-preisbindung für die zu ersteigernden Gasmengen zu ermöglichen.

520 Zur Kritik an der ursprünglichen Auflage zur Durchführung einesGas-Release-Programms von E.ON Ruhrgas vgl. Monopolkommis-sion, Sondergutachten 35, Baden-Baden 2002, Tz. 62 ff.


4.2.4.2 Unzulässigkeit der Einzelbuchungs-variante beim Netzzugang

547. Am 17. November 2006 hat die Bundesnetzagen-tur in einem besonderen Missbrauchsverfahren nach § 31EnWG dem Antrag der NUON Deutschland GmbH unddes Bundesverbands neuer Energieanbieter gegen dieRWE Transportnetz Gas GmbH, die E.ON Hanse AG unddie Stadtwerke Hannover AG vom 20. Juli 2006 stattge-geben und das bis dato in der KooperationsvereinbarungErdgas angewendete Modell der „netzscharfen“ Einzel-buchungsvariante für unzulässig erklärt.521 Neue Verträgekönnen daher nur noch nach der Zweivertragsvariantenetzübergreifend auf Grundlage nur eines Ein- und nur ei-nes Ausspeisevertrages abgeschlossen werden. Die Bun-desnetzagentur weist in ihren Ausführungen ausdrücklichdarauf hin, dass zwar formalrechtlich nur die Unterneh-men RWE Transportnetz Gas GmbH, E.ON Hanse AGund Stadtwerke Hannover AG von der Entscheidung be-troffen sind. Da es sich aber bei der in Rede stehendenKooperationsvereinbarung Erdgas um die Umsetzung dergesetzlichen Vorgaben für den Zugang zu den Gasversor-gungsnetzen handelt, bestehen unmittelbare Auswirkun-gen auf sämtliche Marktteilnehmer, die im Rahmen ihrerTätigkeiten von den Regelungen zum Gasnetzzugang be-troffen sind. Das Missbrauchsverfahren weist demnachden Charakter eines Musterverfahrens auf. Die Entschei-dung der Regulierungsbehörde ist bestandskräftig.

548. Die Antragsgegner hatten auf der Basis dieser Ent-scheidung ihre mit den Antragsstellern abgeschlossenenNetzzugangsverträge bis zum 1. April 2007 auf das Zwei-vertragsmodell umzustellen. Alle anderen bestehendenAltverträge waren bis spätestens zu Beginn des neuenGaswirtschaftsjahres am 1. Oktober 2007 entsprechendanzupassen. Die Antragsgegner wurden dazu aufgefor-dert, die bestehende Kooperationsvereinbarung Erdgasbis zum 31. Januar 2007 zu überarbeiten und den Rege-lungen der Entscheidung der Bundesnetzagentur anzupas-sen. Eine überarbeitete Fassung der Kooperationsverein-barung Erdgas wurde von den initiierenden Verbändenam 25. April 2007 vorgelegt.

549. Die Antragsteller sehen in der Einzelbuchungsvari-ante und der mit ihr im Zusammenhang stehenden Rege-lungen der Kooperationsvereinbarung Erdgas einen Ver-stoß gegen eine Reihe von einschlägigen europa-, kartell-und energierechtlichen Vorgaben.522 Demnach führe dasEinzelbuchungsmodell zu einem ineffizienten Netzzu-gang und zu einer Verfälschung und Einschränkung desWettbewerbs bei der Gasversorgung. Die Bundesnetz-agentur folgt im Kern der Auffassung der Antragstellerund begründet ihre Untersagung mit konkreten Rechts-verstößen des Einzelbuchungsmodells vornehmlich ge-gen das bestehende Energiewirtschaftsgesetz. Im Einzel-

nen verstoße die in der Kooperationsvereinbarunggeregelte Einzelbuchungsvariante gegen den Grundsatzeines diskriminierungsfreien Netzzugangs (§ 20 Abs. 1Satz 1 EnWG), eines effizienten Netzzugangs und einereffizienten Versorgung mit Gas (§§ 1 Abs. 1, 20 Abs. 1Satz 2 und Satz 4 EnWG), die Sicherstellung eines wirk-samen und unverfälschten Wettbewerbs (§ 1 Abs. 2EnWG) sowie einen massengeschäftstauglichen Netzzu-gang (§ 20 Abs. 1 Satz 4 EnWG). Darüber hinaus ver-stoße das Einzelbuchungsmodell gegen die Verpflichtungzur Minimierung von Bilanzzonen (§ 20 Abs. 1b Satz 7EnWG) und zur Bilanzierung (§ 31 Abs. 1 GasNZV). Dasentworfene Zweivertragsmodell sei dagegen frei von die-sen Mängeln.523

550. Die Unvereinbarkeit des Einzelbuchungsmodellsmit den gesetzlichen Vorgaben begründet die Bundesnet-zagentur unter anderem damit, dass das Modell schon imGrundsatz nicht mit § 20 Abs. 1b EnWG vereinbar ist, dakeine Verpflichtung der Netzbetreiber bestehe, durch Ein-zelbuchung den Netzzugang zu gewähren. Demzufolgesieht die zuständige Beschlusskammer in ihrer Entschei-dung das Zweivertragsmodell als das einzig rechtmäßigeVerfahren nach den zu berücksichtigenden gesetzlichenVorschriften des Energiewirtschaftsgesetzes an. Zudemsei durch die Parallelität der Netzzugangsmodelle eine ef-fiziente Kapazitätsbewirtschaftung nicht möglich. Sokann es bei der Einzelbuchung durch viele Transportkun-den zu vertraglichen Engpässen kommen, obwohl keinephysischen Engpässe bestehen, so dass diese Kapazitätenanderen Marktteilnehmern vorenthalten werden.524 DesWeiteren führt die Regulierungsbehörde an, dass das Ein-zelbuchungsmodell entgegen der Forderung des Energie-wirtschaftsgesetzes kein massengeschäftstaugliches Netz-zugangsmodell sei, da der Lieferantenwechsel nahezuunmöglich sei und ein Wechsel zum Zweivertragsmodelldurch die Übertragung von Transportkapazitäten vombisherigen Lieferanten auf den neuen Lieferanten (Ruck-sackprinzip) bei zahllosen Einzelnetzen stark behindertwerde. Weiterhin kritisiert sie den erhöhten Abwicklungs-und Organisationsaufwand aufgrund der Parallelität bei-der Netzzugangsmodelle, welcher in keinem Verhältniszum Zusatznutzen stehe.

551. Daran anknüpfend weist die Monopolkommissionauf verschiedene Äußerungen von Marktteilnehmern hin,mit denen sie im Rahmen ihrer Vorbereitung auf diesesSondergutachten konfrontiert wurde. So seien mit derUmstellung auf das Zweivertragssystem immense Kostenfür Stadtwerke verbunden, die vornehmlich in der Um-stellung des EDV-Systems und in der Schulung des Per-sonals begründet liegen.525 Darüber hinaus möchten zahl-reiche kommunale Versorger weiterhin an ihrem City-Gate vor Ort beliefert werden und nicht am virtuellen

521 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7-06/074;BNetzA, Pressemitteilung vom 17. November 2006; BNetzA,Sprechzettel zur Pressekonferenz am 17. November 2006.

522 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7-06/074;Hogan und Hartson Raue, Antrag nach § 31 EnWG wegen Vereinba-rung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen denBetreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen.

523 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7-06/074,S. 110 ff.

524 Ein solcher „künstlicher“ Engpass kann im Zweivertragsmodell aus-geschlossen werden, da bei der Bottom-up-Vorgehensweise der nach-gelagerte Netzbetreiber eine Sammelbestellung abgibt.

525 Vgl. auch BGW, Pressemitteilung „Problematische Entscheidung derBundesnetzagentur zum Netzzugang“ vom 17. November 2006.


Handelspunkt, wie zukünftig vorgesehen, da die Stadt-werke den physischen Transport von Gasmengen vomvirtuellen Handelspunkt zu ihrem kommunalen Netz dannselbst organsieren müssen. Dies erfordere zusätzlichetechnische und personelle Kapazitäten, wodurch erhebli-che Kosten verursacht würden. Weiterhin sei vor demHintergrund der bisherigen Kürzungen der Netzentgelteund der zu erwartenden weiteren Kürzungen im Zuge derAnreizregulierung eine Anpassung auf die neuen Verträgenicht vor Anfang bis Mitte 2008 möglich. Dagegen siehtdie Missbrauchsentscheidung der Bundesnetzagentur eineAnpassung der Altverträge auf das neue Zweivertragsmo-dell bis spätestens Oktober 2007 vor.526 Berücksichtigtman die Tatsache, dass die gesetzliche Vorgabe ein mit§ 20 Abs. 1b EnWG vereinbares Netzzugangsmodell biszum 1. Februar 2006 vorsah, die Kooperationsvereinba-rung aber schließlich gute fünf Monate später realisiertwurde und weitere zwei Monate später gelten sollte, sosind diese Äußerungen doch verwunderlich.

552. Die Äußerungen lassen sich nach Ansicht derMonopolkommission demnach nur so interpretieren, dasssich bei einer Parallelität des Einzelbuchungs- und desZweivertragsmodells ein echter Durchleitungswett-bewerb aufgrund der Begrenzung eines diskriminierungs-freien und massengeschäftstauglichen Netzzugangsmo-dells im Gasmarkt zum Vorteil der etabliertenUnternehmen weiter verzögert hätte. Der zeitliche Rah-men, den die Bundesnetzagentur zur Anpassung der be-stehenden Verträge bestimmt hat, ist, bezogen auf den so-wieso schon schleppenden Verlauf der Einführung desZweivertragsmodells, als sachlich angemessen zu sehen,zumal die technischen und personellen Anpassungen aufdas neue Modell nicht als besonders kostenintensiv zu be-werten sind. Vielmehr ist zu vermuten, dass die Kostengerade bei der parallelen Anwendung der Modelle beson-ders hoch gewesen wären. Weiterhin stehen den Kostennicht unerhebliche Effizienzgewinne in der Zukunft ge-genüber, da mit dem Zweivertragsmodell eine Beschaf-fungsoptimierung durch den Handel von Gasmengen un-terschiedlicher Lieferanten am virtuellen Handelspunkt– und dies unabhängig von der Netzanbindung – möglichist. Weiterhin besteht die Möglichkeit zur Erbringung vonServicediensten. Neben der Liquidität des virtuellen Han-delspunktes ist die getrennte Ausweisung des reinen Gas-preises und der Transportentgelte für alle Marktgebieteein weiterer Vorteil des Zweivertragsmodells gegenüberdem Einzelbuchungsmodell. Dies führt zu einer höherenPreistransparenz im Gasmarkt.

553. Das Einzelbuchungsmodell war von Beginn an we-nig geeignet, den Wettbewerb auf dem Gasmarkt zuintensivieren. Vielmehr kam es mit dem schon aus derVerbändevereinbarung II stammenden Punkt-zu-Punkt-Modell zu einer Verfestigung der bestehenden Markt-strukturen. Die Vorteilhaftigkeit der Einzelbuchungsvari-ante gegenüber dem Zweivertragsmodell bzw. die Not-wendigkeit beider Modelle vor dem Hintergrund derGewährung eines diskriminierungsfreien Gasnetzzugangs

und zur Schaffung eines Börsenhandels mit Gas ist nichterkennbar. Nach Meinung der Monopolkommission hättedie Parallelität beider Modelle neben der Schaffung virtu-eller Handelspunkte zu einer Zunahme an lokalen Han-delsplätzen (City- und Regio-Gates) geführt, mit derwettbewerbsbeschränkenden Folge, dass die Liquiditätder einzelnen Handelsplätze abgenommen hätte. Zur Er-höhung der Liquidität am virtuellen Handelspunkt ist esweiterhin unabdingbar, die derzeit bestehenden Marktge-biete auf ein absolut notwendiges Minimum zu reduzie-ren. Die Monopolkommission teilt darüber hinaus dieForderung des Bundeskartellamtes und der Bundesnetz-agentur, den Netzausbau zu fördern, so dass jedes Markt-gebiet über ein engmaschiges Netz aus Niederdruck-,Mitteldruck- und Hochdruckleitungen mit Anschlusstel-len auf Importebene (Hubs) verfügt.527 Strukturelle Maß-nahmen schaffen hier die Voraussetzungen für einen li-quiden Börsenhandel mit Gas und für eineWettbewerbsintensivierung durch den freien Zugang zurImportebene.

554. Als besonders misslich ist sicherlich der Umstandzu bewerten, dass die Bundesnetzagentur einerseits andem Konsultationsverfahren zur Kooperationsvereinba-rung Erdgas mitgewirkt hat528 und andererseits die Be-schlusskammer der Bundesnetzagentur eben diese Ver-einbarung auf Missbrauch geprüft hat. So akzeptierte dieRegulierungsbehörde die Kooperationsvereinbarung mitStand vom 1. Juni 2006, wonach Verträge sowohl nachdem Zweivertragsmodell als auch nach dem Einzelbu-chungsmodell abgeschlossen werden konnten. Eine be-standskräftige Prüfung konnte daher nur auf Basis einesnach § 31 EnWG von einem Transportkunden ange-strengten Missbrauchsverfahrens durchgeführt werden.Die daraufhin im Beschlusskammerverfahren durchge-führte Analyse hat dann auch gezeigt, dass das Punkt-zu-Punkt-Modell der Einzelbuchung als rechtlich unzulässigeinzustufen ist.

4.3 Weitere Wettbewerbsfaktoren der deutschen Gaswirtschaft

4.3.1 Langfristige Gaslieferverträge

555. Wie die Monopolkommission bereits im Sech-zehnten Hauptgutachten berichtet hat, ist das Bundeskar-tellamt gegen die Praxis langfristiger Gaslieferverträgezwischen den Ferngasunternehmen und Weiterverteilernvorgegangen.529 Nach Auffassung des Bundeskartellam-tes bewirkt die langfristige Bindungsdauer in Verbindungmit der hohen Bedarfsdeckung bei der Erstbelieferungvon Regional- und Ortsgasunternehmen einen Marktver-schluss, so dass neue Unternehmen am Markteintritt ge-hindert werden. Das durch langfristige Gaslieferverträgegebundene Volumen verringere drastisch die im Marktfrei verfügbare Gasmenge und dies auf viele Jahre hinaus.

526 26Vgl. BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7/06-074, S. 3.

527 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 17. November 2006, BK7/06-074,S. 66 ff. , 148 f.

528 Vgl. Tz. 482.529 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2004/2005, Baden-Ba-

den 2006, Tz. 413-423.


Zudem werde durch die erhebliche Abschottung des deut-schen Gasmarktes der zwischenstaatliche Handel massivbeeinträchtigt.

556. Das Bundeskartellamt hatte gegen insgesamt15 Gasversorgungsunternehmen Verfahren wegen desVerdachts des Missbrauchs einer marktbeherrschendenStellung durch den Abschluss langfristiger Gaslieferver-träge mit Weiterverteilern eingeleitet. Nachdem eine ein-vernehmliche Lösung zwischen den gasimportierendenUnternehmen und dem Bundeskartellamt am Widerstandder E.ON Ruhrgas gescheitert war, erließ das Amt am13. Januar 2006 eine Untersagungsverfügung aufgrunddes Verstoßes gegen europäisches und deutsches Wettbe-werbsrecht auf Grundlage von Artikel 81 und 82 EG so-wie § 1 GWB. 70 Prozent der von E.ON Ruhrgas belie-ferten Weiterverteiler deckten ihren Gesamtbedarf zu100 Prozent über Lieferungen der E.ON Ruhrgas ab. Ins-gesamt wiesen mehr als 75 Prozent der Lieferverträgeeine Bedarfsdeckungsmenge von über 80 Prozent mit ei-ner Laufzeit von mehr als vier Jahren auf.530 Das Oberlan-desgericht Düsseldorf hat die Rechtsposition des Bundes-kartellamtes bestätigt.531

557. Neben der Abstellung des Verstoßes bis zum30. September 2006 sieht die Verfügung für einen Zeit-raum von vier Jahren vor, dass die E.ON Ruhrgas Gaslie-ferverträge mit Weiterverteilern maximal für eine Lauf-zeit von vier Jahren abschließen darf, wenn sie über 50bis 80 Prozent des gesamten Bedarfs decken. Bei einerBedarfsdeckung von mehr als 80 Prozent (Quasi-Gesamt-bedarfsdeckung) ist eine maximale Laufzeit von zweiJahren zulässig. Bei Lieferverträgen mit einer Bedarfs-deckung von 50 Prozent oder weniger besteht weiterhineine freie Bezugsbindungdauer. Mehrere Lieferverträgezwischen der E.ON Ruhrgas als Lieferantin und den Wei-terverteilern als Abnehmern sind als ein Vertrag anzusehen.Stillschweigende Verlängerungsklauseln sind verboten.

558. Wie mit der Pressemitteilung des Bundeskartell-amtes vom 27. November 2006 bekannt wurde, haben dieFerngasunternehmen Wingas, Gas-Union und Saar Fern-gas sich verbindlich zur Übernahme der Regelungen zurkartellrechtskonformen Gestaltung zukünftiger Gasliefer-verträge verpflichtet.532 Die Verfahren gegen die anderenFerngasunternehmen wurden ebenfalls vom Bundeskar-tellamt zum Abschluss gebracht.533 Die gegen diese Un-

ternehmen laufenden Kartellverwaltungsverfahren wur-den gemäß dieser Zusage im Rahmen von sog.Verpflichtungszusagenentscheidungen nach § 32 b GWBeingestellt.

559. Auch die Monopolkommission sieht im Abschlusslangfristiger Gaslieferverträge mit Quasi-Gesamtbedarfs-deckung ein erhebliches Hindernis für die Wettbewerber.Insofern begrüßt sie die Entscheidung des Bundeskartell-amtes. Langfristige Lieferverträge zur Vollversorgungvon Regional- und Ortsgasunternehmen und mit einerLaufzeit von 15 bis 20 Jahren sind aufgrund ihrer Markt-verschlusswirkung wettbewerbspolitisch kritisch zu se-hen. Die aktuellen Bemühungen zur Schaffung eineswettbewerblichen Gasmarktes werden hierdurch massivbeeinträchtigt. Einer Abschottung der der Importstufenachgelagerten Wirtschaftsstufen ist entgegenzuwirken.Langfristige Gaslieferverträge mit Quasi-Gesamtbedarfs-deckung verhindern die Möglichkeit zum Markteintrittneuer Gasversorgungsunternehmen, da die Gewinnungvon Kunden trotz wettbewerbsfähiger Angebote und ei-nes funktionsfähigen Netzzugangs aufgrund der nichtverfügbaren Gasmengen und schon langfristig gebunde-ner Abnehmer nicht möglich ist.

560. Andererseits ist jedoch zu bedenken, dass langfris-tige Gasimportverträge auf Take-or-pay-Basis das Risikoder hohen spezifischen Investitionen der Gasproduzentenzu begrenzen helfen. Folglich sind diese auch aufgrundihrer Angebotsmacht nur bereit, langfristige Bezugsver-träge mit den Importeuren abzuschließen. Das Mengenri-siko liegt bei den importierenden Ferngasunternehmen,welche wiederum versuchen, ihre hohen spezifischen In-vestitionen beim Gastransport durch den Abschluss lang-fristiger Lieferverträge auf Abnehmerseite zu minimie-ren. Die Begrenzung der Gaslieferverträge zwischenimportierenden Ferngasunternehmen und Weitervertei-lern nach Dauer und Höhe kann daher dazu führen, dassdas Mengenabsatzrisiko nicht hinreichend abgesichertwerden kann und dass hierdurch die Investitionsbereit-schaft gemindert wird. Allerdings scheint das mit kurz-fristigen Vertragslaufzeiten verbundene Mengenrisiko vordem Hintergrund des kontinuierlich steigenden Gasver-brauchs, des börslichen Gashandels und der Integrationder europäischen Gasmärkte aus Sicht der Monopolkom-mission momentan überschaubar.

561. Demnach gilt es an dieser Stelle einen Zielkonfliktaufzulösen zwischen Wettbewerbsförderung einerseitsund möglichen nachteiligen Effekten auf die Investitions-bereitschaft andererseits. Eine Lösung besteht seitens desBundeskartellamtes darin, die Geltungsdauer der Unter-sagung auf vier Jahre bis zum Ende des Gaswirtschafts-jahres 2009/2010 (Stichtag: 30. September 2010) zu be-fristen.534 Bis dahin existieren bis zu zwei Zeitpunkte, andenen Gasliefermengen für die Belieferung von Weiter-verteilern im Wettbewerb neu vergeben werden können.Die Befristung trägt dem in § 32 Abs. 2 GWB enthaltenenVerhältnismäßigkeitsgrundsatz Rechnung, wonach den

530 BKartA, Beschluss vom 13. Januar 2006, B8-113/03, S. 10, WuW/EDE-V 1147, 1151 „E.ON Ruhrgas“.

531 BKartA, Pressemitteilung „OLG Düsseldorf bestätigt Bundeskartell-amt erneut im Kampf gegen die marktabschottende Wirkung lang-fristiger Gaslieferverträge“ vom 5. Oktober 2007; OLG Düsseldorf,Beschluss vom 4. Oktober 2007, VI-2 Kart 1/06 (V). Bereits in ei-nem Eilverfahren hat das OLG Düsseldorf den kraft Gesetzes beste-henden Sofortvollzug der Verfügung bestätigt. Vgl. hierzu OLG Düs-seldorf, Beschluss vom 20. Juni 2006, VI-2 Kart 1/06 (V), WuW/EDE-R 1757 „E.ON-Ruhrgas“ i.V.m. BKartA, Beschluss vom 13. Ja-nuar 2006, B8-113/03, WuW/E DE-V 1147 „E.ON Ruhrgas“.

532 Vgl. BKartA, Pressemitteilung „Erste Ferngasunternehmen sagenÖffnung ihrer langfristigen Gaslieferverträge zu“ vom 27. November2006.

533 Vgl. BKartA, Pressemitteilung „OLG Düsseldorf bestätigt Bundes-kartellamt erneut im Kampf gegen die marktabschottende Wirkunglangfristiger Gaslieferverträge“ vom 5. Oktober 2007.

534 Vgl. BKartA, Beschluss vom 13. Januar 2006, B8-113/03, WuW/EDE-V 1147, 1162 „E.ON Ruhrgas“.


Unternehmen nur Maßnahmen aufgegeben werden dür-fen, die für eine wirksame Abstellung der Zuwiderhand-lung erforderlich und gegenüber dem festgestellten Ver-stoß verhältnismäßig sind. So könnte sich bei einerfunktionsfähigen Netzzugangsregulierung ein Durchlei-tungswettbewerb in einem Maße entwickeln, welches dieUntersagung des Abschlusses längerfristiger Gasliefer-verträge zukünftig überflüssig macht. Nach Ablauf derBefristung gilt es allerdings seitens des Amtes sorgfältigzu prüfen, inwieweit der Abschluss längerfristiger Liefer-verträge unter Berücksichtigung der aktuellen Marktsitua-tion und des Investitionsverhaltens der Ferngasunterneh-men als wettbewerbswidrig zu bewerten ist.

4.3.2 Börsenhandel mit Gas

562. Die Etablierung einer liquiden Gasbörse mit einemmarktorientierten und repräsentativen Preissignal für denGroßhandelsmarkt stellt einen weiteren und wichtigenPunkt bei der Verwirklichung eines funktionsfähigenWettbewerbs auf dem deutschen Gasmarkt dar. Vor demHintergrund der ausgeprägten Netz- und Speicherinfra-struktur, der großen Zahl an (über-)regionalen und loka-len Versorgungsunternehmen und des StellenwertesDeutschlands als Transitland kommt der Bildung einerdeutschen Gasbörse eine große Bedeutung zu. Das Port-foliomanagement von Gasmengen ist im Gegensatz zumElektrizitätsmarkt bislang nur wenig ausgeprägt. Regio-nale und örtliche Gasversorger haben durch die Teil-nahme an der Börse die Möglichkeit, Gas direkt vonneuen, ausländischen Lieferanten zu beziehen. Gleichzei-tig bekommen auch neue Händler die Möglichkeit, unterMarktbedingungen Gas anzubieten und nachzufragen.Neben der reinen und unternehmensunabhängigen Be-schaffung von Gas ist die Abwicklung von Arbitragege-schäften und die Risikoabsicherung ein wesentliches Mo-tiv für die Börsenteilnahme. Arbitragegeschäfte zurRealisierung kurzfristiger Preisunterschiede fördern da-rüber hinaus die Integration geographischer Märkte in derEuropäischen Union. Die Standardisierung der Produkteund die Abwicklung der Börsengeschäfte über eine inter-netgestützte Plattform führt zudem zu einem kosteneffi-zienten Gashandel für alle Beteiligten.

563. Am 2. Juli 2007 wurde an der Leipziger Energie-börse European Energy Exchange der Gashandel fürSpot- und Terminmarktgeschäfte aufgenommen.535 Aufdem Spotmarkt (Day-ahead-Handel) wird Erdgas börsen-täglich für den nächsten und übernächsten Tag gehandelt.Angeboten werden Spotgeschäfte zunächst für die zweiMarktgebiete BEB H-Gas und E.ON H-Gas, wobei inletzterem Marktgebiet der Handel erst im Oktober 2007aufgenommen wurde.536 Im Terminmarkt (Futures) wird

Gas börsentäglich für den aktuellen Monat, die nächstensechs Monate, sieben Quartale und sechs Jahre gehandelt.Der Terminhandel wird ebenfalls in den zwei Marktge-bieten BEB H-Gas und E.ON H-Gas angeboten. Der ersteLiefermonat für Termingeschäfte ist der Oktober 2007.Das Angebot eines Spotmarktes bzw. Terminmarktes fürGasmengen ermöglicht eine kurzfristige bzw. mittelfris-tige Optimierung von Beschaffung und Verkauf. DiePreisbildung erfolgt durch den kontinuierlichen Handelvon Gasmengen. Die kleinste handelbare Einheit beträgtan der EEX 10 MW.

564. Für einen liquiden deutschen Gasmarkt wird dasdafür jährlich notwendige Handelsvolumen, welchesetwa nach drei Jahren erreicht werden sollte, mit etwa244 bis 391 Mio. MWh (vertraglich) bzw. 59 bis 98 Mio.MWh (physisch) angegeben.537 Dies entspricht 8 bis10 Prozent des in Deutschland gehandelten H-Gases.538

Erst ab dieser Größenordnung sollte nach den gemachtenErfahrungen an ausländischen Gasbörsen der an der EEXgebildete Gaspreis als Referenzpreis für außerbörslicheHandelsgeschäfte herangezogen werden.

565. Bereits etablierte und wesentliche Gasbörsen inEuropa sind Gas Zeebrugge in Belgien, der National Ba-lancing Point (NBP) in Großbritannien und der TitleTransfer Facility Point (TTF) in den Niederlanden.539 DasHandelsvolumen an der Gasbörse in Zeebrugge wird mitetwa 340 bis 391 Mio. MWh p.a. vertraglich gehandelteMenge und mit etwa 59 bis 98 Mio. MWh p. a. physischgehandelte Menge angegeben. Am NBP ist das jährlicheHandelsvolumen mit etwa 488 bis 684 Mio. MWh (ver-traglich) bzw. etwa 98 Mio. MWh (physisch) etwas hö-her.

566. Nach Angaben der EEX sind derzeit etwa 150 Teil-nehmer für den Handel am Spotmarkt und 89 Teilnehmerfür den Handel am Terminmarkt registriert. Bei Auf-nahme des Gashandels waren etwa 20 Handelsteilnehmerfür den Spotmarkt Gas und etwa 26 Handelsteilnehmerfür den Terminmarkt Gas zugelassen. Das im ersten Mo-nat gehandelte Volumen am Spotmarkt für das Marktge-biet BEB belief sich auf 49 680 MWh. Der durchschnittli-che Preis betrug zwischen 11,60 und 17,50 Euro/MWh.Am Terminmarkt wurden für die Marktgebiete BEB undE.ON 573 820 MWh Gas gehandelt. Der Preis der Gaslie-ferungen für 2008 betrug am 31. Juli 2007 20,33 Euro/

535 Der Handel vor Ort findet an den jeweiligen virtuellen Handelspunk-ten der Marktgebiete statt, während das institutionelle Handelsge-schäft über die EEX abgewickelt wird.

536 Für eine Übersicht der Marktgebiete vgl. Tabelle 4.2. Die beidenMarktgebiete sind aufgrund ihrer strukturellen Gegebenheiten undder bereits vorhandenen Erfahrungen am virtuellen Handelspunkt dermarktgebietsaufspannenden Netzbetreiber BEB und E.ON ausge-wählt worden. Vgl. E-Bridge, The Battle Group, Gutachten zur Etab-lierung einer Gasbörse in Deutschland vom 15. Januar 2007 im Auf-trag der MVV Energie AG, S. 76 f.

537 Vgl. E-Bridge, The Battle Group, Gutachten zur Etablierung einerGasbörse in Deutschland vom 15. Januar 2007 im Auftrag der MVVEnergie AG, S. 2, 84. Die „Churn Rate“, also der Faktor aus gehan-deltem Volumen und physischen Gasfluss, sollte nach internationalenErfahrungen etwa vier betragen.

538 Der Gasverbrauch in Deutschland konzentriert sich zu etwa zweiDritteln auf H-Gas und zu etwa einem Drittel auf L-Gas, wobei dieverfügbaren Reserven von L-Gas wesentlich beschränkter sind alsdiejenigen von H-Gas.

539 „Physische“ Märkte, auf denen Gas zu einem bestimmten Handels-punkt transportiert werden muss, gibt es unter anderem in Belgien(Zeebrugge), Österreich (Baumgarten) und Deutschland (Emden).Vgl. European Commission, Directorate-General Competition, Sec-tor Inquiry under Artikel 17 Regulation 1/2003 on the gas and electri-city markets, Preliminary Report Executive Summary, 2006, Tz. 60.


MWh für das Marktgebiet BEB und 21,03 Euro/MWh fürdas Marktgebiet E.ON.540

567. Das momentane Handelsvolumen auf dem Spot-und Terminmarkt der EEX ist noch sehr gering. Damitmittelfristig die Liquidität des deutschen Gasmarktes übereinen Börsenplatz gewährleistet werden kann und hier-durch positive Wettbewerbsimpulse entstehen, sind diederzeit noch bestehenden Handelshemnisse zu beseitigen.Die Etablierung einer deutschen Gasbörse und einer wett-bewerblichen Struktur des Gasmarktes hängt im Wesent-lichen von der Lösung der in den vorangegangenen gas-spezifischen Abschnitten diskutierten Probleme ab. DerAufbau eines börslichen Handelsplatzes in Deutschlandkann das Wettbewerbspotential auf dem deutschen Gas-markt nur entfalten, wenn dieser mittelfristig ein bundes-weites Marktgebiet für H- bzw. für L-Gas umfasst. DerHandel mit Gasmengen an der EEX in den zwei Marktge-bieten BEB und E.ON kann daher nur ein Anfang sein,um das Mindestkriterium der Startfähigkeit einer Gas-börse zu erfüllen. Darüber hinaus gilt es neben dem Netz-zugang insbesondere den Speicherzugang diskriminie-rungsfrei und nach marktorientierten Maßstäbeneinheitlich auszugestalten. Als zu erfüllende strukturelleVoraussetzungen für einen bundesweiten Gashandel sindallgemein zu nennen:– ein hinreichend großes (bundesweites oder internatio-

nales) Marktgebiet für H-Gas,– ein massengeschäftstaugliches und einheitliches

Entry-Exit-Modell,– hohe frei verfügbare Gasmengen innerhalb des Markt-

gebietes,– hohe frei verfügbare Speicherkapazitäten und ein dis-

kriminierungsfreier Speicherzugang,– ein marktorientiertes, diskriminierungsfreies und ein-

heitliches Engpassmanagement, – ein marktorientierter, diskriminierungsfreier und hin-

reichend großer Regelenergiemarkt,– ein tagesbasierter Bilanzausgleich (zumindest in der

Startphase der Börse),– zahlreiche Import- und Exportpunkte sowie zahlreiche

Ein- und Ausspeisepunkte zwischen inländischenMarktgebieten, wenn ein bundesweites Marktgebietfür H-Gas kurz- bis mittelfristig nicht realisiert werdenkann,

– eine große Anzahl an in- und ausländischen Anbieternund Nachfragern sowie

– die Etablierung von Market Makern541 zur Gewähr-leistung einer „Mindestliquidität“.

568. Nach Auffassung der Monopolkommission ist beider Errichtung einer Gasbörse unbedingt darauf zu ach-ten, dass möglichen Marktmachtproblemen seitens derGasversorgungsunternehmen hinreichend Rechnung ge-tragen wird. Im Elektrizitätsmarkt wird die Ausübungvon Marktmacht im Wesentlichen durch die Nicht-speicherbarkeit von Strom, d. h. durch die notwendigeGleichzeitigkeit von Angebot und Nachfrage, durch diestrategische Zurückhaltung von Erzeugungskapazitätenund durch den Einsatz kostenintensiverer Grenzkraft-werke ohne echten Bedarf möglich. Dabei kommt esnicht unbedingt darauf an, dass der jeweilige Anbieter dieMarktbeherrschungskriterien des Kartellrechts erfüllt.Vielmehr zeichnet sich ein „pivotaler Anbieter“ dadurchaus, dass eine durch ihn verursachte „Angebotslücke“nicht durch eine Angebotsausweitung der Mitwettbewer-ber geschlossen werden kann.542 Demnach können auchAnbieter mit geringen Erzeugungskapazitäten über einebeträchtliche Marktmacht verfügen. Das Marktmachtpo-tential wird durch die kurzfristig unelastische Stromnach-frage verstärkt, mit der Folge, dass durch die strategischeAngebotsverknappung der Strompreis auf dem Spotmarkterheblich steigt. Der durch strategisches Verhalten ver-zerrte Börsenpreis auf dem Spotmarkt hat eine Verzer-rung der Preise für den Terminhandel und den außerbör-slichen Over-the-Counter-(OTC)-Handel zur Folge,welche sich ihrerseits an dem auf dem Spotmarkt erziel-ten Preis orientieren.543

569. Das Marktmachtpotential der Gasversorgungsun-ternehmen ist im Gegensatz zu den Elektrizitätsgesell-schaften jedoch tendenziell niedriger einzuschätzen.Auch wenn die Nachfrage nach Gas, von wetterbedingtenSchwankungen abgesehen, ebenfalls kurzfristig unelas-tisch scheint, wird die Marktmacht eines gasanbietendenHändlers durch die technologische Eigenschaft derSpeicherbarkeit von Gas beschränkt. Speicheranlagen,die zudem in Deutschland sehr zahlreich vertreten sind,erlauben für einen Gashändler ein Portfoliomanagement,um angebots- und/oder nachfrageseitige Absatzschwan-kungen auszugleichen. Würde ein Anbieter Gasmengenaus Importverträgen und eigenen Produktionskapazitätenstrategisch zurückhalten, um eine Angebotsverknappungzu verursachen, so dass auf dem Spotmarkt und als Folgeauch insbesondere auf dem OTC-Markt der Preis für Gassteigen würde, so könnten Wettbewerber mit ihren Reser-vemengen aus Speicheranlagen dieses Defizit ausglei-chen. Genauso sind Nachfrager, die Zugang zu eigenenSpeichermengen haben, bei einer Verteuerung von Gasauf dem Spotmarkt nicht gezwungen, Gas zu diesen Prei-sen einzukaufen. Vielmehr würden sie ihre Reservemen-gen aufbrauchen. Auch scheint eine wiederholte strategi-sche Zurückhaltung von Gasmengen nur schwerdurchführbar, da die marktbestimmenden Ferngasgesell-

540 Vgl. EEX, Pressemitteilung „EEX-Handelsergebnisse und Neuzulas-sungen im Juli“ vom 2. August 2007; EEX, Pressemitteilung „EEXstartet Gashandel erfolgreich“ vom 2. Juli 2007. Eine aktuelle Teil-nehmerliste ist unter http://www.eex.com/de/ abrufbar.

541 Market Maker verbessern prinzipiell die Liquidität eines Marktes, dasie sich zur Veröffentlichung verbindlicher An- und Verkaufskurseverpflichten. Als Market Maker kommen daher vor allem regionaleund überregionale Ferngasunternehmen in Betracht, die über ein grö-ßeres Gasportfolio verfügen.

542 Vgl. Ockenfels, A., Strombörse und Marktmacht, in: Energiewirt-schaftliche Tagesfragen, Jg. 57, 2007, S. 47; Monopolkommission,Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005, Tz. 1210. Vgl. auchEuropean Commission, DG Competition Report on Energy SectorInquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, S. 17.

543 Vgl. auch European Commission, DG Competition Report on EnergySector Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, Tz. 367.


schaften aufgrund ihrer langfristig abgeschlossenen Take-or-pay-Verträge zu einer bestimmten kontinuierlichenAbnahmemenge verpflichtet sind. Eine strategische Zu-rückhaltung von Importgas wäre nur durch eine Lagerungder Gasmengen in Speicheranlagen möglich, die ihrer-seits in der Kapazität begrenzt sind. Die kurzzeitige undwiederholte Drosselung inländischer Produktionskapazi-täten erscheint aufgrund der damit verbundenen Kostenebenfalls als nicht besonders attraktiv. Der Missbrauchvon Marktmacht durch die strategische Zurückhaltungvon Gasmengen kann somit insbesondere durch dieSpeicherbarkeit von Gas zumindest beschränkt werden,vorausgesetzt ein hinreichender Wettbewerb um Spei-cherkapazitäten ist möglich und die Liquidität ist hoch.

570. Wie angesprochen besitzt der am Spotmarkt gebil-dete Preis einen erheblichen Einfluss auf die Preisbildungam Terminmarkt und am OTC-Markt. Während aller-dings energiewirtschaftliche Terminmarktgeschäfte durchdas Wertpapierhandelsgesetz geregelt werden, sind dieseVorschriften auf Spotmarktgeschäfte und außerbörslicheOTC-Geschäfte nur eingeschränkt anwendbar.544 So giltdas in § 14 WpHG geregelte Verbot von Insidergeschäf-ten nicht für Spotmarktgeschäfte an einer Energiebörse,da nur Warenderivate (hier: Futures) durch die Regelungerfasst werden. Jedoch werden auf dem Terminmarktauch nur die Emittenten von Finanzinstrumenten zur Ver-öffentlichung von Insiderinformationen verpflichtet. EinHändler unterliegt aber nicht der Ad-hoc-Publizitäts-pflicht gemäß § 15 WpHG, da nicht er, sondern die EEXselbst, als Emittent der an der deutschen Energiebörse ge-handelten Finanzinstrumente erfasst wird. Der wesentli-che Träger von Insiderinformationen, der Produzent bzw.der Importeur von Gas, wird ebenfalls nicht zur Veröf-fentlichung entscheidungsrelevanter Informationen durchdas Wertpapierhandelsgesetz veranlasst. So wird die Wei-tergabe von Insiderinformationen innerhalb des Konzern-verbundes derzeit nur durch die bestehenden Bestimmun-gen zur operationellen und informationellen Entflechtungunterbunden. Auch der Entwurf eines Gesetzes zur Um-setzung der Richtlinie über Märkte für Finanzinstrumenteund der Durchführungsrichtlinie der Kommission (Fi-nanzmarkt-Richtlinie-Umsetzungsgesetz) mag daran we-nig ändern.545 Hingegen ist das in § 20a WpHG geltendeVerbot von Marktmanipulationen bereits sehr weitge-hend. Energierechtliche Bestimmungen zu den Spot- undTerminmärkten existieren hingegen nicht.

571. Die Gestaltung einer durch die EEX organisiertenGasbörse sollte Kriterien entsprechen, durch die der An-reiz zur strategischen Ausübung von Marktmacht mini-miert wird. Zu erwarten ist ein marktorientierter und re-präsentativer Preis für börslich gehandelte Gasmengen

– bei einer großen Anzahl an (in- und ausländischen)Anbietern und Nachfragern mit unterschiedlichenwirtschaftlichen Zielsetzungen,

– bei einer ausgewogenen Verteilung der gehandeltenMengen auf die Handelsteilnehmer,

– bei der Veröffentlichung von Informationen in Echt-zeit über verfügbare Netz- und Speicherkapazitäten,über die Anzahl der Teilnehmer im Spot- und Termin-markt und über die Verteilung der gehandelten Ange-bots- und Nachfragemengen auf einzelne Unterneh-men (Market Monitoring),

– bei einer zeitlich befristeten Nominierung von MarketMakern,

– bei einer repräsentativen und zeitlich befristeten Be-setzung des Börsenrates,

– bei einer Unabhängigkeit der Handelsüberwachungs-stelle der Gasbörse,

– bei einer heterogenen Eigentümerstruktur der Gas-börse mit weiter Streuung der Anteile,

– bei einer effektiven Aufsicht über die Gasbörse nachden Vorschriften des Börsengesetzes durch die nachLandesrecht zuständige Börsenaufsicht,546

– bei einer effektiven Aufsicht über die Gasbörse nachden Vorschriften des Wertpapierhandelsgesetzes durchdie Bundesanstalt für Finanzdienstleitungsaufsicht(BaFin), insbesondere über die Vorschriften zum In-siderhandel und zur Marktpreismanipulation und

– bei einer effektiven Ex-post-Missbrauchskontrolledurch das Bundeskartellamt und die Bundesnetzagen-tur.

572. Zur Etablierung einer liquiden und marktmacht-freien Gasbörse sind aus Sicht der Monopolkommissiondie beteiligten Aufsichts- und Regulierungsbehörden an-gehalten, die strukturellen Voraussetzungen hierfür zuschaffen. Die Börsenaufsichtsbehörde hat nach § 1 und 2BörsG die Rechts- und Marktaufsicht über die Börsewahrzunehmen und nach § 6 BörsG auf die Einhaltungder Vorschriften des Kartellrechts hinzuwirken. Der Bun-

544 Vgl. § 1 Abs. 1 i. V. m. § 2 Abs. 2b WpHG. Der börsenorganisierteGasmarkt ist als Warenbörse organisiert. Unter § 2 Abs. 2 WpHG fal-len Terminmarktgeschäfte, deren Preis unmittelbar vom Börsen- oderMarktpreis von Waren abhängt. Handelsgegenstand auf einem Ter-minmarkt ist dabei nicht die physische Ware, sondern der Vertragüber das in der Zukunft zu erfüllende Geschäft (Derivat). Das Deri-vat verbrieft hierbei z.B. das Recht, eine Ware zu einem bestimmtenKaufpreis zu beziehen. Dagegen stehen auf dem Spotmarkt Leistungund Gegenleistung in einem unmittelbaren Austauschverhältnis. Vgl.hierzu auch Ensthaler, J., Bock, L., Strübbe, K., Publizitätspflichtenbeim Handel von Energieprodukten an der EEX - Reichweite des ge-änderten § 15 WpHG, in: Betriebs-Berater, Jg. 61, 2006, S. 733 bis737, 734 f.

545 Vgl. Bundestagsdrucksache 16/4028 vom 12. Januar 2007.

546 Die Börsenaufsicht genehmigt die Börse und deren Börsenordnungund überprüft die Handlungen der Börsenorgane (Geschäftsführung,Börsenrat und Handelsüberwachungsstelle). Hinzu kommt die Kon-trolle der Handelstätigkeiten der Marktteilnehmer. Hierunter sind imWesentlichen die Einhaltung der Zulassungs- und Zugangsregelun-gen für die Teilnahme am Börsenhandel, die Beachtung der Handels-bedingungen sowie die Regelungen zur Vermeidung unzulässigerEinwirkungen auf die Preisermittlung zu nennen. Unterstützt wirddie Börsenaufsichtsbehörde durch die börseneigene Handelsüberwa-chungsstelle. Die für die EEX zuständige Behörde ist das SächsischeStaatsministerium für Wirtschaft und Arbeit. Vgl. http://www.sm-wa.sachsen.de/de/Markt_Aufsicht/Wettbewerbsschutz/Boersenaufsicht/19079.html.


desnetzagentur obliegt die Aufgabe, die derzeitige Markt-gebietseinteilung kritisch zu prüfen und gegebenfalls eineZusammenlegung anzuordnen. Weiterhin sind das beste-hende Netz- und Speicherzugangsregime auf Basis der inAbschnitt 4.2 gemachten Handlungsempfehlungen wei-terzuentwickeln und die Einhaltung der gesetzlichenRegelungen zu überwachen. Der Bundesanstalt für Fi-nanzdienstleistungsaufsicht und dem Bundeskartellamtkommt nach dem Wertpapierhandelsgesetz insbesonderedie Überwachung der Vorschriften über das Verbot vonInsidergeschäften (§ 14 WpHG), die Mitteilungspflichten(§§ 15 ff. WpHG) und das Verbot der Kurs- und Markt-preismanipulation zu (§ 20a WpHG).547 Zur Erhöhungder Liquidität und der Zahl neuer Marktteilnehmer ob-liegt es zudem dem Bundeskartellamt, nach Ablauf derzeitlichen Befristung die zukünftige Notwendigkeit lang-fristiger Gaslieferverträge zwischen den Ferngasunter-nehmen und lokalen und regionalen Weiterverteilernsorgfältig zu prüfen, um möglichen Marktverschlussef-fekten vorzubeugen.

573. In jedem Fall ist die wettbewerbliche Aufsicht überdie Preisentwicklungen auf den börslich organisierten En-ergiemärkten im Rahmen eines Market Monitoring zuintensivieren, um insbesondere auf dem Spotmarkt mög-lichen Manipulationen durch marktmächtige Energieun-ternehmen entgegenzuwirken.548 Ein Market Monitoringdes energiewirtschaftlichen Börsenhandels steht komple-mentär zu den bestehenden Regelungen des allgemeinenWettbewerbsrechts und der Arbeitsaufträge der Kartell-und Regulierungsbehörden. Einer unabhängigen Markt-überwachungstelle für Börsengeschäfte kommt hierbeidie Aufgabe zu, die Entwicklung eines jederzeit transpa-renten energiewirtschaftlichen Börsenhandels zu gewähr-leisten. So sind insbesondere nichtbörsliche Informatio-nen über die Netzauslastung, die Speicherauslastung, dieKuppelstellen der frei verfügbaren Mengen, zur Regel-energie und zur allgemeinen Angebots- und Nachfrage-konzentration zeitnah zu erheben.549 Die Regelungen zubörslichen Informationen nach dem Börsengesetz sindhingegen als ausreichend zu bewerten.550

574. Die Monopolkommission ist sich dabei des Um-standes bewusst, dass durch die Veröffentlichung nicht-börslicher, aber für die Marktteilnehmer entscheidungsre-levanter Informationen über das Angebot und dieNachfrage ein mögliches kollusives Verhalten einzelnerMarktteilnehmer zu befürchten ist. Aufgrund der beste-

henden Informationsdefizite und des durch die Informati-onsbereitstellung gewährleisteten diskriminierungsfreienZugangs aller Marktteilnehmer zu wesentlichen Informa-tionen scheinen jedoch die Vorteile den Nachteil einesmöglichen strategischen Verhaltens einzelner Marktteil-nehmer zu überkompensieren, insbesondere dann, wennalle der oben aufgeführten Kriterien erfüllt sind. Gleich-wohl ist zu überlegen, ob die Marktdatenerhebung zumin-dest in einer ersten Phase nicht durch eine „Arbeits-gruppe“ – bestehend aus Mitarbeitern der Börsenaufsicht,der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht, desBundeskartellamtes und der Bundesnetzagentur – durch-geführt wird und einer verbesserten Ex-post-Miss-brauchskontrolle durch das Bundeskartellamt und derBundesnetzagentur dient. In jedem Fall sind die genann-ten Institutionen aufgrund ihrer komplementären Kompe-tenzverteilung angehalten, ihre Zusammenarbeit zu inten-sivieren.

575. Die Monopolkommission weist auch darauf hin,dass Spotmarktpreise nicht zwangsläufig niedriger seinmüssen als Formelpreise. Der Börsenhandel unterliegtnaturgemäß einer ausgeprägten Preisvolatilität. Jedoch istaus ordnungspolitischer Sicht das marktorientierte Ver-fahren der Preisbildung einem Preisfestschreibungsver-fahren vorzuziehen. Die Entwicklung in anderen europäi-schen Staaten wie den Niederlanden und Großbritannienzeigt, dass sich ein Spotmarkt und eine wesentlich kür-zere Vertragslaufzeit bei Termingeschäften etablierenkönnen. Die vom Bundeskartellamt erwirkte Verkürzungder Gaslieferverträge auf Großhandelsebene fördert dieLiquidität im Gasmarkt und begünstigt damit den Gas-handel zu marktorientierten Preisen.

4.4 Zusammenfassung und Empfehlungen der Monopolkommission

576. Die Monopolkommission erkennt an, dass sich dieVoraussetzungen für die Etablierung eines wettbewerbli-chen Gasmarktes durch die Aufnahme der sektorspezifi-schen Regulierung des Netzzugangs und der Netzentgeltesowie die Umsetzung der Entflechtungsbestimmungendurch die Bundesnetzagentur und die Landesregulie-rungsbehörden verbessert haben. Die Prüfung derNetzentgelte im ersten Genehmigungsverfahren hat eineerhebliche Senkung der Durchleitungsgebühren bewirkt.Weiterhin war der Berichtszeitraum geprägt durch die Im-plementierung des gesetzlich vorgeschriebenen Entry-Exit-Modells, wodurch prinzipiell ein diskriminierungs-freier und marktorientierter Gasnetzzugang möglich wird.Auch die Entscheidungen des Bundeskartellamtes insbe-sondere zum Abschluss langfristiger Gaslieferverträgemit Weiterverteilern und zur Zusammenschlusskontrollesowie die Sektoruntersuchung der Europäischen Kom-mission sind hier positiv zu bewerten. Tatsächlich sind inder jüngsten Vergangenheit erste Bemühungen beimWettbewerb um HuK-Kunden und Kooperationen zwi-schen regionalen und lokalen Weiterverteilern zum Baugemeinsamer Netz- und Speicheranlagen sowie zur Er-bringung von Serviceleistungen zu beobachten. Der Auf-bau einer Gasbörse ist ein weiterer und wichtiger Schrittin Richtung Wettbewerb.

547 Vgl. § 6 Abs. 2 WpHG zur Zusammenarbeit zwischen den Behördennach dem Wertpapierhandelsgesetz.

548 Zur Ausgestaltung eines Market Monitoring und zu den praktischenErfahrungen in den USA und in Australien vgl. Tworney, P., Green,R., Neuhoff, K., Newbery, D., A Review of the Monitoring of MarketPower, Cambridge Working Papers in Economics CWPE 0504,2005. Vgl. auch European Commission, DG Competition Report onEnergy Sector Inquiry, SEC(2006) 1724 vom 10. Januar 2007, S. 17.

549 Zu den in der Praxis angewendeten Kriterien vgl. Tworney, P., Green,R., Neuhoff, K., Newbery, D., A Review of the Monitoring of MarketPower, Cambridge Working Papers in Economics CWPE 0504,2005, Tabelle 4, S. 48.

550 Dies betrifft vor allem die Organisation und die Ausgestaltung derBörse, des Börsenrates, der Handelsüberwachungsstelle und dieStruktur der Anteilseigner an der Börse.


577. Die Monopolkommission kommt nach der bisheri-gen Analyse gleichwohl zu dem Ergebnis, dass auch wei-terhin nicht von einem funktionsfähigen Wettbewerb aufdem deutschen Gasmarkt gesprochen werden kann. Einflächendeckender Wettbewerb um HuK-Kunden findetnicht statt. Die Struktur der Gasversorgung ist durch ver-schiedene ökonomische, politische und technische Krite-rien gekennzeichnet, deren Wirkungszusammenhängezum Teil komplexer Natur sind. Der Netzbetrieb als we-sentliche Einrichtung, die Konzentration des Gasangebotsauf wenige Unternehmen mit langfristigen Importverträ-gen und einem wesentlichen Anteil an der inländischenProduktion, die vielfältigen horizontalen und vertikalenVerflechtungen der marktbestimmenden Ferngasunter-nehmen mit kommunalen Gasversorgungsunternehmenergeben zahlreiche strukturelle und verhaltensorientierteWettbewerbsbeschränkungen. Durchleitungsgebühren,die sich an einer effizienten Leistungserbringung orientie-ren, werden sich erst langfristig mit Einführung der An-reizregulierung einstellen.551 Ob das mit der Kooperati-onsvereinbarung durch die Netzbetreiber umgesetzteNetzzugangsmodell tatsächlich wettbewerbstauglich ist,wird sich erst zu Beginn des Gaswirtschaftsjahres 2007/2008 zeigen. In jedem Fall weist die mit der Vereinbarungbewerkstelligte Umsetzung des gesetzlich vorgegebenenEntry-Exit-Modells im Hinblick auf die Marktgebietsein-teilung, die Kooperationspflichten der Netzbetreiber unddie Regelungen zum Engpassmanagement, Regelenergie-markt und Speicherzugang noch erhebliche Umsetzungs-defizite auf. Auch die geltenden Entflechtungsbestim-mungen müssen noch weiter konkretisiert und von denvertikal integrierten Gasversorgungsunternehmen umge-setzt werden. Weiterhin wird die Wettbewerbsentwick-lung auf dem deutschen Gasmarkt durch die ausgeprägteFormelpreisbildung, die unzureichende Integration derregional geprägten Märkte und die allgemein geringeTransparenz über die Funktionsweise der Gaswirtschaftbehindert. Die strategischen und strukturellen Marktein-trittsbarrieren für Unternehmen ohne eigenes Leitungs-netz sind bei der gegenwärtigen Marktsituation als hochanzusehen. Ein grenzüberschreitender Gashandel findetzudem aufgrund der zu geringen Kapazitäten an denGrenzübergangsstellen und eines nicht bedarfsgerechtenEngpassmanagements nur in geringem Maße statt. DieHaltung einzelner Nationalstaaten gegenüber europawei-ten Zusammenschlussvorhaben wirkt hierbei gegen dieEtablierung eines europäischen Binnenmarktes. Die aktu-elle Entwicklung zeigt außerdem, dass sich in Zukunft diewachsende (weltweite) Nachfragekonkurrenz um Gas-mengen und die zunehmende Interdependenz zwischenden Elektrizitäts- und Gasmärkten bedingt durch die Ein-führung des CO2-Emmissionshandels als problematischerweisen werden. Eine Übersicht über die aktuelle Markt-situation in der deutschen Gaswirtschaft gibt Tabelle 4.6.

578. Zur Etablierung eines regulatorisch bedingtenWettbewerbs auf den Netzebenen auf Basis der in § 1Abs. 1 EnWG genannten Ziele und zur Förderung eines

strukturell gesicherten Wettbewerbs auf den den Netzenvor- und nachgelagerten Wirtschaftsstufen sind nach Auf-fassung der Monopolkommission zunächst die in den vo-rangegangenen Abschnitten diskutierten Probleme durchdie Regulierungs- und Wettbewerbsbehörden zu lösen.552

Für die Zukunft ist es unabdingbar, dass der durch das2005 novellierte Energiewirtschaftsgesetz in Kraft getre-tene neue Rechtsrahmen in Form der Amtspraxis der Re-gulierungsbehörden an Stabilität und Verlässlichkeit füralle Marktteilnehmer gewinnt. Ob darüber hinaus zusätz-lich zu diesem gasspezifischen Maßnahmenpaket eine ei-gentumsrechtliche Entflechtung von Gasversorgungsun-ternehmen angezeigt ist, wird sektorübergreifend inKapitel 6 erörtert. Neben den nachfolgend dargestelltenHandlungsempfehlungen seitens der Monopolkommis-sion sind die Anmerkungen, die in Kapitel 5 zur voraus-sichtlich am 1. Januar 2009 beginnenden Anreizregulie-rung gemacht werden, zu berücksichtigen. DieMonopolkommission sieht für die Regulierungs- undWettbewerbsbehörden folgende Tätigkeitsschwerpunkte:

– Entflechtung: Den Regulierungsbehörden obliegt dieDurchsetzung der gesetzlichen Vorgaben insbesonderezur operationellen und informatorischen Entflechtung,um einen größtmöglichen Grad an Diskriminierungs-freiheit zwischen Netz und vor- und nachgelagertenWirtschaftsstufen zu gewährleisten. Die geltendenVorschriften sind durch die Regulierungsbehörden re-striktiv auszulegen. Sollte sich die Implementierunginsbesondere der Bestimmungen zur operationellenEntflechtung durch die Unternehmen weiter verzö-gern, so ist die Bundesnetzagentur angehalten, Auf-sichtsmaßnahmen nach § 65 Abs. 1 und 2 EnWG zuergreifen. Darüber hinaus wäre es sinnvoll, nicht nurdem leitenden Personal, sondern allen Mitarbeiter desNetzbetriebs die Wahrnehmung anderer konzerninter-ner Aufgaben zu untersagen. Auch sind die Vorausset-zungen zur Ausnahme von der operationellen undrechtlichen Entflechtung zu überprüfen und der ent-sprechende Schwellenwert abzusenken. Das Energie-wirtschaftsgesetz wäre dementsprechend zu ändern.Zur Verwirklichung der mit der Entflechtung verfolg-ten Ziele müssen alle Betreiber von Energieversor-gungsnetzen auf Basis der gesetzlichen Vorschriftenals eigenständige, unabhängige Marktakteure wahrge-nommen werden.

– Kooperationsvereinbarung: Die Umsetzung der ge-setzlichen Vorgaben zu einem transaktionspfadunab-hängigen und diskriminierungsfreien Entry-Exit-Modell bildet das Kernstück der Arbeit der Regulie-rungsbehörden in diesem Berichtszeitraum. Neben derKonzeption der Einzelbuchungsvariante in der Koope-rationsvereinbarung kommt der Bildung eigentum-übergreifender Marktgebiete eine besondere Bedeu-tung zu. Die Zahl der Marktgebiete ist mittelfristigunter Berücksichtigung etwaiger kapazitätsverringen-

551 Zum Konzept der Anreizregulierung vgl. Kapitel 5.

552 Zum Begriff des „regulatorisch bedingten Wettbewerbs“ und des„funktionsfähigen Wettbewerbs“ vgl. Abschnitt 1.1. Zum Zielkatalogdes Energiewirtschaftsgesetzes vgl. Abschnitt 2.2.


der Effekte unbedingt zu minimieren, indem ein bun-desweiter Markt für H- bzw. L-Gas etabliert wird. Obdie derzeitige Marktgebietsstruktur auf dem deutschenGasmarkt den Engpasskriterien des § 20 Abs. 1bEnWG entspricht, ist zeitnah von der Bundesnetz-agentur zu prüfen. Allgemein ist die Vereinbarung im

Bereich der Kooperationspflichten, der Regelenergie-beschaffung, der Bilanzierung, des Speicherzugangsund des Lieferantenwechselprozesses durch dieMarktteilnehmer und mit Unterstützung der Bundes-netzagentur zu verbessern und marktgerecht auszuge-stalten.

Ta b e l l e 4 . 6

Die deutsche Gaswirtschaft 2007


Kriterien AusprägungWirtschaftsstufen

– Importstufe und inländische Produktion hoch konzentriert– Verteilerstufe differenziert– Endverbraucherstufe differenziert– Marktabgrenzung unternehmensnetzbezogen

Marktsituation– Netzqualität (technische Versorgungszuverlässigkeit) hoch– langfristige Importverträge besonders ausgeprägt– langfristige Gaslieferverträge mit Weiterverteilern institutionell begrenzt– strukturelle Markteintrittsbarrieren auf Netzebene sehr hoch– strategische Beteiligungen an Weiterverteilern besonders ausgeprägt– Marktbedeutung der Ferngasunternehmen sehr hoch– eigentumsrechliche Entflechtung nein– Anzahl Bilanzzonen bzw. Marktgebiete hoch– transaktionspfadunabhängiger Netzzugang noch eingeschränkt– marktorientierte Beschaffung von Regelenergie unterentwickelt– physikalische und vertragliche Kapazitätsengpässe (Netze und Speicher) zumindest kurzfristig– marktorientierte Engpassmanagementverfahren unterentwickelt– allgemeine Netzausbauverpflichtung nein– Kooperation von Weiterverteilern (Gasbeschaffung, Bau von Speicheranla-

gen usw.)zunehmend

– Gasnachfrage langfristig zunehmend– Interdependenz zwischen Elektrizitäts- und Gasmarkt zunehmend

Preise– Grenzübergangspreis hoch– Netzentgelte hoch– Netzentgeltunterschiede zwischen den Netzbetreibern hoch, aber abnehmend– Endverbraucherpreise (inkl. Steuern und Abgaben) hoch– Wechselquote der Endverbraucher sehr niedrig– marktorientierte Preisbildung unterentwickelt– börslicher Gashandel unterentwickelt

europäische Marktintegration– grenzüberschreitender Absatz (absolut) gering– Kapazitätsauslastung der Transitstrecken hoch– Bau von Transitleitungen und Flüssiggasanlagen unterentwickelt


– Regelenergiemarkt: Mittelfristig ist der Aufbau einesbundesweiten und wettbewerblich organisierten Regel-energiemarktes mit Reduzierung der Zahl der Markt-gebiete anzustreben. Aber auch in der Zwischenzeit istdie Beschaffung von Ausgleichsenergie durch die je-weiligen marktgebietsaufspannenden Netzbetreibernach einheitlichen, marktorientierten und diskriminie-rungsfreien Verfahren vorzunehmen. Vor dem Hinter-grund der gegenwärtigen Marktgegebenheiten scheintes angemessen, einen tagesbasierten und nicht einenstündlichen Bilanzausgleich anzuwenden. § 30 Gas-NZV wäre hierbei entsprechend zu ändern.

– Engpassmanagement: Zur Bewirtschaftung von struk-turellen und vertraglichen Engpässen in Leitungsnetzund Speicherbetrieb ist ein diskriminierungsfreies,marktorientiertes und einheitliches Engpassmanage-ment anzuwenden. Bei Verwendung eines Auktions-modells an inländischen Marktgebietsgrenzen und anGrenzübergangsstellen ist den jeweiligen strukturellenGegebenheiten Rechnung zu tragen. Die erzieltenEngpassmanagementerlöse sind von den Unternehmenunbedingt und unverzüglich zur Beseitigung derEngpässe zu verwenden oder netzentgeltmindernd andie Netznutzer weiterzureichen. Bei längerfristigbestehenden strukturellen Engpässen ist seitens derBundesnetzagentur eine einzelfallbezogene Netzaus-bauverpflichtung gegenüber dem betroffenen Unter-nehmen anzuordnen. Bei vertraglichen Engpässensind die Maßnahmen gegen Kapazitätshortung unmit-telbar und konsequent durchzuführen. Der Zeitraumfür nicht genutzte Kapazitäten sollte hierbei von sechsauf drei Monate verkürzt werden. Das Informations-management der Netzbetreiber zur Mitteilung bevor-stehender Kapazitätsengpässe ist von den Netzbetrei-bern diskriminierungsfrei und transparent zu gestalten.

– Bau von Speicher- und LNG-Anlagen: Für einen dis-kriminierungsfreien und marktorientierten Zugang zuden Speicheranlagen sind die Leitlinien der ERGEGunbedingt verbindlich von den Speicherbetreibern um-zusetzen. Der Bau neuer Speicher und LNG-Anlagenist durch eine Beschleunigung des Genehmigungsver-fahrens zu unterstützen. Gleichwohl ist seitens der Re-gulierungsbehörden darauf zu achten, dass neue Spei-cher- und LNG-Anlagen diskriminierungsfrei an dasbestehende Leitungsnetz angeschlossen werden. Da-rüber hinaus sind signifikante Speicherkapazitätenmarktmächtiger Speicherbetreiber zeitlich befristet inmarktorientierten Verfahren zu versteigern.

– Neue Infrastrukturen: Nach § 28a EnWG gestellte An-träge sind sorgfältig durch die Bundesnetzagentur aufdie wettbewerbliche Wirkung hin zu prüfen. Hierbeigilt es auch zu beurteilen, inwieweit Infrastrukturin-vestitionen unter die Generalklausel des § 11 Abs. 1EnWG fallen. In jedem Fall ist der mit einer Einzelfall-entscheidung einhergehenden Rechtsunsicherheit vor-zubeugen. Zugleich sind der Ausbau des europaweitenLeitungsnetzes mit Ein- und Ausspeisepunkten aufdeutschem Gebiet und der Bau von Flüssiggasanlagen

durch ein beschleunigtes Genehmigungsverfahren zuunterstützen.

– Netzentgeltregulierung nach § 23a EnWG und § 3Abs. 2 GasNEV: Die im zweiten Genehmigungsver-fahren gestellten Netzentgeltanträge nach § 23aEnWG sind von den Regulierungsbehörden sorgfältigauf das Effizienzkriterium hin zu überprüfen, da diesedie Ausgangsbasis für die voraussichtlich am 1. Januar2009 beginnende Anreizregulierung darstellen. Aufeine einheitliche Entscheidungspraxis von Bundesnetz-agentur und Landesregulierungsbehörden ist hierbeibesonders zu achten. Die Prüfung der Netzentgeltan-träge der überregionalen Ferngasunternehmen nach§ 3 Abs. 2 GasNEV sind restriktiv vorzunehmen. Füreine baldige Überführung der Ferngasnetzbetreibervon der kostenorientierten zur anreizorientiertenNetzentgeltregulierung sind die Anträge zeitnah zuprüfen. Eine erneute Verschiebung des Startzeitpunk-tes der Anreizregulierung gilt es unbedingt zu vermei-den.

– Verauktionierung von Gasmengen durch überregio-nale Ferngasunternehmen: Zusätzlich zu den auf Netz-ebene gemachten Empfehlungen sind zur Erhöhungder Liquidität des Großhandelsmarktes und zur Sen-kung der Markteintrittsbarrieren für neue Händler zeit-lich befristet signifikante Gasmengen aus inländischenFördermengen und aus Importmengen der Ferngasge-sellschaften in marktorientierten Verfahren zu verstei-gern. Bei der Gestaltung eines solchen „Gas-Release-Programms“ zur verhaltensbedingten Dekonzentrationauf der Aufkommensstufe gilt es seitens des Bundes-kartellamtes die Selbstdurchsetzbarkeit der Auflagenzu gewährleisten.

– Langfristige Gaslieferverträge: Die wettbewerblicheWirkung der Untersagung langfristiger Gaslieferver-träge mit Quasi-Gesamtdeckungsbedarf zwischenFerngasunternehmen und Weiterverteilern bleibt abzu-warten. Das Bundeskartellamt ist zu einer kontinuier-lichen Marktüberwachung angehalten, um nach Ab-lauf der Befristung der Untersagungsverfügungentsprechend der Wettbewerbssitutation handeln undeinem erneuten Marktverschluss entgegenwirken zukönnen.

– Horizontale und vertikale Verflechtungen: Neben denhorizontalen Verflechtungen sind insbesondere Betei-ligungen der Ferngasunternehmen an Regional- undOrtsgasunternehmen im Verfahren der Zusammen-schlusskontrolle durch das Kartellamt intensiv zu prü-fen. Hierbei gilt es zu berücksichtigen, dass vor demHintergrund des schon vorhandenen dichten Beteili-gungsgeflechts und des strategischen Charakters derBeteiligungen bereits der Erwerb kleiner Anteilsmen-gen an einem kommunalen Energieversorger ausrei-chen, um bei der gegenwärtigen Wettbewerbssituationeinen Marktverschluss herbeizuführen. Eine solchePrüfung ist auch grundsätzlich bei grenzüberschreiten-den Beteiligungserwerben auf europäischer Ebenedurch die Europäische Kommission durchzuführen.


– Gasbörse: Die Aufnahme des börslichen Gashandelsan der EEX ist ein wichtiger Schritt zur Erhöhung derLiquidität im deutschen Gasmarkt und zur Bildungmarktadäquater Preise. Damit sich ein liquider Bör-senhandel entwickeln kann, sind die vorangegangenenAusführungen umzusetzen. Gleichwohl ist der Erlassenger gesetzlicher Regelungen zur Vermeidung mögli-cher strategischer Manipulationen der Börsenkurseunabdingbar. Die Börsenaufsicht hat hier die Aufgabe,die Organisation und Funktionsweise der Börse zuüberwachen. Der Bundesanstalt für Finanzdienstleis-tungsaufsicht und dem Bundeskartellamt obliegt esinsbesondere, das nach dem Wertpapierhandelsgesetzgeltende Verbot von Insidergeschäften sowie vonKurs- und Marktpreismanipulation zu überwachen.Eine Zusammenarbeit mit der Bundesnetzagenturscheint in diesem Bereich angezeigt, da der Regulie-rungsbehörde ihrerseits die Prüfung der Vorgaben zurinformatorischen und operationellen Entflechtung zu-kommt und sie über netz- und speicherspezifischeKenntnisse verfügt. Zur Steigerung der Transparenzüber das Marktgeschehen empfiehlt die Monopolkom-mission die Einführung eines Market Monitoring.Diese Marktüberwachungsstelle hat die Aufgabe,marktrelevante Informationen z. B. über verfügbareNetz- und Speicherkapazitäten, über die Anzahl derTeilnehmer auf dem Spot- und Terminmarkt sowieüber die Verteilung der gehandelten Angebots- undNachfragemengen auf einzelne Unternehmen zeitnahzu erheben und die Bietstrategien der Börsenteilneh-mer auf marktkonformes Handeln zu überprüfen. Or-ganisatorisch wäre eine solche Instanz in Form einerArbeitsgruppe – bestehend aus Mitarbeitern der nachLandesrecht zuständigen Börsenaufsicht, der Bundes-anstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht, des Bundes-kartellamtes und der Bundesnetzagentur – zu errich-ten.

5 Anreizregulierung

5.1 Das Konzept der Anreizregulierung

579. Der am 13. Juni 2006 vom Bundeskabinett verab-schiedete Entwurf einer Verordnung über die Anreizregu-lierung der Energieversorgungsnetze (ARegV-E) siehtvor, dass die Betreiber von Elektrizitäts- und Gasnetzenab dem 1. Januar 2009 nicht mehr kostenorientiert, son-dern anreizorientiert reguliert werden.553 Die Bundesnetz-agentur war nach § 112a Abs. 1 Satz 1 EnWG angehalten,der Bundesregierung bis zum 1. Juli 2006 einen Berichtzur Einführung der Anreizregulierung im Energiesektornach § 21a EnWG vorzulegen. Daran anschließend hatdas Bundeswirtschaftsministerium am 16. November2006 ein vierseitiges Eckpunktepapier und am 4. April2007 einen Referentenentwurf einer Anreizregulierungs-verordnung vorgelegt. Aufgrund des breit angelegtenKonsultationsprozesses und der noch durchzuführendenvorbereitenden Maßnahmen soll die Einführung der An-reizregulierung entgegen der ursprünglichen Planungnicht bereits zum 1. Januar 2008, sondern erst ein Jahrspäter stattfinden (vgl. Abbildung 5.1). Die Anwendungbzw. Auslegung der zum Teil nicht abschließend geregel-ten Vorgaben obliegt der Bundesnetzagentur und denLandesregulierungsbehörden. Mit der neuen Verordnungsind zahlreiche Monitoringaufgaben der Bundesnetzagen-tur und Dokumentationspflichten der Netzbetreiber ver-bunden. Nach § 112a Abs. 3 Satz 1 EnWG hat die Bun-desnetzagentur zwei Jahre nach Einführung derAnreizregulierung der Bundesregierung einen Erfah-rungsbericht vorzulegen.

553 Vgl. Bundesregierung, Entwurf einer Verordnung zum Erlass und zurÄnderung von Rechtsvorschriften auf dem Gebiet der Energieregu-lierung vom 13. Juni 2007. Vgl. auch den Beschluss des Bundesrates,Bundesratsdrucksache 417/07 vom 21. September 2007.

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Zeitplan zur Anreizregulierung



580. Die Monopolkommission steht der Einführung ei-ner anreizorientierten Regulierung der Netzentgeltegrundsätzlich positiv gegenüber. Sie plädiert für eine bal-dige Einführung derselben, da die derzeitig kostenorien-tierte Bestimmung der Netzentgelte problembehaftetist.554 Aufgrund des fehlenden wettbewerblichen Ver-gleichsmaßstabes prüfen die Regulierungsbehörden der-zeit die Netzentgelte auf Basis der tatsächlichen Kostendes Netzbetriebs eines Unternehmens. Die Netzbetreiberhaben bei einem kostenorientierten Regulierungsansatznur geringe Anreize, ihre Kosten zu senken, da sich jedeKostenerhöhung in höheren Netzentgelten, aber jede Ef-fizienzsteigerung auch in niedrigeren Netzentgelten nie-derschlägt. Nach § 23a EnWG hat sich zwar das zu ge-nehmigende Netzentgelt an einem effizienten undstrukturell vergleichbaren Netzbetreiber zu orientieren,wozu die Bundesnetzagentur auch Vergleichsverfahrendurchführt. Ob damit aber hinreichend „Anreize für eineeffiziente Leistungserbringung“ einhergehen, wie es derGesetzgeber in § 21 Abs. 2 Satz 1 EnWG vorsieht, istfraglich, zumal die Netzbetreiber in einem kostenorien-tierten Regulierungsregime tendenziell zur Überkapitali-sierung neigen, der Prüfungsaufwand der Regulierungs-behörde aufgrund der Vielzahl an Netzbetreibernerheblich ist und eine Detailprüfung unter Effizienzge-sichtspunkten unterbleibt.

581. Wie die Monopolkommission bereits in früherenGutachten dargelegt hat, wird mit einer anreizorientiertenRegulierung der Netzentgelte versucht, regulatorisch ei-nen Wettbewerb zu simulieren, indem die Erlöse bzw. diePreise über die Dauer einer Regulierungsperiode von denKosten abgekoppelt werden. Die Unternehmen werdenhierdurch angehalten, sich sowohl an der Produktivititäts-entwicklung der Elektrizitäts- bzw. Gasbranche als auchan der eigenen Kostenentwicklung zu orientieren. Vondieser Art der Regulierung gehen allgemein positive öko-nomische Anreize hinsichtlich der allokativen, produkti-ven und dynamischen Effizienz aus. Zum einen wird dieNachfrage bei der Preissetzung berücksichtigt und zumanderen werden Kostensenkungen durch Produktivitäts-fortschritte an die Netznutzer weitergegeben. Darüberhinaus können die Netzbetreiber durch zusätzliche Ratio-nalisierungsanstrengungen Gewinne realisieren, die sieeinbehalten dürfen. Effiziente Unternehmen erhaltendemnach eine höhere Kapitalverzinsung. Dagegen erzie-len ineffiziente Unternehmen geringere Renditen.

582. Konzeptionell soll die Anwendung der Anreizre-gulierung auf den Energiebereich in einem zweistufigenProzess erfolgen.555 In einer ersten Stufe, die zwei Regu-lierungsperioden von je fünf Jahren umfassen soll, sollendie bestehenden großen Effizienzunterschiede zwischenden Elektrizitäts- bzw. Gasnetzbetreibern abgebaut wer-den, indem neben branchenbezogenen auch unterneh-

mensindividuelle Effizienzziele vorgeben werden.556

Hierzu wird ein Verfahren zum bundesweiten Unterneh-mensvergleich durchgeführt, womit eine Orientierung derNetzbetreiber an dem gebietsstrukturell vergleichbaren„besten“ Unternehmen (sog. Frontier-Unternehmen)möglich wird.557 Das effiziente Unternehmen einer jedenKlasse bildet demnach den Maßstab für die individuellenEffizienzvorgaben der übrigen Netzbetreiber. Auf Basisder relativen Effizienz wird für jede Regulierungsperiodeein Entwicklungspfad für die Erlöse festgelegt. Die Netz-betreiber sind demnach innerhalb einer Periode angehal-ten, ihre Erlöse bzw. Ineffizienzen unabhängig von denKosten anhand des vorgegeben Effizienzzieles abzusen-ken bzw. abzubauen. Über die Effizienzziele hinausge-hende Kostensenkungen in Form von Gewinnen dürfenvon den Netzbetreibern einbehalten werden. Nach Ablaufeiner Periode findet eine Überprüfung der tatsächlichenKosten durch die Regulierungsbehörden statt. RealisierteEffizienzsteigerungen werden in der nächsten Periodedurch eine Anpassung der Erlösobergrenze an die Netz-nutzer in Form niedrigerer Netzentgelte weitergegeben.Die anreizorientierte Festlegung der Netzentgelte in derersten Regulierungsperiode basiert auf den im zweitenNetzentgeltverfahren nach § 23a EnWG genehmigtenKosten. Zum Ausgleich von Erlösschwankungen auf-grund von Mengenänderungen ist nach § 5 ARegV-E dieEinrichtung eines Regulierungskontos bei der Bundesnetz-agentur vorgesehen.

583. Nach dem Vorschlag der Bundesnetzagentur sollanschließend an die erste Phase der Erlösobergrenzenre-gulierung in einer zweiten Stufe, die frühestens ab dem1. Januar 2019 geplant ist, ein System des reinen Ver-gleichswettbewerbs (Yardstick-Competition) folgen.558 Ineinem reinen Vergleichswettbewerb orientieren sich dieErlöse bzw. Netzentgelte nicht mehr an der individuellenKostensituation und damit der individuellen Effizienz ei-nes jeden Netzbetreibers. Die Vorgaben zur Erlössenkungwerden vielmehr vollständig durch bundes- und europa-weite Unternehmensvergleiche ermittelt. Die Anpassungder Effizienzvorgaben soll dann nach der Vorstellung derBundesnetzagentur verkürzt und in einem zweijährigenRhythmus vorgenommen werden. Allerdings wurde die-ser Vorschlag im Verordnungsentwurf nicht berücksich-tigt. So ist zunächst eine unbestimmte Anzahl von Regu-lierungsperioden mit einer Dauer von fünf Jahrenvorgesehen. Die im Verordnungsentwurf enthaltenen Re-

554 Zum Konzept der kostenund anreizorientierten Netzentgeltregulie-rung vgl. auch Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003,Baden-Baden 2005, Tz. 1171 ff. und Monopolkommission, Haupt-gutachten 2000/2001, Baden-Baden 2003, Tz. 782 ff.

555 Vgl. BNetzA, Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112a EnWG zurEinführung der Anreizregulierung nach § 21a EnWG, Tz. 8.

556 Der Bundesrat hat dagegen beschlossen, dass im Gasbereich die ersteRegulierungsperiode nur vier statt fünf Jahre gelten soll. Die Ände-rung hat zum Ziel, die Arbeitsbelastung der Netzbetreiber und Regu-lierungsbehörden zu entzerren, da ansonsten eine gleichzeitige An-tragsstellung der zumeist Mehrspartennetzbetreiber stattfindenwürde. Zur Gleichbehandlung von Strom und Gas sollen die Effizi-enzvorgaben anteilig angepasst werden. Vgl. Bundesratsdrucksache417/07 vom 21. September 2007, S. 16.

557 Vgl. §§ 12 bis 16 ARegV-E und BNetzA, Bericht der Bundesnetz-agentur nach § 112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierungnach § 21a EnWG, Tz. 119. Nach § 22 ARegV-E ist für die Betreibervon Übertragungsnetzen ein europäischer Effizienzvergleich vorge-sehen.

558 Vgl. BNetzA, Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112a EnWG zurEinführung der Anreizregulierung nach § 21a EnWG, Tz. 8.


gelungen zielen zwar vorrangig auf den Abbau bestehen-der Ineffizienzen gebietstrukturell vergleichbarer Netzbe-treiber innerhalb eines Zeitraumes von zehn Jahren ab.Aus heutiger Sicht scheint es aber unklar, ob die Voraus-setzungen für eine Yardstick-Competition, nämlich eineinheitliches Ausgangsniveau aller Elektrizitäts- bzw.Gasnetzbetreiber, innerhalb der nächsten zwei Regulie-rungsperioden tatsächlich erfüllt werden können.559

Gleichwohl ist die Bundesnetzagentur nach § 33 Abs. 1Nr. 4 ARegV-E angehalten, in einem Bericht an das Bun-deswirtschaftsministerium Vorschläge zu einer ab 2019anzuwendenden modifizierten Form der Anreizregulie-rung abzugeben.

5.2 Kritische Würdigung

5.2.1 Allgemeine Anmerkungen

584. Die spätere Einführung der Anreizregulierungmacht eine zweite kostenorientierte Netzentgeltgenehmi-gungsrunde notwendig, wonach die Durchleitungsent-gelte ein weiteres Mal von den Regulierungsbehörden ge-nehmigt werden. Angesichts der Erfahrungen im erstenGenehmigungsverfahren ist die zweite Prüfungsrunde imHinblick auf die Dauer des Verfahrens, die Prüfungstiefeund mögliche Rechtsbeschwerden nicht ohne Problemezu sehen.560 Schließlich stellen die im zweiten Verfahrengeprüften Kosten das Ausgangsniveau für die Anreizre-gulierung dar. Die individuellen Effizienzvorgaben einesNetzbetreibers basieren demnach auf den für das Ge-schäftsjahr 2006 geprüften Kosten. Aus Sicht der Mono-polkommission ist daher die Prüfung der Daten durch dieRegulierungsbehörden unter entsprechender Anwendungder Vorschriften der Netzentgeltverordnungen besonderssorgfältig vorzunehmen. Gleichzeitig gilt es eine weitereVerzögerung bei der Einführung der Anreizregulierungunbedingt zu vermeiden.

585. Gleichwohl ergeben sich Probleme bei der praxis-bezogenen und sachgerechten Ausgestaltung der Erlös-obergrenzenregulierung. So sind die positiven Erfahrun-gen, die mit der Anreizregulierung auf ausländischenElektrizitäts- und Gasmärkten gemacht wurden, aufgrundder unterschiedlichen strukturellen und rechtlichen Rah-menbedingungen nicht ohne weiteres auf den deutschenEnergiemarkt übertragbar.561 Auch bedingen die sektor-spezifischen Besonderheiten des Elektrizitäts- und Gas-marktes eine zum Teil unterschiedliche Ausgestaltung derParameterwerte. Generell stellen die „Knackpunkte“ ei-ner jeden Anreizregulierung die verwendeten Kennzifferndar. Nach dem vorliegenden Konzept wird die zulässigeErlösobergrenze eines Netzbetreibers unter Berücksichti-gung der Netzentgelthöhe der vorangegangenen Periode,der (nicht) beeinflussbaren Kostenanteile, der Verbrau-

cherpreisentwicklung, des allgemeinen sektoralen Pro-duktivitätsfortschritts, der unternehmensindividuellenEffizienzsteigerungsziele und der Qualitätsvorgaben er-mittelt.562 Der Verordnungsgeber hat in dem Entwurf wei-testgehend auf abschließende Detailregelungen verzich-tet, so dass den Regulierungsbehörden die sachgerechteAusgestaltung und Anwendung der Kennziffern obliegt.Dabei sind im Wesentlichen die Vorgaben zur Festlegungvon Obergrenzen (§ 21a Abs. 2 EnWG), von Effizienz-vorgaben (§ 21a Abs. 2 Satz 2 und Abs. 5 Satz 1 EnWG)und von Qualitätsvorgaben (§ 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG)zu beachten. Dem Grundsatz der Regulierung entspre-chend müssen die getroffenen Vorgaben gemäß § 21aAbs. 5 Satz 4 EnWG für die Netzbetreiber unter Nutzungmöglicher und zumutbarer Maßnahmen erreichbar undübertreffbar sein.

5.2.2 Beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten

586. Die Effizienzvorgaben dürfen sich nach § 21Abs. 4 Satz 5 EnWG nur auf Kosten beziehen, die durchden Netzbetreiber beeinflussbar sind. Die Ermittlung derzu berücksichtigenden Kosten erfolgt auf Basis der Vor-gaben zur Kostenregulierung nach § 21 Abs. 2 EnWGund den Regelungen der Netzentgeltverordnungen. Nach§ 11 Abs. 1 ARegV-E werden die „beeinflussbaren Kos-ten“ von „dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten“ und„vorübergehend nicht beeinflussbaren Kosten“ abge-grenzt (vgl. Abbildung 5.2).563 Unter dauerhaft nicht be-einflussbare Kosten fallen gemäß § 11 Abs. 2 ARegV-Ediejenigen Kosten, die exogen vorgegeben sind oderdurch Dritte verursacht werden. Vorübergehend nicht be-einflussbare Kostenanteile stellen hingegen diejenigenKosten dar, die für einen effizienten Netzbetrieb unterBerücksichtigung etwaiger gebietsstruktureller Besonder-heiten unvermeidbar sind.564 Der beeinflussbare Kosten-anteil ergibt sich letztlich aus der Differenz der Gesamt-kosten des Netzbetriebs abzüglich der dauerhaft nichtbeeinflussbaren Kosten, der vorübergehend nicht beein-flussbaren Kosten und etwaiger gebietstrukturell be-dingter Kosten. Beeinflussbare Kosten sind auf unter-nehmensindividuelle und per definitionem ineffizienteEntscheidungen zurückzuführen. Das im Rahmen des Ef-fizienzvergleichs gefundene effiziente Unternehmen hatdemnach einen absenkbaren Kostenanteil von 0; die indi-viduelle Effizienzvorgabe für diesen Netzbetreiber be-trägt folglicherweise 0 Prozent.

587. Im Konsultationsprozess zum Bericht der Bundes-netzagentur wurde bei der Festlegung dauerhaft nichtbeinflussbarer Kostenanteile vielfach diskutiert, ob sichdie Beeinflussbarkeit der Kosten auf den Zeitrahmen derjeweiligen Regulierungsperiode erstreckt oder nicht. ImGrundsatz war man sich darüber einig, dass Kosten alsnicht beeinflussbar gelten, wenn sie innerhalb einer Re-559 Vgl. auch § 16 Abs. 1 Satz 2 ARegV-E i.V.m. Begründung zu § 16

ARegV-E, S. 57 f. Danach kann es bei unzumutbaren Effizienzvorga-ben zu einer Verlängerung des Anpassungszeitraumes kommen.

560 Vgl. Abschnitt 4.2.3.2.561 Zu den Regulierungserfahrungen in England und Wales vgl. Mono-

polkommission, Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005, ins-besondere Tz. 1192.

562 Zur anreizorientierten Regulierungsformel vgl. § 7 i. V. m. Anlage 1der ARegV-E, S. 29.

563 Vgl. auch § 21a Abs. 4 Satz 2 EnWG.564 Vgl. auch Begründung zu § 11 ARegV-E, S. 47 ff.


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Kostenarten der Anreizregulierung

Quelle: BMWi, Entwurf einer Verordnung zum Erlass und zur Änderung von Rechtsvorschriften auf dem Gebiet der Energieregulierung vom 13. Ju-ni 2007

gulierungsperiode vom Netzbetreiber nicht steuerbarsind. So sind Kosten, die aus einer zum gegenwärtigenZeitpunkt aktiv zu treffenden Entscheidung resultierenund/oder zukünftig veränderbar sind, als beeinflussbar zubezeichnen. Dagegen sind bei Einführung der Anreizre-gulierung Kosten wie etwa Altinvestitionen als nicht be-einflussbar zu behandeln, da ihr Entscheidungszeitpunktin der Vergangenheit liegt. Der Verordnungsgeber hat dasZuordnungsproblem insoweit gelöst, als § 11 Abs. 2 bis 4ARegV-E eine abschließende Liste enthält, woraus her-vorgeht, welche Kostenanteile seiner Ansicht nach beein-flussbar sind und welche nicht.565

588. Demnach gelten insbesondere gesetzliche Ab-nahme- und Vergütungspflichten, Betriebssteuern, Auf-wendungen für vorgelagerte Netze, genehmigte Investi-

tionsbudgets und pauschalierte Investitionszuschläge alsdauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile.566 Hinzukommen Kosten, die sich aus der Einhaltung von Vor-schriften der Netzentgeltverordnungen sowie europäi-schen Verordnungen ergeben.567 Entgegen der Auffas-sung des Verordnungsgebers ist die Monopolkommissionder Meinung, dass Konzessionsabgaben durchaus in ihrerHöhe beeinflussbar sind. Konzessionsabgaben werden inbilateralen Verhandlungen zwischen einem öffentlichenTräger und einem Netzbetreiber ausgehandelt. § 2 der

565 Vgl. auch § 21 Abs. 4 Satz 2 EnWG.

566 Nach Auffassung des Bundesrates sollten auch Baukostenzuschüssezum Bereich der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten zugeordnetwerden, damit Verzerrungen im Effizienzvergleich ausgeschlossenwerden können. Vgl. Bundesratsdrucksache 417/07 vom 21. Septem-ber 2007, S. 5.

567 So z. B. die einzuhaltenden Vorschriften über die Netzzugangsbedin-gungen für den grenzüberschreitenden Elektrizitätshandel (Verord-nung (EG) Nr. 1228/2003) oder die Bedingungen für den Zugang zuden Erdgasfernleitungen (Verordnung (EG) Nr. 1775/2005).


Konzessionsabgabenverordnung (KAV)568 bestimmt le-diglich eine zulässige Obergrenze für die zu verlangendeHöhe der Konzessionsabgaben. Der Anreiz eines Netzbe-treibers, die Höhe der Konzessionsabgabe in Verhandlun-gen zu seinen Gunsten zu beeinflussen, geht durch dieKategorisierung der Abgabe als ein vollständig auf dieNetznutzer zu überwälzender Kostenblock verloren.Auch die Aufnahme von in Monopolzeiten gewährten be-trieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zuLohnzusatz- und Versorgungsleistungen scheint fragwür-dig. § 11 Abs. 2 ARegV-E entfaltet insoweit einen zu wei-ten Bestandsschutz. Eine Anreizregulierung kann ihreWirkung nur voll entfalten, wenn sich die Effizienzvorga-ben auf einen möglichst großen Teil der Gesamtkosten er-streckt. Hierzu gehört ebenfalls, dass die nicht beeinfluss-baren Kostenanteile eines Netzbetreibers auch nachEinführung der Anreizregulierung einer Effizienz- bzw.Missbrauchskontrolle durch die Regulierungsbehördenunterliegen.569

5.2.3 Effizienzvergleich und -vorgaben

589. Der allgemeine Effizienzfaktor setzt die Produkti-vitäts- und Inputpreisentwicklung der Netzbetreiber inRelation zur Gesamtwirtschaft. Dieser Faktor wird vomVerordnungsgeber in der ersten Regulierungsperiode ein-heitlich für den Elektrizitäts- und Gassektor auf 1,25 Pro-zent festgesetzt und bewegt sich damit sogar unterhalbder von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen Band-breite von 1,5 bis 2 Prozent.570 In der zweiten Periode be-trägt der allgemeine Effizienzfaktor ebenfalls einheitlichfür den Elektrizitäts- und Gasmarkt 1,5 Prozent. Erst abder dritten Regulierungsperiode soll der allgemeine Effi-zienzfaktor durch die Bundesnetzagentur auf Basis der imVerordnungsentwurf genannten Methoden wie der histo-rischen Produktivitätsentwicklung und internationalerVergleiche separat für den Elektrizitäts- und Gassektorfestgelegt werden.

590. Ein weiteres Problem stellt die gebietsstrukturelleVergleichbarkeit der Netzbetreiber dar. Die ARegV-Esieht nach § 13 vor, im Effizienzvergleich neben Auf-wandsparametern, die die nach § 14 ermittelten Kostenbeinhalten, auch Vergleichsparameter zu berücksichtigen,die der Versorgungsaufgabe und den Eigenschaften derNetzgebiete Rechnung tragen.571 Zur Bestimmung der in-dividuellen Effizienzvorgaben nach § 12 ARegV-E erhebtdie Bundesnetzagentur 2007 und 2008 die dafür notwen-digen Daten. Mit Hilfe der beiden Methoden der Data En-velopment Analysis (DEA) und der Stochastic FrontierAnalysis (SFA) soll dann 2008 ein deutschlandweiter und

für Übertragungsnetzbetreiber ein europaweiter Effi-zienzvergleich stattfinden.572 Anhand der Ergebnissedieses Vergleichs werden dann die individuellen Effizi-enzvorgaben unter Berücksichtigung des jeweils gebiets-strukturell vergleichbaren „besten“ Netzbetreibers (Fron-tier-Unternehmens) abgeleitet.573 Unterscheiden sich dieErgebnisse der beiden Extremwertmethoden, so soll dasfür den betroffenen Netzbetreiber günstigere Ergebnis alsEffizienzvorgabe verwendet werden (Best-Abrechnung).Diese Vorgehensweise sieht die Monopolkommission kri-tisch, da davon auszugehen ist, dass sich die Ergebnisseder angewendeten Methoden (signifikant) unterscheidenwerden. Methodisch besser wäre es, die Vorteile beiderVerfahren zu kombinieren und eine Durchschnittswertbil-dung vorzunehmen, um auch möglichen Verzerrungen beider Datenerhebung entgegenzuwirken.

591. Die Kapitalkosten sind aufgrund der unterschiedli-chen Altersstruktur sowie der Abschreibungs- und Akti-vierungspraktiken der Unternehmen im Rahmen einerVergleichbarkeitsrechnung auf Grundlage der Anschaf-fungs- und Herstellungskosten des Anlagevermögens dar-zulegen.574 Die Vorgaben zur Vergleichbarkeitsrechnungorientieren sich dabei weitestgehend an Regelungen desEnergiewirtschaftsgesetzes und der Netzentgeltverord-nungen. Die vorgegebene Vergleichbarkeitsrechnungstellt eine relativ einfache Methode zur Standardisierungvon Kapitalkosten dar. Mögliche Verzerrungen beim Effi-zienzvergleich können hierbei nicht ausgeschlossen wer-den. Von der Möglichkeit, gleich zu Beginn der Anreizre-gulierung ein technisch-wirtschaftliches Anlagenregisterfür eine optimale Vergleichbarkeit der Netzbetreiber ein-zuführen, wie es auch von der Bundesnetzagentur vorge-schlagen wurde, wird kein Gebrauch gemacht.575 Zudemwäre es damit möglich, das Investitionsverhalten derNetzbetreiber im Zeitverlauf zu beobachten und möglicheInvestitionshemnisse abzubauen. Der Verordnungsgeberschafft zwar die Option, ein solches Register zu Beginnder zweiten Regulierungsperiode einzuführen, die Not-wendigkeit scheint aber schon heute gegeben. Eine zeit-lich verzögerte Einführung wäre mit einem erheblichenMehraufwand für alle Beteiligten und womöglich mit ei-ner nachträglichen Korrektur der Effizienzvorgaben ver-bunden. Das spätere Inkrafttreten der Anreizregulierungsollte daher von der Bundesnetzagentur genutzt werden,ein praktikables technisch-wirtschaftliches Anlagenregis-ter zu konzipieren, so dass dieses bereits ab der ersten Re-gulierungsperiode Anwendung finden kann.

5.2.4 Berücksichtigung von Investitionen

592. Zur Gewährleistung einer kontinuierlichen Investi-tionstätigkeit der Netzbetreiber sieht der Entwurf mehrere568 Verordnung über Konzessionsabgaben für Strom und Gas vom 9. Ja-

nuar 1992, BGBl. I S. 12, 407.569 Vgl. § 30 Abs. 1 Satz 2 EnWG i. V. m. § 21a Abs. 4 Satz 2 EnWG.570 Vgl. § 9 Abs. 2 ARegV-E i. V. m. BNetzA, Bericht der Bundesnetz-

agentur nach § 112a EnWG zur Einführung der Anreizregulierungnach § 21a EnWG, Tz. 10.

571 Nach Meinung des Bundesrates sind dabei neben geographischenund geologischen Merkmalen auch strukturelle Besonderheiten auf-grund eines möglichen demographischen Wandels in den versorgtenGebieten zu berücksichtigen. Vgl. Bundesratsdrucksache 417/07vom 21. September 2007, S. 8.

572 Vgl. Begründung zu §§ 12 und 22 ARegV-E, S. 50 ff. und S. 62 f.573 Vgl. § 21 Abs. 5 Satz 1 EnWG i.V.m. § 21 Abs. 2 Satz 2 und 4

EnWG.574 Vgl. § 14 ARegV-E.575 Vgl. BNetzA, Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112a EnWG zur

Einführung der Anreizregulierung nach § 21a EnWG, Tz. 602. Dagenlehnt der Bundesrat ein solches Register zum heutigen Zeitpunkt ab.Vgl. Bundesratsdrucksache 417/07 vom 21. September 2007, S. 11.


Regelungen zum Erhalt und zum Ausbau der Netzinfra-struktur vor. Auf der Ebene der Verteilernetzbetreiber sol-len Neu- und Erweiterungsinvestitionen gemäß § 10Abs. 1 ARegV-E über einen Erweiterungsfaktor sicherge-stellt werden, wenn sich dadurch die Versorgungsaufgabedes Netzbetreibers nachhaltig ändert. Von einer erhebli-chen Änderung der Versorgungsaufgabe wird ausgegan-gen, wenn sich die Gesamtkosten nach Abzug der dauer-haft nicht beeinflussbaren Kosten um mindestens0,5 Prozent erhöhen.576 Durch diese relativ unproblemati-sche Verfahrensweise wird den Verteilernetzbetreibernz. B. pro zusätzlich erschlossener Fläche oder erreichba-rem Anschlusspunkt ein Betrag an zusätzlich erlaubtenErlösen zugestanden. Weiterhin erhalten die Netzbetrei-ber nach § 25 Abs. 1 ARegV-E einen pauschalierten In-vestitionszuschlag pro Jahr in Höhe von 1 Prozent derAnschaffungs- und Herstellungskosten unter Zugrundele-gung vereinheitlichter Nutzungsdauern bestimmter Kapi-talkosten. Begründet wird dies mit der Sicherstellung not-wendiger Investitionen in der Anfangsphase derAnreizregulierung.577 Warum eine Evaluierung des Inves-titionsverhaltens nicht vor der (verspäteten) Einführungder Anreizregulierung durchgeführt wird, sondern erst inder ersten Regulierungsperiode, bleibt unklar. Mit Ein-führung eines technisch-wirtschaftlichen Anlagenregis-ters wäre dagegen ein Monitoring des Investitionsverhal-tens möglich, ohne dass es einer pauschalen Anhebungder Erlösobergrenzen und damit der Netzentgelte be-dürfte. Ersatzinvestitionen sind den Kosten, die zur Auf-rechterhaltung des Netzbetriebes unter Berücksichtigunggebietsstruktureller Besonderheiten erforderlich sind, zu-zurechnen und bedürfen keiner zusätzlichen Investitions-rechnung. Die Einführung eines pauschalierten Investiti-onszuschlags scheint weder notwendig noch in seinerHöhe begründet. Auch wurde auf Bestimmungen für einanreizorientiertes Investitionsverhalten des Netzbetrei-bers verzichtet.

593. Entsprechend den weitergehenden gesetzlichenVerpflichtungen der Übertragungs- und Gasfernleitungs-netzbetreiber sieht der Entwurf abweichende Vorschriftenauch für die Berücksichtigung von Investitionen vor. ZurGewährleistung hinreichender Ersatz- und Erweiterungs-investitionen sind nach § 23 ARegV-E von der Bundes-netzagentur zu genehmigende Investitionsbudgets vorge-sehen. Diese zählen nach § 11 Abs. 2 Nr. 6 ARegV-Eebenfalls zu den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten-anteilen, sofern sie in der Regulierungsperiode durchge-führt und kostenwirksam werden. Investitionsbudgetssind auf Antrag von der Bundesnetzagentur zu genehmi-gen, wenn die Investitionen zur Stabilität des Gesamtsys-tems oder für den Ausbau des nationalen und internatio-nalen Verbundnetzes oder für einen bedarfsgerechtenNetzausbau nach § 11 EnWG erforderlich sind. Die Prü-fung der Erforderlichkeit erfolgt mit Hilfe einer sog. Re-ferenznetzanalyse auf Grundlage der bereits bestehendenNetzinfrastruktur. Aus Sicht der Monopolkommission istdarauf zu achten, dass die Investitionsbudgets um die Er-

löse aus dem Engpassmanagement bereinigt werden, dadiese sowieso für den Ausbau des Netzes zu verwendensind. Da die zulässige Erlösobergrenze bzw. die Netzkos-ten um die genehmigten Investitionskosten steigen, ist dieBundesnetzagentur unbedingt dazu angehalten, von der in§ 23 Abs. 5 Satz 2 ARegV-E gegebenen Möglichkeit Ge-brauch zu machen und die Genehmigung um Nebenbe-dingungen zu ergänzen, wodurch die Netzbetreiber An-reize zur Tätigung effizienter Investitionen erhalten.578

5.2.5 Qualitätsregulierung

594. Während ein Netzbetreiber bei einer rentabilitäts-orientierten Kostenregulierung Anreize zu überhöhtenInvestitionen hat, besteht bei einem anreizorientiertenRegulierungsinstrument aufgrund des bestehenden Kos-tensenkungsdrucks und des Anreizes zur Gewinnerzie-lung die Gefahr, dass eigentlich notwendige Investitionenunterbleiben und die Qualität der angebotenen Dienstleis-tungen sinkt. Zur Gewährleistung eines hinreichendenMaßes an Versorgungszuverlässigkeit ist der Aufbau ei-ner zur Anreizregulierung komplementären Qualitätsre-gulierung unabdingbar.579 Nach dem Willen des Verord-nungsgebers dient als Qualitätskriterium allein dieNetzzuverlässigkeit, womit nach § 19 Abs. 3 ARegV-Edie Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes gemeint ist,„Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhal-tung der Produktqualität zu transportieren“. Vorgesehenist ein Bonus-Malus-System, das sich an der Häufigkeitund Dauer der Versorgungsunterbrechungen, an derMenge nicht gelieferter Energie und gedeckter Last orien-tiert. Dieses Vorgehen entspricht internationalen Stan-dards, die sich bereits auf anderen europäischen Energie-märkten bewährt haben.580 Gemäß § 19 Abs. 1 ARegV-Ekönnen Zu- oder Abschläge auf die Erlösobergrenze einesNetzbetreibers vorgenommen werden, wenn dieser vonden gemachten Qualitätsvorgaben abweicht.581

595. Die Monopolkommission sieht die im Verord-nungsentwurf enthaltene Qualitätsregulierung als einsinnvolles, aber auch notwendiges Instrument an. Auf-grund der Bedeutung der Versorgungszuverlässigkeit fürdie Öffentlichkeit steht die Kommission den im Verord-nungsentwurf getroffenen Regelungen zur Ausgestaltungund zum Zeitpunkt der Einführung des Qualitätselements

576 Vgl. § 10 Abs. 2 Satz 3 ARegV-E.577 Vgl. Begründung zu § 25 ARegV-E, S. 67.

578 Allgemein bereitet hier die sachgerechte Berücksichtigung von Neu-und Erweiterungsinvestitionen durch die Regulierungsbehörden we-niger Probleme, im Gegensatz zur Sicherstellung von Ersatzinvesti-tionen aufgrund der Unwissenheit über die tatsächlich vorhandenenund genutzten Betriebsanlagen sowie der unterschiedlichen Bewer-tungsmethoden und Investitionszyklen.

579 Zu dem Ziel einer möglichst sicheren Energieversorgung gemäß § 1Abs. 1 EnWG vgl. Abschnitt 2.2.1. Vgl. auch § 18 ARegV-E.

580 Zu den Erfahrungen mit der Qualitätsregulierung in England undWales vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Baden 2005, Tz. 1189 ff. Für neuere Entwicklungen bei der Anwen-dung einer Qualitätsregulierung vgl. Ajodhia, V. und Hakvoort, R.,Economic Regulation of Quality in Electricity Distribution Net-works, in: Utilities Policy, Vol. 13, 2005, S. 211 bis 221.

581 Vgl. auch § 21a Abs. 5 Satz 3 EnWG, wonach die Bundesnetzagenturbei Nichteinhaltung von Qualitätsvorgaben eine Absenkung der Erlö-sobergrenze zur Bestimmung der Netzzugangsentgelte für einenNetzbetreiber vornehmen kann.


in die Anreizregulierungsformel jedoch kritisch gegen-über. So wurde gegenüber dem Eckpunktepapier auf dieZahlung von Pönalen an Kunden bei Versorgungsstörun-gen und Servicemängeln verzichtet.582 Nach Auffassungder Monopolkommission wäre es nur sachgerecht, dasKriterium „Servicequalität“ explizit als Qualitätskrite-rium, etwa anhand der Vorgaben der „Geschäftsprozessezur Kundenbelieferung mit Elektrizität (GPKE)“, mitaufzunehmen, wie es auch international üblich ist.583

Hierdurch würde der Dienstleistungscharakter einesNetzbetreibers betont werden, womit einer verbraucher-freundlichen Energieversorgung im Sinne des § 1 Abs. 1EnWG Rechnung getragen würde. Die Monopolkommis-sion sieht es zudem als geboten an, dass das vorgeschla-gene Qualitätsicherungsystem entgegen dem derzeitigenVorschlag bereits in der ersten Regulierungsperiode aufElektrizitäts- und Gasnetzbetreiber Anwendung findet.Durch die verschobene Einführung der Anreizregulierungscheint dies auch angemessen. Die hierzu erforderlichenDaten sind im Rahmen der zweiten Netzentgeltgenehmi-gungsrunde zu erheben und durch Befragung der Abneh-mer anzureichern. Sollte sich dennoch eine unzurei-chende Datenlage ergeben, so ist zumindest einevereinfachte Ausgestaltung des Qualitätselements vorzu-nehmen. Zusätzlich ist ein kontinuierliches Monitoringdes Qualitätsmanagementsystems der Netzbetreiberdurch die Regulierungsbehörden angezeigt. Entgegen denVorgaben des § 21 ARegV-E sollten die Netzbetreiberhierzu verpflichtend und bereits zur ersten Regulierungs-periode einen Bericht über ihr Investitionsverhalten er-stellen. Weiterhin ist bei der Gewichtung der Kennzahlenund der Ausgestaltung der möglichen Bandbreite der Zu-und Abschläge allgemein darauf zu achten, dass sich derAbschlag bei schlecht geführten Unternehmen durch diezusätzliche Reduzierung von Finanzmitteln nicht exis-tenzgefährdend auswirkt.

596. Nach Auffassung der Monopolkommission solltesich eine sachgerechte Qualitätsregulierung prinzipiell andem aus Nachfragersicht gewünschten Niveau der Ener-gieversorgung orientieren. Die Höhe der Versorgungsqua-lität ist danach an den tatsächlichen Bedürfnissen bzw.der Zahlungsbereitschaft der Konsumenten auszurichten.Die Monopolkommission begrüßt es daher, dass § 20Abs. 3 Satz 1 ARegV-E eine Orientierung des Qualitätse-lements an der Zahlungsbereitschaft der Kunden vorgibt.Vor dem Hintergrund der fast hundertjährigen Geschichtedeutscher Monopolwirtschaft im Energiesektor ist eineaus Verbrauchersicht ineffizient hohe Versorgungssicher-heit nicht auszuschließen. Die Versorgungsqualität derdeutschen Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze ist imeuropäischen Durchschnitt als hoch bis sehr hoch einzu-stufen.584 Es stellt sich die Frage, ob die Energieabnehmerweiterhin bereit sind, soviel Qualität nachzufragen. So

könnte bei einer (Neu-)Bewertung der Versorgungsquali-tät anhand der Zahlungsbereitschaft der Konsumenteneine regulative Absenkung der Versorgungszuverlässig-keit angezeigt sein (Blackout-Prämie). Die Monopolkom-mission verkennt dabei nicht den Umstand, dass die Ori-entierung an der Zahlungsbereitschaft der Abnehmerdurchaus mit Erhebungsproblemen behaftet ist. So stelltsich die Frage, wie in der Praxis mit der wahrscheinlichunterschiedlichen Zahlungsbereitschaft der verschiede-nen Abnehmergruppen umgegangen werden soll. Eineerste Antwort auf diese Frage wird die von der Bundes-netzagentur noch durchzuführende Datenerhebung lie-fern. Nach Meinung der Monopolkommission sind dieRegulierungsbehörden gegenwärtig dazu angehalten si-cherzustellen, dass das derzeitige Niveau an Versorgungs-qualität von den Unternehmen mit minimalem Aufwanderreicht und gehalten wird.

5.6.2 Vereinfachtes Verfahren für kleine Netzbetreiber

597. Die Umstellung von der Kostenregulierung auf dienach dem Entwurf vorgesehene Anreizregulierung ist ins-besondere für kleine Netzbetreiber mit hohem Aufwandverbunden. Der Verordnungsgeber hat deshalb bereits imVorfeld zum Referentenentwurf überlegt, ob für solcheUnternehmen nicht Ausnahmen gelten sollten.585 Nach§ 24 Abs. 1 ARegV-E ist ein vereinfachtes Regulierungs-verfahren vorgesehen für Netzbetreiber, an deren Elektri-zitäts- und Gasverteilernetz insgesamt weniger als 30 000Kunden und für Netzbetreiber, an deren Gasverteilnetzweniger als 15 000 Kunden unmittelbar oder mittelbarangeschlossen sind. Im vereinfachten Verfahren, an dasdie Netzbetreiber bei Wahl eine Regulierungsperiode ge-bunden sind, wird der Effizienzwert als gewichteterdurchschnittlicher Wert auf Basis aller im bundesweitenEffizienzvergleich ermittelten Effizienzwerte gebildet. Inder ersten Regulierungsperiode beträgt der Effizienzwerteinheitlich 87,5 Prozent und fällt damit sehr hoch aus.Die Erleichterungen für die kleinen Netzbetreiber beste-hen vor allem in der Orientierung am durchschnittlichenund nicht am höchsten Effizienzwert, im Wegfall der Re-gelungen zum Erweiterungsfaktor, Investitionsbudgetund Qualitätselement sowie in der Befreiung von der Er-stellung eines technisch-wirtschaftlichen Anlagenregis-ters.586 Zudem werden 45 Prozent der ermittelten Ge-samtkosten automatisch als nicht beeinflussbare Kostenanerkannt.587 Die Anpassung der Erlösobergrenze bei

582 Vgl. auch BNetzA, Bericht der Bundesnetzagentur nach § 112aEnWG zur Einführung der Anreizregulierung nach § 21a EnWG, Ab-bildung 4, S. 134, Tabelle 14, S. 137.

583 Vgl. BNetzA, Beschluss vom 11. Juli 2006, BK6-06/009.584 Vgl. BNetzA, Monitoringbericht 2006, S. 53 f.; VDEW, Fakten, Aus-

gabe September 2006, S. 11 f.

585 Das EnWG enthält bereits mehrere Ausnahmetatbestände für kleine-re und mittlere Unternehmen. Zur Ausnahme mittlerer und kleinererEnergieversorgungsunternehmen vom rechtlichen und operationellenUnbundling vgl. §§ 7 Abs. 2 und 8 Abs. 2 EnWG und zur Ausnahmekleiner Netzbetreiber von der Berichtspflicht nach § 12 Abs. 3aEnWG vgl. § 14 Abs. 1 Satz 3 EnWG.

586 Vgl. Begründung zu § 24 ARegV-E, S. 65 ff.587 Nach Auffassung des Bundesrates sind die nicht beeinflussbaren

Kosten bei Gasweiterverteilern deutlich niedriger als bei Stromnetz-betreibern, da bei den bisher genehmigten Gasnetzentgelten keineKostenwälzung aus vorgelagerten Netzebenen erfolgte. Danach istder Ansatz von 45 auf 20 Prozent zu reduzieren, solange keine Kos-tenwälzung vorgenommen wird. Vgl. Bundesratsdrucksache 417/07vom 21. September 2007, S. 17 f.


vorzunehmenden Erweiterungsinvestitionen soll auf Ba-sis der in § 4 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 ARegV-E enthaltenenHärtefallklausel erfolgen.

598. Die Monopolkommission sieht die in dieser Formvorgeschlagene Ausnahmeregelung mit Sorge. Da dreiViertel aller Elektrizitäts- und Gasnetzbetreiber von derAusnahmeregelung betroffen wären und davon auszuge-hen ist, dass auch diese Netzbetreiber in ihrem Versor-gungsgebiet Erweiterungsinvestitionen zu tätigen haben,wird der Sinn der Härtefallklausel gleichsam konterka-riert. Kritisch zu sehen ist auch, dass in der ersten Regu-lierungsperiode kein Effizienzvergleich durchgeführtwird. Bestehende Effizienzsteigerungspotentiale der ver-meintlich ineffizient kleinen und in öffentlicher Träger-schaft stehenden Stadtwerke werden so nicht ausge-schöpft. Hinzu kommt der Umstand, dass durch dieAusnahmeregelung mehrere hundert Stadtwerke keinemQualitätsmanagement unterliegen würden. Eine hinrei-chende Sicherstellung der Versorgungszuverlässigkeit aufEndverteilerebene kann damit nicht gewährleistet wer-den. Ebenfalls problematisch zu sehen ist die vom Ver-ordnungsgeber scheinbar willkürliche Festlegung einesGrenzwertes nach dem Abgrenzungskriterium „ange-schlossene Kunden“. Wenn es tatsächlich nur darum ge-hen sollte, nicht zu viele Netzbetreiber vom umfassendenRegulierungssystem auszuschließen, um einen bundes-weiten Effizienzvergleich nicht zu gefährden, so stehtentgegen der eigentlichen Absicht des Verordnungsge-bers, nämlich kleinere Netzbetreiber zu entlasten, docheigentlich die Nichtgefährdung des gewählten Regulie-rungskonzeptes im Vordergrund.588 In jedem Fall wirdsich der Arbeitsaufwand der Regulierungsbehörden unddie Rechtsunsicherheit erhöhen. Die Monopolkommis-sion plädiert aufgrund der voranstehenden Gründe füreine Modifizierung der Anwendungstatbestände im Ent-wurf der Anreizregulierungsverordnung. Die spätere Ein-führung der Anreizregulierung sollte dazu genutzt wer-den, ein für alle Netzbetreiber gleich verträglichesRegulierungskonzept zu erarbeiten. Zudem ist zu gewähr-leisten, dass die Ausgestaltung der Vorgaben durch dieBundesnetzagentur und die Landesregulierungsbehördennach den gleichen Maßstäben erfolgt.

5.2.7 Abschließende Bemerkungen

599. Wie oben schon angesprochen wurde, müssen dieindividuellen und allgemeinen Effizienzvorgaben für dieNetzbetreiber unter Nutzung möglicher und zumutbarerMaßnahmen erreichbar und übertreffbar sein. Im Entwurfder Verordnung wird dem Grundsatz der Anreizregulie-rung an mehreren Stellen durch zum Teil großzügigeRegelungen Rechnung getragen. Gegenüber dem Refe-rentenentwurf vom 4. April 2007 wurde der Verordnungs-entwurf vom 13. Juni 2007 weiter „nachgebessert“.589

Aus Sicht der Monopolkommission weist das vom Bun-deswirtschaftsministerium verfolgte Konzept der Anreiz-regulierung erhebliche Mängel auf, die es noch vor Auf-

nahme der anreizorientierten Regulierung zu beseitigengilt. Die gegebenen Anreize zu einer effizienten Bewirt-schaftung des Leitungsnetzes sind als gering einzuschät-zen. So ist der Abbau der Ineffizienzen über die individu-ellen Effizienzvorgaben zu Beginn der Anreizregulierungüber die Dauer von zwei statt einer Regulierungsperiodezu erbringen. Daraus ergibt sich eine wesentlich gerin-gere jährlich Effizienzvorgabe für die Netzbetreiber. Wei-terhin fällt die allgemeine Produktivitätskennziffer mit1,25 Prozent bzw. 1,5 Prozent gering aus und bewegt sichunterhalb bzw. nur am unteren Rand der von der Bundes-netzagentur vorgeschlagenen und international üblichenBandbreite. Die individuelle Effizienzvorgabe erfolgt da-gegen anhand einer Best-Abrechnung, wonach das ausSicht eines Netzbetreibers günstigere Ergebnis aus denzwei Vergleichsmethoden gewählt wird. Hinzu kommtder Umstand, dass Netzbetreiber im Effizienzvergleichschlechtestenfalls einen Effizienzwert von 60 Prozent(vormals 50 Prozent) erhalten können.590 Besonders inef-fizient wirtschaftende Unternehmen sollen wohl durchdie pauschale Anhebung des Effizienzwertes nicht über-belastet werden. Hinzu kommen die weitgehenden Rege-lungen zum vereinfachten Verfahren, an dem bis zu75 Prozent aller Netzbetreiber teilnehmen könnten. DasZiel, die bestehenden Ineffizienzen zwischen den Netzbe-treibern innerhalb von zwei Regulierungsperioden abzu-bauen, wird somit nicht erreicht werden können. DerÜbergang zum reinen Vergleichswettbewerb wird sichdaher aller Voraussicht nach weiter verzögern. Weiterhinsoll das Qualitätselement erst in der zweiten Regulie-rungsperiode Eingang in die Regulierungsformel finden.Auch der pauschalierte Investitionszuschlag und das ver-einfachte Verfahren kommt einem Zugeständnis an dieNetzbetreiber gleich. Zu berücksichtigen ist ebenfalls,dass die Effizienzvorgaben für die 2009 beginnende ersteRegulierungsperiode auf Basis der für das Geschäftsjahr2006 anrechbaren und geprüften Kosten festgelegt wer-den. Die Netznutzer erhalten somit die Gelegenheit be-reits in den Jahren 2007 und 2008 eigene Effizienzmaß-nahmen zu ergreifen. Die Vorteile der Kostenreduktionwerden erst zu Beginn der zweiten Regulierungsperiodean die Netznutzer weitergegeben. Die erste Regulierungs-periode dauert daher faktisch nicht fünf, sondern siebenJahre.

600. Unabhängig von den im Entwurf der Anreizregu-lierungsverordnung gemachten Effizienzvorgaben sinddie Anreize der Unternehmen zur Weitergabe von Effizi-enzsteigerungen in Form niedrigerer Netzentgelte gering.Nach Meinung der Monopolkommission ist es auch ausanderen Gründen verfehlt zu glauben, dass mit der zu-künftigen anreizorientierten Regulierung der Netzentgelteeine wesentliche Senkung der Energiepreise insbesonderefür HuK-Kunden einhergehen wird. Zum einen beträgtder Anteil der Netzentgelte am Endverbraucherpreis beiElektrizität im Durchschnitt nur etwa ein Drittel und beiGas nur etwa ein Fünftel. Zum anderen beziehen sich die(individuellen) Effizienzvorgaben nicht auf den gesamten

588 Vgl. Begründung zu § 24 ARegV-E, S. 65 f.589 Vgl. auch Bundesratsdrucksache 417/07 vom 21. September 2007. 590 Vgl. § 12 Abs. 4 ARegV-E.


Kostenblock eines Netzbetreibers, sondern nur auf dievon ihm beeinflussbaren, ineffizienten Kostenanteile.591

Weiterhin fallen die im Entwurf gemachten Anreizeffektefür eine effiziente Leistungsbereitstellung moderat aus.Ein konzeptionelles Problem stellt das insgesamt über-höhte Niveau der Netzentgelte dar, welches sich mit derAnreizregulierung nur bedingt lösen lässt. Der große Teilder Endverbraucherpreise für Elektrizität und Gas wirdauf den den Netzen vor- und nachgelagerten Märktenbestimmt. So sind die Erzeugungskapazitäten von Elek-trizität immer noch in der Hand von wenigen großenEnergieunternehmen, so dass die Großhandels- und Re-gelenergiemärkte anfällig für strategisches Verhalten derAnbieter sind. Im Gasmarkt ist die Preisbildung weiterhingeprägt durch die hohe Konzentration der langfristigenBezugsverträge auf wenige Importgesellschaften und diemehrheitliche Bindung des Gaspreises an Öl. Auch wer-den die positiven Wirkungen der anreizorientierten Bil-dung von Gasnetzentgelten durch die große Anzahl anMarktgebieten und die daraus folgende Anhäufung vonNetzentgelten bei marktgebietsübergreifenden Transpor-ten gedämpft. Darüber hinaus wirken sich die Erhöhungder Mehrwertsteuer, die Einführung des Emissionshan-dels und die Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energiendurch die hohen Investitionskosten allgemein preiserhö-hend aus. Eine wesentliche Verbesserung der Preissitua-tion ist daher nur durch eine erhebliche Wettbewerbsbele-bung auf den den Netzen vor- und nachgelagertenMärkten möglich. Gleichwohl sind niedrige Netzentgelteund ein diskriminierungsfreier Zugang zu den Leitungs-netzen unabdingbare Voraussetzungen für einen Wettbe-werb auf diesen Wirtschaftsstufen. Das Konzept der An-reizregulierung ist in diesem Zusammenhang als einwichtiger Baustein anzusehen.

6 Zur eigentumsrechtlichen Entflechtung im Energiesektor

601. Nachdem in den sektorspezifischen Abschnittenanhand der Wettbewerbsanalyse und der Amtspraxis derBundesnetzagentur detaillierte Handlungsempfehlungenseitens der Monopolkommission abgeleitet wurden, wirdnachfolgend näher auf die Entflechtungsfrage eingegan-gen.592 Die Monopolkommission sieht grundsätzlich einenachhaltige Verbesserung der Wettbewerbssituation inder Anwendung strukturpolitischer Instrumente.593 Die

eigentumsrechtliche Entflechtung integrierter Unterneh-men stellt dabei ein solches Instrument dar. Gleichwohlist zu fragen, ob eine solch weitergehende Entflechtungim deutschen Elektrizitäts- und Gasmarkt aufgrund derdamit verbundenen ökonomischen und juristischen Un-wägbarkeiten und vor dem Hintergrund der aktuellenWettbewerbsentwicklung auf dem deutschen Energie-markt sowie der Amtspraxis der Regulierungs- und Wett-bewerbsbehörden gegenwärtig anzustreben ist.

6.1 Begriff der eigentumsrechtlichen Entflechtung

602. Unter dem Begriff der eigentumsrechtlichen Ent-flechtung (Ownership Unbundling) versteht man allge-mein eine vertikale Separierung der bisherigen Unterneh-mensstruktur durch die vollständige Herauslösung desNetzbetriebs aus der Wertschöpfungskette eines vertikalintegrierten Energieversorgungsunternehmens. Die verti-kale Separierung führt zu einer vollständigen Übertra-gung aller dem Netzbereich zuzuordnenden Vermögens-werte auf einen mit dem Konzern unverbundenen Dritten.Der neue Netzbetreiber wird mit der Übertragung zu-gleich Eigentümer der Netzinfrastruktur. In einem sol-chen Fall ist allein der eigentumsrechtlich entflochteneNetzbetreiber für die Durchführung des operativen undadministrativen Netzgeschäfts, die Wartung und Instand-haltung der Netzleitungen und Anlagen sowie dieVornahme hinreichender Investitionen zum Ausbau desNetzbetriebes verantwortlich. Alle anderen Angebotsakti-vitäten wie die Erzeugung bzw. der Import und der Ver-trieb von Elektrizität bzw. Gas verbleiben wie bisher beidem Energieversorgungsunternehmen. Zur Sicherung derfaktischen Unabhängigkeit des Netzbetreibers sollte keinErzeugungs-, Produktions- bzw. Importunternehmen oderHändler aus dem Elektrizitäts- und Gassektor, weder al-lein noch im Verbund mit anderen Unternehmen, an demherausgelösten Netzbetreiber über den Kapitalmarkt (si-gnifikant) beteiligt sein. Analog dazu darf der Netzbetrei-ber nicht auf den anderen Wirtschaftsstufen tätig sein.

603. Bei einer horizontalen Entflechtung auf Erzeuger-ebene werden hingegen einzelne Kraftwerksanlagen bzw.ganze Kraftwerksparks marktbedeutender Energieversor-gungsunternehmen aus dem Unternehmensverbund he-rausgelöst. Wie beim Modell der vertikalen Entflechtungwird der neue Kraftwerks(park)betreiber Eigentümer derAnlagen. Eine (signifikante) Beteiligung von Energiever-sorgungsunternehmen, die auf der gleichen Wirtschafts-stufe wie der neue Kraftwerks(park)betreiber oder aufden der Erzeugerebene nachgelagerten Märkten tätigsind, sollte auch hier nicht erlaubt sein.

604. Eine Alternative zur vertikalen eigentumsrechtli-chen Entflechtung stellt das Modell des Independent Sys-tem Operator (ISO) dar. Bei diesem Modell geht es eben-falls um die Trennung des Netzbetriebs von den übrigenWirtschaftsstufen, jedoch mit dem Unterschied, dass dieNetzanlagen im Eigentum des vertikal integrierten Unter-nehmens verbleiben. Der Systembetrieb wird unabhän-gig, indem der Netzbetrieb von einer unabhängigen Ge-sellschaft mit eigenem Vorstand und Aufsichtsrat geführt

591 Die allgemeine Effizienzvorgabe erstreckt sich zudem auf die vorü-bergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile.

592 Zu den derzeit diskutierten Vorschlägen vgl. unter anderem: Evaluie-rungsbericht der Bundesregierung an den Deutschen Bundestag undden Bundesrat nach § 112 des Energiewirtschaftsgesetzes über dieErfahrungen und die Ergebnisse mit der Regulierung, Kurzfassungvom 13. Juli 2007; ERGEG, 3rd Legislative Package Input Paper 1: Un-bundling vom 5. Juni 2007; European Commission, Pressemitteilung„Energising Europe: A real market with secure supply“ vom 19. Septem-ber 2007, IP/07/1361. Zum dritten Richtlinienpaket der EU-Kommis-sion vgl. http://ec. europa.eu/energy/electricity/package_2007/index_en.htm. Vgl. auch Rhiel, A., Positionspapier des HessischenWirtschaftsministeriums zur Wettbewerbspolitik auf dem Strom-markt vom 4. Oktober 2006.

593 Vgl. Monopolkommission, Sondergutachten 47, Baden-Baden 2007,Tz. 42.


wird. Je nach Ausgestaltung ist der Independent SystemOperator neben dem operativen Netzbetrieb auch für dieeigenständige Vornahme von Ersatz- und Erweiterungsin-vestitionen verantwortlich. Die Ausgliederung kann z. B.mit Hilfe eines Pachtvertrages erfolgen.

6.2 Möglichkeiten einer weitergehenden Entflechtung

605. Die zumindest theoretisch denkbare Vorteilhaftig-keit einer weitergehenden Entflechtung im Energiesektorlässt sich im Wesentlichen an den folgenden Punkten fest-machen:

– Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Netzzu-gangs (keine strategische Nutzung des Netzes, keineWettbewerbsverzerrung durch Informationsvor-sprünge und keine Quersubventionierung vor- undnachgelagerter Wirtschaftsstufen),

– hinreichende Investitionsanreize auf der Netzebene,

– Optimierung eigentumübergreifender Netzinfrastruk-turen durch Kooperationen und grenzüberschreitendeZusammenschlüsse zwischen Netzbetreibern,

– geringere Regulierungskosten durch eine effektiveNetzregulierung und

– eine allgemein höhere Transparenz über das Marktge-schehen.

606. Im Idealfall ließe sich durch eine vertikale Separie-rung von Netz und Handel eine Verbesserung des Wettbe-werbs auf den den Netzebenen vor- und nachgelagertenWirtschaftsstufen, eine Verstärkung der Netzinvestitions-anreize und damit eine Verbesserung der Versorgungssi-cherheit und Integration des europäischen Binnenmarktesrealisieren. So wird mit der eigentumsrechtlichen Heraus-lösung des Netzbetriebs aus dem vertikal integriertenUnternehmensverbund einer möglichen konzerninternenQuersubventionierung vorgebeugt. Auch kann angenom-men werden, dass der Anreiz für einen Netzbetreibersinkt, Marktteilnehmer auf den vor- und nachgelagertenWirtschaftsstufen zu diskriminieren. Aufgrund der unter-schiedlichen wirtschaftlichen Zielsetzung der getrenntenBereiche und der Neubesetzung des Netzvorstands undAufsichtsrats wird die Weitergabe geschäftssensibler In-formationen innerhalb der Versorgungskette erheblich be-schränkt. Durch eine anreizorientierte Regulierung desNetzbetriebs können für einen Netzbetreiber die Anreizeverstärkt werden, seine vorhandenen Kapazitäten voll-ständig am Markt anzubieten und neue Infrastrukturein-richtungen zu bauen, vorausgesetzt es erfolgt eine Price-Cap-Regulierung, bei der der Netzbetreiber einen echtenAnreiz erhält, seine Durchleitungsmenge zu maximieren.Hierzu müsste die Anreizregulierungsverordnung geän-dert werden.594 Mit einer vertikalen Separierung desNetzbetriebs aus einem integrierten Unternehmensver-bund wird zudem der (grenzüberschreitende) Zusammen-

schluss zwischen eigenständigen Netzbetreibern geför-dert, wodurch die (europäische) Netzinfrastrukturoptimiert wird, indem bestehende grenzüberschreitendeEngpässe zwischen den betroffenen Netzen beseitigt wer-den. Im Ergebnis könnte mit einer vertikalen Entflech-tung das Behinderungspotential der integrierten Energie-versorgungsunternehmen gegenüber der bestehendenNetzzugangsregulierung weiter gesenkt werden. Die fort-laufenden Kosten, die zur Überwachung des Netzzugangsaufgewendet werden müssten, würden im Zuge der effek-tiveren Regulierungsaufsicht abnehmen.

607. Als mögliche Nachteile der eigentumsrechtlichenEntflechtung sind zunächst die ökonomischen Ineffizien-zen in der Organisation des Geschäftsbetriebes und dassteigende Geschäftsrisiko der ehemals verbundenen Un-ternehmenseinheiten sowie die mit einem solchen Ein-griff verbundene Rechtsunsicherheit zu nennen. Gleich-wohl ist die durch eine eigentumsrechtliche Entflechtungbedingte Nichtrealisierung von Größen- und Verbundvor-teilen als nicht besonders gravierend einzuschätzen, zu-mal etwaige Synergien bereits bei der gesellschaftsrecht-lichen und operationellen Entflechtung beseitigt wurden.Weiterhin wäre eine Missbrauchsaufsicht (und Regulie-rung der Netzentgelte) angezeigt, da das Netz als natürli-ches Monopol fortbestehen würde, wodurch ein Netzbe-treiber einen Anreiz zum Ausbeutungsmissbrauch hätte.Zudem vermag die eigentumsrechtliche Entflechtung vonNetz und Erzeugung das Problem der hohen Konzentra-tion auf der Erzeugerstufe nicht zu lösen, welches aberinsbesondere für den deutschen Elektrizitätsmarkt maß-geblich ist.

608. Bei einer horizontalen Separierung werden markt-beherrschende Energieversorgungsunternehmen gezwun-gen, einen Teil ihrer Kraftwerke abzugeben, wodurcheine Wettbewerbsbelebung auf der Erzeugerebene insbe-sondere durch den Markteintritt ausländischer Energieun-ternehmen ermöglicht werden soll. Jedoch birgt auch einehorizontale Entflechtung nicht unerhebliche ökonomischeProbleme, die es zu beachten gilt. Es ist zunächst danachzu fragen, an wen welche Kraftwerksanlagen bzw. -parksabgegeben werden sollen. Das Geschäftsrisiko eines Er-zeugungsunternehmens steigt, wenn eine angemesseneRisikodiversifikation über verschiedene Kraftwerkstypen(Grundlast-, Mittellast- und Spitzenlastkraftwerke) nichtmehr möglich ist. Geht der Verkauf von Kraftwerkennicht mit einer vertikalen Trennung von Erzeugung undNetz einher, so kommt dem Netzzugang und Netzan-schluss eine besondere Bedeutung zu. Während der Netz-zugang durch die bestehende Regulierung gesichert wer-den soll, soll der Netzanschluss neuer Kraftwerke mitHilfe der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung gewähr-leistet werden. Einer horizontalen Entflechtung kommtdaher vorrangig die Aufgabe zu, die bestehenden struktu-rellen Markteintrittsbarrieren auf der Erzeugerstufe abzu-senken. Hier stellt sich die Frage, ob die eben erwähnteKraftwerks-Netzanschlussverordnung dies nicht mit we-niger einschneidenden Mitteln bewirken kann. Auch istauf die strukturelle Nachhaltigkeit der Maßnahme hinzu-weisen. Einer möglichen Rekonzentration auf Erzeuger-

594 Die ab 2009 geltende Anreizregulierung sieht eine Erlösobergrenzen-regulierung (Revenue-Cap-Regulierung) vor. Zur Anreizregulierungvgl. Kapitel 5.


ebene gilt es im Rahmen der Fusionskontrolle unbedingtvorzubeugen.

609. Auch wenn die eigentumsrechtliche Entflechtungdazu beiträgt, einzelne wichtige Probleme zu lösen, be-steht die Gefahr, dass sowohl die Investitionsanreize derNetzbetreiber/-eigentümer als auch der Kraftwerksbetrei-ber/-eigentümer reduziert werden.595 Dies kann mehrereUrsachen haben. Eine wichtige ist, dass ein Netzbetreibernicht mehr an den Gewinnen der Erzeugung und des Ver-triebs beteiligt ist. Bei einem Netzausfall oder Kapazitäts-engpass verliert der Netzbetreiber zwar seine Erlöse ausNetzentgelten, aber er berücksichtigt nicht, dass auch Er-löse in der Erzeugung und im Vertrieb entfallen. Ein inte-griertes Energieversorgungsunternehmen hat dagegen einstärkeres Interesse daran, dass sein Netz nicht ausfälltbzw. Energie geliefert werden kann. Darüber hinaus be-steht bei einer vertikalen Entflechtung unter anderem dieGefahr, dass sich die hohen spezifischen Investitionen indas Netz nicht hinreichend amortisieren, mit der Folge,dass der Netzbetreiber zu wenig in die Netze investiert.Dagegen besteht bei einer horizontalen Trennung von Er-zeugungskapazitäten die Gefahr, dass eine optimale Risi-kodiversifizierung für die Kraftwerksbetreiber nicht mehrmöglich ist. Dies hätte zur Folge, dass die Investitionsbe-reitschaft dieser Unternehmen ebenfalls sinken würde.Um mögliche Unterinvestitionen in Erzeugungs- undNetzanlagen zu vermeiden, bedarf es bei einer weiterge-henden Entflechtung hinreichender Anreize sowie quanti-tativer und qualitativer Regulierungsmaßnahmen.

610. Eine „echte“ eigentumsrechtliche Trennung stelltdarüber hinaus einen erheblichen Eingriff in die privatenEigentumsrechte dar. Zu nennen sind in diesem Zusam-menhang vor allem Artikel 14 GG und Artikel 1 des Ers-ten Zusatzprotokolls zur Konvention zum Schutze derMenschenrechte und Grundfreiheiten. Erst nach langwie-rigen und über viele Jahre andauernden gerichtlichen Ver-fahren wird mit einer tatsächlichen Entflechtung zu rech-nen sein.

611. Ein weiteres Modell ist der „Aktiensplit“. Auchhier findet eine Aufspaltung eines vertikal integriertenEnergieversorgungsunternehmens in eine Gesellschaft fürdie Erzeugung bzw. den Gasimport und den Vertrieb so-wie eine Gesellschaft für den Netzbetrieb statt. Die Ak-tionäre erhalten im Gegenzug für eine alte Aktie von je-der der beiden neuen Gesellschaften eine neue Aktie. DieNetzgesellschaft wird hierdurch rechtlich unabhängig undhat einen vom übrigen Unternehmensverbund personellgetrennten Vorstand und Aufsichtsrat. Im Falle einer hori-zontalen Separierung der Kraftwerke würden die Anteils-eigner mehrere Kraftwerksaktien erhalten. In beiden Fäl-len ist über Kauf- bzw. Verkaufsauflagen sicherzustellen,dass der vorgenommene Aktiensplit zu einer dauerhaftenTrennung führt. Hinter dem Aktiensplit steckt die Überle-gung, dass die Eigentümerstruktur eines Unternehmenssich im Zeitablauf ändert, wenn die Aktien eines Unter-nehmens kontinuierlich gehandelt werden. Dies setzt al-

lerdings voraus, dass die Aktien breit gestreut sind. Der-zeit befindet sich von den Verbundunternehmen nur dieE.ON AG zu einem überwiegenden Teil in privatemStreubesitz, während staatliche und kommunale Akteuresignifikante Beteiligungen an den anderen deutschen Ver-bundunternehmen besitzen.596 Der durch einen Aktien-split mögliche und voneinander losgelöste Handel von„Erzeugeraktie“ und „Netzaktie“ ist angesichts der mo-mentanen Aktionärsstruktur der vier Verbundunterneh-men nur schwer vorstellbar.597 Es kann davon ausgegan-gen werden, dass die Aktionäre in beiden Gesellschaftenauf eine gleichartige Unternehmensstrategie hinwirken,um ihren Gewinn zu maximieren.598

612. Eine mit weniger starken Grundrechtseingriffenversehene Alternative, die aber bei einer sachgerechtenAusgestaltung nahezu die gleiche Wirkung wie eine ei-gentumsrechtliche Entflechtung hat, stellt das Modell desunabhängigen Systembetreibers (Independent SystemOperator, ISO) dar. Bei diesem Modell verbleiben dieNetzanlagen im Eigentum des vertikal integrierten Unter-nehmens. Das Modell des unabhängigen Systembetrei-bers stellt insoweit eine konsequente Fortführung derRegelungen zur rechtlichen, operationellen, informatio-nellen und buchhalterischen Entflechtung nach dem Ener-giewirtschaftsgesetz dar. Ein wesentlicher Vorteil desISO-Modells ist, dass sich die Netze einfacher regelzo-nenübergreifend und mittelfristig auch grenzüberschrei-tend zusammenschließen lassen, wodurch die europäi-sche Netzinfrastruktur weiter verbessert werden kann.599

Die Monopolkommission hatte diese Lösung seinerzeitim Fünfzehnten Hauptgutachten nicht näher ausgearbei-tet, da sie einige Risiken eigener Art begründet.600 So be-dürfen die Regelungen über die Corporate Governancegroßer Aufmerksamkeit, damit sich diese Risiken nichtverwirklichen. Es ist eindeutig zu klären, wer der unab-hängige Netzbetreiber sein soll, wie sich Vorstand undAufsichtsrat zusammensetzen, wer über Ersatz- und Er-weiterungsinvestitionen entscheidet und diese finanziertund wer zu welchen Anteilen an den Erträgen des Netzbe-

595 Vgl. hierzu ausführlich Monopolkommission, Sondergutachten 47,Baden-Baden 2007, Tz. 46–48.

596 Vgl. nachfolgend die Seiten A.4 (EnBW), A.14 (E.ON), A.23 (RWE)und A.27 (Vattenfall) im Anhang dieses Gutachtens. So befindet sichdie auf dem deutschen Energiemarkt tätige Vattenfall Europe AG fastzu 100 Prozent im Besitz der Vattenfall AB, die sich wiederum voll-ständig im schwedischen Staatsbesitz befindet. Bei der RWE AG er-reichen kommunale Anleger einen Anteil von etwa 27 Prozent undverfügen damit über eine Sperrminorität. Die Anteile an der EnBWAG teilen sich mit jeweils 45,01 Prozent der Aktien der kommunaleZweckverband Oberschwäbische Elektrizitätswerke (ZOE) und dasfranzösische Staatsunternehmen Électricité de France (EDF).

597 Hinzu kommen die Weiterverteiler, die sich zu einem überwiegendenTeil fast vollständig in kommunalem Besitz befinden. Vgl. dazu auchdie Aktionärsstruktur von Energieversorgungsunternehmen im Aus-land.

598 Davon ist auch auszugehen, wenn die Aktien eines staatlich kontrol-lierten Energieversorgungsunternehmens von zwei unterschiedlichenMinisterien gehalten werden oder für den Netzbetrieb der Bund undfür die anderen Angebotsaktivitäten die Länder zuständig sind.

599 Vgl. die Initiativen der ERGEG zur verstärkten grenzüberschreiten-den Zusammenarbeit zwischen den Netzbetreibern; vgl. auch Ab-schnitt 2.3.

600 Vgl. Monopolkommission, Hauptgutachten 2002/2003, Baden-Ba-den 2005, Tz. 254* und 1206.


triebs beteiligt wird. Eine über die Höhe der Pachtzahlungmögliche Quersubventionierung gilt es dabei auszuschlie-ßen.

6.3 Fazit und Empfehlungen der Monopolkommission

613. Es gilt zu attestieren, dass alle in Rede stehendenEntflechtungsvorschläge Wettbewerbspotentiale eröff-nen. Zugleich sind diese Vorschläge aber auch mit nichtunerheblichen ökonomischen Risiken und rechtlichenProblemen verbunden. Eine „beste“ Möglichkeit scheintes hier nicht zu geben. Zudem scheint der Zeitpunkt füreine weitergehende Entflechtung unangemessen, da diebisherigen Maßnahmen noch keine Wirkung entfaltenkonnten. Oberste Priorität sollte es aus Sicht der Mono-polkommission sein, die bestehende Netzregulierung zufestigen.

614. Vor dem Hintergrund der bestehenden Netzregulie-rung sieht die Monopolkommission das hauptsächlicheWettbewerbsproblem in der horizontalen Konzentrationder Erzeugerstufe. Aufgrund der voranstehenden Er-wägungen plädiert sie daher für die Einführung eines zeit-lich befristeten Moratoriums für die Erweiterung von Er-zeugungskapazitäten durch die marktbeherrschendenEnergieversorgungsunternehmen, damit konkurrierendeErzeugungskapazitäten durch andere Unternehmen auf-gebaut werden können. Erst wenn die Energieversor-gungsunternehmen die grenzüberschreitenden Leitungs-engpässe beseitigen und/oder der Marktanteil an derErzeugung erheblich gesunken ist, ist über eine Aufhe-bung des Moratoriums zu befinden. Hierzu bedarf es ei-ner regelmäßigen Überprüfung der Marktsituation durchdie Wettbewerbs- und Regulierungsbehörden. Es liegt so-

mit in der Hand der Energieversorgungsunternehmen, dasEnde des Moratoriums herbeizuführen, indem sie diegrenzüberschreitenden Leitungsengpässe beseitigen.

615. Weiterhin sind die von der Monopolkommissionzusammengestellten Maßnahmenbündel für den Elektri-zitäts- und Gasmarkt durch alle Beteiligten sachgerechtund zeitnah umzusetzen. Neben der weiteren Verbes-serung der Maßnahmen zum Legal Unbundling, insbe-sondere zur operationellen und informationellen Ent-flechtung, sind weitere Vorkehrungen für einediskriminierungsfreie, marktorientierte und transparenteRegelzonen- und Engpassbewirtschaftung zu treffen,Kraftwerks-, LNG- und Speicherprojekte zu fördern,enge Regelungen zum Börsenhandel zu fassen, sowohlnationale als auch internationale Zusammenschlussvorha-ben kritisch zu hinterfragen und den Netzbetreibern überdie Anreizregulierung hinreichende (Investitions-)An-reize zu gewähren. Darüber hinaus sind auf europäischerEbene die Kompetenzen der europäischen Regulierer imRahmen der ERGEG bei grenzüberscheitenden Sachfra-gen zu stärken.

616. Auch wenn heute noch von keinem hinreichendenDurchleitungswettbewerb gesprochen werden kann, sowurden seit Inkrafttreten des Energiewirtschaftsgesetzesim Juli 2005 nicht unerhebliche Fortschritte erzielt. Sosind die mit der Netzregulierung bisher gemachten Erfah-rungen durchaus als positiv zu bewerten. Es bleibt anzu-merken, dass insbesondere der Endverbraucher, ob Indus-trie- oder HuK-Kunde, durch sein Informations- undVerbrauchsverhalten sowie seine Wechselbereitschaftmaßgeblich dazu beitragen kann, wie sich der Wettbe-werb auf dem Energiemarkt entwickelt. Der Verbrauchermuss erst für die freie Anbieterwahl sensibilisiert werden.

Bonn, im November 2007

Jürgen Basedow

Jörn Aldag Justus Haucap Peter-Michael Preusker Katharina M. Trebitsch

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ISSN 0722-8333

Deutscher Bundestag Drucksache 16/7087

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