Die wesentlichen Strukurelemente der Energierechtsreform 1998 und ihrer europarechtlichen Grundlagen

Gliederung

A. Einleitung / Ausgangslage
I. Einleitung
II. Ausgangslage
1. Die Energiewirtschaft
a.) Die Elektrizitätswirtschaft
b.) Die Gaswirtschaft
2. Alte Rechtslage: Das Energiewirtschaftgesetz von 1935
3. Energie in Europa

B. Europarechtliche Grundlagen der Energierechtsreform
I. Entwicklung der Energiebinnenmarktpolitik
II. Der Weg zur Liberalisierung
1. Vorgänger der Energiebinnenmarktrichtlinien
a.) Transparenzrichtlinie
b.) Transitrichtlinie
c.) Weitere Entwicklungen
2. Die Energiebinnenmarktrichtlinien
a.) Die Elektrizitätsbinnenmarktlinie
aa.) Erste Entwürfe
bb.) Problem des Netzzugangs
cc.) Französischer Gegenentwurf
dd.) Der Weg zur Einigung
ee.) Grundlagen der Einigung
ff.) Verabschiedung der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie
b.) Die Gasbinnenmarktrichtlinie
c.) Zusammenfassung der Richtlinienbestimmungen

C. Die Energierechtsreform in Deutschland
I. Entstehung des Reformgesetzes
1. Die Diskussionen um den Regierungsentwurf
2. Gegenentwürfe der Opposition
3. Die Einigungsschwierigkeiten bis zum Erlaß
4. Anrufung des BVerfG
II. Kernelemente der Neuordnung
1. Neuregelungen
a.) Reduzierung der staatlichen Aufsicht
b.) Gestaltung der Durchleitung
aa.) Verhandelter Netzzugang
bb.) Verbändevereinbarungen
c.) Beseitigung der geschlossenen Versorgungsgebiete / Kartellrecht
d.) Aufnahme des Umweltschutzes in den Zielkatalog
e.) Gefährdung der kommunalen Selbstverwaltung?
f.) Braunkohleverstromung

D. Schlussbemerkungen
I. Fazit
II. Ausblick

Literaturverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die wesentlichen Strukurelemente der Energierechtsreform 1998 und ihrer europarechtlichen Grundlagen

A. Einleitung / Ausgangslage

Einführend zum Thema der Darstellung soll hier zunächst kurz auf die rechtliche Entwicklung im Bereich der Energiewirtschaft und die Ausgangslage hingewiesen werden.

I. Einleitung

Am 29. April 1998 trat das „Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts“ in Kraft.^[1] Damit wurde nach langem politischen Ringen das seit 1935 geltende „alte“ Energiewirtschaftsgesetz reformiert. Es bildet gemeinsam mit den verschiedenen energiewirtschaftlichen Rechtsverordnungen, wie der Bundestarifordnung Elektrizität (BTOElt), den Verordnungen über Allgemeine Bedingungen für die Elektrizitäts- bzw. Gasversorgung von Tarifkunden (AVBEltV bzw. AVBGasV) und der Konzessionsabgabenverordnung (KAV) den Rechtsrahmen der deutschen Energiewirtschaft. Wesentliche Intention des Reformgesetzes war die Umsetzung der EG-Richtlinien zur Schaffung eines europäischen Elektrizitäts- und eines Gasbinnenmarktes und damit die Liberalisierung des Energiemarktes in Deutschland, wobei auch unabhängig davon bereits Bestrebungen zu einer Energierechtsreform in Deutschland bestanden.

Im folgenden sollen nun die wesentlichen Strukturelemente dieser Reform des Energiewirtschaftsrechts und der zugrundeliegenden europarechtlichen Regelungen, sowie deren Entstehung dargestellt werden.

II. Ausgangslage

Die Ausgangslage der Energiewirtschaft und der zu behandelnden Gebiete stellt sich folgendermaßen dar.

1. Die Energiewirtschaft

Das Energiewirtschaftsgesetz erfaßt keineswegs sämtliche Energieträger, sondern nur Elektrizität und Gas, soweit diese zur leitungsgebundenen Energieversorgung verwendet werden.^[2] In der Vergangenheit und auch heute werden diese teilweise von den gleichen rechtlichen Regelungen umfaßt, wie im folgenden auch noch zu sehen sein wird.

a.) Die Elektrizitätswirtschaft

Die Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität begann in Deutschland in der zweiten Hälfte des 19.Jahrhunderts. Mit Ausnahme einzelner Bestimmungen wie den 1917 erlassenen Bewirtschaftungsvorschriften oder der 1919 beschlossenen Sozialisierung der Elektrizitätswirtschaft^[3], die jedoch nie umgesetzt wurde, unterblieben rechtliche Maßnahmen zur Steuerung dieses Wirtschaftsgebietes. Ende der 20er Jahre kam es zur ersten Abgrenzung der Versorgungsgebiete der großen Verbundgesellschaften. Es bildeten sich Gebietsmonopole, die nachträglich rechtlich gebilligt wurden.^[4] Die einzelnen Versorgungsgebiete wurden durch Demarkationsverträge voneinander abgegrenzt, in denen dann die letztverteilenden Energieversorgungsunternehmen (EVU) durch Konzessionsverträge das ausschließliche Versorgungsrecht der Endverbraucher mit dem Wegerecht erteilt wurde.^[5] Bereits vor dem Erlaß des EWG 1935 wurden dann Anfang der 30er Jahre die Tarifordnungen, die Allgemeinen Bedingungen für die Stromversorgung sowie die Festlegung der Konzessionsabgaben und die gesetzliche Absicherung der Demarkationen der EVU über die §§ 103 ff. GWB erlassen.

b.) Die Gaswirtschaft

Gas ist eine junge Energie. Es hat erst Mitte der 60er Jahre durch die Entdeckung großer Erdgasfelder in Europa an Bedeutung gewonnen. In nur 30 Jahren ist sein Anteil am Primärenergieverbrauch in Europa auf über 20 % gestiegen. Erdgas wird als Primärenergie, das heißt im nätürlichen Zustand und damit ohne Umwandlungsverluste, überwiegend zur Erzeugung von Wärme für die Raumheizung, die industrielle Produktion und zur Stromerzeugung eingesetzt.^[6] In Deutschland liegt der Anteil von Erdgas am Gesamtverbrauch der Primärenergie heute bei rund 18,3 Prozent.^[7] Im Bereich der Wohnungsbeheizungen ist Erdgas mit über 35 Prozent allerdings in Deutschland führend. Die deutsche Erdgasversorgung ist fest in ein europäisches Ferngas-Verbundsystem integriert. Das gesamte Leitungsnetz allein in Deutschland hat ein Länge von mehr als 300.000 Kilometer, europaweit sind es sogar mehr als 1 Million Kilometer.^[8]

2. Alte Rechtslage: Das Energiewirtschaftgesetz von 1935

1935 wurde in Deutschland das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)^[9] als erste Regelung für diesen Bereich verabschiedet.^[10] Es sah vor, daß leitungsgebundene Energieversorgung in geschlossenen Versorgungsgebieten unter spezieller Staatsaufsicht durchgeführt wurde. Die Versorgungsunternehmen waren in ihrem rechtlich abgesicherten Versorgungsgebiet damit praktisch vollständig vor brancheninternem Wettbewerb geschützt und der einzelne Kunde war ohne Ausweichmöglichkeit auf die Belieferung durch das für sein Gebiet zuständige Energieversorgungsunternehmen angewiesen.^[11]

Dieser Ordnungsrahmen wurde begründet mit der Leitungsgebundenheit, der hohen Kapitalintensität der Erzeugungsanlagen und Netze, der Nichtspeicherbarkeit von Strom und der hohen Bedeutung einer sicheren Stromversorgung für die Volkswirtschaft sowie einer umfassenden Versorgungs- und Anschlußpflicht.^[12] Es bestand die Auffassung, mehr Wettbewerb würde die Versorgungssicherheit gefährden und auch nicht zu einer kostengünstigeren Versorgung für die Gesamtheit der Verbraucher führen.^[13]

Die Regelungen des EnWG, die zunächst für die Elektrizitätswirtschaft entworfen worden waren, wurden auf die Gaswirtschaft übertragen, da es sich bei Gas ebenso um einen leitungsgebundenen Energieträger handelt, der aber vergleichsweise jung ist.^[14]

Das „alte“ EnWG hätte bis zur Reform Bestand. Auch in der Folgezeit herrschte über Jahrzehnte die Ansicht, daß Monopolstellungen der EVU die beste Gewähr für die Sicherheit und Preiswürdigkeit der Versorgung böten.^[15] Zwar gab es in der Folgezeit mit wechselnder Intensität immer wieder Forderungen nach Begründung von mehr Wettbewerb in Wissenschaft und Politik, doch erteilte der Gesetzgeber diesbezüglichen Forderungen stets eine Absage, weil er davon überzeugt war, daß der Ausschluß des spartengleichen Wettbewerbs mehrerer EVU um dieselben Kunden dem Interesse der Gemeinschaft aller Verbraucher an einer möglichst sicheren und preiswürdigen Versorgung am besten diene.^[16]

Bei Inkrafttreten der Energierechtsreform 1998 gab es in Deutschland ca. 1000 EVU, von denen 8 Verbundunternehmen, etwa 80 regionale Versorgungsunternehmen und ca. 900 örtliche Versorgungsunternehmen waren.^[17] In der Gaswirtschaft konnte man vor der Reform von einem ähnlichen dreistufigen Aufbau wie in der Elektrizitätswirtschaft mit ca. 500 Unternehmen sprechen; Gasversorgungsunternehmen, Ferngasgesellschaften und Ortsgasunternehmen.^[18]

3. Energie in Europa

Der europäische Strommarkt war bis vor kurzem von großen Anbietern gekennzeichnet, welche sich hauptsächlich in Staatseigentum befunden haben und dadurch eine natürliche Monopolstellung hatten. Strom wurde als ein integriertes Gut an den Endkunden verkauft. Das heißt, daß diese Firmen als Produzenten, Verteiler und Händler gleichzeitig agierten.

Je mehr Kraftwerke zu einem Stromverbund zusammengeschlossen sind, desto größer die Versorgungssicherheit. Bereits 1958 wurden die Stromnetze der Schweiz Deutschland und Frankreichs zusammengekoppelt. Immer mehr Länder schlossen sich diesem Stromverbund an. Ein grenzüberschreitender Austausch innerhalb der Elektrizitätswirtschaft war auf den westeuropäischen Stromverbund – der Union für die Koordinierung der Erzeugung und des Transports elektrischer Energien (UCPTE) – beschränkt.^[19] Insgesamt war der Handel aber nur schwach ausgeprägt.^[20]

Die dem alten EnWG zugrunde liegende Auffassung wurde in Deutschland zunehmend angegriffen^[21] und durch Entwicklungen in anderen Staaten^[22] widerlegt. In der Folgezeit bekannten sich zunächst Großbritannien und die Staaten Skandinaviens zum Wettbewerb und beseitigten die Monopolstellungen der EVU im Rahmen einer grundlegenden Energierechtsreform, wobei die Konzepte im einzelnen erhebliche Unterschiede auswiesen.^[23]

Der europäische Erdgasmarkt war durch langfristige Abnahmeverpflichtungen von Erdgas zu bestimmten Preisen, dem sogenannten „take or pay“, gekennzeichnet, was auch die Nutzung schwer zugängliche Gasfelder ermöglichte.^[24]

B. Europarechtliche Grundlagen der Energierechtsreform

Im Zuge der Europäischen Einigung erfaßte die europäische Rechtssetzung nach und nach mehr Bereiche der Mitgliedsstaaten. So entstanden letztlich auch Regelungen bezüglich des Energierechts in Europa.

I. Entwicklung der Energiebinnenmarktpolitik

Lange Zeit entfaltete die EG^[25] im Energiebereich nur geringe Aktivitäten zur Begründung europäischer Kompetenzen^[26]. Erst die wachsende Abhängigkeit von erdölfördenden Drittstaaten, welche sich insbesondere in den Energiekrisen von 1973 und 1979 zeigte und die Schwäche der Europäischen Gemeinschaft in der Energiepolitik aufdeckte, führte zu einer verstärkten Aktivität der Kommission, was sich insbesondere in den Formulierungen der energiepolitischen Ziele für 1985^[27] und für 1990^[28] zeigte. Es folgte 1981 die „Entwicklung einer Energiestrategie für die Gemeinschaft“. Inhaltlich wurde dabei vor allem auf eine Erhöhung der Versorgungssicherheit abgezielt.

Erstmals 1986 mit der Verabschiedung von gemeinsamen Politikzielen für das Jahr 1995 formulierte der Rat der Europäischen Union den Willen zur Schaffung eines Binnenmarkts für Energie, der notwendiger Weise die Beseitigung der Monopolstellungen voraussetzte.^[29] Ein Kommissionsvorschlag zur Auflistung der dem Binnenmarkt entgegenstehenden Hindernisse und der Erarbeitung möglicher Gegenmaßnahmen entstand 1987,^[30] infolgedessen das Arbeitsdokument der Kommission „Der Binnenmarkt für Energie“^[31] entstand. Für Diskussionsstoff sorgte nun v.a. Frankreich, als es in einer Beschwerde bei der Kommission geltend machte, die deutschen Kohlesubventionen würden den Wettbewerb verfälschen und Frankreich Exportmöglichkeiten im Stromsektor nehmen, und damit mit dem Kohlepfennig einen wichtigen Eckpfeiler der deutschen Energiepolitik zur Diskussion stellte. Zum anderen durch die Beschwerde gegen die spanische Durchleitungsregelung bei Exporten der EdF nach Portugal.

Die Diskussionen über das Arbeitsdokument „The Internal Energy Market“^[32], welches die Zielsetzung des gesteigerten Wettbewerbs und der Marktintegration beinhaltete, zeigten deutlich die unterschiedlichen Ausgangsbedingungen und Interessen der Mitgliedsstaaten.^[33] Während es Frankreich primär auf die Verbesserung seiner Exportmöglichkeiten ankam, setzten andere Staaten auf einen pragmatischen Ansatz und eine Einbettung in den internationalen Rahmen. Der größte Widerstand gegen eine gemeinsame Politik ging von Dänemark (Gegnerschaft zur Atomenergie), Spanien (Durchleitungsstreit mit Frankreich) und Griechenland (Sorge um den Braunkohleabbau) aus^[34].

II. Der Weg zur Liberalisierung

Die Liberalisierung des europäischen Markts für Energie hat eine lange und diffizile Entstehungsgeschichte, die recht unübersichtlich und keineswegs stringent verlief, was im wesentlichen auf die unterschiedlichen Vorstellungen der Mitgliedsstaaten zurückzuführen ist.

1. Vorgänger der Energiebinnenmarktrichtlinien

Als ersten Schritt zur Liberalisierung hin schlug die Kommission dem Rat drei Maßnahmen vor. Bis zum Inkrafttreten der europäischen Binnenmarkt-Richtlinien „Elektrizität“ und „Gas“ am 19. Februar 1997 bzw. 10. August 1998 gab es europäische Vorgaben nur im Rahmen des grenzüberschreitenden Stromtransits über die großen Verbundnetze.

a.) Transparenzrichtlinie

Eine Transparenzrichtlinie, in der die Pflicht zur Veröffentlichung der von Großverbrauchern für Elektrizität und Gas zu entrichtenden Preise geregelt war, wurde im Mai 1990 vom Rat gebilligt,^[35] wodurch versteckte Staatsbeihilfen im Energiesektor aufgedeckt werden sollten.^[36]

Dieselben Ziele wurden auch mit der Änderung der Ratsverordnung über Mitteilungen von Investitionsvorhaben von gemeinschaftlichem Interesse auf dem Erdöl-, Erdgas- und Elektrizitätssektor^[37] erstrebt, welche jedoch als übermäßig bürokratisch und wegen des unklaren Rechtshintergrunds abgelehnt wurde.

b.) Transitrichtlinie

Die Transitrichtlinie für einen verbesserten Transit von Elektrizitäts-^[38] und Gaslieferungen^[39] durch die Netze Dritter führte hinsichtlich der Elektrizität zu Diskussionen um das darin festgelegte „common carrier“-Konzept, das den freien Netzzugang für Dritte regelt. Damit wurden die Exklusivversorgungsrechte der Versorgungsunternehmen aufgehoben, was zur Folge hatte, daß Industrieverbraucher und Verteilungsunternehmen zu den günstigsten Preisen überall einkaufen könnten. Die Diskussion um den Gastransit war noch kontroverser, da der grenzüberschreitende Handel in diesem Markt eine größere Bedeutung hatte, und ein regelnder Eingriff viel umstrittener war.^[40]

c.) Weitere Entwicklungen

Diese Richtlinien führten nur zu geringen Änderungen. Das „common carrier“-Konzept wurde im folgenden durch den „Third Party Access“ (TPA) abgelöst^[41]. Dieser sollte den Netzzugang über den Kreis der Netzbetreiber hinaus ausweiten und nicht nur grenzüberschreitende Lieferungen betreffen.^[42] Der Wettbewerb sollte aber zunächst auf den Bereich der Energieproduktion begrenzt sein, da die Bereiche der Übertragung und Verteilung als natürliche Monopole anerkannt waren.^[43]

Exkurs: Third Party Access

Die Betreiber der Übertragungs- und Verteilernetze müssen Dritten für Stromlieferungen gegen Übertragungsgebühr den freien Zugang zu ihren Netzen gewähren. Damit die Übertragungstarife nicht zur Diskriminierung bestimmter Lieferanten missbraucht werden, sollten die Netzmonopole möglichst effizient reguliert werden. Das System des TPA hat einige negative Aspekte, die nicht zu vernachlässigen sind. Berechtigten Verbrauchern kann mit dem Hinweis auf Kapazitätsengpässe der Zugang zum Netz verwehrt werden. Falls die Netzbesitzer eigene Produktionsanlagen besitzen, ist diese Gefahr besonders groß.
Da eine unabhängige Netzgesellschaft fehlt, werden beim Abschluss von Transitverträgen Kapazitätsprobleme, die bei anderen Leitungsbesitzern entstehen könnten, nicht berücksichtigt. Auch können die Transaktionskosten für den Netzzugang sehr hoch sein, etwa wenn mit mehreren Leitungsbesitzern Durchleitungsverträge abgeschlossen werden müssen.

2. Die Energiebinnenmarktrichtlinien

Den Binnenmarktrichtlinien „Elektrizität“ und „Gas“ ging eine weitere lange Entwicklungsgeschichte voraus. Dabei ging es zunächst mehr um die Elektrizitätsrichtlinie bzw. allgemeine Vorüberlegungen.

a.) Die Elektrizitätsbinnenmarktlinie

aa.) Erste Entwürfe

1991 kam es zu einem Entwurf einer Kommissionsrichtlinie^[44], welche aufgrund der Kompetenz aus Art. 90 III EGV von der Kommission durchgesetzt werden sollte. Er sah die Aufhebung der Produktionsmonopole und der Ein- und Ausfuhrmonopole, das Recht des Leitungsbaus und die Öffnung der bestehenden Netze für Dritte vor^[45]. Gegen den Entwurf protestierten die übergangenen fühlenden Regierungen, denen er nie offiziell zugeleitet wurde,^[46] wie auch das europäische Parlament, welchem zum einen den Liberalisierungszielen kritisch gegenüberstand und zum anderen bei der Vertragsgrundlage des Art. 90 III EGV keinerlei Mitentscheidungsrecht zustand.^[47].

Es folgte ein erneuter Richtlinienvorschlag der Kommission mit abgeschwächten Zielen,^[48] wonach erstens der Aufbau und Betrieb von Produktionskapazitäten und Leitungen EG-weit durch eine transparente, nichtdiskriminierende Lizenzierung geöffnet werden sollte, wodurch die Monopole für die Ein- und Ausfuhr von Elektrizität, für die Erzeugung und für den Transport hinfällig werden würden, und zweitens die Trennung von Rechnungswesen und Management von Produktion, Transport und Verteilung bei vertikal integrierten Unternehmen erfolgen (sog. „unbundling“).^[49] Dies sollte die Quersubventionierung vermeiden. Drittens wurde der Netzzugang von Dritten (TPA) zu den Leitungen der Übertragungs- und Verteilungsunternehmen gegen eine entsprechende Vergütung vorgesehen. Dieser sollte in zwei Phasen erfolgen und zunächst nur für Großanwender (über 100 GWh/Jahr) und Verteilungsunternehmen (mit mindestens 3 Prozent des nationalen Gesamtverbrauchs) offen stehen.

bb.) Problem des Netzzugangs

In der Folgezeit wurde besonders der Netzzugang Dritter kritisiert.^[50] Deutschland vertrat die Ansicht, dass er nicht im Rahmen des GWB hätte umgesetzt werden können.^[51] Es gab im weiteren Verlauf mehr als 580 Änderungsvorschläge, die bis zur ersten Lesung im Europäischen Parlament auf etwas über 100 reduziert werden konnten.^[52] Dabei ging es v.a. um die Harmonisierung der unterschiedlichen Energie-, Umwelt- und Steuerpolitiken als Voraussetzung einer Liberalisierung.

Der Netzzugang sollte nur noch für große Verbraucher im Wege der Verhandlungen eröffnet sein und die Kostentransparenz über die Prüfung interner Rechnungsunterlagen verwirklicht werden, so dass von den ursprünglichen Liberalisierungsplänen der Kommission nur wenig übrig blieb.^[53] Das ist auf die durch den Vertrag von Maastricht geänderte Rechtsbasis der Richtlinien zurückzuführen, da das Parlament gemäß Art. 189b EGV nun bei absoluter Mehrheit ein Vetorecht hatte. Es wurde daher quasi zu einem Rettungsanker für die die Liberalisierung ablehnenden Positionen.^[54]

Mit der darauf folgenden „service-public“-Debatte wurde seitens Frankreichs versucht, die Energiewirtschaft unter Art. 90 II EGV fallen zu lassen, so daß auf sie die Wettbewerbsregeln des EGV keine Anwendung finden würden. Die Kommission schlug dem entgegenkommend statt des regulierten Systems einen verhandelten Netzzugang Dritter vor, welcher auf nationalstaatlicher Ebene gemäß des Subsidiaritätsprinzips entsprechend ausgestaltet werden sollte.^[55] Ferner wurde für die Einrichtung neuer Produktions- und Übertragungskapazitäten zusätzlich zur Lizenzierung ein Ausschreibungsverfahren zugelassen und es sollte für vertikal integrierte Untenehmen statt getrennten Managements nur noch eine gesonderte Rechnungslegung notwendig sein. Diese geänderten Vorschläge für den Elektrizitäts- und Erdgasbinnenmarkt wurden im Dezember 1993 verabschiedet. Allerdings war trotz der Abschwächung der Vorschläge noch keine Einigung in Sicht. So wurde im Mai 1994 beschlossen, fortan beide Bereiche getrennt zu behandeln und den Gasmarkt bis zu einer Einigung für eine Elektrizitätsrichtlinie zurückzustellen.

cc.) Französischer Gegenentwurf

Die griechischen Präsidentschaft im Rat der Europäischen Union drängte auf die Erzielung von Fortschritten, woraufhin Frankreich schließlich im Mai 1994 seinen Gegenentwurf des Alleinkäufermodells (Single Buyer System) einbrachte.^[56] Nach dem Alleinkäufermodell bliebe das nationale Vertriebsmonopol bestehen und übernähme die Rolle des Alleinkäufers. Es führt zu einer eher geringen Marktöffnung. Es orientiert sich weitgehend am aktuellen Monopol-System. Wettbewerb entsteht lediglich auf der Produktionsstufe und kann verzerrt werden, wenn der Alleinabnehmer eigene Kraftwerke betreiben darf.^[57] Die Stromverteilung wird nicht dem Wettbewerb geöffnet, obwohl sich in diesem Bereich die grössten Effizienzgewinne realisieren ließen, und die Kleinverbraucher bleiben im Monopol gefangen.

Exkurs: Single Buyer System

Das SBS spiegelt die in Frankreich (und anderen Staaten der EU) existierenden Strukturen der Elektrizitätswirtschaft wider, wo Erzeugung und Verteilung von Strom in der Hand eines im Staatsbesitz befindlichen Monopolunternehmens liegen. Diese Unternehmen ist als alleiniger ein- und Verkäufer von Strom zugelassen. Das heißt, ausländische Lieferanten (ebenso wie inländische unabhängige Produzenten) können ihren Strom nur direkt an den Alleinverkäufer verkaufen, und inländische Kunden können nur vom Alleinkäufer versorgt werden.

Das SBS hat jedoch einige entschiedene Nachteile, da es sowohl gegenüber der Produktionsseite als auch gegenüber der Nachfrageseite eine sehr starke Monopolposition besitzt. Hat der Alleinabnehmer zusätzlich noch eigene Produktionsanlagen, kann er zugunsten seiner eigenen Kraftwerke Preisdiskriminierung betreiben, da unabhängige Produzenten nur an den Alleinkäufer verkaufen können.

Ebenso kann der Zugang zum Netz auch berechtigten Verbrauchern mit dem Hinweis auf Kapazitätsengpässe verwehrt werden. Auch wenn die Möglichkeit besteht, den Netzzugang gerichtlich einzuklagen, werden vermutlich viele potentielle Konsumenten durch die hohen Kosten abgeschreckt werden.

Um die berechtigten Großverbraucher nicht zu verlieren, könnte der Alleinabnehmer bereit sein, ihnen günstigere Konditionen zu gewähren und dafür die Tarife der gebundenen Konsumenten anzuheben. Eine solche Quersubventionierung zulasten der Kleinverbraucher führt zu Verzerrungen, da der Kleinverbraucher keine Wahlmöglichkeit seines Elektrizitätslieferanten hat.

Ein Vergleich zwischen dem SBS und dem TPA ist sehr schwierig. Vertritt der Single Buyer aber nicht die Interessen der Verbraucher, ist dem TPA-Modell der Vorzug zu geben, da die Monopolmacht des Alleinabnehmers zu Wettbewerbsverzerrungen und höheren Preisen führen könnte.

dd.) Der Weg zur Einigung

Bis zur Ratstagung Ende 1994 konnte man sich über die Liberalisierung der Produktion, die getrennte Rechnungsführung, den Netzbetrieb und die öffentlichen Dienstleistungspflichten einigen, nur die Frage des Netzzugangs blieb streitig. Unter dem französischen Vorsitz im Rat gelang es schließlich nach langem Hin und Her Mitte 1995 den französischen Vorschlag als prinzipiell gleichwertig zum verhandelten Netzzugang (NTPA) anzuerkennen.^[58]

Nachdem hierauf noch einige Zeit bei Diskussionen um die Liberalisierungsschwellen beansprucht wurde, bei denen die Forderungen zwischen 1 und 100 GWh lagen, gelang im Rat die Einigung auf Basis eines von der italienischen Präsidentschaft formulierten Vorschlages und eines auf dem vorherigen deutsch-französischen Gipfel getroffenen Kompromisses, welcher Ende Juli 1996 einstimmig angenommen wurde.

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^[1] BGBl. 1998 I S. 730.

^[2] Vgl. Legaldefinition in § 2 I EnWG.

^[3] RGBl. S.341, 23.3.1919.

^[4] Schneider, S. 71ff.

^[5] Büdenbender, JZ 1999, S. 63.

^[6] http://www.ruhrgas.de/deutsch/index.htm

^[7] Öl liegt bei etwa 40 Prozent, Steinkohle bei ca. 15 Prozent; vgl. http://www.erdgasonline.de/index.htm

^[8] http://www.erdgasonline.de/index.htm

^[9] Gesetz zur Förderung der Energiewirtschaft vom 13.12.1935, RGBl.I S.1451.

^[10] Das EnWG trug im wesentlichen die Handschrift von Reichswirtschaftsminister Hjalmar Schacht. Es weist aber inhaltlich kein nationalsozialistisches Gedankengut auf. Vgl. Büdenbender, Schwerpunkte, Rn 8.

^[11] Büdenbender, JZ 99, S. 63.

^[12] Büdenbender, Schwerpunkte, Rn. 8.

^[13] Vgl. Präambel EnWG; Kühne/Scholtka, S. 1903.

^[14] Vgl. I.2.

^[15] Büdenbender, Schwerpunkte, Rn. 1.

^[16] Büdenbender, Schwerpunkte, Rn. 10.

^[17] Büdenbender, Energierecht, Rn. 1300; vgl. Schwabe, S. 21ff.

^[18] Büdenbender, Energierecht, Rn. 1320.

^[19] Schmidt, S. 188.

^[20] Schmidt, S. 189.

^[21] Büdenbender, Schwerpunkte, Rn.13; vgl.die Argumentation bei Lindemann/Köster

^[22] So hat Norwegen bereits 1991 seinen Elektrizitätsbinnenmarkt völlig geöffnet; vgl. Büdenbender, Schwerpunkte, a.a.O.

^[23] Büdenbender, Schwerpunkte, a.a.O.

^[24] Jarass, S. 62.

^[25] Obwohl der Energiesektor Schwerpunkt der europäischen Gründungsverträge ist, vgl. Europäische Gemeinschaft für Kohle und Stahl (EGKS) und Europäische Atomgemeinschaft (EURATOM).

^[26] Jarass, S. 16.

^[27] „Gemeinschaftliche Energiepolitik – Ziele für 1985“, KOM (74) 1960 endg. vom 29. 11. 1974.

^[28] „Energiepolitische Ziele der Gemeinschaft für 1990 und Konvergenz der einzelstaatlichen Politik“, KOM (79) 316 endg. vom 14. 6. 1979.

^[29] Schneider, S. 413.

^[30] Schmidt, S. 192.

^[31] KOM (88) 238 endg., 2. 5. 1988.

^[32] CEC, 1988.

^[33] Schmidt, S. 194.

^[34] Schmidt, S. 194.

^[35] Richtlinie 90/377/EWG des Rates vom 29. 6. 1990 zur Einführung eines gemeinsamen Verfahrens zur Gewährleistung der Transparenz der vom industriellen Endverbraucher zu zahlenden Gas- und Strompreise. ABl. EG Nr. L vom 17. 7. 1990.

^[36] Schneider, S. 414f.

^[37] ABl. EG Nr. C 250/5 vom 3. 10. 1989.

^[38] Richtlinie 90/547/EWG des Rates vom 29.10.1990 über den Transit von Elektrizitätslieferungen über große Netze. ABl. EG Nr. L 313 vom 13.11.1990.

^[39] Richtlinie 91/296/EWG des Rates vom 31.5.1991 über den Transit von Erdgas über große Netze. ABl. EG Nr. L 147 vom 12.6.1991.

^[40] Schmidt, S. 198.

^[41] Schmidt, S. 204.

^[42] Schmidt, S. 204.

^[43] Schmidt, S. 204.

^[44] Vgl. Schmidt, S. 213.

^[45] Lambsdorff, S. 125.

^[46] Schmidt, S. 214.

^[47] Schmidt, S. 214.

^[48] KOM (91) 548; vgl. Schmidt, S. 220.

^[49] Kühne/Scholtka, S. 1903.

^[50] Schmidt, S. 221.

^[51] Schmidt, S. 222.

^[52] Schmidt, S. 224.

^[53] Schmidt, S. 224.

^[54] Schmidt, S. 225.

^[55] Schmidt, S. 231.

^[56] Auch: Single Buyer System, SBS; vgl. Schmidt, S. 234.

^[57] Schmidt, S. 237.

^[58] Schmidt, S. 248.