Konzentration im Energiesektor - Bund

deren Verteilung festlegen. Diese werden von der EU-
Kommission geprüft und gegebenenfalls gebilligt oder
zur Korrektur zurückgegeben. Der erste Allokationsplan
galt von 2005 – 2007, der zweite gilt bis 2012
und ist mit dem Zuteilungsgesetz im August 2007 in
Kraft getreten. Während in der ersten Handelsperiode
100 % der Zertifikate den Unternehmen kostenlos
zur Verfügung gestellt wurden, werden in der zweiten
Handelsperiode in Deutschland etwa10 % der Zertifikate
veräußert.
Obwohl die Zertifikate kostenlos ausgegeben wurden,
wurden sie von den Energiekonzernen zu 100 % auf
den Preis umgelegt. Begründung: Die Zertifikate haben
einen Wert, den die Unternehmen erzielen könnten,
falls sie sie verkaufen würden. Behalten sie die
Zertifikate, so sind das Kosten, die sie auf den Preis
aufgeschlagen müssten. Allein im Jahr 2005 beliefen
sich die Mitnahmeeffekte auf 8,7 Milliarden Euro.
Anstatt zur Reduktion des CO2-Ausstosses dienen die
Zertifikate so in erster Linie der Erhöhung der Extraprofite
der großen Stromkonzerne.
„Es war von Anfang an allen klar, dass die Energiewirtschaft
vom Emissionshandel profitieren könnte“, sagte
Bernhard Reutersberg, Vertriebsvorstand von E.ON
Energie. „Das kann man einen Windfallprofit nennen,
aber der ist von der Politik so gewollt worden.“ 68
Das Bundeskartellamt hat ein Verfahren gegen die
Stromkonzerne eingeleitet, da es den begründeten
Verdacht hatte, dass die volle Einpreisung der kostenlos
ausgegebenen Emissionszertifikate nur aufgrund
der marktbeherrschenden Stellung der großen Konzerne
durchgesetzt werden konnte. Bei vorhandenem
Wettbewerb hätten diese Kosten zumindest nicht in
vollem Umfang auf die Preise aufgeschlagen werden
können.
Es kam zu einem Vergleich, in dem sich das Bundeskartellamt
damit zufrieden gab, dass die Energiewirtschaft
ihren Industriekunden Zugeständnisse machten.
„Die Betroffene verpflichtet sich, für den Zeitraum
2009 bis 2012 zwei Stromprodukte - einerseits aus
abgeschriebenen Braunkohleblöcken und andererseits
aus abgeschriebener Steinkohlestromerzeugung -
leistungsgemessenen Industriekunden zur Versteigerung
anzubieten. Dabei soll der Arbeitspreis des
jeweiligen Produkts den tatsächlichen Erzeugungskosten
der spezifischen Kraftwerke entsprechen. Opportunitätskosten
im Hinblick auf unentgeltlich zugeteilte
Zertifikate gehören ausweislich der Arbeitspreisformel
nicht dazu, sie werden also mit “null” angesetzt. (...)
Die Versteigerung ist auf leistungsgemessene Strom-
Endkunden begrenzt, vor allem damit eine geschäftsmäßige
Arbitrierung mittels Wiederverkauf durch
Händler und Finanzinstitute unterbleibt.“ 69 Bezahlt
haben den überteuerten Strom alle Verbraucherinnen
und Verbraucher, den Nutzen des Verfahrens des
Bundeskartellamtes hatten jedoch nur die industriellen
Kunden.
Resümierend kann festgestellt werden, dass sich bei
vertikaler Integration von Erzeugung und Nachfrage
eine Verschärfung der Marktmachtproblematik
ergibt. „Wenn Anbieter und Nachfrage identisch sind
(bzw. die gleiche Muttergesellschaft haben), könnte
ihr gemeinsames Interesse in einer Hochpreispolitik
be stehen. Wenn der Nachfrager kein inhärentes Interesse
mehr an möglichst niedrigen Preisen hat, ergibt
sich dadurch ein gesteigertes Marktmachtpotential.“ 70
Preismindernd, ebenso wie konzentrationsmindernd,
wirkt hier wiederum die Windenergie. 71 Windstrom
wird nicht an der Börse gehandelt, sondern mit einem
im Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) festgelegten
Festbetrag vergütet. An windreichen Tagen sinkt die
Nachfrage an der Strombörse nach konventioneller
Kraftwerksleistung. Damit wird das Hochfahren
teuerer Kraftwerke, die die Grenzkosten bestimmen,
vermieden. Der Strom insgesamt billiger gehandelt.
Experten von E.ON und der Uni Duisburg-Essen,
untersuchten die Preise für Grundlast-Strom auf dem
Spotmarkt eines ganzen Jahres. Das statistisch signifikante
Ergebnis „Pro 1000 MW zusätzlicher Windstromerzeugung
sinkt der EEX-Preis für Baseload am
Spotmarkt um 1,9 €/MWh, also um 0,19 ct/kWh. 72
4.1.4. Spezifische Regelungen im Gassektor
Netzzugang
Anders als im Strommarkt konnten sich Handelsunternehmen
ohne eigene Netze und Speicher im
Gasmarkt kaum etablieren, verhindert durch die deutlich
komplizierteren Netzzugangsregeln. Der Nutzer
eines Netzes musste mit jedem einzelnen betroffen
Netzbetreiber einen eigenen Netznutzungsvertrag
abschließen. Bei einem längeren Transport bedeutete
dies eine Vielzahl an notwendigen Nutzungsverträgen.
Inzwischen gilt das Entry-Exit-Modell (Zweivertragsmodell).
Dafür muss der Netznutzer innerhalb eines
Marktgebietes nur noch 2 Verträge abschließen,
einen Ein- und einen Ausspeisevertrag. Obwohl dies
seit dem1.2.2006 vorgeschrieben ist, haben es die
Netzbetreiber geschafft, die tatsächliche Umsetzung
dieser Vorschrift bis zum 1.6.2007 zu verzögern.
Hinzu kommt, dass beim Überschreiten von Marktgebietsgrenzen
erneut zwei Verträge notwendig werden.
Noch gibt es 14 Marktgebiete in denen 7 (Erdgas
Münster) bis 216 (E.ON H-Gas) Netzbetreiber tätig
sind.
68
Waldermann, Anselm: Stromerzeuger vor Milliarden Einbußen, Der
Tagesspiegel, 21.11.2005. Windfall-Profits sind unerhofft auftretende
Gewinne.
69
Bundeskartellamt, 8. Beschlussabteilung, B 8 –88 /05 – 2 vom 26.
September 2007.
70
V. Hirschhausen u.a., a.a.O. S. 20.
71
Siehe Bode, Sven / Groscurth, Helmuth: Zur Wirkung des EEG auf
den Strompreis, HWWA Discussion Paper , August 2006.
72
Gerecht, Michael: Beeinflussung der Spotmarktpreise durch
Windstromerzeugung, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 7/2006,
S. 42ff.
30