Gutachten über die freiwillige Übertragung der Energie - LBD ...

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Gutachten
über die freiwillige Übertragung der Energieübertragungsnetze,
die Errichtung einer
bundesweiten Netzgesellschaft und die
regulatorischen Rahmenbedingungen
im Auftrag des
Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz
und Reaktorsicherheit
von
Christian von Hammerstein Ben Schlemmermeier
Prof. Dr. Andreas Nelle Jonna Meyer-Spasche
Dr. Stephan Bernhard Koch
Dr. Bernd Beckmann
Jörg Jaecks
Dr. Stefanie von Hoff
Hogan & Hartson Raue L.L.P. LBD Beratungsgesellschaft mbH
Berlin, Mai 2009

Inhaltsverzeichnis
Teil 1 Aufgabenbeschreibung.......................................................................................... 5
Teil 2 Zusammenfassung ................................................................................................ 6
Teil 3 Untersuchung......................................................................................................... 7
A. Ausgangssituation....................................................................................................... 7
I. Vier vertikal integrierte Übertragungsnetzbetreiber ............................................... 7
II. Interessen der betroffenen „Spieler“ ................................................................... 10
1. Netzbetreiber ............................................................................................ 10
2. Bundesregierung ...................................................................................... 13
3. Bundeskartellamt ...................................................................................... 14
4. Bundesnetzagentur................................................................................... 15
5. Investoren ................................................................................................. 16
6. Kapitalgeber.............................................................................................. 18
7. Verbraucher .............................................................................................. 19
8. Händler und unabhängige Kraftwerksbetreiber ........................................ 21
9. EEG- und KWK-Anlagenbetreiber ............................................................ 22
III. Drittes Energie-Binnenmarktpaket..................................................................... 22
1. Entflechtung der Übertragungsnetze ........................................................ 22
2. Schutzklauseln.......................................................................................... 25
IV. Prüfung ausländischer Investoren nach dem AWG .......................................... 26
V. Vorgaben aus Zusagenangebot E.ON gegenüber EU-Kommission .................. 27
1. Verfahren gegen E.ON ............................................................................. 27
2. Inhalt der Verpflichtungszusage ............................................................... 28
3. Auswirkung der Verpflichtungszusage auf die Gründung einer
deutschen Netzgesellschaft...................................................................... 32
VI. Vergleich: Nationale Netzbetreiber in der EU und der Schweiz ........................ 34
1. Nationale Netzbetreiber mit Netzeigentum in den EU-Mitgliedstaaten ..... 35
a) Niederlande........................................................................................ 35
b) Italien ................................................................................................. 36
c) Spanien.............................................................................................. 37
d) UK – England/Wales.......................................................................... 38
2. Nationale Netzbetreiber ohne Netzeigentum in den EU-Mitgliedstaaten
und der Schweiz ....................................................................................... 38
a) Irland.................................................................................................. 38
b) Schweiz.............................................................................................. 39
3. Zusammenfassung ................................................................................... 42
2

B. Entscheidungskriterien.............................................................................................. 43
C. Modelle eines künftigen Netzbetriebs ....................................................................... 44
I. Modell 1: Kooperation von vier Übertragungsnetzbetreibern .............................. 44
1. Überblick................................................................................................... 44
2. Bewertung................................................................................................. 45
II. Modell 2: Nationale Netzgesellschaft der vier Übertragungsnetzbetreiber......... 47
1. Überblick................................................................................................... 47
2. Bewertung................................................................................................. 47
III. Modell 3: Private nationale Netzgesellschaft ohne strategische Beteiligung
der vier ÜNB-Konzerne.................................................................................... 49
1. Überblick................................................................................................... 49
a) Private Investoren.............................................................................. 49
b) Stimmrechtslose Beteiligungen der vier ÜNB-Konzerne und
Anbieter Erneuerbarer Energien........................................................ 50
c) Börsengang........................................................................................ 50
d) Stufenweise Verwirklichung............................................................... 50
2. Bewertung................................................................................................. 51
IV. Modell 4: Private Deutsche Netz-Gesellschaft mit Bundesbeteiligung.............. 52
1. Überblick................................................................................................... 52
a) Aktiengesellschaft oder GmbH .......................................................... 52
b) Europäische Aktiengesellschaft......................................................... 53
c) Corporate Governance in der AG ...................................................... 53
d) Option 1: Kontrollmehrheit des Bundes ............................................. 56
e) Option 2: Sperrminorität des Bundes................................................. 56
f) Option 3: Minderheitsbeteiligung des Bundes und staatliche
Sonderrechte ..................................................................................... 57
2. Bewertung................................................................................................. 63
D. Einbringung der Netze in eine bundesweite Netzgesellschaft .................................. 64
I. Überblick.............................................................................................................. 64
1. Verschmelzung ......................................................................................... 64
2. Übertragung durch Abspaltung oder Ausgliederung................................. 64
3. Einbringung als Sacheinlage .................................................................... 64
4. Einzelrechtsübertragung („Asset Deal“).................................................... 65
5. Anteilsübertragung („Share Deal“)............................................................ 65
II. Bewertung........................................................................................................... 65
E. Zwischenfazit............................................................................................................. 66
F. Anforderungen an die regulatorischen Rahmenbedingungen für Netzbetrieb und
Netzausbau aus Investorensicht............................................................................. 67
I. Netzbetrieb .......................................................................................................... 67
3

1. Anlageneigentum und -management........................................................ 68
2. Anlagenservice ......................................................................................... 68
3. Energiemanagement ................................................................................ 69
4. Abwicklung der Aufgaben nach EEG/KWKG............................................ 70
5. Wirtschaftliches Volumen der Geschäftsbereiche .................................... 71
II. Risikoadäquate Eigenkapitalverzinsung ............................................................. 72
1. Eigenkapitalverzinsung in der Anreizregulierung...................................... 72
2. Gewinnerwartung des Kapitalmarktes ...................................................... 76
III. Regulierungsbedingte Einzelrisiken der ÜNB.................................................... 78
1. Fremdfinanzierung: Verzinsung in der Anreizregulierung vs.
Refinanzierung zu Kapitalmarktbedingungen ........................................... 79
2. Zeitverzug bei nicht-beeinflussbaren Kosten aus EEG, Verlustenergie,
Regelenergie ............................................................................................ 81
IV. Netzausbau ....................................................................................................... 83
1. Regulierung des Netzausbaus und verbleibende Risiken für den ÜNB.... 83
2. Finanzierung des Netzausbaus ................................................................ 85
V. Quantifizierung der regulierungsbedingten Risiken im Vergleich zur
Risikoprämie .................................................................................................... 88
VI. Anpassungsbedarf des regulatorischen Rahmens............................................ 89
1. Überblick................................................................................................... 89
2. Zusammenfassung ................................................................................... 90
G. Vorschlag für ein Organisations- und Finanzierungsmodell ..................................... 91
I. Differenziertes Organisationsmodell.................................................................... 92
1. Deutsche Netz AG als Betriebs-Gesellschaft ........................................... 93
2. Besitz-Gesellschaft ................................................................................... 94
3. Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaften ................................................ 94
4. Netzausbaumanagement-Gesellschaft..................................................... 95
5. EEG-/KWK-G-Energiemanagement-Gesellschaft .................................... 96
II. Beirat .................................................................................................................. 97
III. Transaktionsablauf ............................................................................................ 97
IV. Graphische Darstellung des vorgeschlagenen Modells .................................... 98
4

Teil 1
Aufgabenbeschreibung
Gegenstand der folgenden Untersuchung ist die Übertragung der Stromübertragungsnetze
der vier großen vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen
(„ÜNB“) auf einen unabhängigen Netzbetreiber. Dabei soll es sich um eine freiwillige
Alternative zur erzwungenen eigentumsrechtlichen Entflechtung des Netzbetriebs
von Erzeugung und Vertrieb handeln. Untersucht werden vor allem die Errichtung
einer bundesweiten Netzgesellschaft (im Folgenden „Deutsche Netz-Gesellschaft“)
und die Anforderungen, die aus Investorensicht an eine solche Netzgesellschaft und
die regulatorischen Rahmenbedingungen zu stellen sind. Dabei wird analysiert, ob
eine Beteiligung des Bundes an einer Deutschen Netz-Gesellschaft die Umsetzung
der umwelt- und energiepolitischen Ziele der Bundesregierung absichern könnte.
Schließlich wird ein Modell für eine Deutsche Netz-Gesellschaft vorgestellt.
5

Teil 2
Zusammenfassung
• Der Verkauf der Übertragungsnetze bietet eine Chance für die Schaffung einer
effizienten, bundesweiten einheitlichen Netzstruktur.
• Mit der Gründung einer bundesweiten Deutschen Netz AG können dieses Ziel
verwirklicht werden.
• Die Deutsche Netz AG sollte im Wesentlichen für den Betrieb und Ausbau des
Übertragungsnetzes verantwortlich sein, braucht aber nicht zugleich Eigentümerin
der Netzanlagen zu sein.
• Verschiedene Funktionen der Übertragungsnetzebene (Netzbetrieb, Netzausbau,
Finanzierung, EEG-Management etc.) können auf Zweckgesellschaften
übertragen und teilweise veräußert werden.
• Sowohl an der Deutschen Netz AG als auch an den verschiedenen Zweckgesellschaften
können unterschiedliche Gesellschafter beteiligt werden (Bund,
Finanzinvestoren, ausländische Netzbetreiber). Energieversorgungsunternehmen
mit Erzeugungs- und Vertriebsaktivitäten sollten sich aufgrund der
Zusagen von E.ON gegenüber der Europäischen Kommission nicht mit Kontroll-
und/oder Stimmrechten beteiligen.
• Mittel- bis langfristig ist eine Börsennotierung der Deutschen Netz AG sinnvoll.
• Bei einer Beteiligung des Bundes an der Deutsche Netz AG kann der Einfluss
des Bundes auf Entscheidungen über wesentliche Maßnahmen – unter Beachtung
der europarechtlichen Vorgaben – durch entsprechende Ausgestaltung
der Beteiligungsverhältnisse gewährleistet werden.
• Der Bund sollte sich an der Betriebsgesellschaft mit 25,1 % beteiligen. Bestimmte
wesentliche Maßnahmen, insbesondere im Zusammenhang mit dem
Netzausbau, sollten europarechtskonform einer qualifizierten Zustimmung der
Hauptversammlung von 75 % unterliegen.
• Um den Netzausbau und Investitionen in eine Deutsche Netz AG attraktiv für
private Kapitalgeber und den Bund zu machen und eine risikoadäquate Verzinsung
des eingesetzten Kapitals zu ermöglichen, sind Änderungen am heutigen
Regulierungsrahmen vorzunehmen, insbesondere in der Anreizregulierungsverordnung.
6

Teil 3
Untersuchung
Die Untersuchung stellt zunächst tatsächliche, rechtliche und politische Hintergründe
und sich daraus ableitende Ziele für die Gründung einer Deutschen Netz-
Gesellschaft dar (A. und B.). Sie entwickelt dann verschiedene Modelle einer Netzgesellschaft
(C.). Sodann werden die Anforderungen an einen optimierten Regulierungsrahmen
für Netzbetrieb und Netzausbau aus der Sicht von Investoren in eine
Netzgesellschaft dargelegt (D.). Schließlich wird auf der Grundlage der Erkenntnisse
aus den Abschnitten A. bis D. ein ausdifferenziertes Modell einer Netzgesellschaft
entwickelt (E.). Dieses ist als Vorschlag und Anregung für die weitere Diskussion
vorgesehen. Bei der Untersuchung wurden auftragsgemäß haushalts- und steuerrechtliche
Aspekte vollständig ausgeklammert.
Das Gutachten wurde gemeinsam von Hogan & Hartson Raue L.L.P. und LBD Beratungsgesellschaft
mbH erstellt, wobei der Schwerpunkt der Bearbeitung von Hogan
& Hartson Raue L.L.P. auf den Teilen A. bis E. und der Schwerpunkt der Bearbeitung
durch die LBD Beratungsgesellschaft mbH auf den Teilen F. und G. lag.
A.
Ausgangssituation
I.
Vier vertikal integrierte Übertragungsnetzbetreiber
Die deutschen Stromübertragungsnetze (Höchstspannung 380 kV und 220 kV) stehen
im Eigentum der vier großen Stromerzeuger (E.ON, RWE, Vattenfall, EnBW).
Die Übertragungsnetze verkörpern beträchtliche Werte. Eine seriöse Unternehmensbewertung
richtet sich nach dem IDW-Standard (IDW S 1) und hat den Ertragswert
eines Unternehmens als Bewertungsbasis. Der Ertragswert ergibt sich aus
den jeweiligen Unternehmensplanungen, die jedoch nicht öffentlich sind. Daher ist
eine zuverlässige Bewertung der deutschen Übertragungsnetze auf Basis öffentlicher
Daten nicht möglich. Selbst eine gröbere Wertabschätzung ist dadurch erschwert,
dass nur drei der vier Übertragungsnetzbetreiber ihre Geschäftsberichte
veröffentlichen.
7

Um einen ungefähren Orientierungswert zum Wert der Übertragungsnetze zu erhalten,
ziehen wir den spezifischen Wert des Netzes Vattenfall Europe Transmission
GmbH auf Basis der veröffentlichten Buchwerte heran:
Bei einem bilanziellen Eigenkapital von rund 656 Mio. Euro zum 31. Dezember 2007
und einer Netzlänge von rund 9.525 km (zum Vergleich: E.ON 32.527; RWE 11.300;
EnBW 3.648) ergibt sich ein Wert von rund 68.900 Euro pro Netzkilometer für das
VE-T-Netz. Die deutschen Stromübertragungsnetze insgesamt haben eine Länge
von rund 57.000 km. Multipliziert mit dem spezifischen Wert des VE-T-Netzes ergibt
sich ein ungefährer Wert für die gesamten Stromübertragungsnetze von rund 3,9
Mrd. Euro.
Dies ist nur ein sehr grober Orientierungswert. Bei den anderen ÜNB liegt der Eigenkapitalwert
bezogen auf den Netzkilometer tendenziell etwas niedriger, da das
Vattenfall-Netz in seiner Anlagenstruktur sehr jung ist. Dem steht ein etwas höherer
Ertragswert der älteren Netze entgegen, der auf der Bewertung des Anlagevermögens
auf Tagesneuwertbasis beruht. Insgesamt dürfte der Wert der deutschen
Stromübertragungsnetze ungefähr zwischen 3 und 4 Mrd. Euro liegen.
8

Abbildung 1: Das Hoch- und Höchstspannungsnetz in Deutschland sowie die Gebiete der vier
Übertragungsnetzbetreiber, Quelle: BDEW; Darstellung: LBD, Stand: 09/2008
9

II.
Interessen der betroffenen „Spieler“
Vom Betrieb der Übertragungsnetze, dem zu erwartenden Verkaufsprozess und
einer sich neu formierenden Netzbetreiberstruktur sind verschiedene Personen,
Behörden und Körperschaften betroffen („Spieler“). Die Spieler haben teilweise sehr
unterschiedliche Interessen. Diese Interessen werden im Folgenden kurz skizziert.
Viele der skizzierten Spielerinteressen werden später noch im Kontext verschiedener
Einzelfragen vertieft behandelt.
1. Netzbetreiber
Bei der Analyse der Netzbetreiberinteressen ist zwischen Übertragungsnetzbetreibern
und Verteilnetzbetreibern zu unterscheiden.
a) Übertragungsnetzbetreiber
Den Übertragungsnetzbetreibern verleiht die trotz der vorgeschriebenen
rechtlichen Entflechtung im Konzern verbleibende Kontrolle über ihren
Netzbereich eine starke Position. Auch durch eine starke Aufsicht der
Bundesnetzagentur kann nicht ausgeschlossen werden, dass das Netz
innerhalb des Konzerns als strategisches Mittel zur Sicherung von Interessen
im Erzeugungs- oder Handelsbereich eingesetzt wird. 1 Auch bildet
der Netzbetrieb einen bislang zumindest grundsätzlich profitablen
Geschäftsbereich. Wie wir in Teil F. zeigen werden, deutet sich jedoch
an, dass unter den Bedingungen der Anreizregulierung der Netzbetrieb
wirtschaftlich unattraktiv werden könnte. Die ÜNB haben sich bisher zu
den Fragen Netzverkauf und Überführung der Netze in eine Deutsche
Netz-Gesellschaft unterschiedlich positioniert:
• E.ON ist gemäß der Entscheidung der Europäischen Kommission
(„Kommission“) vom 26. November 2008 verpflichtet, sein Übertragungsnetz
zu verkaufen. Die Kommission hat die entsprechende
Verpflichtungszusage von E.ON in der genannten Entscheidung
für die E.ON AG und alle ihre Tochtergesellschaften für ver-
1
InfraComp, Faire Strompreise: Grundlagen und Handlungsbedarf, erstellt für das Bundesministerium für Umwelt,
Naturschutz und Reaktorsicherheit, 2009, sub. 3.2.
10

indlich erklärt. 2 Deren Inhalt und die Auswirkungen auf die Struktur
einer Deutschen Netz-Gesellschaft werden unten vertieft untersucht
(sub A.V.). E.ON befürwortet die Gründung einer Deutschen
Netz-Gesellschaft. 3 Allerdings will E.ON sein Gasfernleitungsnetz
im Konzern halten.
• RWE ist grundsätzlich gegen eine eigentumsrechtliche Entflechtung
und damit gegen einen Verkauf an unabhängige Investoren.
Nach Äußerung von RWE zur Gründung einer Deutschen Netz-
Gesellschaft beansprucht RWE die Systemführerschaft und will
bedeutende Anteile an der Netzgesellschaft halten. 4 Allerdings hat
RWE der Kommission den Verkauf seines Gasfernleitungsnetzes
angeboten, um ein Kartellverfahren zu beenden. Die Kommission
hat die entsprechende Verpflichtungszusage von RWE mit ihrer
Entscheidung vom 18. März 2009 für verbindlich erklärt. 5
• EnBW hat sich gegen einen Netzverkauf ausgesprochen und betrachtet
den Betrieb des Übertragungsnetzes als „integralen Bestandteil
seines Kerngeschäfts“. Im September 2008 hat EnBW allerdings
die Gründung einer Koordinationsgesellschaft für ein zentrales
europäisches Übertragungsnetz gemeinsam mit dem
schweizerischen Übertragungsnetzbetreiber swissgrid ag angekündigt,
nämlich der Central European System Operation Coordinator
AG (CESOC) mit Sitz in Laufenburg, Schweiz. 6
• Vattenfall hat unabhängig von der laufenden Diskussion um die
Deutsche Netz-Gesellschaft ein Bieterverfahren zum Verkauf seiner
Übertragungsnetztochter an Investoren (Strategen und Finanzinvestoren
wie Infrastrukturfonds) eingeleitet. Die erste Angebotsphase
endete am 20. Oktober 2008. Der Zeitplan für den Abschluss
der Transaktion ist seitdem mehrfach verschoben worden.
Nach jüngsten Informationen ist mit der Veräußerung nun erst im
2
Entscheidung der Kommission vom 26.11.2008 (COMP/39.388 – Deutscher Stromgroßhandelsmarkt und
COMP/39.389 – Deutscher Regelenergiemarkt). Art. 1
3
Vgl. Dow Jones Energy Daily, 12. September 2008, S. 3.
4
Vgl. Dow Jones Energy Daily, 29. September 2008, S. 4.
5
Entscheidung der Kommission vom 18.03.2009 (COMP/39.402 – Gasmarktabschottung durch RWE), Art. 1
6
Vgl. Presseerklärung vom 11. September 2008,
http://www.enbw.com/content/de/presse/pressemitteilungen/2008/09/PM_20080911_swissgrid_mw01/index.jsp;
jsessionid=7A7ED741F1F8074F30805F50F8935647.nbw05 und
http://www.swissgrid.ch/media/news/documents/D080911_MM_CESOC.pdf?set_language=de&cl=de
11

dritten Quartal 2009 zu rechnen. Die Nachrichtenagentur Reuters
berichtete Ende Mai 2009, Vattenfall spreche zurzeit noch mit zwei
Interessenten, einem Bieterkonsortium, bestehend aus Goldman
Sachs, Deutsche Bank und Allianz und einer weiteren Bietergruppe
um den belgischen Netzbetreiber Elia. Der Vorstandsvorsitzende
von Vattenfall hat in Interviews geäußert, dass neben einem
attraktiven Kaufpreis entscheidend sei, dass der künftige Anteilseigner
den Netzausbau technisch und finanziell sicherstelle, da
Vattenfall auf diesen Ausbau angewiesen sei. 7
Im Falle eines Verkaufes streben selbstverständlich alle ÜNB einen
möglichst hohen Verkaufspreis, im Falle einer Beteiligung an einer
Deutschen Netz-Gesellschaft einen Netzbetrieb an, der eine dem Risiko
angemessen Rendite gewährleistet.
Darüber hinaus haben alle Konzerne der ÜNB (mit unterschiedlicher
Gewichtung) ein elementares Interesse am Netzausbau. Dies erscheint
konsequent, denn insbesondere Vattenfall und E.ON müssen wegen
des massiven Ausbaus der EEG-Anlagen in ihren Netzgebieten damit
rechnen, dass ohne Netzausbau eigene Kraftwerke zeitweise vom Netz
genommen werden müssen, um den Vorrang von Einspeisungen aus
EEG-Anlagen zu gewährleisten. Zudem investieren die Konzerne der
ÜNB selbst massiv in EEG-Anlagen und Offshore-Windparks, für die
Netzanbindungsleitungen und Netzausbaukapazitäten geschaffen werden
müssen.
b) Verteilnetzbetreiber
Grundsätzlich ist jedes Verteilnetz einem der vier Übertragungsnetzbereiche
zugeordnet. Der jeweilige Verteilnetztreiber hat insofern grundsätzlich
lediglich Kontakt mit einem ÜNB. Daran ändert sich nichts durch
eine einheitliche Netzgesellschaft. Wenn ein Verteilnetzbetreiber in mehreren
Übertragungsnetzbereichen Verteilnetze betreibt, hat er ein Interesse
an einheitlichen Abläufen, da diese seinen Verwaltungsaufwand
vereinheitlichen.
7 Süddeutsche Zeitung v. 09.10.2008, S. 25.
12

2. Bundesregierung
Die Bundesregierung hat aufgrund ihrer politischen Verantwortung für eine sichere
und preisgünstige Energieversorgung in Deutschland ebenfalls Interesse
daran, dass die Neugestaltung der Netzstruktur bestimmten Anforderungen
genügt. Dabei sind die konkreten Interessen, zumindest aber die Akzentsetzung
hinsichtlich dieser Interessen in den verschiedenen Bundesministerien je
nach deren Aufgabenbereich durchaus unterschiedlich. Gegenwärtig lassen
sich folgende politischen Ziele ausmachen:
a) Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
(„BMU“) ist besonders daran interessiert, durch eine neue Struktur im
Bereich der Übertragungsnetze eine Verbesserung der Netzintegration
von Erneuerbaren Energien zu erreichen. Zu diesem Zweck bedarf es
vor allem eines raschen und effektiven Netzausbaus (z.B. der „Windschienen“
in Mecklenburg-Vorpommern und Niedersachsen zum Abtransport
der Stromeinspeisung aus den geplanten Offshore-Windparks
in der Nord- und Ostsee). Auch kommt den Übertragsnetzbetreibern eine
wichtige Rolle im Wälzungsprozess im Rahmen des EEG sowie in
der Bereitstellung von Ausgleichs- und Regelenergie zu. 8 Das BMU befürwortet
vor diesem Hintergrund die Bildung einer Deutschen Netz-
Gesellschaft, weil davon auszugehen ist, dass die bundesweite Steuerung
der Übertragungsnetze und ein koordinierter Netzausbau durch eine
Deutsche Netz-Gesellschaft – und nicht durch vier ÜNB mit unterschiedlichen
Interessen und damit einhergehenden Koordinationsverlusten
– eine effektive Netzintegration von EE-Anlagen und einen kosteneffizienten
Wälzungs- und Regelenergiemechanismus erleichtert.
8 Die Rolle der ÜNB unter dem EEG 2009 wird sich zukünftig beträchtlich ändern: Das Bundeskabinett hat am
27. Mai 2009 eine Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichmechanismus des Erneuerbare-Energien-Gesetzes
(AusglMechV) auf der Grundlage der Verordnungsermächtigung in § 64 Abs. 3 EEG
2009 beschlossen und dem Bundestag zur Zustimmung zugeleitet. Die Verordnung sieht vor, dass ab 2010 auf
ÜNB-Ebene eine Vermarktung des EEG-Stromes anstatt einer physischen Weiterwälzung an Lieferanten stattfindet.
Diese Vermarktung sollen zunächst die ÜNB übernehmen, bevor sie an Dritte übertragen wird (vgl. § 11
des Verordnungsentwurfes).
13

Der Bundesumweltminister hat in diesem Zusammenhang auch den
Wunsch geäußert, Anbieter von Strom aus erneuerbaren Energien
(Ökostrom) an einer Deutschen Netz-Geselllschaft zu beteiligen. 9
b) Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
Der Interessenschwerpunkt des Bundesministeriums für Wirtschaft und
Technologie („BMWi“) liegt vor allen Dingen im Bereich der Versorgungssicherheit
und starker und europaweit wettbewerbsfähiger Netzstrukturen.
Aus dieser Perspektive befürwortet auch das BMWi die
Gründung einer Deutschen Netz-Gesellschaft, allerdings aussschliesslich
ohne Beteiligung des Bundes. Der Bundeswirtschaftsminister hat zu
diesem Zweck einen Moderator (Max Dietrich Kley, ehemaliger BASF-
Vorstand) ernannt, der mit den ÜNB über eine Zusammenführung der
Übertragungsnetze verhandeln soll. 10 In diesem Zusammenhang soll
Presseberichten zufolge nach dem Willen des BMWi auch gleichzeitig
über eine Laufzeitverlängerung der deutschen Atomkraftwerke gesprochen
werden.
c) Bundesministerium der Finanzen
Äußerungen des Bundesministerium der Finanzen („BMF“), welches für
eine mögliche Beteiligung des Bundes an einer Deutschen Netz-
Gesellschaft zuständig wäre, sind bisher nicht bekannt. Das BMF hat
darauf zu achten, dass Haushaltsmittel zur Finanzierung einer solchen
Beteiligung nur dann eingesetzt werden dürfen, wenn damit ein öffentlicher
Zweck verfolgt wird und das damit verbundene unternehmerische
Risiko angemessen entlohnt wird. Dabei wird das BMF auch prüfen,
welchen zusätzlichen Nutzen im Vergleich zu einer rein privatwirtschaftlichen
Lösung eine Bundesbeteiligung für die mit der Deutschen Netz
AG verfolgten Ziele bringen könnte.
3. Bundeskartellamt
Das Bundeskartellamt („BKartA“) erkennt an, dass eine eigentumsrechtliche
Entflechtung oder ein Modell mit einem unabhängigen Netzbetreiber grundsätzlich
geeignet ist, das Behinderungs- bzw. Diskriminierungspotential aus-
9
Vgl. Dow Jones Energy Daily, 29. September 2008, S. 4.
10
Vgl. eingehend Dow Jones Energy Daily, 29. September 2008, S. 4.
14

zuschalten und Wettbewerb auf den vor- und nachgelagerten Wertschöpfungsstufen
zu fördern. Allerdings hält das BKartA eine Weiterentwicklung der
rechtlichen Entflechtung für ausreichend. Zur Reduzierung der hohen Marktkonzentration
schlägt das BKartA darüber hinaus eine Entflechtung auf der
Ebene der Stromerzeugung und der Vertriebsebene vor. 11
4. Bundesnetzagentur
Die Bundesnetzagentur („BNetzA“) hat sich für die Gründung einer Deutschen
Netz-Gesellschaft ausgesprochen. Die BNetzA erhofft sich dadurch eine kosteneffizientere
Wahrnehmung der Netzaufgaben, die Hebung von Synergien,
die Vereinfachung von Marktstrukturen und die Stärkung der Position
Deutschlands im europäischen Netzverbund. Besonders das kostenintensive
„Gegeneinanderregeln“ der einzelnen Übertragungsnetze würde dadurch
vermieden. 12 Fehlendes Zusammenwirken bei der Bereitstellung von Regel-
und Ausgleichsenergie und „Gegensteuerung“ der Netze hat möglicherweise
dazu geführt, dass unnötige Vorhaltekosten in jedem einzelnen Netzbereich
entstanden sind und berechnet wurden. 13 Ein einheitlich gesteuertes Übertragungsnetz
mit bundesweit koordinierter Vorhaltung von Regel- und Ausgleichsenergie
würde zu besserer Kosteneffizienz führen und die Liquidität der
Regelenergiermärkte verbreitern.
Nachdem Netznutzer (Lichtblick, Bundesverband Neuer Energieanbieter e.V.)
im März 2008 ein Missbrauchsverfahren gegen die vier ÜNB wegen der Praxis
des Gegeneinanderregelns eingeleitet haben 14 , hat die BNetzA am 15. Juli
2008 ein Festlegungsverfahren nach §§ 29 EnWG, 27 Abs. 1 Nr. 3 StromNZV
zum Einsatz von Regelenergie und zur Konkretisierung der Zusammenarbeit
zur Senkung des Aufwands für Regelenergie eingeleitet. 15 In einer Konzeptbeschreibung
vom 22. Juli 2008 hat die BNetzA zwei Modelle für eine Vermei-
11
BKartA, Stellungnahme zum Vorschlag der EU-Kommission für ein drittes Binnenmarktpaket Strom und Gas
vom 2. April 2008,
http://www.bundeskartellamt.de/wDeutsch/download/pdf/Diskussionsbeitraege/Stellungnahme_Binnenmarktpak
et_Energie_endg.pdf. Vgl. auch die Abwägungen der Monopolkommission, Sondergutachten gemäß § 62 Abs.
1 des Energiewirtschaftsgesetzes, Strom und Gas 2007: Wettbewerbsdefizite und zögerliche Regulierung, BT-
Drucksache 16/7087, S. 161.
12
Siehe den Sprechzettel des Präsidenten Kurth vom 7. Juli 2008, S. 12,
http://www.bundesnetzagentur.de/media/archive/13919.pdf.
13
Evaluierungsbericht der Bundesregierung über die Erfahrungen und Ergebnisse mit der Regulierung durch das
Energiewirtschaftsgesetz, BT-Drucksache 16/6532, S. 19:
14
BNetzA, Verfahren BK6-08-014; BK6-08-015.
15
BNetzA, Verfahren, BK6-08/111-B1.
15

dung des Gegeneinanderregelns entworfen. 16 Diese setzen zwar auf der gegenwärtigen
Regelzonenstruktur auf und lassen die Regelhoheit der einzelnen
Übertragungsnetzbetreiber unberührt. Es ist jedoch offensichtlich, dass sich
das von der BNetzA vorgeschlagene Konzept in einer Deutschen Netz-
Gesellschaft mit einer gemeinsamen Regelverantwortung und einheitlichen
Geschäfts- und Reglerprozessen sehr viel einfacher und effizienter umsetzen
ließe. Deshalb ist es konsequent, dass die BNetzA eine Deutsche Netz-
Gesellschaft befürwortet.
5. Investoren
Finanzinvestoren und strategische Investoren haben ihr Interesse an der Beteiligung
an den deutschen Übertragungsnetzen bekundet. Der deutsche Regulierungsrahmen
ist für strategische Investoren und für Finanzinvestoren
entscheidend für die Beurteilung einer Investition in deutsche Energieversorgungsnetze.
Im Mittelpunkt steht dabei, ob Risikoallokation und Renditepotenzial
in einem Gleichgewicht zueinander stehen. In Bezug auf die Übertragungsnetze
gilt dies einerseits für das Geschäft auf Basis der bestehenden
Anlagen und andererseits in Bezug auf den Netzausbau.
a) Finanzinvestoren
Finanzinvestoren verfügen typischerweise über Eigenkapital, das durch
institutionelle Anleger (z.B. Pensionskassen, Lebensversicherer) in spezielle
Investmentfondsgesellschaften eingezahlt worden ist. Der Finanzinvestor
ist als Berater des Fonds tätig und beteiligt sich in der Regel an
diesem Fonds mit einem Minderheitsanteil.
Die Investmentfonds spezialisieren sich mit ihren Investitionen auf bestimmte
Wirtschaftszweige und bestimmte Geschäftsmodelle. Auf Infrastrukturinvestitionen
spezialisierte Investmentfonds verfügen aufgrund
der Kapitalintensität der Investitionsobjekte über hohes Fondskapital.
Um Risiken zu diversifizieren, schließen sich Finanzinvestoren bei großen
Investitionen typischerweise zu Konsortien zusammen. Sie erwarten
aus ihren Investitionsobjekten einen nachhaltig stabilen Cash-flow, geringe,
möglichst begrenzbare Risiken und eine angemessene, gegenüber
nicht regulierten Industrien relativ geringere Eigenkapitalrendite.
16
BNetzA, Konzeptpapier für überlagerte Regel-Instanz, v. 22.07.2008, BK6-08/111-B1,
http://www.bundesnetzagentur.de/media/archive/14086.pdf.
16

Zur Bemessung der Höhe der Renditeerwartung steht keine konsistente
empirische Datenbasis zur Verfügung. Unser Erfahrungswert ist, dass
solche Investoren eine Rendite von 12 bis 15 % anstreben. Dabei beurteilen
Finanzinvestoren die Gewinnhöhe auf Basis der Rechnungslegung
nach internationalen Rechnungslegungsvorschriften, den sogenannten
International Financial Reporting Standards („IFRS“) und verstehen
die Eigenkapitalverzinsung innerhalb des Regulierungssystems
nicht als Renditemesszahl, sondern als Entgeltkalkulationsgrundlage.
Die zurzeit zulässigen Eigenkapitalrenditen nach StromNEV und ARegV
sind daher nicht unmittelbar vergleichbar mit der Renditemessung eines
Investors, die auf einer Rechnungslegung nach IFRS basieren.
Die Investmentfonds sind international tätig. Eine Investition in das deutsche
Übertragungsnetz steht deshalb im Wettbewerb zu anderen Investitionsgelegenheiten
in deutsche oder europäische Infrastrukturen.
Finanzinvestoren sind tatsächlich unabhängig und verfolgen bei der
Steuerung der Unternehmensentwicklung die Wertsteigerung ihres Investments
als Ziel. Dieses Ziel wird im bestehenden deutschen Regulierungsrahmen
im Wesentlichen durch Effizienzsteigerung und das Erschließen
von Synergiepotenzialen aus einer Marktkonsolidierung der
vier Übertragungsnetzbetreiber erreicht werden können. Sie haben keine
Interessenkonflikte aus anderen Geschäftsbereichen (z.B. Erzeugung,
Handel, Vertrieb) und auch kein Quersubventionierungsinteresse
(z. B. durch hohe Regelenergiekosten im Netzbetrieb gegenüber Regelenergieerlösen
im Erzeugungsbereich).
b) Strategische Investoren
Als strategische Investoren bezeichnet man Unternehmen, die nicht allein
eine rentable Kapitalanlage suchen, sondern die durch ihre Investition
das bestehende Kerngeschäft erweitern wollen. Dies kann einerseits
vertikales Wachstum in der Erweiterung der Wertschöpfung sein (dies
steht allerdings im Widerspruch zu den gesetzlichen Entflechtungsvorgaben),
oder aber horizontales Wachstum durch Ausweitung der Versorgungsgebiete.
Die strategischen Investoren suchen nach Mehrwer-
17

6. Kapitalgeber
ten, z.B. der Erschließung von Synergiepotenzialen aus dem bestehenden
eigenen Geschäft.
Ein anschauliches Beispiel aus der jüngeren Vergangenheit ist der Erwerb
des BEB-Ferngassystems durch die niederländische Gasunie.
Durch die Integration des niederländischen und des deutschen Systems
lassen sich erhebliche Synergien erschließen (z.B. ein Marktgebiet mit
einem virtuellen Handelspunkt). Dies wird das unternehmerische Handeln
der Gasunie in Deutschland bestimmen.
Die große Stärke der strategischen Investoren, die horizontal wachsen
wollen, besteht in der unternehmerischen Erfahrung im operativen Geschäft.
Die Konsolidierung der deutschen Übertragungsnetzbetreiber und der Ausbau
der Übertragungsnetze lassen einen Finanzierungsbedarf von über 10 Mrd.
Euro bis zum Jahr 2014 erwarten. Davon werden 60 bis 80 % durch Fremdkapital
finanziert werden. Diesen Kapitalbedarf werden die Investoren auf dem
internationalen Kapitalmarkt decken müssen. Daraus folgt, dass entscheidend
für den Erfolg der Finanzierungsbeschaffung die Beurteilung der Unternehmen
und des deutschen Regulierungssystems durch die Banken ist.
Die Weltfinanzkrise hat die Kapitalmärkte nachhaltig verändert. Es ist ungewiss,
wie die Märkte in fünf Jahren aussehen werden. Absehbar ist aber heute
schon, dass die Banken risikobewusster werden, mehr Eigenkapital unterlegen
müssen und höhere Risikoprämien erwarten, um ihre eigene Risikovorsorge
zu verbessern und den höheren Eigenkapitalbedarf zu amortisieren.
Bei der Finanzierung von Infrastrukturinvestitionen bilden das Regulierungssystem
und die Finanzkraft des zu finanzierenden Unternehmens die wesentlichen
Risikotreiber. Heute finanzieren die Konzernmütter die deutschen Übertragungsnetzbetreiber.
Die Konzernmütter refinanzieren sich als integrierte
Versorgungsunternehmen, mit diversifiziertem Geschäft, geringer Verschuldung
und hoher Rentabilität am Kapitalmarkt. Die noch im letzten Jahr teilweise
sehr hohen Strompreise und gratis zugeteilte CO2-Zertifikate haben insbesondere
die Erzeugungssparten extrem profitabel gemacht. Das deutsche
Regulierungssystem ist heute bei der Refinanzierung der integrierten Konzer-
18

ne von untergeordneter Bedeutung, weil die Finanzkraft aus anderen Geschäftsbereichen
gespeist wird. Diese Situation führt gegenwärtig dazu, dass
sich integrierte Versorgungsunternehmen zu sehr viel besseren Konditionen
am Kapitalmarkt finanzieren können als andere europäische Industrieunternehmen.
Eine Ausgliederung der Übertragungsnetze in unabhängige und eigentumsrechtlich
getrennte Gesellschaften würde dazu führen, dass diese weniger finanzkräftig
sein werden als die integrierten Konzerne. Die Zukunft der Unternehmen
wird zudem von den Investitionsbudgets für den Netzausbau geprägt
sein.
Der Kapitalmarkt wird bei seiner Risikobeurteilung zunächst versuchen die
Frage zu beantworten, ob das deutsche Regulierungssystem bei guter Unternehmensführung
einen stabilen Cash-flow erwarten lässt, der sicherstellt,
dass das aufgenommene Fremdkapital zu den vereinbarten Bedingungen zurückgeführt
werden kann. Dabei werden die Banken sich regelmäßig an ihren
Erfahrungen aus anderen Regulierungssystemen, insbesondere in Großbritannien,
orientieren, weil sie noch keine Erfahrungen zum deutschen System
haben. Dies gilt insbesondere zu den Folgen der Anreizregulierung auf die
Unternehmen.
Die Banken werden ihre Risikobeurteilung auf die Ergebnisse des Ratings der
Übertragungsnetzbetreiber durch die führenden Ratingagenturen stützen.
Dies wird sich auch durch die Finanzmarktkrise nicht ändern. Die Finanzkraft
des Unternehmens wird dabei insbesondere am Verhältnis seines freien
Cash-flows zum Kapitaldienst und seines freien Cash-flows zum verzinslichen
Fremdkapital beurteilt werden. Dies gilt sowohl für den Status quo als auch für
die Zeit nach Abschluss des Netzausbaus.
Je stabiler der Cash-flow eines Unternehmens – der mit dem Regulierungssystem
unmittelbar zusammenhängt – ist, desto besser sind die Refinanzierungskonditionen
am Kapitalmarkt.
7. Verbraucher
Die Endverbraucher betrifft der Übertragungsnetzbetrieb nur mittelbar. Sie
tragen die auf Übertragungsnetzebene verursachten Kosten in Form der an
sie weitergegebenen Netznutzungsentgelte. Aus Sicht der Verbraucher be-
19

steht deshalb ein Interesse an einem möglichst effizienten und kostengünstigen
Übertragungsnetzbetrieb.
Weil eine Zusammenführung der Übertragungsnetzaktivitäten in der Deutschen
Netz-Gesellschaft nach einhelliger Meinung diesem Ziel dient, ist dies
auch im Interesse der Endverbraucher. Anschaulich ist dies besonders mit
Blick auf den Netzausbau: Dieser wird mit einem Investitionsvolumen allein
der ÜNB von rund 6,2 Mrd Euro zu einem Anstieg der Netzentgelte für den
Verbraucher um rund 700 bis 800 Euro führen. Dies entspricht bei einem
Stromaufkommen in Höhe von rund 370 TWh spezifischen Kosten von 1,50-
1,70 Euro/MWh. Durch ein Zusammenlegen der Regelzonen könnten die
Mehrkosten um mehr als 300 Mio Euro p.a. gemindert werden. 17 Die weiteren
Effizienz- und Synergiepotenziale, die bei einer Fusion des Netzbetriebes realisiert
werden können, schätzen wir auf mehr als 100 Mio Euro p.a. Daraus
folgt, dass ein Kostenanstieg für den Verbraucher von unter 0,70 Euro/MWh
erreicht werden könnte, wenn diese Maßnahmen konsequent verfolgt werden.
All dies kann zur Senkung des Strompreises beitragen. Dieser hat sich im
Zeitraum 2002 bis 2008 mehr als verdreifacht. Auch wenn im Zuge der Weltwirtschaftskrise
der Strompreis in den letzten Monaten wieder deutlich gesunken
ist, ist aufgrund der Marktentwicklung ein weiterer Strompreisanstieg in
Zukunft zu erwarten. Wie in der Graphik unten dargestellt, hat die Volatilität
des Strompreises (hier die Preisänderung zum Vortag) in den letzten Jahren
stark zugenommen. Preisänderungen zum Vortag von mehr als 1 Euro/MWh
sind häufig, 5 Euro/MWh sind die tatsächlichen Extremwerte. Eine Steigerung
des Wettbewerbs im Erzeugungssektor durch den Netzausbau und bessere
Netzzugangsbedingungen im Übertragungsnetz eröffnet die Chance für niedrigere
Strompreise, im Interesse aller Verbraucher.
17
vgl. Gutachten der LBD im Auftrag von LichtBlick: „Untersuchung des Einsparpotenzials bei der regelzonenübergreifenden
Saldierung“, April 2008.
20

Euro / MWh
100,00
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
-10,00
-20,00
-30,00
01.03 01.04 01.05 01.06 01.07 01.08 01.09
Frontjahr Phelix Baseload
Euro / MWh
Abbildung 2: Entwicklung des Strompreises und der Preisänderung zum vorherigen Handelstag
von Januar 2003 bis Mai 2009
Quelle: EEX, LBD-Analyse, Stand: Mai 2009
8. Händler und unabhängige Kraftwerksbetreiber
Die Verbraucherinteressen gelten analog auch für die Interessen der Händler
und unabhängigen Kraftwerksbetreiber. Sinkende Netzkosten und damit auch
Netznutzungsentgelte sind auch im Interesse dieser Akteure. Zudem haben
sie Interesse an einer Vereinfachung der administrativen Abwicklung im Verhältnis
zu den ÜNB durch Zentralisierung der Daten- und Fahrplanverwaltung,
Abwicklung und Abrechnung von Systemdienstleistungen, Prognoselieferung,
Bilanzkreisführung und der EEG-Wälzung. Darüber hinaus besteht ein Interesse
an einem Netzausbau, um Einspeiseunterbrechungen soweit wie möglich
zu vermeiden.
20,00
18,00
16,00
14,00
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
-2,00
-4,00
-6,00
21

9. EEG- und KWK-Anlagenbetreiber
Grundsätzlich haben die Betreiber von EEG- und KWK-Anlagen einen Einspeise-
und Vergütungsanspruch gegenüber dem Verteilnetzbetreiber, im Falle
eines Direktanschlusses auch gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber
(vgl. §§ 8,16 EEG 2009; § 4 KWKG). Die auf Übertragungsnetzebene entstehenden
Kosten der Einspeisung (Ausgleichsmechanismus, Regel- und Ausgleichsenergie
etc.) belasten die Anlagenbetreiber dagegen nicht.
Allerdings können im Falle einer Netzüberlastung mit EEG-Strom in einem
Netzbereich EEG-Anlagen im Einzelfall zumindest kurzfristig „abgeregelt“
werden (vgl. nur § 11 EEG 2009). Alle EE-Anlagenbetreiber haben deshalb
ein elementares Interesse daran, dass die Übertragungsnetze in einer Weise
ausgebaut und betrieben werden, die eine möglichst reibungslose Aufnahme
und einen Abtransport des von ihnen produzierten Stromes in das gesamte
deutsche Netz gewährleistet. Dies gilt insbesondere für die Errichter großer
Windparks, speziell Offshore-Windparks. Da bei einer Deutschen Netz-
Gesellschaft die Koordination eines bedarfsgerechten Ausbaus einfacher ist
und Engpässe durch ein einheitliches Netzmanagement eher vermieden würden,
liegt eine Deutschen Netz-Gesellschaft auch im Interesse von EEG- und
KWK-Anlagenbetreibern.
III.
Drittes Energie-Binnenmarktpaket
1. Entflechtung der Übertragungsnetze
Nach langen Verhandlungen hat das Europäische Parlament am 22. April
2009 den von Rat, Kommission und Parlament erarbeiteten Kompromiss
zum Dritten Energie-Binnenmarktpaket für Strom und Gas verabschiedet. Unter
anderem hat das Parlament die derzeitige Elektrizitätsbinnenmarkt-
Richtlinie 2003/54/EG aufgehoben und eine neue Richtlinie des Europäischen
Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt
und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG („EltRL“) verabschiedet.
Der Rat soll diese noch im Juni 2009 annehmen. Nach Inkrafttreten
der EltRL haben die Mitgliedstaaten 18 Monate Zeit, die Vorgaben in nationales
Recht umzusetzen.
22

Der für die EltRL nach langem Ringen gefundene Kompromiss gibt den Mitgliedstaaten
gemäß Art. 9 Abs. 8 und 9 EltRL die Möglichkeit, zwischen drei
Optionen zu wählen, um den Betrieb der Übertragungsnetze von der Stromversorgung
und –erzeugung zu trennen:
• Eigentumsrechtliche Entflechtung (Ownership Unbundling)
• Unabhängiger Netzbetreiber (Independent System Operator – „ISO“)
• Unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber (Independent Transmission Operator
– „ITO“)
Für alle drei Optionen gilt jedoch gemäß des Erwägungsgrundes (8a) der
EltRL:
„Jedes Entflechtungssystem sollte die Interessenkonflikte
zwischen Erzeugern, Lieferanten und Fernleitungs- bzw.
Übertragungsnetzbetreibern wirksam lösen, um Anreize
für die notwendigen Investitionen zu schaffen und den
Zugang von Markteinsteigern durch einen transparenten
und wirksamen Rechtsrahmen zu gewährleisten und den
nationalen Regulierungsbehörden keine zu schwerfälligen
Regulierungsvorschriften auferlegen.“
Dies haben die Mitgliedstaaten bei der Umsetzung der Richtlinie in nationales
Recht zu beachten.
a) Ownership Unbundling
Die vollständige eigentumsrechtliche Entflechtung ist in Art. 9 EltRL vorgesehen.
Im Rahmen der in Art. 9 Abs. 1 und 2 EltRL niedergelegten eigentumsrechtlichen
Entflechtung sollen die Mitgliedstaaten gewährleisten,
dass keine natürliche oder juristische Person, die direkt oder indirekt
die Kontrolle über Erzeugung/Bezug und Versorgung hält, an einem
Übertragungsnetzbetreiber oder an einem Übertragungsnetz beteiligt
sein und auch keine sonstigen Rechte (z.B. Stimmrechte, Benennung
von Organmitgliedern, Halten von Mehrheitsbeteiligungen) in der Netzgesellschaft
ausüben darf. Dasselbe gilt für den umgekehrten Fall einer
Netzgesellschaft, die Erzeugung und Versorgung kontrolliert. Im Rahmen
dieser Beschränkungen sollte ein Erzeugungs- oder Versorgungs-
23

unternehmen einen Minderheitsanteil an einem Übertragungsnetzbetreiber
oder Übertragungsnetz halten dürfen.
b) ISO-Modell
Art. 13 EltRL erlaubt alternativ die Errichtung eines unabhängigen Netzbetreibers.
Für den Fall, dass das Übertragungsnetz einem vertikal integrierten
Unternehmen gehört, soll es für das Unternehmen möglich,
sein, das Eigentum am Übertragungsnetz zu behalten, wenn der Netzbetrieb
von einem unabhängigen Treuhänder, dem sog. ISO, durchgeführt
wird. Der ISO ist zuständig für die Netzzugangsgewährung, die
Netzentgelte sowie die Planung, den Bau und die Inbetriebnahme von
neuen Infrastrukturen. Der Netzeigentümer bleibt nach diesem Modell
von jeglicher Einflussnahme auf Zugangsgewährung und Investitionsentscheidungen
ausgeschlossen. Er muss jedoch die vom ISO beschlossenen
Investitionen finanzieren.
c) ITO-Modell
Auf Betreiben von acht Mitgliedstaaten – unter anderem Deutschland
und Frankreich – wurde auch das ITO-Modell als sogenannter „Dritter
Weg“ in Art. 17 EltRL eingeführt. Nach dem ITO-Modell können die vertikal
integrierten Unternehmen ihre bisherige Struktur beibehalten. Gemäß
Art. 17 Abs. 3 EltRL kann für den unabhängigen Übertragungsnetzbetreiber
die Rechtsform der Aktiengesellschaft, der Kommanditgesellschaft
auf Aktien und der Gesellschaft mit beschränkter Haftung gewählt
werden.
Die Mitgliedstaaten müssen die Unternehmen jedoch verpflichten, bestimmte
Regeln einzuhalten, die sicherstellen sollen, dass der Unternehmensteil
Erzeugung und Versorgung vom Übertragungsnetzbetreiber
unabhängig ist. Tochterunternehmen des vertikal integrierten Unternehmens,
die die Funktionen Erzeugung oder Versorgung wahrnehmen,
dürfen weder direkt noch indirekt Anteile am Unternehmen des Übertragungsnetzbetreibers
halten. Der Übertragungsnetzbetreiber darf weder
direkt noch indirekt Anteile an Tochterunternehmen des vertikal integrierten
Unternehmens, die die Funktionen Erzeugung oder Versorgung
wahrnehmen, halten und darf keine Dividenden oder andere finanzielle
Zuwendungen von diesen Tochterunternehmen erhalten.
24

2. Schutzklauseln
Dem ITO müssen danach wirksame eigene, vom Konzern unabhängige
Entscheidungsbefugnisse sowie das Recht zustehen, selbständig Geld
auf dem Kapitalmarkt zu beschaffen (Art. 18 EltRL). Eine personelle Unabhängigkeit
soll insbesondere durch Karenzzeiten, sog. „Cool-off“-
Zeiten, für Führungspersonal (Art. 19 EltRL) sichergestellt werden. Gemäß
Art. 19 Abs. 3 EltRL dürfen Personen der Unternehmensleitung
und/oder Mitglieder der Verwaltungsorgane des ITOs in den letzten drei
Jahren vor ihrer Ernennung bei dem vertikal integrierten Unternehmen,
einem seiner Unternehmensteile oder bei anderen Mehrheitsanteilseignern
weder direkt noch indirekt berufliche Positionen bekleidet oder berufliche
Aufgaben wahrgenommen oder Interessens- oder Geschäftsbeziehungen
unterhalten haben. Eine Karenzzeit von vier Jahren ist gemäß
Art. 19 Abs. 7 EltRL für die Aufnahme solcher Tätigkeiten durch die
Führungspersonen und/oder Mitglieder der Verwaltungsorgane nach ihrem
Ausscheiden aus dem ITO vorgesehen. In Art. 20 EltRL ist die Einrichtung
eines Aufsichtsorgans für den ITO vorgeschrieben. Und Art. 21
EltRL schreibt die Einführung eines Gleichbehandlungsprogramms vor.
Der Kommissionsvorschlag zum Dritten Energie-Binnenmarktpaket sah ursprünglich
folgende Klauseln zum Schutz der entflochtenen Übertragungsnetzbetreiber/-eigentümer
vor:
• Kein in der EU-tätiges Versorgungs- oder Erzeugungsunternehmen soll
in einem Mitgliedstaat der EU ein Übertragungsnetz besitzen oder
betreiben dürfen. 18
• Personen aus Drittländern dürfen Übertragungsnetze/-netzbetreiber
nicht kontrollieren, sofern dies nicht auf Grundlage eines geschlossenen
Abkommens geschieht, bei dem auch die Gemeinschaft Vertragspartei
ist. Die Unternehmen aus Drittländern müssen dabei denselben Entflechtungsvorschriften
genügen wie EU-Unternehmen. Der Kommission
stehen zur Durchsetzung dieser Vorschriften Interventionsrechte zu (Art.
8a, 8b EltRL-Entwurf). 19
18
Begründung zum Änderungsentwurf, KOM 2007/529, S. 8.
19
Begründung zum Änderungsentwurf, KOM 2007/529, S. 8.
25

Auch bei den Schutzklauseln hat sich der Rat auf Änderungen geeinigt, denen
das Parlament zugestimmt hat. Ein Abkommen mit einem Drittland ist keine
Voraussetzung mehr dafür, dass ein Investor aus einem Drittland eine Kontrollmöglichkeit
erhält. Nach dem in Art. 11 EltRL vorgesehenen Zertifizierungsverfahren
muss der Mitgliedstaat lediglich sicherstellen, dass
• Unternehmen aus Drittstaaten dieselben Bedingungen im Hinblick auf
die Entflechtung von Übertragungsnetzen und Übertragungsnetzbetreibern
erfüllen müssen wie die europäischen Energieversorgungsunternehmen
und dass
• keine Gefährdung der Energieversorgungssicherheit des Mitgliedstaates
oder der Gemeinschaft von der Zertifizierung eines solchen Unternehmens
ausgeht.
Art. 11 Abs. 9 EltRL stellt klar, dass die Drittstaatklausel in keiner Weise das
Recht der Mitgliedstaaten berührt, in Einklang mit dem Gemeinschaftsrecht
nationale rechtliche Kontrollen zum Schutz legitimer Interessen der öffentlichen
Sicherheit durchzuführen.
IV.
Prüfung ausländischer Investoren nach dem AWG
Mit dem am 24. April 2009 in Kraft getretenen 13. Gesetz zur Änderung des Außenwirtschaftsgesetzes
(„AWG“) und der Außenwirtschaftsverordnung („AWV“) soll
dem BMWi die Möglichkeit gegeben werden, die Tätigkeit ausländischer Investoren
in Deutschland zu kontrollieren und gegebenenfalls den Erwerb von Anteilen an
deutschen Unternehmen zu untersagen. Das Außenwirtschaftsgesetz in der Fassung
der Neubekanntmachung vom 27. Mai 2009 sieht in § 7 Abs. 2 Nr. 6 AWG die
Möglichkeit einer zurückhaltenden Prüfung ausländischer Investoren vor. Ein Prüfungsrecht
des BMWi besteht, wenn ein Unternehmen mit Sitz außerhalb der Europäischen
Union und der EFTA Staaten Stimmrechtsanteile von 25% oder mehr an
einem in Deutschland ansässigen Unternehmen erwirbt, vgl. § 53 Abs. 1 Satz 1 und
2 AWV. Auf welche Weise der Stimmrechtserwerb rechtlich zu Stande kommt, ist
ohne Bedeutung. Der Erwerb kann vom BMWi innerhalb einer Frist von drei Monaten
nach dem Erwerb untersagt werden, wenn dadurch die öffentliche Sicherheit
oder Ordnung gefährdet würde. Dies setzt voraus, dass eine tatsächliche und hinreichend
schwere Gefährdung vorliegt, die ein Grundinteresse der Gesellschaft be-
26

ührt. Der Verweis auf Art. 46 und 58 EG in § 7 Abs. 1 Nr. 4 AWG macht deutlich,
dass es sich um einen gemeinschaftsrechtlichen Begriff handelt. Als Maßstab dürfte
insoweit auf die Rechtsprechung des EuGH zu Art. 58 EG abzustellen sein.
V.
Vorgaben aus Zusagenangebot E.ON gegenüber EU-Kommission
Die Kommission führt im Nachgang zur Energiesektorenuntersuchung eine Reihe
von Kartellverfahren gegen Energieunternehmen durch. Zwei davon betrafen E.ON.
Zur Beendigung dieser beiden Verfahren hatte E.ON im Mai 2008 der Kommission
eine Verpflichtungszusage unterbreitet, in der E.ON unter anderem den Verkauf
seines Übertragungsnetzes anbot. Mit ihrer Entscheidung vom 26. November 2008
hat die Kommission die Verpflichtungszusage für die E.ON AG und alle ihre Tochtergesellschaften
für verbindlich erklärt. In der endgültigen und für verbindlich erklärten
Verpflichtungszusage stellt E.ON bestimmte Bedingungen auf, die ein potentieller
Käufer des Übertragungsnetzes erfüllen muss.
1. Verfahren gegen E.ON
Die Kommission hatte unter den Aktenzeichen COMP/39.388 und
COMP/39.389 zwei Verfahren gegen E.ON eingeleitet. Das Verfahren unter
COMP/39.388 betraf die Verhaltensweisen von E.ON auf dem deutschen
Elektrizitätsgroßhandelsmarkt und in dem Verfahren unter COMP/39.389 ermittelte
die Kommission das Verhalten von E.ON auf dem deutschen Markt für
Regelenergie.
In ihrer vorläufigen Beurteilung im Sinne von Art. 9 Abs. 1 der Verordnung
(EG) Nr. 1/2003 („VO 1/2003“) gelangte die Kommission in beiden Fällen zu
dem Schluss, dass E.ON möglicherweise seine marktbeherrschende Stellung
im Sinne von Art. 82 EG missbräuchlich ausgenutzt habe.
Mit Datum vom 27. Mai 2008 unterbreitete E.ON der Kommission daher im
Einklang mit Art. 9 VO 1/2003 ein Verpflichtungsangebot vom 26. Mai 2008,
um die Wettbewerbsbedenken der Kommission in beiden Fällen auszuräumen.
In Bezug auf den Elektrizitätsgroßhandelsmarkt bot E.ON an, Erzeugungskapazitäten
verschiedener Technologien und Brennstoffe (Laufwasser,
Braunkohle, Steinkohle, Erdgas, Pumpspeicher und Kernkraft) in Deutschland
zu veräußern. Des Weiteren bot E.ON der Kommission in Bezug auf den Regelenergiemarkt
an, das von E.ON Netz betriebene Höchstspannungsnetz
27

(380/220 kV) zu veräußern. Das ebenfalls von E.ON Netz betriebene Hochspannungsnetz
(110 kV) würde E.ON diesem Vorschlag zur Folge behalten.
Die Kommission erklärte, dass sie beabsichtige, vorbehaltlich einer Marktprüfung
die Verpflichtungszusage von E.ON gemäß Art. 9 Abs. 1 VO 1/2003 für
bindend zu erklären. 20
Eine Verpflichtungsentscheidung der Kommission nach Art. 9 Abs. 1 S. 1 VO
1/2003 ist nach Eingang und Auswertung der Stellungnahmen am 26. November
2008 ergangen. 21 Mit dieser hat die Kommission Verpflichtungszusage
von E.ON in der zu diesem Zeitpunkt im Vergleich zum Ursprungsangebot
leicht abgeänderten Fassung vom 14. Oktober 2008 für verbindlich erklärt.
2. Inhalt der Verpflichtungszusage
Von Relevanz für dieses Gutachten ist die Verpflichtungszusage im Hinblick
auf die Verpflichtung von E.ON zum Verkauf ihres Höchstspannungsnetzes.
Danach muss E.ON Teile seiner Übertragungsnetzsparte veräußern. Es handelt
sich dabei um das Höchstspannungsnetz (380/220 kV), den Systembetrieb
in der E.ON-Regelzone und damit zusammenhängende Aktivitäten. Innerhalb
von 10 Jahren darf E.ON das veräußerte Netz nicht zurückerwerben.
Im Einzelnen enthält die nunmehr verbindliche Verpflichtungszusage dafür
folgende Vorgaben:
a) Verkaufsgegenstand („Transmission System Business“)
Verkaufsgegenstand ist das Höchstspannungsgeschäft, das sog.
„Transmission System Business.“ Dazu gehören alle materiellen und
immateriellen „Assets“, die für die Funktionalität des Höchstspannungsnetzes
und für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit von Bedeutung
sind. Dies sind insbesondere das Höchstspannungsnetz
(380/220 kV), die dazugehörigen Verbindungsleitungen zu anderen
deutschen oder europäischen Höchstspannungsnetzen und in das
Höchstspannungsnetz integrierte Schaltanlagen und Umspannwerke,
jeweils mit den dazugehörigen Grundstücken bzw. Rechten in Bezug auf
Grundstücke Dritter sowie das im Zusammenhang mit dem Höchstspannungsgeschäft
eingestellte Personal.
20 Amtsblatt der Europäischen Union, C 146/9, S. 34f.
21 Art. 1 Entscheidung der Kommission vom 26.11.2008 (COMP/39.388 – Deutscher Stromgroßhandelsmarkt
und COMP/39.389 – Deutscher Regelenergiemarkt).
28

Ausdrücklich vom Verkaufsgegenstand ausgenommen ist der Markenname
E.ON und damit im Zusammenhang stehende Marken sowie das
Hochspannungsnetz (110 kV).
b) Bestimmungen in Bezug auf potentielle Käufer („Transmission System
Purchaser“)
Der Käufer, der sog. „Transmission System Purchaser“, muss folgende
Bedingungen, die sog. „Transmission System Purchaser Requirements“
erfüllen:
aa) Vorgaben für die Qualität und Identität des Käufers
Als allgemeine Vorgaben muss der Käufer folgenden Kriterien genügen:
• Der Käufer muss von E.ON AG und deren verbundenen Unternehmen
unabhängig sein. Weder die E.ON AG noch mit
der E.ON AG verbundene Gesellschaften dürfen für einen
Zeitraum von 10 Jahren, beginnend mit der Verpflichtungsentscheidung
der Kommission, direkten noch indirekten Einfluss
auf das Transmission System Business nehmen. Ausgenommen
hiervon sind Unternehmen, an denen E.ON AG
oder mit E.ON AG verbundene Unternehmen beteiligt sind,
nachdem E.ON AG nachgewiesen hat, dass es den Erwerb
eines Teils oder des gesamten Transmission System Business
trotz Ausübung all seiner Rechte und Einflussmöglichkeiten
nicht verhindern konnte.
• Der Käufer muss die finanziellen Möglichkeiten, erwiesene
Expertise und den Anreiz haben, das Transmission System
Business als eine funktionierende und zuverlässige Anlage
in Stand zu halten und auszubauen.
• Der Käufer darf nach den der Kommission zur Verfügung
stehenden Informationen keinen prima facie Anlass für wettbewerbsrechtliche
Bedenken bieten und muss gewährleis-
29

ten, dass die Verpflichtungszusagen ohne Verzögerung eingehalten
werden können.
• Der Käufer muss nach vernünftiger Einschätzung in der Lage
sein, die Funktion eines Netzbetreibers zu übernehmen
und alle dafür erforderlichen Genehmigungen von den
betreffenden Behörden zu erhalten, einschließlich der Genehmigung
gemäß § 4 EnWG.
bb) Vorgaben für die gesellschaftsrechtliche Struktur des Käufers
Die Anforderungen an den Käufer des Übertragungsnetzes sind in
der für verbindlich erklärten Fassung der Verpflichtungszusage im
Vergleich zur Entwurfsfassung vom 26. Mai 2008 leicht abgeändert
worden. Während die Entwurfsfassung noch Verbotstatbestände
für die gesellschaftsrechtliche Struktur des Käufers aufgestellt
hatte und formulierte:
„The Transmission System Purchaser […]
shall not“,
bestimmte näher definierte gesellschaftsrechtliche Verflechtungen
zu Versorgungs- und Erzeugungsunternehmen aufweisen, ist diese
Anforderung in der für verbindlich erklärten Fassung vom 14.
Oktober 2008 leicht aufgeweicht worden. Zwar enthält auch die
verbindlich erklärte Fassung dieselben im Folgenden dargestellten
für bedenklich gehaltenen Gesellschaftsstrukturen. Diese sind jedoch
nicht mehr als Verbotstatbestand für den Käufer formuliert,
sondern sollen nunmehr nur noch einen prima facie Anlass für
wettbewerbsrechtliche Bedenken gegen den Käufer begründen
und stellen damit keine absoluten Ausschlussgründe mehr dar.
Einen prima facie Anlass für wettbewerbsrechtliche Bedenken erzeugt
danach:
• ein Unternehmen, dass direkt oder indirekt Kontrolle an einem
anderem Unternehmen ausübt, das eine der Funktionen
Erzeugung oder Versorgung wahrnimmt oder das Rechte
an einem solchen Unternehmen ausübt,
30

• ein Unternehmen, an dem ein anderes Unternehmen, das
eine der Funktionen Erzeugung oder Versorgung wahrnimmt,
direkt oder indirekt Kontrolle ausübt oder an dem ein
solches Unternehmen Rechte ausübt,
• ein Unternehmen, an dem ein anderes Unternehmen direkt
oder indirekt Kontrolle ausübt, wenn dieses andere Unternehmen
gleichzeitig auch die direkte oder indirekte Kontrolle
über oder Rechte an einem dritten Unternehmen ausübt, das
eine der Funktionen Erzeugung oder Versorgung wahrnimmt,
• Unternehmen, an dem ein anderes Unternehmen direkt oder
indirekt die Kontrolle ausübt oder an dem ein anderes Unternehmen
Rechte ausübt, wenn dieses andere Unternehmen
gleichzeitig auch über ein drittes Unternehmen, das eine der
Funktionen Erzeugung oder Versorgung wahrnimmt, direkt
oder indirekt Kontrolle ausübt,
• ein Unternehmen, für das ein anderes Unternehmen, das direkt
oder indirekt die Kontrolle über oder Rechte an einem
Unternehmen ausübt, das eine der Funktionen Erzeugung
oder Versorgung wahrnimmt, berechtigt ist, Mitglieder des
Aufsichtsrates, des Verwaltungsrates oder der zur gesetzlichen
Vertretung berufenen Organe zu bestellen,
• Unternehmen, bei dem eine Person Mitglied des Aufsichtsrates,
des Verwaltungsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung
berufenen Organe ist, die gleichzeitig auch Mitglied des
Aufsichtsrats, des Verwaltungsrates oder der zur gesetzlichen
Vertretung berufenen Organe eines Unternehmens ist,
das eine der Funktionen Erzeugung oder Versorgung wahrnimmt.
Die vorgenannten Rechte umfassen insbesondere:
• die Befugnis zur Ausübung von Stimmrechten,
• die Befugnis, Mitglieder des Aufsichtsrates, des Verwaltungsrates
oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen
Organe zu bestellen.
31

Von der beschriebenen indirekten oder direkten kontrollierenden
oder bestimmte Rechte gewährenden Beteiligung umfasst sind
nach der E.ON Verpflichtungszusage nicht nur Erzeugungs- und
Versorgungsunternehmen des Stromsektors, sondern sektorenübergreifend
auch Gasversorger und –erzeuger.
c) Verkaufsverfahren
Der E.ON gewährte Zeitraum für den Verkauf seines Übertragungsnetzes,
(„Transmission System Basis Divestiture Period“) ist als Betriebs-
und Geschäftsgeheimnis in der Verpflichtungszusage geschwärzt. Öffentlichen
Äußerungen der E.ON AG zur Folge soll er zwei Jahre betragen.
Danach wird ein Treuhänder den Verkauf des Netzes übernehmen,
für den kein Mindestpreis vereinbart ist. Der Kauf und der Kaufvertrag
stehen in beiden Fällen unter der Bedingung, dass die Kommission zustimmt.
3. Auswirkung der Verpflichtungszusage auf die Gründung einer deutschen
Netzgesellschaft
Zusammenfassend und vereinfacht dargestellt sind nach der E.ON Verpflichtungszusage
fünf Beteiligungsfälle zu unterscheiden, bei deren Vorliegen ein
prima facie Anlass für wettbewerbsrechtliche Bedenken gegeben ist:
• Der Käufer sollte weder direkt noch indirekt ein Erzeugungs- oder Versorgungsunternehmen
kontrollieren oder Stimm- oder Entsenderechte in
einem solchen Unternehmen ausüben.
• Umgekehrt sollte kein Erzeugungs- oder Versorgungsunternehmen den
Käufer direkt oder indirekt kontrollieren oder Stimm- oder Entsenderechte
ausüben.
32

• Der Käufer sollte weder direkt noch indirekt von einem Unternehmen
kontrolliert werden, das gleichzeitig ein Erzeugungs- oder Versorgungsunternehmen
direkt oder indirekt kontrolliert oder Stimm- oder Entsenderechte
in diesem ausübt.
• Der Käufer sollte weder direkt noch indirekt von einem anderen Unternehmen
kontrolliert werden, noch darf dieses Unternehmen Stimm- oder
Entsenderechte ausüben, wenn es zugleich ein Erzeugungs- oder Versorgungsunternehmen
direkt oder indirekt kontrolliert.
• Kein Organmitglied des Käufers sollte gleichzeitig Organmitglied eines
Erzeugungs- oder Versorgungsunternehmens sein.
33

Ausgeschlossen sind nach der E.ON Verpflichtungszusage nicht Minderheitsbeteiligungen
von Erzeugungs- oder Versorgungsunternehmen am Käufer des
E.ON Übertragungsnetzes, solange diese nicht mit Stimm- und/oder Entsenderechten
im Hinblick auf den Käufer einhergehen.
Da die Kommission die Verpflichtungszusage von E.ON gemäß Art. 9 Abs. 1
S. 1 VO 1/2003 für E.ON bindend erklärt hat, ist diese auch bei der Entstehung
einer Deutschen Netz-Gesellschaft zu berücksichtigen. Der Teil der
deutschen Übertragungsnetze, der derzeit noch im Eigentum der E.ON AG
steht, wäre ebenfalls auf die zu gründende Deutsche Netz-Gesellschaft zu
übertragen. Aus diesem Grund ist die E.ON Verpflichtungszusage auch für die
Struktur der Deutschen Netz-Gesellschaft als potentieller Käufer des E.ON
Netzes mittelbar verbindlich – mit einer Einschränkung:
Die Verpflichtungszusage schließt nicht den Weiterverkauf an Dritte aus, so
dass die Deutsche Netz-Gesellschaft als Dritter das E.ON Netz von einem mit
der Verpflichtungszusage konformen Käufer erwerben könnte, ohne die Kriterien
der Verpflichtungszusage selbst zu erfüllen. Ein solches Szenario würde
aber Sinn und Zweck der Verpflichtungszusage widersprechen.
VI.
Vergleich: Nationale Netzbetreiber in der EU und der Schweiz
Innerhalb der EU gibt es nur noch sehr wenige Mitgliedstaaten, in denen für die
Übertragungsnetze mehr als ein Netzbetreiber zuständig ist. Im Wesentlichen handelt
es sich dabei um Deutschland und Österreich.
34

Dabei kann zusammenfassend zwischen zwei verschiedenen Systemen unterschieden
werden. In einem Teil der Mitgliedstaaten sind die nationalen Netzbetreiber
gleichzeitig auch Netzeigentümer. In anderen Mitgliedstaaten liegt das Netzeigentum
in vom Netzbetreiber verschiedenen Institutionen. Bei diesen kann es sich um
private/staatliche Unternehmen, Finanzinvestoren oder zum Teil auch Körperschaften
handeln. In einigen EU-Mitgliedstaaten ist der Netzbetreiber auch schon eigentumsrechtlich
entflochten und nicht mehr Teil eines vertikal integrierten Unternehmens.
Zumeist sind die Netzbetreiber in einer Rechtsform organisiert, die mit der deutschen
Aktiengesellschaft („AG“) vergleichbar ist. Bisher existiert noch kein nationaler
Übertragungsnetzbetreiber in der Rechtsform der Europäischen Aktiengesellschaft
(Societas Europaea, „SE“).
Ganz überwiegend erfolgte die Errichtung eines zentralen Netzbetreibers und/oder
die Übertragung des Eigentums auf diesen per Gesetz. Teilweise fanden die Übertragung
des Netzbetriebs und/oder Netzeigentums aber auch auf freiwilliger Basis
statt. So wurde beispielsweise dem spanischen zentralen Netzbetreiber das Netzeigentum
an den Übertragungsnetzen auf freiwilliger Basis übertragen. Folgende
Netzbetreiberstrukturen sind in ausgewählten anderen Mitgliedstaaten der EU und
in der Schweiz zu finden:
1. Nationale Netzbetreiber mit Netzeigentum in den EU-Mitgliedstaaten
a) Niederlande
TenneT TSO B.V. („TenneT TSO“) betreibt das 220/380 kV Übertragungsnetz
in den Niederlanden und ist darüber hinaus für die 150 kV
Netze in der Provinz von Zuid-Holland verantwortlich. Gleichzeitig ist
TenneT TSO auch Eigentümerin dieser Netze. TenneT TSO ist für alle
Aufgaben zuständig, die der Regulierung unterliegen. Eine Reihe dieser
Aufgaben nimmt sie durch 100 %ige Tochtergesellschaften wahr, die
B.V. Transportnet Zuid-Holland, die EnerQ B.V., die CertiQ B.V., die
TSO Auction B.V. und die Saranne B.V.
Die TenneT TSO ist in der Rechtsform der Besloten Vennootschap
(„B.V.“) organisiert. Diese Rechtsform ist mit der deutschen GmbH vergleichbar.
35

Die TenneT TSO ist mittelbar ein zu 100 % staatliches Unternehmen.
TenneT TSO ist eine 100 %ige Tochtergesellschaft der TenneT Holding
B.V. („TenneT Holding“). Alleiniger Gesellschafter der TenneT Holding
ist wiederum der niederländische Staat (konkret das niederländische
Bundesfinanzministerium). Die TenneT Holding hat alle nicht regulierten
Aufgaben in ihr Tätigkeitsfeld übernommen, die sie über Tochtergesellschaften
ausführt.
Die Verstaatlichung des Unternehmens TenneT erfolgte durch Gesetz.
Im Zuge der Privatisierung sah sich Tenne T seit 1999 der Gefahr ausländischer
Übernahme ausgesetzt. Mit Gesetz vom 21. Dezember 2000
kaufte der niederländische Staat daher alle TenneT-Anteile (damals im
Wert von 1,57 Mio. €) zurück. 22 Dieses Gesetz ließ ausschließlich den
Staat als Käufer der Anteile zu.
b) Italien
Die Terna-Rete Elettrica Nazionale SpA („Terna“) ist Eigentümer von
mehr als 98,3 % des Übertragungsnetzes in Italien. Ihr obliegt die Planung
und Konstruktion der Hoch- und Höchstspannungsnetze sowie deren
Kontrolle und Instandhaltung. Gleichzeitig ist Terna auch Netzbetreiberin.
Die Terna ist in der Rechtsform der Società per Azioni (SpA) organisiert.
Diese entspricht in etwa der deutschen AG.
Seit 2004 ist das Unternehmen an der italienischen Börse gelistet. Das
Aktienkapital von Terna befindet sich im Streubesitz. Mit rund 29,99 %
des Aktienkapitals von Terna ist die Cassa Depositi e Prestiti SpA größter
Anteilseigner. Diese Gesellschaft wird durch das italienische Bundesministerium
für Wirtschaft kontrolliert. Weitere größere Beteiligungen
halten Enel und Pictet Asset Management SA mit jeweils 5 % und Assicurazioni
Generali SpA mit 2,1 %. Ungefähr 58 % befinden sich im
Streubesitz institutioneller Anleger. Seit 2007 ist es Elektrizitätsunternehmen
verboten, mehr als 5 % des Aktienkapitals an der Terna zu halten.
22 Overgangswet elektriciteitsproductiesector, Staatsblad 2000, nr. 607.
36

Die Gründung des nationalen Netzbetreibers erfolgte auch in Italien per
Gesetz. Vor der Liberalisierung war Enel SpA („Enel“) als vertikal integriertes
öffentliches Energieunternehmen für die Stromversorgung zuständig.
Mit Gesetz No. 79/99 vom 31. Mai 1999 („Bersani Decree“)
wurde Enel zur Entflechtung seiner Geschäftsbereiche gezwungen. Ein
staatlicher Übertragungsnetzbetreiber, die Gestore della Rete di Transmissione
Nationale („GRTN“), übernahm den Übertragungsnetzbetrieb.
Die GRTN stand im Eigentum des italienischen Bundesfinanz- und -
wirtschaftsministeriums. Die Terna wurde 1999 als neue Übertragungsnetztochter
der Enel gegründet, die nur Eigentümerrechte am Übertragungsnetz
wahrnahm und mit dessen Wartung und Ausbau betraut war.
Mit Erlass vom 11. Mai 2004 wurde die Fusion von Netzeigentum und
Netzbetrieb der Übertragungsnetze festgelegt und am 23. Juni 2004
wurden schließlich 50 % der Anteile an Terna an der italienischen Börse
gelistet. Seitdem reduzierte Enel fortlaufend ihren Anteil.
c) Spanien
1985 gründete Spanien einen zentralen Netzbetreiber für das spanische
Stromübertragungsnetz, die Red Eléctrica de Espaňa („REE“). REE war
weltweit das erste Unternehmen dessen ausschließliches Geschäftsfeld
im Energietransportbereich lag und liegt. Zunächst stand REE nicht im
Eigentum der spanischen Übertragungsnetze. Im Laufe der Jahre erwarb
es dieses jedoch von den vormals vertikal integrierten Übertragungsnetzbetreibern
Endesa, Iberdrola und Fenosa u.a. Mittlerweile ist
REE Eigentümerin von 99 % des spanischen Übertragungsnetzes.
Bis zu ihrer Privatisierung 1999 war die REE ein staatliches Unternehmen.
Sie wurde dann in eine Sociedad Anónima (S.A.) überführt. Die
S.A. ist als Rechtsform mit der deutschen AG vergleichbar.
REE ist seit 1999 börsennotiert. 80 % der Anteile befinden sich im privaten
Streubesitz. Die übrigen Anteile gehören der Sociedad Estatal de
Participaciones Industriales („SEPI“). SEPI ist eine staatliche Beteiligungsgesellschaft.
Nach dem spanischen Energiewirtschaftsgesetz darf
die Beteiligung der SEPI an REE nicht unter 10 % sinken. Energieversorgungsunternehmen
dürfen maximal 3 % an REE halten.
37

Eine gesetzliche Vorgabe für den Eigentumserwerb am Übertragungsnetz
durch REE gab es nicht.
d) UK – England/Wales
In England und Wales ist die National Grid Electricity Tranmission plc
(„NGET“) unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber. Sie hält auch das
Eigentum an den Übertragungsnetzen in England und Wales. Zudem ist
NGET als sog. Great Britain System Operator („GBSO“) auch verantwortlich
für die Koordinierung und Lenkung des Netzbetriebs sowie für
die Versorgungssicherheit innerhalb des Übertragungsnetzes in Großbritannien
und darüber hinaus.
NGET ist in der Rechtsform der Public Limited Company (plc) organisiert.
Diese Rechtsform entspricht der deutschen AG.
NGET wird vollständig von der Muttergesellschaft National Grid plc
(„NGC“) kontrolliert, die 100 % des Stammkapitals der NGET hält. NGC
ist kein vertikal integriertes Energieversorgungsunternehmen. Die Anteile
an der NGC sind zu 100 % im Streubesitz. NGC gibt die Anzahl der
Gesellschafter mit ca. 1,2 Millionen an. 92 % von diesen besitzen weniger
als 500 Anteile an NGC. Der Staat ist an der NGC nicht, jedenfalls
nicht mit mehr als 4,12 % beteiligt.
Die Errichtung des zentralen Netzbetreibers erfolgte durch Gesetz zum
31. März 1990. Zu diesem Zeitpunkt waren hauptsächlich 12 regionale
Energieunternehmen Gesellschafter der NGC bis diese zum 11. Dezember
1995 an der Londoner Börse notiert wurde.
2. Nationale Netzbetreiber ohne Netzeigentum in den EU-Mitgliedstaaten
und der Schweiz
a) Irland
In Irland betreibt die EirGrid plc („EirGrid“) das Übertragungsnetz ohne
Netzeigentümerin zu sein. Ihre Tätigkeitsfelder sind Netzzugang, Netzwartung
und Netzbetrieb. Die EirGrid steht zu 100 % im Eigentum des
irischen Staates. Ihre acht Aufsichtsratsmitglieder werden vom irischen
38

Bundesministerium für Kommunikation, Energie und natürliche Ressourcen
benannt.
EirGrid ist in der Rechtsform der Public LImited Company organisiert.
Diese Rechtsform entspricht der deutschen AG.
Eigentümerin des Übertragungsnetzes sowie auch des Verteilnetzes ist
die ESB Networks. Sie betreibt gleichzeitig auch das Verteilnetz. ESB
Networks und EirGrid haben einen Netzbetriebsführungsvertrag für das
Übertragungsnetz geschlossen. ESB Networks ist danach für den Netzausbau
und die Netzinstandhaltung zuständig.
ESB Networks ist ein Spartenunternehmen der Electricity Supply Board
(„ESB“). ESB ist ein vertikal integriertes Unternehmen und auch in den
Bereichen Erzeugung und Vertrieb tätig. Es handelt sich bei ESB um eine
Form der öffentlichen Körperschaft, die zu 95 % im Staatseigentum
steht. Die restlichen 5 % werden treuhändisch in einem Arbeitnehmerfond
verwaltet („employee share option trust“).
b) Schweiz
Am 15. Dezember 2006 hat in der Schweiz die swissgrid AG
(„swissgrid“) als nationale Netzgesellschaft die vollumfängliche Netzbetriebsverantwortung
über das schweizerische Höchstspannungsnetz
übernommen.
Die swissgrid ist eine Aktiengesellschaft nach schweizerischem Recht.
Diese Rechtsform ist vergleichbar mit der deutschen AG.
Aktionäre der swissgrid sind die acht schweizerischen Verbundunternehmen
Aare-Tessin AG („Atel“) mit 18,88 %, BKW FMB Energie AG
(„BKW“) mit 11,17 %, Centralschweizerische Kraftwerke AG („CKW“) mit
5,24 %, Elektrizitätsgesellschaft Laufenburg („EGL“) mit 12,32 %, EOS
Holding S.A. („EOS“) mit 13,71 % und Nordostschweizerische Kraftwerke
AG („NOK“) mit 24,22 %. Darüber hinaus ist das Elektrizitätswerk der
Stadt Zürich („EWZ“) mit 12,61 und die Rätia Energie mit 1,85 % beteiligt.
Die Verbundunternehmen sind als Gesellschaften des Privatrechts
39

organisiert, börsennotiert oder befinden sich im Besitz von Kantonen
und Gemeinden. 23
Im Verwaltungsrat von swissgrid sind neben den Aktionären zwei Vertreter
der Kantone sowie drei unabhängige Personen vertreten.
Die swissgrid wurde aufgrund einer Interessengemeinschaft von sieben
im Elektrizitätssektor tätigen Unternehmen gegründet.
Zum 1. Januar 2008 sind in der Schweiz die Neureglungen des Bundesgesetz
über die Stromversorgung („StromVG“) zum Übertragungsnetz in
Kraft getreten. 24 Diese sehen vor, dass die nationale Netzgesellschaft
(also swissgrid) Eigentümerin des von ihr betriebenen Netzes wird. Nach
Art. 33 Abs. 4 S. 1 StromVG besteht dazu eine Frist bis spätestens fünf
Jahre nach dem Inkrafttreten des Gesetzes, in der das Übertragungsnetz
auf gesamtschweizerischer Ebene auf die nationale Netzgesellschaft
zu überführen ist. Zum Zeitpunkt der Gründung von swissgrid waren
die acht schweizerischen Stromverbundunternehmen Atel, BKW,
CKW, EGL, EOS, NOK und EWZ und Rätia Energie Netzeigentümer
des Übertragungsnetzes. Ob bereits Netzeigentumsübertragungen auf
die swissgrid stattgefunden haben, ist derzeit nicht ersichtlich.
Art. 18 StromVG fasst das zukünftige System des Übertragungsnetzbetriebs
wie folgt zusammen:
• Das Übertragungsnetz auf gesamtschweizerischer Ebene
wird von der nationalen Netzgesellschaft betrieben; diese
hat die Rechtsform einer privatrechtlichen Aktiengesellschaft
mit Sitz in der Schweiz.
• Die Netzgesellschaft muss Eigentümerin des von ihr betriebenen
Netzes sein.
• Die Netzgesellschaft muss sicherstellen, dass ihr Kapital
und die damit verbundenen Stimmrechte direkt oder indirekt
mehrheitlich Kantonen und Gemeinden gehören.
23 Baur/Pritzsche/Klauer, Ownership Unbundling, S. 24
24 Die einzelnen Abschnitte des StromVG traten und treten zu unterschiedlichen Zeitpunkten in Kraft. Der überwiegende
Teil des StromVG ist zum 1. Januar 2008 in Kraft getreten. Die restlichen Bestimmungen treten zum
1. Januar 2009 bzw. noch später in Kraft.
40

• Die Kantone, die Gemeinden und schweizerisch beherrschte
Elektrizitätsversorgungsunternehmen haben ein
Vorkaufsrecht an den Aktien der Netzgesellschaft. Die
Statuten der Netzgesellschaft regeln die Einzelheiten.
• Die Anteile der Netzgesellschaft dürfen nicht an einer
Börse notiert sein.
• Die Netzgesellschaft darf weder Tätigkeiten in den Bereichen
Elektrizitätserzeugung, -verteilung oder -handel
ausüben noch Beteiligungen an Unternehmen besitzen,
die in diesem Bereich tätig sind. Der Bezug und die Lieferung
von Elektrizität aus betriebsnotwendigen Gründen,
insbesondere zu Bereitstellung der Systemdienstleistungen,
sind zulässig.
• Die Mehrheit der Mitglieder und der Präsident des Verwaltungsrates
sowie die Mitglieder Geschäftsleitung dürfen
nicht Organen von juristischen Personen angehören, die
Tätigkeiten in den Bereichen Elektrizitätserzeugung oder -
handel ausüben, oder in einem Dienstleistungsverhältnis
zu solchen juristischen Personen stehen.
• Den Kantonen ist in den Statuten das Recht einzuräumen,
zwei Vertreterinnen oder Vertreter in den Verwaltungsrat
abzuordnen. Sie berücksichtigen dabei eine ausgewogene
Vertretung der Regionen.
• Die Vertretung der verschiednen Erzeuger- und Verbraucherregionen
ist in den Organen sicherzustellen.“
Die Statuten und deren Änderung müssen zudem gemäß Art. 19 Abs. 1
StromVG vom schweizerischen Bundesrat genehmigt werden. Die
Schweiz hat sich mit Art. 18 Abs. 1, 2 und 6 sehr deutlich an dem Vorschlag
der Kommission für die eigentumsrechtliche Entflechtung orientiert.
41

3. Zusammenfassung
Land Netzbetreiber Netzei-
Niederlande
TenneT TSO
B.V.
gentum-
santeil
des Netz-
betreibers
Rechts-
form
Börsen-
notiert
seit
42
Beteiligungsstruktur Besonderheiten
Staat Andere
100 % GmbH - 100 % - -
Irland EirGrid plc 0 % AG - 100 % - Netzeigentümer ist auch
der irische Staat durch
die Körperschaft ESB
Schweiz Swissgrid AG geplant
100 % bis
2013
Italien Terna-Rete
Elettrica
Nazionale SpA
Spanien Red Eléctrica de
Espana S.A.
England/
Wales
National Grid
Electricity
Transmission plc
AG - > 50 %
(mittelbar
über die
Verbundunternehmen)
Atel (18,88 %), BKW
(11,17 %), CKW (5,24 %),
EGL (12,32 %), EOS
(13,71 %, NOK (24,22 %),
Rätia Energie (1,85 %)
98,3 % AG 2004 29,99 % Enel und Pictet Asset
Management SA (jeweils 5
%) Assicurazioni Generali
(2,1 %)
Streubesitz (58 %)
99 % AG 1999 20 %
100 % AG seit 1995
über die
Mutter
National
Grid plc
Beschränkung Beteiligung
EVUs auf 5 %
Streubesitz (80 %) Staatliche Beteiligung
darf nicht unter 10 %
sinken
Beschränkung Beteiligung
EVUs auf 3 %
- National Grid plc (100 %),
diese wiederum in
Streubesitz
(100 %, u.a. Legal &
General Investment (4,12
%) und Fidelity (3,06 %))

B.
Entscheidungskriterien
Aus den soeben dargestellten Erwägungen ergeben sich verschiedene Prämissen
und Ziele für eine Neustrukturierung des Übertragungsnetzbetriebes in der Folge
eines Verkaufes. Das gewählte Modell sollte möglichst viele dieser Ziele möglichst
weitgehend umsetzen.
• Bundesweite Regelzone: Ein einheitlicher Netzbetrieb beseitigt Ineffizienzen,
vor allem das „Gegeneinanderregeln“ verschiedener Übertragungsnetzbereiche.
Dies führt zu erheblichen Kostensenkungen, die allen Netznutzern
zugute kommen können. Ziel ist es daher, dass die Struktur eine einheitliche
Regelzone gewährleistet.
• Unabhängigkeit von Erzeuger- und Vertriebsinteressen: Die Unabhängigkeit
des Übertragungsnetzbetriebes von Erzeuger- und Vertriebsinteressen ist
erforderlich für diskriminierungsfreien Netzzugang und verhindert, dass die
(Gewinn-)Interessen anderer Wertschöpfungsstufen der Energiewirtschaft
(Erzeugung, Vertrieb) den Netzbetrieb beeinflussen und ihn zur unmittelbaren
oder mittelbaren „Quersubventionierung“ anderer Aktivitäten missbrauchen.
• Sicherstellung des Netzerhalts- und -ausbaus: Der Erhalt und Ausbau der
Übertragungsnetze ist eine zentrale Aufgabe für den künftigen Netzbetreiber.
Der Netzausbau beseitigt Engpässe und dient damit unmittelbar der Versorgungssicherheit.
Er schafft darüber hinaus die Voraussetzung für die Erhöhung
des Anteils erneuerbarer Energien bei der deutschen Energieversorgung,
insbesondere hinsichtlich der Zunahme fluktuierender Einspeisung
durch Offshore-Windparks. Eine zukünftige Struktur des Übertragungsnetzbetriebes
muss sicherstellen, dass der Netzausbau rasch und effizient durchgeführt
wird.
• Effektive Aufsicht über die Übertragungsnetze: Beim Netzbetrieb handelt
es sich um ein natürliches Monopol. Der Zugang zu den Übertragungsnetzen
ist wesentlich für funktionsfähigen Wettbewerb auf vor- und nachgelagerten
Märkten der Erzeugung und des Handels mit Strom. Zum einen sind die Netzentgelte
zu kontrollieren, zum anderen ist ein behinderungs- und diskriminierungsfreier
Netzzugang zu gewährleisten. Jedes der in Betracht kommenden
43

Modelle eines künftigen Netzbetriebs muss eine effektive Aufsicht dieses natürlichen
Monopols durch den Bund ermöglichen.
• Schutz vor unerwünschten Übernahmen: Aufgrund der herausragenden
Bedeutung der Übertragungsnetze für die Energieversorgung Deutschlands
sollte die Bundesrepublik in Ausnahmefällen die Möglichkeit haben, unerwünschte
Übernahmen, welche die Gewährleistung der Versorgungssicherheit
gefährden können, zu verhindern.
• Rechtliche Zulässigkeit: Die Neustrukturierung des Übertragungsnetzbereiches
muss den rechtlichen Rahmenbedingungen genügen. Diese sind vor allem
die Vorgaben
o aus der EltRL des EU Binnenmarktpaketes,
o der durch die Kommission für verbindlich erklärten E.ON-
Verpflichtungszusage,
o des deutschen Regulierungsregimes, vor allem des EnWG und des
GWB, wobei die nationalen rechtlichen Vorgaben selbstverständlich
durch den deutschen Gesetzgeber angepasst werden könnten.
C.
Modelle eines künftigen Netzbetriebs
Im Folgenden werden die im Wesentlichen in Betracht kommenden Modelle eines
künftigen Netzbetriebs skizziert und anhand der aufgestellten Entscheidungskriterien
bewertet.
1. Überblick
I.
Modell 1: Kooperation von vier Übertragungsnetzbetreibern
Denkbar ist zunächst, dass die vier heutigen Übertragungsnetzbetreiber das
Eigentum an ihren eigenständigen Netzgesellschaften und damit den Übertragungsnetzen
behalten, aber bundesweit eine einheitliche Regelzone errichten.
44

2. Bewertung
a) Bundesweite Regelzone
Es ist grundsätzlich möglich, dass die vier Übertragungsnetzbetreiber
auch in den bestehenden gesellschaftsrechtlichen Strukturen eine einheitliche
deutsche Regelzone durch eine verstärkte Kooperation untereinander
schaffen. Dies ist im Wesentlichen Ziel des von der BNetzA
eingeleiteten Festlegungsverfahrens. Allerdings führt die Koordination
von vier separaten Netzgesellschaften unterschiedlicher Eigentümer
zwangsläufig zu Reibungsverlusten. Eine vollständige Vereinheitlichung
der Geschäftsprozesse wäre zwar möglich. Der Aufbau einer gemeinsamen
Regel- und IT-Infrastruktur wäre jedoch in einer Deutschen Netz-
Gesellschaft deutlich einfacher.
b) Unabhängigkeit von Erzeuger- und Vertriebsinteressen
Durch die Kooperation der vier Übertragungsnetzbetreiber würde sich an
dem bestehenden Zustand nichts ändern.
c) Sicherstellung des Netzerhalts- und -ausbaus
Im Hinblick auf die Gewährleistung des Netzerhalts und -ausbaus würde
sich an der gegenwärtigen Situation nichts ändern, wenn die vier Übertragungsnetzkonzerne
zuständig für Entscheidung über die Investitionen
blieben.
Sofern man unterstellt, dass die Übertragsnetz-Gesellschaften auch das
Konzerninteresse im Blick haben, so sind sie unterschiedlichen Interessen
ausgesetzt: Einerseits haben sie ein Interesse daran, die Netze in
einem technisch einwandfreien Zustand zu erhalten und entsprechend
des Bedarfs des verbundenen Erzeugungsunternehmens auszubauen.
Andererseits haben sie tendenziell ein Interesse daran, den Netzausbaubedarf
im Wesentlichen an den Bedarf des verbundenen Erzeugungsunternehmens
auszurichten und die Nachfrage Dritter nachrangig
zu behandeln.
Ob es neben diesen strategischen Interessen auch ein eigenes Interesse
der Netz-Tochter am Netzerhalt und Netzausbau gibt, hängt von den
45

egulatorischen Rahmenbedingungen und insbesondere der Frage ab,
ob durch solche Investitionen zusätzlich eine angemessene Rendite erwirtschaftet
werden kann. Die damit verbundene Frage stellt sich bei allen
hier diskutierten Modellen und wird sub F. näher behandelt.
d) Effektive Aufsicht
Bleibt es bei der bisherigen Netzbetreiberstruktur lediglich mit der Maßgabe,
dass diese zur Schaffung einer gemeinsamen Regelzone enger
kooperieren müssen, ändert sich an den Aufsichtsmöglichkeiten des
Bundes nichts. Die Aufsicht würde weiterhin über die Regulierungsbehörden
mit den aufgrund des EnWG zur Verfügung stehenden Instrumentarien
erfolgen. Einen darüber hinaus gehenden Einfluss auf das
Geschäft der Übertragungsnetzbetreiber gäbe es nicht.
e) Schutz vor unerwünschten Übernahmen
Das Modell 1 führt insoweit zu keinen Veränderungen gegenüber dem
Ist-Zustand.
f) Rechtliche Rahmenbedingungen
Das Modell 1 ist nur teilweise mit den geltenden rechtlichen Rahmenbedingungen
vereinbar. Nach der E.ON-Verpflichtungszusage ist E.ON
verpflichtet, seine Anteile an der E.ON Netz GmbH vollständig zu veräußern.
Es wird deshalb in jedem Fall zu einer Heraustrennung des Übertragungsnetzes
von E.ON aus dem E.ON-Konzern und dem Eintritt eines
neuen Investors in die E.ON Netz GmbH kommen.
Der Verkauf des E.ON-Netzes ändert aber nichts daran, dass grundsätzlich
nach dem geltenden Recht vier voneinander getrennte und lediglich
in Bezug auf eine einheitliche Regelzone enger kooperierende Übertragungsnetzbetreiber
fortbestehen können.
Entscheidet sich die Bundesrepublik Deutschland bei der Umsetzung
der EltRL in nationales Recht für das „ITO“-Modell, sind aber Anpassungen
erforderlich, die die Einhaltung der Art. 17 bis 21 EltRL sicherstellen.
46

II.
Modell 2: Nationale Netzgesellschaft der vier Übertragungsnetzbetreiber
1. Überblick
Möglich ist auch, dass die vier ÜNB ihre Netze bzw. Netzgesellschaften in eine
bundesweite Netzgesellschaft einbringen und die bisherigen Mütter der
ÜNB Eigentümer der bundesweiten Netzgesellschaft bleiben. Die Unternehmen
würden zwar nicht ihr Eigentum an den Netzen verlieren, die Führung
des Netzbetriebs würde aber strikt unabhängig gestaltet. Rechtlich wäre zu
gewährleisten, dass das Management unabhängig von den Interessen der
Gesellschafter agiert. Alternativ könnte eine rechtlich eigenständige Betriebsführungsgesellschaft
errichtet werden, an der die vier großen EVU nicht beteiligt
wären.
2. Bewertung
a) Bundesweite Regelzone
Die Ausführungen zu Modell 1 gelten entsprechend.
b) Unabhängigkeit von Erzeuger- und Vertriebsinteressen
Gegenüber der bisherigen Situation würde sich durch die bundesweite
Netzgesellschaft nur insofern etwas ändern als nicht mehr ein einzelnes
Energieversorgungsunternehmen Einfluss auf die Netzgesellschaft ausüben
könnte, sondern nur noch gemeinsam mit anderen. Der grundsätzliche
Interessenkonflikt zwischen unabhängigem Netzbetrieb und Konzerninteresse
bliebe jedoch bestehen.
c) Sicherstellung des Netzerhalts- und -ausbaus
Es gelten die Ausführungen zu Modell 1.
d) Effektive Aufsicht
Es gelten die Ausführungen zu Modell 1.
47

e) Schutz vor unerwünschten Übernahmen
Das Modell 2 führt insoweit zu keinen Veränderungen gegenüber dem
Ist-Zustand.
f) Rechtliche Rahmenbedingungen
Das Modell 3 ist mit der Verpflichtungszusage von E.ON nicht vereinbar:
Danach scheidet eine Beteiligung von Gesellschaften des E.ON-
Konzerns an der Netzgesellschaft (jedenfalls für einen Zeitraum von 10
Jahren) aus. Darüber hinaus sollte der Käufer des E.ON-
Übertragungsnetzes weder über Stimmrechte in einem anderen Energieversorgungsunternehmen,
das auf dem Gebiet der Erzeugung oder
des Vertriebs tätig ist, verfügen noch über das Recht, Organmitglieder
zu bestellen. Ebenso wenig sollte ein solches Energieversorgungsunternehmen
Stimmrechte im Hinblick auf den Käufer haben oder das Recht,
Organmitglieder zu bestellen. Folglich könnte das Übertragungsnetz von
E.ON nicht in eine Deutsche Netz-Gesellschaft eingebracht werden,
wenn an dieser einer der anderen drei ÜNB-Konzerne stimmberechtigt
wäre.
Wettbewerbsrechtlich wäre der Zusammenschluss von E.ON, RWE,
Vattenfall und EnBW im Hinblick auf ihr Übertragungsnetz hingegen
wohl zulässig. Die ÜNB haben in ihrem jeweiligen Netzbereich bereits
eine Monopolstellung (Marktanteil von 100 % im jeweiligen Netzbereich).
Schon jetzt ist kein Ausweichen auf einen alternativen Übertragungsnetzbetreiber
möglich. An dieser Situation würde die Bildung einer einheitlichen
Netzgesellschaft nichts ändern. Auch würde es hier – anders
als in ähnlichen Fällen, in denen es zur horizontalen Integration von „lokalen
Monopolen“ kommt – nicht zu einer Beseitigung von Restwettbewerb
zwischen den marktbeherrschenden Unternehmen der jeweiligen
Monopole kommen. 25 Die ÜNB machen einander in den verschiedenen
Übertragungsnetzbereichen keine Konkurrenz und werden dies auch
künftig nicht tun. Die Ausweitung eines Übertragungsnetzes in andere
Übertragungsnetzbereiche ist allenfalls eine rein theoretische Option.
25 Vgl. aber den insoweit unterschiedlichen Fall im Kabelmarkt, Entscheidung des Kartellamtes zu ish/iesy, B7-
22/05.
48

Die Zusammenarbeit könnte zwar dazu führen, dass das wettbewerbliche
Verhalten der ÜNB in anderen Bereichen nachlässt (Spill over-
Effekt). 26 Allerdings würde die Zusammenführung der Übertragungsnetze
diese gleichzeitig aus der vollständigen Konzernintegration des jeweiligen
ÜNB lösen, wodurch positive Markteffekte zu erwarten sind: Die
Durchsetzung einzelner ÜNB-Interessen im Hinblick auf den Netzbetrieb
wäre bei einer integrierten Netz AG zumindest weitaus schwieriger. Diese
Wirkung könnte die Gefahr von Spill-over-Effekten überwiegen. Eine
solche Lösung wäre dann zulässiggemäß § 36 Abs. 1 GWB. Die Frage
wäre bei der konkreten Ausgestaltung eines solchen Modells eingehend
zu berücksichtigen.
III.
Modell 3: Private nationale Netzgesellschaft ohne strategische Beteiligung der
vier ÜNB-Konzerne
1. Überblick
a) Private Investoren
Modell 3 würde die Gründung einer Deutschen Netz-Gesellschaft unter
ausschließlicher Beteiligung von privaten Unternehmen ohne strategische
Beteiligung von vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen
beinhalten. In Betracht kommen langfristig orientierte Finanzinvestoren,
die die langen und erheblichen Investitionsphasen tragen können
und wollen. Das trifft vor allem auf institutionelle Anleger wie Versicherungs-
und Pensionsfonds sowie Infrastrukturfonds zu. Kurzfristig orientierte
Private Equity Fonds mit weit überdurchschnittlichen Renditeerwartungen
dürften kaum Interesse an einem Investment haben. Abgesehen
davon erfüllen sie nicht das Kriterium der langfristigen Orientierung.
Als strategische Investoren können im Wesentlichen ausländische
Netzgesellschaften bezeichnet werden. Zu denken ist schließlich noch
an Anbieter von netzrelevanter Infrastruktur.
26 Vgl. BGH WuW/E-DE-R 711, 718 – Ostfleisch; ferner Bechtold, Kartellgesetz, 5. Auflage, § 36 Rdnr. 15.
49

) Stimmrechtslose Beteiligungen der vier ÜNB-Konzerne und Anbieter
Erneuerbarer Energien
Nach der Verpflichtungszusage von E.ON sollten sich an der Deutschen
Netz-Gesellschaft im Modell 3 Erzeugungs- und Versorgungsunternehmen
nicht beteiligen, wenn sie über Stimmrechte oder Rechte zu zur
Bestellung von Organmitgliedern verfügen (sog. strategische Beteiligungen).
Im Ergebnis wären daher nur rein finanzielle, stimmrechtslose Beteiligungsformen
ohne Entsenderechte zulässig.
Als Energieversorgungsunternehmen gelten gemäß der Definition des
§ 3 Nr. 18 EnWG nicht nur die vier großen, integrierten Versorger E.ON,
Vattenfall, RWE und EnBW, sondern sämtliche natürliche oder juristische
Personen, die Energie an andere liefern. Dies umfasst auch Anbieter
von Strom aus erneuerbaren Energien. Gleiches gilt für Erzeuger
(Kraftwerksbetreiber). Alle Energieversorgungsunternehmen könnten
daher lediglich z.B. stimmrechtslose Vorzugsaktien halten, die keinerlei
Einfluss ermöglichen, aber dafür mit einem nachzahlbaren Vorzug bei
der Gewinnverteilung ausgestattet sind.
c) Börsengang
Im Falle einer Organisation der Deutschen Netz Gesellschaft als Aktiengesellschaft
könnten die Aktien einer Deutschen Netz AG, wie beispielsweise
die der National Grid plc. in Großbritannien, an der Börse
notiert werden. Dadurch könnte sich die Deutsche Netz AG insbesondere
das für den Ausbau der Netze erforderliche Eigenkapital über den
Kapitalmarkt beschaffen. Bei einer Börsennotierung ist ein Mindestmaß
an Streubesitz (Free Float) erforderlich, um die notwendige Liquidität der
Aktien sicherzustellen. Insoweit könnten neben den langfristig orientierten
Investoren auch kleinere und kurzfristig interessierte Anleger beteiligt
werden.
d) Stufenweise Verwirklichung
Das vorstehend beschriebene Modell 3 kann auch schrittweise verwirklich
werden. Auch wenn zunächst nur E.ON und Vattenfall ihre Übertra-
50

2. Bewertung
gungsnetze verkaufen würden, könnten bereits diese beiden größten
Netze in einer Netz AG zusammengeführt werden.
a) Bundesweite Regelzone
Die Ausführungen zu Modell 1 gelten entsprechend.
b) Unabhängigkeit von Erzeuger- und Vertriebsinteressen
Die Unabhängigkeit von Erzeuger- und Vertriebsinteressen wird durch
private Investoren, die nicht Energieversorgungsunternehmen sind oder
mit solchen verbunden sind, vollständig und optimal gewährleistet.
Wettbewerbsschädliche Spill-over-Effekte wären nicht zu befürchten.
c) Sicherstellung des Netzerhalts und -ausbaus
Um sicherzustellen, dass die für den Netzerhalt und -ausbau notwendigen
Investitionen getätigt werden, sind ausreichende Anreize für die privaten
Investoren zu schaffen. Dazu ist der entsprechende Regulierungsrahmen
zu schaffen (dazu ausführlich sub. F.).
d) Effektive Aufsicht
Die Aufsicht wird etwas vereinfacht, da keine gegenläufigen Konzerninteressen
mitbestimmend für die Geschäftspolitik der Deutschen Netz-
Gesellschaft sind.
e) Schutz vor unerwünschten Übernahmen
Die Ausführungen zum Modell 1 gelten entsprechend.
f) Rechtliche Zulässigkeit
Modell 3 fügt sich problemlos in den geltenden gesetzlichen Rahmen
ein.
51

IV.
Modell 4: Private Deutsche Netz-Gesellschaft mit Bundesbeteiligung
1. Überblick
Modell 4 würde wie Modell 3 die Gründung einer Deutschen Netz-Gesellschaft
unter Beteiligung von privaten Unternehmen beinhalten, jedoch mit einer zusätzlichen
Beteiligung des Bundes als Gesellschafter in noch festzulegender
Höhe. Die hinsichtlich des Modells 3 gemachten Ausführungen zu den auf privater
Seite in Frage kommenden Gesellschaftern gelten insoweit entsprechend.
a) Aktiengesellschaft oder GmbH
Das deutsche Recht bietet für private Gesellschaften grundsätzlich fünf
Rechtsformen: Die Aktiengesellschaft („AG“) und die Gesellschaft mit
beschränkter Haftung („GmbH“) (die sog. Kapitalgesellschaften) sowie
die Kommanditgesellschaft („KG“), die offene Handelsgesellschaft
(„OHG“) und die Gesellschaft bürgerlichen Rechts („GbR“) (die sog.
Personengesellschaften).
Für eine Deutsche Netz-Gesellschaft kommen von vornherein nur Kapitalgesellschaften
in Betracht. Reine Personengesellschaften scheiden
aufgrund der in ihnen gegebenen persönlichen Haftung aller oder zumindest
einzelner Gesellschafter von vornherein aus. Kombinationsmodelle
wie die GmbH & Co. KG oder die AG & Co. KG, bei denen die persönliche
Haftung der Gesellschafter der KG durch die Zwischenschaltung
einer GmbH oder AG als persönlich haftender Gesellschafterin aufgefangen
wird, sind aufgrund der bei ihnen erforderlichen Verschachtelung
der zwei Gesellschaften in ihrer Struktur vergleichsweise kompliziert,
ohne im vorliegenden Fall ersichtliche Vorteile zu bringen. Allerdings
könnten sich hier steuerliche Vorteile bieten, deren Prüfung auftragsgemäß
nicht Gegenstand dieser Untersuchung sind.
Innerhalb der Kapitalgesellschaften bietet sich für eine Deutschen Netz-
Gesellschaft neben der GmbH vor allem die Rechtsform der AG an. Die
AG ist die typische Rechtsform für Großunternehmen, die ihren Kapitalbedarf
über den Kapitalmarkt decken. Dies gilt umso mehr, soweit mittel-
oder langfristig ein Börsengang der Deutschen Netz-Gesellschaft beab-
52

sichtigt ist. In diesem Falle müsste eine in einer anderen Rechtsform
ausgestaltete Netzgesellschaft zuvor in eine AG umgewandelt werden.
Im Folgenden wird daher davon ausgegangen, dass die Deutsche Netz-
Gesellschaft in Rechtsform einer AG errichtet werden sollte.
b) Europäische Aktiengesellschaft
Soweit eine grenzüberschreitende Zusammenlegung der Übertragungsnetze
in Europa beabsichtigt ist, bietet sich zusätzlich zu den reindeutschen
Rechtsformen die Rechtsform der Europäischen Aktiengesellschaft
(Societas Europaea, „SE“) an. An der Gründung einer SE
müssen jeweils Unternehmen aus mindestens zwei verschiedenen
EU/EWR-Staaten beteiligt sein (Art. 2 SE-VO). Die SE kommt daher bei
der Gründung einer rein nationalen Netzgesellschaft zunächst nicht in
Betracht. Im Falle einer künftigen grenzüberschreitenden Netzfusion in
Europa ermöglicht aber die Gründung einer SE, Transaktions- und Organisationskosten
einzusparen. Außerdem erlaubt die SE die Wahl zwischen
einem dualistischen (Vorstand und Aufsichtsrat) oder einem monistischen
Leitungsgremium (Verwaltungsrat). Die SE stellt keine europäische
Einheits-AG dar. Die europäischen Vorschriften betreffen nur
einen Teilbereich (v.a. die Gründung und den Aufbau der SE), daneben
gilt das am Sitz der Gesellschaft anwendbare nationale Aktienrecht.
c) Corporate Governance in der AG
aa) Zuständigkeiten von Vorstand und Aufsichtsrat
Die AG hat zwingend ein duales Führungssystem. Der Vorstand
leitet die Geschäfte in eigener Verantwortung. Er unterliegt weder
Weisungen des Aufsichtsrats noch der Aktionäre (§ 76
Abs. 1 AktG). Die Vorstandsmitglieder werden vom Aufsichtsrat
bestellt, der wiederum von den Gesellschaftern in der Hauptversammlung
gewählt wird. Der Aufsichtsrat überwacht und berät den
Vorstand. Die Satzung oder der Aufsichtsrat selbst hat zu bestimmen,
dass bestimmte Entscheidungen und Maßnahmen des Vorstands
nur mit seiner Zustimmung vorgenommen werden dürfen
(§ 111 Abs. 4 AktG). Das gilt insbesondere für Entscheidungen
von grundsätzlicher Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- oder
53

Ertragslage des Unternehmens. Vorstand und Aufsichtsrat sind
getrennt; eine Doppelmitgliedschaft ist ausgeschlossen.
Auch im Hinblick auf die geltenden und künftig verschärften Entflechtungsregeln
für Übertragungsnetzbetreiber sollte für eine
Deutsche Netz AG vorgesehen werden, dass Mitglieder des Aufsichtsrats
eines Energieversorgungsunternehmens nicht zugleich
Vorstandsmitglied oder Leitungspersonal der Deutschen Netz AG
sein dürfen. Ebenso ist der umgekehrte Fall zu untersagen, also
Leitungspersonal eines Energieversorgungsunternehmens darf
nicht zugleich Mitglied im Aufsichtsrat der Netzgesellschaft sein.
Darüber hinaus sind auch Karenzzeiten, sog. „Cool-off“-Zeiten zu
berücksichtigen. Gemäß Art. 19 Abs. 3 EltRL dürfen Personen der
Unternehmensleitung und/oder Mitglieder der Verwaltungsorgane
in den letzten drei Jahren vor ihrer Tätigkeit für die Deutsche Netz
AG weder direkt noch indirekt berufliche Aufgaben oder Interessen-
oder Geschäftsbeziehungen bei dem vertikal integrierten Unternehmen,
einem seiner Unternehmensteile oder bei anderen
Mehrheitsanteilseignern ausgeführt haben. Ferner ist sicherzustellen,
dass diese Personen nach ihrem Ausscheiden aus der Deutschen
Netz AG für einen Zeitraum von vier Jahren solche Tätigkeiten
bei den Mehrheitsanteilseignern der Deutschen Netz AG nicht
aufnehmen (vgl. Art. 19 Abs. 7 EltRL).
Der Aufsichtsrat muss mindestens aus drei Personen bestehen.
Beschäftigt die Netz AG 500 Arbeitnehmer oder mehr, ist der Aufsichtsrat
nach dem Drittelbeteiligungsgesetz zu einem Drittel mit
Vertretern der Arbeitnehmer zu besetzen. Existieren mehr als
2000 Arbeitnehmer, gilt das Mitbestimmungsgesetz. Danach ist die
Hälfte der Mitglieder mit Arbeitnehmervertretern zu besetzen, darunter
mit mindestens zwei Vertretern der Gewerkschaften. Wir gehen
angesichts der bisherigen Beschäftigungszahl in den Übertragungsnetz-Gesellschaften
davon aus, dass dieser Schwellenwert
nicht erreicht wird.
bb) Rechte der Aktionäre
Die Aktionäre nehmen ihre Rechte in der Hauptversammlung
wahr. Diese hat anders als die Gesellschafterversammlung einer
54

GmbH oder einer KG keine Allzuständigkeit, sondern entscheidet
nur über die im Gesetz und in der Satzung ausdrücklich bestimmten
Fälle (§ 119 Abs. 1 AktG) sowie bei Maßnahmen von herausragender
Bedeutung (ungeschriebene Hauptversammlungszuständigkeit).
Grundsätzlich entscheidet die Hauptversammlung
mit der einfachen Mehrheit der abgegebenen Stimmen, soweit
nicht Gesetz oder Satzung eine größere Mehrheit oder weitere Erfordernisse
bestimmen. Das betrifft z.B. die Bestellung der Aufsichtsratsmitglieder
und die Verwendung des Bilanzgewinns. Bestimmte
Maßnahmen bedürfen kraft Gesetzes einer qualifizierten
Mehrheit von drei Vierteln des vertretenen Grundkapitals (Satzungsänderung,
Veräußerung des gesamten Vermögens, Maßnahmen
der Kapitalbeschaffung und Strukturmaßnahmen nach
dem Umwandlungsgesetz).
Die grundsätzliche Unabhängigkeit des Vorstands bedeutet also
nicht, dass die Aktionäre keinen Einfluss auf die Geschäftstätigkeit
haben. Die Aktionäre entscheiden über die Wahl der Aufsichtsratsmitglieder
mittelbar auch über die personale Zusammensetzung
des Vorstands und üben damit erheblichen Einfluss aus. Außerdem
sind die Aktionäre kraft Gesetzes für die wesentlichen
Entscheidungen zuständig. Ferner können in der Satzung vereinbarte
Zustimmungskataloge des Aufsichtsrats und der Hauptversammlung
den mittel- bzw. unmittelbaren Einfluss der Aktionäre
stärken.
cc) Beirat
Denkbar ist auch die Installierung eines weiteren Gremiums, wie
z.B. eines Beirats bestehend aus Verbraucherschützern, Netznutzern,
Politikern, Wissenschaftlern usw. Bei einer AG können dem
Beirat allerdings keine zwingenden Organzuständigkeiten des
Vorstands oder des Aufsichtsrats zugewiesen werden. Im Wesentlichen
kann ein Beirat daher nur eine Beratungsfunktion gegenüber
dem Vorstand ausüben. Dabei ist zu beachten, dass nach
dem Gesetz der Aufsichtsrat primär für die Beratung des Vorstands
zuständig ist und der Beirat insoweit nicht verdrängend,
sondern nur ergänzend tätig werden darf.
55

d) Option 1: Kontrollmehrheit des Bundes
Bei einer Beteiligung des Bundes an der Deutschen Netz AG in Höhe
von 75 % oder 50 % plus eine Stimme kann der Bund die Netzgesellschaft
nahezu vollständig oder weitgehend kontrollieren:
Bei einer Netz AG kann der Bund mit einer Mehrheit von 75 % der
Stimmen insbesondere Kapitalerhöhungen und andere wesentliche
Strukturmaßnahmen (bspw. Satzungsänderungen, Kapitalmaßnahmen
oder die Veräußerung des Gesellschaftsvermögens im Ganzen) beschließen;
die Entscheidungen über Netzerhalt und -ausbau lägen also
in staatlicher Hand, soweit solche Kapitalerhöhungsmaßnahmen zur Finanzierung
erforderlich sind.
Bei einer einfachen Beteiligungsmehrheit von 50 % plus eine Stimme
könnte der Bund dagegen Kapitalmaßnahmen und andere wesentliche
Strukturmaßnahmen nicht gegen den Willen der anderen Aktionäre beschließen.
Er hätte jedoch die Möglichkeit, die Fassung von sonstigen
Beschlüssen, bei denen lediglich eine einfache Stimmen- und Kapitalmehrheit
erforderlich ist, durchzusetzen.
Die Abberufung des Aufsichtsrats erfordert grundsätzlich eine Mehrheit
von 75 % der Stimmen; allerdings kann die Satzung vorsehen, dass
darüber die einfache Mehrheit entscheidet.
e) Option 2: Sperrminorität des Bundes
In Betracht kommt auch eine Minderheitsbeteiligung des Bundes, insbesondere
eine Sperrminorität von 25 % plus eine Aktie. Wichtige Strukturmaßnahmen
wie Satzungsänderungen, Kapitalmaßnahmen oder die
Veräußerung des Gesellschaftsvermögens im Ganzen könnten dann
aufgrund der gesetzlich vorgeschriebenen Mehrheitserfordernisse nicht
ohne Zustimmung des Bundes beschlossen werden.
Auch die im Rahmen eines Börsengangs in der Regel notwendige Kapitalerhöhung
bedarf der Zustimmung einer qualifizierten Mehrheit von
drei Vierteln des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals.
Gleiches gilt für die Entscheidung über den Ausschluss des Bezugs-
56

echts. Der Bund könnte daher seine Sperrminorität im Falle eines Börsengangs
vor Verwässerung schützen.
f) Option 3: Minderheitsbeteiligung des Bundes und staatliche Sonderrechte
In Betracht kommt ferner eine Minderheitsbeteiligung des Bundes, die
durch zusätzliche staatliche Sonderrechte ergänzt wird.
Bei einer Beteiligung des Bundes von weniger als 50 % plus 1 Stimme
oder weniger als 25 % plus 1 Stimme stellt sich die Frage, inwieweit
staatliche Sonderrechte („Golden Shares“) zulässig sind. Dies betrifft vor
allem die Sicherung des Einflusses in der Hauptversammlung, die Mitwirkung
bei der Zusammensetzung des Aufsichtsrats und die Kontrolle
des Kreises der Aktionäre. Sonderrechte für Aktionäre können in der
Satzung oder durch Gesetz begründet werden. Staatlichen Sonderrechten
zieht das EG-Primärrecht durch die Niederlassungs- und Kapitalverkehrsfreiheit
(Art. 43, 56 EG) allerdings enge Grenzen. Zu berücksichtigen
ist hier insbesondere das Urteil des EuGH zum VW-Gesetz aus
dem Jahre 2007 und die Position der EU-Kommission zur Umsetzung
dieses Urteils durch den deutschen Gesetzgeber. 27
aa) Sicherung des Einflusses in der Hauptversammlung durch
Höchststimmrechte und Sperrminorität
Mehrstimmrechte verleihen ihrem Inhaber mehr Stimmen als es
dem Kapitalanteil entspricht. Heute dürfen Mehrstimmaktien nicht
mehr geschaffen werden (§ 12 Abs. 2 AktG).
Höchststimmrechte begrenzen die Stimmrechte des Aktionärs auf
einen bestimmten Prozentsatz des Grundkapitals (z.B. 5 %, 10 %
oder 20 %), auch wenn die Kapitalbeteiligung höher ist. Sie sind
nur in nicht börsennotierten AG zulässig (§ 134 Abs. 1 Satz 2
AktG) und dürfen nur allen Aktionären auferlegt werden.
27
EuGH, Urt. v. 23.10.2007 – C-112/05, NJW 2007, 3481; Pressemitteilungen der EU-Kommission v. 5.6.2008 –
IP/08/873 und v. 27.11.2008 – IP/08/1797.
57

In Betracht kommt, in der Satzung einer Deutschen Netz AG Sonderrechte
des Bundes als Minderheitsaktionär in Form von Zustimmungsvorbehalten
vorzusehen, z.B. für die folgenden Punkte:
• Maßnahmen des Netzausbaus, insbesondere Durchführung
von Kapitalerhöhungen, Aufnahme von Fremdkapital und
Beantragung von Investitionsbudgets,
• Veräußerung von wesentlichen Assets,
• Abschluss von wesentlichen Pachtverträgen,
• Satzungsänderungen.
Diese Sonderrechte würden dem Bund allerdings nur ein Veto-
Recht und kein Gestaltungsrecht gewähren. Er könnte Netzausbaumaßnahmen
nicht gegen den mehrheitlichen Willen der anderen
Aktionäre durchsetzen.
Fraglich ist die rechtliche Zulässigkeit staatlicher Sonderrechte.
Das VW-Gesetz von 1960 sah ein Höchststimmrecht von 20 %
vor. Außerdem bestimmt das VW-Gesetz und die Satzung der VW
AG, dass Entscheidungen, für die nach dem Aktiengesetz eine
qualifizierte Mehrheit von 75% des bei der Beschlussfassung vertretenen
Grundkapitals erforderlich wäre (z.B. Satzungsänderung,
Kapitalmaßnahmen) einer Mehrheit von 80 % des Kapitals bedürfen.
Das Land Niedersachsen verfügt knapp über 20 % der stimmberechtigten
Aktien. Die Erhöhung des gesetzlichen qualifizierten
Mehrheitserfordernisses von 75 % des Kapitals ist aktienrechtlich
grundsätzlich zulässig (§ 179 Abs. 2 Satz 2 AktG). Im Hinblick auf
die VW-Regelungen hat der EuGH im Jahr 2007 aber festgestellt,
dass das Zusammenspiel von Höchststimmrecht und Sperrminorität
zugunsten des Landes Niedersachsen einen Verstoß gegen die
Kapitalverkehrsfreiheit nach Art. 56 EG darstellt. Die Regelungen
seien geeignet, Anlegern aus anderen Mitgliedstaaten von Direktinvestitionen
abzuhalten.
Die Aktionäre sind zwar weiterhin grundsätzlich frei darin, Höchststimmrechte
und Sperrminoritäten in der Satzung zu begründen.
58

Voraussetzung ist aber, dass dem ein freier Willensentschluss der
Aktionäre zugrunde liegt, d.h. die öffentliche Hand darf nicht maßgeblich
Einfluss nehmen.
Während das Höchststimmrecht im Zuge der Änderung des VW-
Gesetzes abgeschafft wurde, sieht das VW-Gesetz und die Satzung
der VW AG weiterhin vor, dass bestimmte Entscheidungen
einer Mehrheit von 80 % des Kapitals bedürfen. 28 Die EU-
Kommission untersucht gegenwärtig, ob die Beibehaltung der
staatlich vorgegebenen Sperrminorität auch ohne Höchststimmrecht
bereits für sich betrachtet als Verstoß gegen das Urteil des
EuGH bzw. die Kapitalverkehrsfreiheit zu qualifizieren ist. 29 Sie hat
zunächst ein zweites Vertragsverletzungsverfahren gegen die
Bundesrepublik eingeleitet. 30 Ob die Kommission auch Klage vor
dem EuGH erheben wird, ist offen.
Anders als bei der VW AG kommt aber bei einer Stromübertragungsnetz
AG eine Rechtfertigung aus Gründen der öffentlichen
Ordnung oder Sicherheit (Art. 58 EG) oder aus zwingenden Gründen
des Allgemeinwohls in Betracht. Die öffentliche Sicherheit
kann als Rechtfertigungsgrund geltend gemacht werden, wenn eine
tatsächliche und hinreichend schwere Gefährdung vorliegt, die
ein Grundinteresse der Gesellschaft berührt. Belgien hat z.B. ein
Gesetz erlassen, mit der eine Sonderaktie des Staates an zwei
Gasbeförderungs- und -vertriebsgesellschaften geschaffen wurde,
die ein Widerspruchsrecht des Staates gegen jede Übertragung,
Verwendung als Sicherheit oder Änderung des Verwendungszwecks
bestimmter strategischer Aktiva sowie ein Widerspruchsrecht
gegen bestimmte Verwaltungsentscheidungen vorsieht, die
als den energiepolitischen Leitlinien des Staates zuwiderlaufend
angesehen werden. Der EuGH hat diese Regelung im Jahre 2002
gebilligt, da sie darauf abziele, die Sicherheit der Energieversorgung
im Krisenfall zu gewährleisten und insoweit erforderlich sei. 31
28
Gesetz zur Änderung des Gesetzes über die Überführung der Anteilsrechte an der Volkswagenwerk Gesellschaft
mit beschränkter Haftung in private Hand v. 8.12.2008, BGBl. I Nr. 56/2008, 2369.
29
Verneinend LG Hannover, ZIP 2009, 666.
30
Pressemitteilung der EU-Kommission v. 27.11.2008 – IP/08/1797.
31
EuGH, Urt. v. 4.6.2002, Rs. C-503/99 (Goldene Aktie Belgien), Slg. 2002, I-4809.
59

Demgegenüber hat der EuGH ein französisches Gesetz, das
ebenfalls eine Sonderaktie des Staates an einem Erdölunternehmen
schuf, beanstandet. Die Sonderaktie begründete unter anderem
das Recht, gegen Entscheidungen über die Abtretung der wesentlichen
Tochtergesellschaften oder über ihre Verwendung als
Sicherheit Widerspruch zu erheben. Die Ausübung dieses Rechts
sei an keine Voraussetzung geknüpft, die das weite dem Minister
zustehende Ermessen hinsichtlich der Identitätskontrolle der Inhaber
von Anteilen an den Tochtergesellschaften begrenze. 32
In seinem jüngsten Urteil zu Golden Shares hat der EuGH ein Vetorecht
Italiens für bestimmten Strukturmaßnahmen der Gesellschaft
als Verstoß gegen Art. 43 EG qualifiziert. Die Umstände,
unter denen dieses Recht ausgeübt werden könne, seien nicht hinreichend
klar gefasst. 33
Sonderrechte für staatliche Aktien, die bestimmte Entscheidungen
im Ergebnis von der Zustimmung des Bundes abhängig machen,
obwohl nach dem Aktiengesetz ein Mehrheitserfordernis von drei
Vierteln der Stimmen genügt, können also nur in engen Grenzen
geschaffen werden. Die Europarechtskonformität hängt von der
konkreten Ausgestaltung im Einzelfall ab.
bb) Entsendung von Aufsichtsratsmitgliedern
Dem Bund könnte in der Satzung das Recht eingeräumt werden,
Mitglieder in den Aufsichtsrat zu entsenden (§ 101 Abs. 2 AktG).
Entsendungsrechte dürfen aber insgesamt nur höchstens für ein
Drittel der Zahl der Aufsichtsratsmitglieder begründet werden. Dadurch
wird sichergestellt, dass die Mehrheit der Hauptversammlung
auch die Mehrheit der Aktionärsvertreter im Aufsichtsrat bestimmt.
Das Entsenderecht kann bereits für eine einzige Aktie bestellt
werden.
Eine gesetzliche Erweiterung des Entsenderechts kommt nicht in
Betracht. Der EuGH hat im Hinblick auf das VW-Gesetz entschieden,
dass ein solches, vom allgemeinen Gesellschaftsrecht abwei-
32
EuGH, Urt. v. 4.6.2002, Rs. C-483/99 (Goldene Aktie Frankreich), Slg. 2002, I-4781.
33
EuGH, Urt. v. 26.3.2009, Rs. C-326/07.
60

chendes Sonderrecht gegen Art. 56 EG verstößt. Denkbar wäre
zwar, dem Bund in der Satzung der Netz AG ein überproportionales
Entsenderecht einzuräumen. Allerdings dürfte auch dies nur
zulässig sein, wenn die Aktionäre darüber ohne Einfluss des Staates
entscheiden.
cc) Kontrolle des Aktionärskreises durch Beschränkung der
Übertragbarkeit der Aktien
Aktien sind grundsätzlich frei übertragbar. Die Satzung kann aber
vorsehen, dass die Übertragung von Namensaktien der Zustimmung
des Vorstands, des Aufsichtsrats oder der Hauptversammlung
bedarf (§ 68 Abs. 2 AktG). In der Satzung können auch bestimmte
Gründe bestimmt werden, aus denen die Zustimmung
verweigert werden darf. Die Vinkulierung wirkt dinglich, das heißt
eine Übertragung ohne Zustimmung ist nichtig. Die Satzung der
Netz AG könnte z.B. vorsehen, dass die Zustimmung von der
Hauptversammlung mit einer qualifizierten Mehrheit (75 % des
Kapitals) zu erteilen ist. Der Bund hätte dann bei einer Beteiligung
von 25 % plus eine Aktie eine Sperrminorität und könnte z.B. die
Beteiligung ausländischer Investoren oder Staatsfonds verhindern.
Auch vinkulierte Namensaktien sind grundsätzlich börsenfähig.
Eine Vinkulierungsklausel, die die Übertragung der Aktien an der
Netz AG von der Zustimmung des Bundes abhängig machen würde,
ist als staatliches Sonderrecht allerdings auf ihre Vereinbarkeit
mit der Kapitalverkehrsfreiheit nach Art. 56 EG, der Niederlassungsfreiheit
nach Art. 43 EG und dem allgemeinen Diskriminierungsverbot
nach Art. 12 EG zu prüfen. Auch hier gilt, dass die Aktionäre
ein Sonderrecht des Bundes in der Satzung vereinbaren
können, wenn dies auf einem freien Willensentschluss beruht, d.h.
die öffentliche Hand nicht maßgeblich Einfluss nimmt.
Wird die Vinkulierungsklausel auf Anregung des Bundes in die
Satzung aufgenommen und zielt sie auf die Kontrolle ausländischer
Beteiligungen ab, so ist die Kapitalverkehrsfreiheit und gegebenenfalls
auch die Niederlassungsfreiheit betroffen. Fraglich ist
dann, ob eine Rechtfertigung aus Gründen der öffentlichen Ordnung
oder Sicherheit (Art. 58 EG) oder aus zwingenden Gründen
61

des Allgemeinwohls möglich ist. Ob eine Vinkulierungsklausel zugunsten
des Bundes danach gerechtfertigt werden könnte, hängt
von ihrer konkreten Ausgestaltung ab und ist ggf. gesondert zu untersuchen.
Das bereits erwähnte französische Gesetz stattete die staatliche
Sonderaktie auch mit einem Genehmigungsvorbehalt des Staates
bei der Überschreitung bestimmter Schwellenwerte für eine direkte
oder indirekte Beteiligung aus. Der EuGH kassierte diese Regelung,
da das Genehmigungsrecht keinen Voraussetzungen unterliege
und zu unbestimmt sei. 34 Auch das spanische Gesetz aus
dem Jahre 2006, das den Erwerb von Beteiligungen an Unternehmen
des Energiesektors von einer vorherigen behördlichen Genehmigung
abhängig macht, verstieß dem EuGH zufolge gegen
die Art. 43 und 56 EG. Entscheidend sei, dass der Behörde ein
kaum kontrollierbarer Ermessensspielraum eingeräumt wurde, der
die Gefahr von Diskriminierungen mit sich bringe. 35 Der EuGH hat
auch die italienische Regelung beanstandet, die ein Einspruchsrecht
des Staates vorsieht, wenn ein Investor einen bestimmten
Prozentsatz der Stimmrechte an der Gesellschaft erwirbt. 36 Danach
ist eine vorherige staatliche Kontrolle von Beteiligungen an
der Netz AG – wenn überhaupt – nur in engen Grenzen zulässig.
Es müssten im Voraus jedenfalls objektive, nichtdiskriminierende
Kriterien aufgestellt werden.
Die vorstehenden Erwägungen dürften auch für andere denkbare
Sonderrechte des Bundes gelten (Andienungspflicht und Vorkaufsrecht;
„Change of Control“-Klauseln, die bei einem Kontrollwechsel
auf Ebene des Gesellschafters ein Erwerbsrecht vorsehen („Call
Option“).
34 EuGH, Urt. v. 4.6.2002, Rs. C-483/99 (Goldene Aktie Frankreich), Slg. 2002, I-4781.
35 EuGH, Urt. v. 17.7.2008, Rs. C-207/07.
36 EuGH, Urt. v. 26.3.2009, Rs. C-326/07.
62

2. Bewertung
a) Bundesweite Regelzone
Die Ausführungen zu Modell 2 gelten entsprechend.
b) Unabhängigkeit von Erzeuger- und Vertriebsinteressen
Die Unabhängigkeit von Erzeuger- und Vertriebsinteressen ist vollständig
gewährleistet.
c) Sicherstellung des Netzerhalts und -ausbaus
Im Falle einer qualifizierten Mehrheitsbeteiligung von 75 % plus eine
Stimme kann der Bund über den die für den Netzerhalt und -ausbau
notwendigen Investitionen entscheiden, sofern diese eine Kapitalerhöhung
voraussetzen. Bei einer geringeren Beteiligung ist der Bund auf die
Mitwirkung anderer Aktionäre angewiesen. In der Satzung der Gesellschaft
kann jedoch vorgesehen werden, dass bestimmte weitere für den
Netzausbau wesentliche Maßnahmen nur mit bestimmten Zustimmungsquoren
getroffen werden dürfen.
d) Effektive Aufsicht
Die Beteiligung des Bundes an der Deutschen Netz-Gesellschaft würde
zu einem zusätzlichen Aufsichtsmittel neben der Tätigkeit der Regulierungsbehörden
führen. Abhängig von der Höhe seiner Beteiligung und
der Ausgestaltung in den Gesellschaftsverträgen, kann der Bund bei allen
Rechtsformen zumindest mittelbar Einfluss auf die Netzgesellschaft
und auch die Geschäftspolitik der jeweiligen Geschäftsführung nehmen.
Mit diesen Instrumentarien könnte der Bund auch begrenzten Einfluss
auf die Netzausbaumaßnahmen nehmen.
e) Schutz vor unerwünschten Übernahmen
Bei einer Beteiligung des Bundes mit einfacher Mehrheit wäre die Netzgesellschaft
gegen eine feindliche Kontrollübernahme geschützt.
63

Eine reine Sperrminorität würde den Staat noch nicht in die Lage versetzen,
den Aktionärskreis zu kontrollieren.
Staatliche Sonderrechte sind, wenn überhaupt, nur in engen Grenzen
zulässig.
D.
Einbringung der Netze in eine bundesweite Netzgesellschaft
Die Einbringung und horizontale Bündelung der vier Übertragungsnetze in einer
Gesellschaft könnte auf verschiedenen Wegen vollzogen werden:
1. Verschmelzung
I.
Überblick
Jeder der heutigen Eigentümer könnte seine Netzgesellschaft auf die neue
Netz AG im Wege der Gesamtrechtsnachfolge verschmelzen (§ 2 UmwG).
Den Anteilsinhabern der bestehenden Netzgesellschaften würden Anteile an
der Deutschen Netz-Gesellschaft gewährt.
2. Übertragung durch Abspaltung oder Ausgliederung
Die Vermögensgegenstände und Verbindlichkeiten der Netzgesellschaft könnten
im Wege der teilweisen Gesamtrechtsnachfolge auf die neue Netz AG
übertragen werden. Dies kann entweder durch Abspaltung (§ 123 Abs. 2
UmwG) oder durch Ausgliederung erfolgen (§ 123 Abs. 3 UmwG). Im ersten
Fall würden die bisherigen Anteilsinhaber an der Netz AG beteiligt; im zweiten
Fall die bisherigen Netzgesellschaften.
3. Einbringung als Sacheinlage
Die existierenden Netzgesellschaften könnten die Vermögensgegenstände
und Verbindlichkeiten im Wege der Einzelrechtsübertragung als Sacheinlage
in die Netz AG einbringen. Den Netzgesellschaften würden wiederum Anteile
an der Netz AG gewährt.
64

4. Einzelrechtsübertragung („Asset Deal“)
Die Netzgesellschaften könnten ihre Vermögensgegenstände an die Netz AG
verkaufen (asset deal).
5. Anteilsübertragung („Share Deal“)
Die Eigentümer der existierenden Netzgesellschaften könnten ihre Anteile an
die Netz AG verkaufen (share deal). Diese Netz-Töchter würden in einem
zweiten Schritt auf die Netz-Mutter verschmolzen.
II.
Bewertung
In den Varianten 1. bis 3. sind die bisherigen Eigentümer der Netzgesellschaften
bzw. die Netzgesellschaften nach der Einbringung zunächst selbst noch an der Netz
AG beteiligt. In einen zweiten Schritt könnten diese dann ihre Beteiligung an der
einheitlichen Netz AG an unabhängige Dritte verkaufen. Bei einem direkten Verkauf
der einzelnen Netze oder Netzgesellschaften an unabhängige Dritte (Variante 4.
und 5.) ist die Berechnung des Mehrwerts des integrierten Netzes und damit die
Ermittlung des angemessenen Kaufpreises schwierig. In dieser Hinsicht erscheinen
die Varianten 1. bis 3. vorzugswürdig. Die Wahl der Variante jedoch hängt von einer
Reihe weiterer Faktoren ab (vor allem den steuerlichen Wirkungen und den anfallenden
Transaktionskosten), auf die hier nicht näher eingegangen werden kann.
65

E.
Zwischenfazit
Die folgende Tabelle fasst die Analyse der Teile A. bis D. zusammen. Dabei steht
„grün“ für eine erhebliche Verbesserung gegenüber dem Ist-Zustand, „gelb“ für eine
leichte Verbesserung und „rot“ für keine Verbesserung:
ZIEL
Bundesweite
Regelzone
Unabhängigkeit
von ErzeugerundVertriebsinteressen
Sicherstellung
des Netzerhalts
und -ausbaus
Effektive Aufsicht
Schutz vor unerwünschtenÜbernahmen
Rechtliche Rahmenbedingungen
Modell 1:
Kooperation
von vier
Übertragungsnetzbetreibern
Modell 2:
Nationale
Netzgesellschaft
der vier
Übertragungsnetzbetreiber
MODELL
Modell 3:
Nationale privateNetzgesellschaft
ohne
Beteiligung der
vier großen EVU
Modell 4:
Private nationaleNetzgesellschaft
mit Bundesbeteiligung
Damit ist eine Deutsche Netz AG mit Beteiligung des Bundes die beste Lösung, um
die genannten Ziele zu erreichen.
Im folgenden Teil F. wird näher analysiert, welche Änderungen des Regulierungsrahmens
empfehlenswert sind, um die Attraktivität der Deutschen Netz AG für Investoren
zu verbessern. Aufbauend auf den Ergebnissen von Teil A. bis F. wird in
66

Teil G. ein konkreter Vorschlag für die weitere Strukturierung der Aufgaben der
Deutschen Netz AG vorgestellt.
F.
Anforderungen an die regulatorischen Rahmenbedingungen für Netzbetrieb
und Netzausbau aus Investorensicht
Nachdem wir im Teil C. die grundsätzlich zur Verfügung stehenden Modelle für eine
Struktur der Deutschen Netz-Gesellschaft dargestellt haben, sollen im folgenden
zunächst die wesentlichen regulatorischen Anforderungen für die Beteiligung privater
Investoren und des Bundes analysiert werden.
Der Ausbau der Übertragungsnetze soll durch besondere Regelungen in der Anreizregulierung
(Investitionsbudgets nach § 23) ebenfalls gefördert werden. Wie im folgenden
zu zeigen ist, besteht in diesem Punkt allerdings noch Anpassungsbedarf in
Regulierungsrahmen und Genehmigungspraxis, um den Ausbau im gewünschten
Ausmaß sicherzustellen. Daneben weist auch der Regulierungsrahmen für den
Netzbetrieb der Übertragungsnetze Änderungsbedarf auf.
Die Aufgaben der Übertragungsnetzbetreiber, insbesondere der umfangreiche
Netzausbau, sind insgesamt nur durch finanziell und strukturell gesunde Unternehmen
bewältigbar, denen es von den regulatorischen Anforderungen ermöglicht wird,
ein rentables Geschäft zu führen. Insbesondere wenn die Beteiligung finanzstarker
Investoren erreicht werden soll, ist die stabile, risikoangemessene Rentabilität ein
Schlüsselkriterium. Doch auch für eine Beteiligung des Bundes sind ein stabiles
regulatorisches Umfeld und eine angemessene Rendite Voraussetzung. Die Gewinnerzielung
ist die Basis für ein gesundes Netzunternehmen.
Im Folgenden soll daher aufgelistet und dargestellt werden, welche strukturellen
Probleme aktuell im regulatorischen Rahmen bestehen und wie diese gelöst werden
können, so dass ein rentabler Betrieb der Übertragungsnetze ermöglicht wird.
I.
Netzbetrieb
Das Geschäft des Übertragungsnetzbetreibers lässt sich grob in vier Bereiche unterteilen:
Anlageneigentum und -management, Anlagenservice, Energiemanagement
und Abwicklung der Aufgaben nach EEG/KWKG. Das Kerngeschäft des Netzbetreibers
besteht aus den ersten drei Bereichen, während die Abwicklung der Aufgaben
67

nach EEG und KWKG eine gesetzlich vorgegebene Aufgabe darstellt, die im Umfang
vollständig abhängig ist von der aktuellen Gesetzes- und Verordnungslage. Die
zu Beginn des Jahres 2009 in Kraft getretene Novelle des KWKG beeinflusst vor
allem die Höhe des wirtschaftlichen Volumens der bestehenden Aufgaben. Für den
Aufgabenbereich EEG-Ausgleich werden sich voraussichtlich ab 2010 grundlegendere
Neuerungen ergeben, da die physische Weiterwälzung des EEG-Stromes an
Lieferanten durch die Vermarktung des Stromes nach Hochwälzung auf die ÜNB-
Ebene ersetzt werden soll. 37
1. Anlageneigentum und -management
Die Funktion dieses Bereiches ist die Bereitstellung von Sachanlagen und Kapital
sowie das Management des Netzbetriebs. Das Anlageneigentum und -
management beinhaltet folgende Kernprozesse:
• Regulierungsmanagement
• Unternehmensentwicklung und -finanzierung
• Netzentwicklungsplanung
• Netzvertrieb (Netznutzung, Netzanschluss)
• Betrieb der Leitwarten: Durchführung der Steuerung (Einspeisungen,
Entnahmen, Netzkopplung) des Netzes zur Frequenzhaltung, Durchführung
von Maßnahmen bei der Inanspruchnahme und Bereitstellung von
Regelenergie sowie zur Durchführung des Engpassmanagements
Die Kosten für diesen Geschäftsbereich werden in den Netznutzungsentgelten
kalkuliert.
2. Anlagenservice
Die Funktion dieses Bereiches ist die Durchführung technischer und kaufmännischer
Dienstleistungen im Auftrag des Anlageneigentümers bzw. -managers.
Der Anlagenservice beinhaltet folgende Kernprozesse:
37 Vgl. die Ausführungen in Fn. 8 zur AusglMechV.
68

• Technische Planung
• Durchführung Instandhaltung, Ersatzbau und Netzausbau
• Netzanschluss (EEG-Anlagen, Kraftwerke, Industrie); Netzkopplung andere
ÜNB und Verteilnetzbetreiber
• Mess- und Zählerwesen
• Abrechnung Netzentgelte
• Kaufmännischer Service (Rechnungswesen, Personalwesen, Einkauf,
Organisation, IT, Materialwirtschaft)
Die Kosten für diesen Geschäftsbereich werden in den Netznutzungsentgelten
kalkuliert.
3. Energiemanagement
Die Funktionen dieses Bereiches sind die Abwicklung der physikalischen
Stromlieferung sowie die Gewährleistung von Frequenz- und Spannungssicherheit.
Das Energiemanagement beinhaltet folgende Kernprozesse:
• Bedarfsermittlung, Abrechnung und Beschaffung von Verlust- und Regelenergie
• Bilanzkreismanagement
• Beschaffung Ausgleichsenergie
• Fahrplanmanagement
• Engpassmanagement
• Ermittlung Engpässe
• Re-dispatching
• Vermarktung Grenzkuppelkapazitäten
69

Die Kosten der meisten Kernprozesse dieses Bereichs werden in den Netznutzungsentgelten
kalkuliert; für das Bilanzkreismanagement wird eine Kostenwälzung
nach Verursacherprinzip durchgeführt.
4. Abwicklung der Aufgaben nach EEG/KWKG
Die Funktionen dieses Bereiches sind die Durchführung der Kosten- und
Mengenwälzung bei der gesetzlichen Vergütung von Stromeinspeisungen aus
erneuerbaren Energien sowie die Durchführung der Kostenumlage bei der
Subvention von Stromeinspeisungen aus Kraftwärmekopplung. Dieser Geschäftsbereich
beinhaltet folgende Kernprozesse:
• Vergütung der Anlagenbetreiber über die Verteilnetzbetreiber
• Prognose der EEG-Quote und des EEG-Entgelts (EEG-Umlage)
• Ermittlung der KWK-Entgelte
• Lieferung und Abrechnung der Mengen und Kosten von KWG und EEG
• Vermarktung der EEG-Strommengen (ab 2010)
• Strukturierung des EEG-Aufkommens zu Bändern (ab 2010 im Rahmen
der Vermarktung)
• Prognose der EEG-bedingten Einnahmen und Ausgaben und Ermittlung
der EEG-Umlage
Die Prozesskosten dieses Bereichs werden in den Netznutzungsentgelten
kalkuliert. Die gesetzlichen Einspeiseentgelte werden gesondert erstattet.
70

5. Wirtschaftliches Volumen der Geschäftsbereiche
Mio. Euro 528 36 83 -12 -122 143 17 51 724 2.816 3.540
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
Netzwirtschaft
Verlustenergiebeschaffung
Regelenergiebeschaffung
Bilanzkreismanagement
Auktionserlöse
Aufwand für
StrukturierungEEG-Aufkommen
und
Erlöse EEG-
Ausgleichsenergie
Erlöse durch
Stromlieferungen
nach KWKG
Systemdienstleistungen
für
andere ÜNB
Asset Owner,
Management
und
Service
EEG-Stromlieferungen,
KWKG-Umlage
Abbildung 3: Abschätzung des wirtschaftlichen Volumens der Geschäftsbereiche anhand der
Daten von VE-T aus 2007, Quelle: öffentlich zugängliche Daten von VE-T sowie ergänzende
Schätzungen von LBD; LBD-Analyse; Stand: 08/2008
Zur Darstellung des wirtschaftlichen Volumens der Geschäftsbereiche wurden
in Abbildung 3 beispielhaft die Daten von Vattenfall Europe Transmission (VE-
T) von 2007 herangezogen, ergänzt durch eigene Schätzungen. Bei Umsatzerlösen
von rund 3,3 Mrd. Euro (zuzüglich der KWK-G-Umlage) haben die
Netzentgelte einen Anteil von weniger als 20 % am gesamten Geschäftsvolumen.
Das heißt, dass die Übertragungsnetzbetreiber erhebliche Mehrleistungen
über die Investition und den Betrieb der Netze hinaus erbringen, für die es
keinen gesonderten Unternehmerlohn gibt.
Die Mehrleistungen gehen nicht in die Gewinnkalkulation des ÜNB ein, da
diese nach der StromNEV und ARegV auf der Bemessungsgrundlage des investierten
Eigenkapitals fußt. Risiken, die mit der Abwicklung der Aufgaben
gemäß EEG und KWKG verbunden sind, insbesondere resultierend aus zeitlicher
Verzögerung bei der Erstattung von Kosten, gehen dagegen zu Lasten
des ÜNB.
Mit der AusglMechV aufgrund von § 64 Abs. 3 EEG 2009 sollen sich die Aufgaben
des ÜNB in Bezug auf die Abwicklung des Systems für EE-
Stromeinspeisungen ab 2010 grundlegend ändern: Insbesondere die Abschaffung
der physischen Weiterwälzung des EEG-Stromes und die an deren Stelle
tretende Vermarktung des EEG-Stromes werden die Rolle der ÜNB grundlegend
modifizieren. Durch den Wegfall der physischen Wälzung und die an de-
71
gesamtes
Geschäftsvolumen

en Stelle tretende Vermarktung des Stromes am Großhandelsmarkt werden
die aktuell hohen Kosten und damit verbundene Risiken der EEG-
Sekundärprozesse sinken. Gleichzeitig wird bei voraussichtlich weiter steigenden
Strompreisen die (zeitweise) Direktvermarktung des Stromes für die
Anlagenbetreiber wirtschaftlich oft interessanter sein als die dauerhafte Inanspruchnahme
der garantierten EEG-Vergütung. Die ÜNB werden Anlagenbetreibern
die Direktvermarktung des EEG-Stromes als Dienstleistung anbieten
und so eigenes Geschäft generieren können.
II.
Risikoadäquate Eigenkapitalverzinsung
Gemäß § 21 Abs. 2 EnWG sind die Netznutzungsentgelte unter Berücksichtigung
einer „angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des
eingesetzten Kapitals“ zu bilden.
1. Eigenkapitalverzinsung in der Anreizregulierung
a) Überblick
Für die Bestimmung der Erlösobergrenze zu Beginn der Anreizregulierung
nach § 4 i.V.m. § 6 ARegV und § 23a EnWG hat die BNetzA in einem
Verwaltungsverfahren nach § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 7 Abs. 6
StromNEV und § 7 Abs. 6 GasNEV die Eigenkapitalzinssätze festgelegt.
Für die erste Regulierungsperiode wurde ein Eigenkapitalzinssatz für
Neuanlagen (aktiviert ab dem 01.01.2006) in Höhe von 9,29 % vor
Steuern und für Altanlagen (aktiviert vor dem 01.01.2006) in Höhe von
7,56 % vor Steuern festgelegt. 38
Die Zinssätze bestehen aus einem risikolosen Zinssatz (Umlaufrendite
festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten), einem Risikozuschlag
für netzbetriebsspezifische unternehmerische Wagnisse sowie
einem Zuschlag für die Körperschaftssteuer. Bei Altanlagen wird ein Inflationsabschlag
abgezogen, da diese bereits über die Kalkulation des
Anlagevermögens auf Wiederbeschaffungsbasis (Tagesneuwert) berücksichtigt
wird. Die Zusammensetzung der Zinssätze ist in nachfolgender
Graphik dargestellt.
38 BNetzA, Beschluss BK4-08-068 vom 07.07.2008.
72

Abbildung 4: Zusammensetzung des Eigenkapitalzinssatzes in der Anreizregulierung
Quelle: Beschluss der Bundesnetzagentur vom 11.07.2008; LBD-Darstellung
Zur Bestimmung der Eigenkapitalverzinsung in der Kalkulation der Netzentgelte
beziehungsweise der Erlösobergrenze wird der entsprechende
Zinssatz auf das kalkulatorische betriebsnotwendige Eigenkapital (maximal
40 % des kalkulatorischen betriebsnotwendigen Vermögens) angewendet.
39
Zur Beurteilung, ob diese Zinssätze einer risikoadäquaten Verzinsung
des eingesetzten Kapitals entsprechen, ist insbesondere der Risikozuschlag
zu betrachten.
Der Risikozuschlag zur Bestimmung der Eigenkapitalverzinsung ist von
der BNetzA methodisch nach CAPM (Capital Asset Pricing Modell;
Preismodell für Kapitalgüter) ermittelt worden. Die Methode dient zur
39 vgl. dazu BGH, Urt. v. 14.08.2008, Az. KVR 39/07.
73

Bestimmung des Teils des Gesamtrisikos eines Investitionsobjekts, der
nicht durch Risikostreuung beseitigt werden kann. CAPM ist die am weitesten
verbreitete Methode zur Bestimmung von Risikoprämien in Bezug
auf die Eigenkapitalverzinsung bei Unternehmensbewertungen.
Jedes im Wettbewerb stehende Unternehmen realisiert in seinem Geschäft
„Upsides“ und „Downsides“, deren Kumulation das Unternehmensergebnis
bestimmt. Erst dieses Unternehmensergebnis ist Teil der
Bewertungsgrundlagen der Kapitalmärkte, also auch von CAPM.
Bei der Bemessung der Risiken eines Netzbetreibers geht es um die
Beurteilung seiner allgemeinen und speziellen Risiken innerhalb eines
bestimmten Regulierungsrahmens bei der Errichtung und dem Betrieb
von Energieversorgungsnetzen. Anders als vor Beginn der Entgeltregulierung
durch Gesetz und Bundesnetzagentur steht dem Netzbetreiber
kein internes Portfolio aus Upside- und Downside-Potenzial mehr zur
Verfügung. Dies hat zur Folge, dass jeder zusätzlich eintretende Risikofall
unmittelbar auf das Unternehmensergebnis durchschlägt. Die in Abbildung
3 dargestellte Risikoprämie von 3,59 % wirkt damit als Gewinnbegrenzung.
b) Bewertung
Frontier Economics, die Verfasser des Gutachtens, auf dessen Grundlage
die BNetzA den Risikozuschlag bestimmt hat, weist auf zwei Punkte
bei der Bestimmung des Risikozuschlags nach CAPM hin:
• Eine Differenzierung nach Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern
wäre sinnvoll, „wenn Stromübertragungsnetzbetreibern besondere
Risiken aufgebürdet würden, sofern verschiedene Netzdienstleistungskosten
(insbesondere die Kosten für Engpassbeseitigung/Redispatch)
im Rahmen der Anreizregulierung als beeinflussbare
Kosten interpretiert würden.“ 40
• CAPM kann „genutzt werden, um das Risiko von verschiedenen
Netzbetreibern (z.B. aus dem Ausland) zu quantifizieren, die ver-
40 Frontier Economics: Ermittlung des Zuschlages zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer Wagnisse im Bereich
Strom und Gas, Gutachten im Auftrag der Bundesnetzagentur, Juni 2008, S. 3.
74

gleichbare Funktionen wahrnehmen und einem vergleichbaren
Regulierungsregime ausgesetzt sind“. 41
Beide Punkte sind in Bezug auf die deutschen ÜNB als Einschränkungen
zur Eignung des ermittelten Risikozuschlags anzusehen. ÜNB haben
im Vergleich mit Verteilnetzbetreibern besondere Aufgaben, deren
Kosten derzeit als „beeinflussbare Kosten“ im Sinne der Anreizregulierung
angesehen werden:
• Kosten für EEG-Ausgleichsenergie,
• Regelenergie,
• Verlustenergie,
• tatsächliche Höhe der Netzausbauinvestitionen,
• Instandhaltungskosten Netzausbau.
Mit diesen Kosten sind bestimmte Risiken verbunden. Dennoch gilt für
ÜNB derselbe Wagniszuschlag wie für Verteilnetzbetreiber.
Vergleichsunternehmen im Ausland haben kein vergleichbares Risikoprofil:
Die Unternehmen in der Vergleichsstichprobe erfüllen unterschiedliche
Funktionen (keines der internationalen Vergleichsunternehmen
hat Aufgaben aus EEG und Netzausbau in der Größenordnung wie
die deutschen ÜNB) und unterliegen anderen Regulierungssystemen
(Cost to Serve, Price Cap, Revenue Cap). Eine 1996 für die Weltbank
erstellte empirische Studie 42 kommt zu dem Ergebnis, dass Unternehmen
unter Price- oder Revenue-Cap-Regulierung (wie in Großbritannien
oder nun Deutschland) einem wesentlich höherem systematischem Risiko
ausgesetzt sind als Unternehmen unter Rate-of-Return-Regulierung
(wie in den USA), und dass letztere entsprechend höhere Kapitalkosten
haben.
41
Ebd., S. 4.
42
Ian Alexander, Colin Mayer, Helen Weeds: Regulatory Structure and Risk. An International Comparison, Prepared
for PSD/PPI, World Bank, 1996.
75

Die Höhe des Risikozuschlages im festgelegten Eigenkapitalzins ist daher
relativ zu den Risiken, die die ÜNB tragen sollen, nicht angemessen.
Wie sogleich aufgezeigt wird, sind die Risiken der ÜNB aus speziellen,
regulierungsbedingten Einzelwagnissen in Summe höher als die Risikoprämie
innerhalb der Eigenkapitalverzinsung.
2. Gewinnerwartung des Kapitalmarktes
Finanzinvestoren beurteilen die Gewinnhöhe auf Basis der Rechnungslegung
nach IFRS. Die Eigenkapitalverzinsung innerhalb des Regulierungssystems
verstehen sie nicht als Renditemesszahl, sondern als Entgeltkalkulationsgrundlage.
Die zurzeit zulässigen Eigenkapitalrenditen nach StromNEV und
ARegV sind daher nicht unmittelbar vergleichbar mit der Renditebemessung
eines Investors basierend auf der Rechnungslegung nach IFRS.
Aus Kapitalmarktsicht ist zur Ermittlung des Gewinns die Summe aus nominaler
Eigenkapitalverzinsung, Leveragepotenzial aus der Optimierung der Finanzierung
und der kalkulatorische Gewinn zur Unternehmenserhaltung (basierend
auf Realkapitalerhaltung für Neuanlagen und Nettosubstanzerhaltung für
Altanlagen) insgesamt zu beurteilen.
Zur Bemessung der Höhe der Renditeerwartung steht keine konsistente empirische
Datenbasis zur Verfügung. Unser Erfahrungswert ist, dass langfristig
orientierte Infrastrukturfonds eine Rendite von 12 bis 15 % anstreben. Auf der
globalen Suche nach Investitionsmöglichkeiten durch die Infrastrukturfonds
stehen die deutschen Übertragungsnetze im Wettbewerb zu anderen Investitionsgelegenheiten.
Ein privater Infrastrukturfonds wird daher nur dann in eine
Deutsche Netz AG investieren, wenn diese ihm eine angesichts des damit
verbundenen Risikos im globalen Vergleich angemessene Rendite gewährt.
Strategische Investoren wie ausländische Netzbetreiber sind gegebenenfalls
bereit, geringe Abschläge hinzunehmen, sofern die strategischen Vorteile diese
Abschläge aufwiegen. Grundsätzlich gilt aber auch hier, dass strategische
Investoren eine risikoangepasste Kapitalverzinsung erwaten. Insofern unterscheidet
sich ihre Sicht und Bewertung nicht grundsätzlich von der eines Infrastrukturfonds.
Auch der Bund als Gesellschafter/Aktionär einer Deutschen Netz AG wird sich
grundsätzlich nur unter Marktbedingungen an einer solchen Gesellschaft
76

eteiligen können. Er wird daher ebenfalls eine dem mit der Investition verbundenen
Risiko angemessene Rendite erwarten. Insofern unterscheidet sich
auch die Renditeerwartung des Bundes nicht grundsätzlich von derjenigen eines
langfristig orientierten Finanzinvestors oder eines strategischen Investors.
Das deutsche Regulierungssystem lässt die dargestellten Renditeziele für
Übertragungsnetzbetreiber grundsätzlich als erreichbar erscheinen, wenn weiterhin
die Ausschüttung der durch Bewertung der Anlagen auf Basis von Tagesneuwerten
kalkulierten Rücklagen zum Unternehmenserhalt erlaubt ist und
wenn weiterhin das investierte Eigenkapital außerhalb der regulierten Gesellschaft
fremdfinanziert werden kann („Leverage“).
Der Hebeleffekt bei der Optimierung der Finanzierung („Leverage“) entsteht
daraus, dass in der regulierten Betriebsgesellschaft die maximal zulässige
kalkulatorische Eigenkapitalquote von 40 % ausgeschöpft und diese anschließend
auf Ebene der Gesellschafter auf Kapitalmarktniveau angepasst, also
teilweise durch Fremdfinanzierung ersetzt wird. Dieser Effekt ist umso stärker,
je größer die Spanne zwischen Fremdkapitalzinssatz und regulatorischem Eigenkapitalzinssatz
ist.
Nachstehende Graphik (Abbildung 5) illustriert die Kapitalmarktsicht auf die
Rendite:
• effektive Verzinsung auf das effektive Eigenkapital,
• bei Berücksichtigung der zusätzlichen Gewinnelemente aus der Kalkulation
gemäß Nettosubstanzerhaltung nach StromNEV (Abschreibungen
auf Tagesneuwert, höheres kalkulatorisches Eigenkapital; nur bei Altanlagen)
– unter der Annahme der Ausschüttung –
• Optimierung der Finanzierung auf Gesellschafterebene (Leverage).
Auf diese Weise sind Eigenkapitalrenditen deutlich über dem Basiszinssatz
von 7,56 % bzw. 9,29 % zu erzielen.
77

Abbildung 5: Effektive Eigenkapitalverzinsung in der Anreizregulierung (ausgehend vom Basizins
von 7,56 % für Altanlagen und 9,29 % für Neuanlagen)
Quelle: StromNEV/Bundesnetzagentur; Analyse LBD
Annahme: Betriebsnotwendiges Eigenkapital II wird in der regulierten Gesellschaft auf 40 %
gehalten und auf Gesellschafterebene angepasst auf eine Quote von 5-40 %; Annahme Fremdkapitalzins
in der Berechnung: 4,8 %
III.
Regulierungsbedingte Einzelrisiken der ÜNB
Das Erreichen der Renditeziele setzt weiter voraus, dass die Probleme der gegenwärtig
noch ungeklärten Regulierungsrisiken im Netzbetrieb gelöst werden. Bleiben
sie ungelöst, reduzieren sie die erzielbare Rendite.
Zu den wesentlichen regulierungsbedingten unternehmerischen Risiken der ÜNB
zählen die Lücke zwischen der Fremdkapitalverzinsung in der Anreizregulierung und
der Fremdfinanzierung zu Kapitalmarktbedingungen und der Zeitverzug in der Erstattung
nicht-beeinflussbarer Kostenanteile. Durch den Netzausbau entstehen weitere
Risiken, die im Folgenden ebenfalls behandelt werden.
78

1. Fremdfinanzierung: Verzinsung in der Anreizregulierung vs. Refinanzierung
zu Kapitalmarktbedingungen
Gemäß § 5 Abs. 2 StromNEV sind in der Netzentgeltkalkulation die Fremdkapitalzinsen
in ihrer tatsächlichen Höhe anzusetzen, „höchstens jedoch in der
Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen“. In der
Entgeltgenehmigung hat die Bundesnetzagentur maximal solche Fremdkapitalkosten
genehmigt, die der 10-jährigen durchschnittlichen Umlaufrendite
festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten entsprechen. 43
In dem für die Ermittlung der Erlösobergrenze ab 2009 relevanten Basisjahr
2006 betrug dieser Zinssatz 4,23 % (bezogen auf die letzten 10 Jahre).
Für den Fall einer Übernahme eines schuldenfreien ÜNB und der Refinanzierung
des betrieblichen Vermögens würden dagegen die Finanzierungskonditionen
der internationalen Kapitalmärkte greifen.
Zur Bestimmung der Finanzierungskonditionen wird am Kapitalmarkt bewertet,
inwiefern das deutsche Regulierungssystem bei guter Unternehmensführung
einen stabilen Cash-flow erwarten lässt, der sicherstellt, dass das aufgenommene
Fremdkapital zu den vereinbarten Bedingungen zurückgeführt werden
kann. Bei der Finanzierung von Infrastrukturinvestitionen sind die wesentlichen
Risikotreiber das Regulierungssystem und die Finanzkraft des zu finanzierenden
Unternehmens.
Wie oben dargestellt, finanzieren heute die Konzernmütter die deutschen
Übertragungsnetzbetreiber und refinanzieren sich als integrierte Versorgungsunternehmen
mit diversifiziertem Geschäft, geringer Verschuldung und hoher
Rentabilität am Kapitalmarkt. Dadurch können sich integrierte Versorgungsunternehmen
heute zu sehr viel besseren Konditionen am Kapitalmarkt finanzieren
als andere europäische Industrieunternehmen. Eine Ausgliederung der
Übertragungsnetze in unabhängige Gesellschaften führt dazu, dass diese weniger
finanzkräftig sein werden als die integrierten Konzerne.
Zudem wird das deutsche Regulierungssystem stärker in die Risikobeurteilung
der unabhängigen ÜNB einfließen. Da noch keine Erfahrungen zur Stabilität
des Cash-flows im deutschen Regulierungssystem vorliegen, insbesondere in
Bezug auf die Auswirkungen der Anreizregulierung, werden sich die Banken
43 BNetzA, Positionspapier v. 07.03.2006.
79

an ihren Erfahrungen aus anderen Regulierungssystemen, insbesondere dem
in Großbritannien, orientieren.
Die Banken werden ihre Risikobeurteilung auf die Ergebnisse des Ratings der
Übertragungsnetzbetreiber durch die führenden Ratingagenturen stützen. Regulierte
Netzbetreiber in Industrieländern haben üblicherweise Ratings in den
Kategorien AA- bis BBB-. Für deutsche ÜNB ist aufgrund der fehlenden Regulierungserfahrung
zunächst mit einem eher niedrigen Rating und entsprechen
höheren Risikomargen der Banken zu rechnen. Die aktuell schwierige Lage
auf den Finanzmärkten führt ebenso zu tendenziell höheren Finanzierungskosten.
8%
7%
6%
5%
4%
3%
2%
1%
0%
01.2008 03.2008 05.2008 07.2008 09.2008 11.2008 01.2009 03.2009 05.2009
3-Monats-Euribor Swap-Rate 10 Jahre A CDS
Utilities 10 Jahre
BBB CDS
Utilities 10 Jahre
Regulatorischer Fremdkapitalzins Spread BBB- zu A-CDS
Abbildung 6: Gegenüberstellung von regulatorischem Fremdkapitalzins und Finanzierungskonditionen
auf dem Kapitalmarkt
Quelle: Deutsche Bundesbank, Reuters, LBD-Analysen; Stand: Mai 2009
Regulatorischer Fremdkapitalzins: Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere (10-Jahres-
Durchschnitt, 2008, gültig für die erste Anreizregulierungsperiode)
Wie in Abbildung 6 dargestellt, entstehen so bei einer Refinanzierung zu Kapitalmarktbedingungen
zum jetzigen Zeitpunkt erhebliche Mehrkosten gegenüber
dem derzeit gültigen regulatorischen Fremdkapitalzins von 4,23 %. Die
zusätzliche Risikoprämie für Firmen mit einem Rating von A bis BBB (Spannbreite:
graue Fläche) lag im letzten Jahr stets zwischen rund 100 bis 300 Basispunkten
über der Umlaufrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen
(deren 10-Jahres-Durchschnitt für den regulatorischen Fremdkapitalzins-
80

satz herangezogen wird). Diese Mehrkosten wären im aktuellen Regulierungsrahmen
nicht in den Netzentgelten gedeckt.
Folgt man den BGH-Urteilen vom 14.08.2008 in energiewirtschaftsrechtlichen
Verfahren zur Netzentgeltgenehmigung 44 , so sind die anzuerkennenden
Fremdkapitalkosten nicht pauschal vorab zu beschränken, sondern maßgeblich
sind die Bedingungen der Finanzierung am Kreditmarkt sowie die Bonität
des ÜNB aus Sicht der Kreditgeber. Die Bundesnetzagentur hat diese Urteile
in den Verfahren zur Ermittlung der Erlösobergrenze in der Anreizregulierung
nicht berücksichtigt. Bisher gibt es auch keine Signale, dass das bisherige
Verfahren für die zweite Anreizregulierungsperiode geändert wird.
2. Zeitverzug bei nicht-beeinflussbaren Kosten aus EEG, Verlustenergie,
Regelenergie
Die ÜNB sind gesetzlich verpflichtet, verschiedene Leistungen zu erbringen,
die nicht über die Eigenkapitalverzinsung entlohnt werden, die zugleich jedoch
mit einem nicht steuerbaren Kostenrisiko verbunden sind:
• Strukturierung der EEG-Ausgleichsenergie: Wesentlicher Treiber der
spezifischen Kosten der EEG-Ausgleichsenergie beim ÜNB ist derzeit,
dass der ÜNB an die Endkundenvertriebe nicht einen Tagesfahrplan
„wälzt“, sondern ein Monatsband erstellen muss. Mit dem Inkrafttreten
der AusglMechV werden die Kostenrisiken aus dem EEG allerdings signifikant
sinken.
• Beschaffung der Verlustenergie: Wesentlicher Kostentreiber ist die Höhe
der Strompreise. Die Großhandelsmarktpreise haben sich seit 2002
mehr als verdoppelt. Die Terminmarktpreise für das Frontjahr haben sich
von 2007 auf 2008 um 25 – 50 % erhöht und pendelten im September
2008 zwischen 70 und 90 Euro/MWh bezogen auf das Base-Produkt
2009. Nach dem Preisverfall im letzten Quartal 2009 bewegen sich die
Terminmarktpreise an der EEX derzeit im Bereich von 50 Euro/MWh für
das Frontjahr. Weitere Kostenrisiken entstehen den ÜNB teilweise aus
Effizienzdefiziten, die sie nicht zu vertreten haben, etwa Netzüberlastung
auf Grund von hoher Windeinspeisung oder Netzunterlastung auf Grund
von Deindustrialisierung in Ostdeutschland.
44 vgl. BGH-Urteil v. 14.08.2008, KVR 34/07.
81

• Beschaffung der Regelenergie: Wesentlicher Kostentreiber ist auch hier
die Höhe der Strompreise. Bei der Regelenergie hat dieser Effekt bis
2007 nicht durchgeschlagen, da es ein abgeschotteter Monopolmarkt
war. Seit 2008 wirkt sich die Preisentwicklung am Großhandelsmarkt
auch auf die Regelleistungspreise aus. Durch die gemeinsame und verbesserte
Bewirtschaftung der Regelzonen mehrerer Übertragungsnetzbetreiber
können allerdings erhebliche Effizienzpotenziale realisiert werden,
welche die Kostenrisiken minimieren.
Die Kosten für diese drei Leistungen gehen jeweils in die Netzentgeltkalkulation
ein und werden dem ÜNB auf diese Weise erstattet. Allerdings sind in der
Kalkulation nach der ARegV nicht Plankosten anzusetzen, sondern jeweils die
tatsächlichen Kosten des vorvergangenen Jahres (t-2).
Unterstellt, der Ausbau der EEG-Anlagen sowie die Großhandelsmarkt-
Strompreise steigen in den nächsten Jahren weiter an, so würde der ÜNB
nachhaltig Verluste erwirtschaften, wenn diese Leistungen mit einem t-2-
Zeitverzug in die Netzentgeltkalkulation eingehen (siehe Abbildung 7). In Bezug
auf die zukünftigen Kosten der Strukturierung der EEG-Ausgleichsenergie
ist hier allerdings ab dem Jahr 2010 die positive Wirkung der Weiterentwicklung
des Ausgleichsmechanismus zu berücksichtigen.
82

Abbildung 7: Kumulierte Verluste für den ÜNB aus t-2-Zeitverzug bei Ausgleichs-, Verlust- und
Regelenergie
Quelle: LBD-Analysen, Stand: 10/2008
Annahmen: EEG-Ausgleichsenergie: Mengenprognose BDEW; Verlustenergie und Regelenergie:
konstante Menge/Leistung, Preisbestimmung nach Terminmarkt
IV.
Netzausbau
Bei den Rahmenbedingungen für den Ausbau der Übertragungsnetze sind drei wesentliche
Aspekte zu betrachten: Die Regulierung des Netzausbaus und der damit
verbundenen Risiken, die Finanzierung des Netzausbaus und die Genehmigungsverfahren.
1. Regulierung des Netzausbaus und verbleibende Risiken für den ÜNB
a) Netzausbau in der Anreizregulierung: Investitionsbudgets
Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber haben nach §§ 11 ff. EnWG
die Aufgabe, die Übertragungsnetze auszubauen, damit sich die Erzeugungs-
und Großhandelsmärkte wettbewerblich entwickeln und die er-
83

neuerbaren Energien so ausgebaut werden können, dass die Umwelt-
und Klimaschutzziele erreicht werden.
In § 23 ARegV sind jene Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen
definiert, deren Kapitalkosten durch die BNetzA in Einzelfallprüfungen
genehmigt werden können und die anschließend als „dauerhaft
nicht beeinflussbare Kosten“ in die Netzentgelte eingehen. Im Leitfaden
der BNetzA für Anträge auf derartige Investitionsbudgets sowie im
„Sprechzettel“ von Bundesnetzagentur-Präsident Matthias Kurth vom
07.07.2008 werden die Rahmenbedingungen für die Investitionsbudgets
weiter konkretisiert. 45
Die wesentlichen Unterschiede zur Behandlung anderer Investitionen
oder anderer nicht-beeinflussbarer Kosten in den Netzentgelten bestehen
in folgenden Punkten:
• Finanzierungskosten – Fremdkapital: Anerkennung der tatsächlich
entstandenen Fremdkapitalkosten (bis zu einer bestimmten Grenze)
• Kapitalisierung der Bauzeitzinsen: Ansetzbarkeit nicht nur der
Fremdkapitalzinsen, sondern auch der Eigenkapitalzinsen, die für
die Vorfinanzierung anfallen
• Zeitverzug bei der Rückerstattung der Kosten: einzelfallbezogener
Ausgleich der Nachfinanzierungskosten, die durch den regulierungsimmanenten
zweijährigen Zeitverzug bei der Anerkennung in
den Netzentgelten entstehen.
Durch diese Sonderregeln, die die BNetzA im Umgang mit Investitionsbudgets
nach § 23 ARegV anwenden will, soll die Durchführung des
Netzausbaus so attraktiv gestaltet sein, dass die Ziele der Bundesregierung
bezüglich des Netzausbaus erreicht werden. Einige Kosten und Risiken
verbleiben allerdings weiterhin beim ÜNB, wie im folgenden gezeigt
wird.
45 Siehe unter http://www.bundesnetzagentur.de/media/archive/13919.pdf.
84

) Kosten und Risiken außerhalb der Investitionsbudgets
Beim Netzausbau erbringen die ÜNB eine zusätzliche unternehmerische
Leistung, für die es in der Regulierung eine Gegenleistung geben sollte.
Mit dem Netzausbau sind bestimmte Risiken verbunden, etwa in Bezug
auf die Genehmigungsverfahren, die Einhaltung des Zeitplans sowie des
genehmigten Investitionsbudgets. Der Übernahme dieser Risiken steht
in der gegenwärtigen Regulierung keine Gegenleistung in Form einer
Risikoprämie gegenüber. Ein solches Risiko würde ein im Wettbewerb
stehender Generalübernehmer nicht tragen können.
Das Management des Netzausbaus soll zudem den Effizienz- und Produktivitätsvorgaben
der Anreizregulierung unterliegen und mit den bestehenden
Ressourcen bewältigt werden, obwohl für die Erbringung der
zusätzlichen Leistungen zusätzliche Ressourcen benötigt werden.
Die zwei folgenden Punkte illustrieren die wesentlichen Risiken, welche
mit dem Netzausbau nach dem heutigen Regulierungsregime verbunden
sind:
• Instandhaltung: Der ÜNB trägt das Risiko aus der Vergütung der
Instandhaltungsaufwendungen für die neugebauten Anlagen, da
diese Aufwendungen nicht Bestandteil des Investitionsbudgets
sind.
• Investitionskosten: Das Risiko aus Kostensteigerungen für die Investitionen
gegenüber dem genehmigten Investitionsbudget verbleibt
wahrscheinlich zumindest teilweise beim ÜNB; die BNetzA
behält sich entsprechende Anpassungen der Investitionsbudgets
vor, deren gesetzliche Grundlage und genaue Auslegung aber unklar
ist.
2. Finanzierung des Netzausbaus
Im Rahmen der Investitionsbudgets haben die Übertragungsnetzbetreiber
Budgets von rund 6,2 Mrd. Euro für Netzausbau-Investitionen bis 2014 beantragt.
Davon werden 60 bis 80 % durch Fremdkapital finanziert werden.
85

Diesen Kapitalbedarf werden die Investoren auf dem internationalen Kapitalmarkt
decken müssen. Daraus folgt, dass entscheidend für den Erfolg der Finanzierungsbeschaffung
die Beurteilung der Unternehmen und des deutschen
Regulierungssystems durch die Banken ist (siehe oben Abschnitt F.III.1).
Ein Risiko, dass die Netzausbauverpflichtung zu „stillen Lasten“ führt, besteht
dann, wenn nicht sichergestellt ist, dass die Eigen- und Fremdkapitalkosten
zur Finanzierung des Netzausbaus vollständig in den Netzentgelten amortisiert
werden können.
Der Präsident der BNetzA hat öffentlich erklärt, dass die tatsächlich entstandenen
Fremdkapitalkosten in den Investitionsbudgets anerkannt werden. 46
Diese Praxis müsste allerdings auf die gesamten Fremdkapitalkosten der ÜNB
angewendet werden, um zu gewährleisten, dass sich das Unternehmen insgesamt
tragfähig finanzieren kann. Sie müsste zudem entlang risikoadäquater
Regeln angewendet werden. In ersten Anhörungsschreiben zur Genehmigung
von Investitionsbudgets wird allerdings angekündigt, dass der anerkennungsfähige
Zinssatz in der Höhe begrenzt sein wird und stets der niedrigste von
drei möglichen sein soll:
• der beantragte projektspezifische Zinssatz
• der jährliche Durchschnitt des Zinssatzes für Kredite an nicht-finanzielle
Kapitalgesellschaften (über 1 Mio. Euro, Laufzeit 1-5 Jahre) und der Umlaufrendite
Industrieobligationen
• der tatsächlich zu zahlende Zinssatz.
Die Vergleichszinssätze reflektieren die spezifischen Finanzierungsrisiken
nicht angemessen, da sie zum einen historisch sind (und damit nicht das jeweils
aktuelle Marktumfeld reflektieren), in der Laufzeit nicht angemessen sind
(Projektfinanzierungen in der Größenordnung der Investitionsbudgets werden
eher eine Laufzeit von 10 Jahren haben) und sich schließlich nicht auf die
spezifische Risikoeinschätzung der Banken für Netzbetreiber beziehen. Die
vorgesehene Zinsbegrenzung birgt daher signifikante finanzielle Risiken. Der
angemessene Fremdkapitalzinssatz kann nur auf Basis effizienter Finanzierungsbeschaffung
im Wettbewerb ermittelt werden.
46 vgl. „Sprechzettel“ vom 07.07.2008, http://www.bundesnetzagentur.de/media/archive/13919.pdf.
86

Bezüglich der Eigenkapitalkosten besteht die Gefahr, dass das bisherige Vorgehen
bei der Festlegung von Eigenkapitalzinssätzen zu „stillen Lasten“ führt
und somit durch mangelnde Anreize die geplante Umsetzung der Ausbauverpflichtung
gefährdet.
Um die Finanzierung sowie das Management des Netzausbaus zu optimieren,
sind Organisationsmodelle wie die Ausgliederung des Netzausbaumanagements
in eine eigene Gesellschaft und die Finanzierung der Investitionen über
eine Pachtstruktur denkbar (vgl. Teil G.).
87

V.
Quantifizierung der regulierungsbedingten Risiken im Vergleich zur Risikoprämie
160
110
60
10
-40
-90
Mio. Euro
77 10 14 102 -34 -17 -17 -41 -20 -39 -169
Eigenkapitalverzinsung
(davon Risikoprämie (rot))
Leverage
Unternehmenserhalt
Rendite insgesamt
Fremdkapitalzins
Instandhaltung Netzausbau
Kostenrisiko Netzausbau
Abbildung 8: Quantifizierung regulierungsbedingter Risiken im Geschäft des ÜNB
Quelle: LBD-Analyse, Stand 05/09
Die Analysen beziehen sich auf einen fiktiven deutschen ÜNB mit folgenden
wesentlichen wirtschaftlichen Eckdaten: Eigenkapital: 1 Mrd. Euro; Stromaufkommen: 95 TWh;
EEG-Einspeisung: abhängig von EEG-Prognose laut BDEW; Netzausbauinvestitionen: 3,0 Mrd. Euro
Abbildung 8 illustriert das derzeit noch bestehende Gleichgewichtsdefizit zwischen
der Risikoprämie innerhalb der Eigenkapitalverzinsung einerseits und den speziellen,
regulierungsbedingten Einzelrisiken der deutschen ÜNB andererseits.
Die dargestellten Wertindikationen beruhen auf öffentlich zugänglichen Daten von
Übertragungsnetzbetreibern sowie auf Analysen der LBD. Sie sind eine quantitative
Veranschaulichung des strukturellen Problems im deutschen Regulierungssystem.
EEG-Ausgleichsenergie
Verlustenergie
Regelenergie
Gesamtsumme
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Die Darstellung zeigt, dass dem positiven Wertpotenzial aus der Eigenkapitalverzinsung
eine Wertminderung durch die absehbaren regulatorischen Risiken im Verhältnis
von etwa 1:2 gegenüber steht.
Die regulierungsbedingten Risiken wären, wenn sie nicht gelöst werden, dauerhaft.
Es wäre somit absehbar, dass der ÜNB dauerhaft Verlust machen würde und sich in
Folge dessen nicht mehr am Kapitalmarkt finanzieren könnte.
1. Überblick
VI.
Anpassungsbedarf des regulatorischen Rahmens
In den vorangehenden Abschnitten wurden einige strukturelle Probleme aufgezeigt,
die in der aktuellen Form der Anreizregulierung bestehen. Werden
diese Probleme nicht gelöst, besteht die Gefahr, dass der Betrieb der Übertragungsnetze
von einem unabhängigen Investor nicht rentabel geführt werden
kann und die Netzausbaumaßnahmen nicht in dem geplanten Umfang
und Zeitplan umgesetzt werden. Darauf aufbauend werden nun einige Vorschläge
genannt, wie diese Probleme für die erste Regulierungsperiode behoben
werden könnten. Ab der zweiten Anreizregulierungsperiode sollte die Anreizregulierungsverordnung
entsprechend angepasst werden.
Die Risikoprämie innerhalb der Eigenkapitalverzinsung soll gemäß Verordnung
angemessen zur Risikoallokation des Netzbetriebes sein. Gegenwärtig
jedoch bestehen höhere Risiken als mit der Prämie abgedeckt werden. Die
Eigenkapitalzinssätze für die erste Anreizregulierungsperiode sind verbindlich
festgelegt. Eine den Kapitalmarktanforderungen entsprechende Rendite könnte
durch Anpassung der Ermittlungsmethode des Zinssatzes zum Zeitpunkt
der nächsten Eigenkapitalzinsfestlegung erreicht werden.
Für die erste Regulierungsperiode bestünde eine Kompensationsmöglichkeit
darin, diejenigen Risiken, die der ÜNB nicht selbst zu vertreten hat und die ein
Unternehmen im Wettbewerb nicht bereit wäre für die festgelegte Risikoprämie
zu übernehmen, als durchlaufende Posten durch die Höhe der Erlösobergrenze
zu erstatten. Anzuerkennen wären im ersten Schritt die Plankosten mit
späterer Erstattung der Differenz zu den Ist-Kosten.
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Dieses könnte sowohl die tatsächlichen Fremdfinanzierungskosten am Kapitalmarkt
wie die finanziellen Risiken aus den Posten EEG-Ausgleichsenergie,
Verlust- und Regelenergie umfassen.
Die Erwartung sollte in dem Fall sein, dass die ÜNB die Fremdfinanzierung,
Ausgleichs-, Verlust- und Regelenergie jeweils zu Wettbewerbsbedingungen
in transparenten Verfahren beschaffen.
Beim Netzausbau könnte das Kriterium zur Kompensation aktuell bestehender
Risiken sein, dass der ÜNB keine Zeit- und Kostenrisiken übernehmen muss,
die ein im Wettbewerb stehender Generalunternehmer nicht übernehmen
könnte. Da der ÜNB im Netzausbau auch eigene Leistungen erbringt, ist er
kein Generalübernehmer; somit müssen die – effizient entstandenen – Ist-
Kosten abgerechnet werden können. Kapitalkosten, Betriebs- und Instandhaltungskosten,
die durch die Investitionen entstehen, sollten in den Netzentgelten
gedeckt werden können.
2. Zusammenfassung
Zusammengefasst sind folgende Punkte als in der ARegV bzw. der Anwendung
der ARegV anpassungsbedürftig anzusehen:
• EEG-Ausgleichsenergie, Regelenergie, Engpassmanagement, Verlustenergie:
Anerkennung der tatsächlichen Ist-Kosten mit vorheriger
Anerkennung der t-0-Plankosten anstatt der t-2 Ist-Kosten.
• Zinsaufwand Fremdkapital: Anerkennung des tatsächlichen Zinsaufwands
nicht nur für Investitionsbudgets. Anerkennung auch des sich aus
der Restrukturierung der Passiva ergebenden Zinsaufwands im Falle
des schuldenfreien Erwerbs des Netzbetriebes. Voraussetzung ist in jedem
Fall, dass die Finanzierungsbeschaffung im Wettbewerb erfolgt.
• Eigenkapitalzins: Ermittlung eines angemessenen Zinssatzes auf Basis
eines geeigneteren Verfahrens als CAPM.
• Investitionsbudgets: Anerkennung der Ist-Kosten (mit vorheriger Anerkennung
der t-0-Plankosten) einschließlich Bauzeitzinsen, Verzinsung
des Eigenkapitals und Eigenleistung bei der Projektentwicklung, Planung,
ggf. Finanzierungsbeschaffung, Baubetreuung, Inbetriebnahme.
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• Neue Anlagen: Anerkennung der Kosten des Betriebs und der Unterhaltung
ab Inbetriebnahme von Neuanlagen des Netzausbaus.
• Finanzierung des Netzausbaus: Anerkennung der Finanzierung von
Fremd- und Eigenkapital (z.B. als Leasing) im Wettbewerb am Kapitalmarkt,
unabhängig von Eigenkapitalzinsfestlegungen und Fremdkapitalzinskappungen,
so dass die Netzausbauverpflichtung keine „stille Last“
wird.
Über diese notwendigen Anpassungen des Regulierungsrahmens hinaus sind
weitere Änderungen denkbar: In der aktuell stark auf Effizienzsteigerung fokussierten
Anreizregulierung werden wenig Anreize für Investitionen für Klimaschutz,
Kernkraftausstieg, Erneuerung des Kraftwerksparks und Wettbewerbsanforderungen
des Erzeugungssektors gegeben.
Es ist unsere Einschätzung, dass die Themen Innovation, Netzausbau und
Versorgungssicherheit mit der zweiten Anreizregulierungsperiode Priorität für
Gesetzgeber und BNetzA erlangen werden. Engpässe im Übertragungsnetz
erfordern eine Beschleunigung des Netzausbaus, so dass zusätzliche Anreize
gesetzt werden könnten, den Netzausbau sowie Innovation und Wachstum zu
beschleunigen. Ein Schlüsselanreiz für die Übertragungsnetzbetreiber wäre
die Möglichkeit, höhere Renditen zu erzielen, die sich an den Kapitalmärkten
orientieren. Gesetze und Verordnungen wären entsprechend weiterzuentwickeln.
G.
Vorschlag für ein Organisations- und Finanzierungsmodell
Aufbauend auf der in Teil C. erfolgten Untersuchung verschiedener Modelle für die
Deutsche Netz-Gesellschaft und der in Teil F. dargelegten Analyse regulatorischer
Rahmenbedingungen für eine solche Gesellschaft schlagen wir im Folgenden ein
konkretes Modell für eine Deutsche Netz-Gesellschaft vor. Dieses Modell ist als
Vorschlag zu verstehen, selbstverständlich sind auch alternative Modelle möglich
und sinnvoll. Das vorgeschlagene Modell beschreibt aber eine funktional ausdifferenzierte
Struktur, die die oben skizzierten Ziele einer Neugestaltung der Übertragungsnetzebene
optimal verwirklichen kann.
91

I.
Differenziertes Organisationsmodell
Ergebnis der Überlegungen unter Teil E. war, dass die Gründung einer Deutschen
Netz AG mit den Funktionen Netzbetrieb, Netzerhalt, Netzausbau, Netzservice-
Funktionen sinnvoll ist. Dabei gehen wir grundsätzlich von dem in Teil C. dargestellten
Modell 4 aus. Es wird also eine gemeinsame Deutsche Netz-Gesellschaft gegründet,
in der alle Übertragungsnetze der heutigen vier Übertragungsnetzbetreiber
eingehen und an der sich private Investoren und der Bund beteiligen. Sofern insbesondere
EnBW und RWE noch nicht zu einem Verkauf bereit sind, spricht auch
nichts dagegen, zunächst eine gemeinsame Netzgesellschaft für die heutigen Übertragungsnetze
von E.ON und Vattenfall zu gründen. Die Grundidee des Modells –
Ausdifferenzierung mit Zweckgesellschaften – ist aber auch dann sinnvoll, wenn der
Bund sich gegen eine Beteiligung entscheidet.
Im Hinblick auf die Unterschiedlichkeit der verschiedenen Funktionen einer Netzgesellschaft,
der damit verbundenen Betriebsabläufe und des jeweiligen Finanzierungsbedarfes
bietet es sich an, Zweckgesellschaften zu gründen, die verschiedene
Einzelfunktionen übernehmen. Dreh- und Angelpunkt eines solchen Modells ist die
Deutsche Netz AG als Betriebsgesellschaft. Diese gründet entweder selbst Zweckgesellschaften
oder initiiert die Gründung solcher Zweckgesellschaften durch Dritte.
Folgende Gesellschaften wären Teil des Modells:
• Deutsche Netz AG als Betriebs-Gesellschaft
• Besitz-Gesellschaft
• Netzausbaumanagement-Gesellschaft
• Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaft
• EEG-/KWK-G-Energiemanagement-Gesellschaft
Das Modell wäre schrittweise umzusetzen (hierzu sogleich). Im Endzustand hätten
die unterschiedlichen Gesellschaften die folgenden Funktionen:
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1. Deutsche Netz AG als Betriebs-Gesellschaft
a) Aufgaben
Der Netzbetrieb wird in der Deutschen Netz AG zusammengeführt und
bleibt dort; sie dient insofern in erster Linie als Betriebs-Gesellschaft.
Diese Gesellschaft ist das nach dem EnWG regulierte Rechtssubjekt.
Sie pachtet von einer Besitz-Gesellschaft (hierzu sogleich) die bestehenden
Anlagen und betreibt diese. Die Betriebs-Gesellschaft ist für die
Funktionsbereiche Asset-Management, Asset-Service (technisch, kaufmännisch)
und Energiemanagement verantwortlich.
Die Betriebs-Gesellschaft muss in dem Maße mit Eigenkapital ausgestattet
werden, wie es die unternehmerischen Risiken der Gesellschaft
verlangen. Der Eigenkapitalbedarf wird voraussichtlich bei rund 250 bis
500 Mio. Euro liegen. Abgedeckt werden müssen insbesondere Regulierungsrisiken,
operative Risiken und Kreditrisiken. Zudem muss die Gesellschaft
gegenüber der verpachtenden Besitz-Gesellschaft über eine
angemessene Bonität verfügen.
b) Gesellschafterstruktur
An der Betriebs-Gesellschaft werden aus dem Privatsektor keine Energieversorgungsunternehmen,
sondern ausschließlich unabhängige Investoren
beteiligt. Dies können Finanzinvestoren und/oder strategische
Investoren sein. Sinnvoll wäre es, aus beiden Bereichen Investoren zu
integrieren, weil jeder aus seinem Erfahrungshintergrund Mehrwerte in
eine Partnerschaft einbringen kann.
Der Bund sollte sich an der Betriebs-Gesellschaft mit 25,1 % beteiligen.
Bestimmte wesentliche Maßnahmen, insbesondere im Zusammenhang
mit dem Netzausbau, sollten europarechtskonform einer qualifizierten
Zustimmung der Hauptversammlung von 75 % unterliegen. Die Beteiligung
sollte nicht auf Dauer sein, sondern nach Abschluss des Netzausbaus
und der europäischen Integration der Übertragungsnetze durch einen
Börsengang beendet werden.
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2. Besitz-Gesellschaft
a) Aufgaben
Die Besitz-Gesellschaft ist Eigentümerin der Anlagen. Diese wurden ihr
zuvor von der Deutschen Netz AG vollständig übertragen, und zwar im
Wege einer Sale-and-Lease-Back-Transaktion: Die Betriebs-
Gesellschaften pachtet die Netzanlagen unmittelbar zurück und erhält
volle „Operationshoheit“.
Im Zuge der Gründung der Besitz-Gesellschaft kann deren Finanzierung
(Eigen- und Fremdkapital) am Kapitalmarkt im Wettbewerb beschafft
werden. Ergebnis des Wettbewerbsverfahrens wäre bei vorgegebenem
Anlagenwert der zukünftige Pachtzins, den die Betriebs-Gesellschaft an
die Besitz-Gesellschaft zu zahlen hätte. Die Investoren hätten als wesentliches
Risiko das Kreditrisiko in Bezug auf die Betriebs-Gesellschaft
und das im Pachtvertrag zu strukturierende Regulierungsrisiko in Bezug
auf die Anlagen (Pachtzins vs. Netzentgelt) zu tragen.
Am Ende der Pacht muss der Betriebs-Gesellschaft ein Ankaufrecht an
den Anlagen zustehen. Die Betriebs-Gesellschaft ist während der Pacht
zur Instandhaltung der Anlagen verpflichtet. Der voraussichtliche Eigenkapitalbedarf
für die Besitz-Gesellschaft wird bei rund 3 – 4 Mrd. Euro
liegen.
b) Gesellschafterstruktur
Die Besitz-Gesellschaft wird ausschließlich private Gesellschafter haben.
3. Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaften
a) Aufgaben
Der Netzausbau hat nach dem gegenwärtigen Stand der Anträge auf Investitionsbudgets
ein Finanzierungsvolumen von 6,2 Mrd. Euro. Dies ist
eine gewaltige Finanzierungsaufgabe. Die Finanzierung sollte deshalb
durch neben der für den „Altanlagenbestand“ gegründeten Besitz-
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Gesellschaft durch zusätzliche Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaften
erfolgen, die ihrerseits wiederum die Anlagen an die Betriebs-
Gesellschaft verpachten. Dies ermöglicht die differenzierte Einbindung
verschiedener Kapitalgeber für unterschiedliche Ausbauprojekte.
Es könnten beispielsweise 5 bis 10 Netzausbaufinanzierungs-
Gesellschaften gegründet werden, die jeweils ein Ausbauprojekt aufnehmen
oder mehrere solcher Projekte bündeln. Die Finanzierungsbeschaffung
erfolgt im Wettbewerb. Die Anlagen werden zum genehmigten
und abgerechneten Investitionsbudget an die Netzausbaufinanzierungs-
Gesellschaften veräußert. Die Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaft finanziert
und verpachtet die Anlagen in ihrem Bereich an die Betriebs-
Gesellschaft. Der Pachtzins ist bei vorgegebenem Pachtvertrag Gegenstand
des Wettbewerbs. Der Pachtzins wird in den Netzentgelten als Kosten
über die Laufzeit des Vertrages anerkannt, weil dieser im Wettbewerb
zustande gekommen ist.
Wir gehen davon aus, dass die Ausbauprojekte durch Betriebs-
Gesellschaft und Netzausbaumanagement-Gesellschaft (hierzu
sogleich) entwickelt und vorfinanziert und erst dann an die Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaft
im Wege einer Sale-and-Lease-Back-
Transaktion veräußert werden. Denkbar ist aber auch, dass eine Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaft
schon in der Entwicklungsphase eines
Projektes eingebunden wird, um der Betriebs-Gesellschaft die Vorfinanzierung
zu ersparen.
b) Gesellschafterstruktur
Es gilt das zur Besitz-Gesellschaft Gesagte.
4. Netzausbaumanagement-Gesellschaft
a) Aufgaben
Der wesentliche Erfolgsfaktor für den Netzausbau im geplanten Zeit-
und Budgetrahmen ist das Erlangen bestandskräftiger Planfeststellungsbescheide.
Dies wird nur gelingen, wenn es zu einer kooperativen
Zusammenarbeit mit Behörden und den Trägern öffentlicher Belange,
insbesondere mit den Umweltverbänden und örtlichen Initiativen kommt.
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Während sich die Betriebs-Gesellschaft auf Effizienz und Kostenführerschaft
konzentrieren muss, verlangen die Managementprozesse des
Netzausbaus Kooperations-, Kommunikations- und Innovationsfähigkeit.
Dies sind zwei unterschiedliche Kulturen, die schwer in einer Organisation
vereint werden können.
Deshalb sollte eine eigenständige Netzausbaumanagement-
Gesellschaft gegründet werden. Dazu werden aus der Betriebs-
Gesellschaft alle Managementprozesse zum Netzausbau, von der Projektentwicklung,
Planung, Genehmigung, Ausschreibung und Beauftragung,
Baubetreuung, bis zur Steuerung der Inbetriebnahme ausgegliedert.
Die Netzausbaumanagement-Gesellschaft ist Dienstleister im Auftrag
der Betriebs-Gesellschaft.
b) Gesellschafterstruktur
Die Netzausbaumanagement-Gesellschaft kann als 100 % Tochter der
Betriebs-Gesellschaft gegründet werden; möglich ist aber auch ein sofortiger
oder späterer Einstieg anderer Gesellschafter.
5. EEG-/KWK-G-Energiemanagement-Gesellschaft
a) Aufgaben
Die Energiemanagementaufgaben im Zusammenhang mit der Durchführung
des EEG und des KWKG werden aus der Betriebs-Gesellschaft
ausgegliedert. Die EEG-/KWK-G-Energiemanagement-Gesellschaft erbringt
die gesetzlich erforderlichen Funktionen als Dienstleister für die
Betriebs-Gesellschaft. Das Dienstleistungsentgelt ist marktorientiert und
beinhaltet auch einen Unternehmerlohn als Gegenleistung für die Durchführung
der gesetzlichen Aufgaben. Die Gesellschaft erschließt sich im
neuen Markt der Direktvermarktung von EEG-Strom neue Geschäftspotenziale.
b) Gesellschafter
Es gilt das zur Netzausbaumanagement-Gesellschaft Gesagte.
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II.
Beirat
Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber orientieren sich bislang nicht im ausreichenden
Maße an den gesamtwirtschaftlichen und gesamtgesellschaftlichen Bedürfnissen.
Auch wenn sich dies bei einer neutraleren Deutschen Netz-Gesellschaft
ändern mag, kann es sinnvoll sein, ein Forum für die Formulierung von solchen Interessen
zu institutionalisieren. Dazu könnte ein Beirat eingerichtet werden, der die
neue Deutsche Netz-Gesellschaft berät. Er könnte sich in seiner Funktion an den
Börsenrat der EEX, aber auch an Gremien aus anderen Bereichen, wie z.B. dem
Rundfunkrat, anlehnen. Nicht zuletzt aufgrund der Entflechtungs-Anforderungen
wäre es sinnvoll, wenn Verbände – und nicht einzelne Unternehmen – den Beirat
mit Vertretern beschicken. Dies würde auch für eine ausgewogenere Interessenformulierung
sorgen. In Betracht kommen Verbände regenerativer und konventioneller
Erzeuger, von Händlern und nachgelagerten Netzbetreibern, aber auch Umwelt-
und Naturschutzverbände und Verbraucherschutzverbände. Die Verbandsvertreter
dürfen selbstverständlich nicht wegen anderer persönlicher Funktionen (z.B. Vorstand
in einem EVU) „gesperrt“ sein. Der Beirat sollte vor allem zwei Aufgaben haben:
• Informations- und Beratungsrechte bezüglich der Fragen des Handelsverkehrs
und der Börse,
• Informations- und Beratungsrechte in Fragen des Netzausbaus.
III.
Transaktionsablauf
Die Gründung der Deutschen Netz-Gesellschaft auf Basis dieser Bausteine ist eine
hochkomplexe Transaktion. Einvernehmen unter allen Beteiligten vorausgesetzt,
könnte die Transaktion z.B. in folgende Schritte strukturiert werden, die allerdings
steuerrechtlich zu optimieren wären:
1. Fusion der vier bestehenden Übertragungsnetz-Gesellschaften
2. Übertragung des Eigentums an Besitz-Gesellschaft und Abschluss des Pachtvertrages
(Sale-and-Lease-Back)
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3. Beteiligung des Bundes an der Betriebs-Gesellschaft (kann auch bereits vor
der Gründung der Besitz-Gesellschaft erfolgen)
4. Veräußerung der Geschäftsanteile der integrierten Versorgungsunternehmen
an der Betriebs-Gesellschaft
5. Veräußerung der Geschäftsanteile der integrierten Versorgungsunternehmen
an der Besitz-Gesellschaft
6. Gründung der Netzausbaumanagement-Gesellschaft und der EEG-/KWK-G-
Energiemanagementgesellschaft, Abschluss Dienstleistungsverträge
7. Finanzierung des Netzausbaus durch zu gründende Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaften
IV.
Graphische Darstellung des vorgeschlagenen Modells
In den nachfolgenden Graphiken sind die wesentlichen Schritte des möglichen
Transaktionsablaufes dargestellt.
Zunächst werden die vier Übertragungsnetze in der Deutschen Netz AG zusammengeführt.
Abbildung 9: Schritt 1 der Transaktion: Zusammenführung der vier Übertragungsnetze in einer
AG
Denkbar ist auch, dass vor einer Zusammenführung der Übertragungsnetze einzelne
oder alle ÜNB an Investoren (z.B. Konsortien, die sich aus Finanz- und strategi-
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schen Investoren zusammensetzen) veräußert würden. Auch dann wäre eine Fusion
noch möglich. Der folgende Schritt der Veräußerung der Versorger-Anteile (vgl.
oben 4.) wäre allerdings nicht nötig.
Abbildung 10: Fusion der vier ÜNB nach vorherigem Verkauf
In einem nächsten Schritt wird eine Besitz-Gesellschaft gegründet. Die Besitzgesellschaft
dient maßgeblich der Finanzierung der Betriebs-Gesellschaft, welche das
regulierte energiewirtschaftliche Kerngeschäft des Übertragungsnetzbetriebes sowie
die Steuerung über dieses Geschäft behält. Dieses Verhältnis wird über einen
Pachtvertrag sichergestellt.
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Abbildung 11: Gründung der Besitz-Gesellschaft
Die Besitz-Gesellschaft kann an weitere Investoren verkauft werden. Ebenso besteht
in dieser Phase die Möglichkeit für den Bund, sich an der Betriebs-
Gesellschaft zu beteiligen, da in dieser das Übertragungsnetzgeschäft gesteuert
wird. Durch den relativ zur Besitz-Gesellschaft niedrigeren Eigenkapitalbedarf erscheint
eine finanzielle Beteiligung politisch besser durchsetzbar.
Abbildung 12: Beteiligung des Bundes an der Betriebsgesellschaft
Aus der Betriebs-Gesellschaft werden zur effektiven Steuerung des Netzausbaus
alle dazu gehörenden Managementprozesse ausgegliedert, und zwar in eine Netzausbaumanagement-Gesellschaft.
Diese steht in einem Dienstleistungsverhältnis
zur Betriebs-Gesellschaft. Eine weitere Dienstleistungsgesellschaft, die ausgegliedert
und mittelfristig an Investoren veräußert werden könnte, könnte eine EEG- und
KWK-G-Energiemanagement-Gesellschaft sein.
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Zur effizienten Finanzierung der einzelnen Netzausbauprojekte und zur Minimierung
der Risiken aus der Netzausbauverpflichtung für den Netzbetreiber können Netzausbaufinanzierungs-Gesellschaften
errichtet und veräußert werden. Diese schließen
Pachtverträge mit der Betriebsgesellschaft ab, wobei die Finanzierungsbeschaffung
(Eigen- und Fremdkapital) in Wettbewerbsverfahren am Kapitalmarkt durchgeführt
wird. Hieraus resultieren die Pachtentgelte, die entsprechend in den Netzentgelten
als Kosten über die Laufzeit des Vertrages anerkannt werden.
Abbildung 13: Ausgliederung Dienstleistungsgesellschaften und Besitzgesellschaften
* * *
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