T T G G G G G G D D D D D D R R R G R R R - UNECOM

Discussion Paper
DP 2009-06
Entflechtung auf den
europäischen Strommärkten:
Stand der Debatte
von
Gert Brunekreeft
und
Roland Meyer
März 2009

Abstract
ENTFLECHTUNG AUF DEN
EUROPÄISCHEN STROMMÄRKTEN:
STAND DER DEBATTE #
Gert Brunekreeft & Roland Meyer 1
Jacobs University Bremen
Bremer Energie Institut
College Ring 2
D-28759 Bremen
Germany
Tel: (+49)-(0)421 200-3497
g.brunekreeft@jacobs-university.de
ro.meyer@jacobs-university.de
März 2009
Dieser Beitrag charakterisiert und kommentiert die laufende und kontroverse Debatte um das Thema
Eigentumsentflechtung auf den europäischen Strommärkten. Hierbei konzentriert sich die Analyse
zum einen auf den so genannten Interkonnektoreffekt, der besagt, dass eine Eigentumstrennung die
Anreize für einen effektiven Ausbau der Interkonnektorkapazitäten verbessert. Hintergrund hierzu ist
das Argument des strategic investment withholding. Entscheidend hierbei ist, ob die zusätzliche
grenzüberschreitende Interkonnektorkapazität für mehr Import oder für mehr Export eingesetzt wird.
Dementsprechend sind die zu erwartenden Wettbewerbseffekte nicht eindeutig. Einen zweiten
Schwerpunkt bildet die Diskussion um einen möglichen Verlust an Synergieeffekten (Economies of
Scope) in Folge einer vertikalen Trennung. Hier zeigt sich, dass ein Großteil der Kosten bereits durch
Einführung des Legal Unbundling angefallen ist. Insgesamt wird, so dass der weitere Schritt zum Ow-
nership Unbundling nur geringe zusätzliche Effekte haben wird.
# Dieser Beitrag erscheint auch in Knieps und Weiß (2009).
1 Die Autoren danken dem Research Council NGInfra in den Niederlanden für die finanzielle Unterstützung des
Forschungsprojekts UNECOM (www.unecom.de), auf dem die Ergebnisse in diesem Betrag beruhen.
2

1 Einführung
Im September 2007 veröffentlichte die Europäische Kommission ihre Vorstellungen zu einem
dritten Richtlinienpaket für die europäischen Energiemärkte. Der im Moment wichtigste und
heiß diskutierte Aspekt betrifft sicherlich die Vorstellungen zu einer weiter reichenden verti-
kalen Entflechtung der Übertragungsnetze im Strombereich bzw. der Fernleitungsnetze im
Gasbereich. Der Hintergrund ist die Unzufriedenheit der Europäischen Kommission mit den
Entwicklungen des Wettbewerbs in vielen europäischen Energiemärkten einerseits und die zu
langsame Entwicklung hin zu einem europäischen Energiebinnenmarkt andererseits, was sich
auch in erheblichen Engpässen an den grenzüberschreitenden Netzverbindungen, den Inter-
konnektoren, widerspiegelt. In beiden Fällen erwartet die Kommission eine Verbesserung
bzw. Beschleunigung der Entwicklungen durch eine weiter gehende vertikale Entflechtung
von Netz und Betrieb. Die Netze sind nach wie vor monopolistisch, und es ist, von kleinen
Ausnahmebereichen abgesehen, auch nicht damit zu rechnen, dass ein effektiver Wettbewerb
bei den Netzen Fuß fassen könnte. Die Liberalisierungsbemühungen zielen auf die eigentli-
chen Wettbewerbsbereiche wie Erzeugung, Verkauf und Handel. Ein funktionsfähiger Wett-
bewerb in diesen Bereichen setzt den diskriminierungsfreien Zugang zu den monopolistischen
Netzen voraus. Wettbewerbspolitisch und ordnungspolitisch besteht jedoch das Problem, dass
ein vertikal integriertes Unternehmen im Prinzip die Möglichkeit hat, durch die Marktmacht
im Netz Konkurrenten im Wettbewerbsbereich zu benachteiligen. Genau hier setzt die politi-
sche und ökonomische Debatte um das Unbundling an.
Die Europäische Kommission hat die Entflechtung der Monopol- und Wettbewerbsbe-
reiche schrittweise durchgesetzt. Angefangen mit der Pflicht zur getrennten Buchführung
wurden schon bald Schritte in Richtung einer administrativen Entflechtung (Legal Unbund-
ling) unternommen, was auch dem gegenwärtigen Stand der Richtlinien entspricht. Der nächs-
te Schritt wäre eine Eigentumsentflechtung (Ownership Unbundling), was dem Wunsch der
Europäischen Kommission für die dritte Richtlinie entsprochen hätte. Ein solcher Schritt war
auf der politischen Bühne Europas jedoch nicht konsensfähig. Der politische Kompromiss in
der Richtlinie, die nach aller Wahrscheinlichkeit demnächst verabschiedet wird, ist eine
Wahlmöglichkeit zwischen drei Optionen zu denen erstens die Eigentumsentflechtung, zwei-
tens das Konzept des sogenannten deep-ISO und drittens auch eine nachgebesserte Variante
des business-as-usual (bekannt geworden als der „dritte Weg“) gehört. Der Beitrag konzent-
riert sich auf eine Analyse der Eigentumsentflechtung, wobei die beiden Alternativen (deep-
ISO und der dritte Weg) zwar angesprochen jedoch nicht vertieft werden sollen. Für den inte-
ressierten Leser finden sich Verweise auf die relevante Literatur. Auch wenn die Richtlinie
3

auf Grund der drei Optionen formal wenig am Stand der vertikalen Entflechtung ändern wird,
kann aber trotzdem davon ausgegangen werden, dass bereits jetzt eine Dynamik in Gang ge-
setzt wurde, die nicht mehr aufzuhalten ist. Zum einen ist erkennbar, dass durch die Diskussi-
on ein Umdenken eingesetzt hat, und dass zum Beispiel in Deutschland institutionelle Ände-
rungen zu erwarten sind. Zum anderen hat die Europäische Kommission bereits „mit sanftem
Druck“ bei E.On und RWE in einem verhandelten Kompromiss erreicht, dass Teile der Netze
„freiwillig“ verkauft werden. Es ist denkbar, dass ein ähnliches Vorgehen sich wiederholen
wird. So könnte ein Netzverkauf als Auflage für die Genehmigung von Fusionen dienen.
Nicht zu Unrecht führt die Europäische Kommission das ordnungspolitische Argu-
ment an, dass Monopol- und Wettbewerbsbereich nicht in einer Hand liegen sollten, da dies
mit einer ungestörten Entfaltung des Wettbewerbs nicht vereinbar ist. Im Detail ist die Debat-
te sowohl qualitativ als auch quantitativ um einiges komplizierter und leider viel weniger ein-
deutig. Dieser Beitrag gibt einen Überblick über die Debatte und diskutiert viele der relevan-
ten Argumente. Auf Grund der Fülle der Argumente können hierbei jedoch nicht alle Aspekte
vertiefend dargestellt werden, so dass der interessierte Leser an entsprechender Stelle auf die
relevante Literatur verwiesen wird. Stattdessen sollen in diesem Beitrag zwei Kernbereiche
herausgegriffen und vertieft werden, die die Diskussion um die Vor- und Nachteile der verti-
kalen Entflechtung besonders zu dominieren scheinen. Als potenzielle Vorteile sehen wir die
Stärkung des Wettbewerbs und verstärkte Anreize für den Ausbau der Interkonnektoren. Wir
vertiefen hier an manchen Stellen die Diskussion um diesen so genannten Interkonnektor-
effekt. Bei den Nachteilen geht es generell um die Kosteneffekte. Dies betrifft den potenziel-
len Verlust von vertikalen Synergieeffekten (Economies of Scope); mit einer Analyse der em-
pirischen Befunde hierzu vertiefen wir diesen Aspekt.
Die Debatte um die Eigentumsentflechtung umfasst eigentlich vier Bereiche: Gas und
Strom einerseits und Übertragungsnetz bzw. Fernleitungsnetz versus Verteilnetze anderer-
seits. Die politische Debatte zu diesem Thema führte in Europa zu zwei Fronten. Zum einen
gibt es eine Gruppe von Ländern, die bereits eine weit gehende Eigentumsentflechtung einge-
führt haben (z.B. Großbritannien und die Niederlande) und ein Gruppe von Ländern, die eine
solche Eigentumsentflechtung noch nicht haben und auch nicht wünschen (hierzu gehören
insbesondere Deutschland und Frankreich). Die Diskussion in Brüssel hat sich sehr stark auf
die Übertragungsnetze im Strombereich, insbesondere in Deutschland, konzentriert. Dieser
Beitrag hier reflektiert genau diesen Fokus.
Der Beitrag gliedert sich in drei Teile. In Abschnitt 2 beschreiben wir zunächst die
institutionellen Schritte bis heute. Ein Überblick über die Debatte mit den Vor- und Nachtei-
4

len insbesondere der Eigentumsentflechtung wird in Abschnitt 3 dargestellt. Abschnitt 4 ver-
tieft die empirischen Ansätze und eine Soziale-Kosten-Nutzen-Analyse (Brunekreeft, 2008b)
zur Entflechtung. Abschnitt 5 schließt die Diskussion mit einem Fazit und einem Ausblick.
2 Entflechtung: Wo sind wir, und wohin geht die Reise?
2.1 Die institutionelle Entwicklung der europäischen Energiemärkte
Die Strommärkte vor der Liberalisierung
Traditionell wurde der Strommarkt als ein natürliches Monopol angesehen, dessen Angebots-
seite durch vertikale Integration über alle Produktionsstufen – Erzeugung, Übertragung, Ver-
teilung und Handel – geprägt war. Entscheidend hierfür waren die Größenvorteile in der
Stromerzeugung, die eine für einen funktionierenden Wettbewerb notwendige Zahl von An-
bietern nicht zuließen. Hinzu kamen die Netzgebundenheit der Stromversorgung und der da-
mit verbundene hohe Koordinierungsbedarf zwischen den Wertschöpfungsstufen. Folglich
schuf man regional abgegrenzte Versorgungsgebiete, in denen einzelne, vertikal integrierte
Unternehmen (VIU) alle Aufgaben von der Stromerzeugung bis zur Belieferung der Endkun-
den übernahmen. Um eine Ausnutzung der Marktmacht durch die gesetzlich lizenzierten VIU
zu verhindern, befanden sich diese in staatlicher Hand oder wurden als Privatunternehmen im
Hinblick auf die Endpreise reguliert, die als gebündelte Preise sowohl die Erzeugungs- als
auch die Netz- und Handelskosten abdeckten. In aller Regel erfolgte die Regulierung auf Kos-
tenbasis und gewährte eine als angemessen angesehene Rendite. Der mit solch einer Regulie-
rung einhergehende Mangel an Effizienzanreizen ist aus der Theorie hinlänglich bekannt und
stellte das zentrale Argument späterer Liberalisierungsmaßnahmen dar.
5

Die ersten Energierichtlinien
Der entscheidende Antrieb für den Wandel von der aggregierten monopolistischen Struktur zu
einer disaggregierten Betrachtung der einzelnen Produktionsstufen ergab sich durch die tech-
nologischen Entwicklungen im Erzeugungsbereich und der Kommunikationstechnologien.
Insbesondere die Entwicklung von Gaskraftwerken verringerte die Größenvorteile in der Er-
zeugung, während durch die gleichzeitig gestiegene Stromnachfrage auch die Marktgröße
zunahm. Die Entstehung eines hinreichenden Wettbewerbs in der Erzeugungssparte war damit
realistisch geworden, während nur die Netzbereiche selbst weiterhin reguliert werden muss-
ten.
Auch mit dem Beginn der Liberalisierung blieben die vertikalen Beziehungen des
Energiesektors im Mittelpunkt der Debatte. Fairer Wettbewerb in der Erzeugung und im Han-
del setzt voraus, dass unabhängige Unternehmen die bestehenden Netze der VIU für ihre
Stromlieferungen an Endkunden diskriminierungsfrei nutzen können. In den USA wurde be-
reits 1978 mit dem „Public Utility Regulatory Policy Act“ (PURPA) ein grundlegender
Schritt in Richtung einer solchen Netzöffnung unternommen. 2 In Europa waren England und
Wales (1990) und Norwegen (1991) die ersten Länder, die ihre Strommärkte liberalisierten.
Eine einheitliche europäische Gesetzgebung folgte mit der ersten Energierichtlinie, die 1997
für den Strommarkt und 1999 für den Gasmarkt in Kraft trat (vgl. Europäische Kommission,
1996). Diese beinhaltete eine schrittweise Öffnung der Märkte und verschiedene Netzzu-
gangsoptionen, von denen sich als gängiges Modell schon bald der so genannte „regulierte
Netzzugang“ etablierte, der eine Überwachung der Netzzugangsbedingungen durch eine Re-
gulierungsbehörde vorsah. Als einziges europäisches Land entschied sich Deutschland für den
so genannten „verhandelten Netzzugang“ auf Basis einer Verbändevereinbarung, und verzich-
tete zunächst auf eine sektorspezifische Regulierung. Dies änderte sich mit der zweiten Richt-
linie im Jahr 2003 (der so genannten Beschleunigungsrichtlinie), mit der der regulierte Netz-
zugang obligatorisch wurde (vgl. Europäische Kommission, 2003). In Deutschland führte dies
zur Gründung der Bundesnetzagentur, die seit dem Jahr 2005 mit der Netzentgeltregulierung
betraut ist. 3
Vor der zweiten Energierichtlinie hatte sich die vertikale Entflechtung auf eine buch-
halterische Trennung von Netz und Wettbewerbsbereichen und ein Verbot von Quersubventi-
onen beschränkt. Letzteres sollte verhindern, dass VIU Kosten von ihren kommerziellen Be-
2 Einen guten Überblick über die Liberalisierungsmaßnahmen in den USA bietet z.B. Joskow (2005).
3 Für einen Überblick und Analyse der europäischen Liberalisierungsschritte aus Sicht der deutschen Stromin-
dustrie siehe Brunekreeft und Twelemann (2005).
6

eichen rechnerisch an das Netz übertrugen, um sie über die Netzzugangsentgelte teilweise
auf die Konkurrenzunternehmen abzuwälzen. 4 Mit der Beschleunigungsrichtlinie kam nun ein
Paket an Entflechtungsmaßnahmen, das die folgenden Vorschriften umfasste (vgl. Europäi-
sche Kommission, 2003):
• Rechtliches Unbundling. Dies erfordert eine juristische Trennung des Netzbereichs von
den kommerziellen Bereichen, die formal in eigene juristische Einheiten umgewandelt
werden müssen.
• Management Unbundling: Hierunter ist eine personelle Trennung zu verstehen. Das Ma-
nagement im Netzbereich darf nicht gleichzeitig in den Wettbewerbsbereichen aktiv sein
oder anderweitige finanzielle Interessen daran haben.
• Operatives Unbundling: Dies betrifft die Sicherstellung der Eigenständigkeit des Netzbe-
reiches im Hinblick auf die Betriebsführung. Hierzu kann auch die informationelle Ent-
flechtung gezählt werden, die eine Weitergabe sensibler Informationen zwischen Netz und
Wettbewerbsbereich mit Hilfe von Firewalls oder Chinese Walls verhindern soll, sofern
diese Informationen nicht allen Marktteilnehmern diskriminierungsfrei zur Verfügung
stehen.
Dieses Paket an Entflechtungsvorschriften, das bislang noch dem aktuellen Stand der Geset-
zeslage entspricht, wird allgemein als administrative Entflechtung oder Legal Unbundling
bezeichnet. Mit dem operativen Unbundling sollte eine weit gehende Unabhängigkeit des
Netzbereiches im Hinblick auf die Betriebsführung gewährleistet und eine kommerziell moti-
vierte Einflussnahme von Seiten des Mutterkonzerns ausgeschlossen werden. Allerdings muss
beachtet werden, dass die Unabhängigkeit des Netzes nach Art. 10 (2) der Energierichtlinie
ausdrücklich dort ihre Grenze findet, wo es um konzernübergreifende Belange wie strategi-
sche Finanzplanungen geht. Diese Einschränkung bedeutet, dass auf Vorstandsniveau Investi-
tionen in den Wettbewerbs- und Netzbereich sehr wohl interaktiv abgewogen werden können.
Aus Sicht des Investors (Aktionär) ist das natürlich nachvollziehbar und kaum anders vor-
stellbar, aber gleichzeitig wird damit das „Investitionsproblem“ bei VIU, auf das in Abschnitt
2.2 noch näher eingegangen wird, nicht in letzter Konsequenz angegangen.
4 Auf die konkreten Formen der Diskriminierung wird in Abschnitt 3 näher eingegangen.
7

Das dritte Richtlinienpaket
Nach einer insgesamt eher enttäuschenden Entwicklung des Wettbewerbs veröffentlichte die
Europäische Kommission Anfang 2007 die so genannte Sektoruntersuchung (Sector Inquiry),
in der sie die schleppende Entwicklung des Wettbewerbs und mangelnde Investitionsanreize
für grenzüberschreitende Übertragungsnetze (Interkonnektoren) kritisierte (vgl. Europäische
Kommission, 2007a). Für beide Probleme wurde die nach Ansicht der Kommission unzurei-
chende vertikale Trennung von Erzeugung und Netz als eine Ursache ausfindig gemacht.
Während die Kritik für den Strombereich noch verhältnismäßig milde ausfiel, wurde der
Wettbewerb im Gasbereich als kaum vorhanden eingestuft. Dieser Untersuchung folgte im
September 2007 der Entwurf für eine dritte Richtlinie, die voraussichtlich in Kürze verab-
schiedet wird. Das Maßnahmenpaket beinhaltet im Wesentlichen drei Aspekte (vgl. Europäi-
sche Kommission, 2007b):
1) die Gründung einer europäischen Regulierungsbehörde, der insbesondere Kompetenzen
bezüglich grenzüberschreitender Angelegenheiten eingeräumt werden sollen;
2) eine „Dritt-Länder Klausel“, die den Erwerb von Energienetzen durch Institutionen aus
Ländern außerhalb der Europäischen Union erschweren soll;
3) außerdem sind weitreichende Maßnahmen der vertikalen Entflechtung vorgesehen. Diese
Maßnahmen wurden und werden bis heute sehr kontrovers diskutiert. Im Einzelnen sieht
die gegenwärtige Kompromisslösung ein Wahlrecht für die Mitgliedsstaaten vor zwischen
• einer strikten Eigentumstrennung (Ownership Unbundling),
• einem so genannten „deep Independent System Operator“ (deep-ISO),
• dem so genannten „dritten Weg“, auch bekannt als „Efficient and Effective Un-
bundling“ (EEU).
Wir besprechen diese Optionen im nächsten Abschnitt näher. Alle dieser Optionen be-
ziehen sich momentan nur auf das Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetz. Eine Entflechtung
der Verteilungsnetze, wie sie in den Niederlanden umgesetzt wurde, wird (derzeit) noch nicht
gefordert. 5 Die Entflechtungsmaßnahmen des dritten Richtlinienpakets beziehen sich glei-
5 Dies dürfte in erster Linie der Tatsache geschuldet sein, dass die Verteilnetze den für die Kommission bedeu-
tenden grenzüberschreitenden Stromhandel nicht betreffen. Auch weisen die empirischen Studien zu den Nieder-
landen auf einen geringen, wenn nicht sogar negativen, Nettoeffekt einer Verteilnetzentflechtung hin (vgl. De-
loitte, 2005; de Nooij und Baarsma, 2007).
8

chermaßen auf den Strom- und den Gasmarkt. Die nachfolgenden Betrachtungen beziehen
sich, sofern nicht anders angegeben, auf den Strommarkt. 6
2.2 Die Entflechtungsoptionen im Einzelnen
Das von der Europäischen Kommission präferierte Modell ist das des Ownership Unbundling,
also einer kompletten eigentumsrechtlichen Trennung. Abbildung 1 zeigt die vertikale Struk-
tur eines Stromversorgungssystems unter Legal und Ownership Unbundling.
a) Legal Unbundling b) Ownership Unbundling
G G G G G G
G: Generation – Erzeugungsbereich
T: Transmission – Übertragungsnetz
D: Distribution – Verteilungsnetz
R: Retail – Handelsbereich
T T
D
D D D D D
R R
G
Abbildung 1: Der Strommarkt unter Legal und Ownership Unbundling
R
Stromflüsse
Regulierter Netzbereich
Legal Unbundling – Administrative Entflechtung
Ownership Unbundling – Eigentumsrechtliche Entflechtung
Im Falle eines Ownership Unbundling muss der Netzbereich in ein separates Unternehmen
überführt werden. Es erfolgt also eine „erzwungene Veräußerung des Energienetzes bzw. (des
kontrollierenden Teils) der Anteile an der Netzgesellschaft“ (s. Ehlers, 2007, S. 59). Während
die Theorie häufig die Trennung der monopolistischen Netzteilen insgesamt von den wettbe-
werbsfähigen Bereichen betrachtet, geht es in der praktischen Diskussion bislang vor allem
um das Herauslösen des Übertragungsnetzes, wie in Abbildung 1b dargestellt. Eine Eigen-
6 Auch sollen im Folgenden nur die ökonomischen Aspekte der vertikalen Entflechtung behandelt werden. Für
die Diskussion der juristischen, insbesondere verfassungsrechtlichen Probleme der besprochenen Entflech-
tungsmaßnahmen sei verwiesen auf Pielow und Ehlers (2008) und Pielow, Brunekreeft und Ehlers (2008).
9
R R R

tumstrennung der Verteilnetze ist bislang von der EU Kommission nicht vorgesehen und fin-
det in der Praxis auch kaum Anwendung.
TSO
GENCO
Ownership
Unbundling
Abbildung 2: Struktur des ISO-Modells im Vergleich zum Ownership Unbundling
Die rechtlichen Probleme, die mit einer Zwangveräußerung der Netze verbunden ist, werden
durch die Alternative des so genannten Independent System Operators (ISOs) vermieden.
Hier bleibt das VIU Eigentümer des Übertragungsnetzes und ist somit weiterhin für den Netz-
unterhalt verantwortlich, der die physischen Aufgaben wie Wartung, Unterhalt und die Bereit-
stellung von Netzanschlüssen betrifft. Hingegen wird der Systembetrieb, der in erster Linie
den kurzfristigen Ausgleich von Angebot und Nachfrage und die Beschaffung von Regel- und
Reserveenergie betrifft, an ein unabhängiges Unternehmen übertragen. Folglich kommt es
innerhalb des Netzbereiches zu einer Trennung zwischen dem Transmission Owner (TO) und
dem System Operator (SO). 7 Abbildung 2 stellt, ausgehend von einem VIU, die Struktur des
ISO-Modells im Vergleich zum Ownership Unbundling dar. 8 Während im Fall des Ownership
Unbundling eine Trennung in Erzeugungseinheiten (generation companies - GENCOs) und
ein unabhängiges Netzunternehmen (TSO) erfolgt (linke Seite von Abbildung 2), verbleibt im
7 Für eine detaillierte Darstellung konkreter ISO-Modelle in den USA siehe Balmert et al. (2008).
8 Der „System Operator“ entspricht im Grunde einer der drei Ebenen im ordnungspolitischen 3-Ebenen-Schema
in Knieps (2007, S. 2-3).
TSO
GENCO
Vertikal integriertes
Unternehmen (VIU)
GENCO: Generation Company – Erzeugungsunternehmen
ISO: Independent System Operator – Unabhängiger Systembetreiber
TSO: Transmission System Operator – Übertragungsnetzbetreiber
TO: Transmission Owner – Übertragungsnetzeigentümber
10
ISO
TO
GENCO
ISO-Modell

Falle des Independent System Operators der TO im Konzern, während der ISO die Aufgabe
des Systembetriebs übernimmt (rechte Seite von Abbildung 2).
Werden darüber hinaus auch Investitionsentscheidungen (zumindest teilweise) in den
Verantwortungsbereich des ISO übergeben, spricht man von einem „deep-ISO“. Hierbei
kommt ein ganz zentraler Punkt und eine Schwachstelle in der Debatte zum Tragen: Die EU
Kommission argumentiert, dass VIU geringere Anreize hätten, die knappen Interkonnektoren
auszubauen. Durch die künstliche Knappheit im Netz kann sich der Wettbewerb in der Erzeu-
gung nicht voll entfalten und festigt somit eine beherrschende Stellung auf dem eigenen
Strommarkt. Wir nennen dieses Argument „strategische Investitionszurückhaltung“ (strategic
investment withholding). Ein entflochtener Netzbetreiber ohne Erzeugungs- und Handelsakti-
vitäten hätte solche konfliktären Interessen nicht und würde entsprechend schneller ausbauen.
Wie wir im nächsten Abschnitt noch vertiefen werden, ist das Argument zwar an sich korrekt,
überzeugt jedoch nicht vollständig. Das Wichtige hierbei ist, dass genau dieses Investitionsar-
gument der Idee des „deep-ISOs“ zugrunde liegt. Auch im normalen ISO-Modell sind der
Netzinhaber und damit der Investor (TO) und der Kraftwerkbetreiber in einer Hand; folglich
geht das ISO-Modell das Problem des strategic investment withholding nicht effektiv an. Ge-
nau deshalb überträgt das Modell des deep-ISOs die Investitionsentscheidung auf den unab-
hängigen Systembetreiber. Der deep-ISO bestimmt demnach den Investitionsbedarf und be-
auftragt den zuständigen TO. Ein offensichtlicher Konflikt entsteht hierbei durch die Tren-
nung zwischen dem Entscheidungsträger und dem Risikoträger. Dennoch gibt es eine Viel-
zahl von ISO-Ansätzen in der Welt, wobei vor allem in den USA auch die Variante des deep-
ISO angetroffen wird.
Der „dritte Weg“, der auch als Efficient and Effective Unbundling bezeichnet wird,
umfasst die Beibehaltung der vertikal integrierten Struktur, jedoch mit stärkeren betriebsinter-
nen, administrativen Entflechtungen. Kurz gefasst ist die Idee (für das deutsche Zwei-Bord-
System), dass im Aufsichtsrat der „Netz AG“ keine Mitglieder aus dem Vorstandsbereich der
Holding AG sitzen (was momentan üblich ist). Stattdessen sollte der Aufsichtsrat der „Netz
AG“ unabhängig sein. Des Weiteren sollte dem Regulierer eine stärkere Kontrolle im Hin-
blick auf adäquate Netzinvestitionen eingeräumt werden. 9
9 Auf die Einzelheiten des EEU soll im Weiteren nicht näher eingegangen werden. Für eine detailliertere Bespre-
chung des „dritten Weges“ sei verwiesen auf Säcker (2008).
11

3 Argumente für und gegen vertikale Entflechtung
3.1 Wettbewerbs- und Interkonnektoreffekte
Die Hauptanliegen der Europäischen Kommission, die in der Sektoruntersuchung zum Aus-
druck kommen, lassen sich in zwei Gruppen unterteilen. Zum einen geht es um eine direkte
Stärkung des Wettbewerbs (Wettbewerbseffekt) und zum anderen um die Verwirklichung des
Europäischen Binnenmarktes für Strom und Gas, für die ein Ausbau der grenzüberschreiten-
den Transportkapazitäten als notwendig angesehen wird (Interkonnektoreffekt). Letzteres
führt über die Zunahme des innereuropäischen Handels indirekt ebenso zu einem stärkeren
Wettbewerb und darüber hinaus (durch die größere Netzkapazität) zu einer höheren Versor-
gungssicherheit.
Das zentrale Argument des Wettbewerbseffektes stellt auf die Diskriminierungspoten-
tiale ab, die ein vertikal integriertes Unternehmen (VIU) auf Grund der strategischen Bedeu-
tung des Netzes gegenüber seinen Wettbewerbern hat. Da auch im Fall des Legal Unbundling
gemeinsame Interessen der Erzeugungs- und Netzsparte verfolgt werden, ist die Existenz von
Diskriminierungsanreizen unbestritten. Die Frage ist jedoch, inwieweit die Möglichkeiten der
Wettbewerbsbehinderung durch die derzeitigen rechtlichen und regulatorischen Maßnahmen
bereits eingeschränkt werden. Allgemein wird zwischen einer Preisdiskriminierung und einer
Nichtpreisdiskriminierung unterschieden. Im ersten Fall werden Konkurrenten durch diskri-
minierende Preisbildung, insbesondere die Höhe der Netznutzungsentgelte, benachteiligt.
Dies kann beispielsweise durch eine Quersubventionierung der wettbewerblichen Bereiche
innerhalb der VIU geschehen. Werden Kosten von der Erzeugungs- oder Handelssparte in den
Netzbereich verschoben, erlangen die VIU einen relativen Kostenvorteil gegenüber unabhän-
gigen Anbietern. Diese Kostenanteile werden über die Netznutzungsentgelte „sozialisiert“,
also an alle Netznutzer weitergegeben, während sie für das Verbundunternehmen mindestens
neutral sind, da die Kosten im Wettbewerbsbereich sinken. Der hierdurch entstehende relative
Kostenvorteil gegenüber Dritten verzerrt den Wettbewerb und kann im Extremfall einen ver-
tikalen Ausschluss zur Folge haben, wofür häufig die geringen Margen im Handelsbereich als
Indiz angeführt werden. 10 Fraglich ist jedoch, inwieweit bei einer rechtlichen Entflechtung
und dem damit verbundenen Verbot von Quersubventionen dieses Argument in der Praxis
noch Gültigkeit hat. Insbesondere gibt es aus Sicht der Regulierung zwei Kritikpunkte. Zum
einen greift das Argument der Quersubventionierung nur unter der Annahme einer (vorhande-
10 Zur Theorie des vertikalen Ausschlusses sei verwiesen auf Joskow (1996) und Beard et al. (2001).
12

nen aber) unvollkommenen Regulierung. 11 Obwohl dies eine realistische Annahme ist, zeigt
die Praxis, dass eine starke Regulierungsbehörde, die auf eine starke gesetzliche Grundlage
gestützt ist, recht effektiv sein kann. Die Wettbewerbsbehörde in der Niederlanden, NMa, 12
hat nach wiederholten informellen Meldungen zu systematischer Quersubventionierung eine
ausführliche Untersuchung zu dieser Thematik veranlasst (NMa, 2007) und kommt zu dem
Schluss, dass keine Quersubventionierung in den Niederlanden vorliegt. 13 Zum anderen hängt
die Effektivität von Quersubventionen von der Art der Netzentgeltregulierung ab. Eine künst-
liche Anhebung der Kostenbasis zur Erreichung höherer erlaubter Netzentgelte ist nur im
Rahmen einer (zumindest teilweise) kostenbasierten Regulierung möglich. Findet die Regu-
lierung preisbasiert auf Basis eines Benchmarkings statt, wird ein höherer Kostenausweis le-
diglich den Effizienzdruck erhöhen, ohne automatisch zu höheren Netzentgelten zu führen.
Letztlich hängt somit die Profitabilität von Quersubventionen von den Regulierungsdetails ab;
im Falle einer reinen preisbasierten Regulierung („Anreizregulierung“) werden sie jedoch in
jedem Fall ineffektiv sein.
Von besonderer Bedeutung für die längerfristige Entwicklung des Wettbewerbs sind
die möglichen Auswirkungen eines Ownership Unbundling auf die Investitionen. Für die Eu-
ropäische Kommission ist vor allem der bereits genannte Interkonnektoreffekt wichtig, über
den sie sich eine Verbesserung der Marktintegration in Richtung eines europäischen Binnen-
marktes für Energie verspricht. Oben wurde bereits das Argument des strategic investment
withholding bei den Interkonnektoren ausgeführt. Das Umkehrargument ist, dass ein unab-
hängiger Übertragungsnetzbetreiber stärkere Anreize hat, in Interkonnektorkapazität zu inves-
tieren. Die Wettbewerbseffekte sind allerdings nicht eindeutig. Mehr Interkonnektorkapazität
kann zu mehr Import oder mehr Export führen. Falls Interkonnektorkapazität zum Zweck des
höheren Imports ausgebaut wird, wird dadurch der Wettbewerb aus dem Ausland und somit
der Wettbewerb auf dem Heimmarkt verstärkt. Umgekehrtes gilt für den Export: Wird die
Interkonnektorkapazität vor allem für Exportzwecke gebaut, fällt die inländische Wettbe-
werbsintensität anstatt anzusteigen. Die Wettbewerbseffekte fallen dann im Ausland an. Ob-
11 Gäbe es gar keine Regulierung, wäre eine Quersubventionierung ohne Nutzen für das Unternehmen, während
sie bei perfekter Regulierung aufgedeckt würde und somit nicht möglich wäre.
12 Es sollte erwähnt werden, dass der Regulierer der Energiemärkte, DTe, eine Kammer der Wettbewerbsbehörde
NMa ist.
13 Allerdings merkt NMa auch an, dass neben Quersubventionierung auch andere Formen von Diskriminierung
denkbar wären, die allerdings nicht Gegenstand der Untersuchung waren.
13

wohl die Effekte aus globaler Sicht positiv sind, können sie für ein einzelnes Land auch nega-
tiv sein.
Die Gesamteffekte hängen stark von der Entwicklung der Erzeugungskapazität ab,
was gerade für Deutschland eine hohe Relevanz hat. Im Strommarkt gibt es einen engen Zu-
sammenhang zwischen der Wettbewerbsintensität und dem Kapazitäts-Nachfrage-Verhältnis.
Falls die zur Verfügung stehende Kapazität knapp ist, scheint der Markt tendenziell weniger
wettbewerbsfähig, während in Zeiten reichlich vorhandener Kapazitäten der Wettbewerb sehr
intensiv sein kann. Diese Beziehung gilt sowohl kurzfristig als auch langfristig. 14 Obwohl
kontrovers diskutiert, wird für Deutschland eine relative Knappheit der Kraftwerkskapazität
erwartet (vgl. DENA, 2008); die Gründe liegen vor allem im geplanten Atomausstieg, der
altersbedingten Abschaltung fossiler Kraftwerke (insbesondere Kohlekraftwerke) und Verzö-
gerungen beim Neubau. Die Verzögerungen sind vor allem auf Bürgerinitiativen gegen ge-
plante Neubauten, Unsicherheiten im ordnungspolitischen Rahmen (z.B. CO2-
Zertifikatsvergabe) und Engpässe bei den Kraftwerksherstellern zurückzuführen. Wie in Bru-
nekreeft (2008b) analysiert und in Hers and Özdemir (2009) berechnet, spielt der Interkon-
nektoreffekt vor allem, dann eine Rolle, wenn die Erzeugungskapazität in Deutschland knapp
ist. In diesem Fall wäre das Preisniveau in Deutschland relativ hoch, was zu mehr Import füh-
ren würde, der seinerseits wiederum den Wettbewerb auf dem deutschen Markt verstärken
würde. In diesem Fall wäre zu erwarten, dass die deutschen VIU einen geringen Anreiz zum
Ausbau der Interkonnektorkapazität hätten, und Ownership Unbundling einen potenziell gro-
ßen Effekt hätte. Falls aber die Kraftwerkskapazität in Deutschland hinreichend groß sein
wird, bleibt Deutschland tendenziell ein Exportland, so dass eine größere Interkonnektorkapa-
zität zu mehr Export und deshalb zu einer geringeren Wettbewerbsintensität auf dem deut-
schen Markt führen wird. Allerdings sind letztere Effekte quantitativ gering, da die Wettbe-
werbsintensität auf Grund der hohen verfügbaren Kapazität tendenziell hoch ist. Im letzteren
Fall hat Ownership Unbundling also entweder keinen Wettbewerbseffekt oder aber verringert
die Wettbewerbsintensität auf dem exportierenden Markt in Deutschland.
Auch wenn die Anreize zum Interkonnektorausbau stimmen, muss trotz alledem be-
fürchtet werden, dass Neuinvestitionen nicht unbedingt schnell stattfinden. Zum einen sind
Genehmigungsverfahren sehr langwierig, insbesondere wenn bei grenzüberschreitenden In-
vestitionen mehrere Hoheitsgebiete involviert sind. Zum anderen ist auch bei gegebenen Eng-
14 Formal kann das Kapazitäts-Nachfrage-Verhältnis mit dem Konzept des Residual Supply Index (RSI) charak-
terisiert werden (vgl. Newbery, 2008). Für verschiedene europäische Länder wurden die RSIs berechnet von
London Economics (2007).
14

pässen nicht eindeutig, ob ein Ausbau der Kapazität tatsächlich erwünscht bzw. wirtschaftlich
ist. Wenn die Priorität auf dem Ausbau der Interkonnektoren liegen soll, wäre dies effektiver
und schneller durch eine Verpflichtung der Netzeigentümer zu erreichen, Engpasserlöse in
den Netzausbau zu investieren.
3.2 Kosteneffekte
Mögliche Kosteneffekte können sowohl positiv als auch negativ sein.
Soweit die oben ausgeführten Wettbewerbs- und Interkonnektoreffekte greifen, hat der
daraus resultierende Disziplinierungseffekt des zunehmenden Wettbewerbs direkte Auswir-
kungen auf die Kosten. Effizientere Investitionen und ein stärkeres Kostenbewusstsein bei der
Betriebsführung werden häufig als Argumente für eine Eigentumstrennung ins Feld geführt.
Es muss jedoch beachtet werden, dass durch die bisherigen Liberalisierungsschritte bereits
deutliche Produktivitätsfortschritte erzielt wurden, so dass von einer weiter gehenden Ent-
flechtung keine allzu großen Effizienzwirkungen mehr zu erwarten sind.
Für den Netzbetrieb wird häufig angeführt, dass eine effizientere Regulierung möglich
ist, wenn das regulierte Unternehmen von den Wettbewerbsbereichen getrennt ist. Neben dem
bereits erwähnten Wegfall der Anreize zur Quersubventionierung ist eine bessere Kosten-
transparenz zu nennen, die aus der weniger komplexen Kostenstruktur resultiert. Insoweit der
Regulierer die Kosten des regulierten Unternehmens besser abschätzen und prognostizieren
kann, kann dies den Kostendruck auf das Unternehmen erhöhen und eine höhere Kosteneffi-
zienz zur Folge haben.
Die Erwartung ist allerdings, dass eine Eigentumstrennung insgesamt Kosten erhöhend
wirkt. Zum einen gibt es einmalige Restrukturierungskosten, die aus einer Trennung der ehe-
mals verbundenen Unternehmenssparten entstehen. Hierzu zählen Anwalts- und Beratungs-
kosten, Kosten für neue und separate IuK-Systeme und sonstige Organisations- und Restruk-
turierungskosten. Diese Kosten können beträchtlich sein, wie eine detaillierte Kostenanalyse
der Beratungsfirma Deloitte für das Beispiel des Verteilnetzunbundling in den Niederlanden
zeigt (vgl. Deloitte, 2005). Von größerer ökonomischer Bedeutung sind jedoch die dauerhaf-
ten Restrukturierungskosten, die in Form von kurz- und längerfristigen Synergieverlusten
auftreten.
Kurzfristige Synergien treten vor allem durch die technischen Interdependenzen des
Systembetriebs auf, die eine ständige Koordination von Erzeugung und Netzbetrieb erfordern.
Durch die Dezentralisierung des Stromsektors werden Transaktionen vermehrt über Märkte,
insbesondere Strombörsen, abgewickelt. Da die Handelsströme im Markt jedoch die Netzkos-
15

ten und Netzverluste beeinflussen, entsteht im Falle einer eigentumsrechtlichen Trennung ein
Externalitätenproblem. Eine systemoptimale hierarchische Koordinierung über alle Wert-
schöpfungsstufen entfällt und muss durch eine marktbasierte Koordinierung ersetzt werden.
Hierbei auftretende Effizienzverluste werden als Transaktionskosten bezeichnet (vgl. hierzu
Williamson, 1971; 1975 und 1979; Joskow und Schmalensee, 1983).
Langfristige Synergien sind insbesondere im Hinblick auf die Koordination von Inves-
titionen von großer Bedeutung, da zeitliche und räumliche Aspekte von Kraftwerksinvestitio-
nen einen großen Einfluss auf den notwendigen Netzausbau und damit die Netzkosten haben.
Hierbei kann zwischen einem Informationsproblem und einem Anreizproblem unterschieden
werden. Das Informationsproblem äußert sich darin, dass Pläne zu Kraftwerksinvestitionen in
einem wettbewerblichen Markt als strategische Informationen angesehen werden müssen,
über die der Netzbetreiber häufig zu spät Kenntnis erhält (vgl. Brunekreeft, 2008a). Ein im
Voraus optimierter Netzausbau wird dadurch erschwert oder sogar unmöglich gemacht, was
zu höheren Netzkosten führt. Netzanschlüsse und –ausbauten erfolgen dann „der Reihe nach“
und folgen keinem integrierten Plan von Erzeugung und Netz, wie dies bei vertikaler Integra-
tion der Fall ist (vgl. Baldick und Kahn, 1993). Dies betrifft die zeitliche und die räumliche
Abstimmung der Investitionen. Hinzu kommt ein Anreizproblem, da die externen Effekte der
Kraftwerksinvestitionen auf die Netzkosten bei separater Optimierung nicht berücksichtigt
werden. Als Beispiel können die Standortentscheidungen der neuen Kohlekraftwerke in
Deutschland genannt werden. Diese werden momentan zum Teil im küstennahen Norden ge-
plant, obwohl die Nachfrage tendenziell im Süden des Landes ist. Die Küstennähe spart
Transportkosten für die Kohle, jedoch muss das Übertragungsnetz ausgebaut werden um der
Strom aus dem Norden Richtung Süden zu bringen. Diese Netzausbaukosten werden in den
Kraftwerksinvestitionsentscheidungen nicht (oder zumindest nicht vollständig) berücksichtigt.
Das oben angeführte Koordinationsproblem wird in einem vertikal integrierten Um-
feld intern gelöst. In einer entflochtenen Welt mit dezentralen Entscheidungen sollte die Ko-
ordination extern über die „unsichtbare Hand“ des Marktes erfolgen. Das heißt, wir brauchen
nun ein Preissystem, das die richtigen Investitionssignale setzt. Das Preissignal sollte im Sin-
ne eines locational pricing vor allem die Standortentscheidungen beeinflussen und die damit
verbundenen Netzeffekte widerspiegeln. Hierzu gibt es mehrere Ansätze (vgl. Brunekreeft et
al., 2005). Der in der Praxis wichtigste Ansatz ist wohl eine regional differenzierte Netzan-
schlussgebühr, wie es sie beispielsweise in Großbritannien gibt. Da das Übertragungsnetz dort
Engpässe in Nord-Süd Richtung aufweist, bezahlen Kraftwerke im Norden mehr für den
Netzanschluss als Kraftwerke im Süden. Eine verfeinerte Variante ist das sogenannte nodal
16

spot pricing, das an sich zwar auf die kurzfristige Optimierung des Kraftwerkeinsatzes zielt,
gleichzeitig aber genau solche (wenn auch imperfekte) Investitionssignale setzt. Generell wird
unterschieden zwischen shallow und deep connection charging. Im Falle eines so genannten
shallow connection charging werden nur die direkten Anschlusskosten an das Netz erfasst,
was die Externalitäten in Bezug auf die innerhalb des Netzes notwendig werdende Investitio-
nen nicht ausräumt. Bei einem deep connection charging werden auch diese Folgeinvestitio-
nen eingepreist. Allerdings wird deep connection charging, auch auf Grund der Schwierigkeit
einer konkreten Kostenzuordnung, in der Praxis kaum angewendet.
4 Empirische Studien zum Ownership Unbundling
4.1 Marktstudien zu den Preiseffekten des Unbundling
Noch immer gibt es wenige empirische Studien zu den Folgen der vertikalen Entflechtung.
Jedoch gibt es einige Effizienzstudien, die sich mit den Auswirkungen der Liberalisierung
beschäftigen und dabei auch den Grad des Unbundling als Faktor einbeziehen. Die Ergebnisse
sind dabei keineswegs eindeutig.
Die Studie von Steiner (2000) ist die erste, die einen internationalen Vergleich der
Strommärkte in Bezug auf verschiedene Regulierungs- und Liberalisierungsmaßnahmen
durchgeführt hat. Auf Basis von 19 OECD-Ländern (1986-1996) werden die Preiseffekte die-
ser Maßnahmen geschätzt, wobei auch der vertikale Entflechtungsgrad berücksichtigt wird.
Hierbei wird jedoch nicht zwischen einer buchhalterischen Trennung (Accounting Separation)
und weiter gehenden Formen der Entflechtung (Legal bzw. Ownership Unbundling) unter-
schieden. Die Ergebnisse deuten zwar auf eine Preissenkung hin, sind jedoch statistisch nicht
signifikant. Das Problem der Steiner-Studie ist, dass zum Untersuchungszeitpunkt kaum Da-
ten zum Unbundling vorlagen, weil dieses schlichtweg noch nicht sehr verbreitet war. Hattori
und Tsutsui (2004) erweitern in einer weitgehend mit Steiner (2000) deckungsgleichen Studie
den Zeithorizont bis 1999. Anders als Steiner ziehen sie jedoch eine schärfere Trennlinie für
die vertikale Entflechtung und setzen ein Legal Unbundling statt einer Accounting Separation
voraus. Auch hier ergibt sich kein signifikanter Einfluss der vertikalen Entflechtung. Zudem
deutet sich im Gegensatz zu Steiner (2000) eher ein Preis steigernder Effekt an.
In einer weiteren Studie untersucht Copenhagen Economics (2005a; 2005b) für die
EU15-Länder (1990-2003) den Einfluss verschiedener Marktöffnungsindikatoren auf die in-
dustriellen Preise und die Produktivität im Erzeugungsbereich. Hierbei wird eine detailliertere
Abstufung des Entflechtungsgrades vom Accounting Unbundling bis hin zum Ownership Un-
17

undling vorgenommen. Die Autoren kommen zu dem Ergebnis, dass mit zunehmendem
Grad der vertikalen Entflechtung die Preise sinken, während die Produktivität (gemessen an
der Kapazitätsauslastungsrate) zunimmt (vgl. Copenhagen Economics, 2005b, S. 102f). Auch
hier ist jedoch kein signifikanter Preiseinfluss erkennbar. 15 Wie die Autoren anmerken, be-
steht – wie in allen genannten Studien – das grundsätzliche Problem darin, dass die zum Teil
zeitgleiche Durchführung der verschiedenen Liberalisierungsmaßnahmen eine präzise Mes-
sung des separaten Einflusses der vertikalen Entflechtung erschwert. Um es mit den Worten
von Joskow (2006, S. 73) auszudrücken, „it is difficult to disentangle the effects of privatiza-
tion, restructuring and incentive regulation“.
4.2 Bottom-up-Studien zum Verteilnetzunbundling
Entflechtung der Verteilnetze in den Niederlanden
Obwohl eine vertikale Entflechtung auf Verteilnetzebene aktuell noch nicht gefordert wird, ist
es durchaus denkbar, dass auch dies in naheliegender Zukunft in Erwägung gezogen wird.
Hier lohnt ein Blick in die Niederlande, wo eine solche Verteilnetzentflechtung kürzlich um-
gesetzt wurde. Im Vorfeld dazu gab es eine kontroverse Debatte zu den vorgeschlagenen Un-
bundling-Optionen, die von einer Ausweitung der Unabhängigkeit der Verteilnetze in finan-
zieller Hinsicht und in Bezug auf Entscheidungsbefugnisse bis hin zu einem vollständigen
Ownership Unbundling reichten. Darüber hinaus wurde die zusätzliche Übertragung der
Hochspannungsnetze ab 110kV (anstatt wie bisher 220kV) an den unabhängigen Übertra-
gungsnetzbetreiber TenneT diskutiert. Der aktuelle Stand ist, dass das Reformpaket streng
genommen kein Ownership Unbundling im ökonomischen Sinne darstellt. Die Unternehmens-
führung soll derart umgestaltet werden, dass die Netzabteilung keinen Entscheidungsbefug-
nissen der kommerziellen Bereiche unterliegt mit Ausnahme der (derzeitigen) Eigentümer, die
nach wie vor Eigentumsrechte an beiden Bereichen haben dürfen. Somit müssen die derzeiti-
gen Eigentümer nicht verkaufen, wenn sie dies nicht möchten. Die interne Reorganisation soll
bis 2011 abgeschlossen sein. In der Praxis sieht es so aus, dass wohl viele der kommerziellen
Bereiche zum Verkauf stehen. Zum Beispiel ist der Verkauf von Essent an RWE fast abge-
schlossen; dasselbe gilt für den Verkauf von Nuon an Vattenfall.
Obwohl es für eine Analyse der umgesetzten Maßnahmen ex-post noch zu früh ist,
gibt es einige aufschlussreiche Analysen von Beratungsfirmen, die die zuvor diskutierten Ent-
15 Growitsch et al. (2008) bestätigen diese Beobachtung übrigens auch für den Gassektor.
18

flechtungsmaßnahmen ex-ante im Hinblick auf ihre erwarteten Kosten und Nutzen untersucht
haben.
CPB (2005) schätzt die Synergieeffekte des Systembetriebs selbst als nicht allzu groß
ein, was unter anderem damit begründet wird, dass in Großbritannien auf Übertragungsnetz-
ebene eine „freiwillige“ Entflechtung stattgefunden hat. 16 Auch wird argumentiert, dass – ver-
gleichbar mit der Diskussion auf der Übertragungsnetzebene – ein Großteil der Synergieeffek-
te bereits durch die strikte Aufgabenteilung im Rahmen des Legal Unbundling verloren ge-
gangen sind und darüber hinaus keine bedeutenden Verluste mehr zu erwarten sind. In der
nachfolgenden Kosten-Nutzen-Analyse kommt CPB (2006) demnach zu einer recht positiven
Beurteilung der vorgeschlagenen Maßnahmen.
Zwar werden auch nach der Schätzung von Deloitte (2005) die operativen Kosten
durch das Unbundling kaum beeinflusst. Dennoch fallen beachtliche permanente Restruktu-
rierungskosten bei der Muttergesellschaft an, die in erster Linie durch die Auflösung der „sha-
red service“-Bereiche IuK, Personal, Kundenbetreuung und Finanzierung verursacht werden.
Das Ausmaß dieser verlorenen Synergien wird für diese Bereiche auf etwa 50 Prozent der
Ausgangskosten geschätzt. Insgesamt ergeben sich Synergieverluste in der Größenordnung
von 350-460 Mio. € pro Jahr; wobei die Gesamtkosten der Verteilnetzbetreiber (einschließlich
des Handels und der an das Verteilnetz angeschlossenen Erzeugungskapazitäten) etwa 4,5
Mrd. € betragen. 17 Auch die Kostenschätzungen von Roland Berger (2005) liegen mit 285-
400 Mio. € pro Jahr über den moderaten Einschätzungen von CPB (2006). Aus allen Kosten-
schätzungen wird jedoch auch ersichtlich, dass ein Großteil der Entflechtungskosten beim
Schritt von einer vertikal integrierten Welt zum Legal Unbundling zu erwarten ist, während
aus dem zusätzlichen Schritt von Legal Unbundling zum Ownership Unbundling nur geringe
Synergieverluste resultieren. Dies folgt aus der Tatsache, dass die Auflösung der oben ge-
nannten „shared services“ bereits bei einer administrativen Entflechtung erfolgt, so dass ent-
sprechende Synergien zum großen Teil nicht mehr genutzt werden können. Es sollte an dieser
Stelle nochmal betont werden, dass Legal Unbundling bereits vorgeschrieben und weitestge-
hend umgesetzt ist.
De Nooij und Baarsma (2007) führen auf Basis der verschiedenen Kostenansätze eine
Kosten-Nutzen-Analyse durch, wobei sie zwischen einem günstigen Szenario (mit hohen
16 Die Freiwilligkeit dieser Entflechtung kann jedoch durchaus in Frage gestellt werden, da der regulatorische
Druck hierbei sicherlich eine entscheidende Rolle gespielt hat.
17 Zum Vergleich: Die Gesamtkosten der gesamten Stromversorgung in den Niederlanden (inklusive Import)
belaufen sich auf rund 10 Mrd. € pro Jahr.
19

Wettbewerbs- und niedrigen Kosteneffekten), dem wahrscheinlichsten und einem ungünstigen
Szenario unterscheiden. Auch im günstigen Fall sind die Nettoeffekte jedoch gering. Im
wahrscheinlichsten Szenario weisen alle Politikmaßnahmen, die ein striktes Unbundling bein-
halten, einen negativen Kapitalwert auf. Insgesamt zeigt sich auch hier, dass der Großteil der
Entflechtungskosten durch die administrative Entflechtung hin zu operativ unabhängigen Ge-
schäftsbereichen verursacht wird und nicht durch die Eigentumsübertragung selbst.
Entflechtung der Verteilnetze in Neuseeland
Neuseeland war 1998 das erste Land weltweit, das eine Eigentumsentflechtung auf Verteil-
netzebene erzwungen hat. Nillesen und Pollitt (2008) untersuchen die Auswirkungen des Ow-
nership Unbundling, wobei sie auf Daten von 28 Netzunternehmen (1995-2007) zurückgrei-
fen. Im Hinblick auf den Wettbewerb stellen Nillesen und Pollitt (2008) eine Intensivierung
fest, die in einer stärkeren Volatilität der Großhandelspreise zum Ausdruck kommt. Gleichzei-
tig kommt es zu einem höheren Marktanteil unabhängiger Stromhändler. Dieser Effekt ist
jedoch nur kurzfristiger Natur und kann wohl zum Teil auch auf die gleichzeitige Einführung
standardisierter Lastprofile zurückgeführt werden, die einen Markteintritt unabhängiger
Stromanbieter erleichtert hat.
Für die Netzkosten ergibt sich zunächst zwar eine einmalige Kostenerhöhung auf
Grund der Restrukturierung selbst. Dem steht jedoch eine dauerhafte Senkung der operativen
Kosten von 17 % gegenüber, die von den Autoren auf die Entflechtung zurückgeführt werden
kann. Die starke Kostensenkung überrascht insbesondere im Vergleich zu den Kostenschät-
zungen für die Niederlande. Es fehlt ein überzeugendes Argument, warum Unbundling zu so
erheblichen Kostensenkungen führen würde. Zum Teil mag hier der Wegfall von Quersub-
ventionen eine Rolle spielen, der zu einer Re-Allokation der Kosten aus dem Netzbereich in
die wettbewerblichen Bereiche geführt haben kann. Einschränkend erwähnen die Autoren
jedoch selbst, dass auch weitere Faktoren jenseits des Ownership Unbundling einen Kosten-
einfluss gehabt haben könnten und insofern das Ergebnis möglicherweise verfälschen. Neben
weiteren Liberalisierungseffekten sei zu beachten, dass eine sektorspezifische Regulierung in
Neuseeland erst 2003 eingeführt wurde (aber 1999 schon in der Diskussion war), so dass auch
die Antizipation der bevorstehenden Regulierung („regulatory threat“) einen Anreiz zur Sen-
kung der operativen Kosten gegeben haben könnte. 18 Zweifel an einer entflechtungsbedingten
Kostensenkung lässt im Übrigen auch die Studie von Kwoka et al. (2007) zur Entflechtung
18 Für eine tiefer gehende Analyse des Konzepts des „regulatory threat“ sei verwiesen auf Brunekreeft (2003).
20

von Verteilnetzen in den USA aufkommen. Diese geht, zumindest in den ersten fünf Jahren,
von operativen Effizienzverlusten von durchschnittlich 4 % aus.
4.3 Ökonometrische Studien zu den vertikalen Synergieeffekten
In diesem Abschnitt werden einige empirische Studien dargestellt, die die vertikalen Syner-
gieeffekte in der Stromwirtschaft aus der Schätzung einer gemeinsamen Kostenfunktion für
die zu untersuchenden Wertschöpfungsstufen ableiten. Für einen sinnvollen Vergleich der
verschiedenen Studien ist jedoch die genaue Abgrenzung der Bereiche zu beachten. Während
sich die europäische Diskussion, wie in Abschnitt 2.2 dargestellt, auf die Trennung zwischen
Erzeugung (G) und Übertragungsnetz (T) konzentriert, unterscheiden sich die vorliegenden
empirischen Studien in Bezug auf die Abgrenzung des Netzbereichs in zweierlei Hinsicht.
Erstens wird (vor allem in den US-Studien) das Übertragungs- und Verteilungsnetz zu einer
Netzebene (D) zusammengefasst. Zweitens erfolgt häufig keine Trennung zwischen der ei-
gentlichen Netzfunktion (der Stromdurchleitung) und dem wettbewerblichen Stromhandel
(R). Gerade dieser zweite Aspekt verdient bei der Interpretation der Ergebnisse besondere
Beachtung, da ein Unbundling im europäischen Sinne ein Herauslösen der Handelssparte aus
dem Netz zwingend vorsieht.
Wird ungeachtet der definitorischen Unterschiede die durch das Netz geleitete und ab-
gesetzte Energie in GWh mit D (‚Distribution’) und die erzeugte Strommenge in GWh mit G
(‚Generation’) bezeichnet, so kann die einfachste Form einer (quadratischen) Kostenfunktion
folgendermaßen dargestellt werden:
(1)
Der Grad der vertikalen Verbundvorteile lässt sich dann als die prozentuale Erhöhung der
Kosten auffassen, die daraus resultiert, dass derselbe Output durch zwei vollständig speziali-
sierte Unternehmen (mit den Kosten C(G,0) und C(0,D)) anstelle eines vertikal integrierten
Unternehmens (mit den Kosten C(G,D)) hergestellt wird. Der Grad der Economies of Scope
(SC) bemisst sich als
(2)
2
2
C( G,
D)
= a + b ⋅ G + c ⋅ G + d ⋅ D + e ⋅ D + f ⋅ G ⋅ D
C(
G,
0)
+ C(
0,
D)
− C(
G,
D)
SC =
C(
G,
D)
Entscheidend für die Vorteile der integrierten Produktion sind demnach der erste und letzte
Term von Gleichung (1). Der erste Term misst den Effekt der Duplizierung der Fixkosten, die
21

sich durch das Aufteilen der Produktion auf zwei Unternehmen ergibt. Der letzte Term bringt,
vereinfacht gesprochen, die Kostenkomplementarität zum Ausdruck, also die Kosteneinspa-
rung bei der Produktion eines Outputs, die aus der gleichzeitigen Produktion des jeweils ande-
ren Outputs resultiert. Liegen Vorteile der gemeinsamen Produktion vor, ist dieser Term ne-
gativ. 19
Die Studien von Kaserman und Mayo (1991) und Kwoka (2002) folgen diesem Ansatz
und schätzen die Kostenfunktionen US-amerikanischer Stromkonzerne. Der daraus errechnete
Grad der Kostenerhöhung durch vertikale Separierung steigt sowohl mit dem Ausmaß der
vertikalen Integration als auch der Unternehmensgröße an. Beispielhaft würde die relative
Kostensteigerung für ein durchschnittliches Energieunternehmen mit einer Erzeugungs- und
Verteilungsmenge von 10.000 GWh zwischen 20% (Kaserman und Mayo, 1991) und 40%
(Kwoka, 2002) der Gesamtkosten liegen. Obwohl beide genannten Studien ein deutliches In-
diz für das Vorhandensein vertikaler Synergieeffekte liefern, sollten die Zahlen als solche
nicht zu wörtlich genommen werden, wie bereits an der großen Bandbreite der Schätzungen
ersichtlich wird. Insbesondere lässt die Spezifikation der Kostenfunktion eine beliebige Aus-
weitung der Ergebnisse auf kleinere oder größere Stromversorger nicht zu. Außerdem ist die
eingangs bereits erwähnte Abgrenzung des Netzbereiches, der Übertragung, Verteilung und
Handel mit einschließt, zu beachten. Erfolgt die Entflechtung zwischen der Erzeugung und
allen anderen Bereichen, so erfolgt auch eine Separierung zwischen Erzeugung und Handel.
Eine solche Trennung zwischen Erzeugung und Handel bringt einen Aspekt ins Spiel, der in
der Diskussion zum Unbundling eine eher untergeordnete Rolle spielt, nämlich das Marktrisi-
ko und die damit verbundenen Transaktionskosten auf Grund der volatilen Großhandelspreise.
Da eine Integration der Wettbewerbsbereiche zur Minderung des Marktrisikos weiterhin mög-
lich ist, werden die Synergieeffekte in den ökonometrischen Studien systematisch überschätzt.
Für den europäischen Raum gibt es bislang noch keine empirischen Studien, die eine
Entflechtung der Übertragungsnetze untersuchen. Hierfür wäre ein internationaler Vergleich
notwendig, der auf Grund der strukturellen Unterschiede der europäischen Strommärkte und
der unzureichenden Datenlage bislang problematisch war. Es gibt jedoch einige Länderstu-
dien, die die Kosteneffekte eines Verteilnetzunbundling schätzen. Fraquelli et al. (2005) un-
19 Auf die unterschiedlichen Konzepte der Messung vertikaler Verbundvorteile soll an dieser Stelle nicht näher
eingegangen werden. Der geneigte Leser sei hierzu verwiesen auf Baumol et al. (1982) und Knieps (2008). Die
für die Beurteilung des Ownership Unbundling relevanten Konzepte werden überblicksweise auch in Meyer
(2008) behandelt.
22

tersuchen den italienischen Strommarkt und ermitteln auch hier recht hohe Kosteneffekte, die
wiederum mit der Unternehmensgröße ansteigen.
Deutlich geringere Werte zeigen sich für den spanischen Strommarkt. Jara-Díaz
(2004) schätzt die prozentualen Synergiekosten auf durchschnittlich 6,5 % (G = 8200 GWh,
D = 11.350 GWh). Arocena (2008) ermittelt ebenfalls eher moderate Kostenschätzungen in
der Größenordnung von 4 % (G = 11.200 GWh, D = 14.400 GWh).
In der langen Frist spielt die gegenseitige Kostenabhängigkeit zwischen Erzeugung
und Netzbereich vor allem für die Abstimmung von Investitionsentscheidungen eine ent-
scheidende Rolle. So weist die Studie von Nemoto und Goto (2004) auf die Existenz von
technologischen Externalitäten hin, die bei separater Optimierung von Kraftwerksinvestitio-
nen nicht berücksichtigt werden und somit zu überhöhten Netzkosten führen können. 20 Diese
externen Kosten können zum Beispiel in Folge ineffizienter Netzerweiterungen auftreten, die
durch mangelnde zeitliche oder räumliche Abstimmung der Investitionen notwendig werden.
Die Vermeidung solcher Ineffizienzen erfordert die sorgfältige Ausgestaltung entsprechender
Marktmechanismen wie zum Beispiel das in Abschnitt 3.2 vorgestellte deep connection char-
ging.
4.4 Eine Soziale-Kosten-Nutzen-Analyse zur Entflechtung
Eine methodische Alternative zu ökonometrisch-empirischen oder rein analytischen Studien
ist eine Soziale-Kosten-Nutzen-Analyse (SKNA), die versucht, anhand von Annahmen über
die zu erwartenden Effekte zu einer quantitativen Einschätzung des Gesamteffekts einer sol-
chen Reformmaßnahme zu gelangen. Obwohl solche Studien strikt genommen keine empiri-
schen Studien sind, vermitteln sie dennoch ein Gefühl für die empirische Seite. Brunekreeft
(2008b) stellt eine Soziale-Kosten-Nutzen-Analyse der Eigentumsentflechtung deutscher
Stromübertragungsnetze vor. Die Effekte für die soziale Wohlfahrt werden mit einem Diskon-
tierungsfaktor von 7% für die Periode von 2010 bis 2030 berechnet. Die SKNA untersucht die
Effekte des zusätzlichen Schritts zur Eigentumstrennung ausgehend vom gegenwärtigen Stand
der administrativen Entflechtung. Mit anderen Worten konzentriert sich die Studie auf den
zusätzlichen, relativ kleinen Schritt und die verschiedenen, erwartungsgemäß kleineren, Ef-
fekte, die daraus resultieren.
20 Diese technologischen Kostenabhängigkeiten werden auch durch andere Studien bestätigt (vgl. hierzu u.a.
Roberts (1886), Lee (1995), Hayashi et al. (1997) und Thompson (1997).) Für eine detailliertere Analyse der
Studien und der dahinter stehenden Konzepte sei verwiesen auf Meyer (2008).
23

Die Studie umfasst im Grunde die drei Kategorien von Effekten, die in den vorange-
gangenen Abschnitten dieses Beitrags bereits ausführlich dargestellt wurden: den Wettbe-
werbseffekt, den Interkonnektoreffekt und den Kosteneffekt. In diesem Abschnitt vertiefen
wir den Interkonnektoreffekt, der in den Abschnitten 2.2 und 3.1 theoretisch diskutiert wurde
und verweisen für die Diskussion der anderen Effekte auf die eigentliche SKNA (Brunekreeft,
2008b).
Wie oben bereits angedeutet, liegt dem Interkonnektoreffekt das Argument des strate-
gic investment withholding zu Grunde. Das Argument besagt, dass ein VIU zur Abschottung
des eigenen Erzeugungsmarkts zu geringe Anreize hat, die Interkonnektorkapazität zu ande-
ren Märkten auszubauen. Mit anderen Worten würde nach diesem Argument eine Eigentums-
trennung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zum verstärkten Ausbau der Interkonnektoren
führen und somit den Wettbewerb stärken.
Die genaue Analyse dieses Effekts erfordert die Spezifizierung des Wettbewerbskon-
zepts. In der SKNA (Brunekreeft, 2008b) wird das Konzept des Residual Supply Index (RSI)
benutzt. Das Konzept des RSI konzentriert sich auf das Verhältnis zwischen der zur Verfü-
gung stehenden Kapazität und Nachfrage und macht die Kapazitätsknappheit zum wichtigsten
Faktor für die Wettbewerbsintensität. Je nachdem wie hoch dieses Verhältnis ist, variiert die
zu Grunde liegende Wettbewerbsintensität oder, formal ausgedrückt, ändert sich endogen die
Verhaltensannahme der Marktteilnehmer (conjectural variation). Falls die verfügbare Kapazi-
tät im Verhältnis zur Nachfrage relativ groß ist, ist die Wettbewerbsintensität hoch, und falls
die Kapazität im Verhältnis zur Nachfrage knapp wird, verringert sich die Wettbewerbsinten-
sität. 21 Dieses Konzept, einschließlich der aus der Studie von London Economics (2007)
stammenden Daten für den deutschen Markt, liegt der SKNA zu Grunde. Interkonnektorkapa-
zität hat Auswirkungen auf den RSI. Da zusätzliche Interkonnektorkapazität zu mehr Import
oder mehr Export führen kann, ist der Effekt auf den RSI jedoch nicht eindeutig.
In der SKNA in Brunekreeft (2008b) wurden Berechnungen für zusätzliche Interkon-
nektorkapazitäten aus einer Studie für die EU-Kommission durch CESI et al. (2005) benutzt.
Die wesentlichen Ergebnisse werden in Tabelle 1 wiedergegeben. In der SKNA wurde das
Szenario S3 (high RES – renewable energy supply) benutzt. Dieses Szenario unterstellt einen
21 Eine zweite, hier nicht vertiefte Komponente dieses Konzepts bezieht sich auf die Rolle der einzelnen Markt-
parteien. Der RSI wird eigentlich für jede Firma berechnet, und es wird untersucht, ob eine Firma pivotal ist; das
heißt, es wird untersucht, ob eine Firma alleine in der Lage ist, durch Zurückhalten seines Angebots die Gesamt-
kapazität unter die nachgefragte Kapazität zu reduzieren. In diesem Fall könnte eine alleinige, einseitige Aktion
eine künstliche Knappheit hervorrufen und damit den Wettbewerb beeinträchtigen.
24

echt erheblichen Ausbau der erneuerbaren Energien, was für Deutschland vor allem Offsho-
re-Wind an der Nord- und Ostsseeküste bedeutet. Um die Einspeisung von großen Mengen
Strom im Norden in das Übertragungsnetz zu ermöglichen, sollte das innerdeutsche Übertra-
gungsnetz, aber auch grenzüberschreitende Interkonnektoren ausgebaut werden. Genau dies
wird mit S3 abgebildet. Es fällt auf, dass in den Berechnungen von CESI et al. (2005) für S3
sich der zusätzliche Import und Export mehr oder weniger ausgleichen. Tatsächlich passiert
vieles gleichzeitig, aber unter dem Strich ist es eher wahrscheinlich dass größere Interkonnek-
torkapazität an den deutschen Grenzen zu mehr Export führt.
Cross-border connections
Country A
Austria
Czech Rep.
Germany
Germany
Germany
Germany
Switzerland
Luxembourg
Country B
Germany
Germany
Netherlands
France
Denmark
Poland
Germany
Germany
TEN-E
EL8
EL8
EL1
EL1
EL7
EL8
EL1
Sum
Scenarios
S1 baseline
2005-2013
Tabelle 1: Zusätzliche Interkonnektorkapazität
Quelle: CESI et al. (2005, p. 94)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
S1 baseline
2014-2023
13000
Neubau von Kraftwerken weisen manche Studien (z.B. DENA, 2008 und BDEW, 2007) auf
25
0
0
0
0
0
0
0
0
0
S3 high
RES
2005-2013
0
0
100
0
1200
0
0
0
1300
S3 high
RES
2014-2023
1200
1300
2600
0
4100
1900
1900
0
S5 I & G
optim.
2005-2013
1700
400
0
0
400
0
0
0
2500
S5 I & G
optim.
2014-2023
2600
1400
0
0
800
0
0
0
4800
Die Import- und Exportzahlen beeinflussen auch den RSI. Formal kann der Effekt,
ohne wesentliche Unterschiede, sowohl an der Kapazitätsseite als auch an der Nachfrageseite
vom RSI-Ansatz modelliert werden. Falls zusätzliche Interkonnektorkapazität vor allem für
mehr Import eingesetzt wird, so steigt effektiv die verfügbare Kapazität, und damit steigt die
Wettbewerbsintensität. Falls aber zusätzliche Interkonnektorkapazität vor allem zu mehr Ex-
port führt, dann steigt effektiv die inländische Nachfrage mit dem Ergebnis, dass die inländi-
sche Wettbewerbsintensität fällt.
Bezüglich des Interkonnektoreffektes für den deutschen Markt macht die SKNA deut-
lich, dass die Entwicklung der Erzeugungskapazität wesentlich ist. Bedingt insbesondere
durch den Atomausstieg, die Alterung vieler Kohlekraftwerke und die Verzögerungen beim

eine mögliche Kraftwerkskapazitätslücke hin. Falls sich die relative Knappheit der Erzeu-
gungskapazität bewahrheitet, verringert sich (durch den RSI) die Wettbewerbsintensität, was
zu höheren Preisen führt. Dies wiederum führt zu relativ mehr Import (bzw. weniger Export),
wodurch sich die Wettbewerbsintensität erhöht. In der SKNA in Brunekreeft (2008b) wird
dargelegt, dass die Wettbewerbseffekte einer Entflechtung quantitativ eigentlich nur im Falle
einer Kapazitätslücke ins Gewicht fallen, weil genau dann der Wettbewerb tendenziell gering
ist, und sämtliche Verbesserungen dementsprechend erhebliche Konsequenzen hätten. Dazu
kommt, dass gerade im Falle einer Kapazitätslücke zusätzliche Interkonnektorkapazität zu
mehr Import führt. Wie in Özdemir et al. (2009) ausgeführt wird, führt dies auch dazu, dass
VIU in diesem Falle einen Ausbau vermeiden möchten, und Entflechtung dadurch zu ver-
stärktem Interkonnektorausbau führen würde.
Das Alternativszenario ist, dass es nicht zu einer Kapazitätslücke in Deutschland
kommt, sondern genügend Kraftwerkskapazität verfügbar ist. In dem Fall ist auch die Wett-
bewerbsintensität relativ stark, das Preisniveau entsprechend relativ niedrig, und infolgedes-
sen wird zusätzliche Interkonnektorkapazität vor allem für mehr Export genutzt. In diesem
Szenario hätte Entflechtung nur geringfügige Effekte. Zum einen wäre der Wettbewerbseffekt
gering, weil die Wettbewerbsintensität bereits relativ hoch wäre, und zum anderen würde der
höhere Export zu einer Verringerung der Wettbewerbsintensität führen. Zudem, wie auch in
Özdemir et al. (2009) berechnet, hätten die VIU in diesem Fall sehr wohl Anreize, die Inter-
konnektoren auszubauen, so dass eine Entflechtung zum Zweck der Verbesserung solcher
Anreize eigentlich überflüssig wäre.
Alles in allem sind die quantitativen Auswirkungen einer Eigentumstrennung der deut-
schen ÜNB positiv aber gering. Im Grunde ist die Kernaussage, dass der Schritt vom gegen-
wärtigen Legal Unbundling zur vollen Eigentumstrennung gering ist und sich Kosten und
Nutzen, die beide für sich genommen quantitativ gering sind, in etwa die Waage halten. Da
einschlägige quantitative Argumente für oder gegen das Ownership Unbundling somit fehlen,
sollte die Diskussion auf Basis anderer, insbesondere ordnungspolitischer, Argumente ent-
schieden werden. Zwei Argumente ragen dabei besonders heraus. Zum einen erlaubt eine wei-
ter reichende Trennung der ÜNB ein verstärktes (grenzüberschreitendes) Zusammenwachsen
der ÜNB, was unter vertikaler Integration wettbewerbspolitisch nicht unproblematisch wäre.
Zum anderen, wie die Europäische Kommission argumentiert, erscheint die vertikale Integra-
tion von monopolitischen und wettbewerbsfähigen Bereichen ordnungspolitisch problema-
tisch.
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5 Schlussfolgerungen
Dieser Beitrag charakterisiert und kommentiert die laufende und kontroverse Debatte um das
Thema Eigentumsentflechtung auf den europäischen Strommärkten. Die Analyse konzentriert
sich dabei häufig auf die deutsche Stromwirtschaft, für die eine Entflechtung auf Grund der
starken vertikalen Integration der Energiekonzerne mit einschneidenden Veränderungen ver-
bunden wäre. Auf politischer Ebene ist die Diskussion motiviert durch die anstehende Verab-
schiedung des dritten Richtlinienpakets für die europäischen Energiemärkte, innerhalb dessen
die vertikale Entflechtung eine sehr bedeutende Rolle spielt. Nach Ansicht der Europäischen
Kommission entwickelt sich der Wettbewerb zu langsam und es mangelt an Anreizen bezüg-
lich des Ausbaus an grenzüberschreitenden Netzverbindungen, den so genannten Interkonnek-
toren. Eine Antwort auf diese Problembereiche liegt nach Ansicht der Kommission in einer
weiter reichenden vertikalen Entflechtung. Die Kommission hat eine deutliche Präferenz für
die Eigentumstrennung der Übertragungsnetze bzw. Fernleitungsnetze; jedoch war dies als
alleinige Option politisch nicht konsensfähig.
Dieser Beitrag beschreibt die institutionellen Entwicklungen der Entflechtung bis zum
derzeitigen Stand des Legal Unbundling und diskutiert Vor- und Nachteile weiterer Reform-
programme. Innerhalb einer Fülle an Argumente, die mittlerweile die Diskussion geprägt ha-
ben, werden in der Analyse insbesondere zwei Aspekte vertieft: der so genannte Interkonnek-
toreffekt, der besagt, dass eine Eigentumstrennung die Anreize für einen effektiven Ausbau
der Interkonnektorkapazitäten verbessert, und die möglichen Verluste an Synergieeffekten
(Economies of Scope) in Folge einer vertikalen Trennung.
Der Interkonnektoreffekt beruht auf dem Argument des strategic investment withhol-
ding. Das Argument besagt, dass ein VIU zur Abschottung des eigenen Erzeugungsmarktes
zu geringe Anreize hat, die Interkonnektorkapazität zu anderen Märkten auszubauen. Nach
diesem Argument würde eine Eigentumstrennung der ÜNB zum verstärkten Ausbau der In-
terkonnektoren führen und somit den Wettbewerb und den internen Energiebinnenmarkt stär-
ken. Wir haben dieses Thema vor allem im Rahmen einer Sozialen-Kosten-Nutzen-Analyse
vertieft, die die Eigentumstrennung der deutschen Stromübertragungsnetze zum Gegenstand
hat (vgl. Brunekreeft, 2008b). Hierbei zeigt sich, dass es von elementarer Bedeutung ist, ob
die zusätzliche grenzüberschreitende Interkonnektorkapazität für mehr Import oder für mehr
Export eingesetzt wird. Dementsprechend sind die zu erwartenden Wettbewerbseffekte nicht
eindeutig. Eine detaillierte Analyse ergibt, dass die Effekte und damit die Effektivität des Un-
bundling bezüglich der Anreize zum Ausbau der Interkonnektoren von der Entwicklung der
27

Kraftwerkskapazität abhängen. Im Grunde treten wesentliche Effekte nur dann auf, wenn die
Kraftwerkskapazität gering ist.
Die negative Kehrseite der Entflechtung ergibt sich aus dem drohenden Verlust von
Synergieeffekten (Economies of Scope) zwischen dem Netz und der Erzeugungsebene. Diese
resultieren aus den technischen Abhängigkeiten im Systembetrieb. Insbesondere die Abstim-
mung zwischen Netz- und Kraftwerksinvestitionen in einem entflochtenen Strommarkt kann
bedeutende Transaktionskosten zur Folge haben, die als Effizienzverluste der Marktkoordi-
nierung im Vergleich zu einer hierarchischen Koordinierung auftreten können. Empirische
Studien weisen zum Teil deutliche permanente Entflechtungskosten aus, wobei sich die
Schätzungen jedoch auf die Gesamtheit der Entflechtungsschritte (einschließlich des bereits
umgesetzten Legal Unbundling) beziehen. Die Kosten des zusätzlichen Schrittes zum Ow-
nership Unbundling dürften wesentlich geringer sein, obwohl konkrete Studien auf Grund
eines bisherigen Mangels an Daten noch ausstehen.
Wohin führt der Weg? Das dritte Richtlinienpaket, das zur Verabschiedung bereit liegt,
lässt eine Wahlmöglichkeit zwischen drei Optionen zu, so dass größere erzwungene Refor-
men vorerst ausbleiben. Impliziert dies jedoch auch, dass das Programm gescheitert ist, und
sich nichts ändern wird? Keineswegs. Zum einen werden auch für das Legal Unbundling die
Regelungen im dritten Richtlinienpaket deutlich schärfer, so dass es gegebenenfalls sogar
attraktiv wird, die Netze freiwillig zu verkaufen. Zum anderen liegt es relativ nah, dass die
Kommission weiterhin Druck machen wird. Sie hat bereits erreicht, dass unter dem massiven
Druck eines drohenden Kartellverfahrens EON und RWE „freiwillig“ angekündigt haben,
Teile ihre Netze verkaufen zu wollen. Es ist durchaus üblich, in Zusammenschlussverfahren
„wettbewerbsfördernde Auflagen“ zu machen; der Verkauf des Netzes könnte eine solche
Auflage sein. Die wichtigste Entwicklung dürfte allerdings in der sich rasch entwickelnden
grenzüberschreitenden Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber liegen. Diese Entwicklung
könnte zu einer weiter gehenden vertikalen Entflechtung führen.
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