2.4 Erdgas 2.4.1 Aufbau der Gaswirtschaft - tuev-media.de · Terra – sind E.ON Global Commodities, Wintershall und Wingas, VNG sowie ... 10,2 40,7 221,7 976,2 201 1 137,3 970,9

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2.4 Erdgas

Im europischen Vergleich ist der deutsche Erdgasmarkt unter anderem durch die groe Zahl von Anbietern auf allen Stufen der Wertschpfungskette, die Ab-wesenheit von Marktschranken und eine starke Wettbewerbsausprgung gekenn-zeichnet.

2.4.1 Aufbau der Gaswirtschaft

In der Gaswirtschaft kann grundstzlich zwischen folgenden Wertschpfungsstu-fen unterschieden werden:

Inlndische Produktion und Import

Grohandelsebene

Transportnetz

Speicherung

Verteilnetz

Vertrieb

Auf diesen Ebenen bettigen sich eine Vielzahl von Unternehmen unterschied-licher Gre und Geschftsausrichtung. Frder- und/oder Importgesellschaften gewinnen Erdgas aus Lagersttten in Deutschland oder beschaffen Erdgas von auslndischen Lieferanten. Sie verkaufen dieses Erdgas an berregionale, regio-nale und lokale Gasunternehmen beziehungsweise an Endkunden.

An der Erdgasfrderung in Deutschland, die 2013 mit 11 % zum gesamten Gas-aufkommen beitrug, sind zehn Unternehmen beteiligt. Auf die drei grten Marktteilnehmer entfallen zwei Drittel der Frdermenge.

Der berwiegende Teil des Aufkommens an Erdgas stammt aus Importen. Im Rahmen der Datenerhebung fr den Monitoringbericht 2013 waren Rckmeldun-gen von 38 Gasimporteuren und Gasexporteuren beim Bundeskartellamt bzw. der Bundesnetzagentur eingegangen. Der Anteil der grten drei (grten fnf) Unternehmen am Gesamtimport betrug im Jahr 2012 gem der im Monitoring-bericht 2013 der Bundesnetzagentur und des Bundeskartellamts verffentlichten Erhebung 59,9 (68,5) %.

Whrend bis vor einigen Jahren sogenannte Ferngasgesellschaften, die auch ber das Fernleitungsnetz verfgten, den Import von Erdgas meist im Rahmen ln-

aus: Energiemarkt Deutschland - Jahrbuch 2015; Kln, TV Media GmbH

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Abb. 30: Gasfl uss 2013

Gasfl ussVon Import und Frderung zum Verbrauch

Gasfl uss 2013 (vorlufi g) in Mrd. Kilowattstunden


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gerfristiger Vertrge mit auslndischen Lieferanten wahrgenommen hatten, er-folgt dies inzwischen durch in der Regel voneinander getrennte Unternehmen den Grohandel bzw. die Fernleitungsnetzbetreiber. In Deutschland existieren rund 70 Gashandelsunternehmen und 17 Fernleitungsnetzbetreiber (Gesamtlnge des Fernleitungsnetzes: 39.496 km).

Eine weitere Wertschpfungskategorie stellen die Gasspeicherbetreiber dar. An der Erhebung fr den Monitoringbericht 2013 nahmen 22 Unternehmen teil, die insgesamt 39 Untertageerdgasspeicheranlagen (UGS) betreiben und vermarkten. Insgesamt betrgt das in diesen UGS maximal nutzbare Arbeitsgasvolumen 23,53 Mrd. Nm. Davon entfallen 11,11 Mrd. Nm auf Kavernenspeicher- und 12,43 Mrd. Nm auf Porenspeicheranlagen. Entsprechend der Struktur des deutschen Erdgasmarktes ist der weitaus grte Teil von Speicheranlagen fr die Speiche-rung von H-Gas ausgelegt (21,23 Mrd. Nm; 2,30 Mrd. Nm fr L-Gas). [25] Zu den wichtigsten Unternehmen in diesem Geschftsfeld zhlen astora, E.ON Gas Storage, VNG Gasspeicher und RWE Gasspeicher.

Auf der Verteilnetzebene existieren in Deutschland etwa 730 Unternehmen un-terschiedlicher Gre und Struktur, die Gasleitungen mit einer Gesamtlnge von 471.213 km betreiben.

Auch die Vertriebsstufe des deutschen Gasmarkts ist durch eine groe Zahl von Anbietern gekennzeichnet. So verfgt Deutschland mit etwa 890 Gasvertrieben ber den europaweit heterogensten Gasmarkt. Zugleich zeichnet sich der Gas-vertrieb durch hohe Wettbewerbsintensitt aus. In knapp 86 % der Netzgebiete knnen die Letztverbraucher aus einer Vielfalt von 31 und mehr Gaslieferanten auswhlen, in fast 60 % der Netzgebiete stehen sogar mehr als 50 Gaslieferanten zur Auswahl. Nur noch in weniger als einem Prozent der Netzgebiete beliefern fnf oder weniger Gasversorger Letztverbraucher (gem Daten ber das Be-richtsjahr 2012). [25]

Insgesamt bettigen sich mehr als tausend (eigenstndige) Unternehmen auf dem deutschen Markt, die zum Teil auf mehreren Marktstufen Versorgungsaufgaben wahrnehmen. Die deutsche Gaswirtschaft ist somit durch eine arbeitsteilige und dezentrale Struktur gekennzeichnet.

Durch die Aufsplittung von frher vielfach integrierten Unternehmen in Han-dels-, Transport- und Speicher- beziehungsweise Verteilnetz- und Vertriebsge-sellschaften hat sich die Anzahl der Gasversorgungsunternehmen im Gefolge der Marktliberalisierung erhht.


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2.4.2 Produktions- und Importstufe

Das Brutto-Aufkommen an Erdgas von 1.152 Mrd. kWh im Jahr 2013 setzte sich aus 116 Mrd. kWh inlndischer Frderung und 1.037 Mrd. kWh Einfuhren zusammen. Diese Werte entsprechen einer Importquote von 89 %.

Die in Deutschland 2013 realisierte Erdgasfrdermenge von 116 Mrd. kWh wird weltweit von 43 Staaten bertroffen. In Westeuropa ist Deutschland das viert-wichtigste Erdgasgewinnungsland nach Norwegen, Niederlande und Grobritan-nien. Die Frderung konzentriert sich vor allem auf Niedersachsen.

An der inlndischen Erdgasgewinnung sind zwlf Unternehmen mit sehr unter-schiedlichem Gewicht beteiligt. Allein die grten dieser Frdergesellschaften das sind Shell und ESSO als Anteilseigner der BEB Erdgas und Erdl GmbH & Co. KG, Mobil Erdgas-Erdl GmbH, RWE Dea AG, GDF SUEZ E & P Deutsch-land GmbH sowie Wintershall Holding AG vereinigten 2013 rund 99 % der Gesamtfrderung an Erdgas auf sich.

Der Bezug des Erdgases aus dem Ausland erfolgt berwiegend auf der Basis lang-fristiger Vertrge zwischen den Lieferanten und den auf dem deutschen Markt ttigen Gasversorgungsunternehmen. Hauptlieferlnder zur Versorgung des deut-schen Marktes sind Russland, Norwegen und die Niederlande. Die bedeutendsten Vertragspartner der auslndischen Lieferanten wie Gazprom, Statoil und Gas-

Abb. 31: Erdgasaufkommen Deutschlands nach der Herkunft


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Terra sind E.ON Global Commodities, Wintershall und Wingas, VNG sowie RWE Supply & Trading. Die meisten Vertrge mit Gazprom Export haben eine Laufzeit von mehr als 20 Jahren und reichen teilweise sogar ber 2035 hinaus. Demgegenber ist die Laufzeit der Vertrge mit den Lieferanten aus Norwegen und den Niederlanden auf einen Zeithorizont von zehn bis 20 Jahre begrenzt. So hatte etwa Wintershall im November 2012 mit Statoil einen 10-Jahresvertrag ber den Bezug von insgesamt 45 Milliarden Kubikmeter geschlossen.

In den vergangenen Jahren ist allerdings die Bedeutung der Termin-/Spotmrkte fr die Gasbeschaffung stark gewachsen. So hatte beispielsweise VNG bereits im Jahr 2009 gut ein Fnftel seines Gasbedarfs ber Termin-/Spotmrkte gedeckt. Aktuell sind bei Importvertrgen fr Lieferungen nach Westeuropa zwei Aspekte von Bedeutung: Zum einen die Verkrzung der Vertragslaufzeiten und zum an-deren der Wechsel hin zu Gasmarktindizierung und weg von l- bzw. anderen Konkurrenzenergietrger-Indizierungen. Nach Schtzungen der Societe Generale waren im Jahr 2012 europaweit 57 % der Gasversorgung l-indiziert und 43 % Spot-indiziert. 2013 knnte der Anteil der Versorgungsmengen in Europa, deren Preisgestaltung lindizes zugrunde liegen, unter 50 % gefallen sein so Societe Generale.

Fr die berbrckung der teilweise groen Distanzen vom Bohrloch in den Lie-ferlndern bis nach Deutschland werden Pipelines genutzt, in denen das Gas unter hohem Druck befrdert wird. Die mittlere Transport-Geschwindigkeit des Gases in den Pipelines betrgt etwa 20 km/h. Von den sibirischen Frdersttten aus nach Deutschland ist das Erdgas ber eine Woche unterwegs. Whrend des Gasflusses ber lngere Strecken fllt der Druck durch die Reibung der Gasmo lekle im Gasstrom selbst und an den Rohrwnden ab. Der so verminderte Druck muss zum Weitertransport wieder erhht werden. Dies geschieht in Verdichterstationen, die im Fernleitungsnetz in einem Abstand von etwa 100 bis 400 Kilometern als Ergebnis technisch/wirtschaftlicher Optimierungs-Rechnungen in der Planungs-phase der Systeme installiert sind.

Erdgas kann auch per Schiff in verflssigter Form (Liquefied Natural Gas = LNG) bezogen werden. Fr die berbrckung groer Seestrecken steht eine ausgereifte Technik zur Verfgung. In Verflssigungsanlagen in unmittelbarer Nhe der Ver-ladehfen wird Erdgas auf rund 160 C abgekhlt. Dabei verflssigt es sich und nimmt auf etwa ein Sechshundertstel des Normvolumens ab. Im Zielhafen des Importlandes wird es wieder in seinen gasfrmigen Zustand zurckgefhrt und in das Erdgasleitungssystem eingespeist. Allerdings weisen die so genannten Ver-flssigungs- und Regasifizierungsanlagen in der Regel hohe Investitionskosten auf. Der Handel mit LNG erfolgt hnlich wie bei Pipeline-Gas ganz berwie-gend unter langfristigen Klauseln, die regionalen Umleitungen entgegen stehen.

LNG-Schiffe verbinden flexibel Gasangebot und -nachfrage und versorgen so die Hauptverbrauchsmrkte (Nord- und Sdamerika, Europa, Sdostasien) aus den weltweiten Gasvorkommen. Die zunchst erwarteten hohen LNG-Lieferungen


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Abb. 33: Strukturschema zum deutschen Gasmarkt

Abb. 34: Unternehmen der Gasversorgung nach Wertschpfungsstufen

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Tabelle 49: Aufkommen und Verwendung von Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2012 und 2013

2012 2013

Mrd. kWh Inlandsgewinnung 120 116

+ Einfuhr an Erdgas insgesamt 957 1.037

davon aus

Russland 33 % 38 %

Norwegen 25 % 20 %

Niederlande 26 % 26 %

Grobritannien, Dnemark, u. a. 5 % 6 %

= Aufkommen 1.077 1.152

Ausfuhr 184 200

+ Speichersaldo** 6 4

Eigenverbrauch*** 3 11

= Erdgasabsatz im Inland 902 945

davon:

Kraftwerke 131 116

Industrie 345 353

Haushalte 282 312

Gewerbe/Handel/Dienstleistungen 119 129

Fernwrme 23 32

Verkehr 3 3

Erdgasverbrauch im Inland 899 956

* vorlufig** Minus = Einspeisung*** einschlielich statistische Differenzen Quelle: Statistisches Bundesamt, BDEW, 2/2014

nach USA wird es allerdings nicht geben, da der US-amerikanische Markt auf-grund groer Funde unkonventionellen Gases nahezu autark sein wird. Mit LNG knnen saisonale Nachfragespitzen befriedigt sowie Mrkte verknpft werden. Bereits ab 2015/2016 wird mit Aufnahme von US-LNG-Exporten ein immer str-ker global vernetzter Handelsmarkt erwartet.


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2013 entfielen 31 % des Welterdgashandels auf LNG. Grtes LNG-Exportland war 2013 Katar, gefolgt von Malaysia, Australien, Nigeria, Indonesien, Trini-dad & Tobago, Algerien, Russland, Oman und Brunei. Wichtigstes Importland ist Japan mit deutlichem Abstand vor Sdkorea, China, Indien, Taiwan, Spanien, Grobritannien und Frankreich. Das Angebot von LNG-Mengen ist bisher noch begrenzt, und viele Projekte sind in zeitlichem Verzug (z. B. wegen mangelnder politischer Stabilitt). In Deutschland gibt es bisher keinen LNG-Empfangster-minal. Eine Anbindung besteht aber ber den Terminal in Zeebrgge. Zuknftig werden Terminals in den Niederlanden (Rotterdam) und Frankreich auch fr die Belieferung des deutschen Marktes eine Rolle spielen.

LNG wird also die Erdgasversorgung deutscher Industriekunden und Haushalte ergnzen. Weitere Lieferlnder, wie der Nahe Osten oder nordafrikanische Staa-ten, knnen durch die Wahrnehmung der Einfuhrmglichkeiten von LNG fr den deutschen Erdgasmarkt erschlossen werden. In naher Zukunft ist die vollstndige Deckung des Erdgasbedarfs in Deutschland oder der EU mit LNG aus Kapazi-ttsgrnden nicht denkbar. Auf lngere Sicht wird LNG eine wichtige Ergnzung zu Pipelinegas darstellen. [26]

Tabelle 50: Erdgasfrderung in Deutschland nach konsortialer Beteiligung 2013

Gesellschaft2013

1.000 m %

BEB Erdgas und Erdl GmbH, Hannover 4.158.503 42,49

Deutz Erdgas GmbH Gehrden 25.354 0,26

EWE VERTRIEB GmbH, Oldenburg 2.725 0,03

ITAG, Celle 6.103 0,06

Mobil Erdgas-Erdl GbmH, Celle 2.470.301 25,24

GDF SUEZ E & P Deutschland GmbH, Lingen 898.202 9,18

von Rautenkranz E & P, Celle 25.279 0,26

RWE Dea AG, Hamburg 1.554.677 15,89

Wintershall Holding AG, Kassel 644.073 6,58

Sonstige 1.063 0,01

Insgesamt 9.786.280 100

* 9,7692 kWh/mQuelle: W.E.G. Wirtschaftsverband Erdl- und Erdgasgewinnung, Jahresbericht 2013, Hannover 2014, S. 56


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2.4.3 Grohandelsebene

Der Grohandelsmarkt fr Erdgas funktioniert effizient und trgt wesentlich zum Wettbewerb auf den Erdgasvertriebsmrkten bei. Des Weiteren sind folgende Wirkungen der Energiehandelsmrkte zu nennen:

Faire und transparente Bepreisung,

Anreiz fr Angebot und Nachfrage, schnell auf Engpsse zu reagieren mit entsprechenden Konsequenzen fr die Versorgungssicherheit,

Signalwirkung auf Investitionen,

Bewertung von Risiken als Grundlage fr effizientes Risikomanagement so-wie

die Ermglichung von Risikosteuerung (Hedging).

Der Grohandel mit Erdgas umfasst Handelsgeschfte zwischen professionellen Marktteilnehmern, die in der Regel nicht den eigenen Verbrauch zum Gegenstand haben. Grohandelsmrkte sind von zentraler Bedeutung fr das Marktgesche-hen entlang der gesamten Wertschpfungskette im Erdgassektor, von der Erd-gasbeschaffung bis zur Endkundenversorgung. Je vielfltiger die Mglichkeiten der kurz- und langfristigen Gasbeschaffung auf Grohandelsebene sind, um so weniger sind Unternehmen darauf angewiesen, sich in langfristigen Liefervertr-gen zu binden. Effiziente und liquide Grohandelsmrkte erweitern die Optionen der Marktteilnehmer, beispielsweise fr Vertragsbeziehungen aus einer Vielzahl von Handelspartnern auszuwhlen und ein diversifiziertes Portfolio an kurz- und langfristigen Handelskontrakten zu halten. Liquide Terminmrkte erlauben eine strategische Erdgasbeschaffung auerhalb langfristiger Liefervertrge. [25]

Der berwiegende Teil des Grohandels mit Erdgas wird auerbrslich over-the-counter (OTC) bilateral abgewickelt. Der bilaterale Handel bietet den Vor-teil, dass er flexibel durchgefhrt werden kann, d. h. ohne zwingenden Rckgriff auf Standardkontrakte. [25]

Der bilaterale Erdgashandel erfolgt ber die virtuellen Handelspunkte (VHP) der deutschen Marktgebiete. Seit dem 1. Oktober 2011 existieren in Deutschland nur noch zwei Marktgebiete, NetConnect Germany (NCG) und Gaspool. Das OTC-Handelsvolumen an den virtuellen Handelspunkten der Marktgebiete NCG und Gaspool ist in den letzten Jahren qualittsbergreifend (H-Gas und L-Gas) gestiegen. Es betrug 2012 laut Monitoringbericht 2013 der Bundesnetzagentur und des Bundeskartellamts 2.460 TWh. Dabei liegt der Anteil der Handelsge-schfte mit physischer Erfllung bei gut einem Drittel des Gesamthandelsvolu-mens. Die finanziellen Transaktionen, die sog. Paper Trades machten knapp zwei Drittel des Handelsvolumens aus.


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Das OTC-Handelsvolumen im Bereich H-Gas belief sich im Jahr 2012 auf rund 2.235 TWh. Im Bereich L-Gas erreichte das OTC-Handelsvolumen 2012 rund 225 TWh.

Die Anzahl der aktiven Handelsteilnehmer lag nach Angaben im Monitoringbe-richt 2012 im Marktgebiet Gaspool bei 120 (L-Gas) bzw. 277 (H-Gas) Teilneh-mern. Fr das Gebiet NCG wird die Anzahl im Jahr 2012 aktiver Marktteilneh-mer auf 117 (L-Gas) bzw. 257 (H-Gas) beziffert.

Einen wichtigen Indikator fr die Liquiditt eines Handelsplatzes stellt die sog. Churn Rate dar. Diese Kennziffer steht fr das Verhltnis von gehandelter zu physisch transportierter Menge Erdgas. Hohe Churn Rates weisen auf eine hohe Liquiditt des Marktes hin. In den beiden Marktgebieten NCG und Gaspool lag die Churn Rate 2012 bei knapp unter 3 fr H-Gas und bei rund 1,5 fr L-Gas.

Eine alternative Form des OTC-Handels zum direkten bilateralen Handel ist der ber eine Brokerplattform vermittelte Handel. hnlich wie die Teilnahme am Brsenhandel erweitert die Nutzung einer Brokerplattform den Kreis von mgli-chen Handelspartnern, der einem Handelsteilnehmer offen steht. Broker dienen als Intermedire zwischen Kufer und Verkufer und bndeln Informationen zu Nachfrage und Angebot von kurz- und langfristigen Erdgas-Handelsprodukten. Die Inanspruchnahme eines Brokers reduziert die Suchkosten und erleichtert tendenziell die Realisierung grerer Transaktionen. Gleichzeitig ermglicht sie grundstzlich eine breitere Risikostreuung. Schlielich bieten Broker die Dienst-leistung an, dass sie das von ihnen vermittelte Handelsgeschft zum Clearing an der Brse registrieren lassen, womit das Handelsrisiko der Parteien abgesichert wird. [25]

Als Ergebnis einer im Monitoringbericht 2013 ausgewiesenen Befragung von Brokern wurden 2012 etwa 57 % des gesamten OTC-Handelsvolumens an den VHP der Marktgebiete Gaspool und NCG ber Broker gehandelt.

Der Brsenhandel stellt eine Alternative zum Brokerhandel und dem nicht ver-mittelten bilateralen Handel dar. In Deutschland vollzieht sich der brsliche Erd-gashandel ber die EEX European Energy Exchange AG bzw. seit dem 1. Januar 2012 ber die Tochtergesellschaft EGEX European Gas Exchange GmbH. Dort knnen Spotmarkt- und Terminmarkt-Kontrakte gehandelt werden.

Am Spotmarkt der EEX werden Handelskontrakte fr die Lieferung zu den VHP der deutschen Marktgebiete Gaspool und NCG sowie des niederlndischen Marktgebiets Title Transfer Facility (TTF) geschlossen. Dabei ist der Erdgashan-del fr den aktuellen Gasliefertag mit einer Vorlaufzeit von drei Stunden (With in-Day-Kontrakt), fr einen oder zwei Tage im Voraus (Day-Kontrakt) und auch fr das folgende Wochenende (Weekend-Kontrakt) mglich, und zwar seit dem Jahr 2011 auch kontinuierlich (sog. 24/7-Handel). [25]


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Der Spotmarkt wies im Jahr 2012 mit rund 35,9 TWh ein geringeres Volumen als der Terminmarkt auf.

Am Terminmarkt der EEX werden, wie am EEX-Spotmarkt, Handelskontrak-te fr die Lieferung zu den virtuellen Handelspunkten (VHP) der Marktgebiete Gaspool und NCG geschlossen, nicht aber, insoweit anders als am Spotmarkt, zum niederlndischen TTF. Handelbare Lieferperioden sind der aktuelle Rest-monat (Balance-of-the-Month-Future, BoM) bzw. die folgenden sechs Monate (Month-Futures), sieben Quartale (Quarter Futures) oder sechs Kalenderjahre (Year-Futures) sowie fr das Marktgebiet NCG auch die nchsten vier Seasons (Season-Futures; es wird zwischen Summer Season und Winter Season unter-schieden). Der Handel am Terminmarkt findet brsentglich von 8:00 bis 18:00 Uhr (MEZ) statt. [25]

Der Terminmarkt dient der langfristigen Gasbeschaffung bzw. der Portfolioop-timierung. Auerdem knnen Preis- und Mengenrisiken ber den Terminmarkt abgesichert werden.

Zustzlich bietet die EEX das Clearing von auerbrslich gettigten Geschf-ten fr standardisierte Terminmarkt-Produkte zur Lieferung an die deutschen VHP an. Beim OTC-Clearing handelt es sich um eine Dienstleistung der Brse, wodurch Handelspartner ihre auerbrslich abgeschlossenen Geschfte, sofern die Kontraktspezifikationen Brsengeschften entsprechen, fr das Clearing und die Abwicklung im Clearinghaus registrieren lassen knnen (sog. trade regis-tration). Ziel des OTC-Clearing ist die Minimierung von Kreditrisiken, die aus einem Ausfall des Handelspartners und der zuknftigen Entwicklung von Markt-preisen erwachsen. Dabei tritt die EEX jeweils an die Stelle des Kontrahenten. Mittlerweile umfasst das OTC-Clearing zustzlich den Spotmarkthandel wie auch den Handel mit Futures-Produkten am britischen National Balancing Point (NBP) und am italienischen virtuellen Handelspunkt PSV (Punto do Scambio Virtuale). Damit wurde die Anbindung an europische Gasmrkte weiter verbes-sert. Clearing und Settlement der OTC-Termingeschfte erfolgt durch die Euro-pean Commodity Clearing AG (ECC). Die Mindestgre der Kontrakte betrgt zehn MW im Falle des Brsenhandels bzw. ein MW fr die Registrierung von OTC-Geschften. [25]

Die Zahl der an der EEX registrierten Brsenteilnehmer belief sich im Jahr 2012 auf 221. Das Handelsvolumen mit Erdgas an der EEX hat sich von 75 Mrd. kWh im Jahr 2012 auf 110 Mrd. kWh im Jahr 2013 erhht. Davon entfielen 80,6 Mrd. kWh auf den Spothandel und 29,5 Mrd. kWh auf den Terminhandel.

Zur Weiterentwicklung ihrer Gasmrkte ist die EEX eine Kooperation mit der franzsischen Powernext eingegangen. Unter der Marke PEGAS bndeln die Ko-operationspartner EEX und Powernext ihre Gasprodukte auf einer Handelsplatt-form, die auf dem Exchange Trading System (ETS) von Trayport betrieben wird. Die PEGAS-Kooperation startete am 29. Mai 2013.


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Die gesamten Erdgas-Handelsvolumina an deutschen Handelspltzen (OTC und Brsenhandel) belaufen sich inzwischen auf mehr als 2.500 TWh pro Jahr.

Eine groe Zahl von Unternehmen aus unterschiedlichen Bereichen ist inzwi-schen im Gashandel engagiert. Neben den klassischen Energieversorgern und neuen Marktteilnehmern aus dem In- und Ausland hat sich u. a. GAZPROM Ger-mania GmbH (GPG), Berlin, zu einem weiteren wichtigen Player auf dem Markt entwickelt. GPG war 1990 gegrndet worden, um russisches Erdgas in Deutsch-land und in Westeuropa zu vermarkten. Handel und Speicherung von Erdgas sind die Hauptgeschftsfelder der GPG.

2.4.4 Transportnetzstufe

Der Import von Gas nach Deutschland erfolgt im Wesentlichen an folgenden acht Grenzbergangsstellen. Das sind Greifswald (Russland), Emden (Norwe-gen), Waidhaus (Tschechien), Mallnow (Polen), Eynatten (Belgien), Ellund (D-nemark), berackern (sterreich) und Bunde (Niederlande). Mit Fertigstellung der Nord Stream Pipeline in den Jahren 2011 und 2012 kann russisches Gas jetzt auch direkt nach Deutschland geleitet werden (ohne Transit durch andere Staa-ten). Die Kapazitt der zwei Pipeline-Strnge, die durch die Ostsee nach Greifs-wald fhren, betrgt 55 Mrd. Kubikmeter pro Jahr.

Der Ferntransport von Gas in Rohrleitungen erfordert einen hohen Gasdruck von maximal etwa 80 bar. Ferner ist der kontinuierliche Einsatz von Verdichterstatio-nen notwendig, die durch Reibung der Molekle entstehende Druckverluste ber die Distanz ausgleichen. Betreiber der Gasfernleitungsnetze in Deutschland sind 17 Unternehmen. Zu den grten Gesellschaften auf dieser Wertschpfungsstufe gehren OpenGrid Europe, Essen (zuvor E.ON Gastransport GmbH), ONTRAS Gastransport, Leipzig, Thyssengas, Dortmund, Gasunie, Hannover, Gascade Gastransport, Kassel, terranets bw, Stuttgart, Fluxys, Dsseldorf und bayernets, Mnchen.

An der Nutzung der Netze Dritter interessierte Unternehmen bentigen einen Netzzugang. Zur Ermglichung eines diskriminierungsfreien einfachen Zugangs zu den Netzen im Gassektor sind in den vergangenen Jahren eine Reihe von fr den Wettbewerb wichtigen nderungen erfolgt.

Bis zur nderung des Energiewirtschaftsrechts im Jahr 2006 mussten Trans-porteure von Gas im Rahmen der Verbndevereinbarung II einen Transportpfad zwischen dem ersten Einspeisepunkt und der Entnahmestelle festlegen und mit den auf dem fiktiven Transportpfad betroffenen Fernleitungs- und Verteilnetz-betreibern einzelne Vertrge schlieen (Punkt-zu-Punkt-Modell). Dabei wurden Ein- und Ausspeisungen in die Netze als physische Gasflsse betrachtet, die im Rahmen einzelner Netznutzungskontrakte zu regeln waren. Dieses Modell war in


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mehrfacher Hinsicht ineffizient. Whrend das Gas physisch nicht grundstzlich den Weg des fiktiven Transportpfades nahm, weil sich Ein- und Ausspeisungen unterschiedlicher Kunden aufsummierten, fielen die Gebhren abhngig von der Transportdistanz bzw. von der Anzahl fiktiv genutzter Netze an. Diese Situa-tion fhrte weiter zu der Problematik, dass sich im Wettbewerb zwischen den etablierten Energieversorgern und neuen Marktteilnehmern eine systematische Ungleichbehandlung einstellte, da die vertikal integrierten Netzbetreiber gegen-lufige Gasflsse saldieren und gleichzeitig einen Systemausgleich innerhalb des eigenen Netzes durchfhren konnten.

Seit dem 1. Oktober 2006 ersetzt das Zweivertragsmodell (Entry-/Exit-Modell) das alte Punkt-zu-Punkt-Modell. Gem 20 Abs. 1b EnWG erfordert der Zugriff auf die Gasversorgungnetze damit lediglich zwei Vertrge und ist so unabhngig vom Transportpfad. Mit dem Netzbetreiber, in dessen Netz eine Einspeisung von Gas erfolgen soll, ist ein Vertrag ber Einspeisekapazitten erforderlich (Einspei-severtrag). Zustzlich muss ein Vertrag mit dem Netzbetreiber, aus dessen Netz die Entnahme von Gas erfolgen soll, ber Ausspeisekapazitten abgeschlossen werden (Ausspeisevertrag). Die Netzbetreiber mssen solche Kapazitten anbie-ten, die unabhngig voneinander nutzbar und handelbar sind. Durch das Zwei-vertragsmodell werden daher die mit dem Punkt-zu-Punkt-Modell verbundenen Diskriminierungsmglichkeiten beseitigt.

Zur Umsetzung des Zweivertragsmodells sind die Netzbetreiber verpflichtet, untereinander verbindlich zusammenzuarbeiten, um dem Transportkunden zu ermglichen, dass dieser zur Abwicklung eines Transports auch ber mehrere, durch Netzkopplungspunkte miteinander verbundene Netze nur einen Einspei-se- und einen Ausspeisevertrag abschlieen muss. Eine deutschlandweite An-wendung des Zweivertragsmodells vergleichbar mit den deutschlandweit di-stanzunabhngigen Entgelten im Stromsektor kam jedoch nicht zustande, da insbesondere technische Engpsse im Netz einer Zusammenarbeit entgegenste-hen. Fr diesen Fall lsst 20 Abs. 1b EnWG explizit Ausnahmen von der Ko-operationspflicht zu, soweit die Zusammenarbeit technisch nicht mglich oder wirtschaftlich nicht zumutbar ist.

Die Mglichkeit der Trennung einzelner Zonen, in denen das Zweivertragsmodell anwendbar ist, fhrte zur Grndung von Marktgebieten im deutschen Gassektor. Ein Marktgebiet setzt sich aus dem Netzgebiet einer oder mehrerer Fernleitungs-netzbetreiber zusammen ( 20 Abs. 1 GasNZV). Nach 6 Abs. 4 GasNZV a.F. (bis 2010) war weiterhin ausdrcklich geregelt, dass eine Unterteilung in meh-rere Marktgebiete nur bei dauerhaft technisch begrndbaren Engpssen zulssig war, d. h. ein Marktgebiet bildete der Definition nach eine Zone (Netzgebiet), in der keine Kapazittsengpsse vorliegen. Whrend der Gastransport innerhalb einer solchen Zone im Vergleich zum Punkt-zu-Punkt-Modell somit stark ver-einfacht worden ist und auch nicht durch Kapazittsengpsse beschrnkt wird, ist ein Transport von Gas ber mehrere Marktgebiete hinweg nach wie vor mit den transportpfadbedingten Problemen behaftet. So fhrt die Zersplitterung der


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Marktgebiete dazu, dass fr den Transport von Gas ber mehrere Marktgebiete hinweg in jedem fi ktiv durchquerten Marktgebiet von Transportkunden Ein- und Ausspeisekapazitten bentigt werden. Bei marktgebietsbergreifenden Trans-porten summieren sich dabei die Entry- und Exitentgelte (Pancaking) und redu-zieren so die Mglichkeit ungehinderter Gastransporte.

Des Weiteren sind die Marktgebietsbergangskapazitten ebenso wie die Gren-zbergangskapazitten zu Nachbarlndern knapp und stellen daher Engpsse dar. Durch diese Restriktionen wird der Handel zwischen den Marktgebieten gestrt, sodass sich in den jeweiligen Gebieten unterschiedliche Preise fr Erdgas einstel-len knnen. [27]

Vor diesem Hintergrund war die Zahl der Marktgebiete in Deutschland seit 2006 kontinuierlich reduziert worden. Hatten 2006 noch 26 Marktgebiete fr H-Gas und 15 Marktgebiete fr L-Gas bestanden, war deren Zahl bis zum 1.10.2009 auf jeweils drei Marktgebiete fr H- und fr L-Gas reduziert worden.

Gem 21 Abs. 1 GasNZV mussten die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) die Anzahl der Marktgebiete zum 1. April 2011 auf hchstens ein L-Gas-Marktge-biet und hchstens zwei H-Gas-Marktgebiete reduzieren. Dieser Vorgabe sind die FNB fristgerecht nachgekommen und haben zum 1. April 2011 die ehemaligen

Abb. 35: Entwicklung der Anzahl der Marktgebiete


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Abb. 36: Marktgebietslandschaft im Gasbereich


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Marktgebiete Thyssengas H-Gas und Thyssengas L-Gas sowie das Marktgebiet OGE L-Gas in das H-Gas-Marktgebiet NCG integriert. Somit existierten im Ap-ril 2011 drei Marktgebiete in Deutschland, neben dem qualittsbergreifenden Marktgebiet NCG noch die beiden qualittsscharfen Marktgebiete L-Gas 1 und Gaspool.

bayernets GmbH, Mnchen

Gasunie Deutschland Transport Services GmbH & Co. KG, Hannover

Open Grid Europe GmbH, Essen

GRTgaz Deutschland GmbH, Berlin

OPAL Gastransport GmbH & Co. KG, Kassel

Gasunie Ostseeanbindungsleitung GmbH (GOAL), Hannover

Lubmin-Brandov Gastransport GmbH, Essen

jordgasTransport GmbH, Emden

terranets bw GmbH, Stuttgart

Nowega GmbH, Mnster

GASCADE Gastransport GmbH, Kassel

ONTRAS Gastransport GmbH, Leipzig

Fluxys Deutschland GmbH, Dsseldorf

NEL Gastransport GmbH, Kassel

Fluxys TENP GmbH, Dsseldorf

Gastransport Nord GmbH (GTG NORD), Oldenburg

Thyssengas GmbH, Dortmund

Quelle: Enwurf Netzentwicklungsplan Gas 2014

Tabelle 51: Fernleitungsnetzbetreiber Gas in Deutschland


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Zum 1. Oktober 2011 fand eine weitere Marktgebietsfusion statt, wobei die Marktgebiete L-Gas 1 und Gaspool zusammengelegt wurden. Somit teilt sich der Erdgasmarkt in Deutschland in zwei qualittsbergreifende Marktgebiete bzw. Bilanzierungszonen. Auf diese Weise ist es kommerziell mglich, L-Gas-Kunden mit H-Gas und vice versa zu beliefern. Um die damit verbundenen zustzlichen netzbetreiberseitigen Kosten sachgerecht zu allokieren, wurde das Konvertie-rungssystem Konni Gas eingefhrt. Die Reduzierung auf zwei Marktgebiete erfolgte bereits weit vor der in 21 Abs. 1 GasNZV gesetzten Frist zum 1. August 2013. [25]

Zur weiteren Entwicklung des Netzes sieht das im Juni 2011 novellierte Ener-giewirtschaftsgesetz (EnWG 15 a) vor, dass die Betreiber von Erdgas-Fern-leitungsnetzen gemeinsam jhrlich einen zehnjhrigen Netzentwicklungsplan (NEP) vorzulegen haben. Das war erstmals zum 1. April 2012 der Fall. Die Erar-beitung des Netzentwicklungsplans geschieht unter Einbeziehung aller wichtigen Marktteilnehmer in einem ffentlichen Konsultationsverfahren. Alle Marktteil-nehmer werden durch die Mglichkeit, ihre Stellungnahmen abzugeben, in den Entstehungsprozess des Netzentwicklungsplans Gas einbezogen. Am 1. April 2014 haben die Fernleitungsnetzbetreiber den Entwurf des NEP 2014 an die Bun-desnetzagentur bermittelt.

2.4.5 Wertschpfungsstufe Verteilnetz

In Deutschland existieren insgesamt mehr als 700 Netzgesellschaften. Das ge-samte Leitungsnetz in Deutschland hat eine Lnge von 510.000 km. Davon ent-fallen auf Niederdruck 33 %, auf Mitteldruck 41 % und auf Hochdruck 26 %.

Tabelle 52: Gasrohrnetz nach Druckstufen

Angaben zum 31.12.2013 km

Niederdruck (bis 100 mbar) 170.000

Mitteldruck (ber 100 mbar bis 1 bar) 210.000

Hochdruck (ber ein bar) 130.000

Insgesamt 510.000

Anzahl der Netzgesellschaften 730

Quelle: BDEW, Energiemarkt Deutschland, Berlin 2014


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Zu den Aufgaben der Unternehmen, die sich auf dieser Wertschpfungsstufe be-ttigen, gehren die Verteilung von Gas an Kunden sowie Betrieb, Wartung und Ausbau des Rohrleitungsnetzes.

Ein Ausbau der Erdgasverteilnetze erfolgt kaum noch, da Netzbetreiber Neuan-schlsse aus wirtschaftlichen Grnden immer seltener vornehmen. Einerseits ist dies bedingt durch die begrenzte Ansetzbarkeit der Kosten im Rahmen der An-reizregulierung und andererseits durch die rcklufige spezifische Gasabgabe als Folge der verbesserten Gebudedmmung.

2.4.6 Einsatzzweck von Erdgas und dessen Vertrieb

Erdgas wird in Deutschland vor allem energetisch genutzt. Haupteinsatzbereich ist die Erzeugung von Wrme. Hierzu wird Erdgas in privaten Haushalten, im Sektor Gewerbe/Handel/Dienstleistungen und in der Industrie genutzt. In priva-ten Haushalten hat Erdgas das leichte Heizl als wichtigste Energiequelle zur Deckung des Raumwrmebedarfs abgelst.

Eine weitere energetische Nutzung von Erdgas stellt dessen Umwandlung in Strom dar. Durch physikalische Energieumwandlung kann Erdgas in Gastur-binen zu elektrischem Strom transformiert werden. Gasturbinenkraftwerke komprimieren dazu Erdgas und Luft in einem Verdichter und verbrennen das entstehende Gasgemisch. Die durch den Verbrennungsprozess freigesetzte ther-mische Energie wird dabei in der Turbine in mechanische Energie umgewan-delt und treibt (neben dem Verdichter) einen Generator zur Stromerzeugung an. Gasturbinenkraftwerke knnen vergleichsweise einfach und schnell betrieben werden. Durch den Verzicht auf Dampfturbinen brauchen sie weder Khltrme noch aufwndige Anlagen zur Rauchgasreinigung, da bei der Verbrennung im Unterschied zu anderen fossilen Brennstoffen kaum Asche freigesetzt wird. Gas-turbinenkraftwerke lassen sich auerdem vergleichsweise schnell errichten und erfordern gegenber Dampfkraftwerken mit vergleichbarer Leistung geringere Herstellungsinvestitionen. [27]

Die kurze Anfahrzeit dieses Kraftwerktyps sowie die vergleichsweise groe Flexibilitt, auf Lastnderungen zu reagieren, sind ein Vorteil von Gasturbinen-kraftwerken. Der Nachteil besteht insbesondere in dem relativ niedrigen Wir-kungsgrad von 35 bis 42 %, der mit hohen spezifischen Stromerzeugungskosten verbunden ist.

Bessere Wirkungsrade erzielen vor allem neuere Dampf-Kondensationskraft-werke (GuD-Kraftwerke). GuD-Kraftwerke stellen eine Erweiterung des Prin-zips eines Gasturbinenkraftwerks dar. Im Unterschied zu Letzteren verwenden GuD-Kraftwerke die heien Abgase der Gasturbine, um ber einen nachgeschal-teten Dampferzeuger eine zustzliche Dampfturbine anzutreiben, die ebenfalls


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Strom erzeugt. Der Bau eines GuD-Kraftwerks ist aus diesem Grund vergleichs-weise aufwendiger; durch die Nutzung der Abwrme werden jedoch auch deut-lich hhere Wirkungsgrade von bis zu knapp 60 % erzielt. [27]

Zur weiteren Steigerung des Wirkungsgrades gilt insbesondere der Einsatz der Kraft-Wrme-Kopplung (KWK) als technisch besonders effizientes Verfahren. KWK-Anlagen sind Kraftwerke, die neben Strom auch Wrme produzieren. Die stets verbleibende Abwrme wird durch die KWK-Technik bei der Stromerzeu-gung ausgekoppelt und als Fernwrme oder Prozesswrme energetisch genutzt. Insbesondere mit der bereits hohe Wirkungsgrade aufweisenden GuD-Kraft-werkstechnik lsst sich die Kraft-Wrme-Kopplung wirksam verbinden. Da KWK-Anlagen die bei der Verbrennung freigesetzte Energie somit vollstndiger nutzen knnen, werden hhere Wirkungsgrade von ber 80 % erreicht. [27]

Geringere, aber wachsende Bedeutung hat der Einsatz von Gas als Kraftstoff fr Fahrzeuge.

Vor allem in der chemischen Industrie ist neben der energetischen auch die stoff-liche Verwendbarkeit von Erdgas von Bedeutung. Etwa 30 % des in der Che-miebranche bezogenen Erdgases werden zu diesem Zweck eingesetzt, etwa zur Gewinnung von Ammoniak (zur weiteren Herstellung von Dngemitteln), von Methanol (als Grundstoff zur Essigsureherstellung und Biodieselproduktion) oder zur Wasserstoffherstellung. [27]

Tabelle 53: Anzahl Gaskunden nach Verbrauchergruppen

Angaben fr das Jahr 2012 Anzahl

Industrie 99.281

Elektrizittsversorgung 216

Private Haushalte 13.464.176

Handel, Land- und Forstwirtschaft, Verwaltung, sonstige 561.241

Fernwrmeversorgung 1.118.591

Insgesamt 15.243.505

Anzahl der Gasversorgungsunternehmen 744

Quelle: 134. BDEW Gasstatistik 2012, Berlin 2014, Tabelle 4


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Von privaten Haushalten wird Erdgas insbesondere zur Wohnungsheizung ge-nutzt. 2013 waren etwa 20 Mio. Wohnungen entsprechend 49,2 % des Bestandes mit einer Erdgasheizung ausgestattet. Bei den Neubauwohnungen hatte die Erd-gasheizung 2013 einen Marktanteil von 46,5 %. Daneben gab es im Wohnungs-bestand Umstellungen von anderen Heizenergien z. B. von Heizl auf Erdgas.

Die Vertriebsstufe des deutschen Gasmarkts zeichnet sich durch eine wettbewerb-liche Marktstruktur aus. Deutschland verfgt mit 890 Gaslieferanten ber den eu-ropaweit heterogensten Gasmarkt. Der Marktanteil der fnf grten Gasvertriebe ist zwischen den Jahren 2008 und 2010 von 44,3 % auf 36,9 % gesunken. Der grte einzelne deutsche Gasvertrieb verfgte, wie in der BDEW-Schrift Wettbe-werb 2012 dargelegt ist, ber einen Marktanteil von 8,7 %.

Kunden knnen zwischen einer Vielzahl von Anbietern whlen. Von den Haus-haltskunden hatten bis zum 31. Dezember 2012 rund 11 % von der Mglichkeit des Lieferantenwechsels Gebrauch gemacht, werden also von einem anderen Lieferanten als dem Grundversorger beliefert. Knapp zwei Drittel der jeweili-gen Haushalte sind zwar unverndert Kunde des Grundversorgers, haben aber einen Vertragswechsel vorgenommen. Und nur etwa ein Viertel der Haushalte sind noch mit einem Grundversorgungsvertrag beim Grundversorger gebunden.

Abb. 37: Entwicklung des Erdgasabsatzes in Deutschland 2003 bis 2013


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2.4.7 Neuregelung der rechtlichen Rahmenbedingungen

Bis zum Jahr 1998 hatten in Deutschland bei der Versorgung mit Gas ebenso wie bei Strom Gebietsmonopole bestanden. Vielfach vertikal integrierte Versor-gungsunternehmen hatten in ihren Versorgungsgebieten ein rechtlich anerkanntes Monopol inne. Neben der staatlichen Fach- und Preisaufsicht erfolgte eine kar-tellbehrdliche Missbrauchsaufsicht.

Basis fr die Liberalisierung der Gasmrkte war die Richtlinie 98/30 EG des Eu-ropischen Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998 betreffend gemeinsame Vorschriften fr den Erdgasbinnenmarkt.

2.4.7.1 Europisches Energierecht

Zentrales Ziel des europischen Energierechts ber die letzte Dekade war da-mit die Schaffung eines voll funktionsfhigen und wettbewerbsorientierten eu-ropischen Binnenmarktes fr Energie. Nachdem 1996 die ersten Schritte zur Liberalisierung der Elektrizittsmrkte unternommen worden waren, folgte 1998 der Erlass der Richtlinie 98/30/EG betreffend gemeinsame Vorschriften fr den Erdgasbinnenmarkt. Diese Richtlinie sah eine stufenweise ffnung der Gas-mrkte vor und wurde abschlieend mit der EnWG-Novelle 2003 in nationales Recht umgesetzt. Materiell erfolgte die ffnung der Gasmrkte in Deutschland jedoch bereits zuvor weitgehend parallel zu den Elektrizittsmrkten durch die Aufhebung kartellrechtlicher Ausnahmetatbestnde zum 29.04.1998 und die Einfhrung eines allgemeinen kartellrechtlichen Zugangsanspruchs zu den Lei-tungsnetzen bzw. den wesentlichen Infrastruktureinrichtungen im Rahmen der 6. GWB-Novelle, die zum 01.01.1999 in Kraft trat. Auch wenn sptestens 2003 die Gasmrkte in Deutschland formal vollstndig geffnet waren, ist der Wett-bewerbsprozess anders als im Elektrizittsbereich nur langsam in Gang ge-kommen. Eine der Ursachen hierfr war sicher die nicht optimale Ausgestaltung des Netzzugangssystems im Rahmen des verhandelten Netzzugangs durch die Verbndevereinbarung Gas. [26] Als weitere wesentliche Grnde drften die nur beschrnkt verfgbaren Mengen an Erdgas und die starke Konzentration der groen Vorkommen auf relativ wenige Regionen der Erde gelten.

In Deutschland war nach Inkrafttreten der Energierechtsnovelle auf eine Flankie-rung der gesetzlichen Rahmenbedingungen durch freiwillige Vereinbarungen der Marktpartner gesetzt worden.

Eine erste Verbndevereinbarung zum Netzzugang bei Erdgas war am 4. Juli 2000 geschlossen worden. In dieser Verbndevereinbarung Gas waren die Be-dingungen ber den Netzzugang, der Dritten als Voraussetzung fr die verstrkte Durchsetzung von direktem Wettbewerb ermglicht werden muss, im Grundsatz


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bereits festgelegt worden. Es war in Aussicht genommen worden, dass nach Vor-gabe eines Stufenplans weitere Regelungen zu den wichtigen Bereichen wie Vereinfachung des Netzzuganges und der Entgeltmodelle sowie Brsenfhigkeit des Erdgashandels ausgehandelt werden. Die Spitzen des Bundesverbandes der Deutschen Industrie (BDI), des Bundesverbandes der deutschen Gas- und Was-serwirtschaft (BGW), des Verbandes kommunaler Unternehmen (VKU) und des Verbandes der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) hatten sich am 15. Mrz 2001 darauf verstndigt, die im Juli 2000 gemeinsam verabschiede-te Verbndevereinbarung zum Netzzugang bei Erdgas durch einen 1. Nachtrag in wesentlichen Punkten zu ergnzen. Die Ergnzungen beinhalten Regelungen zur Transparenz und Weiterentwicklung des Netzzugangs, zum Bilanzausgleich, zum kommerziellen Speicherzugang und zum Engpassmanagement. Eine wei-tere Ergnzung war mit dem zweiten Nachtrag zur VV Gas vom 21. September 2001 erfolgt. Darin waren Regelungen zu technischen Rahmenbedingungen beim Netzzugang, zur Einrichtung einer Schiedsstelle und zur Anwendung von Last-profilen fr Kleinverbraucher vereinbart worden.

Mit der am 3. Mai 2002 vom BDI, BGW, VKU und VIK unterzeichneten Verbn-devereinbarung Erdgas (VV Gas II) war ein weiterer Schritt zur Gasmarktlibera-lisierung in Deutschland erreicht worden. Die wichtigste nderung dieser zum 1. Oktober 2002 in Kraft getretenen Neuregelung bestand in der Zusammenfassung der ehemals drei Netzebenen zu zwei Netzebenen. Die sogenannte Ferngasstufe, bestehend aus den berregionalen und regionalen Ferngasnetzen, wendet gem der VV Gas II ein einheitliches Netzzugangs-Entgeltsystem an. Das Verfahren ist dadurch gekennzeichnet, dass alle betroffenen Unternehmen ihre Ferntrans-portnetze in Streckenabschnitte unterteilen und diese jeweils mit einer Punkt-zahl versehen. Das Transportentgelt ermittelt sich aus der Summe der Punktzahl der von einem Transport betroffenen Streckenabschnitte und setzt sich wie folgt zusammen: dem Entgelt fr die vereinbarte Transportkapazitt in Hhe der ver-einbarten maximal vom Kunden nutzbaren Leistung im Jahr zwischen Ein- und Ausspeisepunkt und dem Entgelt fr Systemdienstleistungen.

Die Transportpreisbildung auf der Ferngasstufe sollte danach auf der Basis eines internationalen und nationalen Benchmarkings stattfinden, das jhrlich berprft wird. Fr die Endverteilerstufe wurde ein Leitfaden zur kostenbasierten Kalku-lation von Netznutzungsentgelten verabschiedet. Die darauf basierte pauschali-sierte Berechnung (Briefmarke) war grundstzlich zur Anwendung bei der allge-meinen Versorgung von Letztverbrauchern vorgesehen. Bei Kunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 20 Mio. kWh sollte allerdings die konkrete gas-wirtschaftliche Leistung im Einzelfall fr die Berechnung des Netzzugangsent-gelts zugrunde gelegt werden.

Mit der VV Gas II waren auch nicht-leistungsgemessene Gewerbe- und Indus-triekunden in den Gas-zu-Gas-Wettbewerb einbezogen worden. Dies wurde an die Voraussetzung geknpft, dass entsprechende Messungen zu verwendbaren Lastprofilen fhren.


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In der VV Gas II hatten sich die Unterzeichnerverbnde ferner einvernehmlich auf die Zielkriterien geeinigt, die mit der im Anschluss unmittelbar zu verhan-delnden VV Erdgas III zur Schaffung eines wirklich wettbewerblich geffneten Erdgasmarktes erreicht werden sollten. Zu diesen Kriterien gehrt vor allem die Vereinbarung eines transaktionsunabhngigen Netzzugangsmodells.

Die Verbnde BDI und VIK forderten ein entry-exit-Modell mit wenigen, eigen-tumsbergreifenden Regelzonen (wie bei Strom). Die Verbnde der Gaswirtschaft lehnten diesen Modellansatz ab mit der Begrndung, dass ein solches Modell auf Grund physischer Netzengpsse (z. B. unterschiedliche Gasbeschaffenheit) tech-nisch nicht umsetzbar sei. Aufgrund dieser unberbrckbaren Differenzen waren die Verbndeverhandlungen im April 2003 abgebrochen worden.

Vor dem Hintergrund der noch nicht als hinreichend empfundenen Liberali-sierungsfortschritte in vielen europischen Lndern und in dem Bestreben, die Schaffung eines wettbewerbsorientierten europischen Binnenmarktes fr Gas zu beschleunigen, wurde eine Reform des Rechtsrahmens fr notwendig erachtet und die Richtlinie 2003/55/EG des Europischen Parlaments und des Rates vom 26.06.2003 ber gemeinsame Vorschriften fr den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG (Erdgas-Binnenmarkt-Richtlinie) erlassen. Diese Richtlinie wurde durch die Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europi-schen Parlaments und des Rates vom 28.09.2005 ber die Bedingungen fr den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (Fernleitungsverordnung) ergnzt. [26]

Die Richtlinie 2003/55/EG (Binnenmarktrichtlinie Gas) sieht neben der in Deutschland bereits vorweggenommenen vollstndigen Marktffnung bis 2007 die Regulierung des Netzzugangs und der Netzentgelte und damit auch die Er-richtung nationaler Regulierungsbehrden sowie die Entflechtung (Unbund-ling) von Energieerzeugung und Vertrieb einerseits und dem Netzbetrieb ande-rerseits vor. [26]

Art. 18 der Binnenmarktrichtlinie Gas schreibt fr den Zugang zu den Gas-versorgungsnetzen grundstzlich das Modell des regulierten Netzzugangs vor, bei dem der Zugang auf der Grundlage verffentlichter und genehmigter Tarife erfolgt. Diskriminierendes oder missbruchliches Verhalten von Netzbetreibern soll damit nicht mehr durch repressive Eingriffe im Einzelfall sanktioniert, son-dern im Wege der ex-ante-Kontrolle von vornherein vermieden werden.

In Art. 25 ist festgelegt, dass die Mitgliedstaaten Regulierungsbehrden schaffen mssen. Diese Behrden mssen von den Interessen der Erdgaswirtschaft unab-hngig sein. Sie sind zustndig fr die Genehmigung der Zugangstarife oder der Methoden zur Berechnung der oben genannten Tarife vor deren In-Kraft-Treten sowie fr gewisse Beobachtungs- und berwachungsaufgaben (Monitoring in Art. 25 Absatz 1) und fr die Entscheidung ber Beschwerden als Streitbeile-gungsstelle nach Art. 25 Absatz 5 der Binnenmarktrichtlinie Gas.


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Um der in den netzgebundenen Industrien grundstzlich bestehenden Gefahr ei-ner Bevorzugung der eigenen bzw. konzernverbundenen Erzeugungs- oder Ver-triebsaktivitten durch den Netzbetreiber entgegenzuwirken, schreiben Art. 9 und 13 der Richtlinie die rechtliche und organisatorische Entflechtung von Fernlei-tungs- und Verteilernetzbetreibern vor. Ergnzt werden diese Regelungen durch die Entflechtung der Rechnungslegung nach Art. 17 der Binnenmarktrichtlinie. [26]

Die Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 betreffend den Zugang zu den Erdgasfern-leitungsnetzen, die am 01.07.2006 in Kraft getreten war, normiert erstmals ein-heitliche Zugangs- und Entgeltregelungen fr die EU-Staaten im Gassektor. Sie ist unmittelbar geltendes Recht fr alle Mitgliedstaaten der EU.

Einige Zeit spter wurde zur weiteren Beschleunigung des EU-Binnenmarktes fr Energie das Dritte Energiebinnenmarktpaket verabschiedet. Der Rat der Eu-ropischen Union hatte am 25.06.2009 seine Zustimmung erteilt, die Verffentli-chung erfolgte im Amtsblatt der EU L 211 vom 14.08.2009 und die Umsetzung in nationales Recht wurde mit der EnWG-Novelle 2011 abgeschlossen. Das Paket enthlt die Binnenmarktrichtlinie Strom (RL 2009/72), die Binnenmarktrichtlinie Gas (RL 2009/73), die Verordnung ber die grenzberschreitenden Zugangsbe-dingungen zum Stromnetz (VO (EG) Nr. 714/2009), die Verordnung ber die Zugangsbedingungen zu Gasnetzen (VO (EG) Nr. 715/2009) sowie die Verord-nung zur Schaffung einer EU-Agentur fr die Zusammenarbeit der Energieregu-lierungsbehrden (ACER) (VO (EG) Nr. 713/2009).

Im Hinblick auf die Strom- und Gasrichtlinien sind vor allem die hierin enthal-tenen drei Modelle zur Entflechtung der bertragungsnetze zu erwhnen, die zur Liberalisierung des europischen Energiemarktes beitragen sollen: Eigentums-rechtliche Entflechtung (Ownership unbundling), Unabhngiger Netzbetreiber (Independent System Operator ISO), Unabhngiger bertragungs-/Fernlei-tungsnetzbetreiber (Independent Transmission Operator ITO).

Kernpunkt der Verordnungen ber die Zugangsbedingungen zum Stromnetz bzw. zu Gasnetzen ist die Errichtung von Netzwerken der bertragungs- und Fernlei-tungsnetzbetreiber auf EU-Ebene (European Networks of Transmission System Operators ENTSO). Hauptaufgabe dieser Netzwerke ist die Erarbeitung von Netzkodizes sein, welche neben den nationalen Netzkodizes gelten sollen und de-taillierte Netzzugangsbedingungen festlegen. Auerdem soll alle zwei Jahre ein Zehnjahresnetzentwicklungsplan erarbeitet werden. Ziel ist die Frderung des grenzberschreitenden Energiehandels sowie des Wettbewerbs im Binnenmarkt. Dadurch soll wiederum die Versorgungssicherheit verbessert werden.

Weitere wesentliche Neuerung durch das Dritte Binnenmarktpaket war die Schaf-fung einer Stelle zur berwachung des Energiebinnenmarktes, die Agentur fr die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehrden (ACER). Die Agentur ist eine der Europischen Kommission zugeordnete Gemeinschaftseinrichtung mit


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eigener Rechtspersnlichkeit (mit eigenem Verwaltungsrat, Aufsichtsrat, einem Direktor und einer Beschwerdekammer). Ihre Aufgabe ist es, die von den na-tionalen Regulierungsbehrden wahrgenommenen Funktionen auf europischer Ebene zu ergnzen. Durch eine bessere Koordinierung soll der Energiebinnen-markt weiterentwickelt werden, um grenzberschreitende Probleme besser lsen zu knnen. [26]

2.4.7.2 Deutsches Energierecht

Zentrales Regelwerk fr die leitungsgebundene Energieversorgung in Deutsch-land ist das Gesetz ber die Elektrizitts- und Gasversorgung. Das meist als Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) bezeichnete Gesetz in der Fassung der Novel-le vom 07.07.2005 zuletzt gendert am 21.7.2014 dient der Umsetzung der Bin-nenmarktrichtlinie Gas und der Binnenmarktrichtlinie Elektrizitt. Ferner schafft das Gesetz, dessen Zweck gem 1 Abs. 1 eine mglichst sichere, preisgnsti-ge, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltvertrgliche leitungsgebunde-ne Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizitt und Gas zunehmend auf Basis erneuerbarer Energien ist, den institutionellen, nationalen Rahmen zum Vollzug des europischen Rechts.

Das EnWG ist mit den darin enthaltenen 118 Paragraphen in zehn Teile geglie-dert:

1. Teil: Allgemeine Vorschriften, wie Ziel- und Begriffsbestimmungen sowie Genehmigungs- und Zertifizierungserfordernisse

2. Teil: Regelungen zur Entflechtung

3. Teil: Regulierung des Netzbetriebs

4. Teil: Regelungen zur Energielieferung an Letztverbraucher

5. Teil: Regelungen zur Planfeststellung und Wegenutzung und damit insbeson-dere zur Frage der Konzessionen

6. Teil: Regelungen zur Sicherheit und zur Zuverlssigkeit der Energieversor-gung

7. Teil: Organisation und Zustndigkeit der Behrden

8. Teil: Verfahrensrecht


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9. Teil: Sonstige Vorschriften (u.a. zu geschlossenen Verteilernetzen, zur Schlichtungsstelle und die Regelung zum Verhltnis zwischen Ener-gie- und Kartellrecht).

10. Teil: Evaluierungs- sowie Schluss- bzw. bergangsvorschriften.

Fr den Gasbereich wichtige Ergnzungen der im EnWG verankerten Vorschrif-ten sind die auf Basis dieses Gesetzes erlassene Netzentgeltverordnung Gas in der Fassung vom 14.8.2013 sowie die Gasnetzzugangsverordnung in der Fassung vom 21.7.2014.

Die Netzzugangsverordnung Gas enthlt ein flexibles entry-exit-Modell. Zu-vor musste fr jeden Transportvorgang ein bestimmter Transportpfad festgelegt werden. Dafr waren ein konkreter Einspeisepunkt und ein konkreter Ausspei-sepunkt zu benennen. Das neue Netzzugangsmodell ist dagegen flexibel. Soweit dies netztechnisch mglich und wirtschaftlich zumutbar ist, soll nun unabhngig vom Einspeisepunkt jeder Gasverbraucher in Deutschland wettbewerblich mit Gas versorgt werden. Die Angabe eines Transportpfades ist in der Regel nicht mehr erforderlich. Das Zugangsmodell wird ergnzt durch vielfltige Kooperati-onspflichten der Netzbetreiber, die sicherstellen sollen, dass der Netzzugang fr die Transportkunden effizient erfolgt. Damit lst sich dieses Modell zunehmend von den physikalisch/technischen Gegebenheiten und entwickelt sich in Rich-tung eines kommerziellen Netzzugangsmodells.

Die Netzentgeltverordnung Gas enthlt ebenso wie die Netzentgeltverord-nung Strom umfangreiche Regelungen zur Bestimmung und Hhe der fr den Netzzugang zu zahlenden Entgelte. Die Vorschriften sollen einerseits den Netz-betreibern die erforderliche Rechtssicherheit geben und andererseits der Regulie-rungsbehrde ermglichen, weitere Vorgaben zu machen, wenn dies erforderlich ist. Die Entgeltverordnungen gestalten auch das bereits im Energiewirtschafts-gesetz angelegte Vergleichsverfahren aus. Um zu gewhrleisten, dass die Netz-entgelte in Deutschland angemessen sind, werden in den Vergleich auch andere europische Netzbetreiber einbezogen. Ein wesentlicher Bestandteil der Netzent-geltregelungen sind die Verffentlichungspflichten fr die Netzbetreiber, die eine hohe Transparenz gewhrleisten sollen.

Nachfolgend werden einige fr die Gasversorgung zentrale Regelungen des EnWG dargelegt. Dazu gehren die Vorschriften zur Entflechtung, zum Netz-zugang und zu den Netzentgelten. Weitere Einzelheiten knnen der Lektion 2 Rechtliche Rahmenbedingungen fr die Gaswirtschaft der Euroforum-Schrift Kompaktwissen Gaswirtschaft entnommen werden. [26] Das Bundesministeri-um der Justiz und fr Verbraucherschutz stellt in einem gemeinsamen Projekt mit der juris GmbH nahezu das gesamte aktuelle Bundesrecht kostenlos im Internet bereit (www.gesetze-im-internet.de). Die Gesetze und Rechtsverordnungen kn-nen in der geltenden Fassung abgerufen werden. Sie werden durch die Dokumen-tationsstelle im Bundesamt fr Justiz fortlaufend konsolidiert.


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Die Vorschriften zur Entflechtung sind in den 6 bis 10e EnWG geregelt. Grund-stzlich sind vier Formen der Entflechtung zu unterscheiden. Das sind allgemein die rechtliche Entflechtung, die operationelle Entflechtung (oder organisatorische Entflechtung) sowie die informatorische und die buchhalterische Entflechtung. Besondere, d.h. schrfere Entflechtungsvorgaben gelten gem 8 10e EnWG seit der EnWG-Novelle 2011 fr Transportnetzbetreiber. Der Gesetzgeber sieht fr sie drei Optionen einer strukturellen Entflechtung vor: die eigentumsrecht-liche Entflechtung (ownership unbundling, 8 EnWG) oder alternativ die Aus-gestaltung als unabhngiger Systembetreiber ( 9 EnWG) bzw. als unabhngiger Transportnetzbetreiber ( 10 EnWG). Im Gegensatz zu Transportnetzbetreibern gilt fr Verteilnetzbetreiber und Betreiber von Speicheranlagen nur der allgemei-ne Entflechtungs-Vierklang, der nachfolgend nher beschrieben wird:

7 EnWG verpflichtet vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen, den Verteilnetzbetrieb in einer eigenen, von den anderen Ttigkeitsbereichen des Energieversorgers unabhngigen rechtlichen Einheit zu organisieren. Gleiches gilt fr Betreiber von Speicheranlagen. Von dieser Verpflichtung ausgenommen sind gem 7 Abs. 2 EnWG solche vertikal integrierten Energieversorgungs-unternehmen, an deren Elektrizitts- oder Gasverteilnetz weniger als 100.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Fr Gasspeicher gilt diese Ausnahme nicht. Die gesetzlich geregelte rechtliche Entflechtung stellt im brigen keine Verpflichtung zur eigentumsrechtlichen Entflechtung (ownership unbundling) dar. Vielmehr kann ein vertikal integriertes Energieversorgungsun-ternehmen durchaus Alleineigentmer der rechtlich selbstndigen Verteilnetzge-sellschaft sein.

Die in 7a EnWG geregelte operationelle Entflechtung enthlt zum einen Vor-schriften hinsichtlich der fr den Verteilnetzbetreiber ttigen Personen und zum anderen bezglich der Unabhngigkeit des Verteilnetzbetreibers in Bezug auf seine Ent schei dungsbefugnisse. Auch hier gilt gem 7a Abs. 7 EnWG eine Ausnahmeregelung fr Elektrizitts- und Gasversorger mit weniger als 100.000 Kunden.

Die informatorische Entflechtung ist in 6a EnWG geregelt, der gleichermaen fr Verteilnetze und Gasspeicher gilt. Neben der Gewhrleistung der Vertraulich-keit wirtschaftlich sensibler Informationen sind Netzbetreiber verpflichtet, bei Offenlegung von Informationen ber die eigenen Ttigkeiten, die wirtschaftliche Vorteile bringen knnen, dies in nicht-diskriminierender Weise zu tun.

Die Entflechtung der Rechnungslegung ist in 6b EnWG geregelt. Durch die-se Vorschrift werden die Energieversorgungsunternehmen verpflichtet, in ihrer internen Rechnungslegung fr ihre verschiedenen Ttigkeitsbereiche gesonderte Konten zu fhren und getrennte Bilanzen und Gewinn- und Verlust-Rechnungen aufzustellen. Das Ziel dieser Regelung besteht vor allem darin, eine hhere Kos-tentransparenz fr die regulierten Bereiche (d. h. insbesondere den Netzbetrieb)


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zu schaffen, um auf diese Weise eine Grundlage fr die kostenorientierte Entgelt-kalkulation zu schaffen. [26]

Die gesetzlichen Vorgaben fr den Netzzugang sind in 20 EnWG enthalten. Whrend die Abstze 1 und 2 dieser Vorschrift allgemeine Regeln beinhalten, die sowohl fr die Strom- als auch fr Gasversorgungsnetze gelten, enthlt der Abs. 1 b die zentralen materiellen Vorgaben fr das Netzzugangsmodell im Gassektor. Darin heit es zunchst: Zur Ausgestaltung des Zugangs zu den Gasversorgungs-netzen mssen Betreiber von Gasversorgungsnetzen Einspeise- und Ausspeise-kapazitten anbieten, die den Netzzugang ohne Festlegung eines transaktions-abhngigen Transportpfades ermglichen und unabhngig voneinander nutzbar und handelbar sind. Zur Abwicklung des Zugangs zu den Gasversorgungsnetzen ist ein Vertrag mit dem Netzbetreiber, in dessen Netz eine Einspeisung von Gas erfolgen soll, ber Einspeisekapazitten erforderlich (Einspeisevertrag). Zustz-lich muss ein Vertrag mit dem Netzbetreiber, aus dessen Netz die Entnahme von Gas erfolgen soll, ber Ausspeisekapazitten abgeschlossen werden (Ausspeise-vertrag). Wird der Ausspeisevertrag von einem Lieferanten mit einem Betreiber eines Verteilernetzes abgeschlossen, braucht er sich nicht auf bestimmte Entnah-mestellen zu beziehen. Alle Betreiber von Gasversorgungsnetzen sind verpflich-tet, untereinander in dem Ausma verbindlich zusammenzuarbeiten, das erfor-derlich ist, damit der Transportkunde zur Abwicklung eines Transports auch ber mehrere, durch Netzkopplungspunkte miteinander verbundene Netze nur einen Einspeise- und einen Ausspeisevertrag abschlieen muss, es sei denn, diese Zu-sammenarbeit ist technisch nicht mglich oder wirtschaftlich nicht zumutbar. ( 20 Abs. 1 b Stze 1 bis 5 EnWG).

In den folgenden Stzen des 20 Abs. 1 b EnWG werden die Anforderungen an die Zusammenarbeit der Gasnetzbetreiber nher konkretisiert. Die Zusammenar-beit manifestiert sich konkret in Kooperationsvereinbarungen der Netzbetreiber, die smtliche Grundstze der Zusammenarbeit sowie alle einschlgigen Vertrags-muster enthalten.

Zentrales Ziel bei dem Entwurf der Gasnetzzugangsverordnung war zunchst die gesetzliche Normierung des Entry-Exit-Modells. Zum Zeitpunkt des Entwurfs der Verordnung im Jahr 2004 bestand in Deutschland nur ein relativ geringer Er-fahrungsschatz mit diesem Netzzugangsmodell. Die Verbndevereinbarung Gas sah insoweit auf der Ebene der Fernleitungsnetze ein klassisches, streckenbezo-genes Netznutzungsmodell vor, bei dem der Netznutzer Transportkapazitten auf einer bestimmten, auch physisch abgrenzbaren Transportstrecke buchen konnte und hierfr entfernungsabhngige Entgelte berechnet wurden.

Im Zuge mehrerer von der Europischen Kommission gefhrten Missbrauchsver-fahren gegen verschiedene Fernleitungsnetzbetreiber (zusammenfassend als das so genannte Marathonverfahren bekannt, da alle Verfahren durch eine Beschwer-de des amerikanischen Unternehmens Marathon angestoen wurden) hatten sich einige Unternehmen verpflichtet, fr ihr Leitungsnetz ein transportpfadunabhn-


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giges Entry-Exit-Modell einzufhren. Dieses ist dadurch gekennzeichnet, dass die Netznutzer lediglich Ein- und Ausspeisekapazitt an einzelnen Punkten des jeweiligen Leitungsnetzes bilden mssen und diese sodann im Grundsatz unab-hngig von bestimmten physischen Transportstrecken nutzen knnen. Fr die Netznutzer entsteht hierdurch eine wesentlich hhere Flexibilitt als bei dem transportpfadabhngigen Netzzugangsmodell. Auch die Bepreisung richtet sich nicht mehr nach der Transportstrecke, sondern nach fixen Preisen, die fr die einzelnen Ein- und Ausspeisepunkte festgelegt werden. Durch die individuelle Bepreisung der Ein- und Ausspeisepunkte hat der Netzbetreiber die Mglichkeit, indirekt Einfluss auf die Auslastung seines Netzes zu nehmen, um eine mglichst optimale Nutzung der vorhandenen Kapazitten zu gewhrleisten. [26]

Im Jahr 2004 verffentlichten zunchst BEB und spter auch E.ON Ruhrgas, RWE und Wingas Transportbedingungen nach dem Entry-Exit-Modell. Teile die-ser Regelungen wurden vom Verordnungsgeber aufgegriffen und ergnzt um Forderungen anderer Marktteilnehmer, insbesondere von Netznutzerseite in der Gasnetzzugangsverordnung verankert.

Im Sommer 2006 war eine erste Fassung der Vereinbarung ber die Kapazitten gem 20 Abs. 1 b EnWG zwischen Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen (kurz: Kooperationsvereinbarung) verabschiedet wor-den. Mittlerweile ist die siebte Fassung verabschiedet worden, die am 1.10.2014 in Kraft getreten ist.

Das ab dem 1.10.2007 auf Grundlage dieser Kooperationsvereinbarung ange-wandte Netzzugangssystem sieht fr den Transport bzw. die Netznutzung inner-halb eines Marktgebietes unabhngig von der Zahl der beteiligten Netzbetreiber den Abschluss eines Einspeise-, eines Ausspeise- und eines Bilanzkreisvertrags vor. [26]

Danach sind alle Abnehmer einem Marktgebiet zugeordnet. Die Marktgebiete sind aber nicht streng geografisch voneinander abgegrenzt, sondern berlappen sich an zahlreichen Stellen. Gebildet werden die Marktgebiete durch die Fernlei-tungsnetzbetreiber, die typischerweise die Spitze der traditionellen Lieferkette im Gassektor bilden. Die Zahl der Marktgebiete hat sich von ursprnglich 28 auf heute noch 2 reduziert (Net Connect Germany und Gaspool).

Einer der zentralen Bestandteile des 2005 novellierten EnWG war der bergang vom vorhandelten zum regulierten Netzzugang. Seitdem unterliegen die Gas-netzentgelte grundstzlich der Pflicht der vorherigen Genehmigung durch die Bundesnetzagentur oder die Landesregulierungsbehrden. Demgegenber hatte im vorangegangen System des verhandelten Netzzugangs der Netzbetreiber die Gasnetzentgelte ermittelt und diese Lieferanten und sonstigen Netznutzern in Rechnung gestellt. Ein behrdliches Entgeltgenehmigungsverfahren war nicht zu durchlaufen; vielmehr fand lediglich im Einzelfall eine nachtrgliche Kontrolle durch die Kartellbehrden statt (sog. Ex-post-Kontrolle).


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Zentrale Orientierung fr die die nunmehr erforderliche Genehmigung der Ent-gelte waren zunchst die vom Antragsteller dargelegten Kosten seiner Betriebs-fhrung, wobei die genehmigten Entgelte als Hchstpreise zu verstehen sind, die unterschritten, aber nicht berschritten werden drfen.

Bereits in 21 a EnWG angelegt sind als Fortentwicklung der kostenorien-tierten Entgeltregulierung die gesetzlichen Anforderungen an die Anreizregu-lierung, die durch eine Anreizregulierungsverordnung konkretisiert wurde. Die Anreizregulierung begann am 01.01.2009.

Zu Beginn der Regulierungsperiode legen die Regulierungsbehrden fr die einzelnen Netzbetreiber Erlsobergrenzen fest, die auf den Kosten des jeweiligen Netzbetreibers basieren und jhrlich in dem Mae sinken, in dem der Netzbe-treiber aufgrund eines unterstellten gleichmigen Abbaus seiner von den Re-gulierungsbehrden festgestellten Ineffizienzen seine Kosten senken soll. Die zu Beginn der Regulierungsperiode fr die einzelnen Jahre festgelegten Erlsober-grenzen bleiben, von Ausnahmefllen abgesehen (z. B. Erweiterung des Netz-gebietes), ber die Regulierungsperiode grundstzlich unverndert und werden lediglich zu Beginn eines jeden Jahres mit Blick auf die nderungen des Verbrau-cherpreisindexes sowie mit Blick auf mgliche nderungen bei den dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteilen angepasst.

Ziel dieses Entgeltsystems ist, den Netzbetreibern einen Anreiz zu zustzlichen Kostensenkungen zu geben, da sie eine hhere Rendite als nach dem gegenwr-tigen kostenregulierten Entgeltsystem nach der GasNEV erzielen knnen, wenn sie die Netzkosten strker absenken knnen als die Erlse nach dem ihnen vorge-schriebenen Erlssenkungspfad sinken.

Die Erlsobergrenzen werden fr jeden Netzbetreiber individuell festgelegt. Das Ma der Erlsabsenkung ber die beiden Regulierungsperioden soll von der Ef-fizienz des Netzbetreibers abhngig sein. Angestrebt wird, die Ineffizienzen der Netzbetreiber abzubauen und ihre Effizienz bis zum Ende der zweiten Regulie-rungsperiode anzugleichen. Effiziente Netzbetreiber sollen somit geringere Er-lsabsenkungen hinnehmen mssen als ineffiziente Netzbetreiber.

Die Entgeltkalkulation nach der Anreizregulierungsverordnung kann an dieser Stelle nur vereinfacht und im berblick dargestellt werden:

Den Ausgangspunkt fr den Erlssenkungspfad bilden die Kosten eines Netzbetreibers zu Beginn der Regulierungsperiode. Die Gesamtkosten wer-den nach der GasNEV ermittelt.

Die so ermittelten Kosten mssen fr den Effizienzvergleich der Netzbetrei-ber untereinander vergleichbar gemacht werden. Fr die Vergleichbarkeits-rechnung werden die Kapitalkosten des Unternehmens nach der GasNEV daher durch annuittisch ermittelte Werte ersetzt.


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Fr den Effizienzvergleich sttzt sich die Regulierungsbehrde auf zwei Me-thoden: die Stochastic Frontier Analysis (kurz: SFA) und die Datenein hll-ungsanalyse (kurz: DEA). Anhand dieser Methoden wird ein Effizienzwert ermittelt, wobei der fr das Unternehmen gnstigere zugrunde gelegt wird. Nach der gesetzlichen Festlegung in der Anreizregulierungsverordnung darf der Effizienzwert 60 % nicht unterschreiten. Sollte der fr die Unternehmen ermittelte Effizienzwert 60 % unterschreiten, wird also gleichwohl ein Effi-zienzwert von 60 % unterstellt. Dieser Wert wird auch dann angesetzt, wenn die bermittelten Daten unvollstndig sind.

Die nach dem Effizienzvergleich als ineffizient anzusehenden Kosten (den abzubauenden, auf Ineffizienzen beruhenden Kosten entsprechen in der Ter-minologie der Anreizregulierungsverordnung die beeinflussbaren Kosten) sind jeweils zum Ende der Regulierungsperiode abzuschmelzen. Die kon-krete Effizienzvorgabe kann von dieser generellen Leitlinie fr die einzelnen Netzbetreiber noch einer individuellen Anpassung unterliegen, wenn sich he-rausstellen sollte, dass die daraus resultierende Vorgabe nachweislich nicht erreichbar bzw. bertreffbar ist.

Fr kleine Gasverteilungsnetzbetreiber mit weniger als 15.000 Anschlusskunden sieht die Anreizregulierungsverordnung ein vereinfachtes Verfahren vor. Voraus-setzung fr eine Teilnahme an diesem vereinfachten Verfahren ist ein fristge-rechter Teilnahmeantrag des Gasnetzbetreibers ( 24 ARegV). In diesem verein-fachten Verfahren wird auf eine individuelle Effizienzprfung verzichtet und ein standardisiertes Verfahren angewendet. [26]


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