#Titel Grundlagen / Strommarktliberalisierung / Europa #Logo gadget42:Pinsel/AG.Grundlagen #Font Losse 16 #C31 Vortrag: Der liberalisierte europäische Energiemarkt: Stand in den EU-Ländern #Font topaz 8 #C10 URL des Dokumentes: http://www.eva.wsr.ac.at/projekte/liberalisierung.htm Veröffentlichung mit freundlicher Genehmigung von Ing. Mag. Herbert Lechner, alle Rechte vorbehalten Zusammenfassung des Vortrags anläßlich der 2. IIR-Konferenz für die Schweizer Energiewirtschaft Zürich, 16. und 17. März 1999 Ing. Mag. Herbert Lechner (lechner@eva.wsr.ac.at) #Seitenende #Y+50 #C12 Inhalt #C10 ¤ Einleitung: Die EU-Richtlinie für einen Strombinnenmarkt ¤ Stand der Strommarktliberalisierung in den EU-Mitgliedsländern ¤ Entwicklungstrends im europäischen Strombinnenmarkt ¤ Fussnoten #Seitenende #C31 Einleitung: Die EU-Richtlinie für einen Strombinnenmarkt #C21 Am 19. Februar 1997 trat die Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinie (96/92/EG) der EU mit einer Frist von 2 Jahren zur Umsetzung in nationales Recht in Kraft. Nach den Richtlinien zur Preistransparenz (90/377/EG) vom 29.6.1990 (für Strom und Erdgas) und zum Transit von elektrischer Energie (90/547/EG) vom 20.10.1990 bedeutete dies den vorläufig letzten Schritt zur Liberalisierung des Stromsektors in der Europäischen Union. Die Vorgaben der EU stellen Mindestanforderungen dar, etliche der Mitgliedsstaaten gehen weiter bzw. haben den Liberalisierungsprozess bereits Anfang der 90-er Jahre eingeleitet und setzen in jenen Bereichen an, die wettbewerblich organisiert werden können: a. Auf der Nachfrageseite wird sogenannten "zugelassenen Kunden" die Möglichkeit eingeräumt, ihre Stromlieferanten frei zu wählen. In einem ersten Schritt waren ab 19.2.1999 zumindest 26% des jeweiligen nationalen Endverbrauchs für den Wettbewerb zu öffnen (Endverbraucher mit jährlich mehr als 100 GWh sind aber in dieser ersten Phase jedenfalls zugelassene Kunden). Der Marktöffnungsgrad wird ab 19.2.2000 auf 28% und ab 19.2.2003 auf 33% erhöht. Stromverteilungsunternehmen können müssen also nicht als zugelassene Kunden definiert werden. b. Auf der Erzeugungsseite wird neben den etablierten "öffentlichen Stromerzeugern" weiteren Produzenten, den sogenannten "unabhängigen Erzeugern", der Markteintritt und in der Folge die Belieferung "zugelassener Kunden" eröffnet. Wettbewerb in der Erzeugung wird sich vor allem auf die bereits etablierten Unternehmen konzentrieren, da in Europa Überkapazitäten bestehen ("konservative" Schätzungen dafür liegen bei etwa 40.000 MW) und diese Situation durch den Strombinnenmarkt eher noch verschärft wird (geringere Reservekapazitäten notwendig). Bei Transport und Verteilung also der Netzinfrastruktur besitzen die Stromversorger in der Regel[1] weiterhin eine Monopolstellung. Im folgenden wird der derzeitige Stand der Liberalisierung der Strommärkte in den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten dargestellt, wobei anzumerken ist, dass sich in einigen Ländern, bei denen bei Abschluß dieser Ausarbeitung gerade die parlamentarische Diskussion der neuen Rahmenbedingungen für den Strommarkt stattfanden, noch relativ kurzfristig Veränderungen ergeben können. #Seitenende #C31 Stand der Strommarktliberalisierung in den EU-Mitgliedsländern #C12 Belgien #C21 Belgien wurde ein Aufschub von einem Jahr für die Umsetzung in nationales Recht gewährt, hat diese Möglichkeit aber nicht in Anspruch genommen. Zu Beginn sollen nur Endverbraucher mit mehr als 100 GWh zugelassene Kunden sein, was auf Grund der Industriestruktur Belgiens aber bereits einen Marktöffnungsgrad von etwa 33% bedeutet. Die Stromverteiler folgen, sobald ihre Bezugsverträge auslaufen. Bis zum 1.1.2007 soll der Strommarkt vollständig geöffnet werden. Der Finanzminister legt Maximalpreise sowohl für die "gefangenen"[2], als auch für die zugelassenen Kunden fest. Ein zentraler Transportsystembetreiber wird auf Vorschlag der Netzeigentümer für 20 Jahre ernannt. Der Netzzugang für zugelassene Kunden wird reguliert, d.h. es gibt behördlich vorgeschriebene Tarife, für Transite ist ein verhandelter Netzzugang vorgesehen (bilaterale Vereinbarung zwischen Netzbetreiber und Nutzer des Transportnetzes, die jedoch diskriminierungsfrei sein muß). Eine unabhängige Regulierungsbehörde[3] zuständig für den liberalisierten Teil des Strommarktes sowie das Netz soll eingerichtet werden. #C12 Dänemark #C21 1998 wurde die bisherige Gesetzgebung in Richtung der EU-Direktive novelliert, weiterreichende Anpassungen insbesondere die weiteren Stufen der Marktöffnung sind aber derzeit in Diskussion und sollen bis Mitte des Jahres in Kraft gesetzt werden. Zugelassene Kunden sind derzeit Endverbraucher über 100 GWh jährlich sowie alle Verteilungsunternehmen. Verteiler müssen ihre Aktivitäten in drei Geschäftsbereiche untergliedern: Netz[4], Versorgung und Handel. In der Stromversorgung dominieren kommunale und kooperative Besitzformen. Eine der beiden großen Erzeugungsgesellschaften ELSAM[5] hat ihr Netz in ein eigenes Unternehmen ELTRA eingebracht. Die Regulierung erfolgt derzeit noch durch das Preiskomitee und den Wettbewerbsausschuß, eine Transformation zu einer unabhängigen Regulierungsbehörde ist aber in Planung. #C12 Deutschland #C21 Deutschland hat im April 1998 eine neues Energiewirtschaftsgesetz in Kraft gesetzt, welches den Strommarkt vollständig öffnet. Als "Basisvariante" ist ein verhandelter Netzzugang vorgesehen, Stadtwerke können aber bis zum Jahr 2005 stattdessen ein Alleinabnehmersystem (Single Buyer) wählen. Die sogenannte "Verbändevereinbarung" zwischen den Verbänden der Elektrizitätsversorger (VDEW), der Industriekunden (BDI) und der industriellen Kraftwerksbetreiber (VKI) dient als Orientierung und Empfehlung für die Festlegung der Entgelte für die Nutzung des Stromnetzes. Abhängig von der Spannungsebene wird ab einer "Grenzentfernung" (z.B. auf der 380/220 kV-Ebene ab 100 km[6]) eine Entfernungskomponente in die Preisbildung einbezogen. Mit dem Hinweis, die Verbändevereinbarung würde den Netzzugang für Dritte behindern, weil sie nur vage Antidiskriminierungsstandards enthält, wird seit ihrer Publikation die "Umwandlung" des verhandelten in einen regulierten Netzzugang (also die Publikation von Tarifen durch den Regulator) gefordert. Derzeit kann im Fall von Problemen beim Netzzugang des Bundeskartellamt angerufen werden, für die Genehmigung von Kraftwerken und von Tarifen für Endverbraucher sind die jeweiligen Wirtschaftsministerien der Länder zuständig. Die Einrichtung einer deutschen Strombörse ist in Diskussion, eine Reihe möglicher Standorte ist im Gespräch (Frankfurt, Düsseldorf, Hannover, Leipzig). #C12 Finnland #C21 Im Juni 1995 trat eine neu Gesetzgebung in Kraft, die 1997 zur vollständigen Öffnung des Strommarktes führte. Das Höchstspannungsnetz (400/220 kV) sowie die wesentlichen 110 kV-Leitungen stehen im Besitz von Fingrid, welches für Betrieb, Wartung und Ausbau des Systems verantwortlich ist. Seit kurzem (September 1998) ist es für Haushalte nicht mehr notwendig, bei einem Wechsel ihres Stromversorgers zusätzliche Messeinrichtungen zu installieren bzw. finanzieren. Die Regulierungsaufgaben wurden im August 1995 an die "Sähkömarkkinakeskus", einer unabhängigen Behörde, übertragen. Es wurde eine Strombörse, die sogenannte El-Ex, eingerichtet, die stark mit der für den schwedischen und norwegischen Markt geschaffenen Strombörse Nordpool kooperiert. #C12 Frankreich #C21 Frankreich ist mit der Umsetzung der EU-Richtlinie in Verzug. Die erste Lesung der Gesetzesmaterie in der Nationalversammlung[7] erfolgte Anfang März, bis zur definitiven Verabschiedung werden noch ein bis zwei Monate vergehen und auch die nachfolgende "praktische Umsetzung" wird noch einige Monate erfordern, so dass nicht vor Herbst 1999 mit der "Liberalisierung" (siehe unten) des französischen Strommarktes gerechnet werden kann. Da laut EU-Richtlinie ab Februar 1999 jedenfalls alle Endverbraucher über 100 GWh jährlich zugelassene Kunden sind (rund 190 Unternehmen mit einem Anteil von etwa 20% am Stromendverbrauch), hat EdF eine Organisationseinheit geschaffen, die in dieser Übergangsphase etwaige Netznutzungsanträge behandeln soll. Die Definition der zugelassenen Kunden orientiert sich an den EU-Mindesterfordernissen: so erhalten in der ersten Phase alle Endverbraucher über 40 GWh "Wahlfreiheit" (etwa 450 Unternehmen), damit wird auch in etwa der Marktöffnungsgrad von 26% erreicht. Obwohl Frankreich während der Verhandlungen zur EU-Richtlinie das Alleinabnehmersystem favorisierte, hat man sich nunmehr für einen regulierten Third-Party-Access entschieden. Die EdF bleibt der Betreiber des Übertragungsnetzes und ist diesbezüglich nur zu einem buchhalterischen Unbundling verpflichtet. Ein unabhängiger Regulator soll eingerichtet werden, seine Aufgabe konzentriert sich auf die Festlegung der Rahmenbedingungen für einen diskriminierungsfreien Netzzugang. Die möglichen Geschäftsfelder für EdF werden auf die Fernwärme- und Wasserversorgung sowie auf die Telekommunikation ausgeweitet. Konkurrenten[8] der EdF werden verpflichtet, ihre Beschäftigten zu "EdF-konformen" Konditionen[9] anzustellen. #C12 Griechenland #C21 Griechenland wurde für die nationale Umsetzung ein Zeitraum bis 19.2.2001 eingeräumt. Es besitzt ähnlich wie Irland nur ein großes vertikal-integriertes Monopolunternehmen. Mitte 1998 wurde ein erster Entwurf vorgelegt, der folgendes vorsieht: a) die Einrichtung einer unabhängigen Regulierungsbehörde, deren Funktion aber auf Mißbrauchsaufsicht und Beratung der Regierung beschränkt zu sein scheint, b) Ausgliederung des Betriebs des Transportnetzes an ein eigenes Unternehmen, welches auch den Einsatz der Kraftwerke nach ökonomischen Kriterien regelt. #C12 Großbritannien #C21 In Großbritannien wurde bereits 1990 für England und Wales sowohl mit der Liberalisierung als auch der Privatisierung des Strommarktes begonnen. Aus dem damaligen Central Electricity Generating Board wurden 3 Erzeuger (National Power, PowerGen und Nuclear Electric) sowie eine Netzgesellschaft (National Grid Company), welche in den Besitz der 12 regionalen Verteilungsunternehmen übertragen wurden, gebildet. Zentrales Element des Wettbewerbs im Erzeugungsbereich ist der Pool, dem alle Kraftwerke, die über einer bestimmten Leistungsmenge liegen, ihre Erzeugungsmengen und -kosten für die 48 Halbstundenperioden des jeweiligen nächsten Tages bekanntgeben müssen. Die für die Nachfragedeckung kostengünstigsten Kraftwerke werden eingesetzt (wobei das technische Management bei der National Grid Company liegt[10]) und erhalten jeweils einen Erzeugungspreis, der sich aus den Kosten der letzten noch berücksichtigten Produktionseinheit plus einem Aufschlag, der den Bedarf an zusätzlicher Kapazität signalisieren soll, ergibt. Der Strommarkt wurde 1990 für Großverbraucher über 10 MW geöffnet, diese Grenze wurde 1994 auf 100 kW gesenkt. Für April 1998 wurde die vollständige Marktöffnung geplant auf Grund von meß- und verrechnungstechnischen Problemen bei den Kleinkunden kam es jedoch zu Verzögerungen. Es wird jedoch damit gerechnet, daß der Liberalisierungsprozeß im Bereich der Marktöffnung bis Mitte 1999 tatsächlich abgeschlossen werden kann. Der unabhängige Regulator OFFER hat sehr umfangreiche Kompetenzen, wobei er bei der Preisfestlegung und zwar für alle Funktionen, also Transport, Verteilung und Versorgung eine "price-cap"-Regulierung durchführt. Auf diesem Weg regelt er keine "Details", sondern nur die Entwicklung der Einnahmen aus einer der oben genannten Funktionen innerhalb der nächsten 3 bis 5 Jahre. Ausgehend von den genehmigten Einnahmen eines Basisjahres wird dabei die weitere Entwicklung an den Verbraucherpreisindex minus einem Effizienzfaktor (der den Unternehmen einen Anreiz zur Produktivitätssteigerung geben soll) gekoppelt. Derzeit wird eine Reform des englischen Systems diskutiert: Dies betrifft vor allem die Konstruktion und Aufgaben des Pools (z.B. Beseitigung der obligatorischen Teilnahme für Erzeuger, Ausweitung auf den Handel mit Finanzderivaten) sowie die Gestaltung der Regulierung (Integration der Regulierungsbehörden für Strom und Erdgas). #C12 Irland #C21 Wie Belgien wurde auch Irland ein Jahr "Aufschub" zur Umsetzung der EU-Richtlinie zugestanden. Derzeit läuft die parlamentarische Behandlung eines Gesetzesentwurfs, der vor allem den Regulierungsrahmen definiert. Geplant ist die Schaffung einer unabhängigen Regulierungsbehörde mit den Aufgabenschwerpunkten: Lizenzerteilung für Erzeugung und Versorgung, Baugenehmigung für Kraftwerke sowie Bestimmung der Netztarife. Der Marktöffnungsgrad sowie andere essentielle Vorschriften, wie etwa zum Unbundling des staatlichen Electricity Supply Board, der derzeit 100% des Marktes versorgt, sind noch in Diskussion bzw. in einer weiteren Gesetzesvorlage zu regeln. #C12 Italien #C21 Die Deadline 19.2.1999 wurde von Italien im Bereich der Schaffung der notwendigen gesetzlichen Rahmenbedingungen knapp geschafft. Als zugelassene Kunden sind ab 1999 Endverbraucher über 30 GWh definiert. Eine Bündelung (Pooling) von Verbrauchern innerhalb eines Versorgungsgebiets zur Erreichung dieser Verbrauchsschwelle ist möglich, allerdings muss jede dieser Gruppen einen Verbrauch von mindestens 2 GWh erreichen. Verteiler sind nur im Ausmaß der Verbrauchsmengen ihrer zugelassenen Kunden berechtigt, ihre Lieferanten frei zu wählen. Ab dem Jahr 2000 wird der jährliche Verbrauchswert von 30 GWh auf 20 GWh gesenkt, jener im Falle des Poolings von 2 GWh auf 1 GWh. Im Jahr 2002 erfolgt eine weitere Absenkung von 20 auf 9 GWh. ENEL wird in eine Holding umgebaut, die ihre Aktivitäten in getrennte Gesellschaften aufteilt. Da vorgesehen ist, daß ein Stromerzeuger nicht mehr als 50% Marktanteil besitzen darf, muß ENEL bis 2003 Kraftwerke mit etwa 15.000 MW installierter Leistung abgeben[11]. Das technische und ökonomische "Marktmanagement" soll ähnlich wie in Spanien aufgebaut werden. Ein unabhängiger Systembetreiber, organisatorisch dem Industrieministerium zugeordnet, wird eingerichtet, wobei das Eigentum bei den bisherigen Netzbesitzern verbleibt, die auch weiterhin für Wartung und Ausbau des Netzes verantwortlich sind. Eine eigene Gesellschaft im Besitz des Finanzministeriums soll bis 2001 eine Strombörse[12] aufbauen. Eine unabhängige Regulierungsbehörde wurde bereits 1996 eingerichtet. Sie legt vor allem die Konditionen für den Netzzugang fest (auch im Fall von Importen/Exporten). #C12 Luxemburg #C21 Als zugelassene Kunden sind Endverbraucher über 100 GWh[13] (womit bereits rund 40% des Strommarktes geöffnet sind) sowie Verteilungsunternehmen im Ausmaß des Volumens ihrer zugelassenen Kunden definiert. Ein unabhängiger Regulator wird im Rahmen des Instituts für Telekommunikation eingerichtet, seine Funktion ist aber im wesentlichen auf die einer Streitschlichtungsstelle beschränkt. #C12 Niederlande #C21 Seit Mitte 1998 können in den Niederlanden Endverbraucher über 10 GWh jährlich ihren Versorger frei wählen (das bedeutet eine Marktöffnung von etwa einem Drittel bzw. für 650 Unternehmen). Einer zweiten Gruppe von kleineren Verbrauchern[14] mit einem Marktanteil von insgesamt etwa 30%, wird diese Möglichkeit ab 2002 eröffnet. Die vollständige Marktöffnung ist für das Jahr 2007 vorgesehen. Für den Betrieb des Übertragungsnetzes wurde eine eigene Gesellschaft TenneT gegründet. Ein unabhängiger Regulator wurde Mitte 1998 eingerichtet, seine Aufgaben konzentrieren sich auf die Genehmigung der Konditionen für den Netzzugang. Das Wirtschaftsminsterium ist weiterhin für die Festlegung der Preise für "gefangene" Kunden zuständig. Weitere gesetzliche Vorgaben im Zusammenhang mit der Schaffung eines Grid Code sowie eines System Code, Regelungen für die Stromverbrauchsmessung, usw. werden für Mitte 1999 erwartet. Eine Strombörse, die Amsterdam Power Exchange (APX), wurde gegründet und soll ab Mai "funktionsfähig" sein. #C12 Österreich #C21 Durch das Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz wurden im August 1998 die Grundsätze für die Neuordnung der österreichischen Elektrizitätswirtschaft vorgegeben. Auf Grund der österreichischen Verfassungslage liegt die Ausführungsgesetzgebung bei den Ländern[15], wobei deren Spielraum in der Praxis nur mehr gering ist (z.B. beim Genehmigungsverfahren für Neuanlagen). Zugelassene Kunden sind ab 19.2.1999 Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch über 40 GWh, ab 19.2.2000 wird dieser Wert auf 20 GWh und ab 19.2.2003 auf 9 GWh gesenkt. Verteilnetzbetreiber, die auch ein Übertragungsnetz betreiben, sind ebenfalls ab 19.2.1999 zugelassene Kunden, andere Verteiler mit einer Abgabe an Endverbraucher über 40 GWh folgen ab 19.2.2002, solche mit über 9 GWh ab 19.2.2003. Unabhängige Erzeuger, die Strom auf Basis erneuerbarer Energieträger erzeugen (ausgenommen Wasserkraft) können mit allen Kunden innerhalb und außerhalb der Bundesgebiets Verträge abschließen. Es existiert ein regulierter Netzzugang, die Netzgebühren[16] (Punkttarife) werden vom Wirtschaftsminister festgelegt, der auch die sonstigen Regulierungsagenden wahrnimmt. Die Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, einen steigenden Anteil ihrer Stromabgabe an Endkunden aus Lieferungen von Anlagen auf Basis erneuerbarer Energieträger[17] (ohne Wasserkraft) zu decken und bis zum Jahr 2005 einen Deckungsgrad von 5% zu erreichen. Allfällige Mehrkosten werden dem Verteilnetzbetreiber abgegolten, dazu wird auf Landesebene ein Zuschlag zur Netzgebühr verrechnet, der vom Landeshauptmann festgelegt wird. In seiner Meldung an die EU-Kommission reduzierte das Wirtschaftsministerium die von der österreichischen Elektrizitätswirtschaft beantragten 65 Mrd. öS auf 36 Mrd. öS. Anschließende Analysen ergaben, daß nur für die Verbundgesellschaft stranded costs von maximal 8 Mrd. ATS zu kompensieren sind, wovon zumindest etwa 2 Mrd. ATS (aus einem Braunkohlevertrag) auch für die EU-Kommission außer Diskussion stehen dürften. #C12 Portugal #C21 Die Marktöffnung erstreckt sich in der ersten Phase auf Endverbraucher über 30 GWh jährlich, im Jahr 2000 wird diese Verbrauchsschwelle auf 20 GWh und im Jahr 2001 auf 9 GWh gesenkt. Wird von Konsumenten aus den beiden letztgenannten Verbrauchergruppen eine "Abschlagszahlung" entrichtet, können sie sofort den Lieferanten wechseln. Zusätzlich sind die vier Verteilungsunternehmen für 8% ihres Bedarfs zugelassene Kunden. Es besteht ein regulierter Netzzugang, das Transportnetz wird von Rede Electrico Nacional betrieben. Die unabhängige Regulierungsbehörde ist sowohl für die Entwicklung des Regulierungsrahmens (Tarifgestaltung, Betrieb des Stromsystems, Stromaustausch mit Spanien) als auch die Umsetzung im Detail zuständig. #C12 Schweden #C21 Bereits 1996 wurden die Stromnetze für den Zugang durch Dritte (Punkttarif) geöffnet, die Stromimporte und -exporte freigegeben und ein gemeinsamer Spotmarkt mit Norwegen im Rahmen von Nordpool eingerichtet. Die Versorgung wurde vollständig geöffnet, wobei jedoch eine Kündigungsfrist des Stromliefervertrags von 6 Monaten einzuhalten und das Vorhandensein von geeigneten Meßeinrichtungen[18] sicherzustellen war. Aus dem Staatsbetrieb "State Power Board" wurde die Netzgesellschaft "Svenska Kraftnät" herausgelöst, die für Planung, Betrieb und Ausbau des Übertragungssystems verantwortlich ist. Bereits 1994 wurde eine unabhängige Regulierungsbehörde organisatorisch eingebunden in die nationale Energieagentur NUTEK gegründet; 1998 wurde die Rolle des Regulators ausgeweitet (Genehmigung von Neuanlagen) und seine organisatorische Selbständigkeit fixiert. Das Elektrizitätsgesetz wurde 1998 novelliert: die Publikation von Tarifen ist nunmehr verpflichtend und die Kosten für Meßeinrichtungen zur stündlichen Messung wurden mit maximal 2.500 Kronen (etwa 3.800 ATS) begrenzt. #C12 Spanien #C21 Die neuen Rahmenbedingungen für den spanischen Strommarkt wurden 1998 in Kraft gesetzt (bereits 1994 wurde die Möglichkeit eines Netzzugangs für Dritte vorgesehen). Zu Beginn wurden Stromverbraucher mit jährlich mehr als 15 GWh als zugelassene Kunden definiert, diese Verbrauchsschwelle sinkt im Jahr 2000 auf 9 GWh, 2002 auf 5 GWh und 2004 auf 1 GWh. 2007 wird der Strommarkt vollständig geöffnet. Es bestehen Bestrebungen, die Marktöffnung zu beschleunigen, d.h. die Verbrauchsgrenzen bereits 1999 auf 5 GWh und im Jahr 2000 auf 1 GWh (darunter fallen etwa 9.000 Verbraucher) zu reduzieren. Viel wird davon abhängen, in welchem Ausmaß die EU-Kommission die von Spanien gemeldeten "stranded costs" anerkennt (rd. 160 Mrd. ATS) und damit eine Kompensation von Investitionen, die auf Grund der Marktöffnung nicht mehr refinanzierbar sind, erlaubt. Im Erzeugungsbereich wurde ein Spotmarkt etabliert, der von einem "Marktmanager" (Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad) organisiert wird, welcher unabhängig vom zentralen "technischen" Systembetreiber (Red Eléctrica de España) ist. Eine unabhängige Regulierungsbehörde wurde 1994 etabliert (mit einer eher passiven Rolle, z.B. Meldung diskriminierender Praktiken von Marktteilnehmern an die Wettbewerbsbehörde). #Seitenende #C31 Entwicklungstrends im europäischen Strombinnenmarkt #C21 Im folgenden werden die "gemeinsamen Trends", die sich auf Grund der Entwicklungen in den einzelnen Mitgliedsstaaten herauskristallisieren, aufgezeigt. Die zuständigen Vertreter der Mitgliedsländer und insbesondere ihre Regulierungsbehörden pflegen auf regelmäßig von der EU-Kommission organisierten Treffen[19] einen intensiven Meinungs- und Erfahrungsaustausch, was die Konvergenz in der Entwicklung der Systeme unterstützt. #C12 Netzzugang #C21 Ein verhandelter Netzzugang besteht nur in Deutschland, Griechenland und Dänemark[20]. Alle übrigen EU-Mitgliedsstaaten setzen auf den regulierten Netzzugang. Die EU-Wettbewerbsbehörde (GD IV) hat zu Beginn dieses Jahres angekündigt, dass sie sich verstärkt dem Elektrizitätssektor zuwenden wird, insbesondere im Hinblick auf die Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs. Anknüpfungspunkte dafür sind etwa die deutsche Verbändevereinbarung oder die Vereinbarung zwischen EdF und der National Grid Company, wonach die Kapazität (2.000 MW) des "Interconnectors" bis zum Jahr 2002 ausschließlich in Richtung England genutzt werden darf. #C12 Entflechtung der Übertragungsfunktion #C21 Gemäß den Vorgaben der Richtlinie ist zumindest eine Entflechtung des Managements des Übertragungsnetzbetreibers (eine rechtliche Abtrennung ist nicht notwendig) und eine Trennung der Buchführung für den Übertragungs- und Verteilungsbereich vorzunehmen. Zusätzlich ist sicherzustellen, dass der Übertragungsnetzbetreiber keine vertraulichen Informationen an andere Unternehmensbereiche weitergibt. In zwei Drittel der EU-Mitgliedsländer[21] erhielt der Übertragungsnetzbetreiber eine eigene Rechtspersönlichkeit: Spanien, Großbritannien (für England und Wales), Schweden, Finnland, Dänemark (für die Halbinsel Jütland), Österreich (für Ostösterreich), Niederlande, Portugal, Irland, Griechenland, Italien. Belgien hat noch keine definitive Entscheidung getroffen. Nur eine Minderheit der Länder beläßt den Übertragungsnetzbetreiber mit eigenem Management in vertikal integrierten Unternehmen: Dänemark (außerhalb Jütlands), Deutschland, Frankreich, Großbritannien (für Schottland und Nordirland), Österreich (für Westösterreich). #C12 Gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen #C21 Die in der Richtlinie vorgesehene Möglichkeit zur Verankerung gemeinwirtschaftlicher Ziele wurde in unterschiedlicher Intensität von allen Mitgliedsländern genutzt. Dazu gehören im wesentlichen: * die allgemeine Versorgungspflicht sowie die Bekanntgabe allgemeiner Tarife für die gefangenen Kunden * die Verpflichtung zur Stromabnahme von umweltfreundlichen Erzeugungsanlagen (auf Basis erneuerbarer Energieträger, Kraft-Wärme-Kopplung) * die Aufrechterhaltung einer sicheren Stromversorgung. Die EU-Kommission achtet darauf, dass nicht unter dem "Deckmantel" gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen ungerechtfertigt Monopolstellungen aufrechterhalten bzw. aufgebaut werden. Marktbeschränkungen werden nur in dem Ausmaß akzeptiert, soweit sie zur Erfüllung der gemeinwirtschaftlichen Aufgaben unbedingt erforderlich sind. #C12 Unabhängige Regulierungsbehörde #C21 Mit Ausnahme von Deutschland, Österreich und Irland wurde die Regulierungsfunktion bereits einer eigenen unabhängigen Behörde übertragen bzw. gibt es konkrete Absichten, dies in der nächsten Zeit zu tun. #C12 Marktöffnung #C21 Nur einige Länder, vor allem Frankreich, orientieren sich an den Mindestanforderungen der EU-Richtlinie, die meisten Mitgliedsstaaten öffnen ihre Strommärkte aber rascher und weiter. Im EU-Durchschnitt lag der Marktöffnungsgrad dadurch am "Starttag" 19. Februar 1999 der Liberalisierung bereits bei etwa 60%. #C12 Genehmigung von neuen Kraftwerken #C21 Es ist zu erwarten, dass alle Mitgliedsstaaten das Genehmigungsverfahren für die Bewilligung von neuen Produktionsanlagen wählen werden und damit die in der Richtlinie vorgesehene Alternative die Ausschreibung neuer Kapazitäten nicht umgesetzt wird. #C12 Reziprozität #C21 Die EU-Richtlinie sieht für jene Mitgliedsstaaten, die über den Mindestöffnungsgrad hinausgehen, die Möglichkeit vor, den Marktzutritt für Lieferanten aus Mitgliedsstaaten mit einer geringeren Strommarktöffnung einzuschränken. Das bedeutet an einem konkreten Beispiel: Die BRD hat derzeit einen Öffnungsgrad von 100%, Frankreich[22] von 26%. Die BRD kann daher die Belieferung von Kunden durch die EdF, die bei einer Marktöffnung von 26% in der BRD keine zugelassenen Kunden wären, verweigern. Folgende Staaten haben eine entsprechende Klausel in ihre nationalen Rechtsvorschriften aufgenommen: Österreich, Belgien, Deutschland, die Niederlande, Portugal, Spanien und Großbritannien. Keine[23] Reziprozitätsklausel haben Dänemark, Finnland, Griechenland, Italien und Schweden. #C12 Stranded Investments #C21 In Artikel 24 der EU-Richtlinie ist folgendes vorgesehen: Mitgliedsstaaten, in denen auf Grund der Bestimmungen der Richtlinie vor Inkrafttreten dieser Richtlinie auferlegte Verpflichtungen oder erteilte Betriebsgarantien möglicherweise nicht erfüllt werden, können eine Übergangsregelung beantragen, die ihnen von der EU-Kommission unter anderem unter Berücksichtigung der * Dimension des betreffenden Systems, * des Verbundsgrads des Systems und * der Struktur seiner Elektrizitätswirtschaft gewährt werden kann. Vor einer entsprechenden Entscheidung unterrichtet die Kommission die Mitgliedsstaaten unter Wahrung der Vertraulichkeit über diese Anträge. Die Entscheidung wird im Amtsblatt der Europäischen Gemeinschaft veröffentlicht. Zwölf der Mitgliedsländer haben stranded Investments angemeldet. Wie bereits oben im Fall von Österreich gezeigt wurde und vor allem aufgrund der von der EU-Kommission vorgelegten restriktiven "Indicative Guidelines for Transitional Regimes"[24], ist davon auszugehen, dass die Kommission nur einen Bruchteil der bis 20.2.1998 anzumeldenden Beträge genehmigen wird. #C12 Preisentwicklung #C21 In allen Mitgliedsstaaten ist ein deutlicher Rückgang der Strompreise für zugelassene Kunden meist bereits im Vorfeld der Liberalisierung zu beobachten. In Österreich konnte diese Kundengruppe Preisnachlässe zwischen 20% und 30% erzielen, allerdings bezogen auf ein im europäischen Vergleich hohes Industriepreisniveau. Für die gefangenen Kunden erfolgt weiter eine Preisregulierung; in Österreich dürfen die Strompreise für diese Abnehmer bis zum Jahr 2001nicht erhöht werden. #C12 Kooperations- und Konzentrationsprozesse #C21 Die Stromversorger versuchen durch Kooperationen, Beteiligungen und zunehmend auch durch Übernahmen und Fusionen Synergien für Kostensenkungen zu nutzen und damit fit für den Wettbewerb auf europäischer Ebene zu werden. In Österreich und Deutschland, die dezentrale Strukturen wie die Schweiz aufweisen, wird erwartet, dass sich die Zahl der Stromversorger zumindest halbieren wird. Aber auch in "zentraler" organisierten Ländern wie beispielsweise den Niederlanden, wo bereits Mitte der 80-er Jahre ein Konzentrationsprozeß zur Bildung von 4 Erzeugern und etwa 30 Versorgern eingeleitet wurde, setzt sich diese Entwicklung wie gerade jetzt gut zu beobachten ist[25] fort. Und auch die "Großen der Branche" siehe etwa das Engagement der EdF bei London Electricity folgen diesem Trend. #C12 Rückgang der Beschäftigung #C21 In allen Ländern, in denen bisher der Strommarkt liberalisiert wurde, kam es im Zuge der Rationalisierungsmaßnahmen zu einem deutlichen Rückgang der Beschäftigung im Elektrizitätssektor. England ist dafür wohl das beste Beispiel: der Personalstand bei den beiden Erzeugern National Power und PowerGen wurde innerhalb von 10 Jahren um etwa 70% reduziert; bei den Stromversorgern beträgt die Reduktion 30% bis 50%. In Österreich wird die Verbundgesellschaft ihren Beschäftigtenstand bis zum Jahr 2002 halbieren (gegenüber 1992). #C12 Strombörsen #C21 Zur Organisation des Strommarktes werden Handelsplätze Strombörsen aufgebaut. Für den skandinavischen Markt ist dies bereits geschehen (Nordpool für Norwegen/Schweden, El-Ex für Finnland), in Spanien derzeit im Aufbau. Ab Mai diesen Jahres wird in Amsterdam eine Strombörse ihre Aktivitäten aufnehmen. Über den Standort einer Strombörse in der BRD wird noch diskutiert. Für den englischen und italienischen Strommarkt ist in den kommenden Jahren eine ähnliche Entwicklung zu erwarten. Insgesamt könnten zu Beginn etwa 10 bis 12 Strombörsen in Europa "Platz haben", auch hier wird der Wettbewerb langfristig zu einer deutlichen Reduktion führen. #C12 Erneuerbare Energieträger #C21 Wie bereits erwähnt kann die bevorzugte Behandlung der Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energieträger als gemeinwirtschaftliche Aufgabe definiert werden. Ziel der EU ist es, dem Anteil der Erneuerbaren an der Gesamtenergieversorgung der Gemeinschaft bis zum Jahr 2010 von derzeit 6% auf 12% zu erhöhen. Auch der verstärkte Einsatz dieser Energieträger in der Stromerzeugung soll zur Zielerreichung beitragen. In diesem Sinne plant die Kommission demnächst den Vorschlag für eine Richtlinie des Rates und des Europäischen Parlaments über den Zugang von Elektrizität aus erneuerbaren Energieträgern zum Elektrizitätsbinnenmarkt vorzulegen. Auf Basis der bisherigen internen Entwürfe zeichnen sich folgende Inhalte ab: * Vorgabe eines Mindestverbrauchs von Strom aus erneuerbaren Energieträgern in allen Mitgliedsländern * Beseitigung rechtlicher und technischer Handelshemmnisse * Schaffung wettbewerblich orientierter Fördersysteme (Ausschreibungsmodelle wie etwa im Rahmen der NFFO in Großbritannien) * Handel mit "green certificates" (wie in den Niederlanden realisiert und für Dänemark in Planung). #C12 Handel mit Drittstaaten #C21 Dies ist für die Schweiz ein besonders interessanter Punkt. Die Kommission hat dazu den juristischen Hintergrund analysiert und kommt zu folgendem Ergebnis[26]: Innerhalb der EU besteht durch das Reziprozitätsprinzip (siehe oben) eine Schutzklausel für jene Mitgliedsstaaten, die über das Gemeinschaftsmindestmaß der Marktöffnung hinausgehen. Sie können vorsehen, dass Lieferanten aus anderen Mitgliedsstaaten in ihrem Land nur jene Kunden beliefern dürfen, die auch im Heimatstaat zugelassene Kunden wären. Nach den GATT-Bestimmungen ist es aber fraglich, ob das Reziprozitätsprinzip gegenüber Lieferanten aus Nicht-EU-Staaten durchgesetzt werden kann (und zwar unabhängig von der Marktöffnung in diesen Ländern). Auch eine Beschränkung der Stromimporte aus Drittstaaten mit dem Hinweis auf die dort im Vergleich zur EU niedrigeren Umweltstandards scheint nicht haltbar. Anti-Dumping-Maßnahmen wiederum können vor dem Hintergrund der Rechtssprechung des Europäischen Gerichtshofs nur in sehr begrenztem Umfang angewendet werden. Die Kommission kommt daher zur Schlußfolgerung, daß Lieferanten von außerhalb der EU, soweit sie GATT-Mitglieder[27] sind oder die Energiecharta ratifiziert haben, freien Zugang zu allen zugelassenen Kunden in der EU haben. Zugleich können sie aber in ihrem Heimatstaat über eine uneingeschränkte Monopolstellung verfügen, wodurch Wettbewerb "in die Gegenrichtung" unmöglich ist. Da die technischen Voraussetzungen für Lieferungen aus Drittstaaten in teilweise beträchtlichem Ausmaß[28] (Österreich bis zu 70%, Griechenland 48%, BRD 17%, Schweden, Finnland und Dänemark jeweils 10%) gegeben sind, erwartet die Kommission folgende Probleme: * Stromversorger aus der EU hätten restriktivere Rahmenbedingungen als Nicht- EU-Unternehmen * Die weitergehende Öffnung der Strommärkte in den Mitgliedsstaaten (über die EU-Mindesterfordernisse hinaus) erfolgte mit dem Vertrauen auf die Anwendbarkeit der Reziprozitätsklausel * Es entsteht ein Anreiz für EU-Unternehmen zur Auslagerung von Stromerzeugungskapazitäten in Nicht-EU-Ländern mit niedrigeren Umwelt- und Sozialstandards Es wird deshalb vorgeschlagen, mit jenen Staaten, die diesbezüglich Probleme verursachen könnten, Einzelverhandlungen aufzunehmen mit dem Ziel, den Reziprozitätsgrundsatz zu verankern. Dazu benötigt die Kommission[29] allerdings einen Auftrag des Rates (Verfahren nach Artikel 228 des EG-Vertrags). Da Norwegen die Binnenmarktrichtlinie im Wege des EWR-Abkommens umgesetzt hat, sind Verhandlungen mit diesem Land nicht erforderlich. Priorität beim Abschluss von Abkommen zur Teilnahme am Strombinnenmarkt haben nach Einschätzung der Kommissionden die Schweiz, Polen, Tschechien, Ungarn, Slowenien, die baltischen Staaten Estland, Lettland und Litauen, sowie Kroation und die ehemaligen jugoslawischen Republiken (als UCPTE-Mitglieder). #Seitenende #C31 Fussnoten #C21 1. Die Möglichkeit zum Bau von Direktleitungen wurde grundsätzlich geschaffen, wird aber nur in Einzelfällen ökonomisch darstellbar sein. 2. Jene Kunden, denen eine Auswahl des Stromlieferanten noch nicht zugestanden wird. 3. Die Regulierungsbehörde kann dabei zwar organisatorisch einem Ministerium zugeordnet sein, der Minister besitzt aber kein Weisungsrecht. 4. Hier wird kein Gewinn zugestanden. 5. Aktiv im Gebiet der Halbinsel Jütland, für das restliche Dänemarks ist ELKRAFT zuständig. 6. Beispielsweise 12,5 DM/kW pro 100 km und Jahr bei den HEW, nicht alle Netzbetreiber machen aber davon Gebrauch. 7. Nachdem die Regierung erst im Dezember 1998 eine entsprechende Gesetzesvorlage verabschiedet hat. 8. Potentielle Wettbewerber sind vor allem die Suez Lyonnaise des Eaux und Vivendi sowie die derzeit im staatlichen Besitz stehende Charbonnages de France und die Companie Nationale du Rhone. 9. Diese sind weitreichend: So geht etwa ein fixer Anteil des Umsatzes der EdF an den Betriebsratsfonds, immerhin umgerechnet rund 6 Mrd. ATS. 10. Die technisch/ökonomische Funktionstrennung, d.h. National Grid Company/Pool in England findet sich speziell in den Reorganisationsmaßnahmen für den spanischen und italienischen Strommarkt wieder. 11. Insgesamt verfügt ENEL über etwa 55.000 MW; es ist nicht nur der Verkauf, sondern auch die Auslagerung in ein eigenes Unternehmen in Diskussion. 12. Wobei sowohl ein Spotmarkt aufgebaut als auch der Handel mit Finanzderivaten organisiert werden soll. 13. > 2MW, 3*80 A. 14. > 3*80 A. 15. Diese haben bis Februar 1999 ihre jeweiligen Ausführungsgesetze verabschiedet. 16. Die Tarife für die Stromabnahme auf der 110 kV-Ebene liegen günstiger als in der BRD, aber höher als in Großbritannien und Norwegen. 17. Einspeisungen aus diesen Erzeugungsquellen hat der Verteilnetzbetreiber abzunehmen, die dafür zu entrichtende Vergütung wird von den Landeshauptmännern festgelegt. 18. Für die Messung auf Stundenbasis. 19. Als Fortführung der Arbeitsgruppe der Mitgliedsländer, die die Binnenmarktrichtlinie für Elektrizität verhandelt hat. 20. Hat aber bereits signalisiert, dass es einen Umstieg auf einen regulierten Netzzugang plant. 21. In manchen Ländern wird ein Teil des Übertragungsnetzes weiter von einem vertikal integrierten Unternehmen, jedoch mit eigenem Management betrieben. 22. Dass Frankreich die legistische Umsetzung noch nicht endgültig abgeschlossen hat, wird hier nicht berücksichtigt. 23. Zu Irland, Luxemburg und Frankreich liegen keine Informationen vor. 24. Vor allem wird darauf hingewiesen, dass eine (vertragliche) Verpflichtung sowie ein klarer Zusammenhang zwischen der Wirkung der Binnenmarktrichtlinie und der Unmöglichkeit, die vertragliche Verpflichtung weiter zu erfüllen, bestehen muss (nicht z. B. Managementfehler, falsche Markteinschätzung). Weiters ist die Kompensation der "stranded Costs" auf die unbedingt notwendigen Maßnahmen zu beschränken ist ("least restrictive reasonably necessary measures"). 25. Merger von PNEM-Mega und EDON (damit elftgrößter Energieversorger in Europa) sowie von NUON, Energie Noord West, EWR und Gamog (damit zwölftgrößter europäischer Energieversorger). 26. Die Ergebnisse sind nur für Strom gültig, die Kommission weist darauf hin, dass eine gesonderte Analyse für Erdgas erforderlich ist. 27. Darüber besteht jedoch einige Unsicherheit, da die Behandlung von Strom im GATT nicht geklärt ist. 28. Jeweils bezogen auf die installierte Leistung des Staates. 29. Die Entscheidung, ob um eine solche Verhandlungsermächtigung ersucht werden soll, steht aber noch aus. #C10 © 1999 by Herbert Lechner, E.V.A.