Unternehmensgeschichte im 19. und 20. Jahrhundert

Werner Plumpe

• Verlag: De Gruyter Oldenbourg
• Jahr: 2018
• ISBN:
  9783110397390
• Auflage: 1
• Thema: Geschichte
• Thema: Weltgeschichte

Unternehmen und ihr Wandel sind der Kern der modernen Wirtschaft. Insbesondere in Deutschland kommt ihrer Entwicklung besondere Bedeutung zu, waren sie doch in den politischen Katastrophen der ersten Jahrhunderthälfte nicht selten zentrale Akteure. Gleichwohl blieben Struktur und Wandel auch hier weitgehend vom Markt, dessen Formen und Zugänglichkeit bestimmt, sodass bei allen Brüchen und Zäsuren doch deutliche Kontinuitäten erkennbar sind. Der Wandel der Unternehmen in den letzten zwei Jahrhunderten steht daher im Mittelpunkt der Darstellung. Darüber hinaus werden offene Fragen des Strukturwandels und seiner Bewertung im Lichte des nicht selten kontroversen Forschungsstandes diskutiert. Im Ergebnis zeigt sich, dass die Mehrzahl der deutschen Unternehmen unter den Bedingungen des 20. Jahrhunderts zwar Sonderbedingungen ausgesetzt war, von einem deutschen Sonderweg in der Unternehmensgeschichte aber kaum gesprochen werden kann, zumal sich viele Unterschiede in der Globalisierung abgeschliffen haben. Trotzdem bleiben bemerkenswerte "Alleinstellungsmerkmale", die sich aber historisch gut plausibilisieren lassen.

Kapitel 1
Einführung in die Energiewirtschaft

A.Die technischen und wirtschaftlichen Grundlagen der Energieversorgung

I.Einführung

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Das vorliegende Kapitel gibt eine äußerst kompakte Einführung in die Energiewirtschaft. Dabei werden in Abschnitt A1 einige wichtige technische und wirtschaftliche Grundlagen gelegt, um im Abschnitt B2 einen detaillierteren Einblick in Wertschöpfungsstufen und Märkte zu geben. Abschnitt C3 diskutiert kurz zukünftige Herausforderungen.

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Historisch unterscheidet sich insbesondere die Erzeugung von Energie in Deutschland von anderen Ländern, da nicht ein einziger, staatlicher Monopolist die nachgefragte Energie erzeugte, sondern bereits vor der Liberalisierung im Jahr 1998 mehrere Versorger existierten. In der Stromerzeugung und -übertragung waren vor der Marktliberalisierung neun sog. Verbundunternehmen tätig, welche privatwirtschaftlich organisiert waren, aber hohe kommunale Besitzanteile hatten. Daneben gab es Eigenerzeugung durch Industrieunternehmen und die Deutsche Bahn AG. Stromverteilung und -vertrieb wurden durch 50 Regionalversorger und einige hundert Stadtwerke vorgenommen. Durch Konzessions- und Demarkationsverträge, welche explizit vom Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB)4 ausgenommen waren, wurden faktisch Gebietsmonopole geschaffen, auch wenn seit 1980 ein begrenztes Netzzugangsrecht für gebietsfremde Erzeuger existierte.5

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Die Strompreise für kleinere Kunden (Tarifabnehmer) wurden durch die bis 2005 gültige Bundestarifordnung Elektrizität (BTOElt)6 nach oben begrenzt. Die Preise für größere Nachfrager (Sonderkunden) unterlagen der kartellrechtlichen Missbrauchsaufsicht. Die Preisregulierung nach BTOElt folgte einer Kostenorientierung mit faktisch sehr attraktiven Renditen. Folge dieser Regulierung war, dass hauptsächlich in die Erzeugungskraftwerke investiert wurde, die den höchsten Gewinn versprachen und ökonomische Effizienz bei Kostenmanagement und Investitionen zweitrangig waren. Da sich die Strompreise tatsächlich an den Kosten inklusive sämtlicher Ineffizienzen sowie den sehr auskömmlichen Renditen orientierten,7 hatten die Gebietsmonopolisten keine Anreize, Kosten einzusparen, da sich Kostensenkungen lediglich in geringeren Preisen niedergeschlagen hätten und nicht etwa in höheren Gewinnen. Dies hatte u.a. zur Folge, dass die Endverbraucherpreise vor der Liberalisierung im Vergleich zu anderen EU-Staaten relativ hoch waren.8 Es fand somit weitestgehend eine Durchleitung der Kosten an die Verbraucher statt, da weder Wettbewerb die Unternehmen zur Kosteneffizienz anspornte noch in der Regulierung eine Anreizkomponente enthalten war, welche die Unternehmen zu Investitionen in Effizienzgewinne hätte motivieren können.9

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Die Liberalisierung im Strombereich setzte in den 1990er Jahren ein. Mit der ersten EU-Richtlinie zur Elektrizitätsmarktliberalisierung wurden im Jahr 1996 gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt festgelegt. Die Öffnung des deutschen Strommarktes erfolgte im Jahr 1998 mit der Umsetzung dieser EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt in nationales Recht durch das novellierte Energiewirtschaftsgesetz des Jahres 1998. Im Jahr 2003 kam es mit einer Revision der EU-Richtlinien zur Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes, die im Jahr 2005 durch das novellierte Energiewirtschaftsgesetz10 in nationales Recht umgesetzt wurden. Im Jahr 2009 kam es zu einer erneuten Revision der Binnenmarktvorschriften durch die EU (drittes Energiepaket der EU) mit weitgehenden Entflechtungsvorschriften, und im November 2016 hat die EU-Kommission mit dem sog. „Winterpaket“ energiewirtschaftlicher Regulierungen ein über 4.000 Seiten starkes Paket mit Vorschlägen vorgelegt, welche vom Strommarkt über Erneuerbare Energien bis zu Netzbetrieb und Energieeffizienz fast alle Bereiche der Energiewirtschaft (mit Ausnahme des Erdgasmarktes) betreffen.

II.Entwicklung der Energiemarktliberalisierung

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Der wesentliche Schritt zur Liberalisierung des Energiesektors erfolgte im Jahr 1998 mit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes. Seit dem 1.4.1998 können alle Verbraucher frei wählen, wer den Strom liefern soll. Ein wesentlicher Bestandteil der Liberalisierung war die Aufhebung der faktischen Gebietsmonopole, sodass die Stromanbieter seitdem unabhängig vom Standort auch überregional anbieten dürfen.

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In den ersten zwei Jahren nach der Liberalisierung konnte man am Strommarkt zum Teil deutlich fallende Strompreise feststellen. Allerdings hielt diese Entwicklung nicht allzu lange an. Grund für die dann doch wieder ansteigenden Strompreise war zum einen der Konsolidierungsprozess der Stromanbieter, zum anderen steigende staatliche Abgaben und Steuern. Zudem gab es bis 2005 keine echte Regulierung des Netzzugangs. Vielmehr waren Zugangspetenten auf Verhandlungen mit den etablierten Anbietern angewiesen, welche jedoch ökonomisch kein Interesse an wettbewerbsfreundlichen Zugangsbedingungen hatten.

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Erst im Jahr 2005 wurde die Bundesnetzagentur (BNetzA) als Regulierungsbehörde geschaffen, indem der damaligen Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post (RegTP) auch die Verantwortung für den Strom- und Gasbereich übertragen wurde und der verhandelte Netzzugang durch eine Netzzugangsregulierung ersetzt wurde. Heute sind nach Angaben der BNetzA in fast 80% aller untersuchten Verteilnetzgebieten mehr als 50 Stromanbieter tätig.11

III.Technische und wirtschaftliche Grundlagen der Stromerzeugung und -verteilung

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Elektrizitätsmärkte sind durch zwei Besonderheiten charakterisiert: Zum einen ist Strom bisher nur schwer bzw. sehr kostspielig in großem Stile speicherbar (mit gewissen Einschränkungen gilt dies auch für erzeugte Wärme) und zum anderen muss der Strom zum Verbraucher transportiert werden.12 Die Erzeugung von Elektrizität und der Verbrauch fallen regelmäßig geografisch nicht zusammen, sodass Netze zum Transport erforderlich sind. Die Übertragungsnetze (Höchst- und Hochspannungsnetze) für weitere Distanzen sowie die Verteilnetze (Mittel- und Niederspannungsnetze), welche Strom lokal weiter an die Verbraucher leiten, sind ökonomisch gesehen natürliche Monopole. Diese zeichnen sich durch die sog. Subadditivität der Kosten aus.13 Mit anderen Worten ist ein Unternehmen zu geringeren Kosten in der Lage, eine bestimmte Gütermenge zu produzieren, als mehrere kleinere Unternehmen. Es wäre somit ökonomisch ineffizient, in einem Gebiet mehrere parallele Netzstrukturen zu unterhalten, da dies zu unnötig hohen Kosten führen würde. Eine Monopollösung ist aus Kostensicht somit ökonomisch effizient. Allerdings sollen die mit einem Monopol und dessen Marktmacht verbundenen Ineffizienzen vermieden werden. Aus diesem Grund werden Netze, nicht nur in Deutschland, reguliert. Unternehmen auf nachgelagerten Märkten haben die Möglichkeit, das regulierte Netz diskriminierungsfrei zu nutzen (Zugang). Die dabei zu entrichteten Entgelte werden behördlich festgelegt. Diese Themen werden in den weiteren Kapiteln des vorliegenden Handbuchs vertieft dargestellt.

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Die folgende Abbildung stellt die unterschiedlichen Wertschöpfungsstufen für Elektrizität schematisch dar.

Abb. 1: Wertschöpfungsstufen für Elektrizität14

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Die mangelnde Speicherbarkeit von Strom führt zu einer weiteren Besonderheit des Strommarktes, nämlich der notwendigen Zeitgleichheit von physischem Angebot und Nachfrage.15 Diese Äquivalenz muss jederzeit gewährleistet sein, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Erreicht wird dies zum einen durch die Einsatzplanung der Stromerzeugung und zum anderen über den Einsatz von positiver und negativer Regelenergie, um mögliche Differenzen zwischen Angebot und Nachfrage auszugleichen.

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Deutschland ist in vier Regelzonen aufgeteilt in denen jeweils ein Betreiber ein Übertragungsnetz unterhält und für die Netzstabilität verantwortlich ist.

Abb. 2: Regelzonen in Deutschland16

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Die Betreiber der vier Übertragungsnetze sind dafür verantwortlich mit den Instrumenten der Kraftwerksplanung (ex ante) und der Regelenergie und dem Redispatch (real time) für den permanenten Ausgleich von Stromangebot und -nachfrage zu sorgen. In Kapitel B werden die unterschiedlichen Wertschöpfungsstufen von Strom-, Gas- und Wärmemärkten detailliert besprochen sowie ausgewählte Aspekte neuerer Entwicklungen auf Energiemärkten behandelt.

B.Wertschöpfungsketten bei leitungsgebundenen Energiemärkten

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In diesem Kapitel werden sowohl Strom- und Gas- als auch Wärmemärkte behandelt. Wir gehen sowohl auf die zugrundeliegende Erzeugung als auch auf Netze sowie den jeweiligen Handel ein. Im folgenden Abschnitt beginnen wir mit Strommärkten.

I.Strommärkte

1.Stromerzeugung

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Strom kann mit Hilfe unterschiedlicher Energieträger (Kernenergie, Kohle, Gas, Öl, „Erneuerbare Energien“) und in unterschiedlichen Kraftwerkstypen erzeugt werden. Unterschieden wird dabei regelmäßig zwischen

–Grundlast-

–Mittellast- und

–Spitzenlastkraftwerken.

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Grundlastkraftwerke zeichnen sich aus ökonomischer Sicht durch relativ hohe Fixkosten und relativ geringe variable Kosten aus, während es bei Spitzenlastkraftwerken genau umgekehrt ist. Demzufolge sind Grundlastkraftwerke regelmäßig über längere Zeiträume ohne Unterbrechung am Netz, um eine möglichst hohe Kapazitätsauslastung zu erreichen. Der Nachteil dieser Kraftwerke besteht darin, dass sie im Vergleich zu Spitzenlastkraftwerken deutlich weniger flexibel einsetzbar sind. Typische Vertreter dieser Kraftwerksart sind Kernkraftwerke sowie Braun- und Steinkohlekraftwerke, wobei moderne Steinkohlekraftwerke heute durchaus flexibel einsetzbar...

Inhaltsverzeichnis

• Cover
• Titelseite
• Impressum
• Geleitwort
• Inhaltsübersicht
• Inhaltsverzeichnis
• Abkürzungsverzeichnis
• Literaturverzeichnis
• Bearbeiterverzeichnis
• Kapitel 1 Einführung in die Energiewirtschaft
• Kapitel 2 Der energiekartellrechtliche Rechtsrahmen und seine aktuelle Fortentwicklung
• Kapitel 3 Erzeugung und Import, Energiehandel und Energievertrieb
• Kapitel 4 Netzanschluss und Zugang zu Energieversorgungsnetzen und Speichereinrichtungen
• Kapitel 5 Kooperationen in der Energiewirtschaft
• Kapitel 6 Fusionskontrolle in der Energiewirtschaft
• Kapitel 7 Konzessionierungsverfahren/Netzübernahmen
• Kapitel 8 Die Fernwärmeversorgung aus der Sicht des Kartellrechts
• Kapitel 9 Schwerpunkte und Verfahrensrecht der deutschen Kartellaufsicht
• Kapitel 10 Grundzüge des europäischen Kartellverwaltungsverfahrens
• Kapitel 11 Kartellzivilrecht
• Kapitel 12 Vergabe- und Beihilfenrecht
• Stichwortverzeichnis