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Inhaltsangabe: Problemstellung: Die Marktstruktur der deutschen Elektrizitätswirtschaft im Jahr 2006 ist durch horizontale Konzentration auf der Erzeugungsebene und vertikale Integration über die verschiedenen Wertschöpfungsstufen gekennzeichnet. Durch die Fusionstätigkeit nach der Liberalisierung 1998 hat die Konzentration zugenommen. Die Zahl der überregionalen Verbundunternehmen hat sich durch Unternehmenszusammenschlüsse von acht auf vier reduziert. Der deutsche Strommarkt wird von RWE, E.ON, Vattenfall Europe und EnBW oligopolistisch beherrscht. Zusammen verfügen sie über 80 Prozent der deutschen Erzeugungskapazitäten für elektrische Energie. Zudem kontrollieren sie über vertikale Beteiligungen an regionalen Versorgern und lokalen Stadtwerken auch den Absatz von Elektrizität. Die Kombination aus dem privatwirtschaftlich verhandelten Netzzugang mit Ex-post-Kontrolle und der ausgeprägten vertikalen Verflechtung der Netzunternehmen führte zu Diskriminierungsanreizen der Netzbetreiber auf den nachgelagerten Ebenen. Der Gesetzgeber sah hierin die hauptsächliche Ursache für die hohen Netzzugangsentgelte und Strompreise sowie den fehlenden Wettbewerb zwischen etablierten Betreibern und neu in den Markt eintretenden Stromanbietern. Die niedrige Wettbewerbsintensität in Verbindung mit hohen Strompreisen veranlasste den Gesetzgeber, mit der Energierechtsnovelle vom 13. Juli 2005 den zukünftigen Verlauf einer disaggregierten Regulierung festzulegen. Dabei soll ausschließlich der Netzbetrieb reguliert werden. Der diskriminierungsfreie Zugang zur Netzinfrastruktur ist die Voraussetzung für Wettbewerb auf den anderen Stufen des Elektrizitätsmarktes. Drei Kernpunkte des neugeregelten Energiewirtschaftsrechts sind von besonders weitreichender Bedeutung. Der disaggregierte Regulierungsansatz unterscheidet die zu regulierenden Netzebenen von den wettbewerbsfähigen Stufen der Wertschöpfungskette. Das zum Jahr 2007 umzusetzende legal Unbundling, d.h. die gesetzlich verordnete Entflechtung der operationellen Organisationseinheiten Energieerzeugung, Übertragungs- und Verteilungsnetzbetrieb sowie Vertrieb für Unternehmen mit mehr als 100.000 Kunden, soll die Möglichkeit zur Quersubventionierung durch künstlich überhöhte Netznutzungsentgelte der bisher vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmen (EVUs) unterbinden. Ein zweiter Kernpunkt des neuen Energiewirtschaftsgesetzes ist die Einrichtung einer Marktaufsicht. Die Bundesnetzagentur soll die Netzbetreiber auf dem deutschen Energiemarkt überwachen und für ein angemessenes Preisniveau sorgen. Zur Ermöglichung einer solchen Aufsicht erlegt das Gesetz den Versorgungsunternehmen umfangreiche Veröffentlichungs-, Dokumentations-, Berichts- und Auskunftspflichten auf. Das Thema dieser Arbeit ist der dritte Punkt, die noch auszugestaltende Anreizregulierung der Netznutzungsentgelte. Diese Entgelte machen ca. ein Drittel des Strompreises aus. Im Energiewirtschaftsgesetz ist der gesetzliche Rahmen für eine anreizbasierte Entgeltregulierung vorgegeben. Die Bundesnetzagentur hat zum 1. Juli 2006 den Vorschlag eines möglichen Anreizregulierungssystems vorgelegt. Nach der abschließenden Festlegung der Kalkulationsmethoden für die Netznutzungspreise durch die Bundesregierung werden Netzbetreiber und Verbundunternehmen wichtige Entscheidungen hinsichtlich ihrer Kalkulationen und Investitionen treffen müssen. Schon jetzt sind die "Voraussetzungen für eine [...] konstante Entwicklung – stabile Märkte, regulatorische Konsistenz, Investitionssicherheit" – nicht mehr gegeben. Der deutsche Kraftwerkspark und die Energienetze sind veraltet und benötigen Investitionen. Die zukünftige Bedeutung der Energieträger Kohle, Gas und Kernkraft ist jedoch auf Grund politischer Unsicherheiten schwer abschätzbar. Die Unternehmen der Energiewirtschaft fordern Planungssicherheit und "einen "zuverlässigen Regulierungsrahmen [...], der neuen Investitionen sowohl in die Elektrizitätserzeugung als auch in die Elektrizitätsinfrastruktur förderlich ist". Will der Gesetzgeber Versorgungsengpässe vermeiden, muss er gerade auf Grund der hohen vertikalen Integration in Deutschland die anreizbasierte Regulierung der Netzentgelte ausreichend und weitsichtig gestalten. Gang der Untersuchung: Der deutsche Elektrizitätsmarkt steht vor tiefgreifenden Veränderungen. Nachdem die Entgelte für die Nutzung der Stromnetze traditionell verhandelt wurden, wird nun eine anreizorientierte Regulierung eingeführt, welche die Netzentgelte ex ante festlegt. Der deutsche Gesetzgeber erhofft sich dadurch ähnliche Erfolge wie sie andere europäische Länder erzielen konnten. In Deutschland existieren jedoch keinerlei Erfahrungen mit Anreizregulierungsregimen. Diese Arbeit stellt zunächst Ansätze und Instrumente der Anreizregulierung vor. Es wird gezeigt, welche theoretischen Möglichkeiten bei der Einführung einer Anreizregulierung für den deutschen Stromnetzbetrieb zur praktischen Anwendung kommen könnten. Ziel der Arbeit ist es, die Bewertung einzelner Ansätze zu ermöglichen. Dazu werden Kriterien für eine erfolgreiche Anreizregulierung innerhalb des deutschen Netzbetriebs definiert und in einem Bewertungsschema systematisiert. Dieses Schema wird genutzt, um erstens die vielfältigen theoretischen Möglichkeiten der Anreizregulierung vergleichbar zu machen, und zweitens die Wirkungen zu beschreiben, die die Umsetzung des im Juni 2006 vorgelegten Regulierungsvorschlags der Bundesnetzagentur auf die Netznutzungsentgelte in Deutschland tatsächlich hätte. Zum allgemeinen Verständnis führt das Kapitel II in die Strukturen und Besonderheiten der Elektrizitätswirtschaft ein. Dabei wird auf die besondere Stellung des Stromnetzes eingegangen und sukzessive das Thema der Arbeit, die Regulierung der Entgelte für die Netznutzung, herausgearbeitet. Das folgende Kapitel III erläutert zunächst den derzeitigen Status Quo nach dem 2005 novellierten Energiewirtschaftsgesetz sowie die gesetzlichen Anforderungen an eine Neuregulierung des Netzbetriebs. Hiernach werden detailliert fünf anreizorientierte Ansätze aus der Regulierungstheorie vorgestellt, die im Rahmen einer Anreizregulierung in Deutschland eingesetzt werden könnten. Auf Basis der in Kapitel II und III herausgearbeiteten Erkenntnisse über die praktischen Gegebenheiten und die theoretischen Regulierungsmöglichkeiten wird in Kapitel IV ein Bewertungsschema erstellt. In dieses Schema werden die ausgesuchten Regulierungsverfahren nach vier Kriterien eingeordnet und bewertet, und zwar hinsichtlich ihrer Einfachheit bei der Einführung und Umsetzung, der gesetzten Anreize zu Effizienzsteigerungen und Kostensenkungen, der Anreize zur Sicherung der Versorgungsqualität, sowie ihrer fairen Verteilung von Gewinnen und finanziellen Risiken. Dieses Schema wird im Kapitel V zur Bewertung des von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen Regulierungskonzeptes aufgegriffen. Nach ausführlicher Analyse des Vorschlags werden die Regulierungselemente in das Anreizschema eingeordnet und bewertet. Zudem wird als Beispiel einer langjährig praktizierten Anreizregulierung der Netzbetrieb in Großbritannien herangezogen. Die dort gemachten Erfahrungen werden im zweiten Teil des Kapitels beschrieben. Abschließend erfolgt in Kapitel VI eine kurze, zusammenfassende Betrachtung. Inhaltsverzeichnis: INHALTSVERZEICHNISI ABBILDUNGSVERZEICHNISIII ABKÜRZUNGSVERZEICHNISIV 1.PROBLEMERLÄUTERUNG, ZIEL UND VORGEHENSWEISE1 1.1Problemstellung1 1.2Ziel und Vorgehensweise2 2.BESONDERHEITEN DER ELEKTRIZITÄTSWIRTSCHAFT5 2.1Die Struktur des Elektrizitätsmarktes5 2.2Besonderheiten des Elektrizitätsmarktes8 2.3Das Netz als natürliches Monopol9 2.4Netzzugang und Netznutzungsentgelte10 3.DIE EINFÜHRUNG EINER ANREIZORIENTIERTEN REGULIERUNG13 3.1Derzeitiger Status Quo und Gesetzeslage13 3.1.1Die Situation vor der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes 200513 3.1.2Das novellierte Energiewirtschaftsgesetz von Juli 200516 3.1.3Die Entscheidung für eine Anreizregulierung21 3.2Die Anreizregulierung: Mechanismen und Ansätze23 3.2.1Price Cap-Regulierung23 3.2.2Total Revenue Cap-Regulierung29 3.2.3Weighted Average Revenue Cap-Regulierung31 3.2.4Yardstick-Regulierung33 3.2.5Sliding Scale-Regulierung36 3.3Zusammenfassung39 4.SCHEMA ZUR BEWERTUNG DER ANREIZREGULIERUNGS-ANSÄTZE.41 4.1Kriterien zur Bewertung der fünf Regulierungsansätze41 4.2Anreizwirkung und Zielerfüllung der fünf Regulierungsansätze43 4.2.1Price Cap-Regulierung43 4.2.2Total Revenue Cap-Regulierung49 4.2.3Weighted Average Revenue Cap-Regulierung51 4.2.4Yardstick-Regulierung54 4.2.5Sliding Scale-Regulierung57 4.2.6Zusammenfassung60 4.3Qualitätsregulierung als flankierende Maßnahme64 4.4Die Gefahr einer Regulierungsfalle68 4.5Zusammenfassung69 5.DIE ANREIZREGULIERUNG IN DER PRAXIS70 5.1Bewertung des Vorschlags der Bundesnetzagentur für eine Anreizregulierung der deutschen Stromnetzwirtschaft70 5.1.1Der Vorschlag der Bundesnetzagentur von Juni 200670 5.1.2Bewertung des Vorschlags nach den definierten Kriterien79 5.2Die Anreizregulierung in Großbritannien: Erfahrungen der britischen Regulierungsbehörde Ofgem86 5.3Zusammenfassung89 6.SCHLUSSBETRACHTUNG91 LITERATURVERZEICHNIS93 EIDESSTATTLICHE ERKLÄRUNG100Inhaltsverzeichnis:Inhaltsverzeichnis: INHALTSVERZEICHNISI ABBILDUNGSVERZEICHNISIII ABKÜRZUNGSVERZEICHNISIV 1.PROBLEMERLÄUTERUNG, ZIEL UND VORGEHENSWEISE1 1.1Problemstellung1 1.2Ziel und Vorgehensweise2 2.BESONDERHEITEN DER ELEKTRIZITÄTSWIRTSCHAFT5 2.1Die Struktur des Elektrizitätsmarktes5 2.2Besonderheiten des Elektrizitätsmarktes8 2.3Das Netz als natürliches Monopol9 2.4Netzzugang und Netznutzungsentgelte10 3.DIE EINFÜHRUNG EINER ANREIZORIENTIERTEN REGULIERUNG13 3.1Derzeitiger Status Quo und Gesetzeslage13 3.1.1Die Situation vor der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes 200513 3.1.2Das novellierte Energiewirtschaftsgesetz von Juli 200516 3.1.3Die Entscheidung für eine Anreizregulierung21 3.2Die Anreizregulierung: Mechanismen und Ansätze23 3.2.1Price Cap-Regulierung23 3.2.2Total Revenue Cap-Regulierung29 3.2.3Weighted Average Revenue Cap-Regulierung31 3.2.4Yardstick-Regulierung33 3.2.5Sliding Scale-Regulierung36 3.3Zusammenfassung39 4.SCHEMA ZUR BEWERTUNG DER ANREIZREGULIERUNGS-ANSÄTZE.41 4.1Kriterien zur Bewertung der fünf Regulierungsansätze41 4.2Anreizwirkung und Zielerfüllung der fünf Regulierungsansätze43 4.2.1Price Cap-Regulierung43 4.2.2Total Revenue Cap-Regulierung49 4.2.3Weighted Average Revenue Cap-Regulierung51 4.2.4Yardstick-Regulierung54 4.2.5Sliding Scale-Regulierung57 4.2.6Zusammenfassung60 4.3Qualitätsregulierung als flankierende Maßnahme64 4.4Die Gefahr einer Regulierungsfalle68 4.5Zusammenfassung69 5.DIE ANREIZREGULIERUNG IN DER PRAXIS70 5.1Bewertung des Vorschlags der Bundesnetzagentur für eine Anreizregulierung der deutschen Stromnetzwirtschaft70 5.1.1Der Vorschlag der Bundesnetzagentur von Juni 200670 5.1.2Bewertung des Vorschlags nach den definierten Kriterien79 5.2Die Anreizregulierung in Großbritannien: Erfahrungen der britischen Regulierungsbehörde Ofgem86 5.3Zusammenfassung89 6.SCHLUSSBETRACHTUNG91 LITERATURVERZEICHNIS93 EIDESSTATTLICHE ERKLÄRUNG100Textprobe:Textprobe: Kapitel 2.2, Besonderheiten des Elektrizitätsmarktes: Eine Besonderheit der Elektrizitätswirtschaft besteht in der Notwendigkeit eines leitungsgebundenen Transports von Strom. Elektrizität ist die Fähigkeit, elektrische Arbeit zu verrichten sowie Wärme und Licht zu produzieren. Sie beruht auf der Bewegung von unterschiedlichen elektrischen Ladungen (Elektronen) in einem elektrischen Leiter. Um elektrische Energie vom Kraftwerk zum Verbraucher zu transportieren, benötigt man ein spezielles, leitungsgebundenes Transportsystem. Eine zweite Besonderheit ist die fehlende Speicherbarkeit von elektrischer Energie. Rückgriffe auf gespeicherte Vorräte sind nicht möglich. Das macht den Markt relativ unelastisch. Die Erzeugungskapazität muss sich an der maximalen Spitzenlast ausrichten, um Kapazitätsausfälle zu vermeiden und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Eine ausgeglichene Belastungsstruktur ist das primäre Ziel. Dies hatte die Entstehung von Verbundnetzen zur Folge, in denen durch Energieaustausch Lastschwankungen minimiert und Kraftwerke besser ausgenutzt werden können. Die dritte Besonderheit von Elektrizität ist ihre Homogenität und die damit einhergehende beschränkte Möglichkeit zu Produktdifferenzierung und Qualitätswettbewerb. .Aus Sicht des Verbrauchers ist die von ihm aus dem Netz entnommene elektrische Arbeit von Interesse. Dabei ist für ihn zunächst irrelevant, von welchem Anbieter bzw. aus welcher Primärquelle diese Strommenge stammt. Seit der Liberalisierung 1998 wird von Seiten der Unternehmen versucht, Elektrizität zu heterogenisieren und zu emotionalisieren. So werden einerseits die primären Energieträger beworben (regenerative Energieträger liefern .grünen. Strom), andererseits wird das Produkt Elektrizität zwecks Kundenbindung farbig belegt. Die Wechselquote unter Privathaushalten beträgt dennoch nur fünf Prozent. Dies kann damit erklärt werden, dass Strom .als Low-Interest-Produkt gilt, bei dem nur erhebliche Preisvorteile einen Anbieterwechsel auslösen. Industriekunden, für die bei der Wahl des Stromlieferanten der Preis stärker im Fokus steht, haben neue Verträge geschlossen (ca. 70 Prozent) oder einen neuen Lieferanten (ca. 30 Prozent) gewählt.

Dealing with the climate crisis requires tackling three challenges regarding the production, integration and efficient use of energy, addressed in the three chapters of this dissertation. First, energy efficiency is widely recognised as an effective means to reduce the consumption of fossil fuels, as well as a cost-efficient solution towards the decarbonisation of the economy. However, impact evaluations of existing energy efficiency policies are rare. Second, vast amounts of renewable energy are needed in order to replace fossil fuels in the energy mix. As renewable energies are being expanded, concerns about social acceptance of renewables become more pressing, especially for technologies like onshore wind power. On the other hand, policies intended to increase social acceptance may harm the expansion of renewable energy. Third, renewable energy needs to be integrated into the current energy systems using flexibility options such as demand response. However, a set of barriers needs to be overcome in power markets, in order to move from an inelastic demand side to flexible loads. Chapter 1 evaluates the impact of energy efficiency networks, an instrument designed to boost energy efficiency in industry. In energy efficiency networks, groups of firms exchange experiences on energy conservation in regular meetings over several years. The companies implement energy efficiency measures in order to reach commonly agreed energy savings and CO2 reduction goals. Energy efficiency networks exist in several countries, such as Germany, Sweden and China. Existing evaluations of such voluntary regional networks in Germany claim that participants improved energy efficiency at twice the speed of the industry average. Based on comprehensive data from the German manufacturing census, chapter 1 examines whether participation in energy efficiency networks has a causal impact on energy conservation and CO2 emissions. I demonstrate that for the average participant there is no statistically significant effect on energy productivity or CO2 emissions due to the network activities. While a small network effect may exist, power calculations show that this effect would be smaller than predicted by the previous literature. However, there is some indication that exporters may have benefitted from the networks by reducing their CO2 emissions. Chapter 2 shows that strict minimum distances have detrimental consequences for onshore wind power. The chapter evaluates the causal effect of the introduction of minimum distance regulation in Bavaria on construction permits for wind turbines. In order to increase public acceptance of wind power, several countries and regions have introduced mandatory minimum distances of wind turbines to nearby residential areas. Germany's largest federal state Bavaria introduced such separation distances of ten times the height of new wind turbines in 2014. We construct a novel monthly district-level dataset of construction permits for wind turbines constructed in Germany between 2010 and 2018. We use this dataset to evaluate the causal effect of introducing the Bavarian minimum distance regulation on the issuance of construction permits for wind turbines. We find that permits decreased by up to 90 percent. This decrease is in the same order of magnitude as the reduction of land area available for wind turbines. The results are in line with findings indicating that minimum distances do not increase the public acceptance of wind power, but harm the expansion of onshore wind power. Alternative policies are better suited to facilitate acceptance without hampering the expansion of wind power. Chapter 3 analyses the role of aggregators – intermediaries between consumers and energy markets – in facilitating industrial demand response. Based on the results from semi-structured interviews with German demand response aggregators, as well as a wider stakeholder online survey, we examine the role of aggregators in overcoming a set of barriers to industrial demand response. We find that central roles for aggregators are to raise awareness for the potentials of demand response, as well as to support implementation by engaging key actors in industrial companies. Demand response aggregators thus drive organisational change. Moreover, we develop a taxonomy that helps analyse how the different functional roles of aggregators create economic value. We find that there is considerable heterogeneity in the kind of services that aggregators offer, many of which do create significant economic value. However, some of the current aggregator roles may become obsolete once market barriers to demand response are reduced or knowledge on demand response becomes more diffused. ; Die Auseinandersetzung mit der Klimakrise bringt drei Herausforderungen bezüglich der Produktion, der Integration und der effizienten Nutzung von Energie mit sich. Diese Herausforderungen werden in den drei Kapiteln dieser Dissertation analysiert. Erstens wird Energieeffizienz weithin sowohl als ein effektives Mittel zur Reduzierung des Verbrauchs fossiler Energien als auch als kosteneffiziente Lösung zu einer Dekarbonisierung der Wirtschaft anerkannt. Es gibt jedoch nur wenig empirische Analysen der Auswirkungen bestehender Effizienzpolitiken. Zweitens werden große Mengen erneuerbarer Energien benötigt, um fossile Energieträger im bestehenden Energiemix zu ersetzen. Mit der Ausweitung erneuerbarer Energien werden allerdings auch Fragen nach der Akzeptanz von Erneuerbaren wichtiger, insbesondere bei Technologien wie der Windkraft an Land. Politikmaßnahmen, die auf eine Erhöhung der Akzeptanz abzielen, können jedoch gleichzeitig auch dem Ausbau erneuerbarer Energien schaden. Drittens müssen erneuerbare Energien durch eine Nutzung von Flexibilitätsoptionen wie Demand Response in bestehende Energiesysteme integriert werden. Um von einer unelastischen zu einer flexiblen Nachfrage zu kommen, müssen jedoch eine Reihe von Barrieren in Strommärkten überwunden werden. In Kapitel 1 werden die Auswirkungen von Energieeffizienz-Netzwerken evaluiert. Das Ziel dieser Netzwerke ist die Förderung von Energieeffizienz in der Industrie. In den Netzwerken werden über mehrere Jahre in regelmäßigen Treffen innerhalb von Gruppen von Unternehmen Erfahrungen über Energieeinsparungen ausgetauscht. Die beteiligten Unternehmen führen Energieeffizienz-maßnahmen durch, um gemeinsam vereinbarte Energie- und CO2-Einsparziele zu erreichen. Energieeffizienz-Netzwerke gibt es in mehreren Ländern, wie z.B. Deutschland, Schweden und China. Bisherige Auswertungen dieser freiwilligen regionalen Netzwerke in Deutschland kamen zu dem Schluss, dass die Teilnehmer ihre Energieeffizienz doppelt so schnell steigern konnten wie der Industriedurchschnitt. Basierend auf amtlichen Mikrodaten des Verarbeitenden Gewerbes wird in Kapitel 1 untersucht, ob die Teilnahme an einem Energieeffizienz-Netzwerk einen kausalen Einfluss auf die Energieeinsparung und die CO2-Emissionen der Teilnehmer hatte. Für den durchschnittlichen Netzwerkteilnehmer lässt sich aufgrund der Netzwerkaktivitäten kein statistisch signifikanter Effekt auf Energieproduktivität und CO2-Emissionen der Teilnehmer feststellen. Obwohl möglicherweise ein kleiner Netzwerkeffekt existiert, zeigen Berechnungen zur Teststärke, dass dieser kleiner wäre als die Vorhersagen in der bisherigen Literatur. Es gibt jedoch einige Hinweise, dass Exporteure durch eine Reduzierung ihrer CO2-Emissionen von den Netzwerken profitiert haben. In Kapitel 2 wird gezeigt, dass universelle Mindestabstände verheerende Konsequenzen für die Windenergie an Land haben. In dem Kapitel werden die kausalen Effekte der Einführung gesetzlicher Mindestabstände auf die Genehmigungen von Windenergieanlagen in Bayern untersucht. Mehrere Länder und Regionen haben solche verpflichtenden Mindestabstände zu nahe gelegenen Wohngebieten eingeführt, um die Akzeptanz der Windenergie an Land zu erhöhen. In Deutschlands größtem Bundesland Bayern wurden 2014 gesetzliche Mindestabstände von der zehnfachen Höhe neuer Windräder eingeführt. Wir erstellen ein neues monatliches Panel der Genehmigungen von Windrädern in Deutschland von 2010 bis 2018. Mithilfe dieses Datensatzes evaluieren wir den kausalen Effekt der Einführung der bayerischen Mindestabstandsregel auf die Ausstellung von Baugenehmigungen für Windräder. Die Genehmigungen sinken aufgrund der Einführung der Mindestabstandsregel um bis zu 90 Prozent. Dieser Rückgang ist ähnlich groß wie die Reduktion der für die Windenergie ausgewiesenen Flächen. Die Ergebnisse stimmen mit anderen wissenschaftlichen Erkenntnissen überein, dass Mindestabstände die Akzeptanz von Windenergie nicht steigern, deren Ausbau aber hemmen. Andere Politikmaßnahmen sind besser geeignet, die Akzeptanz der Windenergie an Land zu erhöhen, ohne den Ausbau zu bremsen. In Kapitel drei wird die Rolle von Aggregatoren – Intermediäre zwischen Verbrauchern und den Energiemärkten – bei der Förderung von Demand Response in der Industrie analysiert. Basierend auf den Ergebnissen von semistrukturierten Interviews sowie einer breiteren Online-Umfrage unter Stakeholdern untersuchen wir die Rolle von deutschen Demand Response-Aggregatoren bei der Überwindung einer Reihe von Barrieren für Demand Response in der Industrie. Unsere Ergebnisse zeigen, dass das Erhöhen der Aufmerksamkeit für die Potenziale von Demand Response sowie die Unterstützung von deren Implementierung durch das Einbinden wesentlicher Akteure in den Unternehmen zentrale Rollen von Aggregatoren sind. Demand Response-Aggregatoren tragen somit zu organisatorischem Wandel bei. Wir entwickeln außerdem eine Taxonomie, mithilfe derer wir analysieren, wie die verschiedenen funktionalen Rollen der Aggregatoren ökonomischen Wert schaffen. Es gibt eine deutliche Heterogenität in der Art der durch die Aggregatoren angebotenen Leistungen, von denen viele erhebliche ökonomische Werte schaffen. Einige der derzeitigen Rollen von Aggregatoren könnten jedoch obsolet werden, wenn Marktbarrieren für Demand Response reduziert werden oder die Unternehmen zunehmend eigene Kompetenzen zu Demand Response aufbauen.

Inhaltsangabe: Problemstellung: Die Bundesregierung vereinbarte Ende 2007 mit dem Integrierten Energie- und Klimaprogramm das Ziel, den Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf 25 bis 30% zu steigern. Der dynamische Ausbau der Erneuerbaren Energien in den letzten Jahren führte dazu, dass das Ziel für 2010 von 12,5 % bereits übertroffen wurde. Der Anteil im Jahr 2007 lag bei ca. 14,2%. Ziel des Integrierten Energie- und Klimaprogramms der Bundesregierung ist es, den Herausforderungen des globalen Klimawandels und der weltweit steigenden Energienachfrage sowie -preisen mit geeigneten Maßnahmen zu begegnen. Im Fokus stehen dabei vor allem die Steigerung der Energieeffizienz und der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien im gesamten Energiesystem (Strom/Wärme/Verkehr). Erneuerbare Energien (EE) sind aus folgenden Gründen dazu geeignet, einen wesentlichen Beitrag zur nachhaltigen Energieversorgung zu leisten: Vermeidung von Kohlendioxid (CO2)-Emissionen und Beitrag zu Klimaschutzzielen, Diversifikation der Rohstoffvielfalt und Unabhängigkeit von fossilen Rohstoffen, Absicherung gegen Kostensteigerungen bei fossilen und nuklearen Energieträgern, Vergleichsweise einfaches Abbauen und Recyceln, Stärkung der regionalen Wertschöpfung und Sicherung der Arbeitsplätze. Ein steigender Anteil an Strom aus Erneuerbaren Energie ist jedoch auch mit einigen Problemen verbunden: Das Angebot dieser Energiearten unterliegt zum Teil erheblichen Schwankungen, insbesondere bei der Nutzung von Windkraft und solarer Energie. Die sich daraus ergebene fluktuierende Stromerzeugung kann die Stabilität des Gesamtsystems beeinflussen, da eine Synchronität von Angebot und Nachfrage nicht gegeben ist. Der hohe Anteil an fluktuierender Einspeiseleistung erfordert vom Netzbetreiber das Vorhalten und die kurzfristige Bereitstellung von Regelleistung. Zum anderen wird die Einspeisung von EE-Strom zunehmend durch Netzengpässe begrenzt. Aufgrund von Nutzungskonzentrationen einzelner EE in bestimmten Regionen kann der Verbrauch dort unter der Erzeugung liegen. Falls die Übertragungsnetze dann an ihre Grenzen stoßen und ein Transport in andere Verbrauchszentren nicht möglich ist, kann dies zur Abschaltung oder Drosselung von EE-Anlagen führen. Vor dem Hintergrund der marginalen Grenzkosten ist insbesondere die Drosselung von Windenergie- und Photovoltaikanlagen sowie Laufwasserkraftwerken volkswirtschaftlich ineffizient. Trotz der bis dato erreichten Kostendegressionen ist Strom aus Erneuerbaren Energien derzeit noch nicht eigenständig wirtschaftlich. Daher ist es Aufgabe der Politik, geeignete Rahmenbedingungen für den Ausbau der Erneuerbaren Energien zu schaffen. Das zentrale Förderinstrument in Deutschland ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG (derzeit gültig in der Fassung vom 01.01.2009). Dieses gewährleistet den Anlagenbetreibern eine feste Einspeisevergütung über einen definierten Zeitraum. Zentrale Vorteile des Förderinstruments sind die hohe Effektivität und Effizienz sowie die Investitionssicherheit für Anlagenbetreiber. Damit konnte ein erhebliches Wachstum im Bereich des Stroms aus EE in den letzten Jahren erreicht werden. Wesentlicher Schwachpunkt des Gesetzes ist seine geringe Marktnähe. Es werden keine gezielten Anreize gesetzt, EEG-Strom bedarfsgerecht zu produzieren und in das bestehende Stromsystem zu integrieren. Ziel der Arbeit: Ziel der Masterarbeit ist es, Ansätze zur Systemoptimierung im Sinne eines höheren EE-Anteils in technischer und ökonomischer Hinsicht zu untersuchen und Handlungsmöglichkeiten für eine verbesserte System- und Marktintegration aufzuzeigen. Der Schwerpunkt der Arbeit liegt in der Analyse, wie technische Möglichkeiten zum Ausgleich der Schwankungen im Bereich der Erneuerbare Energie systemtechnisch am besten eingesetzt werden können und wie die EE sinnvoll der Marktsteuerung auf dem Energiemarkt unterworfen werden können. Die Systemintegration und damit die technische Optimierung zielen auf einen effizienteren Umgang mit der fluktuierenden Einspeisung aus EE-Anlagen. Bei der bedarfsgerechten Einspeisung geht es um die Regelung und Steuerung von Angebot und Nachfrage. Insbesondere werden der Einsatz von Speichern, der Einsatz des Lastmanagements sowie die Netzeinbindung untersucht. Die Notwendigkeit der verbesserten Marktintegration ergibt sich zum einen aus der mangelnden Marktnähe des derzeitigen EEG-Systems und zum anderen aus der Erfordernis, dass EEG-Akteure in Zukunft (nach Auslaufen des Förderzeitraums) ohne Förderung auf dem Markt agieren müssen. Daher sind Maßnahmen zu treffen, die eine schrittweise Überführung in eine freie Vermarktung ermöglichen. Darüber hinaus sind technische und ökonomische Maßnahmen sinnvoll zu kombinieren. So kann sich aus der Abbildung der Erzeugungsschwankungen im Markt ein Anreiz für die Investition in Speichertechnologien ergeben. Vor diesem Hintergrund ist das Förderinstrument EEG an die steigenden Anforderungen anzupassen. Die Schwachstellen liegen neben den bereits erwähnten fehlenden marktwirtschaftlichen Anreizen in den sich kurzfristig ändernden EEG-Monatsbändern mit impliziten Beschaffungsrisiken für Versorger sowie im intransparenten Profilservice der Übertragungsnetzbetreiber. Verbesserungspotenzial liegt daher vor allem in den Bereichen Vermarktung, Wälzungsmechanismus und Profilservice (Veredelungsprozess). Aufbau der Arbeit: Im Anschluss an diese kurze Einführung in die Thematik gibt Kapitel 2 zunächst einen Überblick über die Grundlagen der verschiedenen Erneuerbaren Energiequellen. Anschließend wird das Erneuerbare-Energien-Gesetz als zentrales Förderinstrument und Grundlage für das Wachstum in diesem Sektor in seiner jetzigen Form vorgestellt. In Kapitel 3 wird untersucht, welche Anforderungen vor dem Hintergrund eines steigenden EE-Anteils erfüllt werden müssen und welche Ziele mit einer verbesserten System- und Marktintegration anzustreben sind. In Kapitel 4 werden zunächst Instrumente zur technischen Systemintegration untersucht. Die Maßnahmen beschäftigen sich dabei mit der Einbindung von EE-Anlagen in das Stromnetz, der Möglichkeiten zur Nutzung von Speichertechnologien sowie dem Einsatz von steuerbaren Lasten in Form eines Lastmanagements. Anschließend werden im Rahmen einer systemtechnischen Analyse die einzelnen Instrumente bewertet. Dazu wird auf Grundlage der Bestimmung der Restnachfrage ein zusätzlicher Flexibilisierungsbedarf ermittelt. Kapitel 5 analysiert Maßnahmen zur verstärkten Marktintegration der Erneuerbaren Energien. In diesem Zusammenhang werden verschiedene Modelle zur Vermarktung sowie zur Wälzung und Veredelung untersucht. Im Rahmen der folgenden energiewirtschaftlichen Analyse werden diese Modelle anhand der in Kapitel 3 vorgestellten Kriterien bewertet und eine Modellwahl vorgenommen. Nach einem Ausblick auf die zukünftige Strompreisentwicklung wird eine Einsatzreihefolge der Integrationsmaßnahmen ermittelt sowie eine Simulation der weiteren Entwicklung der Direktvermarktung vorgenommen. Kapitel 6 fasst die erforderlichen Anpassungen im Energiesystem und auf dem Strommarkt zusammen und stellt eine mögliche Maßnahmenkombination zusammen. Daraus werden schließlich Handlungsempfehlungen entwickelt. Die Arbeit schließt ab mit einem Fazit zur zukünftigen Aufgabengestaltung im Energiemarkt und gewährt insbesondere einen Ausblick auf eine europäische Koordination der Förderungen der Erneuerbaren Energien im Strombereich. Berücksichtigung fanden im Rahmen der Erarbeitung der vorliegenden Arbeit aktuelle Entwicklungen bis zum 30.04.2009.Inhaltsverzeichnis:Inhaltsverzeichnis: AbkürzungsverzeichnisVI AbbildungsverzeichnisVIII TabellenverzeichnisIX 1.Einleitung1 1.1Problemstellung1 1.2Ziel der Arbeit3 1.3Aufbau der Arbeit4 2.Erneuerbare Energien im Energiesystem5 2.1Grundlagen der Erneuerbaren Energien5 2.2Das Förderinstrument EEG8 2.2.1EEG 20048 2.2.2EEG-Novelle 200914 3.Voraussetzungen und Ziele der Integration Erneuerbarer Energien17 3.1Voraussetzungen für die Integration der Erneuerbaren Energien17 3.2Ziele der System- und Marktintegration19 4.Systemintegration22 4.1Technische Maßnahmen zur Systemintegration22 4.1.1Netzeinbindung22 4.1.1.1Netzoptimierung und -erweiterung24 4.1.1.2Einspeisemanagement27 4.1.1.3Systemdienstleistungen29 4.1.2Einsatz von Speichertechnologien31 4.1.2.1Pumpspeicherkraftwerke32 4.1.2.2Druckluftspeicherkraftwerke33 4.1.2.3Einsatz von Batteriesystemen im Rahmen der Elektromobilität34 4.1.2.4Nutzung von Speichern zur Erhöhung der garantierten Windleistung35 4.1.3Einsatz von Lastmanagement37 4.1.3.1Beeinflussung der Nachfrage37 4.1.3.2Voraussetzungen und Hemmnisse38 4.1.3.3Lastverlagerungspotenziale40 4.2Systemische Analyse42 4.2.1Analyse des Flexibilisierungs- und Systemanpassungsbedarfs42 4.2.2Bewertung von Ausgleichsoptionen aus systemtechnischer Sicht45 5.Marktintegration49 5.1Ökonomische Maßnahmen zur Marktintegration49 5.1.1Modelle zur Änderung der Vermarktung49 5.1.1.1Drittvermarktung50 5.1.1.2Direktvermarktung ohne Prämie50 5.1.1.3Prämienmodell52 5.1.1.4Quotenmodell54 5.1.1.5Integrationsbonus55 5.1.1.6Vermarktung auf dem Regelenergiemarkt58 5.1.2Modelle zur Änderung der Wälzung und Profilveredelung60 5.1.2.1Versorgermodell62 5.1.2.2Wälzung über ein fixes Band63 5.1.2.3Wegfall der physischen Wälzung63 5.1.2.4Ausschreibung des Profilservices64 5.1.2.5Börsenmodell65 5.2Energiewirtschaftliche Analyse66 5.2.1Bewertung und Modellwahl66 5.2.2Ausgestaltung der gewählten Modelle69 5.2.3Auswirkungen der Modellwahl auf die Strompreise71 5.2.4Entwicklung einer Merit-Order der Ausgleichsoptionen74 5.2.5Zukünftige Entwicklung der Direktvermarktung78 6.Handlungsempfehlungen85 6.1Handlungsempfehlungen zur Systemintegration85 6.2Handlungsempfehlungen zur Marktintegration90 7.Fazit94 7.1Zusammenfassung94 7.2Ausblick95 Quellenverzeichnis97 Anlage 1: Leistung der Erneuerbaren Energie114 Anlage 2: Stromerzeugung der Erneuerbaren Energie115 Anlage 3: Auktionierungsergebnisse an den Kuppelstellen116 Anlage 4: Durchschnittliche EEG-Vergütungssätze der gewählten Vergütungskategorie sowie Entwicklung der Teilnahme am Prämienmodell in Prozent117Textprobe:Textprobe: Kapitel 5.1.1.5, Integrationsbonus: Eine weitere Möglichkeit zur Verbesserung der Integration ist die Zahlung einer Prämie, wenn bestimmte Anforderungen für die Integration erfüllt sind. Dabei werden nicht die Marktkräfte sondern zusätzliche Tarife genutzt. Es kommen verschiedene Alternativen in Betracht, die sich nach der geförderten Technologie unterscheiden. Die Ziele liegen generell in der Feinsteuerung der Technikentwicklung sowie in der Erschließung von Potenzialen. Ein Speicherbonus soll der Förderung der Speichertechnologie dienen. Die Speicherung führt zu Energieverlusten, daher sollte der Speicher nur eingesetzt werden, wenn es aus Systemsicht sinnvoll ist. Bei einer Vorhaltungsprämie würde sich der Einsatz des Speichers nach den Marktanreizen und damit nach Engpässen richten. Aufgrund der einheitlichen Vorhaltungsprämie müssten hierbei Vorschriften für die Dimensionierung festgelegt werden. Da sich bis 2020 ein begrenzter kurzfristiger Speicherbedarf ergibt, ist ein Speicherbonus nicht zielführend für die Integration. Um die Speichercharakteristika am tatsächlichen Bedarf auszurichten, scheinen zielgenauere Förderung durch Ausschreibungen geeigneter. Des Weiteren wird das so genannte 4.000-Volllaststundenmodell vom Bundesverband Erneuerbarer Energien (BEE) diskutiert. Es sieht vor, dass WEA einen Bonus von 20 Euro/MWh erhalten, wenn sie in mehr als 4.000 Stunden im Jahr Energie erzeugen. Dies soll durch die Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung erreicht werden. Ziel ist es, Abschaltungen zu vermeiden, technisch neue Optionen zu aktivieren sowie die Einspeisung zu vergleichmäßigen. Dieses Modell ist allerdings als problematisch einzuschätzen, da die Gefahr kontraproduktiver Anreize besteht. So könnte gut integrierbarer Windstrom eventuell gespeichert werden, um die 4.000 Stunden zu erreichen. Das Abregeln der WEA zur Einhaltung der Vorgaben sowie der ineffizienter Einsatz auf der Nachfrageseite sind zu vermeiden. Daher findet dieses Modell in der wissenschaftlichen Diskussion keine Zustimmung. Eine Alternative mit ähnlicher Zielsetzung besteht darin einen Anreiz für die Auslegung der Generatorleistung einer WEA zu setzen. Da insbesondere bei hohen Windgeschwindigkeiten ein hoher Energieertrag erreicht werden kann, sind die WEA in der Regel auf einen hohen Leistungsbereich ausgelegt und erreichen ihre Nennleistung bei ca. 12 bis 14 m/s Windgeschwindigkeit. Zu bedenken ist jedoch, dass hohe Windgeschwindigkeiten nur selten erreicht werden und die WEA häufiger in Teillast betrieben werden muss. Geringer Windgeschwindigkeiten (4 bis 6 m/s) treten demgegenüber häufiger auf und im Rahmen einer geringeren Nennleistung könnten dies effizienter ausgenutzt werden. Weiterhin könnte ein so genannter Kombikraftwerks-Bonus zur Förderung virtueller Kraftwerke eingeführt werden. Ein virtuelles Kraftwerk besteht aus mehreren dezentralen Anlagen sowie einer Steuereinheit, die die Daten dieser dezentralen Anlagen verarbeitet, Prognosen erstellt sowie den Einsatz aller Kraftwerke im Abgleich zu den aktuellen Börsendaten optimiert. Ziel eines solchen Kraftwerkspools ist die profitorientierte Vermarktung des Stroms. Vorteile ergeben sich in einem Pool durch die Zusammenfassung mehrerer verteilter Anlagen eventuell unterschiedlicher Technologien zum Beispiel mit Speichern oder auch Lasten. Solch ein Kombikraftwerk kann Strom bedarfsorientierter erzeugen als einzelne Anlagen. Daher besteht die Möglichkeit, diese Kombikraftwerke explizit zu fördern. Ein Vorschlag zur Ausgestaltung eines Kombikraftwerksbonus (KK-Bonus) sieht einen Bonus vor, der für EEG-Anlagen gewährt wird, die ihre Anlagen mit Einrichtungen zur Speicherung von Strom, Brennstoff oder Wärme sowie mit Lastmanagementanwendungen kombinieren. Eine Bedarfskomponente dient als Anreiz, die Einspeisung von EEG-Strom in Zeiten mit einem hohen Bedarf zu verlagern und wird gezahlt, wenn gezielt Energie in Zeiten mit hohem Bedarf eingespeist beziehungsweise wenn gezielt Energie in Zeiten mit niedrigem Bedarf entnommen wird. Die Bedarfskomponente beträgt 2 Cent/kWh und wird für 20 Jahre gewährt, allerdings nur für Anlagen, die den erzeugten Strom nicht direkt vermarkten. Die Höhe der Bedarfskomponente soll sich an der durchschnittlichen Spreizung der Spotmarktpreise bemessen, so dass durch die feste Vergütung des KK-Bonus vergleichbare Anreize zur Verlagerung gesetzt werden wie durch den Marktpreis in der Direktvermarktung. Eine weitere Technologiekomponente soll Technologien fördern, die zukünftig in einem auf EE basierenden Energieversorgungssystem benötigt werden, deren Kostenstruktur jedoch derzeit keinen wirtschaftlichen Betrieb ermöglicht. Der finanzielle Anreiz ist nach Technologie und Leistung differenziert. Die Technologiekomponente soll jährlich in den ersten fünf Betriebsjahren ausgezahlt werden. Anders als die Bedarfskomponente kann die Technologiekomponente auch von Anlagen in der Direktvermarktung in Anspruch genommen werden. Zu den wesentlichen Kritikpunkten an einem Kombikraftwerksbonus zählen die mangelnde Marktorientierung des Modells und die Gefahr der Fehlsteuerung. Wenn ähnliche Anreize gesetzt werden wie in einer Direktvermarktung, stellt sich die Frage, warum ein zweites Festpreissystem aufgebaut werden soll. Das EE-Segment sollte sich eher hin zu einer höheren Marktorientierung entwickeln. Das Modell des KK-Bonus steigert die Komplexität des Systems, da Aufwand für die Erfassung der eingespeisten und entnommenen Energiemengen sowie für die Verteilung auf die Zeiten mit hohem und niedrigem Bedarf im Rahmen der Abrechnung entstehen wird. Unklar bleibt, welchen Anspruch Anlagen haben, die zwischen Direktvermarktung und Festvergütung wechseln. Der Staat bestimmt, welche Technologien in einem auf EE basierenden Energieversorgungssystem benötigt und wie diese gefördert werden. Dabei besteht neben der Gefahr, dass andere Technologien eventuell effizienter eingesetzt werden könnten, das Risiko der Überförderung und Mitnahmeeffekte. Um die Entwicklung zur größeren Marktnähe nicht durch weitere feste Vergütungen zu gefährden und damit das Festpreissystem für die Zukunft zu festigen, sollte die Direktvermarktung dem KK-Bonus vorgezogen werden. Es bleibt festzuhalten, dass der Ausbau solcher Kraftwerkspools aus Systemsicht sinnvoll ist. Dabei ist allerdings zu prüfen, in welchem Maße ein solcher Ausbau erforderlich wird. Für eine Übergangszeit wäre ein KK-Bonus denkbar, jedoch ist davon auszugehen, dass mittelfristig energiewirtschaftliche Anreize ausreichen, für eine aus Systemsicht sinnvolle Erweiterung virtueller Kraftwerke zu sorgen.

The role of developing countries like India in climate action has undergone a shift in the last five to ten years. Several factors have led to this development. Firstly, with the signing of the Paris Agreement and its emphasis on bottom-pledges, all countries have become co-enactors to mitigation. Secondly, continued scientific research on co-benefits and climate damages has reduced the gap between mitigation and development priorities. Lastly, capital costs of renewable energy (RE) have plummeted making them cheaper than new coal plants in most countries, thereby providing a solid economic incentive to increase the share of RE. Despite these developments, decarbonisation of the power sector in low-income countries faces significant socio-economic and political barriers. This dissertation identifies some of those barriers, eventually suggesting policy solutions to overcome them. While one publication of this cumulative dissertation % I changed it here has a global scope, the other two papers focus on India, a country with low cumulative historic emissions, but is currently the third-largest emitter of greenhouse gases (GHG). Per-capita energy consumption is still low, but it has one of the fastest growing electricity markets in the world. Thus, the policy decisions in the power sector in India can substantially affect the global goal to decarbonisation. The first publication identifies the risk of carbon lock-ins in the power sector if India were to continue a trajectory based on current policies. We find that continued investment into fossils could eventually lead to stranded assets in the future because of the faster pace of decarbonisation required in scenarios achieving the Paris Agreement goals. Since most of the stranding arises from plants yet to be built, it can be avoided through additional capacity installations of RE, i.e., increasing current ambition in RE-deployment and limiting new coal power plants to those under construction. Most of the additional capacity would come from solar and wind, given their large resource potentials and favourable economic viability in India. The expansion potential of other sources like gas, nuclear, and hydro remains low, owing to constraints on supply, cost, and construction duration. The second article uses different mitigation scenarios and analyses, on a global level but based on country-specific data, the labor market implications of a decarbonisation policies. Although ambitious policies supporting RE and discouraging coal power, e.g., through a coal moratorium, discussed above are favourable for (future) deep decarbonisation, they could lead to disruptive changes adversely affecting the employment situation, specifically the drastic losses in the fossil sector. We show that in the near-term, stringent mitigation results in a net increase in jobs compared to a weaker climate action scenario (based on currently pledged country objectives), mainly through gains in solar and wind jobs in construction, installation, and manufacturing, despite significantly higher losses in coal fuel supply. However, global energy jobs eventually peak, because the falling labour intensity (i.e. jobs per megawatt, due to increasing productivity) outpace increases in RE installations. In the future, total jobs are still higher in stringent mitigation than in a scenario with less mitigation with most people employed in the operation and maintenance of RE infrastructure, unlike fuel extraction today. Although stricter mitigation could lead to higher jobs globally, the role of employment in decarbonisation in specific regions could play out very differently. In countries with significant people employed in fossil-fuel industries, a just transition for those workers could become important. The third publication highlights that the regional mismatch of energy infrastructure in India could become a significant barrier to effective decarbonisation. Most of the coal mines and coal power plants in India are concentrated in the poorer eastern states of Chhattisgarh, Odisha, and Jharkhand, where it is an important source of both employment and public economy. On the other hand, the best RE potentials in India are concentrated in the relatively wealthier western and southern states and are home to current and planned RE installations. Continued fossil investments in coal-bearing regions could widen this gap and in pathways to deep decarbonisation, strongly accelerate the loss of coal jobs. Without complementary opportunities, this would negatively impact the livelihood of people living in these areas. We show that dedicated policies to increase solar installations in coal regions could ensure early geographic diversification of solar energy. It could help build broad support for the energy transition, required for climate targets, and could give India important benefits in terms of avoided climate impacts and local health. At the same time, solar alone cannot provide a just transition and there is an urgent need for engagement with all stakeholders exploring challenges and other opportunities into the transition. In summary, despite the proliferation of climate considerations into decision-making at all political levels, there are still significant barriers to decarbonisation. Some of the most pressing challenges for fast-growing economies like India involve avoiding lock-ins in the power sector, which could have far-reaching consequences on the pace and cost of future decarbonisation. Higher-income nations could support the transition by providing cheaper RE-related finance and knowledge of increasing power system flexibility. At the same time, changes in the quantity and structure of jobs in the energy sector could also affect the pace of decarbonisation. Here, one key factor is the just transition of predominantly coal-bearing regions. The regional divide of fossil and RE assets and resources in India means that a regionally balanced transition from a fossil to a RE-based economy would not happen on its own; it needs dedicated policies supporting future solar installations in coal-bearing states. However, given the large size of the current coal workforce, additional solar capacity alone (in these regions) cannot replace all the lost jobs. It therefore requires to look for alternatives beyond the energy sector. ; Die Rolle von Entwicklungsländern wie Indien bei den Klimaschutzmaßnahmen hat sich in den letzten fünf bis zehn Jahren gewandelt. Mehrere Faktoren haben zu dieser Entwicklung geführt. Erstens sind mit der Unterzeichnung des Pariser Abkommens und seiner Betonung der "bottom-pledges" alle Länder zu Mitakteuren beim Klimaschutz geworden. Zweitens hat sich durch wissenschaftliche Forschung über Klimaschäden und positive Nebeneffekte von Klimaschutz die Kluft zwischen Minderungs- und Entwicklungsprioritäten verringert. Drittens sind die Kapitalkosten für erneuerbare Energien (EE) drastisch gesunken, so dass sie in den meisten Ländern billiger sind als neue Kohlekraftwerke, was einen verlässlichen wirtschaftlichen Anreiz zur Erhöhung des Anteils regenerativer Energien bietet. Trotz dieser Entwicklungen sind die sozioökonomischen und politischen Hindernisse für die Dekarbonisierung des Stromsektors in Ländern mit niedrigem Einkommen erheblich. In dieser Dissertation werden einige dieser Hindernisse aufgezeigt und schließlich politische Lösungen zu deren Überwindung vorgeschlagen. Während eine Publikation dieser kumulativen Dissertation eine globale Perspektive einnimmt, konzentrieren sich die anderen beiden Artikel l auf Indien, dessen kumulierte historische Emissionen gering sind, das jedoch derzeit der drittgrößte Emittent von Treibhausgasen (THG) ist. Der Pro-Kopf-Energieverbrauch ist immer noch niedrig, aber das Land hat einen der am schnellsten wachsenden Strommärkte der Welt. Daher können die politischen Entscheidungen im indischen Energiesektor das globale Ziel der Dekarbonisierung erheblich beeinflussen. In der ersten Publikation wird das Risiko von Kohlenstoff-Lock-Ins im Energiesektor aufgezeigt, wenn Indien den auf der aktuellen Politik basierenden Kurs fortsetzen würde. Wir zeigen, dass ein Fortsetzen der Investitionen in fossile Energieträger in der Zukunft zu "verlorenem Kapital" (stranded assets) führt, sobald die Dekarbonisierung derart beschleunigt wird, dass die Ziele des Pariser Abkommens in den analysierten Szenarien erreicht werden. Da die meisten dieser Fehlinvestitionen aus noch zu bauenden Anlagen stammen, können sie vermieden werden, wenn zusätzliche EE-Kapazitäten aufgebaut und neue Kohlekraftwerke auf die im Bau befindlichen beschränkt werden. Der größte Teil der zusätzlichen Kapazität würde aus Sonnen- und Windenergie stammen, da sie über ein großes Potenzial verfügen und in Indien wirtschaftlich rentabel sind. Das Ausbaupotenzial anderer Energieträger wie Gas, Kernkraft und Wasserkraft bleibt aufgrund von Einschränkungen bei Angebot, Kosteneffizienz und Bauzeit gering. Im zweiten Artikel werden verschiedene Minderungsszenarien verwendet und auf globaler Ebene, aber auf der Grundlage länderspezifischer Daten, die Auswirkungen einer Dekarbonisierungspolitik auf den Arbeitsmarkt analysiert. Obwohl ehrgeizige politische Maßnahmen zur Förderung von EE und zur Eindämmung der Kohleverstromung, z.B. durch ein Kohlemoratorium, wie oben erörtert für eine (künftige) tiefgreifende Dekarbonisierung günstig sind, könnten sie zu disruptiven Veränderungen führen, die sich nachteilig auf die Beschäftigungssituation auswirken, insbesondere durch drastische Verluste im fossilen Sektor. Wir zeigen, dass ein strenger Klimaschutz kurzfristig zu einem Nettozuwachs an Arbeitsplätzen im Vergleich zu einem schwächeren Klimaschutzszenario (basierend auf den derzeit zugesagten Länderzielen) führt, vor allem durch einen Zuwachs an Arbeitsplätzen in der Solar- und Windenergiebranche in den Bereichen Bau, Installation und Produktion, trotz deutlich höherer Arbeitsplatzverluste im Kohlesektor. Allerdings erreicht die Zahl der Arbeitsplätze im Energiesektor weltweit letztendlich ihren Höchststand, da die sinkende Arbeitsintensität (d. h. Arbeitsplätze/Megawatt, aufgrund steigender Produktivität) den Anstieg der EE-Installationen überkompensiert. In der Zukunft ist die Gesamtzahl der Arbeitsplätze bei schneller Dekarbonisierung immer noch höher als bei einem Szenario mit geringerem Klimaschutz, wobei die meisten Menschen nicht wie heute in der Brennstoffgewinnung, sondern im Betrieb und in der Wartung der EE-Infrastruktur beschäftigt sind. Obwohl strengerer Klimaschutz weltweit zu mehr Arbeitsplätzen führen könnte, könnten die Auswirkungen der Dekarbonisierung auf die Beschäftigung in einzelnen Regionen sehr unterschiedlich ausfallen. In Ländern, in denen viele Menschen in der Produktion fossiler Brennstoffe beschäftigt sind, könnte die Berücksichtigung sozialer Gerechtigkeit bei diesem Übergang im Sinne einer "just transition" wichtig werden. Im dritten Artikel wird hervorgehoben, dass das regionale Ungleichgewicht der Energieinfrastruktur in Indien zu einem erheblichen Hindernis für eine wirksame Dekarbonisierung werden könnte. Die meisten Kohleminen und Kohlekraftwerke in Indien befinden sich in den ärmeren östlichen Bundesstaaten Chhattisgarh, Odisha und Jharkhand, wo sie eine wichtige Stütze des Arbeitsmarkts und der öffentlichen Wirtschaft darstellen. Andererseits konzentrieren sich die besten EE-Potenziale in Indien auf die wohlhabenderen westlichen und südlichen Bundesstaaten, in denen bestehende und geplante EE-Anlagen zu finden sind. Fortgesetzte Investitionen in fossile Energieträger in den Kohleregionen könnten diese Kluft vergrößern und auf dem Weg zu einer tiefgreifenden Dekarbonisierung den Verlust von Arbeitsplätzen in der Kohleindustrie stark beschleunigen. Ohne Alternativmöglichkeiten würde sich dies negativ auf den Lebensunterhalt der in diesen Gebieten lebenden Menschen auswirken. Wir zeigen, dass gezielte Politikmaßnahmen, um Solaranlagen in Kohleregionen zu installieren, eine frühzeitige geografische Diversifizierung der Solarenergie sicherstellen könnten. Dies könnte dazu beitragen, eine breite Unterstützung für die Energiewende aufzubauen, die für die Erreichung der Klimaziele erforderlich ist, und Indien wichtige Vorteile im Hinblick auf die lokale Gesundheit un die Vermeidung von Klimaschäden bringen. Gleichzeitig kann die Solarenergie allein keinen gerechten Übergang sicherstellen, und es besteht dringender Bedarf, alle Interessengruppen zu beteiligen, um Herausforderungen und weitere Möglichkeiten für diesen Übergang zu identifizieren. Zusammenfassend gibt immer noch erhebliche Hindernisse für die Dekarbonisierung, obwohl Klimaaspekte bei der Entscheidungsfindung auf allen politischen Ebenen zunehmend berücksichtigt werden. Einige der dringendsten Herausforderungen für schnell wachsende Volkswirtschaften wie Indien bestehen darin, Lock-Ins im Energiesektor zu vermeiden, die weitreichende Folgen für das Tempo und die Kosten der künftigen Dekarbonisierung haben könnten. Länder mit höherem Einkommen könnten den Übergang unterstützen, in dem sie ihre Kenntnisse zur Erhöhung der Flexibilität des Stromsystems anbieten und für eine günstigere Finanzierung erneuerbarer Energien sorgen. Gleichzeitig könnten sich Veränderungen in der Anzahl und Struktur der Arbeitsplätze im Energiesektor auch auf das Tempo der Dekarbonisierung auswirken. Ein Schlüsselfaktor in diesem Zusammenhang ist ein gerechter Übergang in Regionen, in denen überwiegend Kohle gefördert wird. Die regionale Verteilung der fossilen und erneuerbaren Ressourcen in Indien bedeutet, dass ein regional ausgewogener Übergang von einer fossilen zu einer auf erneuerbaren Energien basierenden Wirtschaft nicht von alleine erfolgen würde; es bedarf spezieller politischer Maßnahmen zur Unterstützung des Baus von Solaranlagen in den bisher kohlefördernden Bundesstaaten. In Anbetracht der großen Zahl der derzeit im Kohlebergbau Beschäftigten können zusätzliche Solarkapazitäten allein (in diesen Regionen) jedoch nicht alle verlorenen Arbeitsplätze ersetzen. Daher muss nach Alternativen außerhalb des Energiesektors gesucht werden.

This doctoral thesis examines how European merger control law is applied to the energy sector and to which extent its application may facilitate the liberalisation of the electricity, natural gas and petroleum industries so that only those concentrations will be cleared that honour the principles of the liberalisation directives (IEMD and IGMD ). In its communication on an energy policy for Europe, adopted on 10/01/2007, the Commission emphasized that a real internal European energy market is essential to meet Europe's three energy objectives, i.e. competitiveness to cut costs for citizens and undertakings to foster energy efficiency and investment, sustainability including emissions trading, and security of supply with high standards of public service obligations (Art. 106 TFEU). The EU issued three pre-liberalisation directives since the 1990s. Dissatisfied with the existing monopolistic structures, i.e. in Germany through demarcation and exclusive concession agreements for the supply of electricity and natural gas, which were until 1998 exempted from the cartel prohibition provision (§ 1 GWB), and the prevalence of exclusive rights on the energy markets, the Commission triggered infringement proceedings against four member states under Art. 258 TFEU. The CJEU confirmed that the Commission has the power to abolish monopoly rights under certain circumstances and the rulings had the effect of convincing the member states to enter into negotiations for an opening up of energy markets owing to the internal market energy liberalization directives of 1996 / 1998 / 2003 / 2009 / 2019 (IEMD and IGMD) . The core element of the IEMD and IGMD is to abolish exclusive rights and offer primarily at least large industrial electricity and gas consumers to choose their supplier (market opening for eligible consumers) and to grant negotiated or regulated third party access to transmission and distribution grids so to address natural monopolies. The second liberalization package of 2003 brought a widening of market opening and acceleration of pace of market opening to a greater number of eligible customers (all non-household consumers since July 2004 and all consumers since July 2007) and an increase in the provisions on management and legal unbundling. In parallel, two regulations regulate the access to cross-border electricity infrastructure (interconnectors) and the third party access to gas transmission networks. Two further Directives addressed the security of natural gas and power supply and a third deals with energy end use efficiency and services , a fourth dealt with the promotion of co-generation and a fifths covers marine environmental policy (Marine Strategy Framework Directive in combination with the Hydrocarbons-Licensing Directive ) backed by the public procurement directive in the energy sector. A regulation covers energy statistics. The implementation of the second energy package was slow and the Commission launched infringement proceedings against 5 member states in front of the CJEU (Art. 258, 256 TFEU). The 3rd energy package of 2009 addressed ownership unbundling of key-infrastructure ownership and energy wholesale and retail supply consisting of three regulations and two directives, deals with independent regulators, an agency for the cooperation of energy regulators (ACER) and cross-border cooperation (the European Network for transmission system operators for electricity and gas [ENTSO-E/G] and a regulation on cross-border grid access for electricity and natural gas. Another new regulation deals with market integrity and transparency . Hence, new regulations regulate guidelines on electricity balancing, congestion management, long-term capacity allocation, the code for grid access and transmission system operation . Other regulations address the guidelines for a European cross-border energy infrastructure, which has to be interpreted in the context of European environmental impact assessment law, the submission of data in electricity markets, establish a network code on demand connection , rule on a network code for grid access for direct current transmission systems, define guidelines on electricity transmission system operation, regulate a network code on electricity emergency , deal with security of natural gas supply and establish a programme to aid economic recovery by granting financial assistance. Finally, Directives promote the usage of renewable energies, regulate common oil stocks, the safety of offshore oil and gas production and the quality of petrol and diesel fuels. The 4th liberalization package consists of a new IEMD2019 and IGMD2019, of a new regulation on European cross-border electricity trade, of a regulation on risk preparedness in the electricity sector, of a new agency for the cooperation of European energy regulators, addresses energy efficiency and rules on good governance in the energy union. Since 2008, the Art. 194 I-II TFEU governs the ordinary legislation procedure in the energy sector (internal market in energy, security of energy supply, energy efficiency, energy saving, renewable energies, interconnection of energy grids) notwithstanding of unanimous decision making in case of energy taxation matters (Art. 194 III TFEU). A brief analysis of the economic implications of concentrations is followed by an assessment of the evolution of European merger control law under Art. 66 ECSCT, Art. 101 and 102 TFEU, the merger control regulation of 1989 and its significant amendments of 1997 and 2004. Then, the theoretical findings are contrasted to the results of recent merger proceedings in the energy sector with a focus on the VEBA/VIAG decision. Several deficiencies are established which limit the efficacy of merger control as a tool of offsetting shortcomings in the secondary EC law with regard to the liberalisation of the electricity and gas supply industry (IEMD and IGMD). Commitments proposed by the parties of a given concentration and accepted by the Commission as being sufficient to remedy a serious potential of dominance may only be of subsidiary relevance to the liberalisation of sectors owing to a number of analytical and practical drawbacks. One dominant drawback relates to the fact that the commitments depend always on parties' proposals and can never be imposed ex officio. Others relate to the blunt authorisations provided by the wording of Art. 6 and 8 MR1997 and MR2004 as to the implementation of undertakings. With regard to acquisitions of U.K. regional electricity companies by EdF, it is elaborated that the current merger control law leaves no scope for reciprocity considerations regarding acquisitions by incumbent companies in liberalised markets even though the acquirer is a protected public undertaking. Moreover, it is established that different decisions apply inconsistent market definitions. By means of the VEBA/VIAG and RWE/VEW cases, the question is addressed which causes are responsible for the established analytical and practical deficiencies of merger control in the energy sector. It is stated that the weaknesses of the IEMD 2009/72/EC and IGMD 2009/73/EC are partly responsible for weak undertakings which do not sufficiently remove the scope for dominance on the affected markets and which do not rule out any possibility of impediments of effective negotiated or regulated TPA and do not remove any commercial incentive of the grid subsidiaries of the vertically integrated companies as to access which discriminates between intra and extra group applicants. It is reported that another argument relates to the limited scope that the Commission has if it wants to remedy deficiencies of written primary law owing to the extraordinary nature of the implied powers doctrine based on the principle of constitutional state. Adverse political influence against competition authorities is also judged. Further, it is analysed that accidental regulation based on incidental provisions imposed on undertakings which may or not implement a concentration is by no means a consistent and non-discriminatory and predictable tool to overcome drawbacks of primary or secondary European law in a given sector owing to the democratic principle and the constitutional state doctrine. It is discussed that secondary legislation with regard to energy networks is inter alia restricted by Art. 345 TFEU and provisions of national constitutions which protect property rights against dis-proportionate expropriations or re-definitions of property. Further, legal authorisations of said calibre will have to be connected to a system of state liability law. Adverse political pressures are considered. The same is true for egoistic national policies which abstain from transnational task forces in order to settle difficulties and disputes. Furthermore, the adverse effect of different stages of the maturity of domestic markets, different consumer patterns and a potential isolation of the system is not neglected, because these conditions make it more difficult to apply consistent standards as to the appropriate market definition in order to facilitate harmonisation. The implementation of the VEBA/VIAG merger is discussed, as the former was further complicated owing to specifically evaluated circumstances which were difficult to predict. Nevertheless, the Commission is not exempted from the duty to take due care concerning potential impediments as to the realisation of parties' commitments. In contrast to the negative aspects, it can be highlighted that the Commission quickly realised flaws of the energy liberalisation project as expressed by the present form of the IEMD and IGMD. Consequently, the co-ordinative and innovative mechanisms of Florence and Madrid were created in order to boost the development of effective cross border trade - i.e. tariff systems and interconnector congestion management. It will be concluded that undertakings put forward by the parties and accepted by the Commission should be restricted to a subsidiary legal instrument, only applied if strictly necessary to overcome certain detrimental aspects of given concentrations in order to provide a hint for the legislator, to specify its legislation. Competition as a de-central distributor of risk, wealth and power will be extended to its maximum extent, if wholesale consumers benefit from lower energy prices which allow greater productivity of European products on the world markets in combination with higher environmental standards owing to modern, cost-efficient plants. A successful implementation will be described by liquid spot markets for power accompanied by tools of financial risk management like forwards, futures and options. These will be valuable indicators of efficient liberalisation of the European electricity and gas supply industries. ; Diese Doktorarbeit untersucht wie das Europäische Fusionskontrollverfahrensrecht auf den Energiesektor angewendet wird und in welchem Ausmaß seine Anwendung die Liberalisierung der Elektrizitäts-, Gas- und Erdölmärkte unterstützt, so dass nur solche Unternehmenszusammenschlüsse freigegeben wurden, die die Prinzipien der Liberalisierungsrechtsakte (Binnenmarktstromrichtlinie und Binnenmarktsgasrichtlinie). In ihrer Mitteilung über eine Energiepolitik für Europa, angenommen am 10.01.2007, betonte die Kommission, dass ein realer Energiebinnenmarkt essentiell ist, um Europas drei Energieziele zu erreichen, d.h. Wettbewerbsfähigkeit, um Kosten für Bürger und Unternehmen zu senken, um Energieeffizienz und Investitionen zu fördern, und Nachhaltigkeit, darin eingeschlossen ein Emissionshandel, und Energieversorgungssicherheit mit hohen Standards von öffentlichen Dienstleistungspflichten (Art. 106 AEUV). Die EU erließ drei Prä-Liberalisierungsrechtsakte seit den 1990er Jahren . Unzufrieden mit den existierenden monopolartigen Strukturen, d.h. in Deutschland durch Demarkationsverträge und ausschließliche Konzessionsverträge für die Versorgung von Strom und Erdgas, die bis 1998 vom allgemeinen Kartellverbot ausgenommen waren (§ 1 GWB), und die Vorherrschaft von ausschließlichen Rechten auf den Energiemärkten, löste die Kommission Vertragsverletzungsverfahren gegen vier Mitgliedstaaten gemäß Art. 258 AEUV . Der Gerichtshof bestätigte, dass die Kommission das Recht hat, ausschließliche Rechte unter gewissen Bedingungen abzuschaffen, und die Urteile hatten den Effekt, die Mitgliedstaaten zu überzeugen, in Verhandlungen für eine Marktöffnung der Energiemärkte gemäß den Energiebinnenmarktrichtlinien von 1996, 1998, 2003, 2009 und 2019 einzutreten (Strombinnenmarktrichtlinie und Gasbinnenmarktrichtlinie). Das Kernelement der Strombinnenmarktrichtlinie und Gasbinnenmarktsrichtlinie ist es, ausschließliche Rechte abzuschaffen und primär zumindest großen industriellen Strom und Gasverbrauchern das Recht einzuräumen, ihren Versorger frei zu wählen (Marktöffnung für auswählbare Verbraucher) und einen verhandelten oder regulierten Drittparteizugang zu Übertragungsnetzen und Verteilungsnetzen zu gewähren, um natürliche Monopole zu regulieren. Das zweite Liberalisierungspaket von 2003 brachte eine erweiterte Marktöffnung und Beschleunigung der Geschwindigkeit der Marktöffnung zu einer größeren Zahl von auswählbaren Verbrauchern (alle Nicht-Haushaltskunden seit Juli 2004 und alle Konsumenten ab Juli 2007) und eine Ausweitung der Vorschrift über Management- und rechtliche Entflechtung . Parallel dazu regeln zwei Verordnungen den Zugang zu grenzüberschreitenden Elektrizitätsinfrastrukturen (Interkonnektoren) und den Drittparteizugang zu Gas Übertragungsnetzwerken. Zwei weitere Richtlinien adressieren die Versorgungssicherheit von Erdgas und Strom und eine dritte behandelt die Energieendnutzungseffizienz und Dienstleistungen , eine vierte Richtlinie beschäftigte sich mit der Förderung von Kraft-Wärme-Kopplung und eine fünfte deckt Meeresumweltschutzpolitik ab (Marine Strategie Rahmenrichtlinie in Verbindung mit der Kohlenwasserstoff-Lizensierungsrichtlinie, verstärkt durch die Richtlinie über das öffentliche Auftragswesen im Energiesektor. Eine Verordnung behandelt Energiestatistiken. Die Umsetzung des zweiten Energiepakets war langsam und die Kommission leitete Vertragsverletzungsverfahren gegen 5 Mitgliedstaaten ein beim Europäischen Gerichtshof (Art. 258, 256 TFEU). Das dritte Energiepaket von 2009 adressierte die eigentumsrechtliche Entflechtung von Schlüssel-Infrastrukturen und die Energiegroßhandelsversorgung und die Kleinkundenenergieversorgung bestehend aus drei Verordnungen und zwei Richtlinien, beschäftigt sich mit unabhängigen Energieregulierungsbehörden, einer Agentur für die Zusammenarbeit von Energieregulierungsbehörden (ACER) und der grenzüberschreitenden Kooperation (das Europäische Netzwerk für Übertragungsnetzwerkoperatoren für Strom und Gas [ENTSO-E/G] und eine Verordnung über grenzüberschreitenden Netzzugang für Strom und Erdgas . Eine andere Verordnung behandelt die Marktintegrität und Transparenz. Außerdem regulieren neue Verordnungen Grundzüge der Strom-Balancierung, Verstopfungsmanagement, langfristige Kapazitätszuweisung, den Kodex für den Netzzugang und die Operation des Übertragungsnetzes. Andere Verordnungen regulieren die Grundsätze für eine europäische grenzüberschreitende Energie-Infrastruktur, welche im Kontext des europäischen Umweltverträglichkeitsprüfungsrechts interpretiert werden muss, die Einreichung von Daten über Strommärkte, etablieren einen Netzwerkkodex über Nachfrageverbindung, regeln einen Netzwerkkodex für den Netzzugang für Gleichstromübertragungssysteme, definieren Richtlinien über Stromübertragungssystemoperation, regulieren einen Netzwerkkodex über Stromversorgungsnotfälle, behandeln Erdgasversorgungssicherheit und etablieren ein Programm, um der ökonomischen Wiederherstellung zu helfen, indem finanzielle Hilfen gewährt werden. Schließlich fördern Richtlinien die Nutzung von erneuerbaren Energien, regulieren gemeinsame Erdölvorräte, die Sicherheit der Hochsee Erdöl- und Erdgasproduktion und die Qualität von Benzin und Diesel Kraftstoffen. Das vierte Liberalisierungspaket besteht aus einer neuen Strombinnenmarktrichtlinie 2019 und einer Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2019, aus einer neuen Verordnung über europäischen grenzüberschreitenden Stromhandel, aus einer Verordnung übrer Risikovorbereitung im Stromsektor, aus einer neuen Agentur für die Zusammenarbeit der Europäischen Energie-Regulatoren, adressiert Energieeffizienz und regelt die gute Geschäftsführung in der Energieunion. Seit 2008 regelt Art. 194 I-II AUEV das ordentliche Gesetzgebungsverfahren im Energiesektor (Binnenmarkt für Energie, Energieversorgungssicherheit, Energieeffzienz, Energieeinsparung, erneuerbare Energien und die Interkonnektion von Energienetzen) unabhängig vom einstimmigen Entscheiden im Bereich von Energiebesteuerungen (Art. 194 III AEUV). Eine kurze Analyse der wirtschaftlichen Implikation von Unternehmenszusammenschlüssen folgt die Untersuchung der Evolution des Europäischen Fusionskontrollverfahrensrechts gemäß dem ehemaligen Art. 66 EGKSV, Art. 101 and 102 AEUV, der Fusionskontrollverfahrensverordnung von 1989 und ihrer signifikanten Änderungen von 1997 und 2004. Dann werden die theoretischen Ergebnisse den Resultaten der Fusionskontrollverfahren im Energiesektor gegenübergestellt mit einem Schwerpunkt auf der VEBA/VIAG Entscheidung. Mehrere Schwachstellen werden herausgestellt, welche die Effektivität der Fusionskontrolle im Energiesektor herausstellen, die die Effektivität der Fusionskontrolle als ein Werkzeug zum Ausgleich der Schwachstellen im Sekundärrecht der EU mit Bezug auf die Liberalisierung der Strom- und Erdgasversorgungsindustrien mindern (Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie und Erdgasbinnenmarktrichtlinie). Verpflichtungszusagen auf Vorschlag der Partien eines Unternehmenszusammenschlusses, die von der Kommission angenommen worden sind, um hinreichend zu sein, um ein seriöses Potential von Marktbeherrschung zu adressieren können nur auf hilfsweise Relevanz zur Liberalisierung on Wirtschaftssektoren dienen gemäß einer Anzahl von analytischen und praktischen Nachteilen. Ein relevanter Nachteil bezieht sich auf das Faktum, dass die Verpflichtungszusagen der Parteien immer auf den Parteivorschlägen fußen und dass sie niemals ex officio auferlegt werden können. Andere Nachteile beziehen sich auf die grobe Autorisierung der Kommission, wie sie nahegelegt wird durch den Wortlaut von Art. 6 and 8 Fusionskontrollverordnung 1997 und 2004 bezogen auf die Umsetzung von Nebenbestimmungen. Mit Bezug auf die Akquisition von regionalen Stromunternehmen im Vereinigten Königreich durch EdF wird herausgearbeitet, dass das gegenwärtige Fusionskontrollverfahrensrecht keinen Ansatz für Reziprozitätserwägungen lässt mit Bezug auf Akquisitionen durch amtierende Unternehmen in liberalisierten Märkten, auch wenn der Erwerber eine geschützte öffentliche Unternehmung ist. Außerdem wird herausgearbeitet, dass unterschiedliche Entscheidungen inkonsistente Marktdefinitionen herausarbeitet. Durch die VEBA/VIAG and RWE/VEW Entscheidungen wird die Frage beantwortet, welche Ursachen verantwortlich sind für die etablierten analytischen und praktischen Nachteile der Fusionskontrolle im Energiesektor. Es wird herausgestellt, dass die Schwächen der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 2009/72/EG und der Erdgasbinnenmarktrichtlinie 2009/73/EG zu gewissen Anteilen verantwortlich sind für schwache Nebenbestimmungen, die nicht hinreichend den Anwendungsbereich für Marktbeherrschung auf den betroffenen Märkten eliminieren und die nicht jedwede Möglichkeit von Erschwernissen des verhandelten oder regulierten Drittparteizugangs zu Infrastrukturen ausschließen und welche nicht den kommerziellen Anreiz der Netztochtergesellschaften der vertikal integrierten Unternehmen entfernen, zu unterscheiden zwischen Intra- und Extra-Gruppen Netzzugangspetenten. Es wird geschildert, dass sich ein anderes Argument auf den limitierten Anwendungsbereich bezieht, dass die Kommission, wenn sie es möchte, um Nachteile zu adressieren des primären Gemeinschaftsrechts gemäß der außergewöhnlichen Natur der impIizierten Befugnisse Doktrin basieren auf dem Prinzip des Rechtsstaates. Gegenteilige politische Einflussnahme gegen Wettbewerbsbehörden wird außerdem untersucht. Darüber hinaus wird analysiert, dass akzidentielle Regulierung basierend auf Nebenbestimmungen, die vielleicht oder nicht einen Unternehmenszusammenschluss implementieren unter keinem Gesichtspunkt ein konsistentes und vorhersehbares Werkzeug ist, um Nachteile des primären oder sekundären Europäischen Rechts in einem gegebenen Sektor zu überwinden gemäß dem Demokratieprinzip und dem Rechtsstaatsprinzip. Es wird diskutiert, dass sekundäre europäische Rechtssetzung mit Bezug auf Energienetzwerke unter anderem durch Art. 345 AEUV begrenzt wird und dass Vorschriften nationaler Verfassungen, die Eigentumsrechte garantieren, gegen die unverhältnismäßige Enteignung oder Inhalts- und Schrankenbestimmungen des Eigentum schützen . Darüber hinaus werden rechtliche Ermächtigungen des besagten Kalibers gewürdigt und mit einem System von Staatsverantwortlichkeitsrecht verbunden. Gegenteilige politische Drücke wurden erwogen. Das gleiche trifft zu für egoistische nationale Politiken, die von nationalen Taskforces Abstand nehmen, um Schwierigkeiten und Streitigkeiten zu adressieren. Außerdem wird der gegenteilige Effekt von unterschiedlichen Phasen der Reife häuslicher Märkte, unterschiedlichem Verbraucherverhalten und einer möglichen Isolation des Systems untersucht und nicht vernachlässigt, weil diese Bedingungen es schwieriger machen, konsistente Standards mit Bezug auf die sachgerechte Marktdefinition anzuwenden, um die Harmonisierung zu erleichtern. Die Einflüsse der VEBA/VIAG Fusion wird diskutiert, weil diese Entscheidung weiter erschwert war und kompliziert wurde durch spezielle ausgewertete Umstände, die schwierig vorherzusehen waren. Dennoch war die Kommission nicht befreit von der Verpflichtung, um notwendige Sorgfalt anzuwenden bezogen auf potentielle Erschwernisse bezogen auf die Realisierung der Verpflichtungszusagen der Parteien. Im Gegensatz zu den negativen Aspekten kann herausgestellt werden, dass die Kommission schnell Schwachstellen des Enerigeliberalisierungsprojektes erkannt hat, wie es durch die gegenwärtige Form der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie und der Erdgasbinnenmarktrichtlinie geprägt wird. Konsequenterweise wurden die koordinierenden und innovativen Mechanismen der Foren von Florenz und Madrid geschaffen, um die Entwicklung effektiven grenzüberschreitenden Energiehandels voranzutreiben, d.h. Tarifsysteme und Interkonnektorenverstopfungsmanagements. Es wird der Schluss gezogen, dass Unternehmen, vorangetrieben durch die Parteien und angenommen durch die Kommission, davon ausgenommen wurden sollen, ein subsidiäres rechtliches Instrument zu begrenzen, um gewisse schädliche Aspekte einer gegebenen Unternehmenskonzentration zu überwinden, um für einen Hinweis and den Gesetzgeber zu sorgen, seine Gesetzgebung zu spezifizieren. Wettbewerb als ein dezentrales Verfahren zur Verteilung von Risiko, Wohlstand und Macht wird ausgedehnt zu seinem maximalen Ertrag, wenn Großhandelsverbraucher von geringeren Energiepreisen profitieren, die eine gesteigerte Produktivität Europäischer Produkte auf den Weltmärkten bewirken in Kombination mit höheren Umweltstandards durch den Einsatz moderner, kosteneffzienter Produktionsstätten. Eine erfolgreiche Implementierung wird beschrieben durch liquide Spot-Märkte für Energie, begleitet durch Werkzeuge des finanziellen Risikomanagements wie Forward-Derivate, Future-Derivate und Optionen. Diese wurden wertvolle Indikatoren einer effizienten Liberalisierung der Europäischen Elektrizitäts- und Erdgasversorgungsindustrien sein.