Staatlich gefördertes Oligopol? Gefährliche Machtkonzentration: Der alarmierende Befund des Kartellamts zum Kraftwerksgesetz

Garantierte Milliarden für RWE & Co.: Wie der Staat die Macht der Energie-Riesen zementiert

Das Kraftwerksgesetz als staatlich gefördertes Oligopol: Wenn der Staat zur Gelddruckmaschine für Energieriesen wird

Das geplante Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) sorgt für beispiellosen Gegenwind. Selbst das Bundeskartellamt warnt in seltener Deutlichkeit: Anstatt den notwendigen Wettbewerb zu fördern, zementiert der Entwurf die Marktmacht weniger Energieriesen wie RWE und EnBW. Durch maßgeschneiderte technische Hürden werden innovative, günstigere Batteriespeicher zugunsten fossiler Gaskraftwerke systematisch vom Markt verdrängt – ein Vorgang, der offenbar unter direkter Mitwirkung von Konzernlobbyisten entworfen wurde. Während die Förderung für erneuerbare Energien zeitgleich radikal beschnitten wird, droht Verbrauchern künftig eine teure neue Stromumlage zur Subventionierung längst etablierter Großkonzerne. Es ist ein energiepolitischer Krimi über Milliardenbeträge, brisante Interessenkonflikte und die Frage, wer die Zeche für die Zukunft des deutschen Strommarktes zahlt.

Ex-Konzernchefin macht die Gesetze: Der brisante Interessenkonflikt im Wirtschaftsministerium

Der 10-Stunden-Trick: Wie Energie-Riesen die Speicher-Revolution auf unsere Kosten ausbremsen

Selten hat eine Bundesbehörde einen Gesetzentwurf der eigenen Regierung so unmissverständlich gerügt wie das Bundeskartellamt das sogenannte Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU). Die Wettbewerbshüter hatten sich nicht nur einmal, sondern bereits zum zweiten Mal in ihrer Geschichte gezwungen gesehen, öffentlich vor den Folgen eines Gesetzgebungsvorhabens zu warnen, das bestehende Marktmachtstrukturen nicht nur konserviert, sondern geradezu zementiert. Wer sich die Mühe macht, dieses Gesetz und seinen politischen Entstehungsprozess genau zu betrachten, stößt auf ein Muster, das beunruhigend ist: Ein regulatorisches Konstrukt, das vorgeblich der Versorgungssicherheit dient, in der Wirkung aber einem kleinen Kreis etablierter Energiekonzerne staatlich garantierte Einnahmeströme sichert – finanziert durch eine neue Umlage auf den Strompreis, die alle Verbraucher zahlen sollen.

Alarmsignal aus Bonn: Was das Bundeskartellamt wirklich bemängelt

Das Bundeskartellamt veröffentlichte am 6. Mai 2026 seine zweite Stellungnahme zum Kraftwerksgesetz und ließ dabei an Deutlichkeit nichts zu wünschen übrig. Die Behörde stellte fest, dass die geplanten Regelungen nicht verhindern, dass sich bereits bestehende, wettbewerblich ungünstige Marktstrukturen weiter verfestigen könnten. Dies ist eine außergewöhnlich scharfe Aussage für eine Bundesbehörde, die im Kern bedeutet: Der Gesetzgeber hat die Warnung der Wettbewerbshüter aus dem Dezember 2025 schlicht ignoriert.

Konkret beanstandet das Kartellamt zwei strukturelle Defizite des Gesetzentwurfs. Erstens enthält der Referentenentwurf keinerlei Begrenzung der Zuschlagsmenge pro Bieter. Das Kartellamt hatte bereits im Dezember 2025 ausdrücklich eine Kapazitätsobergrenze von zehn Prozent der insgesamt ausgeschriebenen Kapazität pro Bieter gefordert, um die Anbietervielfalt zu sichern und einer Verstärkung der bereits bestehenden Marktmacht auf dem Stromerzeugungsmarkt entgegenzuwirken. Diese Empfehlung wurde im neuen Entwurf schlicht nicht berücksichtigt. Zweitens kritisiert das Kartellamt, dass Bewerber für die Ausschreibungen bereits über einen bestehenden oder verbindlich zugesagten Netzanschluss verfügen müssen. Diese Voraussetzung führt faktisch zu einer Bevorzugung bestehender Kraftwerksstandorte, da noch nicht beantragte und genehmigte neue Standorte in der vorgesehenen Bewerbungsfrist keine realistische Chance auf eine Netzanschlusszusage hätten. Damit trifft die Regelung insbesondere Batteriespeicherprojekte, die grundsätzlich auch ohne bereits vorliegende Anschlusszusage bis 2031 realisierbar wären, da sie gegenüber Gaskraftwerken deutlich geringere Bauzeiten aufweisen.

Das Kartellamt weist dabei explizit darauf hin, dass insbesondere Kohle- und ehemalige Atomkraftwerksstandorte im Eigentum einer begrenzten Anzahl von Stromerzeugungsunternehmen stehen. Wenn nun der Zugang zu staatlichen Fördergeldern an eben diese Standorte geknüpft wird, ergibt sich daraus automatisch eine Begünstigung der marktbeherrschenden Konzerne gegenüber neuen Marktteilnehmern und innovativen Technologieanbietern.

Gefährliche Machtkonzentration: Der Marktmachtbericht als Vorwarnung

Dass das Bundeskartellamt das Kraftwerksgesetz mit so großer Sorge beobachtet, ist kein Zufall. Bereits im Februar 2026 hatte die Behörde ihren sechsten Marktmachtbericht über die Wettbewerbsverhältnisse bei der Stromerzeugung veröffentlicht – und die Ergebnisse waren alarmierend. Andreas Mundt, Präsident des Bundeskartellamtes, kommentierte die Befunde unmissverständlich: Die Marktmacht der führenden Stromerzeuger in Deutschland – RWE, LEAG und EnBW – habe erheblich zugenommen. Ursächlich dafür sei insbesondere der deutliche Rückgang der am Markt einsetzbaren steuerbaren Erzeugungskapazitäten.

Das Bundeskartellamt misst die Marktmacht anhand sogenannter pivotaler Stunden: Das sind jene Stunden, in denen ein einzelner Stromerzeuger unverzichtbar für die Deckung der Gesamtnachfrage ist. Überschreitet der Anteil solcher Stunden eine Schwelle von fünf Prozent aller Jahresstunden, spricht dies für eine marktbeherrschende Stellung. Nach den aktuellen Ergebnissen lag RWE deutlich über dieser Schwelle, mit pivotalen Stunden zwischen 4,3 und 11,1 Prozent der Jahresstunden. Auch die LEAG überschritt die Schwelle mit Werten zwischen 1,9 und 7,6 Prozent. Die EnBW bewegte sich mit 0,9 bis 4,1 Prozent pivotaler Stunden in der unmittelbaren Nähe der kritischen Marke. Der entscheidende Auslöser für den Anstieg dieser Werte war der regulatorisch bedingte Wegfall zahlreicher steuerbarer Kraftwerke Anfang 2024 – insgesamt schrumpften die konventionellen Kapazitäten im Jahr 2024 um 14,1 Gigawatt. Mit dem Abgang dieser Kapazitäten sind jene wenigen Anbieter, die noch über steuerbare Kraftwerke verfügen, in vielen Stunden des Jahres schlicht unersetzlich.

Die Konsequenz dieser Konzentration ist ökonomisch verheerend: Kraftwerksbetreiber können bereits bei vergleichsweise niedrigen Marktanteilen die Großhandelspreise für Strom erheblich beeinflussen. Sie genießen eine Pricing-Power, die in einem funktionierenden Wettbewerb nicht entstehen könnte. Wenn nun ausgerechnet in dieser Situation ein neues Gesetz verabschiedet wird, das den Marktzugang für potenzielle Wettbewerber systematisch erschwert, ist das keine fahrlässige Übereilung – es ist eine bewusste Entscheidung mit vorhersehbaren Verteilungswirkungen.

Die 10-Stunden-Regel: Ein technischer Paragraf mit strategischer Wirkung

Kein anderes Detail des Kraftwerksgesetzes illustriert dessen eigentliche Ausrichtung so treffend wie die sogenannte 10-Stunden-Regel. Gemäß Paragraf 12 Absatz 5 des Referentenentwurfs müssen Bewerber für die sogenannten Langzeitkapazitäten technisch in der Lage sein, ohne Unterbrechung mindestens zehn aufeinanderfolgende Stunden Strom in Höhe ihrer installierten Leistung einzuspeisen. Ergänzt wird diese Anforderung durch eine einstündige Wiederbefüllungsfrist.

Auf den ersten Blick klingt das nach einer sachlichen technischen Anforderung, die der Versorgungssicherheit dienen soll – schließlich können Dunkelflauten, also wind- und sonnenarme Perioden, sich über mehrere Tage erstrecken. Doch die Kombination der Anforderungen entfaltet eine hochspezifische Ausschlusswirkung: Batteriespeicher der modernen Generation könnten das Zehn-Stunden-Kriterium zwar grundsätzlich erfüllen, doch die Auflage einer einstündigen Wiederbefüllung macht den Bau ökonomisch unmöglich, weil sie eine Anschlussleistung verlangt, die ein Vielfaches der Entladeleistung beträgt. Leonhard Gandhi vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE bezeichnete die Regel als willkürlich gewählt, um eine Vorauswahl an Technologien festzulegen.

Noch entlarvender ist, wer an dieser Regelung mitgewirkt hat. Recherchen des Nachrichtenmagazins „Spiegel“, die im April 2026 publik wurden, zeigten, dass das Bundeswirtschaftsministerium den EnBW-Cheflobbyisten Holger Schäfer explizit darum gebeten hatte, Argumente für ergänzende Kriterien zur 10-Stunden-Regel zu entwickeln – also Argumente, die Batteriespeicher bei den Ausschreibungen benachteiligen sollten. EnBW selbst bestätigte, dass die entsprechende Textnachricht auf Ersuchen des Ministeriums verfasst worden war. Der Vorgang tauchte monatelang nicht im Lobbyregister auf und wurde erst nach einer Medienanfrage nachgetragen. Betreiber von Batteriespeichern wurden dagegen zu keinem Zeitpunkt angefragt.

Das bedeutet im Klartext: Das Ministerium ließ sich die technischen Kriterien für einen staatlichen Ausschreibungsmechanismus, der Milliarden von Steuer- und Verbrauchergeldern bewegen wird, von genau jenem Konzern entwerfen, der von diesen Ausschreibungen profitiert. Dies ist kein kleines Transparenzversäumnis. Es ist die strukturelle Indienstnahme eines Regulierungsverfahrens durch private Partikularinteressen.

Ein Marktdesign, das Wettbewerb verhindert

Die Grundarchitektur des StromVKG ist die eines Kapazitätsmarkts: Kraftwerksbetreiber erhalten nicht nur Geld für erzeugten Strom, sondern bereits für die bloße Bereitschaft, im Bedarfsfall Strom zu liefern. Das Prinzip ist aus anderen europäischen Märkten bekannt. In Großbritannien und Italien existieren vergleichbare Modelle. Der entscheidende Unterschied zu einem gut funktionierenden Kapazitätsmarkt liegt jedoch darin, wie er ausgestaltet ist: Wer daran teilnehmen darf, unter welchen technischen Voraussetzungen und ob eine Obergrenze je Bieter gilt.

Das StromVKG sieht vor, noch im Jahr 2026 Ausschreibungen für insgesamt elf Gigawatt an Kapazitäten zu starten, mit zwei Vergaberunden im September und Dezember. Davon sind zehn Gigawatt explizit mit dem Langzeitkriterium verknüpft, was angesichts der technischen Ausgestaltung faktisch bedeutet: zehn Gigawatt für Gaskraftwerke. Nur zwei Gigawatt werden technologieoffen ausgeschrieben, also auch für Batteriespeicher zugänglich. Die geförderten Kapazitäten sollen ab 2031 für 15 Jahre verfügbar sein.

Für Kraftwerksbetreiber, die das Glück haben, über alte Kohle- oder Kernkraftwerksstandorte mit bestehenden Netzanschlüssen zu verfügen, ist das StromVKG ein außerordentlich attraktives Geschäftsmodell. Vom Staat garantierte Einnahmen über 15 Jahre für das bloße Bereithalten von Kapazität. Wer ohne diesen strukturellen Startvorteil antritt – ein neuer Marktakteur, ein innovativer Speicheranbieter oder ein kleineres Stadtwerk –, hat unter den aktuellen Bedingungen kaum eine Chance. Das Bundeskartellamt hat darauf hingewiesen, dass der Entwurf damit die Chance auf ein möglichst wettbewerbliches Marktdesign ungenutzt lasse.

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Die versteckte Rechnung: Wer zahlt den Kapazitätsmarkt?

Die finanzielle Dimension dieses Gesetzes ist nicht zu unterschätzen, auch wenn die Bundesregierung sie bislang meisterhaft im Ungefähren belässt. Die Kosten für den Kapazitätsmarkt sollen über eine neue Verbraucherumlage finanziert werden, die 2027 eingeführt und ab 2031 erhoben werden soll. Wie hoch diese Umlage ausfallen wird, kann das Wirtschaftsministerium nach eigenen Angaben noch nicht abschätzen.

Diese Unbestimmtheit ist politisch bequem: Die Entscheidung fällt heute, die Rechnung kommt erst nach der nächsten Bundestagswahl. Dabei gibt es durchaus erste Schätzungen aus der Branche: In Fachmedien wird bereits von einer Kapazitätsumlage von bis zu zwei Cent pro Kilowattstunde gesprochen. Bei einem durchschnittlichen deutschen Haushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 Kilowattstunden würde das eine zusätzliche Belastung von bis zu 70 Euro pro Jahr bedeuten – und das für Jahrzehnte, unabhängig davon, ob die neuen Kraftwerke tatsächlich laufen.

Der europarechtliche Rahmen schreibt dabei vor, dass Kapazitätsmechanismen über Umlagen finanziert werden müssen. Das Bundeskartellamt hatte bereits in einer früheren Stellungnahme zu einem Grünbuch des damaligen Wirtschaftsministeriums vor signifikant höheren Systemkosten und entsprechenden Belastungen für Verbraucher bei Einführung eines Kapazitätsmarktes gewarnt. Der aktuelle Strompreis für Haushaltskunden liegt Anfang 2026 bei rund 37,2 Cent pro Kilowattstunde – nach einem zwischenzeitlichen Rückgang dank staatlicher Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten. Eine neue strukturelle Umlage, die ab 2031 greift, würde diesen Pegel dauerhaft anheben, ohne dass die Verbraucher einen direkten Gegenwert in Form günstigerer Grundstrompreise erhalten würden.

Erneuerbare gestrichen, Fossile subventioniert: Das Doppelspiel der Energiepolitik

Besonders scharf tritt der Widerspruch zutage, wenn man das StromVKG nicht isoliert betrachtet, sondern im Kontext der gleichzeitigen Reformvorhaben beim Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG). Während das Kraftwerksgesetz neue, milliardenschwere Subventionen für Gaskraftwerke vorsieht, plant das Wirtschaftsministerium gleichzeitig massive Einschnitte bei der Förderung erneuerbarer Energien.

Konkret plant Wirtschaftsministerin Reiche die Abschaffung der fixen Einspeisevergütung für Neuanlagen als künftiges Förderregime und die vollständige Beendigung der Vergütung bei negativen Preisen. Die garantierte Einspeisevergütung für neue kleine Solaranlagen bis 25 Kilowatt soll für ab 2027 installierte Anlagen komplett entfallen. Bundeskanzler Friedrich Merz hat diese Pläne ausdrücklich unterstützt. Im Bundeshaushalt 2026 sind zwar noch 17,2 Milliarden Euro für die EEG-Finanzierung vorgesehen, doch der politische Kurs ist klar: Die gefestigte Förderarchitektur für erneuerbare Energien, die über zwei Jahrzehnte aufgebaut wurde, soll geschwächt werden. Gleichzeitig baut man eine neue Förderarchitektur für konventionelle, steuerbare Kapazitäten auf – ohne Kostentransparenz und ohne wirksamen Wettbewerbsschutz.

Es ist ein energiepolitischer Systemwechsel, der offiziell unter dem Banner der Technologieoffenheit segelt, faktisch aber eine klare technologische Vorentscheidung trifft: für Gas, gegen Batterien; für Bestandskonzerne, gegen neue Marktakteure; für staatlich garantierte Renditen auf Altanlagen, gegen marktbasierte Investitionsanreize für die Energiezukunft. Das Framing der Technologieoffenheit ist in diesem Kontext nicht nur unzutreffend, sondern geradezu irreführend.

Der Interessenkonflikt im Amt: Die Reiche-Frage

Kein Bericht über das StromVKG käme ohne die biografische Dimension der amtierenden Wirtschaftsministerin aus. Katherina Reiche (CDU), die im Herbst 2025 das Bundeswirtschaftsministerium übernahm, bringt eine außergewöhnliche Karrierebiografie mit. Nach fast zwei Jahrzehnten im Bundestag, zuletzt als Parlamentarische Staatssekretärin im Bundesumweltministerium, wechselte sie 2015 als Hauptgeschäftsführerin zum Verband kommunaler Unternehmen, dem VKU. Von 2020 bis zu ihrem Amtsantritt als Ministerin im Jahr 2025 war sie Vorstandsvorsitzende der Westenergie AG – der größten Tochtergesellschaft des E.ON-Konzerns, mit rund 10.000 Mitarbeitern.

Diese Konstellation ist für eine Wirtschaftsministerin, die über die Rahmenbedingungen des deutschen Energiemarktes entscheidet, nicht trivial. Der „Spiegel“-Bericht über die Lobbypapiere von EnBW und RWE beleuchtete die Praxis des Ministeriums, von Energiekonzernen gezielt Argumentationshilfen anzufordern. Gleichzeitig wurden Anbieter alternativer Technologien, insbesondere von Batteriespeichern, nicht konsultiert. Die gemeinnützige Organisation LobbyControl kritisierte, dass Reiche sich wiederholt einseitig auf die Perspektive der Gaskonzerne verlasse, und forderte die Bundestagsverwaltung auf, ein Bußgeld für die Verletzung der Lobbyregisterpflicht zu prüfen.

Die Frage des Interessenkonflikts ist keine moralische Spekulation, sondern eine regulatorische und institutionelle Herausforderung. Eine Ministerin, die fünf Jahre lang die größte E.ON-Tochter geführt hat, gestaltet nun die Förderbedingungen für jene Branche, deren Akteure sie persönlich gut kennt. Das schließt nicht per se unfaire Entscheidungen ein, erzeugt aber eine Nähe, die erklärungsbedürftig ist – und deren strukturelle Folgen im vorliegenden Gesetzentwurf sichtbar werden.

Systemischer Vergleich: Wie es Europa besser macht

Es wäre ungerecht, das Konzept eines Kapazitätsmarkts pauschal als Fehler zu verwerfen. In einem Energiesystem, das zunehmend von fluktuierenden erneuerbaren Energien dominiert wird, braucht es tatsächlich Mechanismen, die steuerbare Reservekapazitäten vorhalten und deren Finanzierung sichern. Die Frage ist nicht ob, sondern wie ein solcher Mechanismus ausgestaltet wird.

Ein Blick nach Großbritannien zeigt, dass ein Kapazitätsmarkt durchaus wettbewerbsoffen funktionieren kann: Dort nehmen Gaskraftwerke, Pumpspeicher, Nachfrageflexibilität und zunehmend auch Batteriespeicher gleichberechtigt an den Ausschreibungen teil. Technologische Ausschlusskriterien, die einzelne Lösungen systematisch vom Wettbewerb fernhalten, gibt es nicht in dieser Form. Auch das von verschiedenen Ökonomen favorisierte Modell eines dezentralen, zertifikatsbasierten Kapazitätsmarkts nach französischem Vorbild setzt auf breiteren Wettbewerb.

Was das deutsche StromVKG von diesen Modellen unterscheidet, ist die Kombination dreier problematischer Merkmale: die fehlende Kapazitätsobergrenze pro Bieter, die technischen Ausschlusskriterien für Batteriespeicher und die Netzanschlussvoraussetzung, die Neueinsteiger strukturell benachteiligt. Die Summe dieser Regelungen ist kein Versehen, sondern das Ergebnis eines Gesetzgebungsprozesses, an dem die Begünstigten aktiv mitwirken durften.

Strukturelle Verfestigung: Was auf dem Spiel steht

Die langfristigen Konsequenzen des StromVKG, wenn es in der vorliegenden Form verabschiedet wird, lassen sich in drei Dimensionen beschreiben.

Erstens, und am unmittelbarsten: die Marktstruktur. Ein Kapazitätsmarkt, der die bestehenden Akteure bevorzugt, wird ihre Marktmacht nicht nur stabilisieren, sondern über den langen Förderzeitraum von 15 Jahren fest im System verankern. RWE, LEAG und EnBW, die bereits heute eine marktbeherrschende oder marktbeherrschungsnahe Stellung einnehmen, erhalten staatlich gesicherte Einnahmequellen, die ihre wirtschaftliche und politische Stellung für eine Generation zementieren.

Zweitens: die Innovationsdynamik. Batteriespeicher sind nicht die Zukunft – sie sind die Gegenwart. Moderne Großbatteriespeicher sind inzwischen in vielen Stunden des Jahres billiger als Gaskraftwerke, und ihre Kapazitäten steigen rapide. Wenn Deutschland durch regulatorische Weichenstellungen diese Technologie aus dem staatlich geförderten Kapazitätsmarkt herausdrängt, verpasst es nicht nur eine wirtschaftliche Chance – es zwingt den Energiemarkt in eine fossile Sackgasse, die mit den Klimazielen für 2045 unvereinbar ist.

Drittens: die Verbraucher. Sie zahlen nicht nur über die neue Kapazitätsumlage ab 2031 direkt, sondern leiden auch indirekt unter der verminderten Wettbewerbsintensität auf dem Stromerzeugungsmarkt. Wo Anbietervielfalt fehlt, fehlt auch der Preisdruck. Das Bundeskartellamt hat dies in seinem Marktmachtbericht klar benannt: Kraftwerksbetreiber können die Marktpreise erheblich beeinflussen, wenn sie in entscheidenden Stunden unersetzlich sind. Ein Gesetz, das diese Unersetzlichkeit dauerhaft absichert, ist keine Versorgungssicherheitspolitik – es ist Oligopolpolitik mit volkswirtschaftlichem Schaden.

Das Glaubwürdigkeitsproblem der deutschen Energiepolitik

Deutschland steht im Jahr 2026 energiepolitisch an einer Weggabelung. Der Kohleausstieg schreitet voran, der Bedarf an steuerbaren Ersatzkapazitäten ist real. Niemand bestreitet, dass die Versorgungssicherheit gesichert werden muss. Doch die Art und Weise, wie das StromVKG konzipiert wurde, offenbart ein tiefes strukturelles Problem der deutschen Energieregulierung: die Tendenz, komplexe Fragen der Marktgestaltung in enger Abstimmung mit den zu regulierenden Konzernen zu lösen – und dabei die Wettbewerbsprinzipien, die Verbraucherinteressen und die Innovationsoffenheit zu vernachlässigen.

Ein Bundeskartellamt, das sich zweimal in Folge zu ein und demselben Gesetzentwurf kritisch äußert und dabei in zentralen Punkten ignoriert wird, ist ein Indikator für eine gestörte regulatorische Balance. Eine Ministerin, die mit einer der größten Tochtergesellschaften des deutschen Energieoligopols fünf Jahre lang den Vorstand führte und nun die Ausschreibungsbedingungen für ebendiesen Markt gestaltet, ist ein Indikator für ein institutionelles Interessenkonfliktproblem, das ernst genommen werden müsste. Und ein Gesetz, das günstigere, sauberere und innovative Technologien systematisch aus dem Förderwettbewerb ausschließt, während es gleichzeitig die EEG-Förderung für Solarenergie streicht, ist kein Zeichen von Technologieoffenheit – es ist das Gegenteil davon.

Die Rechnung für diese Weichenstellung werden die deutschen Strom- und Wärmeverbraucher über viele Jahre zahlen – in Form einer neuen Umlage, in Form strukturell erhöhter Marktpreise und in Form verpasster Innovationschancen. Das wirklich schier Unglaubliche daran ist nicht, dass mächtige Konzerne ihren Einfluss geltend machen – das ist eine Konstante der Wirtschaftsgeschichte. Das wirklich Unglaubliche ist, dass dieser Einfluss so transparent, so dokumentiert und so offen in ein Gesetz gegossen wird, das vorgibt, dem Allgemeinwohl zu dienen.