II

Gliederung:

1.  Einleitung  1

1.1  Einstieg in die Thematik  1

1.2  Ziel der Arbeit  2

1.3  Aufbau der Arbeit.  2

2  Grundlagen und Rahmenbedingungen des Stromhandels in Deutschland.  4

2.1  Besonderheiten der Handelsware Strom  4

2.2  Das deutsche Übertragungsnetz für Elektrizität.  6

2.2.1  Struktur des deutschen Stromnetzes.  6

2.2.2  Netzzugang.  7

2.2.3  Netznutzungsentgelte  8

2.3  Aktuelle energierechtliche Rahmenbedingungen.  9

2.3.1  Neufassung des Energiewirtschaftsgesetzes 2005 (EnWG)  10

2.3.2  Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)  11

2.3.3  Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)  12

2.3.4  Konzessionsabgabeverordnung (KAV)  12

2.3.5  Stromsteuergesetz (StromStG)  13

3  Der deutsche Strommarkt und seine Funktionsweise  15

3.1  Struktur des heutigen deutschen Strommarktes  15

3.2  Marktteilnehmer und Einflussnehmer.  17

3.2.1  Energieversorgungsunternehmen (EVU)  17

3.2.1.1  Überregionale EVU (Verbundunternehmen)  17

3.2.1.2  Regionale EVU  18

3.2.1.3  Lokale EV.U  18

3.2.2  Neue Marktteilnehmer.  19

3.2.2.1  Stromhändler  19

3.2.2.2  Strombroker und Strommakler.  20

3.2.2.3  Portfoliomanager.  20

3.2.2.4  Strombörse  21

3.2.3  Netzbetreiber  22

3.2.4  Stromkonsumenten (Industrieunternehmen)  22

3.2.5  Einflussnehmer.  24

3.2.5.1  Staatliche Einflussnehmer  24

3.2.5.2  Privatwirtschaftliche Einflussnehmer  27

III

3.3  Verteilung der Marktmacht auf dem Strommarkt  28

3.4  Struktur der Stromerzeugung nach Energieträgern (Stromsplit)  30

4  Ökonomische Strombeschaffung in energieintensiven Industrieunternehmen  34

4.1  Grundlagen der Strombeschaffung.  34

4.1.1  Beschaffungsprozess bei klassischer Vollstromversorgung in  

Industrieunternehmen.......................................................................................   36

4.1.2  Marktplätze.  44

4.1.2.1  Bilaterale Marktplätze (OTC-Markt)  44

4.1.2.2  Institutionelle Marktplätze (Börse)  45

4.1.3  Der Strompreis  46

4.1.3.1  Strompreisentwicklung in Deutschland  46

4.1.3.2  Elemente des Strompreises.  48

4.1.3.3  Preisbildung auf dem Spotmarkt der Börse.  50

4.1.3.4  Werttreiber des Strompreises  53

4.1.4  Lastprofil und Lastprognose.  56

4.2  Beschaffungsstrategien.  57

4.2.1  Klassische Vollstromversorgung.  59

4.2.2  Vollstromversorgung in mehreren Tranchen  60

4.2.3  Strukturierte Strombeschaffung  62

4.2.3.1  Basisprodukte  64

4.2.3.2  Ergänzungsprodukte.  67

4.2.4  Eigenerzeugung.  71

4.3  Wahl der optimalen Beschaffungsstrategie.  73

4.3.1  Kostenvergleichsrechnung: Vollstrom- vs. Tranchenbezug  73

4.3.2  Make or buy: Eigenerzeugung oder Fremdbezug?  76

4.3.3  Make or buy: eigen- oder fremdgeführtes Portfolio?  79

4.3.4  Handlungsempfehlung  82

5  Weiterführende innerbetriebliche Maßnahmen.  86

5.1  Lastmanagement.  86

5.2  Steigerung der Energieeffizienz  88

6  Fazit und Ausblick  91

VII

Tabellenverzeichnis  :  

Tab.  1: Bruttostromerzeugung pro Jahr in Deutschland - in TWh  

Tab.  2: Stromkostenanteile ausgewählter Wirtschaftszweige im Jahr 2002.  

Tab.  3: Bewertungsparameter für die Abgrenzung von Beschaffungsstrategien.  

Tab.  4: Vor- und Nachteile der Eigenerzeugung.  

Tab.  5: Vor- und Nachteile eines ausgegliederten Portfoliomanagements  

Abbildungsverzeichnis  :  

Abb.  1: Darstellung der verschiedenen Spannungsebenen  

Abb.  2: Struktur des deutschen Strommarktes  

Abb.  3: Zieldreieck der Energiepolitik.  

Abb.  4: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern im Jahr 2006.  

Abb.  5: Phasen des Ausschreibungsprozesses bei Vollstromversorgung  

Abb.  6: Ausschreibungs- bzw. Anfrageprozess bei Vollstromversorgung  

Abb.  7: Struktur des Stromgroßhandelmarktes  

Abb.  8: Entwicklung des Strompreises für Abnehmer in der Industrie  

Abb.  9: Strompreisbildung auf dem Spotmarkt der Börse  

Abb.  10: Strompreisbildung bei Erhöhung der Nachfrage.  

Abb.  11: Strompreisentwicklung bei Verknappung des Angebots  

Abb.  12: Beispielhaftes Lastprofil über einen Monat  

Abb.  13: Der Leistungskorridor  

Abb.  14: Bandbezug.  

Abb.  15: Programmbezug  

Abb.  16: Zusatzbezug.  

Abb.  17: Spotgeschäfte an der Strombörse  

Abb.  18: Terminmarktpreisentwicklung im Jahr 2007 (Euro/MWh)  

Abb.  19: Beispielrechnung Tranchenbeschaffung  

Abb  20: Aufwand und Freiheitsgrad der Beschaffungsstrategien  

VIII

Verzeichnis  der Anhänge:  

Anhang 1:  Preisentwicklung und Beschaffungsstrategien  94

Anhang 2:  Entwicklung von Energiepreisen und Preisindizes  95

Anhang 3:  Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang.  95

Anhang 4:  Ziele der Energiepolitik.  96

Anhang 5:  Aufgaben der Bundesnetzagentur.  97

Anhang 6:  Bundeskartellamt  98

Anhang 7:  Deutsche Energie-Agentur GmbH  99

Anhang 8:  Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.  100

Anhang 9:  Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft.  101

Anhang 10:  Stromerzeugungskapazitäten und Bruttostromerzeugung.  101

Anhang 11:  Bedeutung der Kernenergienutzung in Deutschland.  102

Anhang 12:  Steinkohle  102

Anhang 13:  Preisentwicklung auf dem EEX-Terminmarkt  103

Anhang 14:  Strompreisindex des VIK  103

Anhang 15:  Glossar: Grundpreis / Netznutzungsentgelte  104

Anhang 16:  Netznutzungskosten.  104

Anhang 17:  Vollstromversorgung.  104

Anhang 18:  Vollstromversorgung - E.ON.  105

Anhang 19:  Tranchenbeschaffung  105

Anhang 20:  Tranchenbeschaffung - E.ON  106

Anhang 21:  Phelix Baseload/Peakload Year Futures (Cal-08)  107

1

1. Einleitung

1.1 Einstieg in die Thematik

Durch die Liberalisierung des europäischen Strommarktes hat die Energiewirtschaft in Europa und damit auch in Deutschland in den letzten Jahren einen grundlegenden Strukturwandel erfahren. So wurden die regionalen und nationalen

Versorgungsmonopole in Deutschland durch die Entflechtung (Unbundling) der Unternehmensbereiche Erzeugung, Verteilung und Vertrieb sukzessive aufgelöst, was ein bedeutsamer Schritt zu einem besser funktionierenden Wettbewerb gewesen ist. Infolgedessen konnte in den Jahren 1998 bis 2000 zunächst eine Belebung des Wettbewerbs und ein stetiger Rückgang der Strompreise für Stromverbraucher sowohl in der Industrie als auch in den privaten Haushalten beobachtet werden. 1

Durch Zusammenschlüsse und Übernahmen der acht großen Stromkonzerne im weiteren Verlauf der Liberalisierung reduzierte sich die Anzahl der Konzerne in den Jahren 2000 und 2001 auf die Hälfte. Dies stärkte und vergrößerte deutlich die Marktstellung und die Macht der jeweilig verbliebenen Konzerne. Dementsprechend erfuhr der Strompreis für die Stromkonsumenten in der Industrie einen immensen Anstieg von über 70 Prozent ² (Zeitraum: 2000-2006). Dieser wurde außerdem sowohl durch höhere Primärenergiekosten (Öl, Gas, Kohle) und durch eine Verknappung des Angebots (Kraftwerkskapazitäten wurden abgebaut) als auch durch die Umlegung der CO 2 - Zertifikatspreise auf die Strompreise begünstigt. Darüber hinaus wurde die Entwicklung des Strompreises von einer hohen Volatilität innerhalb der jeweiligen Jahre begleitet. Diese zog zusätzliche Unsicherheit für die beschaffenden Industrieunternehmen bei der Wahl des optimalen Beschaffungszeitpunktes nach sich.

Vor diesem Hintergrund rückt mittlerweile bei mehr und mehr Industrieunternehmen das Interesse am Strommarkt und der ökonomischen Beschaffung von Strom in den strategischen Blickwinkel, nicht zuletzt aufgrund der Tatsache, dass die inländische Industrie beinahe die Hälfte des gesamten Stromverbrauchs in Deutschland in Anspruch nimmt. Davon besonders betroffen ist die energieintensive Industrie, die 70 Prozent des gesamten industriellen Endenergieverbauchs nutzt und sich lediglich auf fünf Branchen (Papierindustrie, Chemische Industrie, Glas/Keramik/Stein, Eisen- und Stahlindustrie,

¹ Vgl. (www.bet-aachen.de: Anhang 1).

² Vgl. (www.bmwi.de: Anhang 2).

2

NE-Metallindustrie) beschränkt. ³ Je nach Wirtschaftszweig und Unternehmen innerhalb dieser Branchen verbrauchen sie beispielsweise durchschnittlich pro Jahr 114,1 GWh Strom für die Herstellung von Zement oder 144,1 GWh Strom für die Erzeugung und erste Bearbeitung von Aluminium. ⁴ In Kosten ausgedrückt bedeutet dies, dass jährliche finanzielle Belastungen in siebenstelliger Höhe in den betroffenen Unternehmen für den Strombezug anfallen.

1.2 Ziel der Arbeit

In Anbetracht der vorangehend geschilderten Ausgangssituation und der damit verbundenen schwierigen Verhandlungsposition der energieintensiven

Industrieunternehmen gewinnt die Bearbeitung des Themas „Der Strommarkt und die ökonomische Beschaffung von Strom in energieintensiven Industrieunternehmen“ unverkennbar an Bedeutung. Daher ist ein Ziel dieser Arbeit die gründliche Untersuchung des deutschen Strommarktes, wobei ein besonderer Schwerpunkt im Kapitel 3 „Der deutsche Strommarkt und seine Funktionsweise“ zu finden ist. Hier wird detailliert auf die Strukturen, Beteiligte und Machtverhältnisse auf dem deutschen Strommarkt eingegangen. Ein weiteres wesentliches Ziel dieser Arbeit stellt die Untersuchung von Beschaffungsstrategien dar, die als geeignet erscheinen, Strom unter ökonomischen Gesichtspunkten in Industrieunternehmen zu beziehen. Darauf aufbauend werden diese Beschaffungsstrategien unter Zuhilfenahme von geeigneten Instrumenten wie der Kostenvergleichsrechnung oder Make or buy - Analysen voneinander abgegrenzt. Auch wird hierbei u.a anschaulich gezeigt, welches Potential ein Wechsel der Beschaffungsstrategie bietet und dass durch teilweise nur relativ geringen Mehraufwand Stromkosten in sechsstelliger Höhe gespart werden können. Endziel der Untersuchung ist es, aufgrund der vorhergehend gewonnenen Erkenntnisse eine Entscheidungshilfe zu geben, anhand derer energieintensive Industrieunternehmen eine optimale Strategie für ihre Strombeschaffung finden können.

1.3 Aufbau der Arbeit

Nach Einleitung und Zielsetzung finden sich in dieser Ausarbeitung zunächst im zweiten Kapitel die Grundlagen und Rahmenbedingungen des Stromhandels in

³ Vgl. Schiffer, H. W. (2007). Deutscher Energiemarkt 2006. Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 57

(3): 38.

⁴ Vgl. Pfaffenberger, W. und B. Eikmeier (2006). Perspektiven der stromintensiven Industrie am

Strommarkt. Zeitschrift für Energiewirtschaft. 30 (1): 59.

3

Deutschland wieder. Hier werden unter anderem die Besonderheiten der Handelsware Strom und des Stromnetzes (Kapitel 2.1 und 2.2) genauer betrachtet sowie die aktuellen energierechtlichen Rahmenbedingungen (Kapitel 2.3) vorgestellt. Im Folgenden befasst sich Kapitel 3 sodann mit dem deutschen Strommarkt und seiner Funktionsweise. Zuerst wird die Struktur des heutigen Strommarktes (Kapitel 3.1) dargestellt und im weiteren Verlauf werden seine Teilnehmer (Kapitel 3.2) und ihre Machtverteilung (Kapitel 3.3) detailliert erörtert. Abgeschlossen wird das dritte Kapitel mit einem gründlichen Ausblick auf die Struktur der Stromerzeugung nach Energieträgern (Kapitel 3.4). Das vierte Kapitel vermittelt anfangs die Grundlagen der Beschaffung von Strom in Industrieunternehmen (Kapitel 4.1). Im zweiten Abschnitt befasst es sich mit ausgewählten Beschaffungsstrategien (Kapitel 4.2), stellt diese vor und analysiert sie. Im Anschluss daran werden diese dann nach ausgewählten wirtschaftlichen Fragestellungen voneinander abgegrenzt (Kapitel 4.3). Das fünfte Kapitel setzt sich mit weiterführenden innerbetrieblichen Maßnahmen zur Energieeinsparung und Effizienzsteigerung auseinander. Zum Abschluss werden in Kapitel 6 die Ziele und Ergebnisse dieser Arbeit evaluiert.

4

2 Grundlagen und Rahmenbedingungen des Stromhandels in

Deutschland

In diesem Kapitel werden die Grundlagen und Rahmenbedingungen, die für das Verständnis des Stromhandels in Deutschland und für die weitere Bearbeitung dieser Diplomarbeit von Bedeutung sind, vorgestellt. Insbesondere wird dabei auf die Besonderheiten der Handelsware Strom, den Transport von Elektrizität und die wichtigsten energierechtlichen Rahmenbedingungen eingegangen.

2.1 Besonderheiten der Handelsware Strom

Elektrizität ist mit anderen Handelsgütern nicht zu vergleichen, da sie sich durch bestimmte Eigenschaften auszeichnet, die den Handel auf dem Strommarkt maßgeblich beeinflussen. Daher ist eine genaue Betrachtung der Merkmale von Strom zu Beginn dieser Arbeit für den weiteren Verlauf notwendig. 5

Nichtspeicherbarkeit:

Elektrizität lässt sich praktisch bis zum heutigen Tage nicht unmittelbar in großen Mengen speichern. Daher ist eine Lagerhaltung, wie in anderen Branchen üblich, nicht möglich. So müssen sich das Angebot der Stromerzeuger und deren Erzeugungskapazitäten an der Nachfrage der Konsumenten orientieren, um z.B. keine Stromausfälle zu generieren. ⁶ Demzufolge wird der Vorsorgungssicherheit im Vergleich zu anderen Branchen ein besonderer Stellenwert eingeräumt.

Leitungsgebundenheit:

Strom benötigt auf dem Weg vom Erzeuger zum Verbraucher ein eigenes Transportsystem. Dieses besteht zu 30 Prozent aus Freileitungen (s. Deckblatt) und zu 70 Prozent aus Kabeln ⁷ , dessen Kapazitäten sowohl für die absolute Spitzenlast als auch für eine Reserve ausgelegt sein müssen. Beim Transport von Strom entsteht Wärme, wodurch Stromverluste hervorgerufen werden. In diesem Zusammenhang hat sich gezeigt, dass bei einer höheren Spannung geringere Verluste zu erwarten sind. Hieraus ergeben sich die unterschiedlichen Netzebenen mit Höchst-, Hoch-, Mittel- und

⁵ Vgl. Grichnik, D. und K. Vortmeyer (2002). Ökonomische Analyse des Energiehandels am Beispiel

der European Energy Exchange. Diskussionsbeitrag Nr. 319. Fachbereich Wirtschaftswissenschaft.

FernUniversität Gesamthochschule in Hagen. Hagen: 2.

⁶ Vgl. Müller, L. (1998). Handbuch der Elektrizitätswirtschaft: Technische, wirtschaftliche und

rechtliche Grundlagen. Berlin: 25.

⁷ Vgl. Schiffer, H. W. (2005). Energiemarkt Deutschland. Köln: 227.

5

Niederspannung. Folglich wird Elektrizität je nach Transportlänge auf verschiedenen Spannungsebenen befördert. Grundsätzlich wird jedoch bei Strom von einer „lokal-gebundenen“ Energie gesprochen, da der Transport von Strom über größere Entfernungen technische und wirtschaftliche Grenzen hat. 8

Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage

Die Nachfrage der Stromkonsumenten variiert je nach Tages- und Jahreszeit, Konjunktur und Wetterlage. Da ein Stromkonsument den Verbrauch kurzfristig meist nur wenig verändern oder durch ein Substitut ersetzen kann, weist Elektrizität nur eine geringe Preiselastizität auf. So lässt sich daraus schließen, dass Preissteigerungen nicht unmittelbar zu einem Rückgang der Nachfrage führen. ⁹ Wiederum bedingt durch die angesprochene Nichtspeicherbarkeit von Strom ergibt sich daraus die Besonderheit, dass die Erzeuger gesetzlich dazu verpflichtet sind, ihr Stromangebot an das Nachfrageprofil der Verbraucher anzupassen. Bei Frequenzschwankungen (zeit- und mengenungleiche Ein- und Ausspeisung von Strom im Netz) kommt es bei Abweichung von einer eng gesetzten Toleranz zu einem Netzzusammenbruch (Stromausfall). 10

Fehlende Spezifizierbarkeit

Elektrizität wird durch die Umwandlung eines Energieträgers gewonnen. Welcher Energieträger bei der Erzeugung von Elektrizität genutzt wurde, lässt sich beim Verbraucher nicht mehr feststellen. Einmal in das Netz eingespeist, ist das Produkt Strom immer exakt dasselbe, unabhängig davon, ob der Strom aus Kernkraft, Biomasse oder einem anderen Energieträger gewonnen wurde ¹¹ . Strom lässt sich lediglich durch das Spannungsniveau (kV) und die Frequenz (Hz) voneinander unterscheiden. 12

⁸ Vgl. Müller, L. (1998). Handbuch der Elektrizitätswirtschaft: Technische, wirtschaftliche und

rechtliche Grundlagen. Berlin: 26.

⁹ Vgl. Grichnik, D. und K. Vortmeyer (2002). Ökonomische Analyse des Energiehandels am Beispiel

der European Energy Exchange. Diskussionsbeitrag Nr. 319. Fachbereich Wirtschaftswissenschaft.

FernUniversität Gesamthochschule in Hagen. Hagen: 3.

¹⁰ Vgl. Bausch, C. (2004). Netznutzungsregeln im liberalisierten Strommarkt der Europäischen Union.

Schriftenreihe des Instituts für Energie- und Wettbewerbsrecht in der Kommunalen Wirtschaft e.V.

an der Humboldt-Universität zu Berlin. Berlin: 33.

¹¹ Vgl. Grichnik, D. und K. Vortmeyer (2002). Ökonomische Analyse des Energiehandels am Beispiel

der European Energy Exchange. Diskussionsbeitrag Nr. 319. Fachbereich Wirtschaftswissenschaft.

FernUniversität Gesamthochschule in Hagen. Hagen: 2.

¹² Vgl. Moser, M. (2006). Versorgungssicherheit im liberalisierten Energiemarkt. Diss. J. W. Goethe

Universität, Fachbereich Rechtswissenschaft. Frankfurt am Main: 50.

6

2.2 Das deutsche Übertragungsnetz für Elektrizität

Das deutsche Übertragungsnetz für Elektrizität befand sich bis zur Liberalisierung in der Hand der Stromversorger, die somit die gesamte Wertschöpfungskette von Erzeugung bis hin zum Vertrieb beherrschten. ¹³ In diesem monopolistischen System existierten so genannte geschlossene Versorgungsgebiete, die Verbrauchern den Wechsel des Stromlieferanten unmöglich machten, da die Netznutzung an den lokalen Stromerzeuger gebunden war. In Folge der Liberalisierung wurden die geschlossenen Versorgungsgebiete aufgehoben, indem die Wertschöpfungskette entflochten (Unbundling) wurde. Hierbei fand eine Trennung des Netzbetriebs von der Stromlieferung statt, um einen diskriminierungsfreien Netzzugang für alle Nutzer zu schaffen. ¹⁴ In den nachstehenden Abschnitten wird daher auf die Struktur des Netzes, den Netzzugang und die Netzentgelte eingegangen.

2.2.1 Struktur des deutschen Stromnetzes

Das deutsche Stromnetz besteht aus ungefähr 1,65 Millionen Kilometer Leitungen und 566.200 Transformatoren. ¹⁵ Der Transport findet, wie bereits im vorherigen Kapitel 2.1 „Besonderheiten der Handelware Strom“ angesprochen, auf vier Spannungsebenen (s. Abb. 1) statt. Diese sind durch Umspannwerke miteinander verbunden. Die Spannungsebenen lassen sich wie folgt voneinander abgrenzen: Die Höchstspannungsebene (380/200 kV) wird zum europaweiten Stromtransport genutzt. An diese angeschlossen sind Kraftwerke mit Leistungen von über 300 MW sowie auch Großabnehmer der energieintensiven Industrie.

¹³ Vgl. Rychwalski, P. (2005). Die Zukunft der Energiemärkte in Deutschland: Auswirkungen und

Perspektiven wettbewerbspolitischer Deregulierung am Beispiel des deutschen Strommarktes. Diss.

Westfälische Wilhelms-Universität zu Münster. Philosophische Fakultät: 98.

¹⁴ Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung:

Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.2. Köln: 1-2.

¹⁵ Vgl. Schiffer, H. W. (2005). Energiemarkt Deutschland. Köln: 225.

Abb. 1: Darstellung der verschiedenen Spannungsebenen 16

Die Hochspannungsebene (110 kV) wird für den regionalen Transport (10 bis 100 km Länge) von Strom genutzt. Direkten Anschluss an das Hochspannungsnetz finden gewöhnlich Kraftwerke und Großabnehmer ab einer Leistung von 20 MW bis ca. 300 MW. Auf die Mittelspannungsebene (20/10 kV) wird für den Transport von Strom auf einigen wenigen Kilometern zurückgegriffen. Hier sind Abnehmer und Einspeiser mit einer Leistung von 50 kW bis einigen MW direkt angeschlossen. Der Niederspannungsbereich stellt die unterste Ebene dar, an der die mehrheitliche Zahl von Abnehmern angebunden ist. Es handelt sich hierbei um alle Stromkonsumenten und Stromerzeugungsanlagen mit einem Bedarf bzw. einer Erzeugungskapazität von weniger als 100.000 kWh bzw. einer maximalen Leistung von 200 kW. Die durchschnittliche Transportlänge beträgt wenige 100 Meter. 17

2.2.2 Netzzugang

Wie einleitend beschrieben sind die Möglichkeiten zur Diskriminierung durch Behinderung oder Verweigerung des Netzzugangs in Deutschland deutlich vermindert worden. Als maßgeblich verantwortlich für diese Entwicklung sind die Abschaffung des Monopolschutzes sowie die Neufassung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) im Jahr 2005 zu betrachten. ¹⁸ Letzteres schreibt vor, dass Netzbetrieb und Lieferung entweder eigentumsrechtlich oder organisatorisch, zumindest aber buchhalterisch

¹⁶ Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung:

Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II 1.1.2. Köln: 6. Eigene Darstellung.

¹⁷ Vgl. Rebhan, E. (2002). Energiehandbuch: Gewinnung, Wandlung und Nutzung von Energie.

Heidelberg: 695-702 und Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch

Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II 1.1.2. Köln: 3-5.

¹⁸ Vgl. Dinand, J. und E. Reuter (2006). Die Netz AG als zentraler Netzbetreiber in Deutschland: Zur

Verbesserung des Wettbewerbs im Strommarkt. Wiesbaden: 90-91.

8

getrennt sein müssen, um Verflechtungen der Ziele von Lieferanten- und Netzbetreiberfunktion zu vermeiden. Eine optimale Trennung der Funktionen findet allerdings nur durch die eigentumsrechtliche Trennung statt. Andernfalls wird zusätzlich eine unabhängige Kontrollinstanz bedingt. ¹⁹ Des Weiteren wurde im §17 EnWG die allgemeine Anschlusspflicht der Betreiber von Energieversorgungsnetzen geregelt. Durch diese Verankerung im Gesetz soll ein diskriminierungsfreier Netzzugang ermöglicht werden.

Die Basis der Stromlieferung vom Lieferanten an den Abnehmer stellt der Netzzugang dar, da - wie im vorherigen Kapitel 2.1 „Besonderheiten der Handelsware Strom“ erläutert - die Lieferung von Strom leitungsgebunden ist und nicht durch ein anderes Transportmittel ersetzt werden kann. Folglich wird daher unter dem Begriff „Netzzugang“ die Möglichkeit verstanden, Strom in das Netz einzuspeisen bzw. diesen zu entnehmen. Die einzige Voraussetzung hierfür ist allerdings ein technischer Anschluss an das Stromnetz, der den Ansprüchen des Transmission Codes 20 der Union for the Coordination of Transmission of Electricity genügen muss. Diese gelten jedoch nicht als besonders hoch und bieten daher wenig Diskriminierungspotential. ²¹ Einzig von der Anschlusspflicht und somit auch dem Netzzugang ausgenommen sind nach §18 Abs. 1 EnWG Betreiber des Energieversorgungsnetzes, wenn ein Anschluss oder die Anschlussnutzung aus wirtschaftlichen Gründen nicht zumutbar sein sollte. Somit bleibt für die Netzbetreiber, wenn auch sehr eingeschränkt, ein gewisses Restpotential zur selektiven Diskriminierung von Netznutzern.

2.2.3 Netznutzungsentgelte

Die Nutzung des Stromnetzes ist kostenpflichtig und der Netzbetreiber hat nach dem Energiewirtschaftsgesetz einen Anspruch auf ein angemessenes Netznutzungsentgelt, das der Stromkonsument zu tragen hat. So bezieht sich §21 Abs. 2 EnWG auf das angemessene Entgelt und die Verzinsung: „Die Entgelte werden auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine

¹⁹ Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung:

Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.2. Köln: 2.

²⁰ Der „Transmission Code“ ersetzt seit dem Jahr 2000 den „Grid Code“ und regelt die Bedingungen

der Netznutzung, wie die Netz- und Systemführung, die Kooperation zwischen den deutschen

Übertragungsnetzbetreibern sowie technische Bedingungen des Netzzugangs.

²¹ Vgl. Dinand, J. und E. Reuter (2006). Die Netz AG als zentraler Netzbetreiber in Deutschland: Zur

Verbesserung des Wettbewerbs im Strommarkt. Wiesbaden: 90-91.

9

effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet…“. ²² Diese Ausführungen zielen insbesondere auf die Kosten durch die Netznutzung ab, die durch Umspannungen, Blindleistungsbereitstellung, Ausgleich von Netzverlusten, Messung an Entnahmestellen beim Abnehmer, Infrastrukturkosten sowie durch die Kosten der allgemeinen Betriebsführung entstehen. ²³ Darüber hinaus wird eine angemessene Verzinsung für die erbrachte Leistung eingeräumt, um die wirtschaftliche Attraktivität für einen Betrieb des Netzes aufrechtzuerhalten. Ferner müssen die Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang nach §21 Abs. 1 EnWG für alle Netznutzer identisch sein, was nichts anderes heißt, als dass es keine Preisdifferenzierung zwischen jeglichen Netznutzern geben darf.

Die Berechnung der Netznutzungsentgelte kann über verschiedene Verfahren ²⁴ erfolgen, die unterschiedliche Bezugsgrößen wie etwa die Arbeit (kWh), die Leistung (KW) und auch entfernungsabhängige und -unabhängige Bezugsgrößen zur Kalkulation heranziehen. Eine der gängigsten Berechnungsverfahren ist die entfernungsunabhängige Briefmarkenmethode, bei der auf jeder Netzebene eine „Briefmarke“ pro eingespeister bzw. entnommener KWh vom Verbraucher bezahlt werden muss. ²⁵ Eine tiefgehendere Betrachtung der Berechung von Netznutzungsentgelten soll jedoch nicht Bestandteil dieser Arbeit sein.

2.3 Aktuelle energierechtliche Rahmenbedingungen

Die Rahmenbedingungen des Energierechts unterlagen im Laufe der letzten Jahrzehnte einer kontinuierlichen Entwicklung, aus der das heutige komplexe Energierecht mit seinen umfangreichen Gesetzen entstanden ist. Im weiteren Verlauf wird ein Blick auf die wichtigsten derzeit gültigen Regelwerke geworfen, die zum deutschen Energierecht

²² Vgl. (§ 21 Abs. 2 EnWG: Anhang 3)

²³ Vgl. Reitze, M. (2006). Regulierung des grenzüberschreitenden Stromtransports im liberalisierten

Elektrizitätsmarkt der Europäischen Union. Dipl. Swiss Graduate School of Public Administration.

Chavannes-Lausanne: 16-17.

²⁴ Für weiterführende Literatur zu Entgeltberechnungsverfahren vgl. Bausch, C. (2004).

Netznutzungsregeln im liberalisierten Strommarkt der Europäischen Union. Schriftenreihe des

Instituts für Energie- und Wettbewerbsrecht in der Kommunalen Wirtschaft e.V. an der Humboldt-

Universität zu Berlin. Berlin: 69-77 und Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007).

Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II 1.1.2.2 Köln:

3-12.

²⁵ Vgl. Bausch, C. (2004). Netznutzungsregeln im liberalisierten Strommarkt der Europäischen Union.

Schriftenreihe des Instituts für Energie- und Wettbewerbsrecht in der Kommunalen Wirtschaft e.V.

an der Humboldt-Universität zu Berlin. Berlin: 74.

10

im engeren Sinne gehören und für die anschließende Bearbeitung des dritten und vierten Kapitels von Bedeutung sind.

2.3.1 Neufassung des Energiewirtschaftsgesetzes 2005 (EnWG)

Die Neufassung des Energiewirtschaftsgesetzes ist am 13. Juli 2005 in Kraft getreten. Sie stellt einen weiteren Schritt in der Entwicklung des Gesetzes sowie des Energiemarktes dar, seit es im Jahr 1935 erstmalig verabschiedet worden ist. ²⁶ Veranlasst wurde die Neufassung durch die Elektrizitäts- und Gasrichtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003. 27

Äußerlich gliedert sich das Gesetz in zehn Teile und regelt in 118 Paragraphen u.a. die Entflechtung der Energieversorgungsunternehmen, die Regulierung des Netzbetriebs, die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Energieversorgung sowie die Zuständigkeit von Behörden. 28

Der Zweck des Gesetzes ist in seinem ersten Paragraphen verankert. Dort werden die Ziele des Dreiecks der Energiepolitik (vgl. Kapitel 3.2.5.1 „Staatliche Einflussnehmer“) Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit in der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit aufgeführt und durch zwei weitere Ziele (Verbraucherfreundlichkeit und Effizienz) ergänzt. Darüber hinaus stellt der zweite Absatz des ersten Paragraphen durch die Regulierung sowohl einen wirksamen und unverfälschten Wettbewerb bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas als auch einen langfristigen, leistungsfähigen und zuverlässigen Betrieb der

Energieversorgungsnetze sicher. 29

Abschließend lässt sich darüber hinaus noch feststellen, dass die Neuregelung des EnWG 2005 dem Vorgänger des EnWG 1998/2003 nicht nur in dessen Anzahl der Paragraphen weitaus überlegen ist, sondern sich auch die Reichweite des Gesetzes erheblich vergrößert hat. So ist nun anstatt des verhandelten Netzzugangs ein regulierter Zugang zu den Netzen zwingend vorgeschrieben. Ferner wurde eine Reihe von

²⁶ Vgl. Wolter, D. und E. Reuter (2005). Preis- und Handelskonzepte in der Stromwirtschaft: Von den

Anfängen der Elektrizitätswirtschaft zur Einrichtung der Strombörse. Wiesbaden: 189-235.

²⁷ Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung:

Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.2.3. Köln: 1.

²⁸ Vgl. §§ 1-118 EnWG.

²⁹ Vgl. Weber, A. (2007). Energiestudie 2007 für das Land Sachsen-Anhalt. Untersuchung im Auftrag

des Ministeriums für Wirtschaft und Arbeit des Landes Sachsen-Anhalt: 206. Und §1 EnWG.

11

Verpflichtungen für integrierte Energieversorgungsunternehmen (kurz: EVU) aufgenommen, um ihre Unternehmensbereiche zu entflechten.

2.3.2 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für den Vorrang erneuerbarer Energien ³⁰ ist am 01. April 2000 in Kraft getreten und löste das Stromeinspeisegesetz ab, das die Stromerzeugung von erneuerbaren Energien seit 1991 förderte. 31

Das Gesetz umfasst derzeit 21 Paragraphen, in denen u.a. der Anwendungsbereich, die Abnahme und Übertragungspflichten der Netzbetreiber, Vergütungspflichten und die Aufgaben der Bundesnetzagentur geregelt werden. 32

Die Absicht, die hinter dem Erneuerbare-Energien-Gesetzes steht ist die verstärkte Gewinnung von Strom aus erneuerbaren Energieträgern wie Wasserkraft, Deponie-, Klär- und Grubengas, Biomasse, Geothermie, Windenergie und solarer Strahlungsenergie sowie die Förderung und Weiterentwicklung von Technologien, die in diesem Zusammenhang stehen. Am 01. August 2004 wurde dieses Gesetz erweitert: Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung soll bis zum Jahr 2010 auf mindestens 12,5 Prozent und bis zum Jahr 2020 auf mindestens 20 Prozent gesteigert werden. 33

Um diese Ziele zu erreichen, werden die Netzbetreiber nach §4 EEG dazu verpflichtet, vorrangig Strom aus erneuerbaren Energien in ihr Netz einzuspeisen und zu übertragen. Des Weiteren sind sie nach dem §5 EEG dazu verpflichtet, den Strom aus erneuerbaren Energien mit bestimmten festgesetzten Beträgen pro kWh zu vergüten, die sich aus den §§5-11 EEG ergeben. Dadurch soll ein Anreiz für Investitionen in diese Energiegewinnungsarten geschaffen werden.

³⁰ Unter „Erneuerbaren Energien“ wird nach §3 Abs. 1 EEG folgendes verstanden: Erneuerbare

Energien sind Wasserkraft einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und

Strömungsenergie, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie, Energie aus Biomasse

einschließlich Biogas, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch abbaubaren Anteil von

Abfällen aus Haushalten und Industrie.

³¹ Vgl. Weber, A. (2007). Energiestudie 2007 für das Land Sachsen-Anhalt. Untersuchung im Auftrag

des Ministeriums für Wirtschaft und Arbeit des Landes Sachsen-Anhalt: 208.

³² Vgl. §§1-21 EnWG.

³³ Vgl. §1 EEG.

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2.3.3 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)

Das Gesetz für die Erhaltung, Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung ³⁴ (KWKG) ist am 01. April 2002 in Kraft getreten und löste seinen Vorgänger zum Schutz der Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung ab.

Momentan umfasst das Gesetz 13 Paragraphen, in denen u.a. der Anwendungsbereich, die Anschluss-, Abnahme- und Vergütungspflichten, Zulassungsmodalitäten und die Zuständigkeiten der Behörden geregelt werden. 35

Ziel des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes ist es nach §1 KWKG, die jährlichen Kohlendioxid-Emissionen in der Bundesrepublik zu reduzieren. Konkretisiert wird dies durch die Vorgabe, jährlich bis zum Jahr 2005 zehn Millionen Tonnen und bis zum Jahr 2010 insgesamt 23 bzw. mindestens 20 Millionen Tonnen Kohlendioxid-Emissionen zum Vergleichsjahr 1998 zu vermeiden.

Um das Ziel der Kohlendioxidreduktion bestmöglich zu erreichen, werden ähnlich wie bei dem Gesetz zur Förderung der Erneuerbaren Energien (EEG) die Netzbetreiber nach §4 KWKG dazu verpflichtet, Betreiber von KWK-Anlagen an ihr Netz anzuschließen und den Strom abzunehmen. Entgegen des EEG gibt es beim KWKG - Gesetz keine bestimmten Vergütungssätze pro eingespeister kWh. Hierbei richtet sich die Höhe der Vergütung nach Vereinbarung der Vertragspartner und wird durch eine gesetzlich vorgeschriebene Zuschlagsvergütung als Anreiz zum Betrieb von KWK-Anlagen ergänzt.

Abschließend kann festgehalten werden, dass das EEG und das KWKG in erster Linie Instrumente zur Verfolgung umweltpolitischer Ziele (vgl. Kap. 3.2.5.1 „Staatliche Einflussnehmer“) sind. 36

2.3.4 Konzessionsabgabeverordnung (KAV)

Die Konzessionsabgabeverordnung (KAV) trat am 01. Januar 1992 in Kraft und löste damit gleichzeitig die Anordnung über die Zulässigkeit von Konzessionsabgaben ³⁷ der

³⁴ Unter „Kraft-Wärme-Kopplung“ wird nach §3 Abs. 1 KWKG folgendes verstanden: Kraft-Wärme-

Kopplung ist die gleichzeitige Umwandlung von eingesetzter Energie in elektrische Energie und in

Nutzwärme in einer ortsfesten technischen Anlage.

³⁵ Vgl. §§1-13 KWKG.

³⁶ Vgl. Moser, M. (2006). Versorgungssicherheit im liberalisierten Energiemarkt. Diss. J. W. Goethe

Universität, Fachbereich Rechtswissenschaft. Frankfurt am Main: 257.

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Unternehmen und Betriebe zur Versorgung mit Elektrizität, Gas und Wasser an Gemeinden und Gemeindeverbände (KAE), die Ausführungsverordnung zur KAE (A/KAE) und die Durchführungsverordnung zur KAE (D/KAE) ab. 38

Formell umfasst die Verordnung neun Paragraphen, in denen u.a. der Anwendungsbereich, die Bemessung und Höhe der zulässigen Konzessionsabgaben, die Tarifgestaltung sowie die Aufsichtsrechte und Aufsichtsmaßnahmen geregelt werden.

Die Aufgabe der Konzessionsabgabeverordnung ist die Regelung der Vergütungspflicht und der Vergütungshöhe der EVU an die Kommunen aufgrund der gesetzlichen Grundlage, die im §48 EnWG verankert ist. Die Einführung der Konzessionsabgabe ist neben der Nutzung öffentlicher Verkehrswege auch in der Verlegung und dem Betrieb von Leitungen im Gemeindegebiet zur unmittelbaren Energieversorgung von Letztverbrauchern ³⁹ begründet. Dabei wird die Höhe der Konzessionsabgabe je nach Energieart (Strom oder Gas), Verwendungszweck, Kundengruppe und Einwohnerzahl der Gemeinde differenziert berechnet, wobei diese durch Höchstsätze begrenzt ist. 40

2.3.5 Stromsteuergesetz (StromStG)

Das Stromsteuergesetz (StromStG) ist am 01. April 1999 in Kraft getreten und wurde durch das Gesetz zum Einstieg in die ökologische Steuerreform eingeführt. 41

Es umfasst momentan 13 Paragraphen, in denen u.a. der Steuertarif, die Entstehung der Steuer, Steuerbefreiungen, Steuerermäßigungen, Steuererlasse, Steuererstattungen und Steuervergütungen geregelt werden. 42

Das Ziel des Stromsteuergesetzes ist darin zu sehen, gering stromverbrauchende Produkte und Produktionsverfahren zu fördern und darüber hinaus den gesamten

³⁷ Unter „Konzessionsabgabe“ wird nach §1 Abs. 2 KAV folgendes verstanden: Konzessionsabgaben

sind Entgelte für die Einräumung des Rechts zur Benutzung öffentlicher Verkehrswege für die

Verlegung und den Betrieb von Leitungen, der der unmittelbaren Versorgung von Letztverbrauchern

im Gemeindegebiet mit Strom und Gas dienen.

³⁸ Vgl. §9 KAV.

³⁹ Unter „Letztverbraucher“ wird im Folgenden nach §3 Nr.25 EnWG verstanden: Letztverbraucher

sind Kunden, die Energie für den eigenen Verbrauch kaufen.

⁴⁰ Vgl. Rychwalski, P. (2005). Die Zukunft der Energiemärkte in Deutschland: Auswirkungen und

Perspektiven wettbewerbspolitischer Deregulierung am Beispiel des deutschen Strommarktes. Diss.

Westfälische Wilhelms-Universität zu Münster. Philosophische Fakultät: 72-73.

⁴¹ Vgl. Rychwalski, P. (2005). Die Zukunft der Energiemärkte in Deutschland: Auswirkungen und

Perspektiven wettbewerbspolitischer Deregulierung am Beispiel des deutschen Strommarktes. Diss.

Westfälische Wilhelms-Universität zu Münster. Philosophische Fakultät: 75.

⁴² Vgl. §§1-13 StromStG.

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Verbrauch von Strom zu reduzieren. Mit den Einnahmen aus der Stromsteuer sollen wiederum die Beiträge zu den Sozialversicherungen gesenkt werden. Abschließend kann somit festgestellt werden, dass die Stromsteuer für den Gesetzgeber ein umwelt-und wirtschaftspolitisches Instrument darstellt. 43

⁴³ Vgl. Rychwalski, P. (2005). Die Zukunft der Energiemärkte in Deutschland: Auswirkungen und

Perspektiven wettbewerbspolitischer Deregulierung am Beispiel des deutschen Strommarktes. Diss.

Westfälische Wilhelms-Universität zu Münster. Philosophische Fakultät: 75.

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3 Der deutsche Strommarkt und seine Funktionsweise

Im folgenden Kapitel wird der deutsche Strommarkt mit seiner Struktur und Funktionsweise beschrieben. Im Blickpunkt stehen dabei besonders der Aufbau des Marktes, die Marktteilnehmer und Einflussnehmer, die Verteilung der Marktmacht und die Zusammensetzung der Stromerzeugung nach Energieträgern.

3.1 Struktur des heutigen deutschen Strommarktes

Die gegenwärtige komplexe Struktur der deutschen Elektrizitätswirtschaft ist ein Ergebnis sowohl politischer, energiewirtschaftlicher und rechtlicher Entwicklungen als auch aus physikalischer Eigenheiten des Stroms. So lässt sich die Struktur des deutschen Strommarktes am sinnvollsten untersuchen und darstellen, indem er in die drei Segmente Erzeugung, Verteilung und Verbrauch zerlegt wird.

Betrachtet man die Ebene der Erzeugung, so lassen sich drei unterschiedlich starke Gruppen identifizieren. Eine Schlüsselrolle mit einem Anteil von ca. 85 Prozent an der Stromerzeugung nehmen die Energieversorgungsunternehmen (EVU) ein, zu deren Kerngeschäft die Erzeugung und der Vertrieb von Strom gehört. Innerhalb der Gruppe der EVU wird darüber hinaus weiter unterschieden zwischen national und international tätigen Verbundunternehmen sowie regionalen und lokalen Versorgern, wobei eine deutliche Positionierung von der Erzeugung zum Vertrieb von Strom mit abnehmender Unternehmensgröße zu beobachten ist. Dieses spiegelt sich darin wieder, dass der Löwenanteil des Stroms durch Kraftwerke der vier großen Verbundunternehmen erzeugt wird. Der übrige Teil der Stromerzeugung entfällt auf Industriekraftwerke (Anteil: 7%) und private Erzeuger (Anteil 6%), deren Kerngeschäft nicht die Stromerzeugung darstellt (s. Abb. 2). Industriekraftwerke werden von einigen hundert Industrieunternehmen betrieben, die vornehmlich dazu dienen, den eigenen Strombedarf des Unternehmens zu decken. Über- bzw. Unterschussstrom wird in das Stromnetz eingespeist bzw. diesem entnommen. Zu den privaten Stromerzeugern zählen hauptsächlich Betreiber von Stromerzeugungsanlagen auf Basis von u.a. Sonne, Wasser oder Wind, die durch staatliche Förderung der erneuerbaren Energien unterstützt werden. 44

⁴⁴ Vgl. Schiffer, H. W. (2005). Energiemarkt Deutschland. Köln: 176-183.

Die Verteilung des erzeugten Stroms übernehmen mittels des Stromnetzes und dessen verschiedenen Spannungsebenen die EVU, welche sich wie zuvor geschildert in drei Gruppen untergliedern lassen. Diese teilen sich nahezu mit gleichen Anteilen (ca. 33%) ⁴⁶ die Stromlieferungen an den Endverbraucher, wobei seit der Liberalisierung partiell die neuen Marktteilnehmer wie Händler und Broker zwischengeschaltet sind, die in der obigen Abbildung 2 außer Acht gelassen wurden. Da die Konzentration auf die Geschäftsfelder Erzeugung und Vertrieb von der Unternehmensgröße der EVU von oben nach unten abnimmt, erfolgt vorab der Lieferung an den Endverbraucher eine Weiterverteilung der Strommengen ausgehend von den national und international tätigen Verbundunternehmen an die regionalen und lokalen EVU, um deren Strombedarf zu decken.

Der gesamte Stromverbrauch in Deutschland zerlegt sich in vier Abnehmergruppen, wobei beinahe die Hälfte (47%) von der Industrie benötigt wird. Zwei weitere große Abnehmergruppen stellen die privaten Haushalte mit 26 Prozent und die Kleinverbraucher mit 24 Prozent dar. Zu den Kleinverbrauchern werden insbesondere Handel, Gewerbe, Dienstleistungen und öffentliche Einrichtungen gezählt. Die übrigen drei Prozent des Stromverbrauchs entfallen auf den Verkehrssektor. 47

⁴⁵ Quelle: Eigene Darstellung.

⁴⁶ Vgl. Müller, L. (1998). Handbuch der Elektrizitätswirtschaft: Technische, wirtschaftliche und

rechtliche Grundlagen. Berlin: 34.

⁴⁷ Vgl. Schiffer, H. W. (2007). Deutscher Energiemarkt 2006. Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 57

(3): 38.