Der deutsche Strommarkt und die ökonomische Beschaffung von Strom in energieintensiven Industrieunternehmen

Gliederung:

1. Einleitung
1.1 Einstieg in die Thematik
1.2 Ziel der Arbeit
1.3 Aufbau der Arbeit

2 Grundlagen und Rahmenbedingungen des Stromhandels in Deutschland
2.1 Besonderheiten der Handelsware Strom
2.2 Das deutsche Übertragungsnetz für Elektrizität
2.2.1 Struktur des deutschen Stromnetzes
2.2.2 Netzzugang
2.2.3 Netznutzungsentgelte
2.3 Aktuelle energierechtliche Rahmenbedingungen
2.3.1 Neufassung des Energiewirtschaftsgesetzes 2005 (EnWG)
2.3.2 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
2.3.3 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)
2.3.4 Konzessionsabgabeverordnung (KAV)
2.3.5 Stromsteuergesetz (StromStG)

3 Der deutsche Strommarkt und seine Funktionsweise
3.1 Struktur des heutigen deutschen Strommarktes
3.2 Marktteilnehmer und Einflussnehmer
3.2.1 Energieversorgungsunternehmen (EVU)
3.2.1.1 Überregionale EVU (Verbundunternehmen)
3.2.1.2 Regionale EVU
3.2.1.3 Lokale EVU
3.2.2 Neue Marktteilnehmer
3.2.2.1 Stromhändler
3.2.2.2 Strombroker und Strommakler
3.2.2.3 Portfoliomanager
3.2.2.4 Strombörse
3.2.3 Netzbetreiber
3.2.4 Stromkonsumenten (Industrieunternehmen)
3.2.5 Einflussnehmer
3.2.5.1 Staatliche Einflussnehmer
3.2.5.2 Privatwirtschaftliche Einflussnehmer
3.3 Verteilung der Marktmacht auf dem Strommarkt
3.4 Struktur der Stromerzeugung nach Energieträgern (Stromsplit)

4 Ökonomische Strombeschaffung in energieintensiven Industrieunternehmen
4.1 Grundlagen der Strombeschaffung
4.1.1 Beschaffungsprozess bei klassischer Vollstromversorgung in Industrieunternehmen
4.1.2 Marktplätze
4.1.2.1 Bilaterale Marktplätze (OTC-Markt)
4.1.2.2 Institutionelle Marktplätze (Börse)
4.1.3 Der Strompreis
4.1.3.1 Strompreisentwicklung in Deutschland
4.1.3.2 Elemente des Strompreises
4.1.3.3 Preisbildung auf dem Spotmarkt der Börse
4.1.3.4 Werttreiber des Strompreises
4.1.4 Lastprofil und Lastprognose
4.2 Beschaffungsstrategien
4.2.1 Klassische Vollstromversorgung
4.2.2 Vollstromversorgung in mehreren Tranchen
4.2.3 Strukturierte Strombeschaffung
4.2.3.1 Basisprodukte
4.2.3.2 Ergänzungsprodukte
4.2.4 Eigenerzeugung
4.3 Wahl der optimalen Beschaffungsstrategie
4.3.1 Kostenvergleichsrechnung: Vollstrom- vs. Tranchenbezug
4.3.2 Make or buy: Eigenerzeugung oder Fremdbezug?
4.3.3 Make or buy: eigen- oder fremdgeführtes Portfolio?
4.3.4 Handlungsempfehlung

5 Weiterführende innerbetriebliche Maßnahmen
5.1 Lastmanagement
5.2 Steigerung der Energieeffizienz

6 Fazit und Ausblick

Abkürzungsverzeichnis:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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

Verzeichnis der Anhänge:

Anhang 1: Preisentwicklung und Beschaffungsstrategien

Anhang 2: Entwicklung von Energiepreisen und Preisindizes

Anhang 3: Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang

Anhang 4: Ziele der Energiepolitik

Anhang 5: Aufgaben der Bundesnetzagentur

Anhang 6: Bundeskartellamt

Anhang 7: Deutsche Energie-Agentur GmbH

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

Anhang 9: Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft

Anhang 10: Stromerzeugungskapazitäten und Bruttostromerzeugung

Anhang 11: Bedeutung der Kernenergienutzung in Deutschland

Anhang 12: Steinkohle

Anhang 13: Preisentwicklung auf dem EEX-Terminmarkt

Anhang 14: Strompreisindex des VIK

Anhang 15: Glossar: Grundpreis / Netznutzungsentgelte

Anhang 16: Netznutzungskosten

Anhang 17: Vollstromversorgung

Anhang 18: Vollstromversorgung – E.ON

Anhang 19: Tranchenbeschaffung

Anhang 20: Tranchenbeschaffung – E.ON

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

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 CO2 – 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, 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 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.

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 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]

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.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 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 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 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 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.

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 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 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]

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]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Struktur des deutschen Strommarktes ^[45]

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]

3.2 Marktteilnehmer und Einflussnehmer

Anlehnend an die Darstellung der Struktur des heutigen deutschen Strommarktes mit seinen drei Segmenten Erzeugung, Verteilung und Verbrauch können nun auch die Teilnehmer dieses Prozesses charakterisiert werden. Sie werden in den folgenden Abschnitten vorgestellt und anhand geeigneter Kriterien voneinander abgegrenzt. Darüber hinaus wird ein Blick auf Einflussnehmer geworfen, die sowohl mittelbar als auch unmittelbar am Geschehen auf dem Strommarkt beteiligt sind.

3.2.1 Energieversorgungsunternehmen (EVU)

Energieversorgungsunternehmen sind nach §3 Nr. 18 EnWG „natürliche oder juristische Personen, die Energie an andere liefern, ein Energieversorgungsnetz betreiben oder an einem Energieversorgungsnetz als Eigentümer Verfügungsbefugnis besitzen“. Allerdings gibt es, wie bereits in Abbildung 2 auf der vorigen Seite demonstriert, deutliche Unterschiede zwischen den EVU in Deutschland. Diese Erkenntnis macht eine genauere Betrachtung und die Gruppierung der EVU im Rahmen dieser Arbeit notwendig. So lassen sich beispielsweise folgende Kriterien zur Differenzierung und Eingruppierung dieser Unternehmen heranziehen:

- Erzeugungskapazität,
- Größe des Unternehmens,
- Integrationsgrad^[48],
- Eigentümerstruktur,
- Kundenstamm,
- flächenmäßige Ausbreitung sowie der
- Zugang zu den Netzebenen.^[49]

3.2.1.1 Überregionale EVU (Verbundunternehmen)

Zu den Verbundunternehmen zählen in Deutschland die vier großen Stromkonzerne EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall. Innerhalb der jeweiligen Konzernverbunde übernehmen Schwestergesellschaften die Funktionen des Stromerzeugers, des Netzbetreibers, des Händlers und zum Teil des örtlichen Verteilnetzbetreibers. Folglich sind somit alle Funktionen der vertikalen Wertschöpfungskette in den Verbundunternehmen integriert.^[50] Wesentliche Kennzeichen der Verbundunternehmen liegen darin, dass sie großflächig tätig sind, über die größten Stromerzeugungskapazitäten (ca. 75%) in Deutschland verfügen und in ihren Netzgebieten die Übertragungsnetze auf den beiden höchsten Spannungsebenen (Höchst- und Hochspannung) besitzen. Zu ihren Kunden gehören sowohl Endverbraucher und Großabnehmer als auch regionale und lokale Energieversorgungsunternehmen.^[51]

3.2.1.2 Regionale EVU

Zu den regionalen Versorgern zählen ca. 60 Unternehmen in Deutschland, die überwiegend als Weiterverteiler tätig sind. Sie beziehen von den Verbundunternehmen Strom und beliefern damit lokale Weiterverteiler aber auch Endverbraucher. Teilweise wird in eigenen Kraftwerken Strom erzeugt, der je nach Leistung des betreffenden Kraftwerkes in die entsprechende Netzebene eingespeist wird.^[52] Daraus folgt, dass die vertikale Integration deutlich weniger ausgeprägt ist, als es bei den Verbundunternehmen der Fall ist. Ihr Wirkungsgebiet beschränkt sich meist auf bestimmte Regionen. Besonderes Kennzeichen der regionalen und lokalen EVU ist, dass über Kapitalverflechtungen Verbundunternehmen an den Unternehmen beteiligt sind und somit Einfluss auf den Gesamtabsatz ausüben.^[53]

3.2.1.3 Lokale EVU

Die Gruppe der lokalen EVU umfasst über 800 Unternehmen und ist hauptsächlich im Bereich der Verteilung von Strom, vielfach auch Gas, Wasser und Fernwärme an die Endverbraucher tätig. Der Strombedarf wird vorwiegend durch den Bezug von regionalen EVU sowie den Verbundunternehmen gedeckt. Ergänzt wird er bei einigen lokalen EVU auch durch Eigenerzeugung. Das Tätigkeitsgebiet beschränkt sich in der Regel auf einzelne Gemeinden.^[54]

3.2.2 Neue Marktteilnehmer

Durch die gewonnene Freiheit in Folge der Liberalisierung des Strommarktes und der damit verbundenen Etablierung von Strombörsen entwickelte sich für industrielle Stromkunden eine Fülle neuer Möglichkeiten, die Beschaffung zu optimieren. Diese gingen jedoch auch mit einer Reihe neuer Aufgaben für die Beschaffung einher. Bedingt durch die entstandene Komplexität des Strommarktes wurde ein größeres Know-how notwendig, welches sich nicht alle Teilnehmer auf der Kundenseite aneignen wollten. Hierdurch entstanden Geschäftsfelder, in denen Dienstleistungen von neuen Akteuren im Strommarkt angeboten wurden. Nachstehend soll ein kurzer Überblick über die wichtigsten neuen Teilnehmer gegeben werden, die seit der Liberalisierung in den Markt eingetreten sind.^[55]

3.2.2.1 Stromhändler

Der Stromhändler tritt am Strommarkt sowohl als Käufer als auch als Verkäufer auf. Dabei handelt er im eigenen Namen sowie auf eigene Rechnung, wodurch er das volle Risiko trägt. Vielfach kaufen Stromhändler bestimmte Mengen an Strom, ohne die anschließenden Käufer zu kennen. Dadurch entstehen Risiken und Chancen für den Händler, die seine Handelsmarge und sein Kapital verringern oder vergrößern können.^[56] Die Risiken liegen beispielsweise darin, einen Kunden zu finden, den Strom pünktlich zu liefern, ihn vom Lieferanten vertragsgemäß abzunehmen oder dass sich der Marktpreis unvorteilhaft entwickelt. Chancen können sich demgegenüber aus einer günstigen Marktpreisentwicklung ergeben. Um den Erfolg des Stromhändlers langfristig zu sichern, ist ein durchdachtes Portfoliomanagement bei seiner Tätigkeit außerordentlich bedeutungsvoll. Preisrisiken können mittels eines Risikomanagements durch Termingeschäfte (vgl. hierzu Kap. 4.2.3.2 „ Ergänzungsprodukte “) gesichert werden.^[57]

3.2.2.2 Strombroker und Strommakler

Strombroker und Strommakler handeln auf dem Strommarkt im Gegensatz zu Stromhändlern nicht im eigenen Namen, sondern im Auftrag Dritter. Dabei nehmen sie die Funktion eines Vermittlers zwischen den Vertragsparteien „ Lieferant “ und „ Kunde“ ein, wobei diese i.d.R. anonym bleiben. Als Entgelt für ihre Tätigkeit wird eine Vermittlungsgebühr berechnet. Broker und Makler verfügen über gute Marktkenntnisse und bieten neben der Vermittlung von Geschäften Beratung, Informationsbeschaffung und Herstellung von Kontakten an. Der entscheidende Vorteil eines Brokers oder Maklers ist, dass er die Nachfrage seiner Kunden bündelt und infolgedessen bei Verhandlungen mit Lieferanten eine stärkere Position inne hat, wovon der Kunde letzten Endes profitiert. Zudem wird der Beschaffungsprozess für den Abnehmer erheblich vereinfacht. Strombroker unterscheiden sich von Maklern im Wesentlichen dadurch, dass Broker ausschließlich an der Börse tätig sind.^[58]

3.2.2.3 Portfoliomanager

Portfoliomanager sind Dienstleister für Unternehmen, die nicht von einer Vollstromversorgung abhängig sein wollen, gleichzeitig aber auch kein eigenständiges Portfoliomanagement betreiben wollen. Für diese Unternehmen übernehmen sie die Koordination zur pünktlichen Deckung des Strombedarfs aus unterschiedlichen Quellen und Lieferungen im Unternehmen des Kunden. Sie verfolgen dabei das Ziel das Produktportfolio so aufzustellen, dass Chancen und Risiken optimal ausbalanciert und die Kosten minimiert werden. Dabei spielt die Lastprognose (vgl. Kap. 4.1.4 „ Lastprofil und Lastprognose “) für ein erfolgreiches Portfoliomanagement eine bedeutende Rolle. Der Portfoliomanager handelt, wie auch der Broker, im Auftrag Dritter. Durch die Betreuung mehrerer Kunden können Strommengen gebündelt werden, woraus zusätzlicher Nutzen und Preisvorteile für den Kunden gezogen werden können.^[59]

3.2.2.4 Strombörse

Die Strombörse ist ein organisierter Marktplatz, auf dem anonym durch Zwischenschaltung der Börse mit Strom gehandelt wird. Besondere Merkmale einer Strombörse sind standardisierte Börsengeschäfte, ein minimales Kontrahentenausfallrisiko (durch Clearingverfahren^[60] ), hohe Liquidität (durch eine hohe Anzahl von Teilnehmern) und eine hohe Preistransparenz.^[61]

Der Handel mit Strom auf der Plattform einer Börse wurde in der Mitte des Jahres 2000 an der Leipzig Power Exchange (LPX) und an der European Energy Exchange (EEX) in Frankfurt aufgenommen. Diese beiden neuen Marktteilnehmer fusionierten anschließend am 01. März 2002 rückwirkend zum 01. Januar 2002 zu einer gemeinsamen Börse, der Leipziger EEX. Seitdem existiert neben dem bisherigen bilateralen Stromhandel (OTC-Handel^[62] ) mit seinen zahlreichen Marktplätzen der Stromhandelsmarktplatz Börse (vgl. Kap. 4.1.2 „ Marktplätze “). Dieser zeichnet sich im Gegensatz zu bilateralen Marktplätzen dadurch aus, dass er wie bereits angesprochen organisiert und standardisiert ist. Durch das börsenübliche Auktions-Prinzip gibt es zu jedem Zeitpunkt nur einen markträumenden Strompreis, wodurch die Transparenz auf dem Markt deutlich erhöht wird.^[63] Infolgedessen kommt dem Börsenpreis im Rückschluss für den bilateralen Markt eine bedeutende Indikatorfunktion für das Preisniveau zu^[64]. An der Börse wird der Handel mit Strom in zwei verschiedene Märkte segmentiert, dem kurzfristigen Spotmarkt (Day-ahead-Markt^[65] ) und dem mittel- und langfristigen Terminmarkt.^[66] Diese werden im Kapitel 4.1.2.2 „ Institutionelle Marktplätze “ näher erläutert.

3.2.3 Netzbetreiber

Nach §3 Nr. 2/3 EnWG sind Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen und Elektrizitätsverteilernetzen „natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungs-unternehmens“. Diese unterhalten in Deutschland ein Stromleitungsnetz von ca. 1,65 Millionen Kilometern, das sich auf vier Spannungsebenen verteilt. Generell wird jedoch der Betrieb der Netze in zwei Bereiche eingeteilt, dem Betrieb von Verteilungsnetzen auf lokaler Ebene zur Belieferung des Endverbrauchers und dem Betrieb von Übertragungsnetzen auf nationaler und internationaler Ebene zur Verbindung der Stromerzeuger mit den Verteilernetzen, industriellen Großkunden und dem Ausland.^[67]

Zu den Aufgaben der Netzbetreiber gehören die Netzbereitstellung und der Netzbetrieb. Demzufolge sind sie einerseits zuständig für eine funktionierende Netzinfrastruktur, die sich in Neu- und Ausbaumaßnahmen sowie der Instandhaltung des Netzes ausdrückt. Andererseits liegen ihre Pflichten in der koordinierenden und stabilisierenden Steuerung (z.B. Frequenzhaltung, Spannungshaltung) sowie der Überwachung der Nutzung des Netzes.^[68] Hierfür berechnen die Netzbetreiber dem Stromkonsumenten wie im Kapitel 2.2.3 „ Netznutzungsentgelte“ beschrieben ein Entgelt für die Nutzung ihres Netzes.

3.2.4 Stromkonsumenten (Industrieunternehmen)

Wird die Abbildung 2 auf der Seite 18 mit der Struktur des deutschen Strommarktes betrachtet, lässt sich daraus entnehmen, dass sich der Stromverbrauch auf vier unterschiedliche Gruppen von Konsumenten teilt. Im Jahr 2006 verteilten sich diese zu 47 Prozent auf die Industrie, zu 26 Prozent auf die privaten Haushalte, zu 24 Prozent auf den Handel sowie öffentliche Einrichtungen und zu drei Prozent auf den Verkehrssektor.^[69] In Bezugnahme auf den Schwerpunkt dieser Arbeit wird im weiteren Verlauf die Konsumentengruppe der Industrie näher thematisiert. Diese lässt sich in zwei Gruppen von industriellen Stromkonsumenten unterteilen: Stromkonsumenten ohne Eigenerzeugung und Stromkonsumenten mit Eigenerzeugung von Strom. Dabei muss jedoch beachtet werden, dass diese nicht zwangsläufig zur Gruppe der „energieintensiven Industrieunternehmen“ gehören müssen. Näher konkretisiert werden diese im Kapitel 4.1 „ Grundlagen der Strombeschaffung “.

Industrielle Stromkonsumenten ohne eigene Stromerzeugung

Zu den industriellen Stromkonsumenten ohne eigene Stromerzeugung zählen die Stromverbraucher, die ihren gesamten Strombedarf über den Markt beziehen. Sie stellen in Deutschland den Regelfall dar und lassen sich durch folgende Eigenschaften charakterisieren: Ihr Jahresstrombedarf beträgt einige Millionen Kilowattstunden und die Stromentnahme erfolgt teilweise auf unterschiedlichen Spannungsebenen.^[70] Aufgrund dessen haben sowohl der Strompreis als auch die Netznutzungsentgelte eine besondere Bedeutung im Unternehmen. Bei der Strombeschaffung wird ein erheblicher Aufwand betrieben und es werden teilweise verschiedene Bezugsmöglichkeiten miteinander kombiniert. Darüber hinaus wird in vielen Fällen ein Last- und Risikomanagement betrieben.^[71]

Industrielle Stromkonsumenten mit eigener Stromerzeugung

Industrielle Stromkonsumenten mit eigener Stromerzeugung sind Verbraucher, die ihren Energiebedarf mit Eigenerzeugung z.B. durch Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sowie Einkauf auf dem Markt decken. Zudem haben sie die Möglichkeit, durch produzierte Überschussmengen auf dem Markt als Verkäufer aufzutreten. Auch sie zeichnen sich durch einen sehr hohen Jahresstromverbrauch von mehreren Millionen Kilowattstunden aus. Durch die Diversifizierung der Beschaffung entsteht den Unternehmen eine Reihe von Vorteilen. So werden u.a. Strombezugskosten und Netznutzungsentgelte vermieden. Ferner wird eine höhere Flexibilität im eigenen Stromverbrauch durch die Möglichkeit erreicht, die Stromerzeugung an den eigenen Verbrauch anzupassen. Jedoch bedingt die eigene Erzeugung von Strom auch Nachteile. Diese sind beispielsweise in hohen Investitionskosten, langen Amortisationszeiten oder auch einem erhöhten Anspruch an das Know-how wieder zu finden.^[72] Eine genaue Betrachtung der Vor- und Nachteile der Eigenerzeugung von Strom findet sich im Kapitel 4.3.2 „ Make or buy: Eigenerzeugung oder Fremdbezug? “.

[...]

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^[1] Vgl. (www.bet-aachen.de: Anhang 1).

^[2] Vgl. (www.bmwi.de: Anhang 2).

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

^[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.

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

^[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.

^[48] Der „Integrationsgrad“ eines Unternehmens zeigt an, in wie weit die Stufen einer vertikalen Wertschöpfungskette in das Unternehmen eingegliedert sind.

^[49] 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: 45.

^[50] Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.3. Köln: 16-17.

^[51] 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: 4.

^[52] Vgl. Schiffer, H. W. (2005). Energiemarkt Deutschland. Köln: 179.

^[53] Vgl. Vollhals, J., H. G. Schwarz, P. Dees und S. Meier (2007). Struktur und Konzentration im deutschen Stromendkundenmarkt. Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 57 (1/2): 15-16.

^[54] Vgl. Schiffer, H. W. (2005). Energiemarkt Deutschland. Köln: 180.

^[55] Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.3. Köln: 12.

^[56] 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: 5-6.

^[57] Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.3. Köln: 13-14.

^[58] Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.3. Köln: 12.

^[59] Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.3. Köln: 12-13.

^[60] Unter „Clearing“ wird die Saldierung von gegenseitigen Forderungen zwischen zwei oder mehreren Partnern verstanden, wobei die Saldobeträge durch Zahlung oder Kreditierung ausgeglichen werden.

^[61] Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.3. Köln: 21-22.

^[62] Unter „OTC – Handel“ (Over-the-counter-Handel) wird im Folgenden der außerbörsliche Handel mit Stromkontrakten verstanden. Diese können an die individuellen Bedürfnisse angepasst werden und sind deshalb nicht so stark standardisiert. Der OTC-Handel ist nicht lokalisiert und besitzt keine festen Handelszeiten.

^[63] Vgl. Schnorrenberg, B. (2005). Zur Preisbildung von Forwardkontrakten im Strommarkt: Eine empirische Untersuchung des deutschen Strom-Terminmarktes. Diss. Universität zu Köln. Köln: 21.

^[64] Vgl. Pfaffenberger, W. und B. Eikmeier (2006). Perspektiven der stromintensiven Industrie am Strommarkt. Zeitschrift für Energiewirtschaft. 30 (1): 59.

^[65] Auf dem „day-ahead-Markt“ bzw. dem „Spotmarkt“ werden Geschäfte abgeschlossen, bei denen die Lieferung am Folgetag stattfindet.

^[66] Vgl. Wolter, D. und E. Reuter (2005). Preis- und Handelskonzepte in der Stromwirtschaft: Von den Anfängen der Elektrizitätswirtschaft zur Einrichtung der Strombörse. Wiesbaden: 261.

^[67] Vgl. Reitze, M. (2006). Regulierung des grenzüberschreitenden Stromtransports im liberalisierten Elektrizitätsmarkt der Europäischen Union. Dipl. Swiss Graduate School of Public Administration. Chavannes-Lausanne: 15-16.

^[68] 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: 59.

^[69] Vgl. Schiffer, H. W. (2007). Deutscher Energiemarkt 2006. Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 57 (3): 38.

^[70] Vgl. Dirkes, P. (2004). Portfolio- und Risikomanagement im Energieeinkauf durch Kunden: Trend oder Modeerscheinung? Vortrag Management Engineers. Wien: 3.

^[71] Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap. 1.1.3. Köln: 6-7.

^[72] Vgl. Zander, W., M. Riedel und M. Kraus (2007). Praxishandbuch Energiebeschaffung: Wirtschaftlicher Strom- und Gaseinkauf. Teil II. Kap 1.1.3. Köln: 7-8.