Wandel der Akteursstruktur im deutschen und europäischen Strommarkt


Seminararbeit, 2016

29 Seiten, Note: 1,0


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

1. Einleitung

2. Wandel der Rolle bestehender Akteure
2.1. Situation der großen Energieversorger
2.2. Neue Strategien der großen Energieversorger
2.2.1. Ausbau der eigenen Erzeugung aus Erneuerbaren Energien
2.2.2. Erschließen neuer Geschäftsbereiche und -modelle
2.2.3. Kooperation und Kauf innovativer Unternehmen
2.2.4. Umgestaltung der Unternehmensstruktur
2.2.5. Internationalisierung
2.2.6. Desinvestition und Marktaustritt
2.2.7. Rationalisierung und Einsparmaßnahmen
2.3. Situation der Regionalversorger und Stadtwerke
2.4. Neue Strategien der Regionalversorger und Stadtwerke
2.4.1. Vertikale Integration
2.4.2. Kooperationen und Gemeinschaftsunternehmen
2.4.3. Erschließen neuer Geschäftsbereiche und -modelle

3. Markteintritt neuer Akteure
3.1. Aggregatoren und Zwischenhändler
3.2. Rekommunalisierung - Entstehung neuer Regionalversorger
3.3. Innereuropäische Integration - Markteintritt ausländischer Energieversorger

4. Neue Akteursstrukturen der Strommärkte
4.1. Deutschland
4.2. Zentral- und Westeuropa
4.3. Skandinavien
4.4. Zentral- und Osteuropa
4.5 Italien, Spanien, Portugal, Griechenland

5. Zusammenfassung und Ausblick

Literaturverzeichnis

Eigenständigkeitserklärung

Ich versichere hiermit, dass ich die vorliegende Arbeit selbstständig verfasst und keine anderen als die angegebenen Hilfsmittel benutzt habe. Sämtliche Stellen der Arbeit, die benutzten Werken im Wortlaut oder dem Sinn nach entnommen sind, habe ich durch Quellenangaben kenntlich gemacht. Dies gilt auch für Zeichnungen, Skizzen, bildliche Darstellungen und dergleichen sowie für Quellen aus dem Internet

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Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Wichtigste Erzeugungsstrategien von großen Energieversorgern 2015 und 2030

Abbildung 2: Anteil der Kapazität, die außerhalb des jeweiligen Heimatmarktes installiert ist (links) und jährliche Veränderung dieses Anteils (rechts).

Abbildung 3: Entwicklung der Anzahl registrierter Stromhandelsteilnehmer an ausgewählten europäischen Strommärkten.

Abbildung 4: Anteile der Erzeuger am deutschen Stromerstabsatzmarkt

Abbildung 5: Marktanteil des größten Erzeugers am Strommarkt im Jahr 2013

Abbildung 6: Entwicklung des Marktanteils des größten Erzeugers am Strommarkt im Zeitraum 2003 bis 2013

Abbildung 7: Prognose der EVU hinsichtlich ihrer Entwicklung

1. Einleitung

97 % der Energieversorgungsunternehmen erwarten eine mittelgroße bis große Disruption ihres heimischen Markts bis 2020. [1]

Energieversorger weltweit erwarten starke Veränderungen ihrer Geschäftsfelder in der näheren Zukunft. 78 % erwarten einen offeneren Markt mit mehr Wettbewerb. Am stärksten betroffen wird dabei voraussichtlich der europäische Markt sein, da hier bis 2030 mit der weitreichendsten Umsetzung einer Energiewende gerechnet wird (pwc 2015). Diese Zahlen sind Hinweise auf einen bevorstehenden signifikanten Wandel der in der Vergangenheit lange statischen Akteursstruktur an den Strommärkten. Historisch war der europäische Strommarkt geprägt von sehr zentralisierten Strukturen und großen konventionellen Kraftwerken. Dank hoher Subventionen, Regulierung, Netzwerkeffekten und der Externalisierung von Umwelt- und sozialen Kosten konnten einige wenige Akteure über Dekaden hinweg finanziell sehr profitabel operieren. Die neu auftretenden erneuerbaren Energien (EE) waren zunächst deutlich teurer, zu fluktuierend und widersprachen in ihrer Dezentralität dem existierenden Design des Stromsystems. Deshalb kann es rückblickend logisch wirken, dass bestehende Akteure sich kaum an den ersten Entwicklungen und Investitionen in diese Technologien beteiligten. Stattdessen waren es Forschungsinstitute, neue Unternehmen und Umweltverbände, die die neuen Technologien weiter entwickelten und vorantrieben. Im Zuge EU-weiter Deregulierungsbestrebungen im Energiesektor, durch neue globale Klimaziele und Einflussnahme der neuen Akteure auf die Politik, wurden schließlich in mehreren Ländern innovative politische Instrumente entwickelt, um den Ausbau der erneuerbaren Energien zu fördern. In Deutschland spielte das „1. Erneuerbare Energien Gesetz“ (EEG) von 2000 eine entscheidende Rolle dabei, den deutschen Strommarkt zu fragmentieren und dezentralisieren. Seit 2005 sind Erzeugung und Übertragung vollständig entflochten (Wassermann, Hauser, et al. 2012).

Heute besitzen die größten vier Energieversorgungsunternehmen (EVU) in Deutschland lediglich 5 % der EE Kapazität in Deutschland.[2] Auch ihr Anteil an der konventionellen Stromerzeugung sinkt (Fratzscher 2015). Viele europäische EVU haben in den letzten Jahren große Wertverluste verzeichnet (The Economist 2013). Diese Fakten zeigen, dass sich die Akteursstruktur am deutschen und europäischen Strommarkt bereits heute im Wandel befindet. In dieser Arbeit sollen die Gründe für diesen Wandel untersucht, seine Ausprägungen und Folgen analysiert und abschließend ein Ausblick auf potentielle weitere Veränderungen aufgezeigt werden.

Betrachtet werden dabei europäische Großhandelsmärkte und Unternehmen, die an diesen aktiv teilnehmen. Der Schwerpunkt wird dabei auf große überregionale EVU, Regionalversorger und Stadtwerke und neue Akteure gelegt. Übertragungsnetzbetreiber werden nicht betrachtet, da sich quasi ausschließlich als Verkäufer auftreten. Sie sind laut Ausgleichsmechanismusverordnung dazu verpflichtet, den Strom, der im Rahmen der Einspeisevergütung ins Netz gespeist wird, am Spotmarkt zu verkaufen. Ihr Anteil am Verkaufsvolumen sinkt zudem stetig, da immer mehr Erzeuger ihren Strom direkt vermarkten lassen (Bundesnetzagentur 2015). Over-The-Counter Geschäfte werden nicht explizit betrachtet. In der Analyse wird der Fokus auf den deutschen Markt gelegt, da hier auf Grund der umfassenden Energiewende der signifikanteste Wandel in der Akteursstruktur zu erwarten ist. Parallel dazu werden in Kapitel 2 und 3 ergänzend die Entwicklungen in anderen europäischen Ländern dargestellt. In Kapitel 4 werden alle europäischen Länder in Orientierung an die Vorgehensweise der Europäischen Kommission (2014) geclustert und als Marktregion untersucht. Kapitel 5 fasst die gewonnenen Erkenntnisse zusammen und bietet einen Ausblick auf potentielle Entwicklungen in der Zukunft.

2. Wandel der Rolle bestehender Akteure

„Energieversorgungsunternehmen erfahren gerade einen nie dagewesenen Wandel ihres Betriebsumfelds, der eine breitangelegte Neuerfindung ihrer Geschäftsmodelle verlangt.“

(Fratzscher 2015)

Über Dekaden waren die relevanten Akteure an Europas Strommärkten vor allem große EVU und – vor allem in Deutschland – kleinere Regionalversorger und Stadtwerke. Gerade die großen Unternehmen hatten wegen Skalen- und Netzwerkeffekten historisch mächtige Positionen (Bontrup und Marquardt 2015). Durch den Zuwachs bei dezentraler Erzeugung, neue Technologie und tiefgreifende Änderungen der ökonomischen und regulatorischen Rahmenbedingungen, hat sich das Umfeld von EVU jedoch im Laufe der letzten Jahre auf der ganzen Welt rapide geändert (Fratzscher 2015). Im Folgenden sollen zunächst die aktuellen Herausforderungen der Big 4 und anderer großer EVU in Europa und deren Hintergründe untersucht werden. Anschließend werden die Strategien aufgezeigt, mit denen die Unternehmen darauf reagieren. Dabei wird jeweils aufgezeigt, wie sich die Änderungen auf die Akteursstrukturen der Strommärkte auswirken könnten.

2.1. Situation der großen Energieversorger

Dass die großen Energieversorger Europas in einer schwierigen Situation sind, zeigt sich sehr deutlich an der Wertentwicklung der 20 größten EVU. Waren diese 2008 noch ca. 1 Billion Euro wert, sank dieser Wert bis 2013 auf weniger als die Hälfte (The Economist 2013). Besonders negative Entwicklungen zeigten sich bei den deutschen „Big 4“, die gemessen am Stromabsatz alle zu den 10 größten EVU Europas gehören (Statista 2015a). Der größte deutsche Versorger E.ON beispielsweise büßte zwischen Januar 2006 und Januar 2016 ca. 70 % seines Werts an der Börse ein (Frankfurter Allgemeine - Finanzen 2016a) und verlor seine Position als größter europäischer Energieversorger gemessen am Marktwert an den französische Energiekonzern Engie (Statista 2015b).[3] Gemessen am Absatz nimmt E.ON jedoch noch die Spitzenposition ein. Beim zweitgrößten deutschen Energieversoger RWE zeigte sich eine sehr ähnliche Entwicklung, hier erlitt die Aktie in den letzten zehn Jahren über 80 % Wertverlust (Frankfurter Allgemeine - Finanzen 2016b). Im gleichen Zeitraum verzeichnete der Deutsche Aktienindex (DAX 30) ein Wachstum von 80 % (finanzen.net 2016). Auch EnBW und Vattenfall haben mit finanziellen Problemen zu kämpfen (Bontrup und Marquardt 2015). Bei der Betrachtung der anderen sechs absatzstärksten europäischen Stromversorger ergibt sich ein ähnliches, wenn auch heterogeneres Bild. Die meisten verzeichneten in der Vergangenheit ebenfalls Verluste, auch wenn diese weniger stark ausfielen wie bei den deutschen Big 4. Zu diesen Unternehmen zählen der größte italienische Versorger Enel, die französischen Unternehmen Électricité de France (EDF) und Engie, der finnische EVU Fortum und die Verbund AG aus Österreich. Einzig die spanische Iberdrola datiert heute bei einem ähnlichen Wert wie vor zehn Jahren.[4] Diese Tatsachen dienen als weiterer Anhaltspunkt, dass die Energiemärkte in Europa sich im Wandel befinden.

Für die markante Verschlechterung der Position vieler EVU gibt es eine Reihe von Gründen. Eine große Rolle spielt das Aufkommen der EE und die Reaktion der EVU auf diese Entwicklung. Strom aus EE hat aufgrund seiner sehr niedrigen Variablen Kosten Vorfahrt am Markt. Diese Merit-Order sorgt dafür, dass andere Kraftwerke weniger Strom verkaufen und damit an Profitabilität verlieren. Des Weiteren drückt eine hohe Erzeugung aus EE den Großhandelspreis für Strom. Dieser so genannte Merit­Order­Effekt wird für Deutschland aktuell auf ca. 0,5 bis 1,0 Cent pro Kilowattstunde taxiert.[5] Hinzu kommen in Teilen Überkapazitäten in der konventionellen Erzeugung, die den Preis zusätzlich sinken lassen. Damit fällt nicht nur die sogenannte Reststromnachfrage, die von großen EVU noch gedeckt werden muss, sondern gleichzeitig auch die Börsenpreise. „Die Umsätze der ehemaligen Energieriesen schmelzen so im Großhandel mengen- und preisseitig.“(Bontrup und Marquardt 2015).

Zudem sorgt die Fluktuation der Erneuerbaren Energien teilweise dazu, dass auch große Kraftwerke in ihrer Erzeugung heruntergefahren werden müssen, was zusätzliche Belastungen bedeutet (Fratzscher 2015).

Diese Effekte wirken sich bei den Big 4 besonders signifikant aus, weil sie selbst nur über relativ geringe Erneuerbare Erzeugungskapazitäten verfügen. So liegt deren Anteil an der Stromerzeugungskapazität bei Vattenfall bei 1,8 %. Bei RWE macht er 3,5 % aus, bei E.ON und EnBW 11,2 respektive 19,1 % (Bontrup und Marquardt 2015). Andere europäische EVU haben deutlich höhere Anteile an EE in ihrem Portfolio und profitieren stark davon. Zum Beispiel haben zwei der vier großen spanischen EVU – Iberdrola und HCE – bereits 2004 bzw. 1999 begonnen, die konventionelle Stromproduktion aus Gas und Kohle schrittweise durch EE zu ersetzen. Dabei spielten gesetzliche Anreize eine zentrale Rolle (Stenzel und Frenzel 2008). Iberdrola erzeugte 2013 bereits 26 % seines Stroms mit Erneuerbaren Energien und hatte beispielsweise bei Wind einen Marktanteil von 34 % in Spanien. Folgerichtig hatte das Unternehmen 2013 den weltweit größten Kraftwerkspark an EE. Davon konnte es auch finanziell profitieren (CDP 2015 und Energy Digital 2013).

Ein weiterer Grund ist der starke Rückgang der Peak Load Preise. Früher wurden in Tageszeiten mit hoher Nachfrage besonders große Umsätze erzielt. Jedoch sinken beispielsweise die Peak Load Preise am Mittag, wenn Solaranlagen zu dieser Zeit viel Strom produzieren, da dieser Vorfahrt hat (Fratzscher 2015). Zwischen 2008 und 2013 fiel der durchschnittliche Strompreis in Deutschland um die Hälfte. Die Differenz zwischen Peak Load Preisen und Baseload Preisen fiel sogar von 14 Euro pro MWh auf 3 Euro pro MWh. Das bedeutet, dass der profitable Peak-Aufschlag um vier Fünftel gefallen ist (The Economist 2013).

Neben höherem Wettbewerb und Preisverfall kam es zudem zum Teil zu einem Nachfragerückgang. Gründe dafür waren die globale Wirtschaftskrise und zunehmend verbesserte Energieeffizienz. Dies hat dazu geführt, dass beispielsweise in Deutschland die Stromnachfrage seit 2011 fällt (Fratzscher 2015). Zwischen 2013 und 2014 ließ die gesamte Stromnachfrage um 3,3 % nach. Auch in Frankreich (-6,6 %), Ukraine (-5,5 %), Großbritannien (-4,3 %), Italien (-3,3 %), Norwegen (-2,5 %) fielen die verbrauchten Mengen signifikant (Enerdata 2014). EU-weit fand 2014 ein Rückgang des Bruttoinlandsverbrauch um 3,6 % statt (Eurostat 2016a). Damit bestehen sowohl in Deutschland als auch europaweit seit 2009 mehr Stromerzeugungskapazitäten, als zur Deckung der Nachfrage nötig sind (Bundesnetzagentur 2015).

Ein spezifisch deutscher Aspekt hingegen ist der 2011 endgültig beschlossene Atomkraftausstieg bis 2022 und eine beschleunigte Energiewende. Dabei mussten acht Atomkraftwerke sofort still gelegt werden. Der kurzfristige politische Umschwung führte zu signifikanten finanziellen Einbußen der Big 4.

Komplementiert wurden die zunehmend negativen Einflüsse laut Bontrup und Marquardt (2015) durch interne strategische Fehler in der Unternehmensführung: „Nach der angestoßenen Liberalisierung konnten die Big 4 lange vom unterregulierten Zustand der Energiemärkte profitieren und dank ihrer Marktmacht bis zum Ende der 2000er Jahre hohe Gewinne erwirtschaften. Aufgrund der Gewinne sah das Management in dieser Zeit keinen Bedarf, die Strategie zu ändern und verstärkt auf Erneuerbare Energien zu setzen. So wurde diese Periode der Unterregulierung ungenutzt gelassen, was sich als ein schwerer strategischer Fehler erwies. Denn die sich verschärfende Regulierung war ein schleichender Prozess und hat im Endeffekt die Wettbewerbssituation der Big 4 radikal verändert.“

Aktuell verfügen die „Big 4“ lediglich über 5 % der EE-Kapazität in Deutschland (Fratzscher 2015). Unter anderem hohe staatliche Anreize haben dazu geführt, dass der größte Teil des Erneuerbaren Stroms aus Anlagen in Bürgerhand kommt. Diese Situation kann in vielen Ländern Europas beobachtet werden (The Economist 2013). In Deutschland sinkt auch in der konventionellen Stromerzeugung der Anteil der Big 4. Während die vier Großkonzerne 2007 noch über 85 % der konventionellen Kapazitäten verfügten, ist ihr Anteil bis 2013 kontinuierlich auf 68 % gesunken (Bontrup und Marquardt 2015). Laut Fratzscher (2015) wird sich der Trend hin zu dezentralisierter Erzeugung weiter beschleunigen. Dies wird die EVU europaweit weiter unter Druck setzen, ihre Rollen, Geschäftsbereiche und -modelle zu überdenken.

2.2. Neue Strategien der großen Energieversorger

91 % der europäischen Energieversorger erwarten, dass sich ihr Business Modell bis 2030 signifikant bis sehr signifikant verändern wird.

(pwc 2015)

Die Krise der großen EVU hat auf der einen Seite zu reaktiven Ansätzen wie Kompensationsforderungen, Klagen und dem Appell zur Einführung von Kapazitätsmärkten geführt. Auf der anderen Seite kam es zu deutlichen Neuausrichtungen, umfassenden Restrukturierungen und der Suche nach neuen Geschäftsmodellen. Um den aktuellen Wandel in der Akteursstruktur der Strommärkte verstehen zu können, sollen deshalb im Folgenden die neuen Ansätze der großen deutschen und europäischen EVU zusammengefasst dargestellt werden.

2.2.1. Ausbau der eigenen Erzeugung aus Erneuerbaren Energien

Laut pwc (2015) gehen Energieversorger weltweit davon aus, dass der Anteil Erneuerbarer Energien an der eigenen Erzeugung in Zukunft stark zunimmt. Wie Abbildung 1 zeigt, prognostizieren 77 % dabei eine wesentliche Bedeutung für die Erneuerbare Erzeugung aus zentralen Großkraftwerken, wie Windparks oder Solaranlagen auf Freiflächen. 48 % sehen zudem eine große Rolle der eigenen dezentralen Produktion. In Deutschland setzen alle großen EVU inzwischen auf den Ausbau der Erneuerbaren Energien inklusive der dazugehörigen Infrastruktur (Bontrup und Marquardt 2015). Vor allem E.ON, RWE und EnBW wollen in Deutschland in erneuerbare Erzeugungskapazitäten investieren (Bontrup und Marquardt 2015). Auch zahlreiche andere europäische Energieversorger planen Investitionen in Erneuerbare Erzeugung. Beispielsweise zielt das spanische Unternehmen Iberdrola darauf ab, seine Kapazitäten mit einem neuen Wachstumsprogramm in den nächsten Jahren um 2.500 MW zu erhöhen (Iberdrola 2015a). Auch Enel beabsichtigt, seine Kapazitäten zu erweitern (Energydesk Greenpeace 2015). EDF will bis 2030 die erneuerbare Erzeugungskapazität von 28 GW auf 50 GW erhöhen (Reuters 2015a). Engie plant unter anderem den Zukauf eines großen indischen Produzenten von Erneuerbarer Energie (Clean Technica 2015).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Wichtigste Erzeugungsstrategien von großen Energieversorgern 2015 und 2030 (eigene Darstellung nach pwc (2015))

Dieser Teil der Strategie der EVU hat den klarsten und direktesten Einfluss auf die Akteursstruktur der Strommärkte. Wachsende Erzeugung führt zu einer gewichtigeren Rolle auf Produktionsseite. Wie in Kapitel 2.1 beschrieben, wurde gerade der deutsche Strommarkt, aber auch viele andere Strommärkte in Europa durch die zunehmende Dezentralisierung auf Erzeugerseite in den letzten Jahren wettbewerbsintensiver. Der Ausbau der eigenen Erzeugung aus Erneuerbaren Energien ist somit eine Antwort auf die sinkende Bedeutung der konventionellen Erzeugung.

2.2.2. Erschließen neuer Geschäftsbereiche und -modelle

Beispiele in Europa und den USA zeigen, dass besonders zwei Arten von neuen Geschäftsmodellen erfolgsversprechend sind. Neben kunden- und dienstleistungsorientierten Vertriebsansätzen , die auf die Rolle der EVU am Großhandelsmarkt keine direkten Auswirkungen haben, rücken dezentralere und integrativere Ansätze in den Bereichen Erzeugung und Verteilung in den Fokus. Laut Fratzscher (2015) bieten sich EVU vielversprechende Möglichkeiten entlang der Wertschöpfungskette kleinerer dezentraler Erzeugungsanlagen. Auf Basis ihrer großen Erfahrung können EVU verschiedene Dienstleistungen im Bereich technischer und finanzieller Unterstützung von Projekten für Privatkunden, Stadtwerken und Investoren anbieten. Beispielsweise bietet E.ON die Entwicklung von Solarprojekten im Auftrag von Stadtwerken an (Weinhold und Morris 2015). Darüber hinaus spielen Spezialisierung und Customizing eine zunehmend große Rolle. Dazu zählt beispielsweise die Direktvermarktung von erneuerbarem Strom aus Privaterzeugung am Großhandelsmarkt. Auch das Energie-Contracting für Industriekunden stellt einen wachsenden Markt dar. Dabei beinhaltet das Angebot der EVU je nach Unternehmen Finanzierung, Entwicklung und Installation, sowie der Betrieb und die Instandhaltung der Erzeugungsanlagen (Fratzscher 2015).

Alle dieser produktionsseitigen Ansätze zielen darauf ab, die Rolle der EVU entlang der Erzeugungskette zu stärken. Auf die Akteursstruktur an den Großhandelsstrommärkten hat dies jedoch nur indirekte Auswirkungen, denn die EVU nehmen hier nicht die Rolle des Produzenten ein, sondern sind vielmehr Dienstleister für andere Erzeuger.

2.2.3. Kooperation und Kauf innovativer Unternehmen

In alten, großen Unternehmen kann die Fähigkeit verloren gehen, neue, innovative Geschäftsideen zu kreieren und umzusetzen. Auf der anderen Seite verfügen sie häufig über profundes Wissen, langjährige Kundenbeziehungen, eine bekannte Marke und mehr Kapital. Deshalb gehen sowohl große EVU als auch Regionalversorger und Stadtwerke vermehrt Partnerschaften mit kleineren innovativen Unternehmen ein. Diese Partner sind häufig Dienstleistungsanbieter aus den Bereichen Datenanalyse, Energiemanagement, Dezentrale Erzeugung, Smart Meter und Speicher (Fratzscher 2015). Auf diesem Weg können die Unternehmen in Kooperation schnell neue Produkte und Dienstleistungen anbieten und vermarkten. Daneben planen EVU auch selektive Zukäufe und Übernahmen, um die eigene Innovationsfähigkeit zu erhöhen, Know-how zu erlangen und das Portfolio zu erweitern. Beispielsweise erwarb EnBW 2015 Anteile an dem Startup DZ-4, um in das Geschäftsfeld „Verpachtung von Solaranlagen“ einzusteigen (EnBW 2013 und Wirtschaftswoche 2015). Diese Strategie wird von Lehr (2013) als “Mittelweg” bezeichnet. Hier übernimmt das EVU die Rolle des „smarten Integrators” oder „Orchestrators”, der den Wandel fördert, aber nicht unbedingt sämtliche technologischen und dienstleistungsbezogenen Innovationen selbst anbietet.

Dieser Ansatz hat keine direkten Auswirkungen auf die Akteursstruktur an den Großhandelsmärkten, ermöglicht es aber Energieversorgern, durch vertikale Integration neue Märkte zu erschließen.

2.2.4. Umgestaltung der Unternehmensstruktur

Mit E.ON und RWE beschlossen die zwei größten deutschen EVU die Aufspaltung ihrer Unternehmen. Anfang 2016 erschuf E.ON das neue Unternehmen „Uniper“, das die bisherigen Geschäftsbereiche Wasser-, Gas-, Kohlekraft, Energiehandel sowie Exploration und Produktion umfasst soll. Daneben soll sich E.ON zukünftig auf die neueren Gaskraftwerke und innovativen Geschäftsbereiche, wie Erneuerbare Energien, Energiedienstleistungen und intelligente Stromnetze fokussieren (E.ON 2015 und Gusbeth 2014). Aufgrund politischen Drucks musste E.ON allerdings den ursprünglichen Plan, seine Atomkraftwerke an Uniper zu übertragen, aufgeben. Stattdessen sollen die Kraftwerke jetzt bei E.ON verbleiben (Handelsblatt 2015). Laut E.ON (2014) unterscheiden sich die beiden neuen Ausrichtungen so fundamental, dass „die Fokussierung in zwei getrennten Unternehmen die besten Zukunftsperspektiven bietet.“ Durch diesen Fokus und die Einnahmen aus dem Verkauf des neuen Geschäfts soll die Expansion im neuen Kerngeschäft erleichtert werden (Bontrup und Marquardt 2015). Die Aufspaltung des Unternehmens hat direkte Auswirkungen auf die Akteursstruktur des deutschen Strommarkts. Kurzfristig werden aus dem größten deutschen Akteur zwei kleinere, aber immer noch bedeutende EVU. Durch die deutlich unterschiedlichen Ansätze ist nicht anzunehmen, dass sich die Unternehmen gegenseitig kannibalisieren werden. Sollte langfristig eine strikte Trennung vollzogen werden, ist nach Phillips (1962) anzunehmen, dass mit einem weiteren neuen Akteur am deutschen Strommarkt die Wettbewerbsintensität zunimmt. Das verbleibende Unternehmen E.ON würde dann zunächst eine weniger prominente Rolle am Markt einnehmen, als bisher.

RWE plant, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in eine neue Tochter-Gesellschaft auszugliedern. Dadurch erhofft sich das Unternehmen für das neue Geschäft bessere Finanzierungs- und Wachstumsmöglichkeiten (RWE 2015). Im Gegensatz zu E.ONs Vorhaben soll das bisherige Kerngeschäft mit konventionellen Kraftwerken beim Mutterkonzern verbleiben. Dieser soll zudem auch langfristig die Mehrheit an der neuen Tochtergesellschaft halten. Auch bei RWE sollen die erzielten Einnahmen aus der Aufspaltung finanzielle Spielräume für die Neuausrichtung schaffen (Agentur für Erneuerbare Energien 2015).

Das größte italienische EVU Enel plant dagegen die vollständige Wiedereingliederung seines Tocherunternehmens Enel Green Energy. Im ersten Quartal 2016 soll der Rückkauf der 2010 veräußerten Anteile (30 %) abgeschlossen werden. Von dem Geschäft erwartet sich Enel “höhere Investitionskapazitäten” für Enel Green Energy und damit die Möglichkeit, im Erneuerbaren Sektor schneller zu wachsen (PV Magazine 2016). Durch die Wiedereingliederung und das zukünftig breitere Portfolio baut Enel seine Stellung als Stromerzeuger in Italien und Europa weiter aus.

2.2.5. Internationalisierung

Von den deutschen Big 4 ist vor allem E.ON bereits in der Vergangenheit international expandiert, um sich zu diversifizieren und die Chancen wachsender Märkte zu nutzen. Unter anderem trat das Unternehmen in Nordamerika, Russland, Türkei und Brasilien in den Erzeugungsmarkt ein. Jedoch gab es in jüngerer Vergangenheit mehrere Rückschläge infolge von wirtschaftlichen und politischen Krisen in den Ländern. Auch die Auswirkungen der Wirtschaftskrise in Spanien, Portugal und Italien führte zu Problemen (Bontrup und Marquardt 2015 und Gusbeth 2014).

Analog zu den großen deutschen EVU haben viele andere EVU in Europa entweder Investitionen im Ausland getätigt oder planen diese. Iberdrola besitzt Kapazitäten in Schottland, Brasilien, Mexiko und den USA (Iberdrola 2016). Enel ist neben unter anderem in Belgien, Spanien, Russland und Lateinamerika vertreten und plant Investitionen in Afrika (Reuters 2015b). Im Januar 2016 wurde zudem der Eintritt in den deutschen Markt bekannt gegeben (Enel Green Power 2016). EDF betreibt neben Frankreich auch in Großbritannien Kraftwerke (EDF 2016).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Anteil der Kapazität, die außerhalb des jeweiligen Heimatmarktes installiert ist (links) und jährliche Veränderung dieses Anteils (rechts). Eigene Darstellung basieren auf E.ON (2015b), Iberdrola (2013), Iberdrola (2015b), Enel (2015)

Abbildung 2 zeigt exemplarisch für die drei großen EVU E.ON, Enel und Iberdrola, wie sich der Anteil der Kapazität außerhalb des eigenen Heimatmarkts (Deutschland, Italien, bzw. Spanien) entwickelt hat. Während bei Enel und Iberdrola in den letzten Jahren der Anteil der Kapazität im Ausland wuchs, nahm er bei E.ON ab. Die rechte Grafik verdeutlicht diese Entwicklung, indem sie die jährliche Veränderung des ausländischen Anteils an der Gesamtkapazität der Unternehmen darstellt. Derselbe Trend gilt jeweils auch für die absolut im Ausland installierte Kapazität. [6]

Die Beispiele zeigen, dass die großen europäischen Energieversorger auf das Expandieren in neue Märkte setzen, dabei aber auch auf Schwierigkeiten stoßen. Generell ist anzunehmen, dass die vermehrte Expansion innerhalb Europas mittelfristig zu diversifizierteren Akteursstrukturen und stärkerem Wettbewerb führt.

2.2.6. Desinvestition und Marktaustritt

Ein weiterer Teil der Rationalisierungsstrategie der Big 4 ist das Schließen und Verkaufen unrentabler Kraftwerke und das Outsourcen von Geschäftsbereichen, die nicht zum zukünftigen Kerngeschäft gehören. Dies wird verstärkt durch den Bedarf an finanziellen Mitteln zur Neuausrichtung der Unternehmen. Alle vier deutschen Großkonzerne planen die Stilllegung konventioneller Kraftwerke. Bis 2018 wird alleine in Deutschland die Stilllegung von 8,9 GW fossiler Kraftwerksleistung und 1,3 GW nuklearer Kraftwerksleistung angestrebt. Europaweit steht bei E.ON, RWE und Vattenfall die Stilllegung zahlreicher unrentabler Gaskraftwerke zur Disposition (Bontrup und Marquardt 2015). Auch EnBW nennt den „effizienten Rückbau konventioneller Kraftwerke“ als Ziel. (Neuhaus 2015). Vattenfall erwägt sogar, alle seine Kohlekraftwerke zu veräußern und komplett aus dem deutschen Markt auszutreten (Fratzscher 2015).

Zudem planen E.ON, RWE und EnBW den Verkauf großer Teile der Unternehmen. Bereits 2014 verkaufte RWE sein im Gas- und Ölgeschäft tätiges Tochterunternehmen RWE Dea an den russischen Unternehmer Michail Fridman für 5,1 Mrd. Euro (Sorge 2015). E.ON prüft konkret die Veräußerung der Engagements in Spanien, Portugal, Italien (Bontrup und Marquardt 2015). Die EnBW beschloss ein Desinvestitionsprogramm, mit dem bis 2020 5,1 Mrd. Euro durch Verkäufe erlöst werden sollen (EnBW AG 2014). Auch andere EVU in Europa planen den Rückzug aus der konventionellen Erzeugung. Nachdem beispielsweise Enel bereits 2014 zwei Kraftwerke stillgelegt hatte, beschloss das Unternehmen 2015 den endgültigen Ausstieg aus Stromerzeugung aus Kohle (Energydesk Greenpeace 2015).

Sowohl bei Verkäufen von Kraftwerksanteilen als auch von Beteiligungen und Unternehmensteilen muss jedoch mit teils erheblichen Verlusten gerechnet werden. Dies liegt daran, dass sich die gesamte Branche im Umbruch befindet und geeignete Käufer rar sind (Bontrup und Marquardt 2015).

Durch die verminderten Produktionskapazitäten sinkt der Stellenwert der großen EVU an den Großhandelsmärkten. Die Akteursstruktur verändert sich insofern, dass die neuen Eigentümer der verkauften Kraftwerke wachsende Marktanteile verzeichnen können, wohingegen die Verkäufer Marktanteile verlieren.

2.2.7. Rationalisierung und Einsparmaßnahmen

Die die großen EVU in Deutschland außerordentlich stark von der aktuellen Entwicklung im Energiesektor betroffen sind, reagieren die Big 4 mit Beschäftigungsabbau und Umstrukturierung der internen Organisation (Bontrup und Marquardt 2015). RWE beschloss darüber hinaus 2014 eine Dividendenkürzung für seine Aktionäre (Bontrup und Marquardt 2015). EnBW ist auf Grund seines großen Atomkraftwerkparks besonders stark vom Atomausstieg betroffen und kann zudem von seinen größtenteils öffentlichen Eigentümern keine weitere finanzielle Unterstützung erwarten. Infolgedessen wurden bereits beschlossene Sparvorgaben noch 2014 noch einmal ergänzt und weiterer Stellenabbau geplant (Stuttgarter Nachrichten 2014). Durch die geplanten Maßnahmen soll die Konsolidierung der Unternehmen erreicht werden.

2.3. Situation der Regionalversorger und Stadtwerke

Die Bedeutung von regionalen Versorgungsdienstleistern in (teilweise) öffentlichem Besitz weist im europäischen Vergleich große Unterschiede auf. In vielen Ländern, wie Frankreich und Großbritannien, stellen historisch einige große EVU die Stromversorgung sicher. Dagegen spielen in Deutschland kommunale Versorger eine bedeutende Rolle (Monstadt und Naumann 2004).

In Deutschland nehmen etwa 900 Regionalversorger und Stadtwerke am Strommarkt teil. Viele haben schon früh in Erneuerbare Energien investiert und einen starken Fokus auf den Bedürfnissen ihrer Kunden. Sie nutzen ihre regionale Bekanntheit und die oft langjährigen Beziehungen zu ihren Kunden als Wettbewerbsvorteil gegenüber anderen Anbietern am Endkundenmarkt. In der Vergangenheit waren sie allerdings beim Einkauf von Strom stets sehr abhängig vom Angebot der Big 4. Nach dieser Periode der Dominanz durch die Big 4 sehen sich heute auch Regionalversorger und Stadtwerke vor großen Veränderungen. Doch durch ihre Regionalität und vergangene Investitionen haben viele eine gute Ausgangsposition für die zunehmende Dezentralisierung der Energieerzeugung (Fratzscher 2015).

2.4. Neue Strategien der Regionalversorger und Stadtwerke

Genau wie die großen EVU müssen auch die kleineren Versorger ihre Geschäftsmodelle an die Energiewende anpassen. Bereits heute sind neue Ansätze erkennbar. Diese sollen im Folgenden dargestellt werden. Dabei wird stets darauf hingewiesen, welche Auswirkungen diese Strategien auf die Akteursstruktur an den Strommärkte haben können.

2.4.1. Vertikale Integration

Genau wie die Big 4 verfolgen auch manche regionale Versorger den Weg der vertikalen Integration. Dabei wird das Geschäft durch Zusammenschlüsse mit anderen Unternehmen, auf vor- oder nachgelagerte Produktionsstufen entlang der Wertschöpfungskette ausgedehnt (Gabler Wirtschaftslexikon 2016b). Ein Beispiel dafür ist der Mannheimer Regionalversorger MVV Energie, der in der Vergangenheit signifikante Beteiligungen an den unabhängigen Stromerzeugern Juwi und Windwärts erwarb (MVV Energie 2016).

Dieser Ansatz erweitert das Angebotsportfolio der Erzeuger und stärkt ihre Unabhängigkeit bei der Entwicklung von eigenen Produktionskapazitäten. Auf die Erzeugerstruktur an den Großhandelsmärkten hat er damit eine indirekte Auswirkung. Kommt es durch die neuen Möglichkeiten vermehrt zum Zubau von eigenen Anlagen, werden die Versorger in Zukunft eine wichtigere Rolle auf Produzentenseite einnehmen.

2.4.2. Kooperationen und Gemeinschaftsunternehmen

Einen weiteren Ansatz stellen Zusammenschlüsse mit anderen Versorgern auf unterschiedlichen Ebenen dar. Nach Fratzscher (2015) können solche Netzwerkstrategien regionalen Versorgern helfen, gemeinsam in einem zunehmend komplexen Elektrizitätssystem zu bestehen. Dabei kann die Zusammenarbeit verschiedene Ziele und Dimensionen haben. Durch Kooperation im Einkauf versuchen Versorger beispielsweise, der Macht der großen EVU entgegen zu treten und bessere Preise zu erzielen (Bontrup und Marquardt 2015). Ein reales Beispiel dafür ist die Trianel GmbH, ein Gemeinschaftsunternehmen von Stadtwerken und regionalen Versorgungsunternehmen, sowie die Thüga Gruppe, die mit über 100 beteiligten Stadtwerken das größte Netzwerk dieser Art bildet (Thüga 2016). Beide wurden mit dem Ziel gegründet, eine gemeinsame Beschaffung zu organisieren. Durch das Errichten eigener Erzeugungskapazitäten strebt Trianel zudem eine stärkere Unabhängigkeit von den großen Strommärkten an (Trianel 2016).

Durch Zusammenschlüsse mehrerer Versorger zu einem größeren neuen Unternehmen sinkt die Zahl der direkten Akteure am Markt. Dies kann Auswirkungen auf den Wettbewerb haben. Nach Phillips (1962) sinkt die Wettbewerbsintensität eines Marktes generell mit der Zahl der Teilnehmer. Durch eine homogenere Verteilung der Macht jedoch steigt die Wettbewerbsintensität. Nach Kantzenbach (1966) müssen Unternehmen eine gewisse Mindestgröße besitzen, damit sie in der Lage sind, Innovationen hervorzubringen und am Markt konkurrieren zu können. Im Fall der Kooperationen in der Energiewirtschaft scheint genau dieser Fall relevant zu sein. Am Beispiel von Trianel ist erkennbar, wie der Aufbau und Transfer von Know-how sowie die gemeinsamen finanziellen Mittel der beteiligten Unternehmen erst dafür sorgen, dass das Gemeinschaftsunternehmen erfolgreich Handel betreiben, eigene Kraftwerke errichten und innovative Produkte und Dienstleistungen anbieten kann. „Durch das Überwinden der limitierten Ressourcen kleiner Akteure können Netzwerke technisch komplexe Flexibilitätsoptionen und lokalisiertes Portfoliomanagement anbieten“ (Fratzscher 2015). Folgt man der Argumentation von Kantzenbach (1966), kann angenommen werden, dass durch den Zusammenschluss von regionalen Versorgern der Wettbewerb am Markt trotz sinkender Akteurszahl zunimmt.

Abschließend sei an dieser Stelle angemerkt, dass angesichts einiger großer Kooperationen die Trennung von „großen“ EVU und „kleinen“ Regionalversorgern in der Realität nicht mehr strikt gilt, sondern vielmehr fließend verläuft. So sind die oben erwähnte Thüga Gruppe und die MVV Energie überregional aktiv, letztere wird in einer Studie der Leuphana Universität Lüneburg und trend:research (2013) gar als „Stadtwerkekonzern“ bezeichnet. Dem gegenüber stehen die in Kapitel 2.1 dargelegten Bedeutungsverluste der Big 4. Dieses Zusammenwachsen der ehemals klar getrennten Erzeugergruppen könnte auf Grund der gezeigten Entwicklungen in Zukunft weiter stattfinden.

2.4.3. Erschließen neuer Geschäftsbereiche und -modelle

Analog zu den großen EVU beinhaltet auch die Strategie der regionalen Versorger das Ausweiten der Geschäftsbereiche auf neue Felder und das Realisieren innovativer Geschäftsmodelle. Ein Beispiel dafür ist Beegy, ein Joint Venture der MVV Energie, des Handels- und Dienstleistungskonzerns Baywa, des Heiz- und Kühlsystemherstellers Glen Dimplex und des Softwarespezialist Greencom Networks. Beegy soll Anbieter für Komplettlösungen - Solaranlage, Stromspeicher und Energiemanagement - werden (Energiespektrum 2014). In der Rolle eines Aggregators und Zwischenhändler (siehe Kapitel 3) könnte Beegy in Zukunft außerdem als Akteur an Großhandelsmärkten auftreten.

Andere Stadtwerke fokussieren sich ebenfalls mehr auf energiebezogene Dienstleistungen, als wie bisher reinen Stromverkauf. Dazu zählen unter anderem der Verkauf und Einbau von Smart Metern (Fratzscher 2015). Durch diese vertriebsseitigen Neuausrichtungen wollen die Regionalversorger ihre Position am Endkundenmarkt stärken. Auf ihre Rolle am Großhandelsmarkt haben sie dagegen nur indirekt Einfluss.

3. Markteintritt neuer Akteure

Knapp die Hälfte aller Energieversorgungsunternehmen weltweit erwartet, dass die Disruption ihres heimischen Markts vor allem durch verstärkten Wettbewerb existierender Akteure mit neu in den Markt eintretende Unternehmen erfolgt.

(pwc 2015)

Neben den Akteuren, die aus Kooperationen bestehender EVU hervorgehen, ist das Entstehen neuer Unternehmen mit innovativen Geschäftsmodellen beobachtbar. Da Markteintritte die Akteursstruktur verändern, sollen in diesem Kapitel Akteure, die in jüngerer Vergangenheit neu an den Strommärkten aufgetreten sind, vorgestellt und charakterisiert werden. Dabei werden Aggregatoren, Neugründungen von Stadtwerken und international expandierende Unternehmen behandelt. Andere Akteursgruppen, wie Energiekommunen und –kooperativen treten (noch) nicht als aktive Agenten an den Großhandelsmärkten auf und werden deshalb im Rahmen dieser Arbeit nicht weiter betrachtet. Zur Übersicht über die Situation von Energiekooperativen in verschiedenen europäischen Ländern wird auf die Arbeit von Schreuer und Weismeier-Sammer (2010) verwiesen. In Deutschland werden Energiekooperativen oft in der Rechtsform einer Genossenschaft realisiert. Eine Untersuchung der Bedeutung und Potenziale dieser Energiegenossenschaften findet sich in Volz (2012). Außerdem werden Erzeuger, die ihren Strom zu einem fixen Vergütungssatz in das Netz einspeisen, nicht als Marktakteure im engeren Sinn gesehen, da ihre Einspeisung nicht von Marktmechanismen wie schwankenden Preisen beeinflusst wird (Wassermann, Hauser, et al. 2012).

3.1. Aggregatoren und Zwischenhändler

Virtuelle Kraftwerke (Virtual Power Plants, VPP) verbinden und steuern eine Vielzahl meist regenerativer Produktionsanlagen in einem virtuellen Netzwerk. Sie umfassen vor allem dezentrale Anlagen wie Solar-, Wind-, Wasser- Biogas- und Blockheizkraftwerke (Hashmi, Hanninen und Mäki 2011). Teilweise werden auch Speicher und abschaltbare Lasten in das Netzwerk integriert (Peik-Herfeh, Seifi und Sheikh-El 2013). In einem virtuellen Kraftwerkspark gleichen die unterschiedlichen Erzeugungsarten untereinander ihre Fluktuation aus, sodass der Betreiber zuverlässiger und besser prognostizierbar Strom anbieten kann. Auf diese Weise können Betreiber von VPPs die aggregierte Erzeugung und Flexibilität an den zentralen Großhandelsmärkten verkaufen. Neben dem Verkauf des produzierten Stroms (Direktmarketing) spielt daher vor allem die Teilnahme am Regelleistungsmarkt eine bedeutende Rolle (Fratzscher 2015).

Ein aktiver VPP-Betreiber ist das 2009 gegründete Unternehmen Next Kraftwerke. Es aggregiert über 2.700 Anlagen – Biogas, Solar, Wind, Wasser, BHKW und Notstromgeneratoren – und hat 2015 nach eigenen Angaben 9 TWh Strom gehandelt (Next Kraftwerke 2016a). Das Unternehmen erwirtschaftet seinen Gewinn zum einen mit dem Verkauf seiner „Next Box“ zur Anbindung einer Anlage an das Netzwerk. Zum anderen behält es Anteile an den Profiten aus dem Stromhandel ein (Energy Awards 2014). Nach dem Erschließen des deutschen Markts ist das Unternehmen bereits nach Österreich, Belgien und Frankreich expandiert und somit auch auf diesen Märkten zu einem Akteur am Strommarkt geworden (Next Kraftwerke 2016b). Die VPP-Betreiber Caterva, Beegy und LichtBlick bieten in Kooperation mit Batterieherstellern Stromspeicher für Privatkunden mit Solaranlage an. Mit den verteilten Speichern nehmen die Betreiber am Markt für Sekundärregelleistung teil und werden damit zu Konkurrenten von Betreibern großer Kraftwerke (Frankfurter Allgemeine Zeitung 2015, Beegy 2016 und LichtBlick 2015). Aktuell existieren geschätzt rund 30 Anbieter alleine in Deutschland (Energy Awards 2014). Während Virtuelle Kraftwerke in der Praxis momentan vor allem in Deutschland eingesetzt werden, können fallende Preise für (Solar-)Erzeugungsanlagen und Batteriespeicher, sowie gesetzliche Änderungen in ganz Europa die weitere Expansion der VPP begünstigen. Experten gehen von einer weiteren Zunahme virtueller Kraftwerke in Zukunft aus (E-World 2015). Dass ihre Relevanz global zunehmen wird, prognostizieren auch Expertenschätzungen, denen zu Folge die Erzeugungsleistung von VPPs bis 2023 weltweit von 4.800 MW (in 2014) auf 28.000 MW ansteigen wird (E&E Publishing 2015).

Die Betreiber solcher VPPs produzieren dabei nicht selbst den Strom, sondern stellen Zwischenhändler (Intermediaries) dar, die im Auftrag sogenannter Prosumers deren erzeugten Strom an den Märkten handeln (Hillemacher, et al. 2013). Diese Kunden zeichnen sich dadurch aus, dass sie nicht mehr nur Strom verbrauchen, sondern selbst erzeugen und gegebenenfalls auch speichern können. In der Realität können dies beispielsweise private Haushalte mit erneuerbarer Erzeugung und Batteriespeicher, Projektentwickler von Windparks, oder Krankenhäuser mit Notstromgeneratoren sein (Energy Awards 2014). Da der Großteil der Erzeuger kein Wissen über das Direktmarketing oder den Flexibilitätshandel besitzt, ist er auf Direktvermarkter als Zwischenhändler angewiesen. Seuken, Jain und Parkes (2010) argumentieren, dass in Fällen, in denen Nutzer im Alltag an Märkten teilnehmen, ohne darin Experten zu sein, die Komplexität dieser Märkte nicht sichtbar und die Interaktion mit den Nutzern reibungslos sein sollte („Hidden Market Design“). Da dies bei vielen Erzeugern der Fall ist, ist es sinnvoll, die Nutzer nicht über die komplexen Details des Stromhandels zu informieren, sondern die Verantwortung hierfür an professionelle Zwischenhändler zu delegieren (Dauer, vom Scheidt und Weinhardt 2016). Aus Marktsicht nehmen die Anlagenbesitzer deshalb in Realität die Rolle des „passiven“ Erzeugers ein, wohingegen die Zwischenhändler die eigentlichen neuen aktiven Akteure am Markt sind. Ein weiterer Grund für die Existenz von Aggregatoren sind die regulatorischen Mindestmengen, ab denen Kraftwerke am Handel teilnehmen dürfen. So schreibt das Gesetz in Deutschland für die Teilnahme am Sekundärregelleistungsmarkt eine Mindestleistung von 5 Megawatt vor. Einzelne kleine Kraftwerke können diese Leistung nicht alleine bereitstellen und somit ihre Flexibilität nicht am Markt anbieten. Durch Aggregation in einem virtuellen Kraftwerk können die regulatorischen Voraussetzungen erfüllt werden.

Durch umfassende Angebote, welche die Installation, den Netzanschluss, das Abwickeln rechtlicher Formalitäten, Finanzierungsmodelle und das konstante Monitoring beinhalten, minimieren VPP-Betreiber den Aufwand ihrer Kunden noch weiter und senken so die Barriere der Anschaffung einer Anlage und die Teilnahme am Markt (Dauer, vom Scheidt und Weinhardt 2016). Auf diese Weise werden aus früher reinen Stromkonsumenten zunehmend sogenannte Prosumer, die gleichzeitig Strom produzieren, konsumieren und handeln (lassen).

Anzumerken ist hierbei, dass auch bestehende große (inter-) nationale EVU, Stadtwerke und Grünstromanbieter Direktvermarktung anbieten. Die Big 4 etwa managen jeweils einen erneuerbaren Kraftwerkspark zwischen 870 und 1.000 MW. Im Vergleich dazu verfügt Next Kraftwerke über ein Portfolio von 862 MW, die MVV Energie über 2.500 MW und der norwegische Staatskonzern und Branchenführer Statkraft Markets über 8.500 MW. Die Akteursstruktur unterscheidet sich also signifikant von der Situation bei konventionellen Kraftwerken. Besonders mittelgroße und internationale Unternehmen, die früh am Markt für Direktvermarktung oder Virtuelle Kraftwerke waren, habe heute große Marktanteile. Für eine detaillierte Analyse der Akteure, ihre Motivationen und Strategien in diesem Bereich wird auf Wassermann, Hauser et al. (2012) verwiesen.

3.2. Rekommunalisierung - Entstehung neuer Regionalversorger

Ein weiteres beobachtbares Phänomen ist die Rekommunalisierung. Dabei kaufen Städte und Gemeinden vormals privatisierter Netze und Versorgungsunternehmen von den Big 4 zurück. Diese Entwicklung hat dazu beigetragen, dass seit 2005 über 120 neue regionale Versorgungsunternehmen gegründet wurden, mit deutlich steigender Tendenz. Grundlagen für diese Entwicklung sind das Auslaufen vieler Konzessionen und das gesetzlich garantierte Recht auf kommunale Selbstverwaltung der Energieangelegenheiten. Die Aussicht, eigene politische Vorstellung leichter realisieren zu können, ist eine große Motivation für Städte und Gemeinden, die lokale Energieversorgung wieder zu übernehmen. Häufig können dabei zudem bestehende Schnittstellen zwischen Stadtwerken und Verwaltung effizient genutzt werden (Berlo und Wagner 2013).

[...]


[1] pwc (2015), Befragung von 72 Energieversorgungsunternehmen aus 50 Ländern

[2] E.ON, RWE, Vattenfall, EnBW, auch bekannt als die „Big 4“

[3] Engie SA, bis 2015 GDF Suez

[4] Basierend auf Entwicklung des Aktienkurses seit Januar 2006, Quelle: finanzen.net

[5] Veränderung des Spotmarktpreises (Day­Ahead). Berechnungen aus verschiedenen Quellen, gesammelt in (BMU / BMWi 2012)

[6] nur von Iberdrola bereits Daten für 2015 verfügbar

Ende der Leseprobe aus 29 Seiten

Details

Titel
Wandel der Akteursstruktur im deutschen und europäischen Strommarkt
Hochschule
Karlsruher Institut für Technologie (KIT)
Note
1,0
Autor
Jahr
2016
Seiten
29
Katalognummer
V335096
ISBN (eBook)
9783668249349
ISBN (Buch)
9783668249356
Dateigröße
1245 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Energiewirtschaft, Strommarkt, Energiemärkte, Strom, Energieversorger, Stadtwerke, Virtuelle Kraftwerke
Arbeit zitieren
Frederik vom Scheidt (Autor), 2016, Wandel der Akteursstruktur im deutschen und europäischen Strommarkt, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/335096

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