Analyse des Erdgasmarktes in Deutschland

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Problemstellung
1.2 Gang der Untersuchung

2 Grundlagen des Erdgasmarktes in Deutschland
2.1 Erdgasexploration
2.2 Angebotsseite: Entwicklung der Erdgasimporte
2.3 Der Grenzübergangpreiss für Erdgas
2.3.1 Definition
2.3.2 Entwicklung des Grenzübergangspreises für Erdgas
2.4 Die Nachfrageseite
2.4.1 Entwicklung des Primärenergieverbrauchs nach Energieträgern
2.4.2 Stromerzeugung
2.4.3 Endenergieverbrauch
2.4.4 Privathaushalt

3 Rahmenbedingungen des Erdgasmarktes in Deutschland
3.1 Rahmenbedingungen mit direktem Einfluss auf die Preisgestaltung im Erdgassektor
3.1.1 Erdgassteuer
3.1.2 Konzessionsabgaben
3.1.3 Durchleitungsgebühren
3.1.4 Zwischenfazit: Preiszusammensetzung
3.2 Rahmenbedingungen umweltpolitischer und technischer Natur im Bezug auf die Energiegewinnung
3.2.1 Emissionshandel
3.2.2 Kraft – Wärme – Kopplung
3.2.3 Gas- und Dampfturbinen – (Heiz-)Kraftwerke
3.2.4 Stromgestehungskosten

4 Die Marktstruktur in Deutschland: Unternehmen und ihre Marktmacht
4.1 Die Unternehmen
4.1.1 EnBW AG
4.1.2 VNG AG
4.1.3 Wingas GmbH
4.1.4 RWE AG
4.1.5 E.ON AG
4.2 Beurteilung der Marktmacht
4.2.1 Existenz von Marktmacht im Bereich der Netzinfrastruktur
4.2.2 Messung der Marktmacht bezüglich des Gasabsatzes

5 OAO Gazprom
5.1 Firmenstruktur und –politik
5.2 Die Globale Strategie von OAO Gazprom
5.2.1 Pipelinediversifizierung nach Europa
5.2.2 Markt- und Produktdiversifizierung
5.3 Gazprom Germania
5.4 Mögliche Marktzutrittszenarien in Deutschland
5.4.1 Erläuterungen zur Vorgehensweise
5.4.2 Bestimmung der Parameter
5.4.3 Strategieauswahl
5.4.3.1 Ausschlussverfahren
5.4.3.2 Strategie (G1,S1)
5.4.3.3 Strategien (G2,S1) und (G2,S2)
5.4.3.4 Kombinationen mit G
5.4.4 Zusammenfassung der Ergebnisse

6 Fazit

7 Anhang: Eigene Berechnungen
7.1 Eigene Berechnungen zu Kapitel 2.1
7.2 Eigene Berechnungen zu Kapitel 2.2
7.3 Eigene Berechnungen zu Kapitel 2.3
7.4 Eigene Berechnungen zu Kapitel 2.4.2
7.5 Eigene Berechnungen zu Kapitel 2.4.3
7.6 Eigene Berechnungen zu Kapitel 2.4.4
7.7 Eigene Berechnungen zu Kapitel 3.1.4
7.8 Eigene Berechnungen zu Kapitel 4.2.2

8 Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Durchschnittlicher Grenzübergangspreis ohne Erdgassteuer für die BRD

Abbildung 2: Bruttostromerzeugung in der BRD 1990 bis 2006 nach Energieträgern in Prozent

Abbildung 3: Anteil der Naturgase am Endenergieverbrauch aufgeteilt nach Sektoren für 1990 bis 2005

Abbildung 4: Zusammensetzung des Erdgaspreises in Prozent 1991 und 2006

Abbildung 5: Theoretische und tatsächliche Endpreisentwicklung

Abbildung 6: Spezifische Anschaffungskosten von Kraftwerken..

Abbildung 7: Auswirkungen der CO2-Zertifikatebelastung auf die Stromgestehungskosten

Abbildung 8: Mögliche strategische Kombinationen des Marktzutrittes

Abbildung 9: Wahrscheinlichster Pfad der strategischen Kombination des Marktzutritts

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Mehreinnahmen von Gazprom durch die Preiserhöhung in Weißrussland

Tabelle 2: Entwicklung der Erdgassteuer

Tabelle 3: Marktkonzentration Indexwert 1

Tabelle 4: Marktkonzentration Indexwert 2

Tabelle 5: Produktion und Export Russlands und Norwegens an die BRD - absolut

Tabelle 6: Produktion und Export Russlands und Norwegens an die BRD - Prozent

Tabelle 7: Anteil der Erdgaslieferungen am gesamten deutschen Import 2006.

Tabelle 8: Handelsbilanz Deutschland, EU15, EU 25 mit Russland 2002 bis 2006..

Tabelle 9: Durchschnittlicher Grenzübergangspreis 1991 bis 2007

Tabelle 10: Rohölpreisentwicklung WTI 1991 bis 2005

Tabelle 11: Bruttostromerzeugung in der BRD von 1990 bis 2006 nach ET / Struktur in %

Tabelle 12: Anteil der Naturgase am Endenergieverbrauch nach Sektoren für 1990 bis 2005

Tabelle 13: Durchschnittliche Wohneinheiten pro Gebäude in der BRD bis 1978

Tabelle 14: Entwicklung des GÜP und der Einflussfaktoren auf den Endpreis von 1991 bis 2006

Tabelle 15: Theoretische und tatsächliche Endpreisentwicklung von 1991 bis 2006

Tabelle 16: Index Gleichverteilung 1

Tabelle 17: Index Gleichverteilung 2

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

Als Kunden von Energieversorgungsunternehmen wundern wir uns mehr oder weniger täglich über die immer höher steigenden Kosten. Jeder, der schon einmal eine Nachzahlung tätigen musste, fragt sich jedoch, ob die Höhe der Preise gerechtfertigt ist. Hiervon sind nicht nur die Stromkunden, sondern auch die Hälfte der deutschen Haushalte - diejenigen mit einer Gasheizung - betroffen.^[1]

Pünktlich zum Jahreswechsel werden Meldungen über weitere Preiserhöhungen bekannt.^[2] Die Kunden können als Reaktion darauf entweder den Versorger wechseln, oder den Preiserhöhungen mit Hilfe eines schriftlichen Widerspruches entgegentreten.^[3] Inwieweit man allerdings von einem Wechsel profitieren kann, wenn alle Versorger die Preise erhöhen, sei jedoch dahingestellt. Spätestens an dieser Stelle stellt sich vielen die Frage, ob die Funktionsweise dieses Marktes, hier durch Absprachen zwischen den wenigen, großen Marktführern, beeinflusst wird.

Die Tatsache, dass Erdgas eine natürliche Ressource und erschöpfbar ist, findet in diesen Diskussionen leider wenig Beachtung. Obwohl Erdgas netzgebunden und somit der Erdgasmarkt nicht global ist, spielt hierbei die globale Nachfrage und das globale Angebot nach Öl die entscheidende Rolle. Durch die Ölpreisbindung spiegelt sich die enorme globale Nachfrage nach Öl auch in unseren Gaspreisen wieder.^[4]

In dieser Phase taucht nun ein weiterer Energiekonzern auf, welcher zumindest theoretisch die Gasbranche in Bewegung versetzten könnte. Inwieweit aber hier nun die wirtschaftlichen und politischen Entscheidungen miteinander kollidieren, ist nicht eindeutig. In der BRD entsteht verstärkt das Schreckenszenario, dass Gazprom ein politisch instrumentalisiertes Unternehmen sein könnte, welches die Versorgungssicherheit als Pfand bei politischen Verhandlungen einsetzen könnte. Betrachtet man die aktuellen Meldungen um den, durch Vladimir Putin empfohlenen, Präsidentschaftskandidaten Dmitrij Medvedev, welcher Vorsitzender des Gazprom-Aufsichtsrates^[5] ist, kann man die politische Nähe des Gaskonzerns zum Kreml nicht bestreiten.^[6] Obgleich man an dieser Stelle diese Situation noch nicht bewerten kann, stellt sich für den Endverbraucher grundsätzlich die Frage, ob Gazprom sich zum Retter in der Not, oder zu einem gierig agierender Unternehmen entwickeln wird. Dies hängt entscheidend auch von den gegeben Möglichkeiten der Preisgestaltung von Gazprom in Deutschland ab.

Die folgende Untersuchung nutzt die Gelegenheit, eine praxisnahe Analyse des deutschen Erdgasmarktes, unter dem Aspekt des bevorstehenden Marktzutrittes eines vertikal integrierten Global-Players sowie den damit verbundenen Folgen für den deutschen Endverbraucher, durchzuführen. Insbesondere durch den zeitnahen Vergleich der Ergebnisse dieser Arbeit mit der bevorstehenden Realität besteht die Möglichkeit, ein industrieökonomisches Modell auf die Praxistauglichkeit hin zu überprüfen. Aufgrund eingeschränkter Daten, vorgegebenem Umfang und der Besonderheit des Gasmarktes müssen jedoch Annahmen getroffen werden, welche im Verlauf der Untersuchung näher erläutert werden.

1.2 Gang der Untersuchung

Nachdem im ersten Abschnitt bereits die aktuelle Problemstellung aufgezeigt wurde, werden zum grundlegenden Verständnis im zweiten Abschnitt die ökonomischen Marktgegebenheiten erörtert. Hierbei gilt es aufzuzeigen, wie sich Angebots- bzw. Nachfragestruktur in der BRD in der Vergangenheit entwickelt haben. Aufgrund der im vorliegenden Fall außer Kraft gesetzten Marktmechanismen zur Preisfindung ist es unerlässlich, die Entstehung des Grenzübergangspreises an dieser Stelle gleichermaßen zu erläutern.

Der dritte Abschnitt stellt die fiskalpolitischen, umweltpolitischen und technischen Einflüsse dar, welche einerseits einen erheblichen Preisaufschlag bei den Endverbrauchern verursachen, anderseits Wettbewerbsvorteile gegenüber anderen fossilen Energieträgern erwirken bzw. noch erwirken könnten. In einem Zwischenfazit werden die erworbenen Kenntnisse bezüglich der Preiszusammensetzung gesammelt.

Nachdem im vierten Abschnitt die bedeutendsten Akteure der deutschen Gaswirtschaft präsentiert werden, wird schließlich der Fragestellung der Existenz von Marktmacht nachgegangen. Hierbei wird zwischen Netzinfrastruktur und Netzdienstleistung unterschieden.

Der fünfte Abschnitt, als Kern der Arbeit, analysiert einleitend die Firmenstruktur und die strategische Ausrichtung von OAO Gazprom, sowie ihre Marktaktivitäten in Deutschland. Anschließend werden, unter Berücksichtigung sämtlicher Erkenntnisse dieser Untersuchung, mögliche Marktzutrittsstrategien zuerst definiert und dann auf ihre Plausibilität untersucht. Hierbei wird jeweils auf die möglichen Folgen für die Endverbraucher hingewiesen.

Der sechste Abschnitt widmet sich abschließend einer zusammenfassenden Schlussbetrachtung des analysierten Themas unter Berücksichtigung der in der Arbeit gesammelten Ergebnisse.

2 Grundlagen des Erdgasmarktes in Deutschland

2.1 Erdgasexploration

Die Analyse des Erdgasmarktes in Deutschland erfordert als erstes die Untersuchung der heimischen Naturgasgewinnung.^[7] Hieraus geht hervor, dass diese zwischen den Jahren 1990 und 2005 ihren Output um 14,08% erhöhen konnte. Da in diesem Sektor der Primärenergieverbrauch im gleichen Zeitraum um 41,75% ebenfalls zugenommen hat, fiel der Anteil der Primärenergiegewinnung am Primärenergieverbrauch von 24,4% im Jahre 1990 auf 19,3% im Jahre 2005 zurück. Für die Zukunft ist von einem weiterhin fallenden Inlandsanteil auszugehen.^[8]

2.2 Angebotsseite: Entwicklung der Erdgasimporte

Um qualifizierte Aussagen bezüglich der Angebotsseite treffen zu können, müssen sowohl die Herkunft als auch die Menge des importierten Erdgases in die Bundesrepublik Deutschland über einen repräsentativen Zeitraum untersucht werden. Hierzu werden sowohl die Datensätze des BMWi^[9] als auch die der IEA^[10] analysiert. Hieraus geht hervor, dass der Erdgasimport in die BRD in den Jahren 1990 bis 2006 um 77,21% zugenommen hat. Zu den bedeutendsten Lieferanten gehören Russland und Norwegen. Russland konnte in diesem Zeitraum seinen Absatz in die BRD um 50,41% auf 1.475.505TJ erhöhen, wobei Norwegen seinen Absatz um 218,07% auf 1.069.246TJ steigern konnte. Russland trägt folglich mit 41,93% (gefolgt von Norwegen mit 30,38%) den größten Anteil der Erdgaslieferungen in die BRD. Vergleicht man weiterhin die Liefermengen dieser Länder an die BRD mit der Produktion und ihrem gesamten Export, so kann für das Jahr 2004 folgendes festgehalten werden:

- Norwegen exportierte 93,68% seiner Produktion, davon 33,83% in die BRD.
- Russland exportierte 31,78% der Produktion, davon 19,48% in die BRD.

Gemessen an der eigenen inländischen Produktion lieferte Norwegen somit einen Anteil von 31,69% des geförderten Erdgases an die BRD, wogegen Russlands Anteil mit „nur“ 6,19% beziffert werden kann. Die hohe Diskrepanz in Bezug auf Russland (einerseits ein sehr hoher Anteil an deutschen Erdgaslieferungen mit 41,93%, anderseits die geringe Exportmenge in die BRD gemessen an der Produktion mit 6,19%) könnte viele Kritiker an der zukünftigen Versorgungssicherheit der BRD mit Erdgas zweifeln lassen. Zudem tragen Vorfälle wie jüngst in der Ukraine und Weisrussland zur allgemeinen Verunsicherung bei.^[11]

Aus spieltheoretischer Sich kann man auf den ersten Blick diese Befürchtungen sogar bestätigen, denn wenn eine „erpresserische“ Handlung mehr Gewinn erbringen würde, als es aus den Erdgaslieferungen möglich wäre, so würde man diese „erpresserische“ Handlung bevorzugen. Leider werden hierbei wichtige Einflussfaktoren nicht berücksichtigt. Abgesehen von der Dauer dieser Energiekrise, die auf den Periodengewinn einen fundamentalen Einfluss haben würde, wird auch eine mögliche Reaktion der EU-Staaten bei diesem „Spiel“ nicht einkalkuliert.^[12] So könnte eine gemeinsame Außenpolitik der EU-Staaten Russland erheblich stärker treffen, als es von der „Erpressung“ profitieren könnte. Betrachtet man ferner die Handelsbilanz Russlands mit der der BRD, der EU15 und der EU25, so stellt man fest, dass diese durchweg (2002 bis 2006) zunehmend positiver Natur sind^[13]:

- BRD: 5.890.475.000 €
- EU15: 46.600.919.451 €
- EU25: 65.078.749.035 €

Eine Betrachtung der Exportstruktur Russlands für das Jahr 2006 (2005), zeigt auf, dass 56,6% (55,2%) der Exporteinnahmen aus dem Handel mit der EU25 resultieren. Der Anteil des Sektors Energiesparte / -stoffe betrug hierbei 65,2% (64,0%).^[14]

Ein beabsichtigter Lieferstopp von Erdgas an die BRD, um Einfluss auf die politische Souveränität ausüben zu können, könnte im Extremfall ein wirtschaftliches Embargo der EU gegen Russland hervorrufen. Dies würde nicht nur zu immensen Schwierigkeiten auf politischer Ebene führen, sondern auch erheblichen Devisenverluste für Russland nach sich ziehen. Aus oben genannten Gründen ist es daher sehr unwahrscheinlich, dass Russland die Erdgaslieferungen aus politischen Gründen in die BRD bzw. EU einstellen würde.

Wieso aber Russland bzw. Gazprom den Konflikt mit Ukraine und Weißrussland nicht gescheut und einen erheblichen Imageverlust in Kauf genommen hat, wird anhand folgender Tabelle ersichtlich:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Mehreinnahmen von Gazprom durch die Preiserhöhung in Weißrussland

Quelle: Vgl. Powernews (2007), online; Russland.RU (2007), online; Russland.RU (2005a), online; VDI-Nachrichten (2007), S. 8.

Der Grund dieses Handelns liegt primär (politische Gründe werden nicht gänzlich ausgeschlossen) in der ökonomischen Beurteilung der Mehreinnahmen aus diesem Handeln. Diese werden sich alleine durch die Preiserhöhung^[15] in Weißrussland auf ca. 1.056.020.000US-$ pro Jahr belaufen.

2.3 Der Grenzübergangpreis für Erdgas

2.3.1 Definition

„Durch die Auswertung der Einfuhrkontroll- und Intrastat-Meldungen ergibt sich ein Gesamtwert für Erdgaszugänge aus russischem, niederländischen, norwegischen, dänischen und britischen Fördergebieten. Teilt man diesen Gesamtwert durch die eingeführte Erdgasmenge (in TJ), erhält man den so genannten Grenzübergangspreis in Euro pro TJ. Der Grenzübergangspreis zeigt den Wert der Ware an der deutschen Grenze. Nicht enthalten ist z.B. die deutsche Erdgassteuer“^[16]

An dieser Stelle muss erwähnt werden, dass eine genaue Differenzierung der Preise nach Herkunftsländern in der vorliegenden Untersuchung aufgrund nichtvorhandener Datensätze leider nicht durchführbar ist.^[17]

2.3.2 Entwicklung des Grenzübergangspreises für Erdgas

Bei der Preisgestaltung für Erdgaskunden spielt der Grenzübergangspreis, neben den Steuer- und Konzessionsabgaben, Netzendgelten, sonstigen Kosten und der Gewinnmarge für die Unternehmen, eine bedeutende Rolle. Wie anhand der folgenden Grafik veranschaulicht wird, ist der Grenzübergangspreis für Erdgas seit 1999 beinah unaufhaltsam gestiegen. Die Preiserhöhung von 0,60ct/kWh (1999) auf 2,08ct/kWh (2007) entspricht einem Anstieg um 246,56%.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Durchschnittlicher Grenzübergangspreis ohne Erdgassteuer für die BRD

Quelle: BMWi (2007a), online; Kap. 7.3.

Die Entwicklung des Grenzübergangspreises für Erdgas hängt entscheidend mit der Entwicklung des Rohölpreises auf dem Weltmarkt zusammen. Hierfür ist die Art und Weise der Preisgestaltung in den vertraulichen, längerfristigen Verträgen zwischen den gasexportierenden und –importierenden Gesellschaften relevant. Der vereinbarte Preis setzt sich aus einem festen Bestandteil, dem Leistungspreis, und aus einem variablen Bestandteil, dem Arbeitspreis, zusammen. Der Arbeitspreis ist in der Regel über eine Preisgleitformel an den Rohölpreis gebunden und kann in vereinbarten Zeitabständen angepasst werden.^[18] Der Leistungspreis wird ebenfalls periodisch, allerdings in längeren Zeitabständen, nach dem Prinzip der Anlegbarkeit, angepasst.^[19]

2.4 Die Nachfrageseite

2.4.1 Entwicklung des Primärenergieverbrauchs nach Energieträgern

Die Struktur des Primärenergieverbrauches hat sich in den letzten Jahren essentiell verändert. So betrug der Anteil des Erdgases am Primärenergieverbrauch im Jahr 1990 erst 15,4% und lag somit hinter den Anteilen von Mineralöl (35,1%), Braunkohle (21,5%) und Steinkohle (15,5%). Im Jahre 2006 betrug der Anteil des Erdgases bereits 22,8% (Tendenz steigend). Mit Ausnahme von Mineralöl (35,7%) sanken die Anteile der restlichen fossilen Brennstoffe am Primärenergieverbrauch im selben Jahr auf 10,9% bei Braunkohle und 13,0% bei Steinkohle. Der Primärenergieverbrauch hat sich für die BRD in dem besagten Zeitraum insgesamt nur unwesentlich verändert.^[20]

2.4.2 Stromerzeugung

Untersucht man die Bruttostromerzeugung in der BRD nach Energieträgern in der Zeitperiode von 1990 bis 2006, so wird auch hier der steigende Bedarf an Erdgas deutlich. So ist der Einsatz der Braunkohle signifikant gesunken, und auch die tendenzielle Relevanz der Steinkohle folgt einem abnehmenden Trend. Die Stromerzeugung aus der Kernenergie ist zwar immer noch führend, wird aber voraussichtlich aufgrund der Gesetzgebung (Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität vom 22. April) langfristig nicht von Belangen sein. Somit könnte und müsste Erdgas seine wachsende Bedeutung auch in der Stromerzeugung weiterhin ausbauen, solange die führenden regenerativen Stromerzeuger nicht in der Lage sind, Elektrizität auch bei Windstille bzw. Dunkelheit zu liefern.^[21]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Bruttostromerzeugung in der BRD 1990 bis 2006 nach Energieträgern in Prozent

Quelle: Vgl. AG Energiebilanzen e.V. (2007b), online; Kap. 7.4.

*Einschließlich Erzeugung in Pumpspeicherkraftwerken

2.4.3 Endenergieverbrauch

Eine Betrachtung des Endenergieverbrauches nach Sektoren ermöglicht eine detaillierte Einsicht in die Verbrauchstruktur und dessen Entwicklung bezüglich der Naturgase. Folgende Grafik veranschaulicht die Veränderungen:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Anteil der Naturgase am Endenergieverbrauch aufgeteilt nach Sektoren für 1990 bis 2005

Quelle: Vgl. AG Energiebilanzen e.V. (2007a), online; Kap. 7.5.

Der Anteil der Naturgase am Endenergieverbrauch des Sektors Gewerbe, Handel und Dienstleistungen^[22] lag im Jahr 2005 bei 34,1% und ist somit seit 1990 um 125,28% gewachsen. Im Bereich der Industrie konnte Naturgas im Gegensatz zur Kohle^[23] und Heizöl seine Position weiterhin auf 32,3% ausbauen (+ 34,58%). Genauso wuchs im Sektor Haushalt der Anteil auf 38,9% (+63,45%), wobei hier insbesondere die Anteile von Braunkohle und Heizöl immens abgenommen haben. Nicht berücksichtigt wurde der Sektor Verkehr, da dem Gasverbrauch hier eine periphere Bedeutung zukommt (0,1%).^[24]

2.4.4 Privathaushalt

Betrachtet man den Sektor der privaten Haushalte und dessen Struktur am Endenergieverbrauch so stellt man fest, dass 75% des Verbrauchs im Jahre 2005 an die Erzeugung von Raumwärme entfielen. Hierbei spielt Gas mit 32,8% (Öl 22,0%) am Endenergieverbrauch die entscheidendste Rolle. Weitere Anwendungsbereiche im Haushalt sind mit

- 11,5% Warmwasser (aufgrund der vorliegenden Daten ist eine genaue Aufspaltung nach Energieträgern hier nicht möglich)
- 4,5% sonstige Prozesswärme (davon Öl 0%, Gas 0,6%, Strom 3,6%)
- 7,5% mechanische Energie (davon Strom 7,4%)
- 1,5% Beleuchtung (aufgrund der vorliegenden Daten ist eine genaue Aufspaltung nach Energieträgern hier nicht möglich).^[25]

Durch eine genauere Aufspaltung der Wohneinheiten nach Beheizungsart und Einteilung in die Gruppen Bestand, Neubau und Renovierung kommt man zu folgenden Ergebnissen:

Bestand - Der Bestand der Wohneinheiten in Deutschland betrug im Jahr 2002 35.127.700. Davon wurden 16.750.400 (47,68%) Wohneinheiten mit Gas beheizt und 11.177.100 (31,82%) mit Heizöl.^[26]

Neubau - Bei der Untersuchung der Bautätigkeitsstatistik der letzten Jahre auf die vorwiegend verwendete Heizenergie in Wohneinheiten offenbart sich, dass der Anteil der Gasheizungen bei genehmigten Wohneinheiten im Jahr 2005 bei 74,05% (2002: 75,81%) und bei fertig gestellten Wohneinheiten im Jahr 2005 bei 74,40% (2002: 74,23%) lag. Die Betrachtung der Datensätze für die Jahre 2002 bis 2005 ergibt, dass Gas seine Spitzenstellung zwar halten kann, der höchstmögliche Anteil auf diesem Gebiet aber anscheinend erreicht ist. Langfristig gesehen sollte auf dem Gebiet der Neubauten der Markt für Wärmepumpen^[27] beobachtet werden (genehmigte Wohneinheiten 2002: 2,11%, 2005: 5,40%).^[28] Aufgrund der geringen Bautätigkeit in Deutschland (der Anstieg an Gasheizungen im Jahr 2005 gemessen am absoluten Wohneinheitenbestand betrug ca. 0,49%)^[29] sind die meisten Zuwächse der Gasheizung auf die Modernisierung zurückzuführen.^[30]

Modernisierung - Mit dem Inkrafttreten der Energieeinsparverordnung (EnEV) am 01. Februar 2002 mussten alle Heizkessel, die vor dem 01. Oktober 1978 installiert wurden, bis spätestens 31. Dezember 2006 ausgetauscht bzw. außer Betrieb genommen werden (Ausnahmen siehe EnEV).

Um die daraus resultierenden Folgen für die Gasheizung rechnerisch bestimmen zu können, wird hier ein Näherungswert berechnet, dem folgende Daten zugrunde gelegt werden:

- Aufgrund der Altersstruktur der Feuerungsanlagen wird angenommen, dass 548.800 Ölheizungen und 208.500 Gasheizungen in unmittelbarer Zukunft (1 bis 3 Jahre) ausgetauscht werden müssen.^[31]
- Aufgrund einer Verbraucherumfrage von EMNID wird davon ausgegangen, dass 26,8% der „Ölheizer“ zu Erdgas wechseln würden. Weitere 16,4% würden dieses ebenfalls unter zur Hilfenahme eines Förderprogramms verwirklichen (z.B. eine Preissenkung für Gas, Finanzierung oder Beteiligung an Umstellkosten). Die Wahrscheinlichkeit eines solchen Förderprogramms wird hier in dieser Arbeit mit 50% angesetzt. Daraus resultiert eine Wechslerquote von 0,268 + 0,5*0,164 = 0,35.^[32]
- Die Anzahl von Wohneinheiten in einem Gebäude Baujahr vor 1978 wird mit einem Näherungswert von 5,86 bestimmt.^[33]

Aufgrund dieser Annahmen resultiert ein Näherungswert von 1.125588,8 Wohneinheiten^[34], welche aufgrund der Modernisierung ihren Betrieb auf Gasheizung umstellen würden. Unter Bezug der absoluten Wohneinheiten in der BRD im Jahr 2005 ergibt sich somit hier eine Erhöhung um 2,87%.^[35] Unterstellt man hierbei eine Modernisierungsdauer von drei Jahren, so ist der Anteil mit 0,96% pro Jahr immer noch beinah doppelt so hoch wie bei den fertig gestellten Neubauten mit 0,49%.

3 Rahmenbedingungen des Erdgasmarktes in Deutschland

3.1 Rahmenbedingungen mit direktem Einfluss auf die Preisgestaltung im Erdgassektor

3.1.1 Erdgassteuer

Bereits seit 1879 existieren in Deutschland Abgaben auf Energieerzeugnisse, welche in der Anfangszeit jedoch nur in Form eines „Petroleumzolls“ für eingeführte Mineralöle erhoben wurden. Die erste Mineralölsteuer wurde 1930 eingeführt und diente als Ausgleichzahlung für Mineralöle aus dem Ausland, deren Zollbelastung aufgrund der Weltwirtschaftskrise stark erhöht wurde. Im Laufe der Jahre entwickelte sich die Mineralölsteuer zu einer reinen Finanzsteuer, und mit dem steigenden Finanzbedarf des Staates dehnte sie sich auf weitere Steuergegenstände aus. Am 01. April 1999 trat das Gesetz zum Einstieg in die Ökologische Steuerreform in Kraft, welches eine Änderung folgender Faktoren nach sich zog^[36]:

- Der Faktor Energie wurde durch eine steuerliche Verteuerung von Kraft- und Heizstoffen und Strom belastet, um dadurch Anreize zum Energiesparen zu setzen.
- Im Gegenzug wurde der Faktor Arbeit durch eine Senkung des Beitragsatzes in der Rentenversicherung mit dem erzielten Steueraufkommen entlastet, um für bessere Rahmenbedingungen für den Arbeitsmarkt zu sorgen.

Folgende Tabelle stellt die Entwicklung der Erdgassteuer dar. Die Erhöhungen seit dem 01. April 1999 sind ausschließlich der Ökologischen Steuerreform zuzuordnen:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2: Entwicklung der Erdgassteuer

Quelle: Vgl. Bundesministerium der Finanzen (2006), S. 4.

3.1.2 Konzessionsabgaben

Seit dem 1. Januar 1992 gilt die Verordnung für Konzessionsabgaben für Strom und Gas. Diese regelt Zulässigkeit und Bemessung der Zahlung von Konzessionsabgaben an Gemeinden und Landkreise. Hierbei wurden Höchstbeträge je Kilowattstunde festgelegt, wobei sich diese einerseits nach der Einwohnerzahl, anderseits nach Art des Verbrauches (Kochen und Warmwasser, sonstige Tariflieferungen) richten. Für sonstige Tariflieferungen gelten für Erdgas folgende Konzessionsabgaben^[37]:

- bis 25.000 Einwohner 0,22 Cent
- bis 100.000 Einwohner 0,27 Cent
- bis 500.000 Einwohner 0,33 Cent
- über 500.000 Einwohner 0,40 Cent
- Sondervertragskunden^[38] 0,03 Cent

Da die Konzessionsabgaben für Städte und Gemeinden eine bedeutende Einnahmenquelle darstellen^[39], wird an dieser Stelle davon ausgegangen, dass hierbei auch der höchstmögliche Betrag zur Anwendung kommt. Aufgrund der Vielzahl der Gemeinden und der Unverhältnismäßigkeit der Evaluierung einer durchschnittlichen Konzessionsabgabe in Deutschland wird in dieser Arbeit der Wert von 0,4 Cent/kWh zugrunde gelegt.

3.1.3 Durchleitungsgebühren

Mit dem Inkrafttreten des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) am 13.07.2005 sollte eine sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas gewährleistet werden. Dabei sollte die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze für einen unverfälschten Wettbewerb zwischen den Anbietern sorgen. Hierfür wurde die Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post in die Bundesnetzagentur umbenannt. Zu ihren Aufgaben gehört die Weiterentwicklung im Bereich der Elektrizitäts-, Gas-, Telekommunikations-, Post- und Eisenbahnstruktur durch Liberalisierung und Deregulierung.^[40] Dieses beinhaltet auch die Kontrolle der von den Energieversorgungsunternehmen erhobenen Netznutzungsentgelte.^[41]

Da die rechnerische Bestimmung der Netzentgelte unveröffentlichte sensible Unternehmensdaten erfordern würde, ist ihre Ermittlung an dieser Stelle nicht möglich.^[42] Ein punktueller Vergleich der Netzentgelte scheint unter anderem aufgrund der zusätzlichen vorgelagerten Transportkosten nicht repräsentativ, weshalb er in dieser Untersuchung nicht zum Einsatz kommen soll.

3.1.4 Zwischenfazit: Preiszusammensetzung

Mit Hilfe der ermittelten Daten lässt sich trotz allem eine Preiszusammensetzung für Haushalte bestimmen. Durch die Rückwärtsinduktion anhand des Erdgaspreises abzüglich der MWSt^[43], der Erdgassteuer, der Konzessionsabgaben^[44] und des Grenzübergangspreises kann rechnerisch ein gemeinsamer Wert für Netzentgelte, sonstige Kosten^[45] und die Gewinnmarge der Unternehmen bestimmt werden. Anhand der folgenden zwei Diagramme wird deutlich, wie sich die Preiszusammensetzung zwischen den Jahren 1991 und 2006 prozentual verändert hat. Man stellt fest, dass die steuerliche Belastung beinahe gleich geblieben ist. Die hervorstechenden Veränderungen betreffen den steigenden Anteil des Grenzübergangspreises einhergehend mit dem fallenden Anteil der Erdgasversorger. An dieser Stelle wird nochmals ausdrücklich darauf hingewiesen, dass aus diesen Daten keinerlei Rückschlüsse auf die Gewinnmargen der Unternehmen gezogen werden können. Ferner kann hier nicht auf die Effizienz steigernden und inflatorischen Entwicklungen eingegangen werden:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Zusammensetzung des Erdgaspreises in Prozent 1991 und 2006

Quelle: Vgl. BMWi (2007b), online, Tab. 26: Entwicklung von Energiepreisen und Preisindizes; Kap. 2.3.2; Kap. 3.1.1; Kap. 3.1.2; Kap. 3.1.3; Kap. 7.7.

Wie bereits erwähnt kann an dieser Stelle keine Aussage über die absolute Genauigkeit der Höhe der Netzentgelte, sonstiger Kosten und der Gewinnmarge der Unternehmen getroffen werden. Gleichwohl besteht die Möglichkeit zur Untersuchung der Endpreismodifikation im Bezug auf die anteilige Änderung der eingesetzten Einflussfaktoren (Grenzübergangspreis und Steuern). Eine solche Analyse ermöglicht die Aufdeckung überproportionaler Preiserhöhungen oder unterproportionaler Preissenkungen seitens der Energieunternehmen. Die folgende Grafik fasst die resultierenden Ergebnisse aus den Berechnungen in Kap. 7.7 zusammen. Bis auf Abweichungen in den Jahren 1992, 1999 und 2001 werden die Preiserhöhungen und Preissenkungen der Einflussfaktoren von den Energieunternehmen annähernd eins zu eins an den Endverbraucher weitergegeben:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Theoretische und tatsächliche Endpreisentwicklung

Quelle: Vgl. Kap. 7.7.

3.2 Rahmenbedingungen umweltpolitischer und technischer Natur im Bezug auf die Energiegewinnung

3.2.1 Emissionshandel

Die Grundidee des Emissionshandels beruht auf der monetären Bewertung der Nutzung natürlicher Ressourcen. Der Ausstoß von Treibhausgas-Emissionen stellt aus Sicht des Klimaschutzes einen solchen Verbrauch natürlicher Ressourcen dar. Der Verursacher muss im Emissionshandel über eine entsprechende Berechtigung (Emissionszertifikate) verfügen.^[46] Der Nationale Allokationsplan (NAP) ist das Kernstück des Emissionshandels. Er wird auf Basis der nationalen Zusagen von jedem Mitgliedstaat entwickelt und der EU zur Genehmigung vorgelegt. Im NAP sind die Gesamtmengen der zuzuteilenden Emissionsrechte sowie die Zuteilungsmodalitäten für die zur Teilnahme verpflichteten Anlagen festgelegt.^[47] Die Emissionsberechtigungen werden zwischenzeitlich auf börslichen Marktplätzen wie der EEX-Leipzig, sowie außerbörslichen Handelsplattformen, über Broker, Banken oder direkt zwischen den Unternehmen gehandelt.^[48] Wird die Menge der zu handelnden Emissionen allerdings zu hoch angesetzt, sinkt der Preis so weit ab, dass die gewünschte Wirkung verpuffen könnte.^[49]

[...]

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^[1] Vgl. Statistisches Bundesamt (2007), S. 137.

^[2] Vgl. Spiegel Online (2007b), online.

^[3] Näheres findet sich unter: www.verivox.de.; www.verbraucherzentrale.de.

^[4] Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2007), S. 2; 4;19-21.

^[5] Vgl. OAO Gazprom (2007g), online.

^[6] Vgl. Der Tagesspiegel (2007), online.

^[7] Die zugrunde liegende Daten gehen hier von Naturgasen aus (Erdgas, Erdölgas und Grubengas). Eine genauere Aufspaltung ist aufgrund fehlender Datensätze nicht möglich.

^[8] Vgl. BMWi (2007b), online, Tab. 3, Tab. 4; Kap. 7.1.

^[9] Vgl. BMWi (2006), online, Blatt: Imports; Kap. 7.2.

^[10] Vgl. IEA (2007a), online; IEA (2007b), online; Kap. 7.2.

^[11] Vgl. Financial Times Deutschland (2006a), online; Financial Times Deutschland (2006b), online; Financial Times Deutschland (2006c), online.

^[12] Vgl. zum Thema Trigger-Strategie Holler, M./Illing, G. (2005), S. 138ff.

^[13] Vgl. Eurostat (2007),online, Tabelle Handelsbilanz Russland; Kap. 7.2.

^[14] Vgl. Ministry of Trade and Economic Development (2007), online.

^[15] Eigentlich sollte hier von einer schrittweisen Anpassung an das europäische Niveau gesprochen werden. Vgl. auch Powernews (2007), online.

^[16] Vgl. BMWi (2006), online.

^[17] Vgl. BAFA (2006), S. 1.

^[18] Vgl. MWV (2007), online: Ein Vergleich der Preissteigerung für Erdgas und Rohöl (WTI) ergibt nach Berücksichtigung der Anpassungszeit für Erdgas folgende Werte: Rohöl von 1998 bis 2005 um + 293,67%, Erdgas von 1999 bis 2006 um + 254,64%. Vgl. auch Kap. 7.3.

^[19] Das Prinzip der Anlegbarkeit besteht darin, dass die Kosten des Endproduktes (hier: Wärme oder Strom) für alle Konkurrenzbrennstoffe gleich sein müssen. Da die Kapitalkosten, Betriebskosten und Umweltschutzmassnahmen i.d.R. für Erdgasanlagen günstiger ausfallen, ergibt sich ein höherer Spielraum für Erdgaskosten gegenüber den Brennstoffkosten der Konkurrenz. Wichtig bei der Berechnung des anlegbaren Preises sind die unterschiedlichen Wirkungsgrade der Anlage. Folgende Beispielrechnung macht dies deutlich:

Gegeben sei der Anlagenwirkungsgrad von 88% bei Heizöl sowie von 90% bei Erdgas. Der Wärmepreis für Heizöl beträgt 35€/MWh, woraus sich ein anlegbarer Preis für Erdgas von 40€/MWh ableitet. Tritt nun eine Preissteigerung von Heizöl um 10 €/MWh (28,57%) in Kraft, so beträgt der Erdgaspreis bei gleichprozentiger Steigerung 40*1,2857 = 51,43€/MWh. Der anlegbare Erdgaspreis beträgt dagegen nur 40 + 10*90/88 = 50,23€/MWh.

Eine gleichprozentige Steigerung des Erdgaspreises in einem Wettbewerbsmarkt wäre mit hohen Risiken verbunden, da viele Industriekunden Kessel mit Zweistoffbrennern besitzen und ein Wechsel auf den Konkurrenzbrennstoff leicht vollziehbar wäre. Neukunden besitzen ohnehin diese Möglichkeit. Vgl. Panos, K. (2007), S.16-19.

^[20] AG Energiebilanzen e.V. (2007c), Tabelle PEV-D.

^[21] Fachhochschule Dortmund (2007), online.

^[22] Dies schließt militärische Dienststellen mit ein.

^[23] Sowohl Stein- als auch Braunkohle.

^[24] AG Energiebilanzen e.V. (2007a), online.

^[25] Vgl. BMWi (2007b), online, Tab. 7.

^[26] Vgl. Statistisches Bundesamt (2007), S. 137.

^[27] Vgl. Glen Dimplex Deutschland GmbH (2007), online.

^[28] Vgl. Statistisches Bundesamt (2003), online; Statistisches Bundesamt (2004), online; Statistisches Bundesamt (2005), online; Statistisches Bundesamt (2006b), online, jeweils Tab. 2.2.6-D, 3.2.6-D.

^[29] Vgl. Statistisches Bundesamt (2006a), S. 46; Kap. 7.6.

^[30] Vgl. BGW (2007a), online.

^[31] Vgl. Bundesverband des Schornsteinfegerhandwerks – Zentralinnungsverband (2007), S. 14.

In dieser Arbeit werden keine Abrisstätigkeiten sowie der Wechsel von Erdgasheizungen auf alternative Heizmöglichkeiten berücksichtigt.

^[32] Vgl. Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft e.V. (2003), online.

^[33] Vgl. Statistisches Bundesamt (2006a), S. 285; Kap. 7.6.

^[34] Vgl. Kap. 7.6.

^[35] Vgl. Statistisches Bundesamt (2006a), S. 46.

^[36] Vgl. Bundesministerium der Finanzen (2007), online; Bundesministerium der Finanzen (2006), S. 1.

^[37] Vgl. Verordnung über Konzessionsabgaben für Strom und Gas, § 2: Bemessung und zulässige Höhe der Konzessionsabgaben, in: DStGB (2006), S. 14.

^[38] Vgl. DStGB (2006), S. 13: „Konzessionsabgabenrechtlich gelten Gaslieferungen bis zu einer jährlichen Liefermenge von 8000kWh sowohl an einen Tarif- als auch an einen Sonderkunden als Lieferungen an Tarifkunden. Für die darüber hinausgehende Liefermenge an denselben Kunden ist lediglich die Konzessionsabgabe für Sondervertragskunden zu entrichten.“

^[39] Vgl. DStGB (2006), S. 11.

^[40] Vgl. Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (2006), online.

^[41] Vgl. Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (2005), online. Die Regulierungsaufgaben obliegen der jeweiligen Landesregulierungsbehörde, soweit an dem Energieversorgungsunternehmen an deren Elektrizitäts- oder Gasnetz jeweils weniger als 100.000 Kunden angeschlossen sind und deren Verteilernetz nicht über das Gebiet eines Bundeslandes hinausreicht.

^[42] Vgl. Panos, K. (2007), S. 363 und persönliche E-Mail vom Verbraucherservice der Bundesnetzagentur vom 31. Juli 2007.

^[43] Vgl. BMWi (2007b), online: Tab. 26: Entwicklung von Energiepreisen und Preisindizes.

^[44] Hierbei wird der maximale Wert von 0,40 Cent/kWh angenommen.

^[45] Die sonstigen Kosten entsprechen den Gesamtkosten abzüglich der Beschaffungskosten (Grenzübergangspreis).

^[46] Vgl. Deutsche Emissionshandelsstelle DEHSt (2007), online.

^[47] Vgl. für ausführlichere Informationen zum NAP und Zuteilungsgesetz 2012 die Homepage des Bundesministeriums für Umwelt www.bmu.de.

^[48] Vgl. Panos, K. (2007), S. 91.

^[49] Vgl. EEX (2007a), online.