Elektrizitätsmarkt

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Der liberalisierte Energiemarkt beschreibt den Markt der leitungsgebundenen Energieversorgung durch die Energieversorgungsunternehmen mit Strom und Erdgas, bei dem möglichst viele Teile der Lieferkette dem freien Wettbewerb unterliegen. Über den Wettbewerb sollen die Verbraucher zu den günstigsten Konditionen marktgerecht versorgt werden. Die für die Versorgung benötigten Versorgungsnetze können nicht sinnvoll dem Wettbewerb unterzogen werden. Hier hat der jeweilige Netzbetreiber eine Monopolstellung. Damit der Netzbetreiber seine Monopolstellung nicht zu seinen Gunsten ausnutzt, werden die Entgelte für die Nutzung der Netze (Netznutzungsentgelte) staatlich reguliert.

Stromhandel in Europa

Der Handel mit Strom hat in Europa eine lange Tradition. Hand in Hand mit dem Fortschritt in der Nutzung elektrischer Energie hat sich auch der Stromhandel entwickelt. Als die Märkte noch monopolistisch strukturiert waren, diente der Handel mit Elektrizität zwischen den rund 50 bis 60 Versorgern primär der sicheren Selbstversorgung in ihren Einzugsgebieten. Die vorwiegend lokale und nationale Ausrichtung zeigt sich noch heute in den Versorgungsnetzen: Obwohl das europäische Stromnetz wie ein einzelner Organismus aussieht, besteht es in Wirklichkeit aus acht verschiedenen Regionen, deren physische Engpässe an den Grenzen ein einheitliches Stromnetz («europäische Kupferplatte») und eine länderübergreifende Liberalisierung des Strommarkts behindern. Bis es ein paneuropäisches Stromnetz ohne Grenzen und Engpässe gibt, dürften noch Jahrzehnte vergehen.

Die folgende Tabelle zeigt den Import und Verbrauch von elektrischer Energie (in GWh) im Jahr 2005. Quelle: Eurostat^[1] Die Zeilen der Tabelle lassen sich durch einen Klick auf die Kästchen sortieren.

Staat	Import	Gesamter Nettostromverbrauch	Bemerkung
Luxemburg	3.260	6.158
Lettland	2.148	5.701
Ungarn	6.227	32.336
Dänemark	1.369	33.514	30 % Windkraftanlagen
Österreich	2.665	56.796	keine Kernenergie überwiegend Wasserkraftwerke
Niederlande	18.293	104.507
Finnland	16.989	80.935
Portugal	6.824	46.322
Belgien	6.304	80.182
Italien	49.155	300.376	Ausstieg aus der Kernenergie
Griechenland	3.794	50.904
Irland	2.073	24.352
Vereinig. Königreich	8.321	345.243
Kroatien	4.422	14.355

Die folgende Tabelle zeigt den Export und die Gesamterzeugung von elektrischer Energie (in GWh) im Jahr 2005. Quelle: Eurostat

Staat	Export	Gesamte Nettostromerzeugung	Bemerkung
Litauen	2.966	13.582
Slowenien	324	14.149
Slowakei	3.265	29.291
Tschech. Rep.	12.634	76.171
Estland	1.608	9.114	nur Kohlekraftwerke
Bulgarien	7.581	40.276
Schweden	7.300	154.610
Polen	11.186	143.550	nur Kohlekraftwerke
Frankreich	52.261	549.372	überwiegend Kernkraftwerke
Deutschland	4.566	579.036
Rumänien	2.365	55.503
Spanien	1.339	282.132
Türkei	1.162	155.469
Norwegen	12.042	137.003	fast nur Wasserkraftwerke

Situation in Deutschland

Die Preise für die eigentliche Energielieferung unterliegen dem Wettbewerb. Die Preise für die Nutzung der Netze unterliegen in Deutschland der Regulierung durch die zuständige Regulierungsbehörde, der Bundesnetzagentur (BNetzA).

Die Liberalisierung der Energiemärkte schließt nicht die Versorgung mit Fernwärme ein. Sie wird nur mit lokalen Netzen betrieben. Die Wärmepreise müssen jedoch den Anforderungen des § 24 AVBFernwämeV genügen und die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wärmemarkt angemessen berücksichtigen.

Situation in der Schweiz

Neue Marktstrukturen im liberalisierten Strommarkt

In einem liberalisierten Strommarkt, der in der Schweiz schrittweise eingeführt wird, kommt es zu einer Aufteilung der Wertschöpfungskette (Erzeugung, Übertragung, Verteilung, Angebot) in handelbare Einheiten. Damit verspricht man sich mehr Wettbewerb und Innovation. Zudem erfolgt eine «Commodisierung» des Stroms; Elektrizität wird zum handelbaren Gut. Das öffnet den Markt für neue Teilnehmer. Gemäß Peter Juch, Leiter der EGL-Tochtergesellschaft Deriwatt, sind heute 600 bis 700 Marktteilnehmer involviert. Waren dies in den Monopolzeiten lediglich die Produzenten gewesen, haben nun vermehrt auch Banken, Hedgefonds und sonstige Finanzinvestoren dieses (lukrative) Anlagegebiet entdeckt.

Am weitesten fortgeschritten ist der Stromhandel im Norden (NordPool) mit den Ländern Norwegen, Schweden, Finnland und Dänemark, wo rund 400 Marktteilnehmer für einen regen Handel besorgt sind, und zwar sowohl im physischen Geschäft als auch mit Derivaten, in dem die Kontrakte bar abgegolten werden. Für das kurzfristige Zurverfügungstellen von Strom innerhalb einer Stunde sind die Produzenten und Netzbetreiber verantwortlich. Im Kassa-Geschäft (Spotmarkt) werden Lieferungen des laufenden und des nächsten Tags gehandelt. Der Handel findet entweder bilateral (over-the-counter) statt oder über eine der fast 20 Strombörsen.

Lieferungen der nächsten Woche und länger werden am Terminmarkt abgewickelt, meist in Form von Derivaten (Futures, Optionen, Forward-Kontrakte, Swaps), wie man sie von anderen elektronischen Wertschriftenbörsen kennt. Der Strom für die Schweiz wird seit Anfang 2007 an der Strombörse EEX gehandelt, jedoch lediglich auf physischer Basis und nur im Umfang von rund 7% des jährlichen Verbrauchs. Noch fehlt es in der Schweiz an einem Terminmarkt, doch die Elemente für einen funktionierenden Großhandelsmarkt seien vorhanden, meint Juch.

Zusammenarbeit der Schweizer Elektrizitätswerke

Dank ihrer geografischen Lage befinden sich die Schweiz und ihre Elektrizitätsunternehmen in einer bevorzugten Lage. Nachts wird aus Frankreich und Deutschland günstiger Grundlast-Strom aus Kohle- und Kernkraftwerken eingeführt, mit dem Wasser in die einheimischen Speicherseen gepumpt wird. In den Spitzenlast-Zeiten, vor allem unter der Woche und über Mittag, werden dann die Schleusen geöffnet und wird teure Energie aus Wasserkraftwerken ins Ausland exportiert. Es ist vor allem dieser «Stromveredelung» zu verdanken, dass die Schweizer Elektrizitätsunternehmen jedes Jahr mehr als 1 Mrd. Fr. Gewinn im Stromhandel erwirtschaften. Am aktivsten sind die beiden dominierenden Elektrizitätsunternehmen der Schweiz, die Axpo mit ihrer Tochter Elektrizitäts-Gesellschaft Laufenburg (EGL) und die Aare-Tessin AG für Elektrizität (Atel). Insgesamt nehmen rund 10 bis 15 Teilnehmer am physischen Stromhandel in der Schweiz teil. Im Gegensatz zu anderen europäischen Strommärkten gehört die Schweiz jedoch zu den illiquiden Märkten, nicht zuletzt wegen der vergleichsweise späten und zögerlich erfolgenden Liberalisierung.

Im Zug der fortschreitenden Öffnung der verschiedenen Strommärkte - in der Schweiz können ab 2009 Großverbraucher (über 100 000 kWh/Jahr) ihren Lieferanten frei wählen, fünf Jahre später alle anderen - und seit sich die europäischen Netzbetreiber keine distanzabhängigen Tarife mehr verrechnen, hat sich der Stromhandel intensiviert. Allein schon durch die ungleiche Verteilung der Stromkapazitäten - Italien verzichtet wohl auf die Kernkraft, Frankreich betrachtet Kernkraftwerke als lukrativen Exportsektor - war der Verkehr auf dem europäischen Versorgungsnetz schon immer stark gewesen. Doch mit der freien Wahl des Anbieters werden die Kapazitäten noch stärker ausgelastet, was vor allem an den Landesgrenzen zu Engpässen führt, denn die Netze sind nicht primär für den Handel, sondern lediglich für den physischen Stromfluss zur Sicherstellung einer verlässlichen Versorgung ausgerichtet. Am Anfang stand die Idee der nationalen Selbstversorgung im Vordergrund.

Stromhändler wie die EGL geben unumwunden zu, dass solche Engpässe ein tolles Geschäft für Händler sind. Doch für eine effiziente und sichere Versorgung sind Flaschenhälse hinderlich. Das hat zum Teil damit zu tun, dass im grenzüberschreitenden Handel die jeweiligen nationalen Gesetze und Rechte zu kurz greifen. Deriwatt-CEO Peter Juch sprach von einem «rechtsfreien Raum». Die sogenannten Grenzkapazitäten werden deshalb im Auktionsverfahren vergeben. Die intensivere Auslastung der europäischen Stromnetze hat mehrere Gründe: Zum einen steigt der Verbrauch von Elektrizität kontinuierlich. Mit der Substitution fossiler Energieträger durch umweltfreundlichere Energie (Wärmepumpen, Wind, Photovoltaik) wird dieser Trend akzentuiert. Zum anderen befinden sich die Kraftwerke nicht immer dort, wo der Strom benötigt wird. Dies alles fördert den Stromverkehr. Die über die Börsen gehandelten Stromkontrakte belasten die Netze indes nicht, werden sie doch vorwiegend virtuell gehandelt.

Folgen der Liberalisierung

Zu mehr (physischem) Handel werden auch die national sich öffnenden Strommärkte führen. In liberalisierten Märkten ist zu beobachten, dass die Reservekapazitäten tendenziell zurückgehen. Das hat zur Folge, dass die Preisschwankungen extremer werden - eine Tatsache, die jedes Händlerherz höher schlagen lässt, denn der Handel profitiert nicht von steigenden Preisen, sondern vielmehr von den Kursschwankungen. Der letztjährige Durchschnittspreis einer Megawattstunde betrug im Spotmarkt 38 €, die effektiven Schwankungen bewegten sich jedoch zwischen 0 € und 2400 €. Mit der bevorzugten Einspeisung von Windenergie und den in die Kalkulation der Endpreise einfließenden Kosten für die Emissionszertifikate kommen weitere Variablen hinzu, die den Stromtarif beeinflussen.

Mit der Reifung der europäischen Strommärkte sind in den vergangenen Jahren neue Teilnehmer aufgetaucht. Die Banken treten meist nur punktuell und opportunistisch auf. Strategischer und vor allem mit höheren Einsätzen operieren Hedgefonds. Dies führt jedoch dazu, dass es manchmal Preisschwankungen gibt, die mit fundamentalen Argumenten allein nicht erklärbar sind, zum Beispiel, wenn es in einer großen Position zu Gewinnmitnahmen kommt. Und seit dem Fall des amerikanischen Stromhändlers Enron wird vermehrt auch die Bonität der Gegenüber genauer betrachtet. Das Gegenparteien-Risiko ist im Stromhandel besonders hoch, denn bevor der Käufer bezahlt, muss der Verkäufer liefern. Dementsprechend laut ist aus der Branche der Ruf nach einfacheren und internationaleren Zahlstellen (Clearing & Settlement).

Übersicht gesetzliche Regelungen für die Strom- und Gasmärkte

Deutschland

• Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)
• Stromnetzzugangsverordnung ((StromNZV)
• Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV)
• Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV)
• Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV)
• Konzessionsabgabenverordnung (KAV)
• Bundestarifordnung Elektrizität (BTOElt)
• Stromsteuergesetz (StromStG)
• Energiesteuergesetz, gilt auch für Erdgas
• Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
• Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWK-G)
• Allgemeine Anschlussbedingungen
  • Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)
  • Niederdruckanschlussverordnung (NDAV)
• Allgemeine Versorgungsbedingungen
  • Stromgrundversorgungsverordnung (StromGVV)
  • Gasgrundversorgungsverordnung (GasGVV)

Schweiz

• Energiegesetz (Schweiz) (EnG)
• Stromversorgungsgesetz (Schweiz)

Theoretischer Hintergrund für die Liberalisierung der Energiemärkte

Ursprünglich wurden die Strom- und Gasversorgung als natürliche Monopole angesehen, die auch in einer Marktwirtschaft als gerechtfertigt gelten. Die Basis für die Liberalisierung der Energiemärkte bietet dagegen die Essential Facility-Theorie. Sie besagt, dass natürliche Monopole nur auf den Teil der Wertschöpfungskette beschränkt werden, für den unter Beachtung der volkswirtschaftlichen Kosten ein Wettbewerb nicht sinnvoll ist. Für diese „wesentlichen Einrichtungen“ (engl. essential facility) gibt es eine Alleinstellung des Anbieters. Bei diesen „wesentlichen Einrichtungen“ handelt es sich zum Beispiel um die lokalen Verteilnetze und die überregionalen Übertragungsnetze für Strom und Erdgas. Für diese Netze ist ein Parallelbau in der Regel volkswirtschaftlich nicht sinnvoll.

Die Verfügungsmacht über die „wesentlichen Einrichtungen“ soll aber nicht zu einer marktbeherrschenden Stellung auf den vor- und nachgelagerten Märkten führen. Daher sind die wesentlichen Einrichtungen Dritten gegen eine angemessene Vergütung, die gegebenenfalls von einem Regulator festgelegt wird, zur Mitbenutzung zu überlassen.

Die „essential facility“-Theorie ist sowohl in Artikel 82 des EG-Vertrages, wie auch in § 19 (4) des deutschen Kartellgesetzes verankert.

Schritte zum vollständig liberalisierten Energiemarkt

• Netzzugang Dritter zu Übertragungs- und Verteilnetzen
• Regulierung der Netznutzungsentgelte und Netzanschlussbedingungen
• Entflechtung der Netzbetreiber (Unbundling) um Dritten diskriminierungsfreien Wettbewerb zu ermöglichen (Waffengleichheit).

Historie zur Liberalisierung der Energiemärkte

• 1996 Erste EU-Richtlinie zur Elektrizitätsmarktliberalisierung: ^[2].
• 1998 Erste EU-Richtlinie zur Gasmarktliberalisierung^[3]
• 1998 Liberalisierung des deutschen Strommarktes. Die EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt wird mit dem novellierten Energiewirtschaftsgesetz des Jahres 1998 in nationales Recht umgesetzt.^[4]
• 2003: Revision der EU-Richtlinien zur Liberalisierung der Energiemärkte^[5][6].
• ab 2004 Liberalisierung des deutschen Gasmarktes
• 7. Juli 2005: Das novellierte Energiewirtschaftsgesetz setzt die europäischen Richtlinien zum Elektrizitäts- und Gasbinnenmarkt von 2003 in nationales Recht um.^[7]

Wettbewerb im Strommarkt

Der Wettbewerb im Strommarkt findet in den Segmenten Erzeugung, Handel und Vertrieb statt, während die Wertschöpfungsstufen Transport und Verteilung als natürliche Monopole reguliert sind. Die staatlich regulierten Übertragungs- und Verteilnetzentgelte machen rund ein Drittel der Strompreise aus.

In einem Liefervertrag verpflichtet sich der Lieferant, genau soviel Strom in das Netz einzuspeisen, wie der Verbraucher entnimmt. Bei Großverbrauchern wird der Verbrauch laufend ermittelt, bei Kleinverbrauchern, wird der Verbrauch (Höhe und zeitlicher Verlauf) geschätzt und dann nach dem nächsten Ablesen exakt ausgeglichen. So wird erreicht, dass mittelfristig immer mindestens so viel Energie in das Netz eingespeist wird, wie der Kunde verbraucht. Da jeder eingespeiste Strom Dreiphasenwechselstrom nach VDE/UCTE-Normen ist, ist die Energie nach der Einspeisung ins Netz nicht mehr zu unterscheiden oder zu trennen. Es ist also nicht möglich zu sagen, „welcher Strom“ bei einem Kunden ankommt. Wer Ökostrom bestellt hat, wird mit dem gleichen Strom und oft aus demselben Kabel beliefert wie jeder andere Stromkunde; dennoch wird die von ihm verbrauchte Strommenge nach den vereinbarten (je nach Anbieter etwas unterschiedlichen) Bedingungen hergestellt.

In Abhängigkeit von der Kundengröße ist der Wettbewerb im Strommarkt sehr unterschiedlich ausgeprägt.

Im Bereich der Großkunden, Industriekunden und den Gemeinden findet ein intensiver Wettbewerb im Strommarkt statt. Die Entscheidung für einen Energielieferanten findet im öffentlichen Bereich in Form von Öffentlichen Ausschreibungen statt, die in den Amtsblättern veröffentlicht werden. Im Bereich der Großkunden erfolgt die Vergabe aufgrund von Angebotsvergleichen oder Versteigerungen im Internet. (Siehe auch VIK und VEA)

Im Bereich der Kleinverbraucher gibt es einen begrenzten Wettbewerb. Die Stromanbieter bieten in der Regel im Internet standardisierte Stromlieferverträge an. Aufgrund der relativ geringen Preisunterschiede zu den Angeboten des jeweiligen assoziierten Vertriebs der örtlichen Netzbetreiber ist die Wechselquote gering. Sie liegt laut dem Monitoringbericht 2006 der Bundesnetzagentur im Bereich der Haushalts- und Kleingewerbekunden bei 2,2% pro Jahr, während sie für Großkunden zwischen 10 und 11 % beträgt.

80 Prozent des deutschen Stroms werden nur noch von vier Konzernen produziert. Darunter leidet der Wettbewerb: Während sich die Gewinne der Energiekonzerne in den letzten Jahren vervielfacht haben, sind die Verbraucherpreise für Strom seit dem Jahr 2000 um über 50 Prozent gestiegen. ^[8] Dabei ist zu beachten, dass seit dem Jahr 2000 auch die Stromsteuer erheblich gestiegen ist und am Preisanstieg mit beteiligt ist.

Wettbewerb im Gasmarkt

Der Wettbewerb im Gasmarkt ist bislang wenig entwickelt und konzentriert sich auf einige Großverbraucher. In diesem Bereich herrscht jedoch ein besonders starker Wettbewerb mit anderen Energieträgern wie zum Beispiel leichtes Heizöl, da viele Großverbraucher sowohl Gas als auch Heizöl einsetzen können.

Mit dem 1. Oktober 2006 sollten die Privatkunden in Deutschland erstmals die Möglichkeit erhalten, ihren Gasversorger frei zu wählen. Bis auf kleine Ausnahmen gibt es nur einige regionaltätige, alternative Gasanbieter. Es wird erwartet, dass sich an dieser Situation im laufenden Gaswirtschaftsjahr 2006/2007 wenig ändert.

Als Ursachen gelten:

1. Zur Umsetzung der gesetzlichen Anforderungen wurde von der Gaswirtschaft unter Mitwirkung der Bundesnetzagentur ein Gasnetzzugangsmodell erarbeitet. Zu dessen Umsetzung wurde am 19. Juli 2006 die Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen ^[9] erstunterzeichnet. Strittig ist vor allem, dass diese Kooperationsvereinbarung neben der Zweivertragsvariante (2VV) auch die Einzelbuchungsvariante (EBV) zulässt bzw. fordert. Während die Zweivertragsvariante ein Entry-Exit-Modell über mehrere Netze innerhalb eines Marktgebietes umsetzt, bietet das Einzelbuchungsmodell dem Energielieferanten die Möglichkeit auf seinen Wunsch weiterhin einzeln mit jedem Netzbetreiber Verträge zu schließen. Kritiker sehen hier ein mögliches Missbrauchspotential und Ineffizienten.

2. Das deutsche Gasversorgungsnetz wurde zwischenzeitlich in 18 Marktgebiete aufgeteilt. In einem Marktgebiet können Energielieferanten Gasmengen flexibel nutzen. Es ist umstritten, ob diese Flexibilität nicht auch in größeren Gebieten möglich ist, also die Marktgebiete reduziert werden könnten.

3. Die Belieferung von Privatkunden setzt massengeschäftstaugliche Prozesse zwischen den Netzbetreibern und den Gaslieferanten mit entsprechender EDV-Unterstützung voraus. Diese befinden sich noch in der Entwicklung.

4. Für die Benutzung der Netze sind Netzentgelte von den Energielieferanten zu entrichten. Diese werden von den Regulierungsbehörden zur Zeit noch geprüft, nur wenige Genehmigungsverfahren wurden abgeschlossen. Daher haben neue Energieanbieter noch keine zuverlässige Kalkulationsgrundlage für ihre Angebote.

Die Bundesnetzagentur prüft zur Zeit die Punkte 1 und 2 auf ein missbräuchliches Verhalten der Netzbetreiber (Az: BK7-06-074) und hat zur Realisierung eines massengeschäftstauglichen Lieferantenwechsels ein Festlegungsverfahren zum Lieferantenwechsel Gas eingeleitet (Az: BK7-06-067).

Siehe auch

• Energiewirtschaft
• Ölpreisbindung der Erdgaspreise
• Strompreis
• Ökostrom
• Energiekiosk

Literatur

• Annika Krisp: Der deutsche Strommarkt in Europa. Zwischen Wettbewerb und Klimaschutz. Dissertation, Universität Gießen 2007 (Volltext)
• PriceWaterhouseCoopers AG (Hrsg.): Entflechtung und Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft. Praxishandbuch zum Energiewirtschaftsgesetz. Haufe, Planegg u. a. 2007, ISBN 978-3-448-08025-4
• Adolf J. Schwab: Elektroenergiesysteme. Erzeugung, Transport, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie. Springer Verlag, Berlin u. a. 2006, ISBN 3-540-29664-6

Weblinks

• Monitoringbericht der Bundesnetzagentur (u.a. Ausmaß von Wettbewerb)

Quellen

1. ↑ Europäischer Strommarkt 2005
2. ↑ Europäische Union (19. Dezember 1996): Richtlinie 96/92/EG - Gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt
3. ↑ Europäische Union (22. Juni 1998): Richtlinie 98/30/EG - Gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt
4. ↑ Europäische Union (1998): EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt für das novellierte Energiewirtschaftsgesetz des Jahres 1998
5. ↑ Europäische Union (26. Juni 2003): Richtlinie 2003/54/EG - Gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt
6. ↑ Richtlinie 2003/55/EG vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt
7. ↑ Das novellierte Energiewirtschaftsgesetz zum Elektrizitäts- und Gasbinnenmarkt von 2003
8. ↑ Scharfes Schwert gegen Eon und Co., TARIK AHMIA, tageszeitung vom 12.11.2007
9. ↑ Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen