Möglichkeiten der risikoadäquaten Gasbeschaffung füreinen Industriebetrieb vor dem Hintergrund des
liberalisierten Gasmarktes
Diplomarbeit
verfasst und vorgelegt von
Michael Diermann(Matr. Nr. 10005678)
zur Erlangung des akademischen Grades
Diplom-Ingenieur (FH)
durchgeführt bei:
Bergen Energi Deutschland GmbH, Leipzig
betreut von:
Prof. Dr.-Ing. Arno Soennecken, FH Südwestfalen, Soest
Dr. rer. soc. oec. Thomas Pilgram, Bergen Energi Deutschland GmbH, Leipzig
Soest / Leipzig im Juni 2007
Abteilung SoestFachbereich Elektrische Energietechnik
Bergen Energi Deutschland GmbHLeipzig
II
Vorstellung Bergen Energi Deutschland GmbH
Ermöglicht und begleitet wurde die vorliegende Arbeit von der Bergen
Energi Deutschland GmbH. Bergen Energi Deutschland GmbH ist die ein-
hundertprozentige Tochter der Bergen Energi AS, Bergen, Norwegen. Die
in 1991 gegründete Bergen Energi AS ist ein unabhängiger Energie-bro-
ker mit dem Schwerpunkt industrielle und gewerbliche Endkunden. Mit
Niederlassungen in acht europäischen Ländern, über 800 Kunden und ei-
nem verwalteten Energievolumen von über 50 TWh zählt Bergen Energi
zu den führenden Energiebrokern Europas.
Bergen Energi Deutschland GmbH wurde 1998 gegründet und betreut
heute rund 38 Kunden mit einem Energievolumen von rund 8 TWh. Die
Dienstleistungen von Bergen Energi umfassen die Vermittlung von Strom-
und Gaslieferverträgen, die Optimierung der Energiebeschaffung und das
diesbezügliche Risikomanagement.
III
Inhaltsverzeichnis
Vorstellung Bergen Energi Deutschland GmbH...................II
Inhaltsverzeichnis...................................................................III
Abkürzungsverzeichnis........................................................VII
Abbildungsverzeichnis...........................................................X
Teil A - Darstellung des Gasmarktes......................................1
1 Einleitung..................................................................................1
1.1 Ausgangssituation .....................................................................1
1.2 Problemstellung.........................................................................2
1.3 Zielsetzung.................................................................................3
1.4 Vorgehensweise.........................................................................3
2 Situation des Gasmarktes vor der Liberalisierung..............5
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung...............................8
3.1 Der Gasmarkt in Europa und Deutschland................................8
3.1.1 Entwicklung und Volumen des europäischen Gasmarktes....... 83.1.2 Entwicklung und Volumen des deutschen Gasmarktes.......... 10
3.2 Rechtliche Vorgaben der EU................................................... 13
3.2.1 Voraussetzungen für Wettbewerb............................................133.2.2 Gasbinnenmarktrichtlinie 1998................................................ 143.2.3 Gasbinnenmarktrichtlinie 2003................................................ 153.2.4 Europäische Gasnetzzugangsverordnung...............................17
3.3 Umsetzung in Deutschland......................................................18
3.3.1 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)...........................................183.3.2 Bundesnetzagentur (BNetzA)..................................................193.3.3 Kooperationsvereinbarung (KoV).............................................20
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte.........22
4.1 Einleitung..................................................................................22
4.2 Fristigkeit..................................................................................22
4.2.1 Spot-/ Kassahandel..................................................................224.2.2 Terminhandel...........................................................................234.2.2.1 Abgrenzung .............................................................................234.2.2.2 Handelsprodukte......................................................................24
4.3 Liefer- und Erfüllungsort...........................................................27
IV
4.4 Handelsplatz.............................................................................29
4.4.1 OTC-Handel.............................................................................294.4.1.1 Abgrenzung OTC-Handel........................................................ 294.4.1.2 Hub-Liquidität...........................................................................304.4.1.3 Hub-Entwicklung......................................................................314.4.1.4 Preis-Korellationen...................................................................324.4.2 Börsenhandel...........................................................................334.4.2.1 Abgrenzung Börsenhandel...................................................... 334.4.2.2 Gasbörsen in Europa...............................................................344.4.2.3 Voraussetzungen für eine Gasbörse....................................... 354.4.2.4 Etablierung einer deutschen Gasbörse an der EEX................364.4.3 OTC vs. Börse .........................................................................38
Teil B – Bewertung der Beschaffungssituation..................40
1 Preisbestimmende Faktoren ................................................40
1.1 Einleitung..................................................................................40
1.2 Definition eines Industriebetriebes...........................................40
1.3 Energie.....................................................................................40
1.3.1 Entwicklung und Volatilität der Großhandelspreise................. 401.3.2 Bedeutung des Ölpreises.........................................................411.3.2.1 Übersicht..................................................................................411.3.2.2 Vertragliche Bedeutung............................................................411.3.2.3 Marktmäßige Bedeutung .........................................................441.3.2.4 Betriebliche Bedeutung ...........................................................461.3.3 Bedeutung von LNG.................................................................46
1.4 Transport..................................................................................49
1.4.1 Übersicht..................................................................................491.4.2 Netzzugang..............................................................................491.4.2.1 Netzzugangsmodelle................................................................491.4.2.2 Marktgebiete.............................................................................521.4.2.3 Marktgebietsüberschreitender Transport.................................531.4.2.4 Verträge....................................................................................551.4.2.4.1 Vertragsstruktur........................................................................551.4.2.4.2 Einspeisevertrag ..................................................................... 551.4.2.4.3 Ausspeisevertrag ....................................................................551.4.2.4.4 Bilanzkreisvertrag.....................................................................561.4.3 Netznutzung.............................................................................561.4.4 Transportkapazitäten...............................................................581.4.4.1 Frei verfügbare Kapazitäten.....................................................581.4.4.2 Markt für Kapazitäten (Sekundärmarkt)...................................601.4.4.3 Kapazitäts- und Entgeltrechner................................................60
1.5 Abwicklung...............................................................................61
1.5.1 Bilanzausgleich........................................................................611.5.1.1 Ziele eines Bilanzkreissystems................................................611.5.1.2 Bilanzkreissystematik...............................................................62
V
1.5.1.3 Operative Abwicklung..............................................................631.5.1.4 Bewertung des Bilanzausgleichs.............................................671.5.2 Nominierung.............................................................................69
1.6 Speicherung.............................................................................70
1.6.1 Speichersituation in Deutschland.............................................701.6.2 Aufgabe und Wirkung von Speichern...................................... 711.6.3 Speicherzugang und Nutzung..................................................72
1.7 Sonstige Entgelte und Abgaben.............................................. 74
1.7.1 Übersicht..................................................................................741.7.2 Konzessionsabgabe.................................................................741.7.3 Erdgassteuer............................................................................75
2 Risikoansatz für Industriekunden........................................77
2.1 Übersicht..................................................................................77
2.2 Risiken im Energiehandel........................................................77
2.2.1 Risiko und Risikomanagement................................................ 772.2.2 Risikoarten...............................................................................782.2.2.1 Marktrisiko................................................................................782.2.2.1.1 Definition..................................................................................782.2.2.1.2 Messung...................................................................................802.2.2.1.3 Steuerung.................................................................................802.2.2.2 Kreditrisiko................................................................................812.2.2.2.1 Definition..................................................................................812.2.2.2.2 Messung...................................................................................812.2.2.2.3 Steuerung.................................................................................822.2.2.3 Rechtliches Risiko....................................................................822.2.2.4 Operationales Risiko................................................................83
2.3 Risikoadäquanz........................................................................84
2.3.1 Definition..................................................................................842.3.2 Ziele der Risikostrategie...........................................................842.3.3 Instrumente zur Umsetzung der Risikostrategie .....................86
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt.....................87
3.1 Einleitung..................................................................................87
3.2 Traditionelle Beschaffungsformen........................................... 87
3.2.1 Vollversorgung mit Ölpreisbindung..........................................873.2.1.1 Bewertung................................................................................873.2.1.1.1 Vollversorgungsverträge in der Praxis.....................................873.2.1.1.2 Bewertung unterschiedlicher Indexierungen............................903.2.1.1.3 Elastizität des Gaspreises........................................................923.2.1.1.4 Bewertung eines Referenzwechsels........................................933.2.1.2 Realisierbarkeit........................................................................ 953.2.2 Vollversorgung mit Ölpreisbindung und Swap-Absicherung... 973.2.2.1 Bewertung................................................................................97
VI
3.2.2.2 Realisierbarkeit...................................................................... 101
3.3 Neue Beschaffungsformen.................................................... 103
3.3.1 Vollversorgung mit Fixpreis....................................................1033.3.1.1 Bewertung..............................................................................1033.3.1.2 Realisierbarkeit...................................................................... 1053.3.2 Tranchenmodell.....................................................................1053.3.2.1 Bewertung..............................................................................1053.3.2.1.1 Entstehung der Tranchenmodelle .........................................1053.3.2.1.2 Profiltranchenmodell..............................................................1063.3.2.1.3 Standardtranchenmodell........................................................1073.3.2.2 Realisierbarkeit...................................................................... 1083.3.3 Strukturierte Beschaffung / Portfoliomanagement.................1103.3.3.1 Bewertung..............................................................................1103.3.3.1.1 Abgrenzung............................................................................1103.3.3.1.2 Strukturierte Beschaffung ..................................................... 1103.3.3.1.3 Portfoliomanagement.............................................................1113.3.3.1.4 Umsetzung.............................................................................1123.3.3.2 Realisierbarkeit...................................................................... 113
4 Zusammenfassung und Ausblick.......................................116
Literaturverzeichnis................................................................XI
Anhang 1: operative Bilanzkreisabwicklung......................XX
Versicherung.......................................................................XXIII
VII
Abkürzungsverzeichnis
Abb. Abbildung
AG Aktiengesellschaft
ANB Ausspeisenetzbetreiber
APX Amsterdam Power Exchange
ASP Ausspeiseprozess
BAFA Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle
BDI Bundesverband der Deutschen Industrie
BE Bergen Energi Deutschland GmbH
BEB BEB Transport und Speicher Service GmbH
BGH Bundesgerichtshof
BGW Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft
BKN Bilanzkreisnetzbetreiber
BKV Bilanzkreisverantwortlicher
bne Bundesverband Neuer Energieanbieter e.V.
BNetzA Bundesnetzagentur
BOM Balance of the month
ca. zirka
ECC European Commodity Clearing AG
EEX European Energy Exchange
EEX European Energy Exchange AG
EFET European Federation of Energy Traders
EGT E.ON Gastransport
EIA Energy Information Administration
ENB Einspeisenetzbetreiber
Endex European Energy Derivatives Exchange N.V.
EnWG Energiewirtschaftsgesetz
EP Parlament der europäischen Gemeinschaften
etc. et cetera
EVU Energieversorgungsunternehmen
f. / ff. folgende / fort folgende
Fn. Fußnote
FNB Fernleitungsnetzbetreiber
VIII
FOB Free on Board (Lieferbedingung laut Incoterms)
GasRL Gasrichtlinie
GEODE Groupement Européen des Entreprises et Organismes de
Distribution d’ Energie
GmbH Gesellschaft mit beschränkter Haftung
GVU Gasversorgungsunternehmen
GWh Gigawattstunde
HEL Heizöl extraleicht
HES Heizöl extraschwer
Hrsg. Herausgeber
i.d.R. in der Regel
ICE Intercontinental Exchange
ISDA International Swap and Derivatives Association
KAV Konzessionsabgabenverordnung
KOM Kommission der europäischen Gemeinschaften
kWh Kilowattstunde
LV Letztverbraucher
MüT Marktgebietsüberschreitender Transport
MWh Megawattstunde
NBP National Balancing Point
Nm³ Normkubikmeter
NYMEX New York Mercantile Exchange
OTC Over the counter
öVNB örtlicher Verteilnetzbetreiber
rLM registrierende Leistungsmessung
RNB Regionalnetzbetreiber
Rdn. Randnummer
RWB Referenzbrennwert
SLP Summenlastprofil
sog. so genannt(e)
TK Transportkunde
TTF Title Transfer Facility
TWh Terrawattstunde
u.a. unter anderem
IX
VDKI Verein der Kohleimporteure
vgl. vergleiche
VHP virtueller Handelspunkt
VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V.
VKU Verband kommunaler Unternehmen
VP siehe VHP
vs. versus
Wh Wattstunde (Energiemenge)
z.B. zum Beispiel
X
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Historische Struktur der deutschen Gasindustrie................... 6
Abbildung 2: Veränderung der EU-Erdgasimporte von 2003 bis 2015........9
Abbildung 3: Energiesenke Kontinentaleuropa............................................9
Abbildung 4: Europäisches Ferngasnetz...................................................10
Abbildung 5: Gasimporte nach Deutschland..............................................12
Abbildung 6: Struktur der Gaswirtschaft in Deutschland........................... 12
Abbildung 7: Kauf eines Forward/Futures..................................................25
Abbildung 8: Fixed-for-floating-Swap.........................................................26
Abbildung 9: Wichtige Großhandelsplätze in Europa................................ 28
Abbildung 10: Entwicklung Zeebrügge Hub...............................................31
Abbildung 11: Zeitliche Entwicklung eines Hubs....................................... 32
Abbildung 12: Preiskorrelationen unterschiedlicher Hubs......................... 33
Abbildung 13: Grenzübergangspreis vs. HEL Rheinschiene.....................45
Abbildung 14: Merit-Order-Prinzip im Gasmarkt........................................48
Abbildung 15: Systematik der Netzzugangsmodelle................................. 50
Abbildung 16: Optionen- vs. Basismodell..................................................52
Abbildung 17: Die 16 Marktgebiete der Kooperationsvereinbarung II.......53
Abbildung 18: Systematik des MüT............................................................54
Abbildung 19: Vertragsstrukturen im Marktgebiet......................................55
Abbildung 20: Bilanzkreissystematik im Gasmarkt....................................62
Abbildung 21: Wirkung von Speichern.......................................................73
Abbildung 22: Vergleich unterschiedlicher Preisanpassungen..................91
Abbildung 23: Abhängigkeit des Arbeitspreises von der HEL-Notierung.. 93
Abbildung 24: Systematik einer SWAP-Absicherung................................ 99
Abbildung 25: Systematik der Absicherungszeiträume........................... 100
Abbildung 26: Mengen- und Zahlungsströme, Absicherung Q4/2007.....101
Abbildung 27: Äquivalenzfaktoren im Vergleich...................................... 104
Abbildung 28: Tranchenmodell mit Profiltranchen ..................................106
Abbildung 29: Tranchenmodell mit Standardtranchen.............................107
Abbildung 30: Tranchenmodell: bilanzielle Abwicklung...........................108
Abbildung 31: Optimierungsdimensionen im Gasmarkt...........................112
Teil A - Darstellung des Gasmarktes 1
Teil A - Darstellung des Gasmarktes
1 Einleitung
1.1 Ausgangssituation
Die EU hat sich die Etablierung eines freien Binnenmarktes und damit die
Schaffung von Wettbewerb auch im Gasmarkt zum Ziel gesetzt. Dabei hat
sich die EU gegen den konkurrierenden Pipelinebau und für einen Netzzu-
gang Dritter ausgesprochen. Der Liberalisierungsprozess des europäi-
schen Gasmarktes begann mit der Gasbinnenmarktrichtlinie von 1998
(GasRL 1998, Richtlinie 98/30/EG). Diese Richtlinie forderte die schrittwei-
se Marktöffnung, gesteigerte Markttransparenz sowie den diskriminie-
rungsfreien Netzzugang. Bei der Ausgestaltung des Netzzugangs wurde
den Mitgliedsstaaten die Wahlmöglichkeit zwischen einem verhandelten
und einem regulierten Netzzugang gewährt. Als Reaktion auf den unbe-
friedigenden Stand der Liberalisierung in den Mitgliedsstaaten wurde die
Gasbinnenmarktrichtlinie 2003 (GasRL 2003, Richtlinie 2003/55/EG) ver-
abschiedet. Diese musste von den Mitgliedsstaaten bis Mitte 2004 in na-
tionales Recht umgesetzt werden und forderte unter anderem die Einrich-
tung einer unabhängigen Regulierungsbehörde, die informatorische und
buchhalterische Entflechtung der Fern- und Verteilnetzbetreiber sowie die
Umsetzung des regulierten Netzzugangs. Die Umsetzung der oben ge-
nannten GasRL 2003 erfolgte in Deutschland zum 13. Juli 2005 mit der
um ein Jahr verspäteten Verabschiedung des novellierten Energiewirt-
schaftsgesetzes (EnWG) sowie der Gasnetzzugangsverordnung (Gas-
NZV) und der Gasnetzentgelteverordung (GasNEV).
Die gesetzeskonforme Ausgestaltung des Netzzugangs fußt auf einem
Konsultationsprozess der entsprechenden Verbände, der Bundesnetz-
agentur (BNetzA) als eingesetzter Regulierungsbehörde sowie in Streitfäl-
len der Anrufung der Gerichte. Zu den involvierten Verbänden zählen auf
der einen Seite als Vertreter der Gasnetzbetreiber der Bundesverband der
deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW), der Verband kommunaler
1 Einleitung 2
Unternehmen (VKU) sowie die Groupement Européen des Entreprises et
Organismes de Distribution d’ Energie (GEODE). Auf der anderen Seite
sind als Vertreter der Netznutzer bzw. Kunden der Verband der Industriel-
len Energie- und Kraftwirtschaft e.V. (VIK), der Bundesverband der Deut-
schen Industrie (BDI), die European Federation of Energy Traders (EFET)
und der Bundesverband Neuer Energieanbieter e.V. (bne).
1.2 Problemstellung
Auch wenn sich der Gasmarkt - wie dargestellt - noch in einem Prozess
des Umbruchs befindet, ist es insbesondere für Industriekunden wichtig,
frühzeitig die Marktlage und die entsprechenden Handlungsmöglichkeiten
zu kennen, um Wettbewerbsvorteile in Form von niedrigeren Gasbeschaf-
fungskosten nutzen zu können. Vielfach hat die Gasbeschaffung bei In-
dustrieunternehmen eine weitaus größere Bedeutung als die Strom-
beschaffung. Dieser Schwerpunkt wird deutlich, wenn man den gesamt-
deutschen Gas- und Stromverbrauch vergleicht. 2005 lag der Gasver-
brauch mit ca. 960 TWh fast doppelt so hoch wie der Stromverbrauch, der
im gleichen Jahr ca. 511 TWh betrug.1 Ein weiterer wichtiger Punkt ist der
starke Preisanstieg der letzten Jahre. Laut Statistischem Bundesamt hat
sich der Gaspreis für Industriekunden zwischen dem Bezugsjahr 2000 und
Januar 2006 um 63,2% erhöht, wobei der Preisanstieg von Januar 2005
bis Januar 2006 allein ca. 28% betrug.2
Aus vorgenannten Gründen ergibt sich für Industriebetriebe ein akuter
Handlungsbedarf bezüglich der Bewertung der eigenen Gasbeschaffung.
Es gilt in dieser Arbeit zu untersuchen, welche Handlungsmöglichkeiten
und Risiken der liberalisierte Gasmarkt bietet. Unter Handlungsmöglichkei-
ten sind Beschaffungsalternativen wie z.B. Vollversorgung (mit und ohne
Ölpreisbindung), Beschaffung in Tranchen sowie eine strukturierte Be-
schaffung (incl. Portfoliomanagement) zu verstehen.
1 Datenquelle: BGW2 Datenquelle: Pressemitteilung des Statistischen Bundesamtes vom 08.03.2006
1 Einleitung 3
1.3 Zielsetzung
Abgeleitet aus der Problemstellung liegt die Zielsetzung der Arbeit darin,
die aktuell unübersichtliche Marktlage mit Bezug auf die Möglichkeiten und
Risiken der Gasbeschaffung für Industriebetrieb darzustellen und zu be-
werten.
Es werden die möglichen Beschaffungsstrategien für den typischen Indus-
triebetrieb vor dem Hintergrund der Gasmarktliberalisierung aufgezeigt
und bezüglich der individuellen Risikoadäquanz diskutiert und bewertet.
Weiterhin wird beleuchtet, ob und unter welchen Prämissen diese Strate-
gien bereits heute in die Praxis umgesetzt werden können. In diesem Zu-
sammenhang wird auch die Frage diskutiert, ob und wie eine strukturierte
Gasbeschaffung und ein Gas-Portfoliomanagement umsetzbar sind und
welche Systemlandschaft derzeit am Markt hierzu zur Verfügung steht.
Eine kurze Marktrecherche soll hier einen Überblick über die speziell für
die Gasbeschaffung verfügbaren Softwarelösungen geben.
1.4 Vorgehensweise
In Teil A dieser Arbeit findet nach der Darstellung des Gasmarktes vor der
Liberalisierung eine umfassende Betrachtung des Status Quo des Gas-
marktes statt. Darauf folgend werden die Großhandelsplätze für Erdgas
und die dort handelbaren Produkte erläutert und von einander abgegrenzt.
In Teil B werden die für den Gaspreis relevanten Faktoren wie Energie-
beschaffung, Transport, Abwicklung, Speicherung u.a. analysiert und be-
wertet. Nach der Bewertung der Risiken im Energiehandel sowie der Defi-
nition der Ziele einer risikoadäquaten Gasbeschaffung für Industriebetrie-
be werden die gewonnenen Erkenntnisse auf die Beschaffungsmöglichkei-
ten, die der Markt bietet, projiziert. Zudem werden die Beschaffungsmög-
lichkeiten vor dem Hintergrund einer Umsetzbarkeit für Industriebetriebe
analysiert und bewertet.
1 Einleitung 4
Eine Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse sowie eine über-
greifende Beurteilung bilden den Abschluss dieser Arbeit.
2 Situation des Gasmarktes vor der Liberalisierung 5
2 Situation des Gasmarktes vor der Liberalisierung
Ursprünglich war der deutsche Gasmarkt – wie der Strommarkt auch –
durch entlang der Wertschöpfungskette integrierte Unternehmen gekenn-
zeichnet. Der Unterschied bestand im Gasmarkt aber darin, dass nur we-
nige Unternehmen auf der Erzeugungs- bzw. Importstufe standen. Diese
wenigen Unternehmen bündelten die Nachfrage und erzielten damit große
Abnahmemengen, um gegenüber den Erdgasproduzenten Russland, Nor-
wegen, Algerien und den Niederlanden günstige Preise zu realisieren.
Weiterhin wurden meist langfristige Verträge bevorzugt. Demgegenüber
übernahmen zahlreiche Stadtwerke und Regionalversorger ihrerseits die
Aufgabe der Energieverteilung an die Endkunden. Dabei gilt es zu beach-
ten, dass die Erdgasindustrie erst in den sechziger Jahren des vergange-
nen Jahrhunderts entstand, als Erdgas als Wärmeträger in Deutschland
weite Verbreitung fand.3
In Deutschland kam es zu einer Zweiteilung der Beschaffungsaufgabe.
Auf der einen Seite standen die Gasimporteure, die Erdgas von den typi-
schen Exportländern (Russland, Niederlanden, Norwegen, UK und Däne-
mark) sowie den inländischen Produzenten (ursprünglich Ruhrgas AG,
BEB Erdöl, Erdgas GmbH, Thyssengas, EWE AG sowie später Wingas
GmbH und Verbundnetz Gas AG.) beschafften. Auf der anderen Seite gab
es die Regionalversorger, Stadtwerke, Betreiber von Gaskraftwerken und
große Industriekunden, die ihren Gasbedarf ausschließlich über die Ga-
simporteure deckten. Klassischerweise wurde das Gas immer in der vor-
gelagerten Netzstufe beschafft, da die Importeure auch über das Ferngas-
netz verfügten, welches sie vor der Liberalisierung anderen Unternehmen
nicht oder nur in Ausnahmefällen zur Verfügung stellten. Aus diesem
Grund standen keine anderen Beschaffungswege zur Verfügung.4 Abbil-
dung 1 stellt die beschriebene historische Struktur der deutschen Gasin-
dustrie dar:
3 Vgl. Spicker (2006), S. 554 Vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)
2 Situation des Gasmarktes vor der Liberalisierung 6
Abbildung 1: Historische Struktur der deutschen Gasindustrie5
Die Abschottung der Versorgungsgebiete u.a. durch die Import- und Fern-
gasnetzbetreiber führte zu Gebietsmonopolen; es konnte faktisch kein
Wettbewerb auf dem deutschen Gasmarkt entstehen. Ergebnis dieser
Praxis waren Beschaffungsmonopole für die jeweiligen Versorgungsgebie-
te. Aufgrund dieser Beschaffungsmonopole war vor der Liberalisierung die
Kunden-Lieferanten-Beziehung durch klassische Vollversorgungsverträge
gekennzeichnet, auf die im Verlauf der Arbeit noch näher eingegangen
wird. Diese den gesamten Gasbedarf abdeckenden Verträge hatten oft
eine Laufzeit von mehreren Jahren. Auch Verträge mit Laufzeiten von
mehreren Jahrzehnten waren durchaus üblich.6
Aus beschriebenen Gründen beschränkten sich die Beschaffungsverhand-
lungen meist auf Preisverhandlungen entweder nach Ablauf der Vertrags-
laufzeit oder bei Neuanschlüssen mit entsprechenden Volumina.7 Aber
auch hier war der Verhandlungsspielraum begrenzt, da eine Bindung an
den Ölpreis bestand.
Der Markteintritt der Wingas GmbH, ein Joint-Venture von Gazprom und
Wintershall (100%ige Tochter der BASF), Anfang der 90er Jahre führte zu
einem Aufbrechen der über Jahre hinweg gewachsenen Struktur. Wingas
5 nach Spicker (2006), S. 566 Vgl. Spicker (2006), S. 56-577 Vgl. Spicker(2006), S. 56-57
2 Situation des Gasmarktes vor der Liberalisierung 7
betrieb den so genannten konkurrierenden Pipeline-Bau und schaffte da-
mit einen Pipeline-zu-Pipeline-Wettbewerb, der dazu führte, dass Mitte
2001 rund 20% des gesamtdeutschen Gasabsatzes durch die Wingas-
Systeme erreichbar waren. De facto brachte dies aber lediglich denjenigen
Abnehmern Vorteile, die in relativer Nähe dieser Versorgungsleitungen an-
gesiedelt waren, sodass ein Stichleitungsbau möglich und ökonomisch
sinnvoll war.8 Das Aufbringen der enormen Investitionssumme für die Er-
richtung der Pipelineinfrastruktur der Wingas war nur möglich durch die
Geldgeber Gazprom und BASF.
8 Vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 8
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung
3.1 Der Gasmarkt in Europa und Deutschland
3.1.1 Entwicklung und Volumen des europäischen Gasmarktes
Aufgrund der immer stärkeren Konvergenz der Gasmärkte in Europa er-
scheint es sinnvoll, die grundlegende Betrachtung nicht nur auf den deut-
schen Markt zu beschränken, sondern diesen vielmehr im Kontext eines
europäischen Gasmarktes zu betrachten und darzustellen.
Der europäische Gasmarkt ist aufgrund der Leitungsgebundenheit der
Handelsware Gas ein regionaler Markt, der sich seit Beginn der Liberali-
sierung im Jahre 1998 in Europa in einem stetig fortschreitenden Wandel
befindet.9
Erdgas ist mit einem Anteil von 24% des Primärenergieverbrauchs der eu-
ropäischen Union nach Mineralöl der zweitwichtigste Primärenergieträ-
ger.10 Das europäische Erdgas stammt zum einen aus eigener Produktion,
zum anderen wird es via Pipelines oder in verflüssigter Form (Liquified Na-
tural Gas; LNG) mit Schiffen aus Regionen außerhalb der EU importiert.11
Betrachtet man den weltweit steigenden Energie- und damit auch steigen-
den Erdgasbedarf und hält man sich dabei vor Augen, dass die europäi-
sche Erdgasproduktion aufgrund sinkender Ressourcen in Zukunft zurück-
gehen wird, muss der Importanteil aus Nicht-EU-Staaten zukünftig zwin-
gend zunehmen. Abbildung 2 stellt diese Veränderung der europäischen
Erdgasimporte dar.
9 Vgl. Däuper (2007), S. 141 f.10 Vgl. VDKI (2005), S. 1811 Vgl. Däuper/Lokau (2005), S. 36
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 9
2003 2015
600-700 Mrd. m³
500 Mrd. m³
Importe
EU-Eigenförderung
50 %
50 %75 %
25 %
Erdgasbedarf Europa
Abbildung 2: Veränderung der EU-Erdgasimporte von 2003 bis 201512
Diese Abhängigkeit von Nicht-EU-Erdgas wird ebenfalls aus der nachfol-
genden Abbildung 3, in der die weltweiten Erdgas-Handelsströme darge-
stellt sind, ersichtlich. Man spricht in diesem Zusammenhang auch von der
Energiesenke in Kontinentaleuropa. Ebenfalls zeigt diese Darstellung die
besondere Abhängigkeit der EU-Staaten von russischen Gasimporten.
Abbildung 3: Energiesenke Kontinentaleuropa13
Die europäischen Ferngas- und Importgesellschaften haben zur Deckung
ihres Bedarfs meist langfristige Bezugsverträge. Laufzeiten von bis zu 30
Jahren sind hier keine Seltenheit. Begründet werden diese mit der gegen-
seitigen Absicherung der Amortisation hoher Investitionskosten beider Sei-
ten für die Bereitstellung der Produktions- und Transportinfrastruktur.14
12 Aus WINGAS (2007), S. 713 BP (2006), S. 3114 Vgl. Däuper/Lokau (2005), S. 36-37
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 10
Das Mengenrisiko trugen traditionell die Ferngasgesellschaften in der Wei-
se, dass sie sich vertraglich zur Abnahme einer bestimmten Mindestmen-
ge verpflichteten. Die Gasproduzenten ihrerseits trugen das Preisrisiko,
welches aber durch die Bindung des Gaspreises an den Ölpreis gemindert
wurde.
Anders als beispielsweise im Strommarkt bestehen zwischen Gasprodu-
zenten und Ferngasgesellschaften keine gesellschaftsrechtlichen Verbin-
dungen. Allerdings ist in den letzten Jahren ein gewisser Trend zur verti-
kalen Integration zu beobachten. Große nationale Ferngasgesellschaften
wie z.B. E.ON Ruhrgas AG, Eni S.p.A. und Gaz de France bekunden auf
langfristige Sicht eine Erhöhung des Anteils der eigenen Produktion.15 Die
Abbildung 4 zeigt das europäische Ferngasnetz.
Abbildung 4: Europäisches Ferngasnetz16
3.1.2 Entwicklung und Volumen des deutschen Gasmarktes
Der deutsche Gasmarkt ist wie der bereits beschriebene europäische von
der Importabhängigkeit gekennzeichnet. Die inländische Produktion um-
fasste im Jahre 2005 gerade eine Anteil von 15% des Gesamtvolumens
15 Vgl. Däuper (2007), S. 14216 Möller (2006c)
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 11
und wird sich – Prognosen zufolge – in den nächsten Jahren noch verrin-
gern. Zu den größten Erdgaslieferanten des deutschen Marktvolumens
gehören mit 34% Russland, mit 25% Norwegen, mit 20% die Niederlande
und mit 6% Großbritannien und Dänemark.17
Wichtige Grenzübergangspunkte und damit Importpunkte des deutschen
Gasnetzes sind:
• Ellund für dänisches Gas
• Frankfurt/Oder-Mallnow, Obernhau, Waidhaus, Oberkappel und
Burghausen für russisches Gas
• Eynatten für britisches Nordseegas
• Emden für norwegisches Nordseegas
• Bunde für niederländisches Nordseegas
Im Gegensatz zum Strom gibt es beim Gas unterschiedliche „Qualitäten“,
auch Gasbeschaffenheiten genannt. Je nach Lieferquelle unterscheiden
sich die Gase vornehmlich im Brennwert, der maßgeblich durch den Me-
thananteil im Gas beeinflusst wird. Der Brennwert (früher auch Heizwert)
genannt ist definiert als Energie, die bei vollständiger Verbrennung frei
wird, wenn das Abgas auf 25°C Bezugstemperatur zurückgekühlt wird.
Dabei kondensiert der Wasserdampf und gibt seine Kondensationswärme
ab. Erdgas wird daher bezüglich des Brennwerts in zwei Qualitätskategori-
en unterteilt:
• H-Gas (high-caloric gas): Brennwert ca. 11,0-12,5 kWh/m³
• L-Gas (low-caloric gas): Brennwert ca. 10,0 kWh/m³
Der Brennwert differiert folglich je nach Herkunft und Lagerstätte des Ga-
ses zwischen 10,0 und 12,5 kWh/m³. H-Gas kommt typischerweise aus
Russland und Norwegen, L-Gas aus Deutschland und den Niederlanden.
Die geografische Lage der Grenzübergangspunkte sowie deren Import-
mengen und „Gasqualitäten“ sind in Abbildung 5 dargestellt.18
17 BP (2006)18 Vgl. Möller (2006b)
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 12
Abbildung 5: Gasimporte nach Deutschland19
Die Lieferstrukturen zum heutigen Zeitpunkt haben sich, bezogen auf die
Zeit vor der Liberalisierung, nicht nennenswert verändert. Es besteht eine
Dreiteilung der 750 Gasversorgungsunternehmen (GVU) in Transport inkl.
Import, Regional- und Ortsverteilung. Zu den importierenden Ferngasun-
ternehmen zählen die Unternehmen E.ON Ruhrgas, VNG, BEB, Wingas
und RWE. Diese fünf Unternehmen verfügen über einen Anteil von mehr
als 90% am gesamten Import und 80% bis 90% an der heimischen Pro-
duktion. Die Verteilnetzebene wird von 10 regionalen Ferngasunterneh-
men sowie über 700 Regional- und Lokalversorgern gebildet. Abbildung 6
stellt diesen Zusammenhang dar. Bezüglich der Entwicklung dieser Drei-
teilung ist davon auszugehen, dass sich auch in Zukunft keine wesentli-
chen Veränderungen ergeben werden. Zu dieser Einschätzung gelangt
auch eine Studie von E-Bridge Consulting.20
Abbildung 6: Struktur der Gaswirtschaft in Deutschland21
19 Möller (2006a)20 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 9
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 13
Zu weiterem Veränderungsdruck führte das vom Bundeskartellamt (BKar-
tA) eingeleitete Musterverfahren22 gegen E.ON Ruhrgas. In diesem Mus-
terverfahren erklärte das BKartA langfristige Lieferverträge zwischen Fern-
gasgesellschaften und Weiterverteilern als Verstoß gegen das Kartellver-
bot nach GWB und EGV.23 Nach Vorgabe des BKartA sind damit Verträge
über 80 bis 100% des Bedarfs und einer Laufzeit von mehr als zwei Jah-
ren, sowie über 50 bis 80% des Bedarfs und einer Laufzeit von mehr als
vier Jahren unzulässig. Das BKartA sieht es als erwiesen an, dass lang-
fristige Bezugsverträge zu einer Marktabschottung führen und so den
Markteintritt für Wettbewerber verhinderten.24 Lieferverträge zwischen Pro-
duzenten und Importgesellschaften sowie zwischen Weiterverteilern und
Endkunden sind von oben genannter Entscheidung allerdings ausgenom-
men.
3.2 Rechtliche Vorgaben der EU
3.2.1 Voraussetzungen für Wettbewerb
Wie beschrieben findet der europaweite Gastransport i.d.R. über Pipeline-
netze statt, wodurch sich eine gewisse Leitungsgebundenheit des Erdga-
ses ergibt. Da die EU den Leitungswettbewerb nach dem Vorbild der Win-
gas als nicht erstrebenswert betrachtet, sieht die EU das Gasleitungsnetz
als natürliches Monopol an. Um der Abschottung des Marktes entgegen
zu wirken und das Entstehen von Wettbewerb in den bestehenden Struk-
turen zu fördern ist ein:
• diskriminierungsfreier,
• transparenter und
• effizienter Netzzugang das erklärte Ziel der EU.25
Als deutlichstes Zeichen für einen funktionierenden Markt wird der Handel
an einer Börse angesehen, sodass die Börsenfähigkeit des Gasnetzzu-
gangs als essentielles Ziel für die Liberalisierung des Gasmarktes gilt. Nur
21 Möller (2006a)22 BKartA (2006)23 Vgl. Däuper (2007), S. 15224 Vgl. Litpher/Böwing (2005), S. 430 ff.25 Vgl. Däuper/Lokau (2005), S. 42-43
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 14
wenn eine ausreichend große Liquidität gegeben ist, kann die Beeinfluss-
barkeit des Marktes durch einzelne Marktteilnehmer verhindert werden;
dies ist zwingende Voraussetzung für die Börsenfähigkeit. Daher ist die
Schaffung eines einheitlichen, standardisierten europäischen Marktes not-
wendig, um die (Markt-)Liquidität zu erhöhen.26 In diesem Zusammenhang
sind Marktliquidität und finanzielle Liquidität voneinander abzugrenzen.
Unter finanzieller Liquidität wird im Allgemeinen das Vorhandensein bzw.
die Verfügbarkeit von Geldmitteln in ausreichendem Maße verstanden.
Wird der Begriff Liquidität mit Bezug auf Märkte oder Handelsplätze ver-
wandt ist hier i.d.R. von der Marktliquidität auszugehen. Marktliquidität
liegt vor, wenn es jederzeit möglich ist, Positionen zu schließen oder ein-
gegangene wieder zu öffnen. Weitere Indikatoren für Marktliquidität kön-
nen das Handelsvolumen und deren Entwicklung sowie die Zahl der Han-
delsteilnehmer sein. In den nachfolgenden Betrachtungen ist mit Liquidität
i.d.R. die Marktliquidität gemeint. Auf finanzielle Liquidität wird jeweils ex-
plizit hingewiesen.
Zur Erreichung der vorgenannten Ziele hat die Europäische Union unter-
schiedliche Richtlinien erlassen, die nachfolgend erläutert werden.
3.2.2 Gasbinnenmarktrichtlinie 1998
Wie bereits in der Einleitung erwähnt begann die Liberalisierung des euro-
päischen Gasmarktes mit der Verabschiedung der Gasbinnenmarktrichtli-
nie 98/30/EG vom 21.07.1998 (GasRL 1998).
Die GasRL 1998 schrieb den Mitgliedsstaaten als grundlegende Prinzipien
Nichtdiskriminierung und Transparenz vor, überließ ihnen allerdings die
Wahl der Mittel bei der Umsetzung in nationales Recht. Als Kernpunkte
sind hier folgende zu nennen:
• Wahlrecht des Netzzugangs,
• Entflechtung integrierter Erdgasunternehmen und
• Festlegung der Marktöffnung.
26 Vgl. Däuper (2007), S. 144
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 15
Bezüglich des Netzzugangs überließ die GasRL 1998 es den Mitglieds-
staaten, den „Netzzugang auf Vertragsbasis“ (verhandelter Netzzugang)
oder den „geregelten Netzzugang“ (regulierter Netzzugang) umzusetzen
(siehe Art. 15 und 16, GasRL 1998). Deutschland entschied sich in die-
sem Zusammenhang für den verhandelten Netzzugang. Hierdurch lag die
endgültige Ausgestaltung der Zugangsbedingungen bei Netzbetreibern
und Netznutzern.27
In den Artikeln 12 und 13 fordert die GasRL 1998 die buchhalterische Ent-
flechtung (Unbundling) der integrierten Erdgasgesellschaften, um zur Ver-
meidung von Diskriminierung, Quersubventionierung und Wettbewerbs-
verzerrung beizutragen. Mit integrierten Erdgasgesellschaften sind diejeni-
gen gemeint, die mindestens zwei der Funktionen Gewinnung, Fernlei-
tung, Verteilung, Lagerung oder Speicherung von Erdgas wahrnehmen.
In Artikel 18 der GasRL 1998 war eine schrittweise Marktöffnung in den
Mitgliedsstaaten vorgesehen. Allerdings konnten die Mitgliedsstaaten die
so genannten „zugelassenen Kunden“ selbst bestimmen und ihnen so das
Recht auf Rechts- und Geschäftsfähigkeit verleihen, um Erdgaslieferver-
träge gemäß dieser Richtlinien schließen zu können. Die schrittweise
Marktöffnung sah vor, dass zehn Jahre nach Inkrafttreten der GasRL 1998
ein Anteil von 43% des jährlichen Gesamtverbrauches auf dem jeweiligen
nationalen Gasmarkt für den Wettbewerb geöffnet sein sollte.28
3.2.3 Gasbinnenmarktrichtlinie 2003
Der am 01.03.2003 von der Europäischen Kommission veröffentlichte drit-
te Benchmarking-Bericht identifizierte folgende Aspekte, die laut der Kom-
mission einer tatsächlichen Marktöffnung im Wege stehen:
• unzureichende Transparenz und Kompatibilität der nationalen Netz-
zugangsregeln,
• ineffiziente Kapazitätszuteilungsverfahren an Kuppelstellen,
27 Vgl. KOM (2004)28 Vgl. GasRL (1998)
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 16
• unzureichende und intransparente Speicherzugangsregeln,
• dominierende Marktmacht der nationalen Ferngasgesellschaften.29
Deutschland bescheinigte der Bericht eine theoretische Marktöffnung von
100%, stellte aber weiterhin fest, dass 2002 lediglich 5% der industriellen
und weniger als 2% der gewerblichen Gasabnehmer ihren bisherigen Lie-
feranten gewechselt hatten.30
Aus den oben beschriebenen Gründen erließ das Europäische Parlament
die zweite Gasbinnenmarktrichtlinie 2003/55/EG vom 15.07.2003 (GasRL
2003), die auch als Beschleunigungsrichtlinie bekannt ist.
Ziel der GasRL 2003 war und ist die beschleunigte Etablierung eines funk-
tionierenden Marktes für Erdgas. Aus diesem Grund enthält die GasRL
2003 weitreichende inhaltliche Veränderungen. Die wichtigsten Forderun-
gen der Richtlinien sind:
• die Beschleunigung der Marktöffnung,
• die Etablierung nationaler Regulierungsbehörden,
• die Einführung des geregelten Netzzugangs und
• weiterführende Entflechtungsvorschriften.31
Die vollständige Marktöffnung sollte Art. 23 GasRL 2003 zufolge bis zum
01.07.2004 für alle „zugelassenen Kunden“, ab dem 01.07.2004 für alle
Nicht-Haushalts-Kunden und ab dem 01.07.2007 für alle Kunden erreicht
sein. Demzufolge sollte der Lieferantenwechsel ab Mitte 2007 theoretisch
für alle Erdgaskunden möglich sein.
Zudem schreibt Art. 25 der GasRL 2003 die Einführung einer oder mehre-
rer unabhängiger Stellen mit der Aufgabe als Regulierungsbehörde vor.
Die zwingende Verpflichtung zur Einführung einer Regulierungsbehörde
fußt auf den bisher relativ weit gefassten Spielräumen zur administrativen
Umsetzung der Vorgaben. Die Regulierungsbehörde hat laut Richtlinie die
29 Vgl. Däuper/Lokau (2005), S. 43; vgl. EC (2004) 30 Vgl. KOM (2004)31 Vgl. Maatz (2001)
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 17
Aufgabe, Nichtdiskriminierung, echten Wettbewerb und ein effizientes
Funktionieren des Marktes sicherzustellen und ein diesbezügliches Moni-
toring durchzuführen. Der Regulierungsbehörde werden dazu unter ande-
rem folgende Kompetenzen zugesprochen:32
• Ex-ante-Regulierung der Methoden zur Berechnung der Tarife und
Bestimmung der Bedingungen für den regulierten Netzzugang.
• Nachgelagerte Kontrolle der Wettbewerbsbedingungen, insbeson-
dere die Kompetenz diese Bedingungen einschließlich der Netzzu-
gangsentgelte bei Bedarf zu ändern.33
In Artikel 18 GasRL 2003 wird der Netzzugang neu geregelt; die bisherige
Wahlmöglichkeit der Mitgliedsstaaten zwischen dem regulierten und dem
verhandelten Netzzugang entfällt. Zukünftig soll der Netzzugang auf der
Grundlage veröffentlichter Tarife erfolgen. Diese Tarife sowie die Metho-
den ihrer Berechnung müssen von der bereits erwähnten Regulierungsbe-
hörde genehmigt werden. Bei der Einbindung und dem Zugang zu Spei-
chern gilt weiterhin die Wahlmöglichkeit zwischen reguliertem oder ver-
handeltem Zugang.34
Weiterhin schreibt die GasRL 2003 in den Artikeln 9 und 11 die Entflech-
tung (Unbundling) von Fernleitungs- und. Verteilnetzbetreibern vor, soweit
sie zu einem vertikal integrierten Unternehmen gehören. Hiermit ist neben
der bereits durch die GasRL 1998 geforderten buchhalterischen Entflech-
tung auch die informatorische, organisatorische und gesellschaftsrechtli-
che Entflechtung vorgeschrieben. Eine eigentumsrechtliche Entflechtung
sieht diese Richtlinie allerdings nicht vor.35
3.2.4 Europäische Gasnetzzugangsverordnung
Zusätzlich zu den oben erwähnten Richtlinien wurde am 28.08.2005 eine
Verordnung über den Zugang zu den Erdgasfernleitungen, die so genann-
32 Vgl. GasRL (2003) 33 Vgl. GasRL (2003); Däuper (2007), S. 145 f.34 Vgl. GasRL (2003)35 Vgl. GasRL (2003)
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 18
te Europäische Gasnetzzugangsverordnung (VO 1775/2005)36 verabschie-
det. Diese gilt seit 01.07.2006 für alle Mitgliedsstaaten. Von der Verord-
nung betroffene Bereiche sind:
• die Bildung der Netzzugangsentgelte,
• die Kapazitätszuweisung und
• das Engpassmanagement,
• die Transparenzanforderungen sowie
• der Handel mit Kapazitäten.
Als wegweisend werden die Vorgaben bezüglich des Kapazitätsmanage-
ments angesehen, da hier erstmals zwischen vertraglichen und physi-
schen Engpässen differenziert wird. Um vertragliche Engpässe zu vermei-
den wird das so genannte use-it-or-lose-it-Prinzip vorgeschlagen. Hier-
nach sind Transportverträge grundsätzlich mit Kapazitätsfreigabeklauseln
zu versehen, um Kapazitätshortungen zu vermeiden. Bezüglich der Ver-
meidung von physischen Engpässen ist die Verordnung allerdings wenig
verbindlich.37
3.3 Umsetzung in Deutschland
3.3.1 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)
Die Umsetzung der oben genannten Europäischen Richtlinien erfolgte in
Deutschland - wie in den meisten Mitgliedsstaaten verspätet - mit Inkraft-
treten des novellierten EnWG am 13.07.2005. Inhaltlich regelt das neue
EnWG vor allem die Prinzipien des Netzzugangs. Das Leitbild ist dabei ein
• diskriminierungsfreier,
• effizienter und
• transparenter Netzzugang
• zu angemessenen Preisen.38
Gemäß den Zielvorgaben des europäischen Gesetzgebers wurden die
Rahmenbedingungen für eine Neuregelung des Netzzugangs in § 20 Abs.
36 EP (2005)37 Vgl. Däuper (2007), S. 147f.; Hohaus (2005) S. 5-938 Vgl. Däuper/Lokau (2005), S. 48 f.
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 19
1b EnWG festgeschrieben. Um den Netzzugang zu vereinfachen und die
Grundlage für nachhaltigen Wettbewerb zu schaffen, fordert das EnWG
nunmehr die Einführung eines Entry/Exit Modells. Damit gehört das stre-
cken- oder transaktionsabhängige Punkt-zu-Punkt Modell der Vergangen-
heit an.39 Für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen ist ein sogenanntes
Zwei-Vertrags-Modell vorgesehen, wonach ein Transportkunde lediglich
einen Einspeise- (Entry-) und einen Ausspeise- (Exit-)Vertrag benötigt, um
den gesamten Transport abzuwickeln.40 Als wesentlich ist in diesem Zu-
sammenhang die Kooperationsverpflichtung der Netzbetreiber anzusehen.
Diese verpflichtet die Netzbetreiber zur Zusammenarbeit, sodass auch bei
netzübergreifenden Transporten lediglich ein Einspeise- und ein Ausspei-
severtrag nötig sind.41 Zur weiteren Erläuterung des Netzzugangs siehe
Teil B, Abschnitt 1.4.2.
3.3.2 Bundesnetzagentur (BNetzA)
Im Zuge der Umsetzung der Vorgaben der GasRL 2003 durch das EnWG
hat die Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde im Sommer 2005
ihre Arbeit aufgenommen. Zentrale Aufgabe der BNetzA ist es, durch Ent-
flechtung und Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze die
Voraussetzungen für einen funktionierenden Wettbewerb zu schaffen. Die
Tätigkeiten umfassen die Gewährleistung eines diskriminierungsfreien
Netzzugangs sowie die Kontrolle der von den EVU erhobenen Netznut-
zungsentgelten. Des Weiteren gehören die Missbrauchsaufsicht sowie die
Überwachung der Vorschriften zur Entflechtung der Netzbereiche (Un-
bundling) zum Aufgabenspektrum der BNetzA.42
Nachfolgend soll anhand einiger konkreter Eckpunkte kurz die Arbeit der
BNetzA bezüglich des Gasmarktes dargestellt werden.43
39 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 1240 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 2 f.41 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 1242 Vgl. BNetzA (2007)43 Vgl. Kurth (2007), S. 17-20
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 20
• Genehmigung allgemeiner Netznutzungsentgelte: Neben den
Stromversorgungsunternehmen haben seit dem 30. Januar 2006
auch die GVU einen Antrag auf Entgeltgenehmigung zu stellen.
Ende 2006 waren 65% der Anträge bearbeitet. I.d.R. gingen die
Genehmigungen mit einer Kürzung der beantragten Entgelte ein-
her.
• Konsultationsprozess zum Gasnetzzugang: Die BNetzA initiierte
Ende 2005 einen Konsultationsprozess – an dem die Marktteilneh-
mer beteiligt waren – mit dem Ziel, ein Netzzugangsmodell zu ent-
wickeln, welches den Vorgaben des § 20 Abs. 1b EnWG entsprach.
Dieses Ziel wurde nur teilweise erreicht, da die Mehrzahl der GVU
neben dem gesetzeskonformen Zweivertragsmodell auch die Um-
setzung des Einzelbuchungsmodells forderten.
• Kooperationsvereinbarung: Vereinbarungsgemäß legten BGW und
VKU der BNetzA im Juli 2006 eine Kooperationsvereinbarung
(KoV) vor. Diese enthielt – wie zu erwarten war – neben dem Zwei-
vertrags- auch das Einzelbuchungsmodell. Mit ihrer Entscheidung
vom 17. November 2006 zum Gasnetzzugangsmodell hat die
BNetzA das Einzelbuchungsmodell für unzulässig erklärt, da es
nach deren Auffassung wirksamen Wettbewerb verhindere und der
Zersplitterung des Marktes Vorschub leiste.
• Marktgebiete: Die BNetzA erwirkte in einem ersten Schritt und mit
Inkrafttreten der KoV eine Reduktion der Marktgebiete von 28 auf
19. Nach Auffassung der BNetzA sei aber auch die reduzierte Zahl
von 19 Marktgebieten noch wesentlich zu hoch.
3.3.3 Kooperationsvereinbarung (KoV)
Grundlage der Kooperationsvereinbarung ist die vom Gesetz geforderte
Verpflichtung zur Kooperation der Gasversorgungsunternehmen. Damit
sind GVU verpflichtet, zur Abwicklung des Zugangs zu den Gasversor-
gungsnetzen untereinander in dem Ausmaß verbindlich zusammenzuar-
beiten, welches erforderlich ist, damit der Transportkunde zur Abwicklung
auch über mehrere, durch Netzkopplungspunkte miteinander verbundene
3 Status Quo der Gasmarktliberalisierung 21
Netze nur einen Einspeise- und einen Ausspeisevertrag abschließen
muss, es sei denn, diese Zusammenarbeit ist technisch nicht möglich oder
wirtschaftlich nicht zumutbar. Die allgemeine Kritik und besonders das
oben beschriebene Verbot des Einzelbuchungsmodells durch die BNetzA
machten eine Überarbeitung der KoV (vom 19. Juli 2006) unabdingbar.
Die Verbände BGW und VKU übergaben am 02. Februar 2007 die überar-
beitete Fassung der KoV an die BNetzA. Diese überarbeitete KoV wurde
am 25. April 2007 veröffentlicht und stellt die zurzeit gültige Fassung dar.
Alle nachfolgenden Darstellungen beziehen sich somit auf die KoV vom
25. April 2007.44
Da eine detaillierte Darstellung und Bewertung des Netzzugangs in Teil B,
Abschnitt 1.4.2 erfolgt, soll an dieser Stelle nur kurz auf die Eckpunkte der
KoV und die bekannten Änderungen der Fassung vom 25. April 2007 ein-
gegangen werden.
Nachdem – wie bereits erwähnt – die BNetzA das Einzelbuchungsmodell
untersagte, findet sich in der Änderungsfassung der KoV nur noch das
sog. Basismodell (Zweivertragsmodell). Des weiteren beinhaltet die KoV
die Einteilung des deutschen Gasmarktes in 19 Marktgebiete. Nach der
Zusammenlegung der zwei H-Gas-Marktgebiete der RWE Transportnetz
Gas sowie der drei H-Gas-Marktgebiete der E.ON Gastransport enthält die
Änderungsfassung nur noch 16 Marktgebiete. Weiterhin haben sich Ände-
rungen bezüglich der Nominierung und der Bilanzkreissystematik ergeben,
auf die im Teil B, Abschnitt 1.5.1 näher eingegangen wird.45
44 Vgl. BGW (2007)45 Vgl. BGW (2007); vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 12 ff.; Brühl/ Weissmüller
(2006), S. 57-61; Nill-Theobald/Estermann (2007), S. 28
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 22
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte
4.1 Einleitung
In diesem Abschnitt werden die Großhandelsmärkte für Gas voneinander
abgegrenzt. Die Abgrenzung geschieht nach den drei Kriterien Fristigkeit,
Lieferort und Handelsplatz. Unter Fristigkeit ist die Unterscheidung nach
dem Erfüllungszeitpunkt zu verstehen, also die Zeitspanne, die zwischen
Geschäftsabschluss und Erfüllung bzw. Lieferung besteht. Bei der Fristig-
keit wird daher von Spot- und Terminhandel gesprochen. Eine weitere Dif-
ferenzierung bietet das Kriterium Lieferort. Dies ist der (physische) Erfül-
lungsort der gehandelten Kontakte, an dem das Gas bereitgestellt wird
und der Eigentumswechsel des Gases stattfindet (Übergabepunkt). Als
drittes Kriterium ist der Handelsort zu nennen, also die Möglichkeit des bi-
lateralen oder börslichen Handels.
4.2 Fristigkeit
4.2.1 Spot-/ Kassahandel
Der Spot- oder Kassamarkt wird charakterisiert durch Transaktionen mit
einem kurzfristigen Zeithorizont.46 Das heißt, dass die gehandelten Pro-
dukte in der Regel gegen Zahlung mehr oder weniger unmittelbar erfüllt
werden. Da auf Energiemärkten, anders als auf Finanzmärkten, diese un-
mittelbare Erfüllung nicht realisierbar ist, ergeben sich Fristigkeiten zwi-
schen der Erfüllung (Settlement) bezogen auf den Geschäftsabschluss
von bis zu einer Woche. Ein weiteres entscheidendes Charakteristikum für
Spotmärkte ist die i.d.R. physische Erfüllung der gehandelten Kontrakte.
Dies impliziert das Vorhandensein von ausreichend großen Transportka-
pazitäten für die Handelsmengen am Bereitstellungspunkt.47
Typische Produkte des Sportmarktes sind die sog. day ahead-(nächster
Tag) und weekend-(nächstes Wochenende) Produkte. Diese werden i.d.R.
46 Vgl. Pilgram (2006b), S. 31447 Vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 23
ab ein bis zwei Tage vor der Erfüllung gehandelt und umfassen eine pysi-
sche Lieferung in Stundeneinheiten für den nächsten Tag, das nächste
Wochenende. Oft werden dem Spotmarkt auch die sog. balance-of-the-
month-Produkte (BOM) zugerechnet. Hierbei handelt es sich um den
Restmonat, also um Lieferungen vom nächsten Tag bis zum Ende des
laufenden Kalendermonats. Im Strommarkt ist eine Beschaffung auf Stun-
den- oder Viertelstunden-(intraday) Basis möglich. Im Gasmarkt sind hier
Lieferungen konstanter Leistung (Bandlieferungen) über die Laufzeit des
Kontraktes (bspw. 24 Stunden für einen day-Kontrakt) die Regel.48 Spot-
Produkte dienen der kurzfristigen Optimierung des Portfolios.
4.2.2 Terminhandel
4.2.2.1 Abgrenzung
Der Terminhandel ist gekennzeichnet durch das Auseinanderfallen von
Vertragsabschluss und Vertragserfüllung. Somit können Fristigkeiten von
bis zu mehreren Jahren entstehen. Anders als Spot-Produkte können Ter-
minkontrakte sowohl physisch als auch finanziell erfüllt werden. Terminge-
schäfte dienen in der Regel der Absicherung von Preisrisiken aus den
physischen Warengeschäften und stellen in diesem Zusammehang finan-
zielle Transaktionen dar. Die Vertragsparteien definieren zum heutigen
Zeitpunkt bereits den Preis, die Lieferperiode und die Liefermenge pro
Zeiteinheit, während die Lieferung und Bezahlung erst in der Zukunft statt-
findet. Somit erfolgt hier eine zeitliche Trennung von Verpflichtungs- und
Verfügungsgeschäft.49 Man spricht hier auch vom herausgeschobenen Er-
füllungszeitpunkt.50
Grundlage der Termingeschäfte sind Unsicherheiten und Preisvolatilitäten
des Underlyings, also des zugrundeliegenden Basisprodukts (Spot-Pro-
dukt). Die Volatilität ist dabei ein Maß für die Stärke der historischen Preis-
48 Vgl. Ellwanger/Mangelmann (2003), S. 7 f.; vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)
49 Dudenhausen (2000), S. 51 f.; vgl. Spicker (2006), S. 86 f. 50 Pilgram (2006b), S. 314
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 24
schwankungen des Underlyings.51 Durch Termingeschäfte ist es möglich,
schon heute den Preis des Basisprodukts für die Zukunft festzuschreiben.
I.d.R. werden am Terminmarkt standardisierte Monats-, Quartals-, und
Jahreskontrakte angeboten. Monatskontrakte haben eine Laufzeit von ei-
nem Monat und werden sechs bis acht Monate im Voraus gehandelt.
Quartalskontrakte beinhalten drei Monatskontrakte, es werden fünf bis
sechs Quartale im Voraus gehandelt. Jahreskontrakte beinhalten vier
Quartalskontrakte und werden bis zu sechs Jahre im Voraus gehandelt.
Im Gasmarkt werden zum Teil auch Season-Kontrakte angeboten, welche
die Monate April bis September oder Oktober bis März umfassen.
Termingeschäfte können weiterhin in bedingte (Option) und unbedingte
(Future, Forward, Swap) Handelsgeschäfte unterteilt werden. Im folgen-
den Abschnitt werden die wichtigsten Handelsprodukte kurz erläutert
4.2.2.2 Handelsprodukte
Bei bedingten und unbedingten Handelsgeschäften ist das Abgrenzungs-
kriterium das Vorhandensein eines Wahlrechts, welches der einen Ver-
tragspartei die Entscheidung über die Erfüllung oder die Nichtausübung
des zugrunde liegenden Vertrages einräumt. Sind beide Parteien zur Leis-
tung und Gegenleistung verpflichtet, spricht man von unbedingten Han-
delsgeschäften. Hierzu gehören z.B. Forward, Future und Swap. Ist die
Erfüllung des Vertrages hingegen an Bedingungen geknüpft, handelt es
sich um bedingte Handelsgeschäfte, sog. Optionen.52
Der Forward ist im bilateralen (Termin-)Handel die häufigste Vertragsform.
Der Käufer verpflichtet sich dabei zur Abnahme und Bezahlung, der Ver-
käufer zur Lieferung zu den vorher definierten Bedingungen. Es handelt
sich hierbei um einen nicht-standardisierten Lieferkontrakt, daher sind alle
51 Vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999), S. 16552 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 67 f.
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 25
Bestandteile (Kontraktvolumen, Preis, Lieferort, etc.) frei zwischen den
Vertragspartnern auszuhandeln.53
Ein Future-Kontrakt gleicht von den Spezifikationen einem Forward-Kon-
trakt, jedoch handelt es sich beim Future um ein börsengehandeltes, stan-
dardisiertes Produkt, welches keinen Verhandlungsspielraum zulässt. Mit
einem Forward oder Future kann also bereits zum heutigen Zeitpunkt der
Preis für die in der Zukunft liegende Lieferperiode festgeschrieben wer-
den. Während Forwards i.d.R. zur physichen Lieferung kommen, werden
Futures meist finanziell erfüllt. Es kommt dann lediglich zu Ausgleichszah-
lungen, deren Höhen sich aus der Differenz des Vertragspreises (bei Ab-
schluss des Kontrakts) und dem aktuellen Marktpreis des Basisproduktes
ermittelt. Das Gewinn- bzw. Verlustpotential beim Kauf eines Futures ist in
Abbildung 7 abgebildet.
Forward-/ Futurepreis
Spotpreis
Spotpreis
Gewinn
Verlust
Abbildung 7: Kauf eines Forward/Futures54
Durch die sog. Glattstellung einer offenen Position (closing out) kann die
physische Erfüllung verhindert werden. Zum Glattstellen wird eine inverse
Transaktion mit einem Kontrakt, der identische Vertragsmerkmale auf-
weist, durchgeführt.55
Bei Swaps handelt es sich ebenfalls um unbedingte Termingeschäfte.
Swaps finden ausschließlich im bilateralen Handel (OTC) Anwendung und
dienen hauptsächlich zur Absicherung gegen Preisschwankungen im phy-
sischen Markt. Ein Swap ist ein bilaterales Abkommen zweier Parteien
53 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 94 ff.; vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)54 Eigene Darstellung 55 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 94 ff.; vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 26
zum Austausch von Zahlungsströmen anhand einer festgelegten Formel.
Die einfachste Variante, die in der Energiewirtschaft zum Einsatz kommt,
ist der sog. fixed-for-floating-Swap. Hierbei handelt es sich um eine Ver-
einbarung, bei der ein indexgebundener Preis für ein Commodity mit ei-
nem fixen Preis über einen bestimmten Zeitraum getauscht wird. Der Käu-
fer des Swap bezahlt somit einen Fixpreis, der Verkäufer zahlt den floa-
ting-Preis. In bestimmten Intervallen (täglich, monatlich, quartalsweise,
jährlich) werden dann die Differenzen (per Zahlung) ausgeglichen (glattge-
stellt). Tatsächlich erhält der Swap-Käufer einen Fixpreis, denn sollte der
Commodity-Preis (oder Index) steigen, bekommt er Ausgleichszahlungen
in Höhe der Differenz zum Swap-Preis (Fixpreis) vom Vertragspartner. Da
der Käufer bei sinkenden Commodity-Preisen ebenfalls zu Ausgleichszah-
lungen verpflichtet ist, schließen sich damit potentielle Gewinne aus. Die-
sen Zusammenhang veranschaulicht Abbildung 8.56 Zur Wirkungsweise
und Anwendbarkeit von Swaps siehe Teil B, Abschnitt 3.2.2.
Swap-Preis
Zeit
€/MWh
Ausgleichszahlungen vom Verkäufer
Ausgleichszahlungen vom Käufer
Abbildung 8: Fixed-for-floating-Swap57
Bedingte Termingeschäfte werden als Optionen bezeichnet. Der Käufer
(Inhaber) der Option hat das Recht, aber nicht die Pflicht, eine bestimmte
Menge des Basisgutes zu einem fixierten Preis (Basispreis) zu kaufen
(Call-Option) oder zu verkaufen (Put-Option). Demgegenüber hat der Ver-
käufer (Stillhalter) als Vertragspartner die Pflicht, den entsprechenden Ba-
siswert zu liefern (Call-Option) oder abzunehmen (Put-Option). Im Zeit-
punkt des Vertragsabschlusses zahlt der Käufer der Option dem Verkäufer
56 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 146 ff.; vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)57 Eigene Darstellung, modifiziert nach: Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 27
eine Prämie, die einen Ausgleich für die Übernahme der Flexibilität dar-
stellt.58
4.3 Liefer- und Erfüllungsort
Voraussetzung für den Handel von Gas zwischen unterschiedlichen Bi-
lanzzonen oder Ländern sind Koppel- oder Knotenpunkte der entspre-
chenden (Ferngas-)Pipelines. Gas wird in Europa an einer Vielzahl von
wichtigen Grenzübergangspunkten und an großen Pipeline-Kreuzungen
gehandelt. Diese Knotenpunkte sind die physische Voraussetzung für das
Entstehen von (physischen) Handelspunkten, den sog. Hubs. Auf dieser
technisch-logistischen Grundlage kann sich durch das Angebot von zu-
sätzlichen Dienstleistungen, wie kurzfristige Speicherung, Notfallversor-
gung oder fiktive Übergabe zwischen nicht verbundenen Pipelines, ein
Marktzentrum entwickeln.
Ebenfalls haben sich in vielen nationalen Märkten sogenannte virtuelle
Handelspunkte (VHP) entwickelt. Diese virtuellen Punkte erlauben den
Gashandel in einer nationalen Umgebung oder Bilanzzone zu einem ein-
heitlichen Preis, unabhängig davon, an welchem Ort das Gas physisch
eingespeist oder ausgespeist wird. Dies führt i.d.R. zu einer Konzentration
der gehandelten Gasmengen und somit zu einer gesteigerten Liquidität
der Handelsplätze im Gegensatz zum Handel an physischen Punkten.
Diese virtuellen Handelspunkte werden häufig ebenfalls als Hubs bezeich-
net.
Bei den in Abbildung 9 dargestellten Handelsplätzen Zeebrugge, Eynat-
ten, Emden, Waidhaus und Baumgarten handelt es ich um physisch ge-
prägte Hubs. Hier waren vor allem Kreuzungspunkte von Pipelines aber
auch der Zugang zu Erdgasspeichern und LNG-Terminals für das Entste-
hen der genannten Hubs verantwortlich. Die Handelsplätze „National Ba-
lancing Point“ NBP und „Title Transfer Facility“ TTF sind virtuelle Handels-
punkte des britischen bzw. des niederländischen Transportnetzes. Es gilt
58 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 118 ff.; vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001)
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 28
hier klar zwischen den Handelsplätzen mit pysischem Pipelinezugang
(physischer Hub) und den Handelsplätzen ohne physischen Pipelinezu-
gang (virtuelle Handelspunkte/virtuelle Hubs) zu unterscheiden.
Abbildung 9: Wichtige Großhandelsplätze in Europa59
Da bei der Handelsware Gas – anders als beim Strom – nach der Bereit-
stellung am Lieferort der physische Transport, in der Regel via Pipeline,
zum Kunden mittels Kapazitätsbuchungen organisiert werden muss, spielt
der Liefer- oder Bereitstellungsort des gehandelten Gases eine wesentlich
entscheidendere Rolle als im Strommarkt.60
Bei den an (physischen) Hubs gehandelten Produkten ist der Lieferort, an
dem das Gas bereitgestellt wird und wo der Eigentumsübergang stattfin-
det, der physische Standort des Hubs. Den virtuellen Hubs sind i.d.R. phy-
sische Ein- und Ausspeisepunkte zugeordnet, an denen die Bereitstellung
des Gases sowie der Eigentumsübergang stattfinden.
Die Lieferorte von physisch erfüllten Börsenkontrakten können zum einen
Hubs und zum anderen virtuelle Handelspunkte eines Marktes oder Markt-
gebietes sein. Geht beispielsweise ein an der niederländischen Börse
APX gehandelter Kontrakt (z.B. APX GAS-Zee) in die Lieferung, muss im
ersten Schritt der Transport des Gases vom Bereitstellungs- bzw. Erfül-
59 Eigene Darstellung60 Vgl. Neveling/Müller-Kirchenbauer (2005) S. 377 f.
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 29
lungspunkt, dem Hub in Zeebrugge (Belgien), zum Grenzübergangspunkt
in das deutsche Ferngasnetz (z.B. Eynatten/Aachen) sichergestellt bzw.
gebucht werden. In einem zweiten Schritt ist dann der Transport von die-
sem Einspeisepunkt (Aachen) zum tatsächlichen Ausspeisepunkt (dies
kann ein VHP eines Marktgebietes oder ein physischer Ausspeisepunkt
sein) abzuwickeln.
Der Liefer- bzw. Erfüllungsort spielt also im Bezug auf die Abwicklung und
Organisation des Transportes des gehandelten Gases vom Bereitstel-
lungs- zum eigentlichen Ausspeisepunkt eine entscheidende Rolle.
4.4 Handelsplatz
4.4.1 OTC-Handel
4.4.1.1 Abgrenzung OTC-Handel
Bei OTC- oder over-the-counter-Geschäften werden Spot- und/oder Ter-
minkontrakte bilateral zwischen den Vertragsparteien geschlossen. Es
können hier zum einen individuelle, nicht-standardisierte Kontrakte gehan-
delt werden, bei denen Kriterien wie beispielsweise der Lieferort, der
Preisindex, der Handelszeitraum, die Vertragslaufzeit, die Art der Liefe-
rung (finanziell oder physisch) frei vereinbart werden können.61 Zum ande-
ren ist häufig auch der Handel von standardisierten Produkten, die sich
i.d.R. an denen an Börsen gehandelten orientieren, möglich.
Die Definition des Handelsplatzes ist im OTC-Bereich nicht ganz einfach,
da die OTC-Geschäfte entweder direkt zwischen den Vertragsparteien
oder über einen Broker per Telefon (over the counter) abgewickelt werden
und kein Zusammenkommen der Handelspartner erforderlich ist. Daher
lässt sich kein Handelsplatz im eigentlichen Sinn benennen. In der Gas-
wirtschaft werden daher meist Hubs und virtuelle Handelspunkte als Han-
delsplätze bezeichnet. In der Abbildung 9 wurden bereits die europäischen
OTC-Handelsplätze betrachtet. Nachfolgend sollen der Hub in Zeebrügge
61 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 68-78
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 30
(Belgien) sowie die sich entwickelnden deutschen Handelsplätze näher er-
läutert werden.
4.4.1.2 Hub-Liquidität
Bei der Bewertung eines Hubs oder Handelspuktes kann die Liquidität als
eines der Wichtigsten Kriterien in der Entwicklung angesehen werden.62
Um Aussagen über die Liquidität zu treffen, können folgende Indikatoren
herangezogen werden:63
• Anzahl der Handelsteilnehmer,
• Höhe und Entwicklung des Handelsvolumens,
• Anzahl der Produkte und
• Churn-Rate.
Die Churn-Rate ist definiert als Handelsvolumen (net traded volume) divi-
diert durch physisches Liefervolumen (physical throughput). Ebenfalls ist
der Begriff re-trading-rate gebräuchlich.
Vergleicht man die aktuellen Churn-Rates der größten (bezogen auf das
Handelsvolumen) europäischen Hubs, liegen diese zwischen 3 und 10
(TTF: 3; Zeebrugge: 5; NBP: 10), beim amerikanischen Henry Hub liegt
diese jedoch bei 100.64 Der Henry Hub ist ein physisch geprägter Hub in
Lousiana, welcher 9 Interstate und 4 Intrastate Pipelines verbindet und als
größter nordamerikanischer Gashandelsplatz gilt. Die an der New York
Mercantile Exchange (NYMEX) gehandelten Kontrakte (Spot und Termin)
haben den Henry Hub als physischen Liefer-/Erfüllungspunkt.65 Dieser Un-
terschied zeigt das Entwicklungsstadium, in dem sich der europäische
Markt – im Vergleich zum liquiden US-Markt – noch befindet. Verdeutlicht
man sich die geografische Lage des Zeebrugge-Hubs sowie die große
Zahl der dort registrierten Marktteilnehmer, kann dieser Hub als der aktivs-
te Hub in Kontinentaleuropa bezeichnet werden.66 In Abbildung 10 ist die
62 Vgl. Spicker (2006), S. 6463 Vgl. Spicker (2006), S. 6664 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 69, sowie eigene Berechnungen65 Vgl. http://www.eia.doe.gov/oiaf/analysispaper/henryhub/index.html66 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 68 f.
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 31
Entwicklung des Handelsvolumens sowie der Churn-Rate für den Hub in
Zeebrügge dargestellt.
0
250
500
750
1000
1250
1500
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Zeebrügge Hub
net traded volumen [GWh/day] churn rate
[GWh]
Abbildung 10: Entwicklung Zeebrügge Hub67
Betrachtet man das gesamte in Europa gehandelte Gasvolumen, wird ein
Anteil von 93 Prozent in Großbritanien, den Niederlanden und Belgien ge-
handelt (GB 74%, NL 13%, B 6%). Auf Deutschland entfallen gerade ein-
mal ein Prozent des europäischen Gashandelsvolumens.68 Als liquidester
Hub in Deutschland kann der BEB-Handelspunkt bezeichnet werden. Das
tägliche Handelsvolumen beträgt dort 115 GWh/Tag bei einem physischen
Durchsatz von > 50 GWh/Tag. Hieraus ergibt sich für den virtuellen Han-
delspunkt (Hub) der BEB eine Churn-Rate von ca. 2,4. Weiterhin ist in der
letzten Zeit eine starke Korrelation zwischen dem BEB- und dem TTF-
Preis zu beobachten.69 Im Vergleich liegt die Churn-Rate der virtuellen
Handelspunkte der E.ON Gastransporte (EGT) zurzeit bei ca. 1,9, das
durchschnittliche Handelsvolumen beträgt hier 80 GWh/Tag.70
4.4.1.3 Hub-Entwicklung
Legt man die oben genannten Kriterien zugrunde und betrachtet zudem
die zusätzlich angebotenen Hub Services, lassen sich – wie in Abbildung
11 dargestellt – vier Entwicklungsstufen eines Hubs definieren. Angefan-
gen beim rein logistischen Hub, der neben dem Pipelineschnittpunkt, dem
Zugang zu Lieferquellen und Speichern sowie einer gewissen Marktnähe
67 Eigene Darstellung, Datenbasis: www.huberator.com68 Vgl. Harris (2006), S. 4169 Nach Kost (2007)70 Vgl. EGT (2007)
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 32
keine weiteren Services oder gar Produkte anbietet, bis zum voll entwi-
ckelten Trading-Hub, der den physischen wie finanziellen Handel mittels
Standardverträgen über ein Handelssystem ermöglicht und an dem
Preistransparenz herrscht.71
Abbildung 11: Zeitliche Entwicklung eines Hubs72
4.4.1.4 Preis-Korellationen
Betrachtet man die in Abbildung 12 abgetragenen Preisnotierungen der
wichtigen OTC-Handelsplätze, ergeben sich starke Korrelationen zwi-
schen den „europäischen“ Notierungen des NBP, Zeebrügge und TTF. Die
Korrelation bzw. der Korrelationkoeffizient ist ein Maß für die Wechselwir-
kungen oder den linearen Zusammenhang zweier Datenreihen. Der Wer-
tebereich des Korrelationskoeffizienten liegt zwischen -1 und +1. Dabei
gilt: bei -1 herrscht eine perfekt negative Korrelation („gegenläufig“), bei 0
sind beide Datenreihen unabhängig voneinander und bei +1 herrscht eine
perfekt positive Korrelation („gleichläufig“).73 Da die Berechnung der Korre-
lation ein rein mathematisches Verfahren darstellt, kann damit letztlich
aber kein Kausalzusammenhang bewiesen werden.74 Es zeigt sich, dass
die Korrelation zwischen Zeebrugge und TTF besonders stark ist. Dies hat
dazu geführt, dass immer häufiger der Spread, also die Preisspanne der
beiden Notierungen, als eigenes Produkt gehandelt wird. Aber auch die
Korrelation zur britischen NBP-Notierung ist signifikant. Dies kann zum
Teil dadurch erklärt werden, dass es mit dem Interconnector (siehe Abbil-
dung 9) eine physische Verbindung zwischen dem britischen und nieder-
71 Vgl. Spicker (2006), S. 6672 modifiziert nach Spicker (2006), S. 6673 Vgl. Scholz/Schuler (2006), S. 494 f.74 Vgl. Rees/Hooke (2002), S. 26
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 33
ländischen Gasnetz gibt. Interessant ist in diesem Zusammenhang die No-
tierung des amerikanischen Henry Hub. Auch hier lassen sich Korrelatio-
nen zu den europäischen Preisnotierungen feststellen. Wie zu beobachten
ist, eilten die europäischen Notierungen der des Henry Hub mit einiger
Verzögerung nach. Dies unterstreicht einmal mehr das Zusammenwach-
sen der Märkte und den Preiseinfluss internationaler Rahmenbedingungen
auf dem europäischen und deutschen Gasmarkt.
Abbildung 12: Preiskorrelationen unterschiedlicher Hubs75
4.4.2 Börsenhandel
4.4.2.1 Abgrenzung Börsenhandel
Anders als im OTC-Bereich kann im börslichen Handel ein definitiver Han-
delsplatz benannt werden. Dieser ist die Börse selbst, da hier die Ge-
schäftsabschlüsse getätigt werden. Die Börse kann als Zwischenhändler
angesehen werden, da diese als direkter Handelspartner für Käufer und
Verkäufer fungiert. Vertragspartner der Käufer und Verkäufer von Börsen-
kontrakten ist allerdings nicht die Börse, sondern die Clearingstelle der
Börse. Diese kann als eigenständiges Unternehmen ausgegliedert sein
(z.B. Clearingstelle der EEX AG ist die ECC AG).
75 Quellen: ener|gate Online, Bergen Energi; eigene Berechnungen (Die ICE-Notie-rung wurde mit den entsprechenden Wechselkursen von USD in EUR umgerech-net.)
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 34
Allgemein sind unter Börsen von staatlicher Stelle genehmigte Einrichtun-
gen zu verstehen, die ihrerseits lediglich einen Marktplatz zur Verfügung
stellen, an dem zugelassene und einem Regelwerk unterworfene Mitglie-
der in die Lage versetzt werden, regelmäßig Anbieter oder Nachfrager von
Handelsobjekten (Waren, Wertpapieren, Futures oder Optionen auf diese
Handelsobjekte) zu sein. Der Handel findet öffentlich (die Handelspartner
selbst bleiben anonym) zu standardisierten Vertragsbedingungen statt.76
Die Börse stellt also einen Marktplatz zur Verfügung und bringt dadurch
Angebot und Nachfrage zusammen. Die Gegenpartei von Vertragspartei-
en ist immer die Clearingstelle der Börse, die ihrerseits die Erfüllungsga-
rantie übernimmt und somit das (Kontrahenten-)Ausfallrisiko minimiert.
Dies führt zu einer Reduktion von Prüfkosten wie z.B. den Bonitätsprüfun-
gen. Neben den Akkreditierungs- und Verwaltungsgebüren fallen beim
Kauf oder Verkauf von Futures sog. Margins (Sicherheitszahlungen) an. In
der Regel findet eine tägliche Bewertung der offenen Positionen mit dem
Schlusskurs des entsprechenden Kontraktes statt (marked to market). Der
Saldo der so ermittelten Gewinne und Verluste wird auf dem Margin Ac-
count des Handelsteilnehmers verbucht. Dies impliziert, dass jederzeit
ausreichende finanzielle Mittel (finanzielle Liquidität) durch den Handels-
teilnehmern bereitgestellt werden müssen.
4.4.2.2 Gasbörsen in Europa
Zu den bekannten und für Europa und Deutschland bedeutenden Börsen
für Gaskontrakte gehören die ICE (Intercontinental Exchange) in London,
die ENDEX (European Energy Derivatives Exchange N.V.) in den Nieder-
landenn sowie die Amsterdamer APX-Group.
An der ICE bzw. der ICE-Futures in London wird der „ICE UK Natural Gas
Futures“ gehandelt. Es ist dabei der Handel von Season-, Quarter-,
Month-, BOM- und Day-Kontrakten mit physischer oder finanzieller Erfül-
76 Vgl. Dudenausen (2000), S. 69 ff.
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 35
lung möglich. Bei physischer Erfüllung ist der Lieferort der virtuelle Han-
despunkt des britischen Gasnetzes, der NBP. Grundlage der Kontrakte ist
der von der ICE veröffentlichete „UK-Natural-Gas-Index“. Die Kontrakte
werden in britischen pence/therm77 notiert, das minimale Kontraktvolumen
beträgt 5000 therms/Tag.78
An der ENDEX in Amsterdam wird der „TTF Gas Base Load Future“ ge-
handelt. Es ist der Handel von Season-, Quarter-, Calendar-Kontrakten
möglich; hierbei beträgt das minimale Kontraktvolumen 240 MWh/Tag (10
MW * 24 h). Weiterhin können Month-Kontrakte gehandelt werden, hierbei
beträgt das minimale Kontraktvolumen 720 MWh/Tag (30 MW * 24 h). Alle
Kontrakte kommen als Day-Ahead Lieferungen zur physischen Erfüllung
am TTF, dem virtuellen Handelspunkt im niederländischen Versorgungs-
netz. 79
APX ist eine Spot-Börse, unter deren Dach die drei Gas-Börsen, APX
GAS-UK, APX GAS-NL und APX GAS-ZEE vereint sind. Alle dort gehan-
delten Kontrakte kommen zur physischen Lieferung am NBP bzw. TTF
bzw. Zeebrugge. Grundlage der Kontrakte sind die von der APX veröffent-
lichten GTS-All-Day-Indices für Zeebrügge, UK-Gas und TTF. Folgende
Kontrakte sind handelbar: „Balance of Day“, „Individual Days“, „Weekend
Strip“, „Balance of Week“ und „Working Days Next Week“. Die Berech-
nung und Notierung erfolgt in EUR/MWh.80
4.4.2.3 Voraussetzungen für eine Gasbörse
Damit ein börslicher Handelsplatz erfolgreich sein kann, lassen sich auf-
grund von internationalen Erfahrungen folgende Voraussetzungen für eine
erfolgreiche Etablierung einer deutschen Gasbörse festhalten:
• ausreichende Liquidität: Die wichtigste Voraussetzung für den Er-
folg einer Börse ist die Liquidität, die in ausreichendem Maße zur
77 1 therm entspricht 29,3 kWh. Somit ergibt sich ein minimales Vertragsvolumen von 146,5 MWh/Tag.
78 Vgl. ICE (2007), S. 2-579 Vgl. ENDEX (2007), S. A1180 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 63
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 36
Verfügung stehen muss. Eine hohe Liquidität ist nötig, damit die
Preissignale und Preisnotierungen der Börse vom Markt als ver-
lässlich angesehen werden, sodass sich ein belastbarer Preisindex
herausbildet.81
• kurzfristige Transportleistungen: Um Händlern ein Höchstmaß an
Flexibilität zu ermöglichen, ist die Bereitstellung kurzfristig handel-
barer Kapazitäten unerlässlich. Diese werden losgelöst von der
Börse meist von den Transportnetzbetreibern auf sog. sekundären
Märkten für Kapazitäten angeboten.82
• effizientes Engpassmanagement: Um die Einheitlichkeit und ständi-
ge Verfügbarkeit der Handelsprodukte garantieren zu können, müs-
sen Regelungen und Vorgehensweisen bei auftretenden (physi-
schen) Engpässen definiert werden, da Börsenlieferungen immer
garantiert sein müssen.83
• Bilanzausgleich: Ein effizienter, diskriminierungsfreier und marktori-
entierter Bilanzausgleich muss sichergestellt werden, um auch klei-
nen Lieferanten einen Ausgleich ihres Portfolios zu ermöglichen.84
• Transparenz: Ein hohes Maß an Transparenz bezogen auf Han-
delsdaten, Preise, Preisbildungssystem und Mitgliedern schafft Ver-
trauen bei den Marktteilnehmern und fördert damit die Liquidität im
Marktgebiet.85
4.4.2.4 Etablierung einer deutschen Gasbörse an der EEX
In den letzten Monaten haben sich die Pläne der European Energy Ex-
change (EEX) bezüglich des Aufbaus einer Gasbörse konkretisiert. Studi-
en der PricewaterhouseCoopers AG (PWC) sowie E-Bridge Consulting
bestätigen die Vorteilhaftigkeit eines schnellen Börsenstarts, sodass die
EEX als Starttermin des Gashandels den 01. Juli 2007 bekannt gegeben
hat. Zunächst wird sich der Gashandel an der EEX auf die H-Gas-Markt-
81 Vgl. Nießen/Boehnke (2005), S. 18; vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 2282 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 23 f.83 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 22 f.84 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 2485 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 23
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 37
gebiete der BEB und E.ON Gastransport (EGT) beschränken. Da EGT
eine Zusammenlegung der zurzeit bestehenden drei H-Gas-Marktgebiete
(H-Gas-Nord, -Mitte, -Süd) zum Oktober 2007 bekannt gegeben hat, wird
am 01. Juli 2007 zunächst mit dem BEB-Spotmarkt sowie dem Termin-
markt im BEB und EGT Marktgebiet gestartet.86 Sobald die technischen
und rechtlichen Voraussetzungen für die Zusammenlegung der drei EGT-
Marktgebiete vorliegen, startet auch der EGT-Spotmarkt. Folgende Über-
legungen führten zur Beschränkung auf die H-Gas-Marktgebiete von BEB
und EGT. Man wollte sich zum Börsenstart auf wenige (2 bis 3) Marktge-
biete beschränken, die in ihrer Gesamtheit möglichst viel Volumen binden,
in denen ausreichend Speicherleistung zur Verfügung steht und die mög-
lichst alle wichtigen Import- und Exportpunkte des deutschen Gasnetztes
einbinden. Da die EGT- und BEB-Marktgebiete bereits heute 60% des Vo-
lumens des deutschen Gasmarktes umfassen und auch die weiteren Krite-
rien erfüllt werden, erscheint deren Wahl als sinnvoll. Dies bestätigen die
von der EEX in Auftrag gegebene Studie der PWC sowie ein Gutachten
der E-Bridge Consulting GmbH.87
Zum Börsenstart sind somit am Spotmarkt (BEB) Day- und Weekend-Kon-
trakte handelbar. Beide Produkte sind jeweils an den zwei vorangehenden
Börsentagen handelbar. Der Day-Kontrakt beinhaltet die Lieferung und
den Bezug von H-Gas mit konstanter Leistung in der Zeit von 06:00 Uhr
eines Liefertages bis 06:00 Uhr des folgenden Kalendertages. Der Wee-
kendkontrakt umfasst den Zeitraum von 06:00 Uhr am Samstag bis 06:00
Uhr am Montag. Die kleinste Handelseinheit (lot size oder tick size) be-
trägt für beide Kontrakte 1 MW. Der Bereitstellungspunkt ist der virtuelle
Handelspunkt im jeweiligen Marktgebiet. Am Terminmarkt (BEB und EGT)
sind physisch erfüllte Future-Kontrakte auf H-Gas handelbar. Als mögliche
Lieferperioden stehen der aktuelle Liefermonat sowie die sechs Folgemo-
nate, die nächsten sieben Quartale und die nächsten sechs Kalenderjahre
zur Verfügung.88 An dieser Stelle sei erwähnt, dass es sich um Kalender-
86 Vgl. Neubauer/Falke (2007), S. 12 ff.87 Vgl. Neubauer/Falke (2007), S. 12 ff.; E-Bridge Consulting (2007), S. 75 f.88 Vgl. EEX (2007)
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 38
jahre (01.01. bis 31.12.) und nicht um Gaswirtschaftsjahre (01.10. bis
30.09.) handelt.
4.4.3 OTC vs. Börse
Nachfolgend werden die Unterschiede zwischen Börsen- und OTC-Handel
beleuchtet. Die Börse bietet im Gegensatz zum OTC-Handel einen zentra-
lisierten Marktplatz für standardisierte Produkte wodurch eine hohe Liqui-
dität der angebotenen Produkte erreicht wird. Als Vorteil des bilateralen
OTC-Handels ist die Maßgeschneidertheit der Produkte zu nennen. Dieser
hohe Grad an Individualität der Produkte führt allerdings zu einer Zersplit-
terung der Liquidität. Dies kann im Zweifelsfall dazu führen, dass eine
Glattstellung von offenen Positionen nicht immer möglich ist, sollte keine
exakte Gegenposition zur Verfügung stehen. Durch die Standardisierung
der Börsengeschäfte ist ein Glattstellen in der Regel immer möglich. Aller-
dings ist zu beobachten, dass einige OTC-Handelsplätze ebenfalls stan-
dardisierte Produkte anbieten, um die Liquidität zu erhöhen.89
Die beschriebene Individualität der OTC-Handelsplätze schlägt sich i.d.R.
im Preis nieder. Allerdings binden Börsen durch die tägliche Abrechnung
der Margins wesentlich mehr finanzielle Mittel (finanzielle Liquidität) und
Personal bei den Handelspartnern für die Abwicklung der Geschäfte. Da
Börsengeschäfte über die Clearingstellen abgewickelt werden, besteht
hier praktisch kein Kredit- oder Ausfallrisiko, welches beim OTC-Handel
gegeben und zu bewerten ist.90
Da der OTC-Handel ein bilateraler Handel „über das Telefon“ ist, ist dieser
in höchstem Maße intransparent. Börsen sind zur Veröffentlichung gewis-
ser Handelsdaten (z.B. Settlementpreise, Handelsvolumen, etc.) verpflich-
tet, was die Markttransparenz fördert. Allerdings sind bereits heute für di-
verse OTC-Handelsplätze Preis- und Volumensinformationen verfügbar.91
89 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 24; Dudenhausen (2000), 74-7990 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 24; Dudenhausen (2000), 74-7991 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 24; Dudenhausen (2000), 74-79
4 Abgrenzung der Großhandelsmärkte und -produkte 39
Als letzter Punkt wäre noch die Anonymität des Börsenhandels als dessen
Vorteil zu nennen, denn auch wenn OTC-Kontrakte über Broker abge-
schlossen werden, so sind sich die Vertragspartner spätestens bei Ver-
tragsabschluss bekannt.92
Insgesamt sollten die Handelsplätze Börse und OTC jedoch nicht als kon-
kurrierend angesehen werden. Diese Aussage stützt sich zum einen auf
Erfahrungen aus den schon seit längerer Zeit liberalisierten Gas-Märkten
wie z.B. dem der USA. Auch im deutschen Strommarkt ist eine Koexistenz
beider Handelsformen (Börse und OTC) zu beobachten, ohne dass sich
das Handelsvolumen an den OTC-Handelsplätzen nach Etablierung der
Börse (EEX) merklich verringert hätte. Es ist davon auszugehen, dass die
Liquidität nicht von der einen zur anderen Handelsform transferiert, viel-
mehr ist eine Erhöhung der gesamten Liquidität beim Bestehen beider
Handelsformen wahrscheinlich. Vielfach werden Börsen genutzt, um Risi-
ken, die sich im OTC-Markt ergeben, wieder in den Markt zu transferie-
ren.93
92 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 24; Dudenhausen (2000), 74-7993 Vgl. Dudenhausen (2000), 77-79
Teil B – Bewertung der Beschaffungssituation 40
Teil B – Bewertung der Beschaffungssituation
1 Preisbestimmende Faktoren
1.1 Einleitung
Dieses Kapitel beschäftigt sich mit den wichtigsten, den Gaspreis bestim-
menden Faktoren. Im Einzelnen werden nachfolgend die unterschiedli-
chen Kostenbestandteile des Gaspreises hinsichtlich einer Gasbeschaf-
fung von Industriekunden bewertet.
1.2 Definition eines Industriebetriebes
Um in diesem Abschnitt die den Gaspreis bestimmenden Faktoren in Be-
zug auf einen Industriebetrieb bewerten zu können, bedarf es einer vorhe-
rigen Definition.
Ein typischer Industriebetrieb – wie er im Folgenden verstanden wird –
verfügt über mehrere regional oder bundesweit verteilte Standorte bzw.
Abnahmestellen. Man spricht in diesem Zusammenhang von einer Multisi-
te-Organisation. Der Gesamtbedarf des Unternehmens liegt bei mindes-
tens 30 GWh. Aufgrund der hauptsächlichen Verwendung des Erdgases
zu Heizzwecken ist die Lastkurve stark temperaturabhängig.
1.3 Energie
1.3.1 Entwicklung und Volatilität der Großhandelspreise
Bei der Betrachtung historischer Preisentwicklungen an den Großhandels-
märkten (siehe Abbildung 12 und 13) lassen sich neben einem stetig stei-
genden Trend auch hohe Preisvolatilitäten beobachten. Differenziert man
diese Betrachtung nach kurz- (day-ahead, spot) und langfristigen Handels-
produkten oder Preisnotierungen, lässt sich feststellen, dass i.d.R. kurz-
fristige Spot-Notierungen eine weitaus höhere Volatilität aufweisen als No-
1 Preisbestimmende Faktoren 41
tierungen langfristiger Produkte. Vor dem Hintergrund des sich mittlerweile
in Deutschland entwickelnden Gas-zu-Gas-Wettbewerbs und der damit
einhergehenden zukünftigen kostenorientierten Preisbildung – basierend
auf Angebot und Nachfrage – ist davon auszugehen, dass die Volatilität
zukünftig zunimmt.94
1.3.2 Bedeutung des Ölpreises
1.3.2.1 Übersicht
Vielfach wird berichtet, dass der Ölpreis eine große Bedeutung für den
Gaspreis hat. In der Vergangenheit stellte Gas kein eigenes Handelspro-
dukt dar, sondern fiel als „Abfallprodukt“ bei der Ölförderung an. Dieser
produktionstechnische Zusammenhang zwischen Öl und Gas ist heute
nicht mehr gegeben, da unabhängig von der Ölförderung Gasfelder zur al-
leinigen Förderung von Erdgas erschlossen werden. In der Praxis der
GVU ist zu beobachten, dass Gaspreise in Gaslieferverträge durch ent-
sprechende Preisanpassungen an Ölpreisnotierungen angelegt sind. Die-
se vertragliche Bedeutung wird in nachfolgend erläutert. Weiterhin lässt
sich eine gewisse Abhängigkeit zwischen Öl- und Gas-Notierungen an
den internationalen Märkten beobachten, welche in Abschnitt 1.3.2.3 nä-
her betrachtet wird.
1.3.2.2 Vertragliche Bedeutung
Die Entwicklung des Ölpreises hat eine entscheidende Bedeutung, da in
Gaslieferverträgen (die der Kunde mit dem GVU abschließt) i.d.R. Prei-
sanpassungsklauseln vereinbart sind und es somit innerhalb einer Abrech-
nungsperiode zu einer Anpassung des Gaspreises kommt bzw. kommen
kann. Hierbei gilt es die Preisgleitformeln von den allgemein gehaltenen
Anpassungsklauseln, welche z.B. häufig in den Allgemeinen Geschäftsbe-
dingungen der GVU enthalten sind und diesen oft ein einseitiges Preisan-
passungsrecht einräumen, zu unterscheiden. Kommen sog. ölindexierte
Preisgleitformeln zum Einsatz, besteht ein direkter formelmäßiger/mathe-
94 Vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999) S. 76 f., S. 165-167
1 Preisbestimmende Faktoren 42
matischer Zusammenhang zwischen Referenz (Öl-Notierung, Öl-Index)
und Vertragspreis. Hierbei wird der Gaspreis in regelmäßigen Abständen
mit einem gewissen Zeitverzug und für eine bestimmte Gültigkeitsdauer
angepasst. Das heißt, dass die Veränderung des Referenzpreises einen
direkten Einfluss auf den an das GVU zu zahlenden Gaspreis hat. In die-
sem Zusammenhang ist die Prognostizierbarkeit des Referenzwertes vor
Vertragsabschluss und während der Vertragslaufzeit von entscheidender
Bedeutung, um die Auswirkungen von Referenzpreisschwankungen jeder-
zeit bewerten zu können bzw. um Angebote unterschiedlicher Lieferanten
(GVU) miteinander vergleichen zu können. Einzelheiten zu verwendeten
Preisgleitformeln, Anpassungszeiträumen, Indizes sowie deren Bewertung
erfolgen in Teil B, Abschnitt 3.2.
Bei Gaslieferverträgen für Privatkunden und Kleingewerbe stehen die im
Herbst 2006 durchgeführten Preiserhöhungen der GVU zurzeit stark in der
öffentlichen Kritik. In den Allgemeinen Geschäftsbedingungen der GVU
werden Preisanpassungsklauseln verwandt, die dem GVU ein (einseiti-
ges) Preisanpassungsrecht einräumen. Nach § 315 BGB handelt es sich
hierbei um ein einseitiges Leistungsbestimmungsrecht des GVU. Im Zwei-
fel ist davon auszugehen, dass die Bestimmung der Leistung daher nach
billigem Ermessen des GVU erfolgt („Der Berechtigte hat einen Ermes-
sensspielraum. Was billigem Ermessen entspricht, ist unter Berücksichti-
gung der Interessen beider Parteien und des in vergleichbaren Fällen Übli-
chen festzustellen“95). Aus § 315 BGB folgt, dass die Preise nur dann für
die Verbraucher verbindlich sind, soweit sie tatsächlich der Billigkeit ent-
sprechen. Dies ist der Ansatzpunkt einer Vielzahl von Klagen, die die Bill-
ligkeit der Preise anzweifeln. Die durch diese Klagen angerufenen Gerich-
te waren sich in ihren Urteilen allerdings uneinig. Diskussionspunkt ist oft
die Tatsache, ob es sich bei vertraglich definierten Preisanpassungsklau-
seln wirklich um ein einseitiges Leistungsbestimmungsrecht des GVU
nach § 315 BGB handelt.96 Eine Grundsatzentscheidung traf der BGH am
13. Juni 2007. Er urteilte, dass die über ein Gutachten belegte Weitergabe
gestiegener Bezugspreise rechtmäßig und "nicht unbillig" gegenüber dem
95 Palandt (2002), Palandt, § 315, Rdnr. 1096 Vgl. GasRL (2003); Däuper (2007), S. 162 f.
1 Preisbestimmende Faktoren 43
Kunden seien.97 Damit unterliegt lediglich die Preiserhöhung des GVU der
Billigkeitskontrolle, nicht aber der Ausgangspreis. Der BGH konnte im kon-
kreten Fall dem GVU keine Monopolstellung nachweisen. Daher konnte
die Billigkeitskontrolle nicht auf den Ausgangspreis angewandt werden.98
Die Urteile einiger Landgerichte99 haben jüngst, statt die Billigkeit der Prei-
se anzuzweifeln, festgestellt, dass die Preisanpassungsklauseln einer
AGB-rechtlichen Inhaltskontrolle nach §§ 305 ff. BGB nicht standhalten
und damit rechtlich unwirksam seien. Die Gerichte waren der Ansicht,
dass es zu einer unangemessenen Benachteiligung der Kunden komme,
wenn das „ob“, „wann“ und „wie hoch“ einer Preisanpassung durch das
GVU in dessen freiem Ermessen liege.100
Danzeisen stellt nach Auswertung der vorgenannten Urteile fest, dass ein-
fache Preisanpassungsklauseln ebenso wie pauschale Vorlieferanten-
oder Abwälzungsklauseln nicht geeignet sind, die erforderliche Transpa-
renz herzustellen. Weiterhin müssen laut Gerichtsauffassung klare Anpas-
sungszeiträume bzw. -zeitpunkte in der Klausel enthalten sein. Daher er-
scheint es sinnvoll, in Sonderkundenverträgen explizite Preisgleitformeln –
wie oben bereits erwähnt – mit der Bindung an einen Referenzpreis oder
Index zur Bestimmung des Preises zu verwenden.101
Handelt es sich bei dem im Gasliefervertrag vereinbarten Preis um einen
Fixpreis, so ist auch hier der aktuelle sowie der für die Zukunft prognosti-
zierte Ölpreis von Bedeutung, da die Vorlieferanten der GVU ihrerseits öl-
indexierte Preisanpassungsformeln verwenden. Bei der Preiskalkulation
beziehen die GVU daher das aktuelle Preisniveau und die prognostizierte
Entwicklung des Ölpreises mit ein. Vor diesem Hintergrund hat der Zeit-
97 Az. VIII ZR 36/0698 Vgl. energate Energie-News vom 15.06.2007: Juristenmeinung - Viele Gaspreis-
Kläger jetzt auf verlorenem Posten99 LG Bremen, Urteil vom 24.05.2006, Az.: 8 O 1065/05; LG Dresden, Urteil vom
30.06.2006, Az.: 10 O 3613/05;LG Berlin, Urteil vom 19.06.2006, Az.: 34 O 611/05100 Vgl. Danzeisen, (2007), S. 72 ff.101 Danzeisen, (2007), S. 73
1 Preisbestimmende Faktoren 44
punkt des Vertragsabschlusses und der Vertragsverhandlungen entschei-
denden Einfluss auf den später im Vertrag gültigen Gaspreis.
1.3.2.3 Marktmäßige Bedeutung
Häufig ist von einer Bindung des Gaspreises an den Ölpreis die Rede. Al-
lerdings gibt es weder ein Gesetz, noch eine Verordnung oder Vereinba-
rung, die diese Bindung festschreibt. Die Bindung wird oft mit oben be-
schriebenen Preisanpassungsklauseln in Bezugsverträgen von GVU oder
Endkunden begründet.
Historisch entspringt die Ölpreisbindung der Tatsache, dass bei Einfüh-
rung von Erdgas als Energieträger in Deutschland in den 1960er Jahren
die Wettbewerbsfähigkeit zu den Alternativbrennstoffen (z.B. Heizöl, Koh-
le) gegeben sein musste. Die Preisbildung erfolgte daher nach dem Anleg-
barkeitsprinzip. Nach diesem Prinzip werden die Kosten zugrunde gelegt,
die der jeweiligen Abnehmergruppe entstünden, würde sie den für sie
günstigsten alternativen Energieträger zum Erdgas verwenden. Als rele-
vante Alternativbrennstoffe gelten im industriellen Bereich schweres und
leichtes Heizöl (HS bzw. HEL).102
Es zeigt sich allerdings, dass auch ohne eine Festschreibung der Ölpreis-
bindung eine signifikante Korrelation zwischen Gas- und Ölpreisen zu be-
obachten ist. Däuper und Lokau stellen in diesem Zusammenhang eine
Korrelation zwischen dem Gaspreis der USA und dem Weltmarktpreis für
Rohöl fest.103
Vergleicht man beispielsweise den deutschen Grenzübergangspreis für
Gas mit den Rheinschienenotierungen für leichtes Heizöl (HEL) des Sta-
tistischen Bundesamtes, ergibt sich wie in Abbildung 13 zu sehen eine si-
gnifikante Korrelation mit einem Korrelationskoeffizient von 0,82, welcher
eine starke lineare Abhängigkeit der betrachteten Größen vermuten lässt.
Der Grenzübergangspreis für Erdgasimporte wird monatlich vom Bundes-
102 Vgl. Däuper (2003), S. 4 ff.103 Vgl. Däuper/Lokau (2005), S. 38 f.
1 Preisbestimmende Faktoren 45
amt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) ermittelt und veröffentlicht
und zeigt den Preis des Erdgases an der deutschen Grenze. Unter der
sog. Rheinschienenotierung wird der Preis für leichtes Heizöl (HEL – Heiz-
öl extraleicht) verstanden, der vom Statistischen Bundesamt monatlich in
der Fachserie 17 – Preise Reihe 2 „Preise und Preisindizes für gewerbli-
che Produkte“ veröffentlicht wird. Es handelt sich um den Durchschnitts-
preis der Lieferorte Düsseldorf, Frankfurt und Mannheim/Ludwigshafen bei
Tankwagen-Lieferung frei Verbraucher bei einer Abnahmemenge von 40-
50 hl pro Auftrag, incl. Mineralölsteuer.
Abbildung 13: Grenzübergangspreis vs. HEL Rheinschiene104
Wie dargestellt werden konnte, hat der Ölpreis also auch ohne explizite
oder direkte vertragliche Bindung eine nicht zu vernachlässigende Bedeu-
tung und Einfluss auf den Gaspreis. Zu dieser Schlussfolgerung kommt
auch Birr, indem er die Ölpreisbindung als nicht-künstliches Konstrukt
identifiziert, welches seine Berechtigung auch unter Wettbewerbsbedin-
gungen nicht verlieren wird, da die Ölpreisbindung technoökonomische
Gesetzmäßigkeiten der globalen Rohstoffmärkte abbildet.105
104 eigene Darstellung105 Birr (2007), S. 21
1 Preisbestimmende Faktoren 46
1.3.2.4 Betriebliche Bedeutung
Aus Sichtweise eines oben definierten Industriebetriebes kann Öl bzw. der
Ölpreis auch in Bereichen, die nicht die Gasbeschaffung betreffen, weitere
Bedeutung haben. Ist das Unternehmen beispielsweise auf Öl oder Ölpro-
dukte als Rohstoff angewiesen, was z.B. bei einem Kunststoffproduzenten
zutrifft, schlägt sich ein steigender Ölpreis direkt in steigenden Produkti-
onskosten nieder, die im Zweifelsfall nicht direkt an die Kunden weiterge-
reicht werden können. Ein weiteres Beispiel in diesem Zusammenhang
wären bei einem Logistikunternehmen die Bezugskosten für die verwen-
deten Kraftstoffe, sowie allgemein die Transportkosten bei der Vermark-
tung der Produkte.
1.3.3 Bedeutung von LNG
Bei Liquified Natural Gas (LNG) handelt es sich um verflüssigtes Erdgas.
Um Erdgas in sog. Verflüssigungsanlagen vom gasförmigen in den flüssi-
gen Zustand zu transformieren, wird das Gas langsam unter Atmosphä-
rendruck auf minus 161°C abgekühlt. Das so verflüssigte Erdgas hat nur
knapp ein Sechshundertstel seines ursprünglichen Volumens. In flüssiger
Form kann es auf spezielle Tankschiffe verladen und transportiert werden.
Am Regasifizierungsterminal des Zielhafens wird das LNG in Speicher
verladen und unter Zufuhr von Wärme regasifiziert.106 Damit stellt LNG
kein eigenes Produkt dar, sondern lediglich eine Transportvariante für Erd-
gas.
LNG hat bereits heute mit 25% einen beachtlichen Anteil am weltweiten
Erdgashandel. Nachteilig wirken sich, besonders für den europäischen
Markt, die mit ca. 30% höheren Transportkosten des LNG im Vergleich zu
Pipelinegas (Pipelines auf dem Festland) aus. Allerdings wird mit zuneh-
mender Transportstrecke das LNG wettbewerbsfähiger, ab einer Entfer-
nung von 3.000 km gestaltet sich der Transport via Tanker sogar günsti-
ger.107
106 Vgl. Seele (2006), S. 6 ff.107 Vgl. Kaden (2006), S. 151
1 Preisbestimmende Faktoren 47
Vor dem Hintergrund der beschriebenen zunehmenden Importabhängig-
keit Europas wird auch der Einfluss des LNG auf den europäischen Gas-
markt wachsen. Die BG-Group sieht den Zuwachs des weltweiten LNG-
Handels zwischen 2005 bis 2010 bei 13%.108 Andere Prognosen sehen die
Zuwachsrate bei 8% pro Jahr109. Zurzeit werden insgesamt ca. 151 LNG-
Tanker eingesetzt. Diese Zahl soll sich Prognosen zufolge bis 2030 auf
über 400 Tanker erhöhen. In diesem Zusammenhang sei erwähnt, dass
ein moderner (Kugel-)Tanker eine Transportkapazität von rund 150.000
bis 250.000 m³ besitzt.110 Rechnet man das Transportvolumen in Energie
um, so können mit einer Tankerladung 1 bis 1,6 Mrd. kWh transportiert
werden.111 Die größten LNG-Exporteure sind Indonesien (17% des Welt-
marktanteils in 2005), Algerien (14%), Malaysia (15%) und Katar (14%).112
Bereits heute entfallen auf das Emirat Katar Zwei Drittel des weltweiten
LNG-Exportwachstums. Voraussichtlich wird bis 2010 der Marktanteil auf
25% steigen, welcher Katar zum größten LNG-Produzenten macht. Wei-
terhin plant Katar die Etablierung einer Spot-Börse auf LNG-Kontrakte.113
Derzeitige Importländer sind neben Japan und Südkorea auch Frankreich
und Spanien. Der direkte LNG-Import ist in Deutschland noch nicht mög-
lich; allerdings plant E.ON den Bau eines Terminals in Wilhelmshaven.
Dieses Terminal soll 2010 in Betrieb gehen und eine Kapazität von 10
Mrd. kWh/a aufweisen.114
LNG wird aufgrund der zusätzlichen Flexibilität eine immer größere Rolle
auch in und für Europa spielen. Die Flexibilität begründet sich zum einen
auf die direkte Einspeicherbarkeit des LNG sowie der kurzfristigen Kursän-
derungsmöglichkeiten (und damit der kurzfristigen Änderung des Ziel- und
Lieferhafens) der Tankschiffe.115
108 Vgl. BG-Group (2006)109 Vgl. EIA (2003)110 Vgl. EIA (2003)111 Umrechnung: 1 m³ Gas(flüssig) = 600 m³ Gas (gasförmig); 1 m³ Gas (gasförmig)
= 11 kWh112 Vgl. Krude/Halstrup/Wolf (2007), S. 22 ff.113 Vgl. Otzen (2007); vgl. Krude/Halstrup/Wolf (2007), S. 25114 Vgl. EIA (2003)115 Vgl. Spicker/Formen (2006), S. 72
1 Preisbestimmende Faktoren 48
Überträgt man das aus dem Strommarkt bekannte Merit-Order-Prinzip,
wonach die letzte Produktionseinheit preisentscheidend ist, auf den Gas-
markt, ergibt sich folgendes Bild: Im Merit-Order-Modell des Strommarktes
werden die verfügbaren Kraftwerkskapazitäten entlang ihrer Grenzkosten
so sortiert, dass ein Kraftwerk mit höheren Grenzkosten erst zum Einsatz
kommt, wenn die Kapazität des vorangegangenen Kraftwerks vollständig
ausgenutzt ist. Der Marktpreis ergibt sich in einem solchen Modell aus
dem Schnittpunkt der modellierten Nachfrage mit dem so modellierten An-
gebot und ist somit gleich der Grenzkosten des zuletzt eingebrachten
Kraftwerks.116 Wie bereits erwähnt, sind die Gasvorräte – besonders in
Deutschland – beschränkt. Der Gasbedarf wird also zukünftig hauptsäch-
lich von den Lieferländern Russland, den Niederlanden und Norwegen ge-
deckt werden. Muss aufgrund der (kurzfristig) gestiegenen Nachfrage auf
die Lieferalternative LNG zurückgegriffen werden, kann diese als letzte in
den Markt eingebrachte Produktionseinheit betrachtet werden. In Analogie
zum Strommarkt, wo i.d.R. die Gaskraftwerke die letzte Produktionseinheit
darstellen, würde im Gasmarkt das LNG bzw. die Grenzkosten des LNG
gaspreisbestimmend wirken. Aufgrund der relativ hohen Transportkosten
für LNG (bezogen auf eine Lieferstrecke von ca. 3000 km) ergeben sich
hier mehr oder weniger große Margen. Eine qualitative Darstellung des
Beschriebenen zeigt Abbildung 14:
Abbildung 14: Merit-Order-Prinzip im Gasmarkt117
Dieses Modell der Preisbildung sollte allerdings kritisch bewertet werden,
da es in illiquiden Märkten mit einer starren und steilen Nachfragekurve zu
unfairen Preisverzerrungen führen kann. Als Lösungsansatz für den
116 vgl Pilgram (2007), S. 123 ff.117 Quelle: Bergen Energi
1 Preisbestimmende Faktoren 49
Strommarkt schlägt Soennecken für die Preisbildung an der EEX eine mo-
difizierte Preisbildung vor. Hiernach ist durch Dynamisierung der starren
und steilen Nachfragekurve ein verursachungsgerechterer Preis das Er-
gebnis. Analysen ergeben für den Spot-Preis (Strom) der EEX ein Redu-
zierungsmaß zwischen 25 und 40 Prozent.118
Zusammenfassend lässt sich also feststellen, dass die zunehmende Be-
deutung von LNG zu einer Konvergenz der bisher unabhängigen interna-
tionalen Märkte und damit zu einer Verknüpfung der Preisbildungsmecha-
nismen führt.119
1.4 Transport
1.4.1 Übersicht
Neben den im vorangegangenen Abschnitt beschriebenen Kosten für die
Handelsware Gas bzw. das Commodity, haben die Transportkosten einen
entscheidenden Einfluss auf die Gaspreise für (industrielle) Endkunden.
Unter Transportkosten sind zum einen die Kosten für die Netznutzung
(Netzentgelte), zum anderen die Kosten für die benötigten Transportkapa-
zitäten zu verstehen. Bevor detailliert auf diese Kostenbestandteile einge-
gangen wird, findet eine Darstellung des deutschen Netzzugangsmodells
statt.
1.4.2 Netzzugang
1.4.2.1 Netzzugangsmodelle
Wie bereits erwähnt, fordert das EnWG die Einführung eines diskriminie-
rungsfreien, effizienten und transparenter Netzzugangs. Dieser Forderung
wurde mit der Einführung eines einheitlichen Entry-/ Exit-Modells Rech-
nung getragen. Vorgänger dieses Modells war das Punkt-zu-Punkt- (P2P)
oder Pfadmodell.
118 Vgl. Soennecken/Biernatzki (2006), S. 46-49119 Vgl. Krude/Halstrup/Wolf (2007), S. 26
1 Preisbestimmende Faktoren 50
Unter einem Netzzugangsmodell wird allgemein die Gesamtheit und das
Zusammenspiel der Regeln verstanden, die zur Bereitstellung und Inan-
spruchnahme von Transportkapazität, Engpassmanagement, Bilanzaus-
gleich, Speicherung und Entgeltermittlung nötig sind. Als entscheidend ist
bei der Klassifizierung von Netzzugangsmodellen die Definition des Be-
griffs Transportkapazität anzusehen.120
Abbildung 15 stellt die Systematik der Netzzugangsmodelle dar. Bei dem
ursprünglichen Gas-Netzzugangsmodell, welches aus der Verbändever-
einbarung I/II hervorging, handelte es sich um ein Punkt-zu-Punkt- oder
Pfadmodell. Hierbei muss die Transportkapazität auf einer definierten
Transportstrecke von einem definierten Einspeise- zu einem definierten
Ausspeisepunkt gebucht werden. Aufgrund der Streckenbezogenheit des
Modells muss mit jedem den Transportpfad tangierenden Netzbetreiber
ein Transportvertrag abgeschlossen werden. Die Transaktionsbezogenheit
ergibt sich, da für jeden Durchleitungsfall ein Vertrag nötig ist, was den
Ausgleich von Abweichungen verschiedener Transporte unmöglich
macht.121
Im Unterschied dazu schafft das Entry-/Exit-Modell eine strikte Trennung
des Commodity Gas und des Transports. In diesem Modell können Ein-
speise- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander gebucht wer-
den. Die Transportkapazität ist somit nicht auf eine definierte Transport-
strecke festgelegt, wodurch die Möglichkeit geschaffen wurde, diese
Transportkapazitäten frei zu kombinieren.122
Netzzugangsmodelle
Punkt-zu-Punkt- oder Pfadmodelle
Entry- / Exit Modelle
streckenbezogen
transaktionsbezogen
Basismodell
Optionenmodell
Verbändevereinbarung I/II EnWG / GasNZV
Basismodell = 2-Vertrags-VarianteOptionenmodell = Einzelbuchungs-Variante
Abbildung 15: Systematik der Netzzugangsmodelle123
120 Vgl. Spicker (2006), S. 59121 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 5-7; Spicker (2006), S. 59 122 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 5-7; Spicker (2006), S. 60 123 eigene Darstellung
1 Preisbestimmende Faktoren 51
Im Zuge der Umsetzung des vom EnWG geforderten Entry-/Exit-Modells
fand, ausgelöst durch die Konsultation der Verbände BGW/VKU und
GEODE, eine Aufsplittung in zwei Modellvarianten in ein zwingend umzu-
setzendes Basismodell und ein optionales Modell (Optionenmodell) statt.
Wie bereits erwähnt untersagte die BNetzA mit ihrem Beschluss vom
17.11.2006 das Optionenmodell. Der Vollständigkeit halber findet neben
dem Basismodell auch das Optionenmodell im Folgenden nähere Betrach-
tung.
Abbildung 16 stellt die Funktionsweise des Basis- sowie des Optionenmo-
dells anschaulich gegenüber. Nach dem Basismodell wird dem Transport-
kunden der Netzzugang auf der Grundlage zweier Verträge ermöglicht;
dem Einspeise- und Ausspeisevertrag. Aus diesem Grund hat sich der Be-
griff „Zwei-Vertrags-Modell“ etabliert. Im Folgenden werden die Begriffe
Zwei-Vertrags-Modell und Basismodell synonym verwandt. Durch die strik-
te Trennung der Handelsware Gas vom Transport ermöglicht beim Basis-
modell die Einrichtung eines virtuellen Handelspunktes (VP). Da den virtu-
ellen Handelspunkten keine physischen Ein- und Ausspeisepunkte zuge-
ordnet sind, ist der Handel von Gasmengen hier ohne gesonderte Kapazi-
tätsbuchungen möglich. Der Einspeisevertrag umfasst das Recht, Gas am
Einspeisepunkt einzuspeisen und somit am VP bereitzustellen. Der Aus-
speisevertrag umfasst das Recht, Gas am VP zu übernehmen und am
Ausspeisepunkt beim Endkunden abzugeben. Die Abwicklung des Trans-
ports über ggf. zwischengelagerte Netzebenen (in Abb. 16 der RNB) er-
folgt im „bottom-up”-Verfahren, also ausgehend vom Netzbetreiber der
ausspeisenden Netzebene (in Abb. 16 der öVNB) bis zum Netzbetreiber
der einspeisenden Netzebene (in Abb. 16 Der FNB). Das heißt, dass alle
nötigen Kapazitätsbuchungen von den Netzbetreibern selbst vorgenom-
men und abgestimmt werden müssen.124
Beim – mittlerweile untersagten – Optionenmodell, welches auf Bestre-
bungen der energiewirtschaftlichen Verbände BGW und VKU sowie der
Ferngasgesellschaften eingebunden wurde, wird dem Transportkunden
124 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 10 ff., 23 ff.
1 Preisbestimmende Faktoren 52
der Netzzugang auf der Grundlage von Einzelbuchungen gewährt. Die Be-
griffe Optionenmodell und Einzelbuchungsmodell werden synonym ver-
wandt. In diesem Modell muss der Transportkunde sämtliche Einspeise-
und Ausspeisebuchungen pro Netzebene und zum VP eigenständig vor-
nehmen.125 Aufgrund der im Optionenmodell enthaltenen zusätzlichen
Handelspunkte Regio- und City-Gate und der damit möglichen Bereitstel-
lung des Gases an eben diesen, kommt es zu einer Vermischung der
Handelsware Gas und der für den Transport fälligen Netznutzungsentgel-
te.126
Wie dargestellt und in Abbildung 16 verdeutlicht führt das Optionenmodell
zu einer wesentlichen Komplexitätsreduktion für den Transportkunden, da
die (Buchungs-)Vorgänge auf zwei reduziert werden, die Einspeise- und
die Ausspeisebuchung bzw. den Einspeise- und Ausspeisevertrag.127
Abbildung 16: Optionen- vs. Basismodell128
1.4.2.2 Marktgebiete
Die obigen Darstellungen bezüglich des Basismodells beziehen sich auf
den Gastransport innerhalb eines Marktgebietes. Unter einem Marktgebiet
ist eine „Verknüpfung von (Teil-)Netzen verschiedener miteinander ver-
bundener Netzbetreiber zu verstehen, in denen ein Transportkunde ge-
buchte Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten flexibel nutzen
kann“129. Mögliche Einspeisungen in ein Marktgebiet können von inländi-
125 Vgl. Peper/Hügging/Fest (2006), S. 35 f.126 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 42 f. 127 Vgl. Peper/Hügging/Fest (2006), S. 35128 Modifiziert nach Peper/Hügging/Fest (2006), S. 34129 BGW (2007), § 1 Abs. 1
1 Preisbestimmende Faktoren 53
schen Quellen, Importpunkten, anderen Marktgebieten, Speichern oder
Regio-/ City Gates erfolgen. Ausspeisungen aus einem Marktgebiet her-
aus können an andere Marktgebiete, Speicher, Regio-/ City Gates, Letzt-
verbraucher und Exportkunden erfolgen. Weiterhin werden die Begriffe
Beginn und Ende eines Marktgebietes verwendet. Den Beginn eines
Marktgebietes bilden die o.g. Einspeisepunkte, das Ende bilden die Netz-
kopplungspunkte zu anderen Netzen.
Soll eine Analogie zum Strommarkt hergestellt werden, können die Markt-
gebiete mit den dortigen Regelzonen verglichen werden. Im Gegensatz zu
den vier Regelzonen im Strommarkt benennt die Änderungsfassung der
Kooperationsvereinbarung (Kooperationsvereinbarung 2, KoV2) vom
25.04.2007 insgesamt 16 Marktgebiete, welche in Abbildung 17 grafisch
dargestellt sind.130
Abbildung 17: Die 16 Marktgebiete der Kooperationsvereinbarung II131
1.4.2.3 Marktgebietsüberschreitender Transport
Die oben beschriebene Zwei-Vertrags-Systematik gilt allerdings nur inner-
halb eines Marktgebietes. Soll hingegen die Ausspeisung aus dem Netz
(abgebendes Netz) eines marktgebietsaufspannenden Netzbetreibers und
130 Vgl. BGW (2007), § 4 und Anlage 1131 KoM-SOLUTION GmbH, Berlin
1 Preisbestimmende Faktoren 54
die Einspeisung in das Netz (aufnehmendes Netz) eines angrenzenden
marktgebietsaufspannenden Netzbetreibers eines anderen Marktgebietes
realisiert werden, spricht man vom marktgebietsüberschreitenden Trans-
port (MüT).132 Auch Transite durch Marktgebiete fallen unter den Begriff
des MüT. Nach § 30 KoV2 wird den Transportkunden der MüT auf der
Grundlage von Buchungen von Ein- und Ausspeisekapazitäten an den
Netzkoppelpunkten angeboten und ermöglicht (siehe Abb. 18). Anders als
beim Transport innerhalb von Marktgebieten kann es zu Restriktionen sei-
tens der marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber kommen. Physika-
lisch-technische Einschränkungen an Netzkopplungspunkten (keine freien
Koppelkapazitäten verfügbar) können also zu einer Nicht-Gewährung des
MüT führen.133
Berücksichtigt man die große Anzahl von zurzeit 16 Marktgebieten und die
für Industrieunternehmen typische Multisite Organisation, wird bei zentra-
ler Beschaffung des Erdgases der MüT nicht die Ausnahme, sondern die
Regel darstellen. Des Weiteren führt die Systematik des MüT die oben be-
schriebene Pfad- und Transaktonsunabhängigkeit, die mit der Einführung
des neuen Netzzugangs Gas erreicht werden sollte, ad absurdum, da das
Zielmarktgebiet i.d.R. über unterschiedliche Pfade erreicht werden kann.
In diesem Zusammenhang kann von einem Zwei-Vertrags-Modell nicht
mehr die Rede seien.
VP
MG 1
Ausspeisevertrag
MG 2VP
Netzkoppelpunkt
Einspeisevertrag
Abbildung 18: Systematik des MüT134
132 BGW (2007), § 30 133 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 29 f.; BGW (2007), § 30 134 Eigene Darstellung
1 Preisbestimmende Faktoren 55
1.4.2.4 Verträge
1.4.2.4.1 Vertragsstruktur
Der Gasnetzzugang wird, wie bereits erwähnt, laut § 20 Abs. 1b EnWG
auf der Gundlage von Ein- und Ausspeisevertrag gewährt. Zur vollständi-
gen Abbildung des Gasnetzzugangs sind daneben noch weitere Verträge
notwendig. Eine Übersicht aller Vertragsbeziehungen (in einem Marktge-
biet) beinhaltet Abbildung 19. Grundsätzlich entspricht die Vertragssyste-
matik derer des Strommarktes.135 Nachfolgend werden die für die Abwick-
lung des Transports wichtigen Verträge näher beleuchtet.
Abbildung 19: Vertragsstrukturen im Marktgebiet136
1.4.2.4.2 Einspeisevertrag
Auf der Grundlage des Einspeisevertrages bucht der Transportkunde Ka-
pazitäten an Einspeisepunkten in das Marktgebiet und der Einspeisenetz-
betreiber wird verpflichtet, die jeweilige Transportdienstleistung für den
Transportkunden zu erbringen. Vertragspartner sind demnach der Einspei-
senetzbetreiber und der Transportkunde.137 Weitere Regelungen zum Ein-
speisevertrag enthalten die §§ 2, 8 KoV; §§ 3, 8, 9 Anl. 3 zur KoV.
1.4.2.4.3 Ausspeisevertrag
Im Rahmen des Ausspeisevertrages bucht der Transportkunde Vorhalte-
leistung oder Kapazitäten an Ausspeisepunkten innerhalb des Marktgebie-
tes, und der Ausspeisenetzbetreiber wird verpflichtet, die jeweilige Trans-
portdienstleistung für den Transportkunden zu erbringen (§ 3 Anl. 3 KoV).
135 Vgl. Ohmen (2006), S. 46136 Nach Ohmen (2006), S. 45137 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 60
1 Preisbestimmende Faktoren 56
Vertragspartner sind demnach der Ausspeisenetzbetreiber und der Trans-
portkunde. Als Ausspeisepunkte gelten hier auch Netzkopplungspunkte zu
angrenzenden Marktgebieten. Weitere Regelungen zum Ausspeisevertrag
enthalten die §§ 2, 8 KoV; §§ 10-12 Anl. 3 zu KoV.138
Des Weiteren wird den Vertragspartnern die Möglichkeit eingeräumtn den
Ausspeisevertrag als Rahmenvertrag auszugestalten. Erst dadurch ist
eine Automatisierung der Abwicklungsprozesse (Lieferantenwechsel, Bi-
lanzierung, Datenaustausch, Abrechnung) möglich, da der Ausspeiserah-
menvertrag alle Ausspeisestellen (Exitpunkte) des entsprechenden Ver-
teilnetzbetreibers (VNB) umfasst. Ohne diesen Rahmenvertrag müssten
die Vertragsparteien (Transportkunde und VNB) für jede Ausspeisung
einen eigenen Ausspeisevertrag abschließen. In Analogie zum Strom-
markt ist der Ausspeiserahmenvertrag mit dem Lieferantenrahmenvertrag
vergleichbar.139
1.4.2.4.4 Bilanzkreisvertrag
Durch den Bilanzkreisvertrag wird die operative Abwicklung des Transpor-
tes, die Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen sowie der
Ausgleich und die Abrechnung von Differenzmengen geregelt. Weitere
Bestimmungen enthalten die §§ 2, 8, 16-18 KoV und §§ 3, 13-26 Anl. 3
zur KoV.140 Die Funktionalität und Wirkung von Bilanzkreisen wird in Teil
B, Abschnitt 1.5 behandelt.
1.4.3 Netznutzung
Neben den reinen Energie- und Transportkosten fallen für den Zugang
und die Nutzung von Gasfernleitungs- und -verteilnetzen sogenannte
Netznutzungsentgelte (NNE) an. Diese unterliegen seit Inkrafttreten des
EnWG der Genehmigung der Regulierungsbehörden. Um dem Grundsatz
der Diskriminierungsfreiheit der Entgelte Sorge zu tragen, sind die
Netzentgelte von der Bundesnetzgagentur bzw. von den Landesregulie-
138 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 60139 Vgl. Ohmen (2006), S. 46140 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 61
1 Preisbestimmende Faktoren 57
rungsbehörden nach § 23a Abs. 1 EnWG im Vorhinein (ex-ante) zu ge-
nehmigen. Gemäß der GasNEV und § 21 Abs. 2 EnWG müssen die Ent-
gelte für die Netznutzung auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsfüh-
rung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetrei-
bers entsprechen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente
Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und
risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden.
Die Regulierungsbehörden können nach § 21 Abs. 3 und 4 EnWG im
Zuge eines Vergleichsverfahrens die Angemessenheit der Entgelte über-
prüfen.
Der Monitoringbericht141 der BnetzA aus dem Jahre 2006 identifizierte
durchschnittliche (mengengewichtete) Netzkosten bezogen auf den Ge-
samtpreis von 7 bis 22%, wobei der Anteil der Netzkosten mit zunehmen-
den Abnahmevolumen fällt. Bei Kunden mit einem Jahresbedarf von 116,3
MWh beträgt der Anteil der Netzkosten 18%, bei einem Jahresverbrauch
von 116.300 MWh noch 7%.
Im oben beschriebenen Netzzugangsmodell (Basismodell) erfolgt die Ab-
rechung der für die Netznutzung anfallenden Kosten und Entgelte auf der
Basis einer Kosten- und Entgeltwälzung. Hiernach werden die Entgelte
vorgelagerter Netzbetreiber im Rahmen der Entgeltkalkulation im Netzpar-
tizipationsmodell berücksichtigt (Zuschlag zum örtlichen Verteilnetz) und
fließen somit in das Gesamtentgelt ein, das für die Ausspeisungen zu zah-
len ist.142 Hierbei beinhalten die Ausspeiseentgelte die nicht den Einspei-
seentgelten zugeordneten Kostenanteile und berücksichtigen demzufolge
die erbrachte gaswirtschaftliche Leistung der Netzbetreiber vom Einspei-
sepunkt (oder VP) bis zum jeweiligen Ausspeisepunkt.143
Die Kosten- und Entgeltwälzung erfolgt „top-down“ in der Weise, dass den
Kosten und Entgelten der Ferngasebene die der nachgelagerten Netzebe-
nen addiert werden. Schließlich addiert der Netzbetreiber, an dessen Netz
141 Vgl. BNetzA (2006), S. 82 f.142 Vgl. Prinz/Papanikolau/Albin (2007), S. 7143 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 31 f.
1 Preisbestimmende Faktoren 58
der Endkunde angeschlossen ist (öVNB), zu diesem Kostenblock der vor-
gelagerten Netzbetreiber sein Ausspeiseentgelt.144 Auf den vorgelagerten
Netzebenen erfolgt die Preisbildung auf der Basis des Vorhalteprinzips,
d.h. es wird „das bezahlt, was gebucht wurde“. Die Preisbildung beim
öVNB erfolgt hingegen auf der Grundlage der Inanspruchnahme, d.h. es
wird „das bezahlt, was genutzt wurde“ (Briefmarke).145 Die Begleichung
der vereinnahmten Kosten/Entgelte erfolgt „bottom-up“ über den Ausspei-
senetzbetreiber bis auf die Netzebene des VP des Marktgebietes. Der Ge-
samtbetrag der Netznutzungsentgelte stellt der öVNB dem Transportkun-
den in Rechnung. Nach Abzug des eigenen Anteils an den NNE werden
diese an den direkt vorgelagerten Netzbetreiber weitergereicht, welcher
die Abrechnung dann ggf. mit weiteren beteiligten Netzbetreibern abwi-
ckelt.146
1.4.4 Transportkapazitäten
1.4.4.1 Frei verfügbare Kapazitäten
Wie beschrieben bucht der Transportkunde mittels Ein- und Ausspeisever-
trag Transportkapazitäten vom Einspeisepunkt bis zum VP oder vom VP
zum Ausspeisepunkt. Damit ist das Vorhandensein von flächendeckend
freien Transportkapazitäten ein entscheidender Punkt für die Belieferung
von Endkunden. Um den oben erläuterten marktgebietsüberschreitenden
Transport (MüT) für neue Lieferanten (Transportkunden) möglich zu ma-
chen, sind also im besonderen Maße frei buchbare Koppelkapazitäten
zwischen den Marktgebieten entscheidend, da es im Marktgebiet keine
Kapazitätsrestriktionen geben darf.
Aufgrund der großen Anzahl der Marktgebiete und der bei Industriekunden
typischerweise vorliegenden dezentralen Abnahmestruktur und hohen re-
gionalen Verteilung sind die Abnahmestellen somit auf viele Marktgebiete
verteilt. Eine drastische Reduzierung der Marktgebiete würde also auch
vor dem Hintergrund der Koppelkapazitäten zu einer erheblichen Komple-
144 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 32145 Vgl. Prinz/Papanikolau/Albin (2007), S. 7146 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 33
1 Preisbestimmende Faktoren 59
xitätsreduktion und somit zur Reduktion von Wettbewerbsbarrieren führen.
Die derzeitige Situation aber bevorzugt Lieferanten mit einer hohen loka-
len Konzentration wie z.B. Stadtwerke und diskriminiert neue Marktteilneh-
mer, die nicht oder nur in geringem Maße über Leitungs- und Koppelkapa-
zitäten verfügen.
Laut § 20 Abs. 1b EnWG sind Betreiber von über Netzkoppelpunkten ver-
bundenen Netzen zur Berechnung und Ausweisung von technischen Ka-
pazitäten verpflichtet, mit dem Ziel, in möglichst großem Umfang aufeinan-
der abgestimmte Kapazitäten anzubieten. Wie der Monitoringbericht147 der
BNetzA zeigt, sind die Berechnungsverfahren zur Ausweisung frei im
Marktgebiet verfügbarer Kapazitäten unter den Netzbetreibern nicht ein-
heitlich und nicht abgestimmt. Sollten die Berechnungen der Netzbetreiber
ergeben, dass Kapazitäten dauerhaft nicht in ausreichendem Maße (im
Marktgebiet) frei zuzuordnen sind, können sie Teilnetze bilden. 37,5% der
nicht-örtlichen Netzbetreiber (Fernleitungsnetzbetreiber und regionale Ver-
teilnetzbetreiber) gaben an, Teilnetze gebildet zu haben. Von diesen
37,5% geben 44,4% trotz Teilnetzbildung das Vorliegen physikalischer
Netzengpässe an.
In diesem Zusammenhang sollte die Aussage von Andreas Böhmer148 kri-
tisch betrachtet werden, wonach das Zusammenlegen von Marktgebieten
automatisch zu einer Verringerung der frei zuzuordnenden Kapazitäten
führt. Als Beispiel wird die Zusammenlegung der L-Gas-Marktgebiete der
E.ON Gastransport angeführt, die einen Verlust von 85% an freier Kapazi-
tät mit sich gebracht haben soll.
Dies zeigt, dass ein effizientes, einheitliches und alle Netzebenen und
Teilnetze umfassendes Engpassmanagement notwendig ist.
147 Vgl. BNetzA (2006), S. 71148 Vgl. Böhmer (2007), S. 39-45
1 Preisbestimmende Faktoren 60
1.4.4.2 Markt für Kapazitäten (Sekundärmarkt)
Leitungs- oder Transportkapazitäten können bei den entsprechenden
Netzbetreibern nur über verbindliche Anfragen gebucht werden. Die Mehr-
zahl der Netzbetreiber stellen hierzu Onlineverfahren auf ihren Internetsei-
ten zur Verfügung.
Einmal erworbene Leitungskapazitäten können im Zuge eines Sekundär-
handels an Dritte veräußert werden. Die Internetplatform trac-x (www.trac-
x.de) stellt einen Online-Handelsplatz für eben diese Sekundärkapazitäten
zur Verfügung. Der Handel über trac-x ist allerdings sehr eingeschränkt;
die registrierten Netzbetreiber (Ontras, BEB, RWE, E.ON Gastransport,
EWE, Gaz de France, ExxonMobil) stellen nur sporadisch Angebote ein.
1.4.4.3 Kapazitäts- und Entgeltrechner
Der über die Internetseiten des BGW zu erreichende „gemeinsame“ Kapa-
zitäts- und Entgeltrechner (KuER) soll den Transportkunden nach eigenen
Angaben ein „innovatives und leistungsfähiges Werkzeug, welches sie bei
der Vorbereitung und Durchführung von netzbetreiberübergreifenden Gas-
transporten unterstützt“149, zur Verfügung stellen. In der Praxis erweist sich
dieses Werkzeug allerdings als wenig praktikabel, da zum einen nur fol-
gende marktgebietsaufspannende Netzbetreiber teilnehmen: BEB Trans-
port, E.ON Gastransport, EWE NETZ, Gasversorgung Süddeutschland,
ONTRAS – VNG Gastransport und RWE Transportnetz Gas. Zum ande-
ren ist es zwar möglich, einen marktgebietsüberschreitenden Transport
darzustellen, jedoch waren bei allen im Rahmen dieser Arbeit durchge-
führten Testanfragen die Entgelt- und vor allem die Kapazitätsdaten un-
vollständig oder gar nicht vorhanden.
149 Siehe http://www.kapazitaets-und-entgeltrechner.de >Startseite
1 Preisbestimmende Faktoren 61
1.5 Abwicklung
1.5.1 Bilanzausgleich
1.5.1.1 Ziele eines Bilanzkreissystems
Nach § 3 Abs. 10a EnWG ist der Bilanzkreis im Entry-Exitsystem analog
zur Bilanzkreissystematik im Strombereich zu verstehen. Er fasst inner-
halb eines Marktgebietes die entsprechenden Einspeise- und Ausspeise-
punkte zusammen und dient dem Zweck, die Abweichung zwischen Ein-
speisungen und Entnahmen durch eine Zusammenfassung von Entry- und
Exit-Punkten im Marktgebiet festzustellen und zu minimieren. Weiterhin
ermöglicht er die Abwicklung von Handelsgeschäften150
Grundlage eines effizienten und diskriminierungsfreien Wettbewerbs im
Gasmarkt ist ein funktionsfähiges Bilanzkreissystem. Als Ziele eines sol-
chen Bilanzkreissystems sind folgende zu nennen:151
• Bildung von Portfolien auf Marktgebietsebene , was einen netzüber-
greifenden Ausgleich von Differenzmengen ermöglicht.
• Austausch von Mengen über virtuelle Handelspunkte . Da jedem
Marktgebiet ein virtueller Handelspunkt sowie ein virtueller Einspei-
se- und Ausspeisepunkt zugeordnet ist, können Handelsmengen
auch zwischen Bilanzkreisen übertragen werden.
• Einbindung von (nachgelagerten) Flexibilitäten . Beispielsweise kön-
nen (nachgelagerte) Speicher oder Speicherkapazitäten in Bilanz-
kreise eingebunden werden.
• Zeitnahe Information der/des Transportkunden über den Aus-
gleichsstatus seines Bilanzkreises.
• Ermöglichen eines Basisbilanzausgleiches und erweitertem Bilanz-
ausgleich.
150 Brühl/Weissmüller (2006), S. 21151 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 21; Hügging/Drees/Fest (2006), S. 14
1 Preisbestimmende Faktoren 62
1.5.1.2 Bilanzkreissystematik
Nach der Definition eines Bilanzkreises und der Beschreibung der Ziele ei-
nes Bilanzkreissystems befasst sich dieser Abschnitt mit dem Verfahren
und der operativen Abwicklung des Bilanzausgleichs im Gasmarkt. Aller-
dings sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass zurzeit noch nicht alle
Details des Bilanzkreissystems endgültig festliegen. Die aktuell gültige
Fassung der Kooperationsvereinbarung (KoV2) der Netzbetreiber vom 25.
April 2007 lässt auch hier in einigen Punkten einen gewissen Interpretati-
onsspielraum.
Die Systematik sowie die verschiedenen Rollen in diesem System veran-
schaulicht Abbildung 20. Folgende Rollen lassen sich identifizieren:
• ENB: Einspeisenetzbetreiber (hier der FNB)
• ANB: Ausspeisenetzbetreiber (hier der öVNB)
• RNB: regionaler Netzbetreiber
• BKN: Bilanzkreisnetzbetreiber (hier der FNB)
• BKV: Bilanzkreisverantwortlicher / Transportkunde
• LV: Letztverbraucher / Endkunde
Abbildung 20: Bilanzkreissystematik im Gasmarkt152
Da Bilanzkreise laut § 16 KoV2 im Gegensatz zu den entsprechenden Re-
gellungen der ersten Fassung der KoV nur noch beim marktgebietsauf-
spannenden Netzbetreiber eingerichtet werden können, ist die Bildung von
nachgelagerten Bilanzkreisen – wie in Abbildung 20 angedeutet – nicht
mehr möglich. Die abgebildete Bilanzkreissystematik bezieht sich auf eine
152 Modifiziert nach Hügging/Drees/Fest (2006), S. 14
1 Preisbestimmende Faktoren 63
Bilanzkreiszone, also im Gasmarkt auf ein Marktgebiet. Damit übernimmt
im obigen Modell der marktgebietsaufspannende Fernleitungsnetzbetrei-
ber neben der Rolle des Einspeisenetzbetreibers auch die des Bilanzkreis-
netzbetreiber (BKN). Dieser muss für alle Kapazitätsinhaber, die innerhalb
des Marktgebietes Kunden beliefern wollen, Bilanzkreise einrichten und
administrieren. Schließt der Transportkunde zur Errichtung eines Bilanz-
kreises mit dem marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber einen Bilanz-
kreisvertag ab, ist der Transportkunde Bilanzkreisverantwortlicher (BKV).
Durch so genannte Sub-Bilanzkreise können sich mehrere Transportkun-
den zusammenschließen.153
1.5.1.3 Operative Abwicklung
Nachfolgend werden die zur operativen Abwicklung nötigen Prozessschrit-
te betrachtet. Grundsätzlich lassen sich drei Prozessabläufe für drei
Zeiträume identifizieren, die ihrerseits in Prozesse am Ein- und Ausspeise-
punkt unterschieden werden. Des Weiteren lassen sich unterschiedliche
Prozessabläufe für Kunden mit registrierender Leistungsmessung (rLM)
sowie für Kunden, die über Strandardlastprofiele versorgt werden, identifi-
zieren. Da bei Industriekunden davon auszugehen ist, dass eine registrie-
rende Leistungsmessung zum Einsatz kommt, beschränken sich die fol-
genden Ausführungen auf diesen Fall. Nachfolgend werden die Prozesse
für die relevanten Zeitpunkte D-1 (Prozesse am Tag vor der Belieferung),
D (Prozesse am Tag der Lieferung) und M+1 (Prozesse nach der Beliefe-
rung) betrachtet. Die einzelnen Prozessschritte sind zudem im Anhang 1
grafisch dargestellt.
D-1 - Prozesse am Tag vor der Belieferung154
Ausspeisepunkt:
Der Bilanzkreisverantwortliche/Transportkunde (BKV/TK) nominiert auf
Stundenbasis die Ausspeisungen je Ausspeisepunkt und Bilanzkreis beim
Ausspeisenetzbetreiber (ANB). Der ANB bestätigt die Nominierungen und
sendet die aggregierte Mengenanmeldung pro Bilanzkreis an den vorgela-
153 Vgl. Hügging/Drees/Fest (2006), S. 15 f.; Vgl. Hügging/Drees/Fest (2007), S. 50154 Vgl. Hügging/Drees/Fest (2006), S. 16-18; Terhürne (2007); BGW (2007), §22
1 Preisbestimmende Faktoren 64
gerten Netzbetreiber; hier der Regionalnetzbetreiber (RNB). Der RNB sen-
des die Mengenanmeldungen je Bilanzkreis an den Einspeisenetzbetrei-
ber (ENB) bzw. Bilanzkreisnetzbetreiber (BKN).
Einspeisepunkt:
Im Zuge der Einspeisenominierung sendet der BKV seine Einspeisenomi-
nierungen je Einspeisepunkt und Bilanzkreis an den Fernleitungsnetzbe-
treiber der hier der ENB ist. Der ENB aggregiert die Einspeisenominierun-
gen über alle Einspeisepunkte und sendet die Mengenanmeldung je Bi-
lanzkreis an den BKN. Da i.d.R. der ENB auch der BKN ist, handelt es
sich hierbei um einen internen Prozess.
D - Prozesse am Tag der Lieferung155
Ausspeisepunkt:
Die beim Letztverbraucher (LV) registrierten Messwerte werden stündlich
vom ANB ausgelesen. Der ANB ordnet die Stundenwerte pro Bilanzkreis
zu (allokiert), aggregiert sie und übermittelt die Stundenwerte an den BKV
und an den vorgelagerten Netzbetreiber; hier den RNB. Die vom RNB allo-
kierten Stundenwerte je Bilanzkreis und Ausspeisepunkt werden an den
ENB/BKN weitergeleitet. Dieser allokiert ebenfalls die Stundenwerte je Bil-
nazkreis und stellt diese vorläufigen Werte (Ausspeise-Allokation) in den
Bilanzkreis ein.
Einspeisepunkt und vorläufige Bilanzkreissaldierung:
Am Tag der Belieferung nimmt der ENB eine vorläufige Allokation für die
Einspeisepukte auf der Basis der Nominierungen des Vortages (D-1) vor
(allokiert wie nominiert) und übermittelt diese an den BKN. Im Gegensatz
zu Ausspeisenominierungen sind Einspeisenominierugen zwingend not-
wendig, da auf ihrer Basis die Netze gesteuert werden. In der Regel ent-
spricht die Einspeisenominierung (korrigiert um Steuerungs- und Brenn-
wertabweichungen) dem physischen Gasfluss.
Beim BKN findet eine vorläufige Bilanzkreissaldierung statt. Dazu aggre-
giert der BKN die vom ENB übermittelten nominierten und allokierten
155 Vgl. Hügging/Drees/Fest (2006), S. 16-18; Terhürne (2007); BGW (2007), §22
1 Preisbestimmende Faktoren 65
Stundenwerte über alle Einspeisepunkte je Bilanzkreis. Im nächsten
Schritt stellt der BKN die allokierten Einspeisenominierungen (Einspeise-
Allokation) in den Bilanzkreis ein und somit den allokierten Verbrauchs-
werten (Ausspeise-Allokation) gegenüber. Der sich ergebende vorläufige
Bilanzkreisstatus wird daraufhin dem BKV zur Verfügung gestellt.
M+1 - Prozesse nach der Belieferung156
Ausspeisepunkt:
Grundsätzlich entsprechen die Prozessschritte jenen vom Tag der Beliefe-
rung (D), jedoch nun mit den registrierten Messwerten, d.h. die ggf. korri-
gerten und um Ersatzwerte ergänzten Volumeneinheiten werden mit dem
abrechnungsrelevanten Brennwert multipliziert.
Einspeisepunkt und endgültige Bilanzkreissaldierung:
Auch die Prozessschritte für die endgültige Bilanzkreissaldierung entspre-
chen denen der vorläufigen Bilanzkreissaldierung am Tag der Belieferung
(D). Der Unterschied besteht darin, dass es sich um die endgültige und
abrechnungsrelevante Ermittlung des Bilanzkreisstatus handelt. Die im
Ausspeiseprozess (ASP) zum Zeitpunkt M+1 ermittelte Ausspeisung wird
als endgültig in den Bilanzkreis eingestellt.
Differenzmengenausgleich im BilanzkreisSollten bei der endgültigen Bilanzkreissaldierung positive Differenzmen-
gen (Einspeisung < Ausspeisung) entstehen, bedeutet dies zum einen,
dass der Transportkunde gemessen an der tatsächlichen Abnahme des
Kunden auf der Einspeiseseite zu wenig Gas in den Bilanzkreis eingestellt
hat, zum anderen, dass die Differenzmengen vom BKN beschafft und dem
BKV zur Verfügung gestellt werden müssen. Nach § 30 Abs. 1 GasNZV
und Anlage 3, § 24 Abs. 2 KoV gewährt der BKN zum Ausgleich von Diffe-
renzmengen dem BKV einen Basisbilanzausgleich. Dieser Basisbilanz-
ausgleich wird innerhalb einer stündlichen Toleranzgrenze und einer ku-
mulierten Toleranzgrenze angeboten. Die maximale stündliche Toleranz
pro Bilanzkreis beträgt +/- 10% der anwendbaren stündlichen Kapazität.
156 Vgl. Hügging/Drees/Fest (2006), S. 16-18; Terhürne (2007); BGW (2007), § 22
1 Preisbestimmende Faktoren 66
Die maximale kumulative Toleranz pro Bilanzkreis beträgt +/- eine (1)
Stundenmenge der anwendbaren stündlichen Kapazität. Neben dem Ba-
sisbilanzausgleich können Netzbetreiber den BKV auch einen erweiterten
Bilanzausgleich anbieten.
Laut dem Monitoringbericht157 der BNetzA bieten nur 62% (=15) der be-
fragten 24 Netzbetreiber (nicht-örtliche Netzbetreiber) einen Basisbilanz-
ausgleich an. Damit erfüllen gut ein Drittel der Netzbetreiber die Anforde-
rungen der GasNEV nicht. Einen erweiterten Bilanzausgleich bieten ledig-
lich 54% (=13) der Netzbetreiber (nicht-örtliche Netzbetreiber) an.
Positive sowie negative Differenzen, die sich innerhalb der Toleranzberei-
che des Basisbilanzausgleiches ergeben, müssen laut § 30 Abs. 2 Gas-
NEV vom Netzbetreiber (BKN) mit dem gleichen Preis vergütet oder in
Rechnung gestellt werden. Für Differenzmengen außerhalb der vereinbar-
ten Toleranzen können auf den Arbeitspreis angemessene Auf- und Ab-
schläge erhoben werden.
Auch im Bereich der Abrechnung der Differenzmengen stellte der bereits
erwähnte Monitoringbericht abweichendes Verhalten der Netzbetreiber be-
züglich der geltenden GasNEV fest. Entgegen den Verordnungsvorgaben
erheben 7 von den 15 Fernleitungsnetzbetreibern bzw. regionalen Verteil-
netzbetreibern, die einen Basisbilanzausgleich anbieten, Auf- und Ab-
schläge für Abweichungen innerhalb der Toleranzgrenzen. Negative
stündliche Differenzmengen (Einspeisung > Ausspeisung) vergüten die
befragten Netzbetreiber mit 50 bis 70 Prozent des Grenzübergangsprei-
ses158 der vom BAFA veröffentlicht wird oder beziehen sich auf den tages-
aktuellen Preis am Hub in Zeebrugge. Muss vom BKV Ausgleichsenergie
bezogen werden (Einspeisung < Ausspeisung), dann verlangen von den
11 in diesem Bereich Angaben zur Verfügung stellenden Fernleitungsnetz-
betreiber:
• zwei einen Festpreis,
157 Vgl. BNetzA (2006), S. 87 ff.158 Siehe Erläuterungen auf Seite 44
1 Preisbestimmende Faktoren 67
• sieben einen Aufpreis zwischen 125 und 270 Prozent auf den
Grenzübergangspreis des BAFA,
• einer zieht als Grundlage den tagesaktuellen Preis am Hub in Ze-
brügge heran und
• einer berücksichtigt einen individuell verhandelten Preis.
Bei der Abrechnung von Ausgleichsenergie bezogen auf die kumulierte
Toleranzgrenze ergibt sich ein ähnliches Bild.
1.5.1.4 Bewertung des Bilanzausgleichs
Zu begrüßen ist, dass sich die Bilanzkreissystematik stark an derjenigen
des Strommarktes orientiert. Aufgrund des im Strommarktes eher entge-
gengesetzten Abnahmeverhaltens von Industrie- und Haushaltskunden er-
geben sich Durchmischungs- und Glättungseffekte. Je größer ein Porfolio
ist, desto stärker wirken sich diese Portfolio- und Ausgleichseffekte aus.
Da Gas i.d.R. von Haushalts- sowie Industriekunden zu Heizzwecken ge-
nutzt wird, ergibt sich ein eher gleichgerichtetes Abnahmeverhalten. Daher
wirken sich die Portfolio- und Ausgleichseffekte im Gasmarkt weniger
stark aus als im Strommarkt. Aus diesem Grund entsteht eine größere Ab-
hängigkeit der Transportkunden vom Ausgleichssystem. Einem diskrimi-
nierungsfreien und effizienten Bilanzausgleich kommt also im Gasmarkt
eine größere Bedeutung zu. Diese Bedeutung wird durch die bereits be-
schriebene Multisite-Organisation (dezentralen Abnahmestruktur, hohe re-
gionale Verteilung) der typischen Industriekunden in Kombination mit den
16 Marktgebieten noch verstärkt, da Transportkunden mit kleinen Porfoli-
en häufig nur wenige Abnahmestellen/Kunden pro Bilanzkreis einstellen,
da in jedem Marktgebiet ein Bilanzkreis gebildet werden muss. Die hohe
Zahl der Marktgebiete und die nicht optimale Ausgestaltung der Bilanz-
kreissytematik führt damit zu einer Bevorteilung großer Portfolien (z.B.
etablierte Lieferanten, Stadtwerke) und diskriminiert und benachteiligt New-
comer, die mit vergleichsweise kleinen Portfolien in den Markt starten. Zu
dem Ergebnis, dass kleine Bilanzzonen den Markteintritt von Newcomern
1 Preisbestimmende Faktoren 68
massiv behindern, kommt auch der DG Competition Report on Energy
Sector Inquiry der Europäischen Kommission.159
In diesem Zusammenhang spielen die Handelsprodukte der zukünftigen
Gasbörse eine wichtige Rolle. Da laut § 30 GasNZV wie beschrieben ein
stündlicher und kumulierter Bilanzausgleich besteht und Nominierungen
ebenfalls auf Stundenbasis vorgenommen werden, erscheinen Handels-
produkte auf Tagesbasis wenig sinnvoll. Ohne die Handelbarkeit von
Stundenprodukten sind stündliche Optimierungen nur dann möglich, wenn
in ausreichendem Maße zusätzliche Felxibilitäten (Speicher, flexible Be-
zugsverträge) oder ein entsprechender erweiterter Bilanzausgleich flä-
chendeckend und zu transparenten Bedingungen zur Verfügung stehen.
Zu den derzeitigen Nutzungsmöglichkeiten von Speichern siehe Teil B,
Abschnitt 1.6. Ist eine Beschaffung von Ausgleichsprodukten nur auf tägli-
cher Basis möglich, besteht ein erhebliches Bilanzkreisrisiko, welches der
BKV bzw. der Transportkunde zu tragen hat. Weiterhin sollte beachtet
werden, dass die Einbeziehung von standardisierten Handelsprodukten
zwangsläufig zu Abweichungen bezogen auf den tatsächlichen Lastverlauf
führt. Eine in ausreichendem Maße verfügbare Ausgleichsenergie ist da-
her essentiell.160
Vor diesem Hintergrund sollte von der Bilanzierung auf Stundenbasis auf
eine tägliche Bilanzierung umgestellt werden. Da die Gesetzesvorgabe
aus § 30 GasNZV allerdings die stündliche Bilanzierung festschreibt, ist in
naher Zukunft nicht davon auszugehen, dass eine tägliche Bilanzierung
eingeführt werden kann. Eine alternative Möglichkeit, die Strukturierung
der Gasbeschaffung auch bei einem Stundenbilanzausgleich zu vereinfa-
chen, wäre die Einführung von Handelsprodukten auf Stundenbasis. Die
derzeitige Bilanzierungssystematik sowie die derzeit angebotenen Han-
delsprodukte bevorzugen Portfolien, die:
• einen leicht prognostizierbaren Lastverlauf,
• eine geringe Temperaturabhängigkeit und/oder eine hohe Durchmi-
schung sowie
159 Vgl. SEC (2007) Part 1, S. 10160 Vgl. BNE (2006); BNE (2007a); BNE (2007b)
1 Preisbestimmende Faktoren 69
• ein großes Volumen bei einer hohen Benutzungsdauer
vorweisen. Dies sind exakt die Charakteristika der Kundenportfolien eta-
blierter Netzbetreiber und Lieferanten (z.B. Stadtwerke).161 Daher ist davon
auszugehen, dass sich nur ein geringer Wettbewerb an den Abnahmestel-
len des Industriekunden einstellen wird. Die lokalen und etablierten Ver-
sorger können hier ihre Marktmacht ausspielen, da sie im Gegensatz zu
Newcomern Portfolioeffekte nutzen können.
Weiterhin zeigte sich bei der Auswertung des Monitoringberichtes der
BNetzA, dass bezüglich der Abrechnung von Ausgleichsmengen nahezu
jeder Ferngasnetzbetreiber ein eigenes Preissystem besitzt und dass sich
diese Preissysteme z.T. deutlich von einander unterscheiden. Es besteht
eine extreme Spreizung zwischen den Bepreisungen von positiven und
negativen Differenzmengen. Weiterhin bestehen bei einem Großteil der
Netzbetreiber erhebliche Umsetzungsdefizite der bestehenden Verordnun-
gen.
1.5.2 Nominierung
Allgemein legt der Netznutzer (z.B. der Transportkunde) mit einer Nomi-
nierung fest, in welchem Umfang er die jeweils gebuchten Kapazitäten zu
nutzen beabsichtigt.162
In der zurzeit gültigen Fassung der KoV2163 ist laut § 22 eine Ausspeiseno-
minierung des Bilanzkreisverantwortlichen nur noch in Ausnahmefällen
nötig. Ein Ausnahmefall kann z.B. die Notwendigkeit der Nominierung aus
Gründen des sicheren und zuverlässigen Betriebs des Netzes sein. Diese
Nominierungsverpflichtung muss beim Abschluss des Ausspeisevertrages
vom Ausspeisenetzbetreiber angezeigt werden. Weiterhin besteht eine
Pflicht zur Ausspeisenominierung, wenn der Ausspeisepunkt ein Speicher,
ein Grenzübergangspunkt oder ein virtueller Ausspeisepunkt ist. Haben
mehrere Transportkunden Ausspeisekapazitäten an demselben Ausspei-
161 Vgl. BNE (2006); BNE (2007a); BNE (2007b)162 Vgl. Spicker (2006), S. 61163 BGW (2007)
1 Preisbestimmende Faktoren 70
sepunkt gebucht, so besteht hier ebenfalls die Pflicht zur Nominierung der
jeweiligen Ausspeisung.
1.6 Speicherung
1.6.1 Speichersituation in Deutschland
Allgemein werden Gasspeicher in die beiden Kategorien Untertage- und
Übertagespeicher unterteilt. Untertagespeicher haben in Deutschland, be-
zogen auf das zur Verfügung stehende Arbeitsgasvolumen, einen Anteil
von 99,8 Prozent am gesamten Speichervolumen.
Der Gasinhalt eines jeden Speichers unterteilt sich grundsätzlich in Kis-
sengas und Arbeitsgas. Das Kissengas ist das Gasvolumen, das in einem
Speicher erforderlich ist, um den minimal notwendigen Speicherdruck für
eine optimale Ein- und Ausspeicherung zu ermöglichen. In Kavernen ist
das Kissengas auch zur Gewährleistung der Standfestigkeit erforderlich.
Der Kissengasanteil beträgt etwa 1/3 bis 1/2 vom maximalen Speichervo-
lumen und verbleibt permanent im Speicher. Als Arbeitsgas definiert man
das Gasvolumen, das zusätzlich zum Kissengas jederzeit eingelagert oder
entnommen werden kann.164
Zu den Untertagespeichern gehören Kavernen- und Porenspeicher. Bei
Kavernenspeichern handelt es sich um durch bergmännischen Solprozess
geschaffene Holräume in Salzstöcken. Der Kavernenspeicher wird mittels
Kompressoren mit dem Erdgas befüllt. Porenspeicher werden häufig in al-
ten Gas- und Öllagerstätten angelegt. Es handelt sich also um natürliche
Lagerstätten.
Insgesamt verfügt Deutschland mit 44 Untertagespeichern (23 Porenspei-
cher, 21 Kavernenspeicher), die ein gesamtes Arbeitsgasvolumen von
19,1 Mrd. Normkubikmetern (Nm³) umfassen, nach den USA, Russland
und der Ukraine über das weltweit vierthöchste Speichervolumen (Arbeits-
164 siehe http://www.eon-ruhrgas.com > Produkt > Untertagespeicher > Kavernen-speicher, eingesehen am 30.05.2007
1 Preisbestimmende Faktoren 71
gas). Verglichen mit dem deutschen Arbeitsgasvolumen von 1990 (8 Mrd.
Nm³) steht Anfang 2007 das 2,5fache Volumen zur Verfügung. Zurzeit be-
finden sich 15 Untertagespeicher in Planung oder in Bau. Nach dem End-
ausbau der aktiven Speicher sowie der Fertigstellung der in Planung und
Bau befindlichen ergibt sich ein mögliches Arbeitsgasvolumen von 24,3
Mrd. Nm³.165
Zu den Übertagespeichern zählen Kugel- und Röhrenspeicher. Röhren-
speicher liegen i.d.R. oberflächennah unter der Erde, werden jedoch zu
den Übertagespeichern gezählt. Da es, wie die BNetzA in ihrem Monito-
ringbericht 2006 feststellte, bisher keine deutschlandweite Erhebung zu
Übertagespeichern gibt, lassen sich hier keine detaillierten Aussagen tref-
fen.166 Wichtigstes Unterscheidungskriterium ist neben dem Arbeitsgasvo-
lumen die maximale Ein- und Ausspeicherleistung. Bei den Untertagespei-
chern schwankt Einspeicherleistung zwischen 10.000 Nm³/h und
1.400.000 Nm³/h, die maximale Ausspeicherleistung liegt zwischen 23.000
Nm³/h und 2.400.000 Nm³/h. Bei den Übertagespeichern liegt die Ein- und
Ausspeicherleistung maximal zwischen 1.000 Nm³/h und 35.000 Nm³/h.
1.6.2 Aufgabe und Wirkung von Speichern
Die klassische Aufgabe von Speichern ist der Ausgleich von saisonalen
Verbrauchsschwankungen. In diesem Zusammenhang kommt es zu Ein-
speicherungen im Sommer (April bis September) und Ausspeicherung im
Winter (Oktober bis März). Eine weitere Aufgabe der Speicher war und ist
die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit. In diesem Zusammen-
hang sei auf den jüngsten Konflikt zwischen Russland und der Ukraine
hingewiesen. Die Lieferausfälle aufgrund der Unterbrechung der Transpor-
te hatten keine größeren Auswirkungen auf den deutschen Gasmarkt, da
Speichergas in ausreichendem Maße zur Kompensation bereitstand. Im li-
beralisierten Gasmarkt gewinnen Speicher an Bedeutung. Aufgaben wie
die Abdeckung des Spitzenbedarfs oder die Vertragsoptimierung (bezüg-
165 Vgl. Sedlacek (2006), S. 392-400; LBEG (2006), S. 44166 Vgl. BNetzA (2006), S. 96 f.
1 Preisbestimmende Faktoren 72
lich z.B. take-or-pay-Klauseln) kommen hinzu. Ebenfalls können Preisvo-
latilitäten dergestalt ausgenutzt werden, dass auch ohne konkreten Bedarf
Gas bei günstigen Marktpreisen eingespeichert wird. Weiterhin können
kurzzeitig zur Verfügung stehende Speichervolumen zum Optimierung des
Portfolios und zum Bilanzausgleich eingesetzt werden.
Festzustellen bleibt, dass sich im liberalisierten Gasmarkt der Speicherbe-
darf in Richtung kurzfristiger Speichernutzungen verschiebt, was flexible
Ein- und Ausspeicherungen mit hohen Speicherraten nötig macht. Auf-
grund der zukünftigen Preisbildung nach Angebot und Nachfrage wird, wie
im Strommarkt zu beobachten war, die Volatilität der Großhandelspreise
für Gas besonders im kurzfristigen Bereich stark zunehmen. Da Gas zu-
künftig vermehrt zur Stromerzeugung eingesetzt wird, überträgt sich die
Charakteristik des Strommarktes in den Gasmarkt. Der Speicher wird da-
mit zu einem wichtigen Instrument zur Beherrschung von Preis- und Volu-
menrisiken.167
1.6.3 Speicherzugang und Nutzung
Aufgrund der obigen Darstellungen ist ein diskriminierungsfreier Zugang
Dritter zu Speichern für einen funktionierenden Gasmarkt – hier besonders
einen funktionierenden Spotmarkt – unerlässlich. Als den Wettbewerb be-
hindernd kann die Tatsache angesehen werden, dass der Speicherzugang
und die Zugangsbedingungen nach § 28 EnWG im Wege des verhandel-
ten Speicherzugangs vereinbart werden müssen.168 Es gibt also bislang
weder einheitliche Zugangsregeln noch eine einheitliche Entgeltstruktur.
Zurzeit ist die Ausgestaltung der Speichernutzung noch nicht hinreichend
konkretisiert. Auch die Änderungsfassung der Kooperationsvereinbarung
(KoV 2) lässt diesbezüglich weiterhin einen großen Interpretationsspiel-
raum.169
167 Vgl. Spicker (2006), S. 67 ff.168 Vgl. Däuper (2007), S. 151169 Vgl. Nagel (2007), S. 27
1 Preisbestimmende Faktoren 73
Für Transport- und Speicherkunden sind zur Nutzung von Speichern ein
Ausspeisevertrag (zur Einspeicherung) und ein Einspeisevertrag (zur Aus-
speicherung) mit dem Netzbetreiber, in dessen Netz der Speicher phy-
sisch eingebunden ist, nötig, sowie ein Speichernutzungsvertrag mit dem
Speicherbetreiber.170 Da nach Anlage 3, § 8 Abs. 2 der Änderungsfassung
der Kooperationsvereinbarung (KoV 2) mit dem Einspeisevertrag in das
Netz des marktgebietsaufspannenden Netzbetreibers der virtuelle Handel-
spunkt des Marktgebietes erreicht wird, werden Speichermengen immer in
Bilanzkreisen am VP abgewickelt.171
Abbildung 21 stellt die Wirkungsweise eines Speichers im neuen Markt-
modell dar. Aufgrund der oben beschriebenen Einbindung am virtuellen
Handelspunkt ist der Speicher bilanzkreiswirksam und steht so zur Be-
zugsoptimierung bzw. als Regelenergie zur Verfügung.172 Ob und wie mit
der vermiedenen Netznutzung, welche sich aufgrund der physischen An-
bindung des Speichers auf nachgelagerten Netzstufen (hier Verteilnetz)
ergibt, verfahren wird, ist noch nicht geklärt.
Ferngasnetz
0 bis nRegional-Gasnetze
Gas-Verteilnetz
Endkunde
Speicherwirkung:
1: Händler strukturiert Bezugsfahrpläne
2: Händler sorgt für „besseren“ Bilanzausgleich
3: Speicher liefert Regelenergie
4: Speicher erspart NNE bei vorgelagerten Netz(en)
Exporteur
Gashändler(Transportkunden)
Entry-Punkt
Exit-Punkt
Gas-speicher
Physischer GasflussGasfluss nur per Fahrplan
VP
Netzbetreiber des Speichers
Abbildung 21: Wirkung von Speichern173
Neben der Konkretisierung der Regelungen zu Speicherzugang ist als
weiteres Problem die fehlenden freien Speicherkapazitäten zu nennen.
Wie der Monitoringbericht der BNetzA zeigt, wurde zu den Stichtagen
01.04.2006, 01.07.2006, 01.10.2006 und 01.01.2007 nur rund ein Prozent
des Arbeitsgasvolumens von Untertagespeichern von den Speicherbetrei-
170 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 41171 Vgl. BGW (2007), Anlage 3, § 8; Nagel (2007), S. 29172 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 41173 Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 41
1 Preisbestimmende Faktoren 74
bern als frei und buchbar deklariert. Weiterhin stellte die BNetzA fest, dass
40% der Betreiber von Übertagespeichern keinen Drittzugang gewähren.
Das buchbare Arbeitsgas der Übertagespeicher wird zu oben genannten
Stichtagen mit ca. 2 Prozent angegeben.174
1.7 Sonstige Entgelte und Abgaben
1.7.1 Übersicht
Neben den oben genannten Faktoren sind weiterhin die nachfolgend auf-
geführte Konzessionsabgabe sowie die Erdgassteuer preisbestimmende
Faktoren. Da es sich bei diesen zusätzlichen Abgaben und Entgelten
i.d.R. um additive Konstanten handelt, können diese bei Vergleichsrech-
nungen häufig außer Betracht gelassen werden.
1.7.2 Konzessionsabgabe
§ 1 Abs. 2 der Konzessionsabgabenverordnung (KAV) definiert die Kon-
zessionsabgabe als Entgelt für die Einräumung des Rechts zur Benutzung
öffentlicher Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb von Leitun-
gen, die der unmittelbaren Versorgung von Letztverbrauchern im Gemein-
degebiet mit Strom und Gas dienen.175
Hintergrund der Konzessionsabgabe ist, dass zum Aufbau eines Verteil-
netzes die Nutzung der gemeindlichen Straßen erforderlich ist. Die Ge-
meinden gestatten die Nutzung jedoch nur gegen Entgelt, das in Form der
Konzessionsabgabe erhoben wird. Deren zulässige Höhe ist in der auf §
48 Abs. 2 EnWG beruhenden KAV des Bundesministeriums für Wirtschaft
festgelegt.176 Die maximal zulässigen Entgelte schwanken je nach Größe
der Gemeinden bei Tarifkunden zwischen 0,22 und 0,93 Cent/kWh.177 Für
174 BNetzA (2006), S. 97175 KAV (2006)176 Vgl. Däuper (2007), S. 160177 KAV (2006), § 2 Abs. 2
1 Preisbestimmende Faktoren 75
Lieferungen an Sondervertragskunden, die 5 Mio. kWh übersteigen, sind
Konzessionsabgaben nicht zulässig.178
Grundsätzlich sind die Konzessionsabgaben vom Netzbetreiber an die be-
treffende Gemeinde zu zahlen. Allerdings werden diese in der Praxis re-
gelmäßig auf die Lieferanten abgewälzt. Die Lieferanten ihrerseits reichen
die Konzessionsabgabe an die Letztverbraucher weiter.179
Im Rahmen dieser Arbeit wird davon ausgegangen, dass Industriekunden
i.d.R. einen Bedarf größer 5 Mio. kWh aufweisen. Daher hat die Konzessi-
onsabgabe für die weiteren Betrachtungen keine Bedeutung.
1.7.3 Erdgassteuer
Das Mineralölsteuergesetz wurde mit Inkrafttreten des Energiesteuerge-
setzes (EnergieStG) zum 01.08.2006 abgelöst. In der Vergangenheit war
Steuerschuldner der erste Erdgasbezieher in Deutschland bzw. bei inlän-
discher Gasproduktion der Inhaber des Energiegewinnungsbetriebes. Im
neuen Energiesteuergesetz ist nun Steuerschuldner derjenige, der das
entnommenen Erdgas an den Endabnehmer liefert.180 Lieferungen, die der
Entnahme aus dem Leitungsnetz vorgelagert sind, entfallen also der Erd-
gassteuerpflicht, sodass für diese Liefervorgänge keine Erdgassteuer ab-
zuführen ist. Künftig ist somit derjenige Lieferant Steuerschuldner, der die
Erdgassteuer an das zuständige Hauptzollamt zu entrichten hat.181
Der Steuersatz für Erdgas beträgt nach § 2 Abs. 3 EnergieStG zurzeit
0,55 Cent/kWh. In der Praxis wird die Erdgassteuer regelmäßig auf den
Letztverbraucher abgewälzt. Zudem bietet das EnergieStG die Möglichkeit
der Befreiung von der Erdgassteuer. Aufgrund der umfangreichen und
vielschichtigen Regelungen und Ausnahmen wird auf eine detailliertere
Betrachtung verzichtet.
178 KAV (2006), § 2 Abs. 5179 Vgl. Däuper (2007), S. 161; EnWG § 48 Abs. 3180 EnergieStG, § 38 Abs. 2181 Vgl. Däuper (2007), S. 161
1 Preisbestimmende Faktoren 76
Als wichtig zu erachten ist jedoch eine mögliche Doppelbesteuerung der
Gaslieferung. Diese Doppelbesteuerung kommt in ölindizierten Gasliefer-
verträgen zustande, wenn der in der Preisformel verwendete Referenzwert
inklusive Öl- bzw. Mineralölsteuer notiert ist. Dies ist z.B. der Fall, wenn
als Referenzwert die HEL-Notierung (Rheinschiene) des Statistischen
Bundesamtes zum Einsatz kommt. Diese wird als Durchschnittspreis frei
Verbraucher einschließlich (Mineral-)Ölsteuer gebildet. Hier fließen also
Preisbestandteile (die Ölsteuer) in den Gaspreis ein, die in keinem Zusam-
menhang mit dem Produkt Gas stehen, da die Höhe und die Entwicklung
der Ölsteuer einen rein fiskalischen und umweltpolitischen Hintergrund
hat. Aufgrund der Ausgestaltung der Preisformeln (siehe Gleichung (1) auf
Seite 89) ergeben sich bei einer Erhöhung der Ölsteuer Mehreinnahmen
sog. „tax fall profits“ für das GVU. Um diese Doppelbesteuerung zumin-
dest teilweise zu kompensieren, werden den Kunden häufig Nachlässe auf
den Arbeitspreis gewährt.182
182 Vgl. Däuper (2003), S. 55 f.; Däuper (2007), S. 162
2 Risikoansatz für Industriekunden 77
2 Risikoansatz für Industriekunden
2.1 Übersicht
In diesem Abschnitt werden im ersten Teil nach der Definition von Risiko
und Risikomanagement die einzelnen für den Energiemarkt entscheiden-
den Risikoarten betrachtet. Im zweiten Teil wird definiert, was unter Risi-
koadäquanz zu verstehen ist und welche Instrumente und Handlungsmög-
lichkeiten zur Umsetzung einer risikoadäquaten Beschaffung bestehen.
2.2 Risiken im Energiehandel
2.2.1 Risiko und Risikomanagement
Entscheidungssituationen werden in der Betriebswirtschaftslehre in Si-
cherheit, Unsicherheit und Ungewissheit unterschieden. Ist die Angabe ei-
ner Wahrscheinlichkeit oder Wahrscheinlichkeitsfunktion für die Erwar-
tungswerte möglich, liegt eine Risikosituationen vor. Die Gefahr von mögli-
chen positiven sowie negativen Zielabweichungen wird als Risiko im wei-
teren Sinne verstanden. Im engeren Sinne bezeichnet Risiko nur die ne-
gativen Zielabweichungen, die positiven werden als Chance bezeichnet.183
Um Risiken zu operationalisieren, gilt es, folgende Aspekte zu benen-
nen:184
• Risikoexposition (Wird auch als Schadenshöhe oder negative Ziel-
abweichung bezeichnet und wird i.d.R. in monetären Wertgrößen
angegeben.)
• Eintrittswahrscheinlichkeit (Hier gilt es, die Wahrscheinlichkeiten zu
bestimmen, mit der die Zielabweichungen eintreten werden.)
• Zeitpunkt des Eintritts
Ziel des Risikomanagements ist die Bewältigung des Risikos. Die Aufga-
ben des Risikomanagements lassen sich anhand eines dem allgemeinen
183 Vgl. Borchert/Schemm/Lintzel (2005), S. 219184 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 14 ff.; Borchert/Schemm/Lintzel (2005), S. 220
2 Risikoansatz für Industriekunden 78
Managementprozess ähnlichen Risikomanagementprozesses festmachen.
Als Prozessschritte werden:185
• Identifikation des Risikos,
• Risikoanalyse und -bewertung sowie
• Risikostreuung und -kontrolle
definiert.
Für die Identifikation der Risiken mit dem Fokus Energiebeschaffung sind
alle Aspekte zu berücksichtigen die Einfluss auf den durch das jeweilige
Unternehmen zu bezahlende Preis und Aufwand haben.186 Nachfolgend
werden die für den Energiehandel relevanten Risiken näher betrachtet.
2.2.2 Risikoarten
2.2.2.1 Marktrisiko
2.2.2.1.1 Definition
Marktrisiko ist die Folge aus den Preisveränderungen aufgrund von sich
ändernden Marktbedingungen.187 Anders ausgedrückt kann das Marktrisi-
ko auch als Gefahr, dass bestehende Positionen auf Grund einer negati-
ven Marktentwicklung an Wert verlieren und für den Risikoträger ein Ver-
lust (im Vergleich zum investierten Kaufpreis) entsteht, definiert werden.188
Demzufolge können (Markt-)Preisrisiko, Volumenrisiko, Basisrisiko und
Marktliquiditätsrisiko als Bestandteile des Marktrisikos benannt werden.
Das (Markt-)Preisrisiko beschreibt die negativen Auswirkungen, die auf
Grund von Marktpreisänderungen entstehen können. Somit ist das Markt-
preisrisiko das Verlustrisiko eines Kontraktes oder Portfolios auf Grund
von Veränderungen der Marktpreise. Auf den Gasmarkt bezogen können
das Veränderungen des Gaspreises selbst, aber auch der Ölpreisnotierun-
gen, Wechselkurse, Frachtraten und der zur Indexierung verwandten Indi-
185 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 22 f.186 Vgl. Pilgram (2006a), S. 54187 Vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999), S. 206188 Vgl. Scholz/Schuler (2006), S. 483
2 Risikoansatz für Industriekunden 79
zes sein. Kann das Preisrisiko nicht an die Kunden weitergegeben wer-
den, sind hier geeignete Instrumente zur Absicherung einzusetzen.189
Unter Volumenrisiko werden die drohenden Verluste infolge ungenauer
Prognosen des Energiebedarfs oder der Ausfall von Erzeugungsanlagen
verstanden190 sowie die allgemeine Veränderung von Vertriebs- oder Be-
schaffungsportfolien. Da das Beschaffungsvolumen zeitlich nicht konstant
ist, sondern einer Lastkurve unterliegt, kann hier in Mengen- und Struktur-
risiko unterschieden werden. Unter Mengenrisiko ist die Veränderung der
abgenommenen Menge bei gleicher Struktur (gleicher Form der Lastkur-
ve) und unter Strukturrisiko die Veränderung der Struktur bei gleicher
Menge zu verstehen.191
Ein Basisrisiko besteht, wenn die Wertentwicklung des (physischen)
Grundgeschäftes und des Sicherungsgeschäftes nicht vollständig korre-
liert. Gründe hierfür können unterschiedliche Qualitäten, Zeiten und/oder
Lieferorte sein.192 Soll beispielsweise ein auf die HEL-Rheinschiene-Notie-
rung indexierter Gaspreis über einen Swap auf Gasoil Rotterdam abgesi-
chert werden, entsteht hier ein Basisrisiko, da die beiden Notierungen
(Rheinschiene HEL und Gasoil Rotterdam) nicht exakt korrelieren.
Ein Marktliquiditätsrisiko entsteht, wenn für einen bestimmten zu handeln-
den Kontrakt eine zu geringe Nachfrage oder ein zu geringes Angebot be-
steht. Im Zweifelsfall ist es dann nicht mehr möglich, Positionen glattzu-
stellen, da sich kein Marktteilnehmer findet, der bereit ist, ein Gegenge-
schäft zur entsprechenden Position zum aktuellen Marktpreis oder über-
haupt einzugehen.193 Da die Marktliquidität nicht direkt festzustellen ist,
sondern lediglich anhand von Indikatoren (z.B. Handelsvolumen, Churn-
Rate, Anzahl der Handelsteilnehmer, Bid-Ask-Spread, etc.) qualitative
189 Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999), S. 206; Scholz/Schuler (2006), S. 483
190 Vgl. Scholz/Schuler (2006), S. 483 191 Vgl. Pilgram (2006a), S. 56192 Vgl. Dudenhausen (2000), S. 47193 Vgl. Barnwell (2001), S. 15 f.; Borchert/Schemm/Lintzel (2005), S. 226 ;
Scholz/Schuler (2006), S. 484
2 Risikoansatz für Industriekunden 80
Aussagen möglich sind, ist deren Bewertung erschwert. Es sei erwähnt,
dass sich das hier beschriebene Liquiditätsrisiko auf die Marktliquidität be-
zieht, nicht jedoch auf das finanzwirtschaftliche Liquiditätsrisiko eines Un-
ternehmens.
2.2.2.1.2 Messung
Um die Marktrisiken bestimmen zu können, müssen zuerst die Volumen
der in einem Portfolio zusammengefassten Positionen bestimmt werden.
Das Volumen der offenen Positionen (Risikoexposition) eines Portfolios
sowie die Intensität der Portfoliowertschwankungen bestimmen das Aus-
maß des Risikos. Da das Portfolio einer Menge von Positionen entspricht,
müssen auch gegenläufige Risikoentwicklungen der einzelnen Positionen
betrachtet werden.
Ein in der Praxis häufig verwendetes Instrument zu Messung der Marktrisi-
ken ist der Value-at-Risk-Ansatz. Der Value at Risk (VaR) beziffert den
Verlust eines Portfolios, der mit einer vorgegebenen Wahrscheinlichkeit
(Konfidenzniveau) innerhalb einer Betrachtungsperiode nicht überschritten
wird. Kritisch zu bewerten ist in diesem Zusammenhang, dass hier histori-
sche Daten Aussagen über zukünftige (Preis-)Entwicklung erlauben sol-
len. Erweitert werden kann der VaR-Ansatz durch Monte-Carlo-Simulatio-
nen, Stress-Tests und Sensitivitätsanalysen, auf die nicht weiter eingegan-
gen werden soll.194
2.2.2.1.3 Steuerung
Grundlage für die Steuerung von Risiken ist deren beschriebene Identifi-
kation und Messung. Die Art und Höhe der einzugehenden Risiken wird
dabei im top-down Verfahren aus dem Unternehmensgegenstand und der
Zielsetzung der Energiebeschaffung abgeleitet.195 Ausgangspunkt sind die
strategischen Vorgaben hinsichtlich des Risikoausmaßes. Mit der Hilfe
194 Vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999), S. 206; Borchert/Schemm/ Lint-zel (2005), S. 222
195 Vgl. Pilgram (2006a), S. 54
2 Risikoansatz für Industriekunden 81
von Limit-Systemen kann die Einhaltung dieser Vorgaben überwacht wer-
den. Limit-Systeme können beispielsweise auf kontinuierlichen VaR-Be-
rechnungen beruhen.
2.2.2.2 Kreditrisiko
2.2.2.2.1 Definition
Das Kreditrisiko bezieht sich auf die möglichen Verluste, die entstehen,
wenn eine Vertragspartei ihren Zahlungsverpflichtungen nicht nachkommt.
Dieses Risiko wird häufig auch als (Kontrahenten-)Ausfallrisiko bezeich-
net. Die Höhe des Kreditrisikos entspricht dem Ersatz durch einen neuen
Vertrag und somit dem Marktwert des Vertragsvolumens. Gerade im Gas-
handel gilt es, das Kreditrisiko nicht zu unterschätzen. Das Auftreten neu-
er Marktteilnehmer, der Handel mit neuen Produkten und hohe Preisvolati-
litäten führen zu einer Erhöhung des Kreditrisikos.196
2.2.2.2.2 Messung
Neben dem Schaden, der entsteht, wenn ein Handelsteilnehmer ausfällt,
muss zur Bestimmung des Risikos die Eintrittswahrscheinlichkeit des
Schadens berücksichtigt werden. Hierzu gilt es, die Ausfallwahrscheinlich-
keit der Handelspartner zu bestimmen und zu bewerten. In diesem Zu-
sammenhang sollten auch Wechselwirkungen, die beim Ausfall einer
Gruppe von Handelsteilnehmern entstehen können (Kaskadeneffekt) Be-
rücksichtigung finden.197 Die Basis zur Schätzung der Ausfallwahrschein-
lichkeit bilden i.d.R. externe Ratings. Diese bewerten, inwieweit ein Han-
delspartner seine Zahlungsverpflichtungen vollständig und termingerecht
einhalten kann. Je besser das Rating und damit die Bonität des Handels-
partners ist, desto geringer kann dessen Ausfallrisiko angenommen wer-
den.198
196 Vgl. Casarotti (2001), S. 21; Dudenhausen (2000), S. 48197 Vgl. Scholz/Schuler (2006), S. 504 f.198 Vgl. Borchert/Schemm/ Lintzel (2005), S. 228 f.
2 Risikoansatz für Industriekunden 82
2.2.2.2.3 Steuerung
Zur Beherrschung der Kreditrisiken und für ein effizientes Kreditrisikoma-
nagement erscheint es sinnvoll, Limitsysteme einzuführen. Jeder Handels-
partner bekommt auf der Grundlage der Ratings eine Kreditlinie zugewie-
sen, deren Einhaltung kontinuierlich überwacht werden muss. Eine weitere
Möglichkeit zur Reduzierung des Kreditrisikos besteht in der Hinterlegung
von Sicherheiten. Eventuell sind diese erst dann zu erbringen, wenn die
Kreditlinie ausgereizt ist oder das Rating sich verschlechtert hat.199
Bei dem Handel an Börsen besteht nahezu kein Kreditrisiko, da der Han-
delspartner bei allen Transaktionen immer das Clearinghaus der Börse ist
und somit das Kreditrisiko übernimmt. Rein theoretisch besteht ein Kredi-
trisiko gegenüber dem Clearinghaus, da dieses jedoch meist aus einem
Großbankenkonsortium besteht, kann dessen Kreditrisiko vernachlässigt
werden. Um das Kreditrisiko auch bei OTC-Transaktionen zu reduzieren,
können diese häufig ebenfalls über ein Clearinghaus abgewickelt werden.
Durch eine tägliche Bewertung auch der OTC-Positionen zum Marktpreis
(Marked to Market) und der daraus folgenden zeitnahen (täglichen) Ab-
rechnung von Gewinnen und Verlusten können die Kreditrisiken begrenzt
werden.200
2.2.2.3 Rechtliches Risiko
Rechtliche Risiken beziehen sich aus unternehmensinterner Sicht auf
mögliche Fehler bei der Einschätzung der Rechtslage sowie der Prozess-
führung bei Rechtsstreitigkeiten (Auslegungsrisiko). Unternehmensextern
bestehen rechtliche Risiken bei Änderungen der gesetzlichen Rahmenbe-
dingungen (regulatorisches Risiko).201 Verluste entstehen, wenn Ansprü-
che aus einem Vertrag nicht durchgesetzt werden können.202
199 Vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999), S. 230200 Vgl. Casarotti (2001), 21; Scholz/Schuler (2006), S. 506 f.201 Vgl. Borchert/Schemm/ Lintzel (2005), S. 235 202 Vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999), S. 231
2 Risikoansatz für Industriekunden 83
2.2.2.4 Operationales Risiko203
„No derivatives risk-management plan can ever be completely foolproof
given the human component: the same ingenuity that develops control
mechanisms can also outwit them.“204
Dem obigen Zitat folgend bezeichnen operationale Risiken das Verlustrisi-
ko aufgrund von unangemessenen oder untauglichen Informations- und
Kontrollsystemen, menschlichen Fehlern oder Managementversagen.
Operationales Risiko kann differenziert werden in Organisationsrisiko, per-
sonelles Risiko, Bewertungsrisiko und System- und Technikrisiko.
Organisationsrisiko bezieht sich auf die Organisationsstruktur, die zu ge-
währleisten hat, dass die Handelsaktivitäten von einer unabhängigen Stel-
le entsprechend den Vorgaben der Geschäftsführung kontrolliert werden.
Dies kann in der Praxis durch die Funktionstrennung in Front- und Backof-
fice erreicht werden. Dem Frontoffice sind die Händler mit direktem Markt
und Handelszugang angegliedert; diese führen direkt die Transaktionen
aus. Die Abwicklung der Transaktionen sowie die Risikomessung und
-analyse, Dokumentation, u.a. geschieht durch Mitarbeiter im Backoffice.
Personelle Risiken bestehen, wenn Positionen mit fachlich oder persönlich
nicht geeigneten Personen besetzt werden, zu viel Know-how auf zu weni-
ge Mitarbeiter verteilt wird oder Mitarbeiter wissentlich hochriskante Ge-
schäfte eingehen.
Das Bewertungsrisiko besteht darin, dass Handelsprodukte falsch bewer-
tet werden. Dieses Risiko kann aus der Unwissenheit der Mitarbeiter oder
dem Unverständnis der angewendeten Produkte und Softwarelösungen
entstehen. Ein Teilaspekt des Bewertungsrisikos ist das Modellrisiko.
Überall dort, wo komplexe Sachverhalte in Modelle umgesetzt werden
können Fehler entstehen, die zu fehlerhaften Einschätzungen und damit
zu fehlerhaften Entscheidungen führen.
203 Vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999), S. 232-239204 Vgl. Zask (1996), S. 16
2 Risikoansatz für Industriekunden 84
Unter dem System- und Technikrisiko werden Risiken verstanden, die auf-
grund unzureichender Ausstattung mit Computerhardware und -software
entstehen. Auch die Zuverlässigkeit und Robustheit der Systeme spielen
in diesem Zusammenhang eine wichtige Rolle. Weiterhin sollte gerade in
Märkten, die sich in einem Entwicklungsprozess befinden, auf eine Aus-
bau- und Anpassbarkeit der verwendeten Systeme Wert gelegt werden.
2.3 Risikoadäquanz
2.3.1 Definition
Was im Zweifelsfall für einen Industriekunden „risikoadäquat“ im Bezug
auf die Gasbeschaffung umfasst, ist individuell sehr verschieden. Ent-
scheidend ist hier beispielsweise die Risikoaversität von Geschäfts- und
Unternehmensführung sowie der definierte Unternehmensgegenstand und
die Unternehmensstrategie, da diese die Grundlage der zu definierenden
Beschaffungsstrategie darstellen. Daher wird an dieser Stelle eine Verall-
gemeinerung vorgenommen, die allerdings den meisten Industriebetrieben
gerecht werden dürfte. Die Grundlage für die Verallgemeinerungen bilden
diverse Risikostrategien, welche Bergen Energi im Zuge der langjährigen
Geschäftstätigkeit im Strom- und Gasmarkt für und mit Industriekunden er-
arbeitet hat. Es wird im Folgenden versucht, einen idealtypischen Risiko-
ansatz zu formulieren. Eine mögliche Sichtweise von Risikoadäquanz ist
laut Pilgram gegeben „wenn die Energiebeschaffung den Zielen und Gren-
zen des Risikomanagements gerecht wird“.205
2.3.2 Ziele der Risikostrategie
Als primäre Ziele einer Risikostrategie und damit einer risikoadäquaten
Gasbeschaffung eines Industriebetriebes können:
• die Abdeckung des Gasbedarfs und
• die Prognostizierbarkeit der Beschaffungskosten
205 Pilgram (2006a), S. 54
2 Risikoansatz für Industriekunden 85
genannt werden. Die Abdeckung des Gasbedarfs scheint trivial, allerdings
ist hierunter auch die exakte Abdeckung der Lastkurve/des Lastprofils zu
verstehen. Da die Beschaffungskosten für Energie oder hier speziell für
Erdgas häufig einen beachtlichen Anteil an den Betriebskosten eines In-
dustrieunternehmens haben, ist das zweite primäre Ziel der Gasbeschaf-
fung eine Prognostizierbarkeit der zukünftigen Beschaffungskosten. Die in
den letzten Jahren zu beobachtenden extremen Preisanstiege für Energie
rückten deren Beschaffungskosten in den Fokus vieler Unternehmensfüh-
rungen.
Als weitere (sekundäre) Ziele können:
• Sicherstellung der Budgeteinhaltung (Budgetsicherheit),
• Budgetkontinuität (Vermeidung von Volatilitäten),
• Realisierung eines marktadäquaten Preises,
• Anpassungsfähigkeit von Positionen und
• Vermeidung von einmaligen Beschaffungszeitpunkten
genannt werden. Aufgrund der starken Schwankungen (Volatilität) der
Großhandelspreise für Energie, unterliegen i.d.R. auch die Beschaffungs-
kosten der Kunden diesen Schwankungen. Ziel einer risikoadäquaten Be-
schaffung soll es daher sein, die Volatilität dieser Beschaffungskosten zu
minimieren, um dadurch langfristig Budgetsicherheit und Budgetkontinuität
zu erreichen. Weiterhin ist die Forderung nach der Realisierbarkeit von
Markt- bzw. marktadäquaten Preisen Ziel der Beschaffungsstrategie. An-
haltspunkte für diese Preise sind aus Börsen- oder OTC-Notierungen ge-
bildete Durchschnittspreise, die mit der Beschaffungsstrategie mindestens
erreicht oder unterboten werden sollten. Mit der zunehmenden Dynamik
des Marktes aber auch des unternehmerischen Umfeldes (Firmenfusio-
nen, Firmenverlagerungen, Konjunkturlage, etc.) wird die Anpassungsfä-
higkeit der (eingegangenen) Positionen immer wichtiger. In diesem Zu-
sammenhang ist auch die Vermeidung von einmaligen Beschaffungszeit-
punkten zu sehen. Das Risikopotential, welches durch einen Vertragsab-
schluss zum „falschen“ Zeitpunkt besteht, gilt es zu minimieren, indem va-
riable oder zumindest mehrere Beschaffungszeitpunkte realisiert werden
können.
2 Risikoansatz für Industriekunden 86
Als eher tertiäres Ziel sei hier noch die Vermeidung von Vertriebsmargen
bei Energieversorgungsunternehmen zu nennen. Die Industrieunterneh-
men als auch die Gesellschaft als Ganzes verlieren das Vertrauen in die
Preisgestaltung der großen Energieversorger. Das Argument der gestie-
genen Bezugskosten allein zählt für die Kunden nicht. Diesem Denkansatz
leisteten nicht zuletzt die Manipulationsgerüchte der EEX-Strompreisnotie-
rungen durch einzelne marktbeherrschende Unternehmen Vorschub.
2.3.3 Instrumente zur Umsetzung der Risikostrategie
Zur Umsetzung der oben beschriebenen Ziele in eine Risikostrategie oder
operational ausgedrückt „Beschaffungsstrategie“ stehen unterschiedliche
Instrumente zur Verfügung. Abhängig davon wie die Unternehmensfüh-
rung die zu erreichenden Ziele priorisiert, können zur Erreichung der so
abgeleiteten Risikostrategie folgenden Instrumente oder Beschaffungsal-
ternativen aufgezeigt werden:
• indexierte Vollversorgung
• indexierte Vollversorgung mit Swap-Absicherung
• Vollversorgung zum Fixpreis
• Tranchenbeschaffung
• Strukturierte Beschaffung oder Portfoliomanagement
Im folgenden Kapitel werden die oben genannten Beschaffungsalternati-
ven hinsichtlich der Gasbeschaffung von Industriebetrieben bewertet.
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 87
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt
3.1 Einleitung
Zunächst werden auf der einen Seite die als traditionell bezeichneten Be-
schaffungsalternativen dahingehend bewertet, welche Bedeutung diese
für die Gasbeschaffung im liberalisierten Markt für Industriekunden haben
und wie die Liberalisierung die traditionellen Formen verändert hat oder
noch verändern wird. Auf der anderen Seite werden die durch die Liberali-
sierung neu hervorgebrachten Beschaffungsformen erläutert. Jede Alter-
native wird dahingehend untersucht, ob oder unter welchen Prämissen
eine Realisierung möglich ist. Im Zuge der Bewertung der Realisierung der
unterschiedlichen Beschaffungsmöglichkeiten wird Bezug genommen zum
einen auf den als typisch definierten Industriebetrieb, zum anderen auf die
Risikoadäquanz der betrachteten Alternative.
3.2 Traditionelle Beschaffungsformen
3.2.1 Vollversorgung mit Ölpreisbindung
3.2.1.1 Bewertung
3.2.1.1.1 Vollversorgungsverträge in der Praxis
Unter einem klassischen Vollversorgungsvertrag versteht man ein „Rund-
um-sorglos-Paket“ über 100% des Bedarfs des Kunden zu einem „fixen“
Preis für eine definierte Laufzeit. Dieser Gesamtbedarf wird ausschließlich
von einem Lieferanten gedeckt. Der für die Vollversorgung fixierte Preis
gilt in Anlehnung an Teil B, Abschnitt 1.3.2.2 als zwischen den Vertrags-
parteien verhandelter Preis. Vollversorgungsverträge enthalten neben den
reinen Energiekosten für die Handelsware Gas (Commodity) auch Trans-
portkosten, Steuern, usw.206 Weiterhin enthalten Vollversorgungsverträge
häufig Regelungen über vereinbarte Mindestabnahmemengen (in sog.
Take-or-pay-Klauseln). Hiermit verpflichtet sich der Kunde zur Abnahme
206 Vgl. Spicker (2006), S. 84 ff.; vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001), Ab-schnitt 2.1.2
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 88
der vereinbarten Mindestmenge oder bei Nicht-Abnahme zur Zahlung der
Entgelte für die vereinbarte Mindestmenge.
Die Preisgestaltung eines Vollversorgungsvertrages bildet i.d.R ein zwei-
teiliges Preissystem. Dabei wird der Arbeitspreis verbrauchsabhängig be-
stimmt; er ergibt sich also auf Grundlage der vom Kunden bezogenen
(und dort gemessenen) Energiemenge und wird in ct/kWh in Rechnung
gestellt. Den zweiten Teil bildet der Grund- oder Leistungspreis. Dieser,
meist als Jahresleistungspreis ausgewiesen, berechnet sich auf der
Grundlage der höchsten registrierten Abnahme einer Messperiode. Oft
wird hierzu die maximale Stundenabnahme oder die maximale Tagesab-
nahme der Abrechnungsperiode verwendet. Abrechnungsperiode kann
entweder das Kalenderjahr oder aber das Gaswirtschaftsjahr (von Oktober
bis September) sein. Weiterhin gilt es zu beachten, dass der Gastag nicht
dem Kalendertag entspricht, sondern um 6:00 Uhr beginnt und um 6:00
Uhr des darauf folgenden Tages endet. Abgerechnet wird der Leistungs-
preis in EUR/kWh.207
Um das beschriebene Anlegbarkeitsprinzip für die gesamte Vertragslauf-
zeit fortschreiben zu können, und um somit regelmäßig die jeweilige Höhe
des Gaspreises von den Veränderungen der Konkurrenzenergieträger
(meist Heizöl) abhängig zu machen, bedient man sich bei der Arbeitspreis-
bestimmung sog. Preisgleitklauseln.208 Konkret handelt es sich bei der ver-
wendeten Preisgleitklausel in den meisten Fällen um eine Preisgleit-For-
mel.209 Diese Formel garantiert eine automatische Veränderung des Gas-
preises, die ohne zeit- und kostenintensive Nachverhandlungen das ein-
mal gefundene Verhandlungsergebnis auf der Zeitachse entlang der Ver-
tragslaufzeit fortschreibt.210 In diesem Zusammenhang sind zwei Faktoren
entscheidend: nämlich zu welchem Zeitpunkt und in welcher Höhe eine
Preisanpassung stattfindet. In aktuellen Gaslieferverträge werden die Prei-
se i.d.R. quartalsweise, also zum 1. Januar, 1. April, 1. Juli und zum 1. Ok-
207 Däuper (2003), S. 14 f.; Specht (2001), S. 74 ff.208 Vgl. Däuper (2003), S. 6209 Siehe S. 89 Gleichung (1) 210 Vgl. Däuper (2003), S. 13
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 89
tober angepasst. Der dann für jeweils drei Monate gültige Gaspreis ergibt
sich als Mittelwert eines meist sechsmonatigen Referenzzeitraumes, wo-
bei zwischen Referenzzeitraum und Preisanpassung ein Zeitverzug (Time-
lag oder Anpassungsverzögerung) von meist drei Monaten besteht. Ent-
scheidend für die Preisanpassung ist damit die Länge des Referenzzeit-
raumes, die Länge des Time-lag sowie die Gültigkeitsdauer des ange-
passten Preises. In der Praxis spricht man daher von einer 6-3-3-Indexie-
rung und meint damit einen sechsmonatigen Referenzzeitraum, ein drei-
monatiges Time-lag bei einer dreimonatigen Gültigkeit des Preises. Als
weiterer entscheidender Faktor kann die Elastizität des Gaspreises auf
Referenzwertänderungen identifiziert werden.
Die Grundform einer Preisanpassungsformel für den Arbeitspreis sieht wie
folgt aus:
AP t=AP 0 z⋅HELt−HEL0 [Cent /kWh ] (1)
Den ersten Teil der Preisformel und damit den Sockel bildet der Basisar-
beitspreis AP 0 . Es handelt sich hierbei um eine Konstante der Preisan-
passungsformel. Damit ist der Basisarbeitspreis maßgeblich für das Ni-
veau des aktuellen Arbeitspreises AP t verantwortlich.211 In der Praxis
stellt sich heraus, dass dieser Basisarbeitspreis häufig die einzige mit dem
GVU zu verhandelnde Größe darstellt. Grundsätzlich entspricht der Basis-
arbeitspreis dem Gaspreis zum Zeitpunkt 0, also zu Beginn des Lieferzeit-
raums.
Den zweiten Teil bildet ein additiver Term, welcher die direkte Kopplung
an den Referenzenergieträger festschreibt. In der hier verwendeten For-
mel wird als Referenz die Rheinschienenotierung für leichtes Heizöl (HEL)
herangezogen. Dabei ist HELt der aktuell heranzuziehende Wert und
HEL0 der Wert eines bestimmten Stichtags, i.d.R. der Wert zu Beginn
der Lieferung. In der Formel kommt also nur die Differenz der Notierung
bezogen auf den Stichtag zum Tragen,212 nicht aber das aktuelle Niveau.
211 Vgl. Däuper (2003), S. 20 f.; vgl. Möller/Niehörster/Waschulewski (2005)212 Vgl. Däuper (2003), S. 20 f.; vgl. Möller/Niehörster/Waschulewski (2005)
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 90
In der Praxis lässt sich feststellen, dass der Wert für HEL0 häufig nicht
dem Wert zu Beginn des Lieferzeitraums entspricht. Hier wird oft ein weit
in der Vergangenheit liegender Wert herangezogen. Zurzeit lässt sich oft
der Wert aus dem Jahre 2000 (=32,70 €/hl) in den Formeln identifizie-
ren.213 Die eigentliche Kopplung der sich ergebenden Differenz erfolgt
durch den Äquivalenzfaktor z .214 Hierbei handelt es sich um den wär-
metechnischen Umrechnungsfaktor zwischen dem Referenzenergieträger
und Erdgas. Er ermöglicht die wärmeäquivalente Umrechnung von leich-
tem Heizöl HEL [€/hl] auf Erdgas in [Cent/kWh]215. Der wärmetechnische
Äquivalenzfaktor ergibt sich somit zu 0,09098 [l/kWh].216
3.2.1.1.2 Bewertung unterschiedlicher Indexierungen
Die in der Vergangenheit häufigste Form der Indexierung, die 6-3-3-Inde-
xierung, wurde bereits dargestellt. Allerdings kommt es im Zuge der Libe-
ralisierung zu Anpassungen und Modifizierungen, die sich zurzeit noch auf
die Verkürzung des Time-lag beschränken. In der Zukunft ist allerdings
auch davon auszugehen, dass verkürzte Referenzperioden Einzug in Gas-
lieferverträge halten werden. Die Auswirkungen der unterschiedlichen In-
dexierungen sind in Abbildung 22 dargestellt.
Das Time-lag oder die Anpassungsverzögerung führt dazu, dass die Ent-
wicklungen des Referenzwerts (hier HEL) erst mit einer gewissen Verzö-
gerung auf die Gaspreise wirken. Es ist also sinnvoll, das Time-lag mög-
lichst kurz zu halten. Gänzlich verzichten könnte man auf das Time-lag
nur, wenn der aktuelle Wert der zugrunde liegenden Referenz täglich oder
zumindest zu jedem Anpassungszeitpunkt zur Verfügung stünde. Die be-
schriebene zumeist quartalsweise Anpassung der Gaspreise und die da-
213 Analyseergebnisse aus Gasausschreibungen von Bergen Energi 214 Vgl. Däuper (2003), S. 25215 Vgl. Möller/Niehörster/Waschulewski (2005)216 Der Heizwert (Hu) von HEL beträgt 11,828 kWh/kg bzw. 9,914 kWh/l. Die Dichte
von HEL ist 0,8382 kg/l. Demnach entspricht eine Kilowattstunde Erdgas 0,10086 Liter Heizöl HEL. Da bei Erdgaspreisen der obere Heizwert (Ho, Brennwert) ange-geben wird, ist der entsprechende Umrechnungsfaktor Hu:Ho = 0,902 einzubezie-hen. Somit ergibt sich der wärmetechnische Äquivalenzfaktor von 0,10086 Liter Heizöl pro kWh Erdgas x 0,902 = 0,09098 [l/kWh]
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 91
mit verbundene dreimonatige Gültigkeit der Gaspreise führt faktisch noch
zu einer Verlängerung des Time-lag. Wie Däuper217 richtig schlussfolgert,
hebelt das Time-lag das eigentliche Anlegbarkeitsprinzip und die eigent-
lich gewollte parallele Entwicklung von Öl- und Gaspreis aus und führt die-
se ad absurdum. Der Gaspreis wird faktisch an einen historischen Ölpreis
von vor neun bis zwölf Monaten angelegt.
Der bei der Preisanpassung zugrunde gelegte Ölpreis ergibt sich als
Durchschnittspreis einer Referenzperiode. Allein die Referenzperiode im-
pliziert damit eine vergangenheitsbezogene Anpassung des Gaspreises
an den Ölpreis. Sinnvoll ist die Referenzperiode, da sie zur Glättung der
Volatilität des sich oft sprunghaft entwickelnden Ölpreises führt. In Abbil-
dung 22 ist zu erkennen, dass der Glättungseffekt am größten ist, je län-
ger die Zeiträume sind, die die Referenzperiode umfasst. Durch die verrin-
gerte Volatilität des Gaspreises wird somit das Preisrisiko, welches der
Kunde zu tragen hat, verringert.218 Vor diesem Hintergrund ist eine Refe-
renzperiode von sechs Monaten als sinnvoll zu erachten.
Abbildung 22: Vergleich unterschiedlicher Preisanpassungen219
217 Vgl. Däuper (2003), S. 23218 Vgl. Birr (2007), S. 17; vgl. Däuper (2003), S. 22 f.219 Eigene Berechnungen, Datenquelle: Statistisches Bundesamt
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 92
3.2.1.1.3 Elastizität des Gaspreises
Unter der Elastizität des Gaspreises ist die Stärke der Gaspreisänderung
bezüglich einer Änderung des Referenzwertes (HEL) zu verstehen. Der
die Elastizität beschreibende Faktor ist die Steigung der Arbeitspreisfunkti-
on. Nach Ableitung der Gleichung (1) ergibt sich somit z als Maß für die
Steigung und damit für die Elastizität der Preisfunktion.220
Wie dargestellt, handelt es sich bei dem Äquivalenzfaktor um eine Natur-
konstante; allerdings lassen sich in der Praxis höchst unterschiedliche
Äquivalenzfaktoren beobachten. Aufgrund dessen kann vermutet werden,
dass die GVU den Äquivalenzfaktor als Stellschraube zur Modellierung
der Preisfunktion benutzen. In Abbildung 23 sind einige in der Praxis Ver-
wendung findende Preisfunktionen abgebildet. Zur besseren Vergleichbar-
keit der Reaktion der Formeln auf Änderungen der Rheinschienenotierung
wurde der Basisarbeitspreis ( AP 0 ) in allen Formeln auf 2 ct/kWh festge-
setzt. Legt man eine Entwicklung der HEL-Rheinschienenotierung in ei-
nem Bereich von 42 bis 50 € zu Grunde, ergibt sich eine Arbeitspreisände-
rung von fast einem Cent pro kWh. Nimmt man weiterhin einen durch-
schnittlichen Jahresverbrauch eines Industrieunternehmens von beispiels-
weise 60 GWh an, schlägt die Arbeitspreisänderung mit 600.000 € (bezo-
gen auf die Gesamtkosten pro Jahr) zu Buche. Im schlechtesten Fall
könnte sich also eine Mehrbelastung von über einer halben Million Euro
ergeben.
220 Vgl. Däuper (2003), S. 21
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 93
Abbildung 23: Abhängigkeit des Arbeitspreises von der HEL-Notierung221
3.2.1.1.4 Bewertung eines Referenzwechsels
Im Zuge der Liberalisierung des deutschen Gasmarktes und der damit ein-
hergehenden Etablierung einer deutschen Gasbörse (unter dem Dach der
EEX in Leipzig) ist zu erwarten, dass zukünftig auch andere Referenzwer-
te als die Notierung „Rheinschiene HEL“ zum Einsatz kommen werden.222
Beispielsweise könnte ein von der Gasbörse veröffentlichter Gaspreis
oder Gasindex Einzug in die Preisgleitformeln erhalten. Weiterhin ist bei
einer zunehmenden Konvergenz der europäischen Märkte die Einbezie-
hung ausländischer Referenzwerte in die Preisgleitformeln deutscher GVU
denkbar. In diesem Zusammenhang wäre beispielsweise die Notierung
„Gasoil FOB Rotterdam“ zu nennen, auf deren Basis laut Duve immer
mehr kommunale Versorger ihre Bezugsverträge kontrahieren.223
Auch Birr stellt bei der Betrachtung bereits liquider oder liquider werdender
Märkte – mit echtem Gas-zu-Gas-Wettbewerb – die Abkehr von traditio-
nellen Ölindexierungen hin zu Gasindexierungen fest. Er nennt hier bei-
221 Eigene Berechnungen, Datenquelle: Bergen Energi 222 Vgl. Specht (2001), S. 88223 Vgl. Duve (2007)
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 94
spielsweise Notierungen oder Indizes von physisch erfüllten Spotmärk-
ten.224
Als mögliche Bewertungskriterien eines Indizes können Transparenz, Zu-
gang, Kontinuität, Belastbarkeit, Manipulationsimunität und Vertrauen die-
nen.225 Die Transparenz der Rheinschienenotierung muss als einge-
schränkt bewertet werden, da diese keinen echten Marktpreis darstellt,
sondern auf Umfrageergebnissen des Statistischen Bundesamtes be-
ruht.226 Der Zugang zur Rheinschienenotierung ist grundsätzlich jedem
möglich, da die Preise auf den Internetseiten des Statistischen Bundesam-
tes veröffentlicht werden. Dies geschieht allerdings mit einem gewissen
Zeitverzug. Kontinuität ist gegeben, da die Notierungen seit vielen Jahren
in unveränderter Form veröffentlicht werden. Die Belastbarkeit der Rhein-
schienenotierung ist hingegen als unklar zu bewerten, da zu den Preisen
keine (Handels-)Volumen veröffentlicht werden. Prinzipiell ist Manipulati-
onssicherheit gegeben, da die vom Statistischen Bundesamt befragten
Unternehmen zu wahrheitsgemäßen Angaben verpflichtet sind. Folglich ist
das Vertrauen in die Rheinschienenotierung als sehr hoch zu bewerten,
zumal diese seit vielen Jahren den Standard im Markt darstellt. Der Markt
scheint dem Statistischen Bundesamt und dem Erhebungsverfahren der
Notierung keinerlei Zweifel entgegen zu bringen.227
Kommen ausländische Indizes zur Anwendung, ist auf mögliche zusätzli-
che Faktoren in diesem Land zu achten, die Einfluss auf den Wert des In-
dizes haben können (beispielsweise (wirtschafts-)politische Entwicklun-
gen). In diesem Zusammenhang ist ebenfalls das Wechselkursrisiko zu
nennen. Dies kommt zum Tragen, wenn der Referenzwert (z.B. Ölpreisno-
tierung) in einer dem Lieferprodukt (Erdgas) abweichenden Währung no-
tiert.
224 Vgl. Birr (2007), S. 17 f.225 Vgl. Pilgram (2006c)226 Vgl. Duve (2007)227 Vgl. Pilgram (2006c)
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 95
3.2.1.2 Realisierbarkeit
Im Zuge der fortschreitenden Liberalisierung des Gasmarktes und dem
damit einhergehenden vereinfachten und – für Letztverbraucher – erst
möglichen Lieferantenwechsel, ist eine wesentliche Verkürzung der Ver-
tragslaufzeiten festzustellen. Waren in der Vergangenheit Verträge mit ei-
ner Laufzeit von 10 bis 20 Jahren und die automatische Verlängerung in
drei bis fünf Jahresschritten üblich, sind es heute Laufzeiten von ein bis
drei Jahren. Bezüglich der Mengenregelungen führte die Liberalisierung
zu einer erhöhten Flexibilität. Zwar enthalten heutige Vollversorgungsver-
träge häufig noch Vereinbarungen über Mindestabnahmemengen, aller-
dings lässt sich auch die Einräumung von Freimengen beobachten.228
Aktuelle Erfahrungen aus Gasausschreibungen zeigen, dass Standorte für
„neue“ Lieferanten erst ab einem Jahresbedarf von größer 30 GWh inter-
essant werden. Aber auch kleinere Standorten können unter Umständen
attraktiv sein, sodass es für Industriekunden i.d.R. sinnvoll erscheint, be-
stehende Gaslieferverträge zu kündigen und den gesamten Gasbedarf
neu auszuschreiben. Eine weitere Problematik in diesem Zusammenhang
ist die beschriebene dezentrale Struktur der Industrieunternehmen (Multi-
site). Hierbei kommt es zu einer Verteilung des Gesamtvolumens auf meh-
rere Standorte, häufig regional oder gar bundesweit. Hier stellt sich für den
„neuen“ Lieferanten das bereits beschriebene Problem der Anzahl der vie-
len Marktgebiete sowie der faktisch nicht verfügbaren Transportkapazitä-
ten. Daher sind für „neue“ Lieferanten gerade Industriekunden interessant,
deren Abnahmestellen möglichst zentral, das heißt in einem Marktgebiet
liegen. Bezüglich der Preisgleitformeln lässt sich ein gewisser „Formel-
wettbewerb“ unter den GVU feststellen. Zurzeit kommen diverse Formeln
zur Anwendung. Wie oben dargestellt, kommt es hier auf die richtige Inter-
pretation und Bewertung der Formel seitens des Kunden an.229
Betrachtet man die Zukunftsfähigkeit expliziter oder direkter Ölpreisbin-
dungen, so lässt sich vermuten, dass diese, zumindest was kurz- bis mit-
228 Vgl. Dudenhausen/Ellwanger/Grude (2001), Abschnitt 2.1.2 sowie Analyseergeb-nisse von Bergen Energi
229 Analyseergebnisse aus Gasausschreibungen von Bergen Energi
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 96
telfristige Lieferverträge angeht, der Vergangenheit angehören. In diesem
Bereich werden zukünftig immer häufiger Fixpreisvereinbarungen getrof-
fen. Doch auch wenn in Zukunft die Gaspreise kostenorientiert, also auf
Basis von Angebot und Nachfrage gebildet werden sollten, so wird eine
vollständige Entkopplung der langfristigen Preisentwicklung für Öl und
Gas eher nicht zu erwarten sein.230 Diese Vermutung teilt die Europäische
Kommission, die im DG Competition Report on Energy Sector Inquiry da-
von ausgeht, dass mit zunehmender Liquidität der Handelspunkte (und ei-
nem zunehmenden Gas-zu-Gas-Wettbewerb) das Vertrauen in deren
Preisbildung steigt und infolge dessen die Ölpreisbindung an Bedeutung
verliert.231
Bezüglich der im vorherigen Kapitel beschriebenen Risiken birgt die Voll-
versorgung mit Ölpreisbindung ein erhebliches Preisrisiko in sich, welches
der Kunde zu tragen hat. Das Volumen- oder Mengenrisiko trägt der Liefe-
rant, der dieses Risiko aber über einen Risikoabschlag bei Kalkulation des
Arbeitspreises berücksichtigen wird.
Bezüglich der Risikoadäquanz einer Vollversorgung mit Ölpreisbindung ist
festzustellen, dass mit dieser Beschaffungsalternative außer der Abde-
ckung des Gesamtbedarfs keines der gesetzten Zeile erreicht wird. Die
Beschaffungskosten können nur bedingt prognostiziert werden, da diese
in einem hohen Maße von der Entwicklung des Referenzwertes (Ölpreis-
notierung) abhängen. Damit ist weder Budgetsicherheit noch Budgetkonti-
nuität gegeben. Die Vermeidung von einmaligen Beschaffungszeitpunkten
sowie eine (unterjährige) Anpassbarkeit der Position ist mit einer Vollver-
sorgung nicht möglich, da diese i.d.R. für mehrere Jahre ausgehandelt
wird.
230 Vgl. Däuper (2007), S. 156; vgl. Birr (2007), S. 21231 Vgl. SEC (2007) Part 1, S. 9; Part 3, Rdn. 698
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 97
3.2.2 Vollversorgung mit Ölpreisbindung und Swap-Absicherung
3.2.2.1 Bewertung
Wie im vorangegangenen Abschnitt dargestellt, birgt die Vollversorgung
mit vertraglich fixierter Bindung an einen Referenzwert ein nicht unerhebli-
ches Preisrisiko. Um dieses Risiko zu minimieren und abzusichern, kön-
nen Finanzinstrumente, wie beispielsweise der Swap, eingesetzt werden.
Nachfolgend wird anhand eines Rechenbeispiels dargestellt, wie die Absi-
cherung mithilfe eines Swap ausgestaltet werden kann.
Eine Absicherung des Preisrisikos wird allgemein dadurch erreicht, dass
dem physischen Bedarf mengen- und laufzeitenkongruent ein Finanzin-
strument, wie beispielsweise ein Swap, gegenüberstellt wird.232
Das grundsätzliche Vorgehen bei der Absicherung von Gaspreisen kann
in vier wesentliche Schritte unterteilt werden. Als erstes wird der ölgebun-
dene Preisanteil anhand der vorliegenden Preisformel identifiziert. Im
nächsten Schritt wird die abzusichernde Ölmenge bestimmt. Nachfolgend
findet die Auswahl eines geeigneten Hedging-Instruments statt. Im letzten
Schritt findet anhand der zugrunde liegenden vertraglichen Ausgestaltung
der Preisbindung die Ermittlung des relevanten Zeitraumes und der ent-
sprechenden Mengenverteilung statt, um die zur Absicherung nötigen Fi-
nanzinstrumente bestimmen zu können.233 Nachfolgende Beispielrech-
nung soll das vorgenannte Vorgehen schrittweise verdeutlichen.
Ausgangssituation:
In diesem Beispiel soll der Gaspreis, welcher an die Rheinschienenotie-
rung für HEL gebunden ist, für das Gaswirtschaftsjahr 2007/2008 für eine
Jahresmenge von 120 Mio. kWh Gasbedarf fixiert werden. Die der Gasbe-
lieferung zugrunde liegende Arbeitspreisformel lautet:AP = 1,80,091⋅HEL−32,70
Die Preisanpassung erfolgt nach der 6-3-3-Methode.
232 Vgl. Bayern LB (2007)233 Vgl. Mähl/Kraus (2006), S. 37-40
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 98
Schritt 1: Ermittlung des ölgebundenen Preisanteils
Zur Bestimmung des abzusichernden Ölvolumens muss zunächst die pro-
zentuale Bindung des Ölpreises an den Gaspreis berechnet werden. Hier-
zu wird der wärmetechnische Äquivalenzfaktor der Preisformel mit dem
Heizwert von HEL multipliziert:
Ölpreisbindung = 0,091 lkWh
⋅10 kWhl
= 0,91= 91%
Hieraus folgt, dass der Gaspreis zu 91% an die (Öl-)Preisveränderungen
der HEL-Rheinschiene-Notierung gebunden ist.
Schritt 2: Berechnung abzusichernder Ölmenge
Bei einem zugrunde gelegten Jahresbedarf an Erdgas von 120 Mio. kWh
und einer 91%igen Ölpreisbindung ergibt sich das abzusichernde Gasvo-
lumen wie folgt:
120 Mio. kWh⋅91%= 109,2 Mio. kWh
Mit Hilfe des wärmetechnischen Äquivalenzfaktors für HEL ergibt sich ein
abzusicherndes Ölvolumen von:
109,2 Mio. kWh⋅10 kWhl
= 10,92Mio. l = 109.200 hl
Hieraus folgt eine monatlich abzusichernde HEL-Menge von 9.100 hl.
Schritt 3: Auswahl des Hedging -Instrumentes
Mit dem Ziel einer Preisfixierung sowie der Vermeidung von zusätzlichen
Belastungen – wie beispielsweise Prämien bei Optionen und Margins bei
Futures – wird der Swap (fix-for-floating) als Absicherungsinstrument ge-
wählt.
Nachdem in Teil A, Abschnitt 4.2.2.2 die Wirkungsweise eines Swap (fix-
for-floating) erläutert wurde, sei an dieser Stelle lediglich die Systematik
der Swap-Absicherung mit Bezug auf die involvierten Parteien erläutert.
Wie Abbildung 24 zeigt, bleibt das Verhältnis zwischen dem (Gas-)Kunden
und dem GVU unberührt. Der Kunde hat weiterhin den indizierten Preis an
das GVU zu zahlen und das GVU muss weiterhin seiner Verpflichtung der
Gaslieferung nachkommen. Der Swap ist damit ein bilaterales Abkommen
zwischen dem Swap-Käufer (Kunde) und dem Swap-Verkäufer (Finanz-
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 99
dienstleister, z.B. Banken). Hierbei verpflichtet sich der Swap-Käufer zur
Zahlung eines Fixpreises (Swap-Preis) an den Swap-Verkäufer; dieser
wiederum verpflichtet sich zur Zahlung des indizierten Preises (Floating-
Preis). In der Gesamtbetrachtung führt dies aus Kundensicht zu einer
Neutralisation, da der Kunde die Mehrkosten (aufgrund einer Ölpreisstei-
gerung), die gegenüber dem GVU anfallen, vom Swap-Verkäufer (z.B.
Bank oder Dienstleister) erstattet bekommt. Im umgekehrten Fall muss der
Swap-Käufer Einsparungen (aufgrund von Ölpreissenkungen) an den
Swap-Verkäufer weiterleiten.
GVU(Gaslieferant)
Bank(SWAP-Verkäufer)
Kunde(Swap-Käufer)
Indizierter Preis
Gaslieferung
Indizierter Preis
Fixpreis
Neutralisation
Abbildung 24: Systematik einer SWAP-Absicherung234
Schritt 4: Gestaltung der Finanzinstrumente
Nachdem die abzusichernde Ölmenge (9.100 hl / Monat) und das Finanz-
instrument (Swap auf Rheinschiene HEL), welches bei der Absicherung
zur Anwendung kommen soll, festgelegt sind, müssen die zu beschaffen-
den Swap-Kontrakte definiert werden.
Aufgrund der Preisbindungsmethode 6-3-3 ergeben sich die in Abbildung
25 verdeutlichten Absicherungszeiträume. Das heißt, dass für die Bestim-
mung des Gaspreises für das 4. Quartal 2007 der Mittelwert der Rhein-
schiene-Notierungen von Januar 2007 bis Juni 2007 herangezogen wird.
Daher muss die Laufzeit des Swap, der das 4. Quartal 2007 absichern
soll, die Monate Januar 2007 bis Juni 2007 umfassen.
234 Settmaier (2006), S. 3
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 100
Jan 07 Jan 07Feb 07 Feb 07Mrz 07 Mrz 07Apr 07 Apr 07 Apr 07Mai 07 Mai 07 Mai 07Jun 07 Jun 07 Jun 07Jul 07 Jul 07 Jul 07Aug 07 Aug 07 Aug 07Sep 07 Sep 07 Sep 07Okt 07 Okt 07 Okt 07Nov 07 Nov 07 Nov 07Dez 07 Dez 07 Dez 07Jan 08 Jan 08Feb 08 Feb 08Mrz 08 Mrz 08Apr 08Mai 08Jun 08Jul 08Aug 08Sep 08
Referenzperioden
Abz
usic
hern
de P
erio
de
Resultierende Swap-Laufzeiten (Grund: 6-3-3)
Q4-2007
Q1-2008
Q2-2008
Q3-2008
Abbildung 25: Systematik der Absicherungszeiträume235
Um die Absicherung des Gaswirtschaftsjahres 2007/2008 zu gewährleis-
ten, müssen somit vier Swap-Kontrakte beschafft werden:
• Swap 1; Laufzeit Jan 07 - Jun 07; (zur Absicherung von Q4/2007)
• Swap 2; Laufzeit Apr 07 - Sep 07; (zur Absicherung von Q1/2008)
• Swap 3; Laufzeit Jul 07 - Dez 07; (zur Absicherung von Q2/2008)
• Swap 4; Laufzeit Okt 07 - Mrz 08; (zur Absicherung von Q3/2008)
Da die Referenzperioden mit sechs Monaten doppelt so lang sind wie die
abzusichernden Quartale, muss das Quartalsvolumen auf die sechsmona-
tige Referenzperiode aufgeteilt werden. Damit ergibt sich folgendes Swap-
Volumen:
Quartalsvolumen= 3 MonateQuartal
⋅9.100 hlMonat
= 27.300hlQuartal
Swapvolumen= 27.3006
⋅hlMonat
= 4.550 hlMonat
Ergebnis der Absicherung
Im Folgenden wird das Ergebnis der Absicherung exemplarisch für das
Quartal 4/2007 betrachtet. Wie bereits dargestellt, ist zur Absicherung des
Q4/2007 ein Swap mit der Laufzeit Januar 07 bis Juni 07 nötig. Bei einem
235 Eigene Berechnungen
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 101
angenommenen Preis für diesen Swap von 42 EUR/hl ergibt sich ein Gas-
Fixpreis von:1,800,091⋅42,0−32,70=2,6463ct /kWh
Bei einem in den Monaten Oktober 07 bis Dezember 07 angenommenen
Bedarf von 30 Mio. kWh ergeben sich für das betrachtete 4. Quartal 2007
Gesamtkosten von:
2,6463ct /kWh⋅30Mio. kWh=793.890EUR
Wie Abbildung 26 zeigt, stehen den Kosten von 857.499 EUR aus dem
physischen Geschäft Einnahmen von 63.609 EUR aus dem Swap-Ge-
schäft (finanziellen Hedge) gegenüber. Damit kompensieren die Swap-
Ausgleichszahlungen den gestiegenen HEL-Preis von 44,33 EUR/hl, so-
dass sich in der Gesamtbetrachtung Kosten von 793.890 EUR ergeben.
Wichtig in diesem Zusammenhang ist, dass die Swap-Ausgleichszahlun-
gen und Zahlungen des physischen Gasbezugs durch die 6-3-3-Bindung
zeitlich versetzt sind.
Swap-Preis für Jan 07 bis Jun 07 42,00 EUR/hl
Erdgasbedarf [Mio. kWh]
HEL-Swap-Menge [hl]
HEL-Preis [EUR/hl]
Referenz-HEL-Preis [EUR/hl]
Gaskosten [EUR]
Swap- Ausgleichs-zahlungen [EUR]
Jan 07 4.550 43,26 5.733Feb 07 4.550 40,32 -7.644Mrz 07 4.550 42,56 2.548Apr 07 4.550 44,85 12.968Mai 07 4.550 45,48 15.834Jun 07 4.550 49,51 34.171Jul 07Aug 07Sep 07Okt 07 10 44,33 -285.833Nov 07 10 44,33 -285.833Dez 07 10 44,33 -285.833
Summe 30 27.300 -857.499 63.609Netto -793.890
physisches Geschäft
finanzieller Hedge
Abbildung 26: Mengen- und Zahlungsströme, Absicherung Q4/2007236
3.2.2.2 Realisierbarkeit
Wie in obiger Beispielrechnung gezeigt werden konnte, ist mit dem Swap
auf die HEL Rheinschienenotierung eine 100%ige Absicherung des Preis-
risikos möglich. Da Swaps immer bilateral (OTC) ausgehandelt werden,
sind diese von den Vertragsparteien individuell auf die Kundenbedürfnisse
236 Eigene Berechnungen
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 102
anpassbar, wodurch dieser exakte Hedge237 erst möglich ist.238 Grundsätz-
lich könnten auch andere Ölpreisnotierungen wie z.B. Gas Oil, Brent oder
Fuel Oil zur Absicherung eingesetzt werden; allerdings besteht dann ein
Basisrisiko, da die Preisentwicklungen der Rheinschienenotierungen nicht
exakt parallel zu der Preisentwicklung der alternativen Notierungen verlau-
fen. Weiterhin kann ein Währungsrisiko entstehen, wenn die Alternativno-
tierung nicht in der gleichen Währung wie die Rheinschienenotierung quo-
tiert wird ([Rheinschiene-HEL]= EUR/hl). Ebenfalls können sich Risiken er-
geben, wenn bestimmte Umwelteinflüsse (Wetter, politische Entscheidun-
gen, etc.) auf die Rheinschienenotierung einen anderen oder unterschied-
lich starken Einfluss haben.
Voraussetzung für den Handel mit Swaps ist eine entsprechende Bonität
des Käufers und die ihm daraufhin eingeräumte Kreditlinie, die laut Mähl
und Kraus bei ca. 10 Prozent des Nominalvolumens liegt.239 Weiterhin ist
in der Regel der Abschluss einer Rahmenvereinbarung nötig. In Deutsch-
land ist dies der „Deutsche Rahmenvertrag für Derivate“; im (internationa-
len) Handel ist dies ein sog. ISDA-Vertrag (International Swap and Deriva-
tives Association).
Bei der Anwendung von Swaps als Instrument zur Absicherung der Preis-
risiken ist es sinnvoll, erst Teile des Risikos abzusichern und die noch of-
fenen Positionen sukzessive zu schließen. Dieses marktnahe Agieren bie-
tet den Vorteil, bei attraktiven Preisen reagieren zu können, was zu einer
Optimierung führen kann.240
Bezüglich der benannten Risiken in Energiehandel lässt sich für diese Be-
schaffungsalternative feststellen, dass das Volumenrisiko weiterhin der
Lieferant zu tragen hat. Das Preisrisiko, welches bei der nicht abgesicher-
ten Vollversorgung der Kunde zu tragen hatte, wird durch die Swap-Absi-
cherung teilweise an den Swap-Verkäufer transferiert. Wie beschrieben ist
237 Hedge: aus dem englischen (to) hedge = absichern238 Vgl. Mähl/Kraus (2006), S. 38 f.239 Vgl. Mähl/Kraus (2006), S. 39 f.240 Vgl. Mähl/Kraus (2006), S. 40 f.
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 103
die Liquidität der Swap-Produkte nicht besonders hoch, sodass ein gewis-
ses Liquiditätsrisiko bestehen kann.
Verglichen mit der Vollversorgung ohne Swap-Absicherung ergeben sich
Verbesserungen bei der Zieleerreichung, Prognostizierbarkeit sowie Bud-
getkontinuität der Beschaffungskosten. Je früher die zur Absicherung be-
nötigten Swap-Kontrakte beschafft werden, je prognostizierbarer werden
damit auch die Beschaffungskosten. Allerdings ist zu bedenken, dass der
Swap-Verkäufer das von ihm übernommene Risiko der steigenden Preise
in die Swap-Kontrakte einpreisen wird. Da – wie im obigen Beispiel be-
schrieben – für jedes Lieferquartal ein Swap-Kontrakt beschafft werden
muss, wird einer Reduzierung der Volatilität nicht Rechnung getragen.
Ebenso wird eine Anpassbarkeit der Positionen und eine Vermeidung ein-
maliger Beschaffungszeitpunkte nicht erreicht.
3.3 Neue Beschaffungsformen
3.3.1 Vollversorgung mit Fixpreis
3.3.1.1 Bewertung
Vollversorgungsverträge mit Fixpreisregelungen waren in der Zeit vor der
Liberalisierung des Gasmarktes nicht anzutreffen, was zum Teil durch die
langen Laufzeiten der damaligen Beschaffungsverträge bedingt war. Im
Zuge der Liberalisierung ist bei derzeitigen Gasausschreibungen zu beob-
achten, dass immer häufiger dem Kundenwunsch nach einen Fixpreis
nachgekommen wird.241
Neben den „richtigen“ Fixpreisangeboten können sich auch die indexierten
Vollversorgungsverträge in Richtung Fixpreis entwickeln, indem der ölge-
bundene Preisanteil verringert wird. Dies geschieht, indem der Äquiva-
lenzfaktor z der Arbeitspreisformel (siehe Gleichung (1) auf Seite 89)
verringert wird. Der Arbeitspreis wird damit unelastischer gegenüber der
Preisentwicklung des Referenzwertes. Bei einem Äquivalenzfaktor von
241 Analyseergebnisse aus Gasausschreibungen von Bergen Energi
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 104
Null ist der Arbeitspreis dann konstant. Diesen Sachverhalt verdeutlicht
Abbildung 27.
Abbildung 27: Äquivalenzfaktoren im Vergleich242
Weiterhin ist zu beobachten, dass die Fixpreisangebote meist eine deut-
lich kürzere Laufzeit als die der indexierten Vollversorgungen aufweisen.
In der Regel werden Laufzeiten von ein bis maximal zwei Jahren angebo-
ten. Interessant in diesem Zusammenhang ist, dass die Fixpreisangebote
häufig von den neuen Marktteilnehmern angeboten werden, i.d.R. jedoch
nicht von den derzeitigen Lieferanten.243
Um den Arbeitspreis eines Fixpreisangebotes mit einer Arbeitspreisformel
vergleichen zu können, gilt es, in einem ersten Schritt die Schnittpunkte
der Preisformeln mit dem Fixpreis zu lokalisieren. Im zweiten Schritt ist
eine Prognose der zukünftigen Entwicklung des Referenzwertes zu erstel-
len. Je nach prognostizierter Referenzwertentwicklung und Lage des
Schnittpunktes der angebotenen Preiskurven können dann Vorteilhaftig-
keiten identifiziert werden.
242 Eigene Berechnungen, Datenquelle: Bergen Energi 243 Vgl. Spicker (2006), S. 102 f.
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 105
3.3.1.2 Realisierbarkeit
Wie dargestellt übernimmt bei einer Vollversorgung mit Fixpreis der Liefe-
rant das Preisrisiko und trägt ebenfalls – wie bei einer Vollversorgung üb-
lich – das Volumenrisiko. Ein Liquiditätsrisiko besteht in der Weise, dass
das Angebot solcher Vollversorgungen mit Fixpreisregelung noch recht
gering ist. An der Abnahmestelle des Kunden besteht nahezu kein Wett-
bewerb unter Fixpreisangeboten, daher konkurrieren Fixpreise immer mit
indizierten Vollversorgungen.
Bezüglich der Risikoadäquanz wird mit einer Vollversorgung mit Fixpreis-
regellung den Zielen Prognostizierbarkeit der Beschaffungskosten sowie
der Budgetsicherheit und Budgetkontinuität Sorge getragen, da der Ar-
beitspreis für die entsprechende Laufzeit festgeschrieben (fixiert) wird. Al-
lerdings hat der Kunde bei einem Fixpreis auch nicht mehr die Möglichkeit,
an sinkenden Marktpreisen zu partizipieren. Daher kann das Ziel, einen
marktadäquaten Preis zu erzielen, nicht verfolgt werden. Auch die Vermei-
dung von einmaligen Beschaffungszeitpunkten ist mit dieser Beschaf-
fungsalternative nicht umsetzbar. Dem Zeitpunkt des Abschlusses einer
Fixpreisvereinbarung kommt daher eine besonders wichtige Bedeutung
zu, da die GVU oder Lieferanten die aktuelle Markt- und Preislage zur Be-
preisung der Vollversorgung heranziehen.
3.3.2 Tranchenmodell
3.3.2.1 Bewertung
3.3.2.1.1 Entstehung der Tranchenmodelle
Im Zuge der Liberalisierung der Energiemärkte haben sich neben der klas-
sischen Vollversorgung weitere Beschaffungsmöglichkeiten entwickelt. Ein
Ausgangspunkt für die Entwicklung neuer Beschaffungsformen ist die Zu-
name der Volatilität der Großhandelspreise, die i.d.R. mit einer Marktlibe-
ralisierung einhergeht. Gerade für Industriekunden wirken sich die Risiken
eines einmaligen Beschaffungszeitpunktes besonders stark aus. Die am
Markt zu beobachtenden starken Preisschwankungen wirken sich bei In-
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 106
dustriekunden häufig in Größenordnungen von bis zu mehreren Millionen
Euro aus, wenn man eine Preissteigerung von 40 Prozent bei einer Ab-
nahmemenge von 50 bis 200 GWh/a annimmt.244 Des Weiteren sollen die-
se „neuen“ Beschaffungsmöglichkeiten eine risikoadäquatere Beschaffung
ermöglichen.
Nachfolgend werden die unter dem Begriff Tranchenmodell subsumierten
Modellvarianten sowie deren Realisierbarkeit bezüglich der Gasbeschaf-
fung von Industriekunden diskutiert.
3.3.2.1.2 Profiltranchenmodell
Grundgedanke des Profiltranchenmodells ist die Unterteilung des Gesamt-
bedarfs des Kunden in beliebig viele, der Struktur gleiche Profiltranchen.
Abbildung 28 zeigt den Lastgang eines Industriekunden und die Einteilung
in vier Tranchen. Dem oben formulierten Grundgedanken folgend können
die einzelnen Tranchen zu variierenden Zeiten fixiert werden. Weiterhin ist
auch die Beschaffung der Tranchen von diversen Lieferanten denkbar. Als
problematisch in diesem Zusammenhang ist allerdings zu sehen, dass
jede der Tranchen profilbehaftet ist. Der aus der Vollversorgung bekannte
Profilaufschlag fällt für jede Tranche einzeln an. Die Bepreisung von Sei-
ten des GVU ist wie bei der Vollversorgung auch in diesem Modell intrans-
parent.
Abbildung 28: Tranchenmodell mit Profiltranchen245
244 Vgl. Pilgram (2006a), S. 55
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 107
3.3.2.1.3 Standardtranchenmodell
Anders als beim Profiltranchenmodell wird der Lastgang in die in ihm ent-
haltenen Standardterminprodukte und eine Profiltranche (Residualgröße)
zerlegt. In der einfachsten Form werden lediglich einzelne Jahresbänder
als Tranchen aus dem Lastgang „geschnitten“. Grundsätzlich sollten aber
alle im Lastgang identifizierbaren Standardprodukte (Jahres-, Quartals-
und Monatskontrakte) in den Tranchenzuschnitt einbezogen werden. Sie-
he hierzu Abbildung 29.
Abbildung 29: Tranchenmodell mit Standardtranchen246
Die Profiltranche wird vom Hauptlieferanten – wie von der Vollversorgung
bekannt – zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses preislich fixiert und ent-
hält eventuell Risikoaufschläge, da das Struktur- und Mengenrisiko weiter-
hin beim Hauptlieferanten liegen. Bei der Ausgestaltung der Beschaffung
der Standardtranchen (Standardprodukte) sind eine Vielzahl von Möglich-
keiten denkbar. In der einfachsten Weise werden die Standardtranchen
ebenfalls über den Hauptlieferanten bezogen. Dies sollte allerdings trans-
parent, also zu Marktpreisen geschehen. Hierzu beschafft der Hauptliefe-
rant die Standardprodukte über eine OTC-Handelsplatform oder über eine
Börse und reicht die Kosten back-to-back an den Kunden weiter. Für diese
Dienstleistung ist dann lediglich ein Handlingsentgelt vom Kunden an den
Hauptlieferanten zu entrichten. Weiterhin besteht Flexibilität bezüglich des
Zeitpunktes, zu dem die Tranchen beschafft werden. Möglich sind in die-
245 Eigene Darstellung; Datenquelle: Bergen Energi246 Eigene Darstellung; Datenquelle: Bergen Energi
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 108
sem Zusammenhang fixierte Beschaffungszeitpunkte auf Quartalsbasis
sowie die völlig freie Bestimmung der Zeitpunkte durch den Kunden.247
Hierdurch wird der Diversifizierung der Beschaffungszeitpunkte Sorge ge-
tragen.
3.3.2.2 Realisierbarkeit
In der Praxis sind diese Modelle gerade bei Industriekunden kaum verbrei-
tet. Im Zuge der Liberalisierung und dem damit einhergehenden Wettbe-
werb sollten die Kunden die Lieferanten unter Druck setzen und neue fle-
xible Modelle wie z.B. Tranchenmodelle einfordern. Auf der anderen Seite
sollten auch die Lieferanten die Gunst der Stunden nutzen und ihren Kun-
den möglichst schnell flexible Lösungen anbieten.
Bezüglich der bilanztechnischen Ausgestaltung der Tranchenmodelle gilt
es hervorzuheben, dass die Bilanzkreisabwicklung immer der Hauptliefe-
rant übernimmt, der somit der Bilanzkreisverantwortliche ist. Hauptlieferant
ist der Lieferant, der die Profilierung bzw. die Profiltranche abdeckt. Soll-
ten die Standardtranchen von anderen Lieferanten bezogen werden, er-
folgt eine Abwicklung der Lieferung über den Bilanzkreis des Hauptliefe-
ranten. Dieser Zusammenhang ist in Abbildung 30 dargestellt.
BilanzkreisE AHauptlieferant (BKV)
-ProfiltrancheEndkunde
Lieferant 1- Tranche 1
Lieferant 2- Tranche 2
Lieferant n- Tranche n
BilanzkreisE A
BilanzkreisE A
BilanzkreisE A
Abbildung 30: Tranchenmodell: bilanzielle Abwicklung248
Bezüglich der Risikoadäquanz der Tranchenmodelle ist folgendes festzu-
stellen. Das Volumen- oder Mengenrisiko liegt bei diesem Beschaffungs-
verfahren bezüglich der Profiltranche beim Hauptlieferanten und bezüglich
247 Siehe hierzu Pilgram (2006a), S. 54-58248 Eigene Darstellung
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 109
der Standardprodukte beim Kunden, da dieser i.d.R. deren Beschaffung
initiiert. Eine besondere Bedeutung kommt auch der Güte der Lastprogno-
se des Kunden zu. Eine unzureichende Lastprognose führt evtl. zu einem
falschen Tranchenzuschnitt und somit zu erhöhtem Mengenrisiko. Das
Preisrisiko liegt auch bei diesem Beschaffungsverfahren beim Kunden.
Durch die Beschaffung bei unterschiedlichen Lieferanten sowie der Be-
schaffung über Börsen kann das Kreditrisiko entsprechend gestreut wer-
den. Weiterhin birgt dieses Beschaffungsverfahren operationale Risiken,
da das Timing der Beschaffung der Standardtranchen maßgeblich für den
Erfolg, also den sich letztendlich ergebenden Preis für die Beschaffung,
verantwortlich ist. Dazu ist eine tägliche Marktbeobachtung zwingend er-
forderlich. Neben dem Aufbau von eigenem Know-how beim Industriekun-
den wäre auch ein Outsourcing der entsprechenden Funktionen an
Dienstleister möglich.
Bezüglich der Zielsetzungen der risikoadäquaten Beschaffung können mit
dem Tranchenmodell nahezu alle Ziele verfolgt werden. Da in der Regel
der überwiegende Teil des Beschaffungsvolumens mit Standardprodukten
(Standardtranchen) des Terminmarktes abgedeckt werden (Ausnahme ist
hier die Profiltranche), sind diese Beschaffungskosten relativ gut prognos-
tizierbar. Dadurch wird ebenfalls Budgetsicherheit und Budgetkontinuität
erreicht. Marktadäquate Preise werden dadurch erreicht, dass die Stan-
dardtranchen zu transparenten Preisen (Marktpreis) über Börsen oder
OTC beschafft werden. Bezüglich der Anpassbarkeit der Positionen bleibt
festzustellen, dass Industriekunden eine „natürliche“ Shortposition haben,
da sie Gas benötigen und insofern auf die Belieferung angewiesen sind.
Allerdings sollte im Zuge der individuellen Risikostrategie darüber nachge-
dacht werden, ob es nicht sinnvoll sein kann, sich von eingegangenen Po-
sitionen auch wieder zu trennen. Dies ist beispielsweise dann sinnvoll,
wenn die Marktpreise drastisch einbrechen. „Risikotechnisch ist es näm-
lich weniger spekulativ, eine Shortposition zu schließen, wenn man die
Möglichkeit hat, diese Position später wieder zu öffnen, als in Erwartung
später fallender Preise die Shortposition offen zu lassen.“249
249 Pilgram (2006a), S. 58
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 110
3.3.3 Strukturierte Beschaffung / Portfoliomanagement
3.3.3.1 Bewertung
3.3.3.1.1 Abgrenzung
Strukturierte Beschaffung und Portfoliomanagement werden hier gemein-
sam betrachtet. Die Abgrenzung dieser beiden Begriffe ist nicht ganz
trennscharf, da sie in der Literatur häufig analog verwendet werden. Unter
strukturierter Beschaffung wird ganz allgemein die Zerlegung (Strukturie-
rung) der gesamten Lastkurve in die in ihr enthaltenen Großhandelspro-
dukte und deren Beschaffung verstanden. „Unter Portfoliomanagement die
Steuerung (Management) einer Gruppe von Vermögensgegenständen
(Portfolio) bezeichnet.“250 Bezüglich der Gasbeschaffung kann Portfolioma-
nagement als „Kombination unterschiedlicher Produkte unterschiedlicher
Lieferanten und Märkte zu unterschiedlichen Zeitpunkten unter Einhaltung
der Vorgaben aus der Beschaffungsstrategie“251 verstanden werden.
3.3.3.1.2 Strukturierte Beschaffung
Im Kontext der betrachteten Beschaffungsalternativen ist die strukturierte
Beschaffung als Weiterentwicklung des (Standard-)Tranchenmodells zu
verstehen. Dieses wird in der Weise ergänzt, dass die gesamte Strukturie-
rung vom Kunden übernommen wird. Somit ist auch die Profiltranche über
entsprechende kurzfristige Handelsprodukte (z.B. Spotmarkt-Produkte)
oder andere Flexibilitäten (z.B. Speicher) zu beschaffen. Des Weiteren
übernimmt der Kunde bei der strukturierten Beschaffung mit eigenem
Portfoliomanagement auch die gesamte Administration, Analyse, Optimie-
rung, Beschaffung und Abwicklung der physischen und finanziellen Han-
delsgeschäfte.
Bei der strukturierten Beschaffung lassen sich die passive Bewirtschaftung
sowie die aktive Bewirtschaftung als zwei wesentliche Ausprägungen un-
terscheiden. Die passive Beschaffung ist ausschließlich auf den Einkauf
250 Vgl. Döhrer/Grude/Schwerm (2005), S. 134251 Pilgram (2006a), S. 54 f.
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 111
der unterschiedlichen Terminprodukte fokussiert. Es gilt, den prognosti-
zierten Lastgang mit den entsprechenden physischen oder finanziellen
Monats-, Quartals- und Jahreskontrakten einzudecken. Die Differenzmen-
gen, die nicht durch Standardprodukte abgedeckt werden können, sind am
Spotmarkt zu beschaffen. Bei der aktiven Bewirtschaftung hingegen ist es
zudem möglich, Terminkontrakte auch wieder zu verkaufen. Hierdurch be-
steht zum einen die Chance, das Gewinnpotential zu erhöhen, auf der an-
deren Seite erhöht sich aber auch das Verlustpotential (Risiko). Siehe
hierzu auch Teil B, Abschnitt 3.3.2.2.
3.3.3.1.3 Portfoliomanagement
Im Zuge einer strukturierten Beschaffung ist das Ziel des Portfoliomanage-
ments, alle Beschaffungsoptionen in einem Portfolio zusammenzufassen
und die Bedarfsdeckung unter den Restriktionen der Beschaffungsstrate-
gie und des Risikomanagements kostenminimal zu realisieren.252
Im Rahmen des Portfoliomanagements lassen sich bezüglich der Gasbe-
schaffung drei Optimierungsdimensionen identifizieren. Die erste Dimensi-
on bilden die Commodities, also die traditionellen und neue Beschaffungs-
oder Handelsprodukte, die an den unterschiedlichen Marktplätzen (Börse
und OTC) gehandelt werden können. Die zweite Dimension bilden die
Strukturierungsmöglichkeiten. Hierzu gehören die Einbindung von Spei-
chern (Speicherprodukte und Speicherleistungen) sowie die Nutzung von
Spotprodukten. Des Weiteren werden auch der Basisbilanzausgleich und
der erweiterte Bilanzausgleich dieser Dimension zugerechnet. Die Gas-
markt spezifische dritte Optimierungsdimension – die sich aus dem Um-
stand ergibt, dass im Gasmarkt auch der physische Transport vom Bereit-
stellungs- zum Ausspeisepunkt organisiert bzw. gebucht werden muss –
bilden die Transportkapazitäten. Das Portfoliomanagement stellt in diesem
Zusammenhang die integrierende Funktion der drei Optimierungsdimen-
sionen dar (Abbildung 31).
252 Vgl. Döhrer/Grude/Schwerm (2005), S. 135
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 112
Strukrurierungs-möglichkeiten
Portfolio- u. Risiko-
management
Transport-kapazitäten
Commodities
Abbildung 31: Optimierungsdimensionen im Gasmarkt253
Wie dargestellt handelt es sich im Gasmarkt mit den drei Optimierungsdi-
mensionen um ein sehr komplexes System, welches es mittels Portfolio-
und Risikomanagement zu optimieren gilt.
Die Implementierung einer strukturierten Beschaffung mit eigenem Portfo-
liomanagement und die dadurch entstehenden vielfältigen „neuen“ Aufga-
ben erfordern einen wesentlich größeren Personalaufwand als die ande-
ren beschriebenen Beschaffungsformen. Neben dem Personalaufwand
sind auch die Kosten des Know-how-Aufbaus sowie die Beschaffung und
Implementierung neuer Soft- und Hardwaresysteme nicht zu unterschät-
zen.
3.3.3.1.4 Umsetzung
Ab welchem Gesamtvolumen eine strukturierte Beschaffung ökonomisch
sinnvoll gegenüber den alternativen Beschaffungsformen ist, lässt sich
nicht pauschal beantworten. Für den Strommarkt lautet eine häufig zitierte
Richtgröße 200 GWh.254 Für den Gasmarkt können zurzeit keine verlässli-
chen Angaben gemacht werden. Allerdings können Synergieeffekte ge-
nutzt werden, sollte beispielsweise bereits eine Stromhandelsabteilung im
Unternehmen etabliert sein. Da die Handels-Prozesse im Strom- und Gas-
handel relativ ähnlich sind, sollte sich die Implementierung eines Gashan-
dels hier deutlich einfacher gestalten. Ebenso können die meisten Softwa-
253 Modifiziert nach Döhrer/Grude/Schwerm (2005), S. 135254 Vgl. Pilgram (2006a), S. 55; Sentker (2005), S. 301
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 113
relösungen durch eine entsprechende Erweiterung für den Gasmarkt und
den Gashandel vorbereitet werden. Funktionen, die im Industrieunterneh-
men selbst nicht wirtschaftlich abbildbar sind, können an entsprechend
spezialisierte Dienstleister fremdvergeben werden.
3.3.3.2 Realisierbarkeit
Wesentliches Abgrenzungskriterium der strukturierten Beschaffung mit ei-
genem Portfoliomanagement zu den anderen behandelten Beschaffungs-
alternativen ist die Unabhängigkeit von einem – die Profiltranche einde-
ckenden – Hauptlieferanten. Wie oben beschrieben ist der gesamte Be-
darf einschließlich der zum Ausgleich nötigen Flexibilitäten vom Indstrieku-
nen zu beschaffen. Dazu ist es notwendig, dass der Industriekunde eigen-
verantwortlich die Funktion des Bilanzkreisverantwortlichen übernimmt.
Damit ist der Industriekunde eigenständig für die entsprechenden Nomi-
nierungen und den Ausgleich seiner Bilanzkreise verantwortlich.
Da in diesem Modell der Kunde die Bilanzkreisverantwortung trägt und so-
mit für die gesamte Bedarfsabdeckung verantwortlich ist, trägt er auch das
Volumen-/Mengenrisiko. Dieses Risiko gilt es, mit einer möglichst guten
Lastprognose zu minimieren. Grundlage sind hier zum einen die histori-
schen Verbrauchsaufzeichnungen (historische Lastgänge) sowie die aktu-
ellen Produktions- und Wetterdaten (bzw. Wettervorhersagen). Auch sollte
das bestehende Preisrisiko vom Kunden minimiert werden. Hierbei ist
wichtig, mit Hilfe der Terminprodukte und einer langfristig angelegten Prei-
sanalyse und -prognose frühzeitig günstige Beschaffungszeitpunkte für die
entsprechenden Produkte zu identifizieren. Durch eine diversifizierte Be-
schaffung – der das Gesamtportfolio umfassenden Standardprodukte und
Flexibilitäten – wird bei der strukturierten Beschaffung das Kreditrisiko
bestmöglich gestreut. Durch die Implementierung einer Handelsabteilung
und die Definition der entsprechenden Prozesse werden die operationalen
Risiken reduziert.
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 114
Bezüglich der Zielsetzungen der risikoadäquaten Beschaffung ist die
strukturierte Beschaffung mit eigenem Portfoliomanagement als das in der
Praxis anerkannte und im Strommarkt bereits gängige Instrument anzuse-
hen.255 Da der Großteil des Portfoliovolumens über Terminprodukte einge-
deckt wird, lässt sich der Preis des Portfolios und damit die zukünftigen
Beschaffungskosten und deren Entwicklung adäquat prognostizieren.
Hierdurch können Budgetkontinuität und Budgetsicherheit erreicht werden.
Durch die kontinuierliche Beschaffung strukturierter Produkte werden ein-
malige Beschaffungszeitpunkte wie z.B. bei der Vollversorgung vermie-
den. Der Anpassbarkeit der Positionen wird durch ein aktives Portfolioma-
nagement Sorge getragen; so können geschlossene Positionen jederzeit
wieder geöffnet werden.
In der Praxis lässt sich beobachten, dass eine strukturierte Beschaffung
inclusive Portfoliomanagement bisher höchstens von großen und mittleren
Stadtwerken eingesetzt wird.256 Dies kann zum einen daran liegen, dass
die Industriekunden die Risiken, die mit einer strukturierten Beschaffung
und dem damit einhergehenden finanziellen und personellen Aufwand für
die Implementierung eines Portfoliomanagements verbunden sind, scheu-
en. Zum anderen gibt es marktseitige Hindernisse, die einer Realisierung
zurzeit im Weg stehen.
Um die bereits beschriebenen Glättungs- und Durchmischungseffekte zu
erreichen und um den Grundgedanken des Portfoliomanagements umzu-
setzen, ist es notwendig, möglichst viele – am besten alle – Abnahmestel-
len des Kunden in einem Portfolio zusammenzufassen. Da aber in jedem
Marktgebiet ein Bilanzkreis eingerichtet werden muss, können somit nur
die Abnahmestellen je Marktgebiet zusammengefasst werden. Für jeden
Bilanzkreis bzw. für jedes Marktgebiet ist dann ein separater Bilanzaus-
gleich nötig, da wie oben bereits festgestellt ein marktgebietsüberschrei-
tender Bilanzausgleich aufgrund der Kapazitätsrestriktionen nicht effizient
umsetzbar ist.
255 Vgl. Pilgram (2006a), S. 54256 Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 20
3 Beschaffungsformen im liberalisierten Markt 115
Ein weiterer Hinderungsgrund für die Realisierung eines effizienten Portfo-
liomanagements ist die Tatsache, dass an den Spotmärkten – auch an
der zukünftigen Gasbörse der EEX – keine Produkte auf Stundenbasis an-
geboten werden. Wie im Abschnitt Bilanzausgleich dargestellt, ist so kein
effizienter Ausgleich von Beschaffung und aktueller Abnahme möglich.
Der unzureichende Zugang zur Regelenergie verstärkt dies noch.
Aufgrund der beschriebenen Hindernisse ist eine strukturierte Beschaffung
mit Portfoliomanagement für Industriekunden derzeit nicht effizient umzu-
setzen. Zu dem Schluss kommt auch Anja Lenze in ihrem Vortrag auf der
diesjährigen E-World in Essen. Laut Lenze sei der deutsche Gasmarkt
noch so unvollständig, dass ein aktives PM mit Produkten aus Fahrplanlie-
ferung, Bandlieferung und Strukturierungsleistungen durch den Kunden
oder auch Dienstleister nicht möglich sei. Dazu sei der Markt noch zu illi-
quide, weiterhin fehle es an diskriminierungsfreiem Zugang zu Regelener-
gie und Speicherkapazitäten. An ein aktives PM sei momentan nicht zu
denken: „Der deutsche Markt ist noch weit von dieser Vision entfernt“.257
Auf die in der Einleitung angesprochene Marktrecherche bezüglich der
verfügbaren Softwarelösungen zur Unterstützung des Gas-Porfoliomana-
gements wird verzichtet. Zum einen sind die derzeit am Markt verfügbaren
Softwarelösungen für das Portfoliomanagement von Stadtwerken konzi-
piert und daher in ihrem Funktionsumfang und den Anschaffungskosten
zumeist für Industriekunden unangemessen. Zum anderen konnte gezeigt
werden, dass ein Portfoliomanagement derzeit für Industriekunden nicht
umsetzbar ist. Weiterhin sind für das Portfoliomanagement essentiell wich-
tige Aspekte bezüglich Regelenergie, Bilanzierung und Speicherzugang
bisher nicht geklärt. Aus diesen Gründen erscheint die genannte Marktre-
cherche derzeit als nicht relevant.
257 Vgl. ZfK (2007)
4 Zusammenfassung und Ausblick 116
4 Zusammenfassung und Ausblick
Die vorliegende Arbeit hatte zum Ziel, die aktuell unübersichtliche Marktla-
ge auf dem Gasmarkt darzustellen und in Bezug auf die Möglichkeiten und
Risiken der Gasbeschaffung für Industriekunden zu bewerten.
In der Bewertung der aktuellen Situation des Gasmarktes konnten im Teil
B dieser Arbeit folgende, die freie Marktentwicklung und den Wettbewerb
behindernde Tatbestände identifiziert werden:
• An erster Stelle ist die große Anzahl der Marktgebiete zu nennen.
Mit den zurzeit 16 Marktgebieten wird – wie dargelegt werden konn-
te – der bundesweite Gastransport massiv behindert bzw. er-
schwert.
• Diese Problematik wird durch den zweiten Tatbestand, nämlich die
nicht in ausreichendem Maße ausgewiesenen freien Kapazitäten
und Koppelkapazitäten zwischen den Marktgebieten noch unter-
stützt, da aktuell noch kein effizientes Engpassmanagement be-
steht.
• Als dritter Tatbestand konnte der bisher unzureichend geregelte Zu-
gang Dritter zu Erdgaspeichern identifiziert werden.
• Des Weiteren konnte gezeigt werden, dass die Bilanzierung auf
stündlicher Basis – unter den derzeitigen Rahmenbedingungen –
einem effizienten Bilanzkreismanagement nicht gerecht wird.
Die aufgeführten Tatbestände wirken diskriminierend gegenüber neuen
Marktteilnehmen. Mit Marktteilnehmer sind auf der einen Seite die neu in
den Markt eintretenden Gasversorgungsunternehmen und Lieferanten ge-
meint, auf der anderen Seite aber auch die großen Industriekunden, die
ihr Gesamtportfolio in „Eigenregie“ bewirtschaften. Die aktuelle Situation
am Gasmarkt bevorteilt die etablierten Gasversorgungsunternehmen, die
über große Portfolien sowie langfristig gebuchte Leitungskapazitäten ver-
fügen.
4 Zusammenfassung und Ausblick 117
Die Analyse der betrachteten fünf Beschaffungsmöglichkeiten258 lässt sich
wie folgt zusammenfassen: Die Wahl der Beschaffungsform ist immer un-
ternehmensindividuell und kann nur schwer verallgemeinert werden. Des-
sen ungeachtet kann die Bedarfsdeckung mittels Vollversorgungsvertrag
als ein den Zielen einer risikoadäquaten Beschaffung nicht gerecht wer-
dendes Relikt aus der Monopol-Zeit angesehen werden. Aufgrund der ak-
tuell zu beobachtenden und sich in Zukunft noch verstärkenden Volatilität
der Gaspreise ist das Preisrisiko, welchem der Kunde ausgesetzt ist, als
zu hoch einzuschätzen. Die einzige ersichtliche Möglichkeit bei den Voll-
versorgungsverträgen sind Fixpreis-Vereinbarungen mit kurzen, z.B. ein-
jährigen, Laufzeiten. Diese werden allerdings noch zu selten von Lieferan-
ten angeboten, sodass für einzelne Abnahmestellen häufig kein Ver-
gleichsangebot vorliegt. Weiterhin kann beobachtet werden, dass ein Zu-
sammenfassen aller Abnahmestellen (bundesweit) in einem Vollversor-
gungsvertrag i.d.R. nicht möglich ist, was mit den oben beschriebenen
Tatbeständen begründet werden kann. Wie gezeigt werden konnte, ist mit
den innovativen Beschaffungsformen (Tranchemodell oder strukturierter
Beschaffung) eine weitaus risikoadäquatere Beschaffung – die den An-
sprüchen eines dynamischen Marktes entspricht – möglich. Das Tran-
chenmodell sowie die strukturierte Beschaffung bieten die Flexibilität, die
nötig ist, um die bestehenden Risiken adäquat zu managen und niedrige
Beschaffungskosten zu realisieren. Wie in der Analyse der strukturierten
Beschaffung dargelegt, ist diese Beschaffungsform – auch aufgrund der
oben beschriebenen Restriktionen – momentan nicht zu realisieren. Aus
diesem Grund kann das (Standard-)Tranchenmodell als die aktuell risiko-
adäquateste Beschaffungsform angesehen werden. Für deren effiziente
Umsetzung sind allerdings die Entwicklung und Etablierung der Gasbörse
(EEX) sowie die noch ausstehenden Konkretisierungen der Bilanzkreis-
systematik entscheidend.
In der nahen Zukunft gilt es, die Entwicklung des Gasmarktes hinsichtlich
der Wettbewerbsrestriktionen sowie die Angebote der neuen Marktteilneh-
258 1. Vollversorgung mit Ölpreisbindung, 2. Vollversorgung mit Ölpreisbindung und Absicherung durch Swap, 3. Vollversorgung mit Fixpreisregellung, 4. Tranchenmo-delle, 5. strukturierte Beschaffung incl. Portfoliomanagement
4 Zusammenfassung und Ausblick 118
mer zu beobachten, um eine evtl. schrittweise Abkehr von Vollversor-
gungsverträgen hin zu innovativen Beschaffungsformen zu realisieren.
Da die innovativen Beschaffungsformen neben den Chancen auch nicht
zu unterschätzenden Risiken in sich bergen, erscheint die Konsultation
von und/oder Delegation an spezialisierte Dienstleister als sinnvoll, sollte
das entsprechenden Know-how nicht im Unternehmen vorhanden sein.
Der Gasmarkt befindet sich trotz der formal vollzogenen Liberalisierung in
einem steten Veränderungsprozess. Es gilt, diesen Prozess mit Hilfe der
Bundesnetzagentur, der Verbraucherverbände sowie der neuen Marktteil-
nehmer (Lieferanten, Broker, Dienstleister) dahingehend zu beeinflussen
und zu gestalten, dass diskriminierungsfreier Wettbewerb entstehen kann.
XI
Literaturverzeichnis
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XX
Anhang 1: operative Bilanzkreisabwicklung259
Ausspeisepunkt am Tag D-1
BKN
BilanzkreisE A
BKV / TK
ANB
RNB
1
2
3
4
100
100
100
xxxNominierung der Stundenmengen in EnergieeinheitenNominierung AP
Bestätigung der Nominierung
Mengenmeldung je BK
Mengenmeldung je BK
NKP
Einspeisepunkte am Tag D-1
BKN
BilanzkreisE A
BKV2 EP / 1 BK
ENB
xxxNominierung der Stundenmengen in Energieeinheiten
Nominierung EPje BK
1
2
3
4
100
60
40Bestätigung der Nominierung
Mengenanmeldung je BK
Aggregation über alle EP
259 Modifiziert nach Terhürne (2007)
XXI
Ausspeisepunkt am Tag D
BKN
BilanzkreisE A
BKV / TK
ANB
RNB
1105
Übermittlung der Stundenwerte je BK
LV
NKP
105
105
105
3.2
2 Allokation der Stundenwerte je BK
3.1 Übermittlung der Stundenwerte je BK für AP
105
4 Allokation der Stundenwerte je BK
5
105
Übermittlung der Stundenwerte je BK für AP
Übermittlung der Stundenwerte
je BK für AP
6 Allokation der Stundenwerte je BK
xxxgemessene Volumeneinheiten * RBW
Einspeisepunkte und Bilanzkreissaldierung am Tag D
BKN
BilanzkreisE A
ENB
5
100
60
40
BKV
Bereitstellung des aktuellen BK-Status
2
100 100 105
Übermittlung der EP-Allokation
1Allokation für EP auf Basis der Nominierung
Aggregation der EP-Allokation über alle EP je BK
34 Gegenüberstellung
der EP-Allokation und der AP-Allokation je BK
Ergebnis aus ASP (D)
105
xxxNominierung der Stundenmengen in Energieeinheiten
xxxgemessene Volumeneinheiten * RBW
XXII
Ausspeisepunkte Monat M+1
BKN
BilanzkreisE A
BKV / TK
ANB
RNB
1105
Übermittlung der registrierten Messwerte vom AP
LV
NKP105
105
3.2
2 ggf. Ersatzwertbildung; endgültige Allokation je BK
3.1 Übermittlung der endgültigen Allokation je BK für AP
105
4 ggf. Ersatzwertbildung; endgültige Allokation je BK
5 Übermittlung der endgültigen Allokation je BK für AP
6 ggf. Ersatzwert-bildung; endgültige Allokation je BK
105
Übermittlung der endgültigen Allokation je BK für AP
105
xxxgemessene Volumeneinheiten * RBW
Endgültige Bilanzkreissaldierung M+1
BKN
BilanzkreisE A
ENB
5
100
60
40
BKV
Bereitstellung des aktuellen endgültigen BK-Status + Fakturierung
2
100 100 105
Übermittlung der endgültigen EP-Allokation
1Endgültige Allokation für EP auf Basis der Nominierung
Aggregation der endgültigen EP-Allokation über alle EP je BK
34 Gegenüberstellung
der endgültigen EP-Allokation und der AP-Allokation je BK
Ergebnis aus ASP (M+1)
105
Differenz = 51. Zu wenig Gas vom TK
eingespeist2. Kunde hat mehr verbraucht, als
nominiert wurde=> Bei Überschreitung (der Toleranz) werden Überschreitungs-mengen abgerechnet
xxxNominierung der Stundenmengen in Energieeinheiten
xxxgemessene Volumeneinheiten * RBW
XXIII
Versicherung
Ich versichere, dass ich die vorstehende Arbeit selbständig angefertigt und
mich fremder Hilfe nicht bedient habe.
Alle Stellen, die wörtlich oder sinngemäß veröffentlichtem oder nicht veröf-
fentlichtem Schrifttum entnommen sind, habe ich als solche kenntlich ge-
macht.
Altenbeken, den 29. Juni 2007
_____________________________Michael Diermann