Diplomarbeit - michaeldiermann.files.wordpress.com · BOM Balance of the month ca. zirka ECC European Commodity Clearing AG EEX European Energy Exchange EEX European Energy Exchange

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)


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


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


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


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)


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)


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


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


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


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)


• 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)


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)


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.


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


• 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


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)


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


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.


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)


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)


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)


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.


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


(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.


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)


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


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.)


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.


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


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


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)


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


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


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.


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


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.


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


1.3.2.4 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


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


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


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


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


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.


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


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


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


1.4.2.4 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


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


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.


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


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


1.4.4.2 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


1.5 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


1.5.1.2 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


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


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


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


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


• 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


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)


• 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)


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


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.


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


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


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


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


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


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


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


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


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.


2.2.2.2.3 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


2.2.2.4 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


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


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.


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


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


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)


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]


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


3.2.1.1.3 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


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)


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)


3.2.1.2 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


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


3.2.2 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


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-


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


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


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


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


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.


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


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.



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-


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


3.3.2.1.3 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


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.


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


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


3.3.3 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.


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


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


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.


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.


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


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.


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


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

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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


5

105

Übermittlung der Stundenwerte je BK für AP

Übermittlung der Stundenwerte

je BK für AP


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



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


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



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

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