Optimierung der Beschaffungsstrategie eines retailorientierten regionalen Stromanbieters

Inhaltsverzeichnis

Widmung

Executive Summary

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Verzeichnis der Abkürzungen und verwendeten Symbole

1 Einleitung
1.1 Problemstellung
1.2 Zielsetzung
1.3 Vorgehensweise

2 Auswirkungen des liberalisierten Strommarktes auf ein regionales Energieversorgungsunternehmen
2.1 Betrachtung des Absatzmarktes
2.2 Betrachtung des Beschaffungsmarktes
2.3 Notwendigkeit von Risikomanagement
2.3.1 Volatilität
2.3.2 Risiken von Energieversorgern im Endkundenmarkt
2.4 Notwendigkeit von Portfoliomanagement

3 Unternehmensbeschreibung
3.1 Definition retailorientierter regionaler Energieversorger
3.2 Unternehmenskennzahlen
3.3 Kundenstrukturen
3.4 Aufteilung der Absatz- und Beschaffungsportfolien

4 Berücksichtigung des Kundenwechselverhaltens auf der Absatzseite
4.1 Einflussfaktoren auf das Wechselverhalten der Kunden
4.2 Modellierung Wechselverhalten
4.2.1 Analyse der herrschenden Marktform
4.2.2 Preis-Wechsel-Funktion
4.2.2.1 Allgemeine Herleitung der geltenden Preis-Absatz-Funktion
4.2.2.2 Anwendung für den Energiemarkt
4.2.2.3 Überleitung zu der Preis-Wechsel-Funktion
4.3 Quantifizierung der Grenzpreise
4.4 Berechnung des maximalen Beschaffungspreises

5 Beschaffungsstrategien
5.1 Einführung
5.2 Handelstägliche Eindeckung
5.3 Monatliche Trancheneindeckung
5.4 Mittelfristige Strombeschaffungsprodukte
5.5 Langfristige Strombeschaffungsprodukte

6 Prognose der Strompreisentwicklung
6.1 Kurzfristige Entwicklung des Strompreises
6.2 Mittelfristige Entwicklung des Strompreises
6.3 Langfristige Entwicklung des Strompreises

7 Beschaffungsszenarien
7.1 Voraussetzung für die verschiedenen Beschaffungsszenarien
7.2 Szenario 1: Handelstägliche Eindeckung
7.3 Szenario 2: Monatliche Tranchenbeschaffung
7.4 Szenario 3: Mittelfristprodukt und Tranchenbeschaffung
7.5 Szenario 4: Kraftwerksscheibe und Tranchenbeschaffung

8 Detaillierte Analyse der Beschaffungsszenarien
8.1 Auswertung und Interpretation der ermittelten Werte
8.2 Risikobetrachtung der Beschaffungsstrategien
8.3 Ergebnis
8.4 Auswirkungen des Ergebnisses auf den Rohertrag des EVU

9 Konklusion und Ausblick
9.1 Schluss
9.2 Ausblick

10 Anhang

11 Anlage 1: Laufende Wirtschaftsrechnungen des Statistisches Bundesamtes

12 Anlage 2: Marktbericht der handelstäglichen Eindeckung

13 Literaturverzeichnis

Widmung

Ich danke meinen Eltern, die mich in der Zeit meines Studiums mit Ratschlägen und Anregungen unterstützt haben, und mir immer zur Seite standen.

Ich danke meiner Freundin Christina Faber. Sie war mir in den letzten sieben Monaten eine wichtige Unterstützung. Ihre stetige Diskussionsbereitschaft und ihre nahezu unendliche Geduld haben mir über viele Hürden geholfen.

Executive Summary

This paper examines a regional electric utility, which has to face up to the demands of the liberalised energy market.

The center stage of this work takes a retail-oriented regional electric utility, which represents a midsize power company in Germany and which can also be exemplary considered as a german public utility company. Since the liberalisation the electric utilities are confronted with increasing challenges at both sales and purchasing. The increasing pressure of competition between the electric utilities and the price sensitivity of the consumers are leading to an increasing cost pressure at the supply and a more careful consideration of the retail market.

As a basis for an economic consideration this paper analyses different influencing factors of the consumer´s willingness for changing the supplier to derive a price- changing-curve from the results. From this function an upper marginal price can be read off. This marginal price reflects the maximal end consumer´s electricity tariff for household consumers, which can be accomplished by a regional electric utility at the market. Based on this marginal price a benchmark is calculated as the purchase price. This has to be undershot in the purchasing of electricity by the electric utility to operate economically at the competitive market.

Thereto different purchasing strategies are identified and their chances and risks are explained and compared. These strategies contain different products, which differ in their temporal commitment, costs and risks. As a basis of these purchasing alternatives a consideration of the electricity tariff´s development is undertaken in the forthcoming years.

At the end a recommendation for the reference company is issued out of the retail market´s findings and the consideration of the chances and risks.

Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Stromrechnungspreise von 1998 bis 2008 für Haushaltskunden

Abb. 2: Verhältnis Beschaffungs- zu Absatzportfolio

Abb. 3: Standardnormalverteilung am Beispiel des DAX

Abb. 4: Zusammenspiel Absatz-, Beschaffungsportfolio- und Risikomanagement

Abb. 5: Entwicklung verschiedener Indizes

Abb. 6: Doppelt geknickte Preis-Absatz-Funktion nach Gutenberg

Abb. 7: Preis-Wechsel-Funktion

Abb. 8: Berechnung der maximalen Beschaffungskosten 2008

Abb. 9: Mögliche Risikostrategien von Marktteilnehmern

Abb. 10: Beschaffungsvarianten - Ein Stichtag vs. Tranchenbeschaffung

Abb. 11:Bildung des Preiskorridors für Beschaffungsprodukte

Abb. 12: MPE - Abschläge durch verschiedene Möglichkeiten von Kombinationen

Abb. 13: Ermittlung des Lieferpreises für die Jahre 2009 bis 2011

Abb. 14:Marktpreisvorteil bei seitwärts bis steigendem Strompreisverlauf

Abb. 15: Marktpreisnachteil bei drastischem Strompreisverfall

Abb. 16: Regional electricity prices 2009 vs 2013

Abb. 17: Korrelation Ölpreisentwicklung ($/bbl) mit Gewinn pro Aktie (€)

Abb. 18:Entwicklung des Kraftwerksparks 2000 - 2030

Abb. 19: Beschaffungsfahrplan PuG-Segment 2008

Abb. 20:Ergebnis aus einer wertorientierten Strukturierung

Abb. 21:Staatslasten seit 1998 versechsfacht

Abb. 22: EEX Terminmarkt, Preisverlauf des Base Cal'09 vom 20.02.07 - 19.02.08

Abb. 23: Deals auf der Brokerplattform GFI vom 18.02.08 bis 22.02.08

Abb. 24: Historical and forecast electricity prices in Europe 2000-2013

Abb. 25:Beschaffungsfahrplan Haushaltskunden 2008

Abb. 26:Beschaffungsfahrplan Gewerbe 2008

Abb. 27:Beschaffungsfahrplan Landwirtschaft 2008

Abb. 28:Settlementpreise der Jahresbase- und Jahrespeakprodukte 2008

Abb. 29: Berechnung der Varianz und Volatilität für das Szenario 2

Abb. 30: Berechnung der Varianz und Volatilität für das Szenario 3

Abb. 31: Berechnung der Varianz und Volatilität für das Szenario 4

Abb. 32: Konsumentenausgaben privater Haushalte 2005 in Euro

Abb. 33: Konsumentenausgaben privater Haushalte 2005 in Prozent

Abb. 34: Konsumausgaben privater Haushalte - Nahrungsmittel, Getränke und Tabakwaren

Abb. 35: Konsumausgaben privater Haushalte - Nachrichtenübermittlung

Abb. 36:Konsumausgaben privater Haushalte - Wohnen, Energie, Wohninstandhaltung

Abb. 37: Konsumausgaben privater Haushalte - Beherbergungs- und Gaststättendienstleistungen

Abb. 38:Bericht handelstägliche Eindeckung - Deckblatt

Abb. 39:Bericht handelstägliche Eindeckung - Kennzahlenübersicht

Abb. 40:Bericht handelstägliche Eindeckung - Beschaffungsliste Dezember 2007

Abb. 41: Bericht handelstägliche Eindeckung - Settlementpreise Dezember 2007 für 2008

Tabellenverzeichnis

Tab. 1: Aufteilung der Hedgeprodukte

Tab. 2: Mengenaufteilung in die einzelnen Beschaffungsphasen

Tab. 3: Aufteilung der Produkte pro Tranche in MW

Tab. 4: Aufteilung der Hedgeprodukte unter Berücksichtigung des Multiperiod Extendible

Tab. 5: Mengen- und Produktaufteilung unter Berücksichtigung des Multiperiod Extendible

Tab. 6: Aufteilung der Hedgeprodukte unter Berücksichtigung der Kraftwerksscheibe

Tab. 7: Szenario 2: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase I

Tab. 8: Szenario 2: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase II

Tab. 9: Szenario 2: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase III

Tab. 10: Auflistung der monatlichen Trancheneindeckung

Tab. 11: Szenario 3: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase I

Tab. 12: Szenario 3: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase II

Tab. 13: Szenario 3: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase III

Tab. 14: Auflistung der monatlichen Trancheneindeckung inkl. Mittelfristprodukt

Tab. 15: Szenario 4: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase I

Tab. 16: Szenario 4: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase II

Tab. 17: Szenario 4: Zeit-/Mengenmatrix Beschaffungsphase III

Tab. 18: Auflistung der monatlichen Trancheneindeckung inkl. Langfristprodukt

Verzeichnis der Abkürzungen und verwendeten Symbole

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

Die Liberalisierung des Strommarktes im Jahre 1998 hat die Situation von Energiever- sorgungsunternehmen (EVU¹ ) grundlegend verändert. Die Gebietsaufteilung und Monopolstellung der Unternehmen existiert nicht mehr. Deshalb stehen die Unterneh- men im Wettbewerb um Industrie- und Privatkunden, woraus sich für die EVU neue Herausforderungen und Aufgaben ergeben. Eine Aufgabe ist die Optimierung der Beschaffungsstrategie. Wurde vor der Liberalisierung der Strom unabhängig von dem jeweiligen Preis beschafft, so müssen die Führungskräfte heute die Konkurrenzfähig- keit der EVU durch strategisch durchdachte Beschaffungen sichern. Dafür müssen regionale Energieversorger ihren exakten Energieabsatz ermitteln, um den benötigten Strombedarf zum richtigen Zeitpunkt einzudecken. Die hohe Konkurrenz auf dem Stromendkundenmarkt führt zu einem Wettbewerb um die Endkunden. Dass die Unternehmensstrategie, und damit auch die Strombeschaffung auf die Kunden ausgerichtet werden, ist unerlässlich. Besondere Berücksichtigung muss dabei das Wechselverhalten der Kunden finden.

1.2 Zielsetzung

In der vorliegenden Diplomarbeit werden vor diesem Hintergrund die Wettbewerbschancen regionaler EVU untersucht. Durch eine exemplarische Diversifikation der Beschaffungsmöglichkeiten soll die momentane Eindeckungsstrategie mit Alternativen verglichen werden, um anschließend eventuell eine Verbesserung zu empfehlen. Hierbei wird neben der Gegenüberstellung des durchschnittlich erzielten Beschaffungspreises je Szenario, auf die Risiken der einzelnen Möglichkeiten eingegangen. Eine Analyse der Energiepreisentwicklung soll zu diesem Zweck als Grundlage dienen, jedoch nicht den alleinigen Faktor in der Entscheidung darstellen.

Besondere Beachtung findet bei dieser Diplomarbeit das Kundenwechselverhalten auf der Absatzseite. Es soll eine mögliche Korrelation des Beschaffungspreises mit dem Wechselverhalten der Konsumenten herausgearbeitet werden, damit diese in das Kalkül der Optimierung der Beschaffungsstrategie einbezogen werden kann.

1.3 Vorgehensweise

Zu Beginn sollen in Kapitel 2 die Auswirkungen des liberalisierten Strommarktes auf ein regionales EVU behandelt werden. Es wird sowohl die Absatzseite, als auch die Beschaffungsseite betrachtet. Die Notwendigkeit eines Risiko- und Portfoliomanagements für ein EVU wird aufgezeigt.

In Kapitel 3 werden dem Leser das betrachtete Unternehmen und die Kundenstruktur dargelegt. Dabei wird unter anderem auf die Besonderheit der einzelnen Kundengruppen eingegangen und eine Eingrenzung der betrachteten Kundengruppe für den weiteren Verlauf vorgenommen.

Das Kapitel 4 nimmt eine besondere Position in der Ausarbeitung ein. In diesem wird neben den Einflussfaktoren auf das Kundenverhalten, welche einen Wechsel des Stromanbieters auslösen können, die herrschende Marktform herausgearbeitet und eine Preis-Wechsel-Funktion aufgestellt. Anhand dieser soll ein Grenzpreis berechnet werden, der als Preisobergrenze für die Strombeschaffung des EVU angenommen wird, damit dieses wettbewerbsfähig ist.

In der Praxis übliche, und für einen regionalen Energieversorger eventuell sinnvolle Beschaffungsmöglichkeiten, werden in Kapitel 5 vorgestellt. Eine Unterscheidung findet dabei in der jeweiligen Bindung des Unternehmens an das Produkt statt, welche je nach Strategie bis zu 35 Jahren andauern kann. Es erfolgt ein Aufzeigen der Besonderheiten der jeweiligen Beschaffungsstrategien. Der Energieversorger deckt seinen Bedarf bis zum Beschaffungsjahr 2007 handelstäglich ein. Was sich hinter dieser Beschaffungsart verbirgt, wird in diesem Kapitel ebenfalls erläutert.

Um über den Sinn von mittel- bis langfristigen Beschaffungsstrategien diskutieren zu können, wird in Kapitel 6 eine mögliche Strompreisentwicklung beschrieben. Einflussfaktoren unterschiedlicher Commodities und Entwicklungen auf anderen europäischen Handelsmärkten finden dabei Berücksichtigung.

In Kapitel 7 werden die differenziert beschriebenen Beschaffungsstrategien unter Berücksichtigung der Besonderheiten des Beschaffungsjahres 2008 angewandt, so dass sich je Beschaffungsszenario ein Durchschnittspreis für die relevante Menge errechnet.

Die Ausarbeitung und der Vergleich der unterschiedlichen Szenarien beschreibt das Kapitel 8. Berücksichtigt werden neben dem niedrigsten Beschaffungspreis für das Jahr 2008, der obere Grenzpreis, der Rohertrag und die Risiken der Strompreisschwankungen, sowie die langfristige Bindung an ein Produkt. Eine Empfehlung der Beschaffungsoptimierung für das EVU kann unter der Berücksichtigung des Kundenwechselverhaltens abgegeben werden.

Für diese Diplomarbeit wird energiewirtschaftliches Grundwissen vom Leser vorausgesetzt. Auf die Entstehung und Entwicklung des liberalisierten Strommarktes soll nicht näher eingegangen werden.

2 Auswirkungen des liberalisierten Strommarktes auf ein regionales Energieversorgungsunternehmen

2.1 Betrachtung des Absatzmarktes

Seit der Liberalisierung des Strommarktes stehen die EVU vor einer neuen Situation.² Ihre Kunden haben seit dem 29.04.1998 die Möglichkeit, ihren Stromversorger frei zu wählen³. In Deutschland existieren heutzutage ca. 1.000 Stromversorgungsunterneh- men am Markt.⁴ Sie unterscheiden sich hinsichtlich ihrer Größe und Aufgabenberei- chen. Einige Unternehmen sind reine Energieversorger, andere sind 100%tige Tochterunternehmen von großen DAX-Konzernen und wiederum andere bestehen aus einem kleinen Mitarbeiterteam und gehören zu den ortsansässigen Stadtwerken. Aber nicht nur Stromversorgungsunternehmen finden sich seit der Liberalisierung als Anbieter bzw. Teilnehmer auf dem Strommarkt wieder. Stromverträge können in Warenhäusern, bei der Post, bei Discountern wie z.B. Lidl oder an der Tankstelle abgeschlossen werden. Dies sind häufig Vertriebskanäle der neuen Marktteilnehmer (z.B. e-wie-einfach oder TelDaFax) auf dem Strommarkt.⁵

Aufgrund der hohen Anbieterzahl existiert ein ausgeprägter Wettbewerbsdruck auf die EVU.⁶ Dieser hat sich zunehmend auf den Absatz der EVU und die Konsumentenprei- se ausgewirkt.⁷ Zu Beginn der Liberalisierung haben vor allem die Großkunden von der neuen Marktentwicklung profitiert und Verträge mit Preissenkungen von ca. 3-10% angeboten bekommen.⁸ Die Tarifkunden hingegen profitierten zunächst nicht durch die von der Liberalisierung ausgelösten Preissenkungen, sondern wurden im Preiskampf um Großkunden zur Quersubventionierung genutzt.⁹ Dies hat sich im Laufe der Jahre geändert, wie die Abb. 1 verdeutlicht. Vom Jahr 1998 bis zum Jahr 2000 haben sich die Strompreise ohne Steuern für Haushaltskunden deutlich um 12,45 €/Monat gesenkt und liegen auch im Jahre 2007 mit 1,90 €/Monat unterhalb des Preises von 1998. Die staatlichen Aufschläge wie die Stromsteuer, die Umsatzsteuer und die Konzessionsab- gabe, das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) und das Kraft-Wärme- Kopplungsgesetz (KWKG) bedingen, dass der Bruttostrompreis seit 2003 für Haushaltskunden über dem Preis vor der Liberalisierung liegt. In der Abb. 21 im Anhang ist die Entwicklung des Staatsanteils dargestellt.¹⁰

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Stromrechnungspreise von 1998 bis 2008 für Haushaltskunden¹¹

Die Kundengruppe “Haushaltskunden“ berücksichtigt bei der Auswahl des Stromversorgers hauptsächlich den Preis.¹² Es entsteht die Frage, ob sich ein regionaler Energieversorger bei dieser Erwartungslage und ohne das verlustbringende Anbieten von Elektrizität zu Dumpingpreise auf dem Energiemarkt durchsetzen kann. Dieses könnte nur dann der Fall sein, wenn neben einem auf die einzelnen Absatzmärkte (Industrie- und Haushaltskunden) ausgerichteten Marketing, eine optimale Beschaffung das Setzen von wettbewerbsfähigen Preisen ermöglicht, oder sich das EVU durch qualitative Unterschiede vom Wettbewerber differenzieren kann.

2.2 Betrachtung des Beschaffungsmarktes

Auf der Großhandelsebene, d. h. beim Handel zwischen Energieversorgern, wurden vor der Liberalisierung fast ausschließlich bilaterale Verträge mit langen Laufzeiten geschlossen.¹³ Es wurde nach besten Marktkenntnissen der Energieversorgerge- schäftsführung ein- bis zweimal im Jahr Energie für das nächste Lieferjahr beschafft. Dieses hat sich seit der Liberalisierung geändert. Regionale Energieversorger können ihren Energievorlieferanten frei wählen.¹⁴ Infolgedessen geraten die großen Energieversorger wie RWE, E.ON oder Vattenfall unter Konkurrenzdruck. Durch diesen ergibt sich die Notwendigkeit, die regionalen Energieversorger am Markt als Energieweiterverteiler, mit zusätzlichen Produkten und Dienstleistungen an sich zu binden. Die großen Energievorlieferanten könnten z.B. ihr Know-how zur Risikostreu- ung der Strombeschaffung den regionalen EVU anbieten.¹⁵ Hierdurch bekommen die regionalen Energieversorger die Chancen, eine Diversifikation der Beschaffung mit z.B. Lang- und Mittelfristprodukten oder Trancheneindeckungen vorzunehmen und ihren Strombeschaffungspreis zu optimieren.¹⁶ Auf die einzelnen Beschaffungsmöglichkeiten wird im Kapitel 5 ausführlich eingegangen, um danach optimale Kombinationen im Kapitel 7 aufzuzeigen.

Aber nicht nur EVU treten auf dem Strommarkt als Händler auf. Selbst die Finanzwirtschaft dehnt ihre Aktivitäten als weitere Handelsplattform auf die Stromwirtschaft aus. Sie handeln mit den unterschiedlichen Commodities an der Strombörse European Energy Exchange (EEX), um ausschließlich Gewinne durch Kauf- und Verkaufgeschäfte zu erwirtschaften und treten dabei nicht als Versorger auf.¹⁷

Aufgrund der hohen strategischen Bedeutung der Strombeschaffung¹⁸, der Regulie- rung des Marktes und der zunehmenden Volatilität des Strompreises - welche auch im Jahr 2007 zugenommen hat (siehe Abb. 22 im Anhang) - steigt der Druck auf die Marktteilnehmer, wodurch eine Marktkonsolidierungen kleinerer Energieversorger erfolgte. Als Beispiel ist die neu gegründete Gesellschaft “24Isieben“, ein Zusammen- schluss von der MVV Energie, der Energieversorgung Offenbach und den Stadtwerken Kiel, Ingolstadt und Solingen zu nennen.¹⁹ Daraus resultiert eine Bündelung ihres Know-hows.²⁰ Eine Kooperation im Bereich Beschaffung, Pooling von Erzeugungska- pazitäten (z.B. der Bau von Kraftwerken) und die Organisation des Handels kann ihre Verhandlungspositionen verbessern und folglich ihre Wettbewerbsfähigkeit steigern.²¹

Maßgeblich für die Gestaltung der Beschaffung, ist der geplante Absatz. Beide Seiten müssen zu jeder Viertelstunde im Gleichgewicht bleiben. Entstehen Abweichungen zwischen den Beschaffungslastgängen und den gemessenen Lastgängen, werden diese Abweichungen mit Ausgleichsenergie²² abgerechnet.²³ Je nach Situation entsteht für das EVU ein wirtschaftliches Risiko im Kauf oder Verkauf dieser Menge.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Verhältnis Beschaffungs- zu Absatzportfolio²⁴

Der Idealfall, in dem der Beschaffungsfahrplan²⁵ gleich dem gemessenen Absatzfahrplan ist, wird in Abb. 2 dargestellt. Das Aggregat, welches sich aus den einzelnen Kundensegmenten zusammensetzt, bildet das gesamte Absatzportfolio. Dieses Portfolio analysiert das EVU und deckt es durch Standardhandelsprodukte (SHP) ein. Standardhandelsprodukte teilen sich in “Base“ und “Peak“ auf. Als Base bezeichnet man eine strukturell gleich bleibende Stromlieferung von 24 Stunden pro Tag an jedem Kalendertag im Jahr. Peak beschreibt die Stromlieferung an den Handelstagen (Montag bis Freitag) von 8:00 Uhr bis 20:00 Uhr.²⁶ Um eine Annäherung an den oben beschriebenen Fall zu erreichen, sollte das EVU selbst, oder dienstleistend durch Dritte ein Risiko- und Portfoliomanagement entwickeln und führen.

2.3 Notwendigkeit von Risikomanagement

2.3.1 Volatilität

Für die EVU ergeben sich mit dem Agieren auf dem liberalisierten Strommarkt, neben den oben beschriebenen Verlustrisiken durch Über- und Unterdeckung, verschiedene Risiken. Die dadurch entstehende Unsicherheit mindert zwangsläufig die Effektivität des wirtschaftlichen Handelns. Diesem Effekt wirkt ein Risikomanagement entgegen.²⁷

Bevor die einzelnen Risiken und Aufgaben des Risikomanagements beschrieben werden, soll auf die Volatilität als am weitesten verbreitetes Risikomaß eingegangen werden. Die Volatilität wird aus der Varianz gebildet. Diese ist ein statistisches Streuungsmaß und gibt Auskunft darüber, inwieweit die einzelnen Merkmalsausprägungen einer Verteilung von dem Mittelwert abweichen. Der Mittelwert ist ein Lageparameter und berechnet sich wie ein Durchschnitt:²⁸

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Daraus ergibt sich die Formel der Varianz wie folgt:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die quadratischen Abweichungen werden aufsummiert und durch die Anzahl der Werte dividiert.

Um von der Varianz zur Volatilität zu gelangen, muss von dieser die Quadratwurzel gezogen werden. Dadurch erhält man den Ausdruck:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3: Standardnormalverteilung am Beispiel des DAX²⁹

Anhand des Beispiels von Bruns und Meyer-Bullerdiek soll die Volatilität am Aktienmarkt näher erläutert werden. Die Abb. 3 entspricht der Dichtefunktion der Gauß’schen Normalverteilung. Die Volatilität wird in diesem Beispiel in Prozent angegeben. Bei einer unterstellten Renditeerwartung von 10% pro Jahr und einem Volatilitätswert von 5% pro Jahr bedeutet dies für die Rendite des DAX, dass sich diese mit einer Wahrscheinlichkeit von 68% in einem Korridor von 5% pro Jahr bis 15% pro Jahr bewegen wird. Mit einer 95%igen Wahrscheinlichkeit wird eine Rendite zwischen 0% und 20% erwartet.³⁰

Die Wahrscheinlichkeit der Erreichung bzw. Verfehlung eines bestimmten Renditewer- tes in der Zukunft kann durch die Volatilität abgeschätzt werden. Sie ist als Risikomaß bei nahezu allen Anlagegattungen geeignet, so dass sie Risikovergleiche unterschied- licher Anlageformen erlaubt.³¹ Bei Marktüberraschungen steigt die Volatilität, da bei einer positiven oder negativen Nachricht die Unsicherheit am Markt steigen kann.³²

2.3.2 Risiken von Energieversorgern im Endkundenmarkt

Nach der Liberalisierung ergeben sich durch die hohe Volatilität des Strompreises neue Marktrisiken. Dieses Marktpreisrisiko kann durch Festpreis- oder Optionsgeschäfte für zukünftige Stromlieferungen gesteuert werden. Aus Risikogesichtspunkten wird eine Terminbeschaffung, d.h. eine Beschaffung für die Zukunft größer einer Woche (in der Regel ein bis zwei Jahre, mindestens aber ein Quartal), der Strombeschaffung am Spotmarkt (heute für morgen) vorgezogen.

Außerdem existiert das Fahrplanrisiko. Dieses beinhaltet drohende Verluste infolge ungenauer Prognosen des Strombedarfs, unerwartete Verluste von Kunden oder unvorhersehbare Erzeugungsausfälle. Das Fahrplanrisiko wird, wie im Kapitel 2.2 erwähnt, in der Anlage 1 erläutert. Schnelle und flexible Anpassungen und Bewertun- gen des Risikomanagements, vor allem aber des Portfoliomanagements, können dieses Risiko vermindern.³³

Zu den weiteren Aufgaben des Risikomanagements zählen das Identifizieren, Bewerten und Auswählen von Risikostrategien. Durch Analysen der Absatz- und Beschaffungsportfoliosegmente können Limits festgelegt und ihre Einhaltung überwacht werden. Ein laufendes Berichtswesen und Reporting dient der Steuerung und Nachhaltung.³⁴

Die Literatur nennt die Steuerung der auftretenden Risiken, sowie die Nutzung der sich aus der neuen Marktsituation und einer optimalen Beschaffung ergebenen Marktchancen, als Hauptaufgabe des Risikomanagements.³⁵

Die aufgeführten Risiken im Stromhandel und die daraus resultierenden Aufgaben machen deutlich, dass durch die Liberalisierung des Strommarktes ein Risikomanagement für Energieversorger erforderlich geworden ist. Sie können ebenfalls als Grund für Konsolidierungen von kleineren EVU genannt werden.

Eine über die Risiken hinausgehende Beschaffungsoptimierung entsteht durch das nachfolgend beschriebene Portfoliomanagement.

2.4 Notwendigkeit von Portfoliomanagement

Bislang findet sich in der Literatur keine Definition von Portfoliomanagement für den Strommarkt. Im Rahmen der vorliegenden Diplomarbeit wird Portfoliomanagement wie folgt definiert: Portfoliomanagement koordiniert die Beschaffung und den Absatz unter Risikogesichtspunkten. Es dient als Entscheidungsgrundlage für Absatz- und Beschaffungskontrakte und stellt Kontroll- und Beschaffungspflichten sicher, um die Zukunftsfähigkeit des Unternehmens zu gewährleisten.³⁶

Neben den in Kapitel 2.1 bis 2.3 erwähnten Bestandteilen des Portfoliomanagements, sollen nachfolgend weitere Begriffe und Aufgaben genannt werden:

Als Portfolio wird die Gesamtheit bestehender Strombeschaffungs- und Absatzverträge sowie Terminkontrakte³⁷ eines EVU bezeichnet. Der Wert des Portfolios verändert sich durch jede Marktbewegung. Diese führen zu veränderten Möglichkeiten des Ein- und Verkaufs von Strom. Das Marktrisiko eines Portfolios kann durch den Value at Risk³⁸ ausgedrückt werden.

Die Portfolioanalyse als Teil des Portfoliomanagements ist ein komplexes Instrument der strategischen Unternehmensführung. Ihre Aufgabe ist die Messung und Kontrolle des Verhältnisses von Risiko und Gewinn eines Portfolios zum Zweck des Risikoma- nagements. Aus diesem Grund wird die Analyse oft dem Risikomanagement zugeordnet.³⁹

Neben der Beschaffungsorganisation ist es von hoher Relevanz, Beschaffungszeitpunkte zu wählen, in denen der Marktpreis auf einem vergleichsweise niedrigen Niveau liegt.⁴⁰ Daher ist die tägliche Marktanalyse ein wichtiger Bestandteil im Rahmen des Portfoliomanagements. Ihre Aufgabe besteht darin, die Marktsituation auf der EEX oder anderen Handelsplattformen wie dem GFI⁴¹ zu beobachten. Fundamentale Einflussfaktoren wie die Öl- und Gaspreisentwicklung, als auch technische Indikatoren wie der MACD⁴² oder der RSI⁴³ werden hierbei analysiert.

Zu der Aufgabe des Portfoliomanagements gehört außerdem das Bilanzkreismanage- ment. Es organisiert sämtliche physische Energieflüsse und trifft hierfür die notwendi- gen Abstimmungen mit den jeweiligen Übertragungsnetzbetreibern (E.ON, RWE, EnBW, Vattenfall Europe).⁴⁴ Hierzu gehört unter anderem die Einrichtung von Bilanzkreisen in den Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber, in denen das EVU Abnahmestellen hat, und die tägliche Anmeldung von Fahrplänen der EVU.⁴⁵

Da eine grundlegende Voraussetzung für die marktnahe Strombeschaffung die genaue Kenntnis des zukünftigen Verbrauches ist, rundet die Lastprognose als weitere Aufgabe den Bereich des Portfoliomanagements ab. Sie ermittelt die Verbrauchsstruk- tur in Abhängigkeit verschiedener Faktoren, wie beispielsweise konjunkturelle Einflüsse, Temperaturen, etc. und erstellt eine Prognose für den zukünftigen Lieferzeitraum. Lastprognosen können kurz- und langfristig ausgestaltet sein. Bei der kurzfristigen Lastprognose werden lieferstundengenaue Optimierungsgeschäfte für den nächsten Liefertag vorgenommen und die prognostizierte Leistung beschafft. Die Analyse des geplanten Verbrauchs des nächsten Lieferjahres oder -quartals, sowie langfristige Absicherungsgeschäfte am Terminmarkt sind Aufgabe der langfristigen Lastprognose.⁴⁶

Zur detaillierten Dokumentation wird vom Portfoliomanagement ein regelmäßiger Bericht für die Kunden erstellt. Dieser gibt dem Energieversorger „ein objektives Bild vom aktuellen Fortschritt der Beschaffungen am Stromhandelsmarkt.“⁴⁷ Dargestellt ist ein Bericht für die handelstägliche Eindeckung in Anlage 3. Dieser Bericht wird zum Beispiel einmal im Monat für den Kunden erzeugt.

Im Portfoliomanagement werden demnach die Bereiche Absatzportfolio-, Beschaffungsportfolio- und Risikomanagement gebündelt.⁴⁸ Dieses Zusammenspiel wird in Abb. 4 zusammengefasst und soll im Folgenden kurz erläutert werden:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 4: Zusammenspiel Absatz-, Beschaffungsportfolio- und Risikomanagement⁴⁹

Der Energieversorger erstellt für das Lieferjahr a und das Lieferjahr a + 1 aufgrund der vorliegenden Kundenabschlüsse, Vertragskündigungen und Absatzerwartungen eine Absatzprognose. Diese ist Basis für das Beschaffungsmanagement und die einzudeckende Bedarfsmenge. Durch die Realisierung eines marktfähigen Beschaf- fungspreises und erfolgreicher Vertriebsarbeit können die Absatzprognosen erfüllt und gegebenenfalls übertroffen werden. Das Risikomanagement entwickelt einen festgelegten Risikorahmen und sorgt für die Einhaltung dieser Grenzen.

Portfoliomanagement ist mit den Aufgaben und Leistungen der Portfolio- und Marktanalyse, des Bilanzkreismanagements und der Lastprognose für regionale Energieversorger sinnvoll, um einen ständigen Abgleich zwischen der Beschaffungsund Absatzmenge zu gewährleisten.

3 Unternehmensbeschreibung

3.1 Definition retailorientierter regionaler Energieversorger

Alle Unternehmen und Betriebe, die andere mit elektrischer Energie oder Gas versorgen, oder Betriebe dieser Art verwalten, ohne Rücksicht auf die Rechtsformen und Eigentumsverhältnisse sind Energieversorgungsunternehmen im Sinne des Gesetzes.⁵⁰ Unter einem retailorientierten Energieversorger versteht man dabei speziell die Unternehmen, welche ihre Aktivitäten auf den Endkundenmarkt fokussieren und die Energie nicht an Weiterverteiler veräußern.

3.2 Unternehmenskennzahlen

Die Anteilseigner, dieses in der Diplomarbeit betrachteten EVU, setzen sich aus einem kommunalen Gesellschafter und einem überregionalen Energieversorger zusammen. Mit einer Mitarbeiterzahl von 88 Arbeitnehmern und einem Gesamtabsatz von ca. 1,2 TWh⁵¹ für Strom und Gas stellt dieser Energieversorger in der Bundesrepublik Deutschland im Vergleich zu anderen Versorgern ein mittelgroßes EVU dar.

Das Unternehmen versorgt knapp 100.000 Einwohner, sowie industrielle und gewerbliche Unternehmen in der Region mit Strom und Gas.

Der Gesamtabsatz teilt sich in ca. 400.000 MWh Strom- und ca. 810.000 MWh Gasabsatz auf. Dies beinhaltet eine Steigerung des Stromabsatzes von 2,0% (8.000 MWh) zum Vorjahr und eine 0,5% Steigerung im Gasabsatz.⁵²

Der Großteil der Strommenge wird von einem Vorlieferanten bezogen. Ein kleiner Teil der Menge wird durch die Aufnahme von Kraft-Wärme-Kopplung-Strom⁵³ gedeckt.⁵⁴

3.3 Kundenstrukturen

Die Kunden des Energieversorgers setzen sich aus Key Accounts, Geschäftskunden und Privat- und Gewerbekunden zusammen.

Den Key Accounts wird eine besondere Aufmerksamkeit geschenkt, da sie einen hohen Anteil des Absatzes, Umsatzes und Gewinns ausmachen. Sie erwarten neben der fehlerfreien, qualitativ hochwertigen Energieversorgung, energienahe Dienstleis- tungen, speziell angepasste Angebote (auch im Bereich der Beschaffung) und eine hohe Flexibilität.

Geschäftskunden (Sondervertragskunden) legen - abgesehen von einem guten Preis - vor allem Wert auf ein Komplettangebot mit hoher Sicherheit und Qualität. Sie suchen nach Rationalisierungspotenzialen und erwarten hierbei speziell die Unterstützung ihrer Versorger.

Wichtiges Kriterium bei den Privat- und Gewerbekunden (Tarifkunden) ist der Preis und ein einfaches Tarifmodell.⁵⁵

Die verschiedenen Kundengruppen unterscheiden sich erheblich im Lastverlauf eines einzelnen Tages sowie über das ganze Jahr hinweg.⁵⁶ Daher sollte eine Aufteilung der Portfolien nach Kundengruppen erfolgen. Im nächsten Kapitel wird dies detailliert, und auf weitere Gründe der Portfolioaufteilung eingegangen.

3.4 Aufteilung der Absatz- und Beschaffungsportfolien

Für eine optimale Absatz- und Beschaffungsstrategie, die jedes EVU auf dem liberalisierten Strommarkt für konkurrenzfähige Angebote auf der Absatzseite benötigt, ist die erwähnte Portfolioaufteilung von Vorteil. Jedes Segment wird individuell aufbereitet und liegt somit in Form eines skalierten Lastgangs und der Vorjahresmenge vor. Sinnvoll ist es, wenn der Vertrieb die Beschaffungsmengen bzw. die Kunden nach Preissensitivität segmentiert.⁵⁷

Eine aus Absatz- und Beschaffungssicht angebrachte Aufteilung der 400 GWh Gesamtstromabsatzmenge für diesen Energieversorger sieht wie folgt aus:

Key-Accounts [Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten]75 GWh Absatz verteilt auf sechs Kunden.

Geschäftskunden[Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten] 125 GWh Absatz verteilt auf ca. 300 Kunden.

Privat- und Gewerbekunden[Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten] 200 GWh Absatz verteilt auf ca. 55.000 Kunden.

Das Privat- und Gewerbekundensegment teilt sich wiederum in 128 GWh für Haus- haltskunden, 56 GWh für Gewerbekunden und 16 GWh für Landwirtschaftkunden auf.

Durch die Aufteilung der Kundengruppen in Absatz- und Beschaffungsportfolien kann für jede Gruppe eine spezielle Marktbearbeitung und Preisgestaltung erarbeitet werden.⁵⁸ Des Weiteren können durch die Aufteilung der Portfolien individuelle Beschaffungsstrategien des EVU erarbeitet werden.

Die vorliegende Diplomarbeit konzentriert sich auf das Privat- und Gewerbekundensegment. Dies gilt sowohl für die Determinanten des Wechselverhaltens der Konsumenten, als auch bei der Modellierung einer Preis-Wechsel-Funktion. Für den in Kapitel 7 benötigten Beschaffungsfahrplan wurden die Profile und Mengen des Privatund Gewerbekundensegmentes zugrunde gelegt.

Das in Kapitel 2.4 vorgestellte Portfoliomanagement wird von Dritten dienstleistend für dieses Unternehmen durchgeführt. Das EVU deckt seine Beschaffungsmengen für das Beschaffungsjahr 2007 durch eine handelstägliche Eindeckung. Eine ausführliche Beschreibung dieser Methode findet in Kapitel 5.2 statt.

4 Berücksichtigung des Kundenwechselverhaltens auf der Absatzseite

4.1 Einflussfaktoren auf das Wechselverhalten der Kunden

Wie erklärt sich das Wechselverhalten der Konsumenten auf dem Strommarkt? Und was sind die Hauptgründe des Wechsels für Tarifkunden? Mit diesen Fragen wird sich das folgende Kapitel befassen.

Etablierte Anbieter sehen sich heute vor der großen Herausforderung der Kundenbin- dung. Intensive Anstrengungen sind notwendig, um ein Abwandern der Kunden und dadurch bedingte Umsatz- und Gewinneinbußen in einem überschaubaren Rahmen zu halten. Zur Auswahl der richtigen Maßnahmen ist es unverzichtbar, dass der Energieversorger ein profundes Verständnis über das Wechselverhalten der Kunden erlangt.⁵⁹

Tarifkunden, welche die Absicht hegen den Stromanbieter zu wechseln, setzen diese Intention nicht immer in die Tat um.⁶⁰ Studien belegen, dass 52,9% der Bevölkerung den Strompreis als zu hoch empfinden, 39,9% sicher oder mit großer Wahrscheinlich- keit wechseln wollen⁶¹, den Stromanbieter wechseln letztendlich allerdings nur 8,1%. Dies ist ein Anstieg von 35,0% zu 2006⁶² und lässt eine weiterhin steigende Tendenz vermuten.

Warum wechselt die Bevölkerung trotz Unzufriedenheit nicht den Energieversorger?

Kann man dieses Phänomen nutzen, um sich den Kundenbestand zu sichern? Und woher kommt die negative Stimmung gegenüber den Energieversorgern?

90,0% der Bundesbürger ist mit ihrem Energieversorger zufrieden oder wenigstens zufrieden gestellt. Davon macht der Anteil der “zufriedenen“ Kunden 47,7% und der “wenigstens noch zufriedenen“ Kunden 42,2% aus. Demnach sind nur 10,0% mit ihrem Energieversorger unzufrieden.⁶³ Diese Zahlen zeigen, dass die Intention des Wechselns nicht unbedingt durch den Bürger selbst entsteht, sondern durch die Politik und die Presse verstärkt wird. Verbraucherverbände und Politiker bewegen die Öffentlichkeit durch Appelle und Aktionen wie „Strom. Jetzt wechseln. Jetzt sparen.⁶⁴ “ dazu, die Höhe des Strompreises zu bemängeln.⁶⁵ Dies geschieht trotz der Tatsache, dass laut Studien von z.B. A.T. Kearney der Strompreis im Vergleich zu Benzin oder dem Mietenindex moderat angestiegen ist. Zudem ist die Einführung der Öko- und Stromsteuer die Hauptursache für den Anstieg. Abb. 1 und Abb. 21 bilden dieses ab. Der Strompreisanstieg von 1996 bis 2006 liegt unterhalb des Gesamtverbraucherin- dex⁶⁶, wie Abb. 5 darstellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 5: Entwicklung verschiedener Indizes⁶⁷

Die Hauptgründe für den Wechsel des Stromanbieters sind der Strompreis, Fehler bei der Erbringung der Kerndienstleistung (Versorgungssicherheit), der Wunsch nach Ökostrom (9,6% der Bevölkerung würden hierfür sogar mehr bezahlen⁶⁸ ) und eine bessere Leistung des neuen Versorger. Dabei wird der zu hoch bewertete Strompreis bei vielen Studien an erster Stelle genannt (zwischen 85% und 93% der Nennungen).⁶⁹

Die hochgradige Bedeutung von Preisänderungen wird auch bei der Betrachtung von durchschnittlichen Preismengenelastizitäten im Vergleich zu anderen Elastizitäten deutlich. Zum Beispiel hat eine Preisänderung einen zehnmal stärkeren Einfluss auf die abgesetzte Menge als eine Werbemaßnahme.⁷⁰

Dies lässt sich auf die Commodity⁷¹ Strom übertragen. Das Wechselverhalten von Konsumenten bewirkt einen Absatzrückgang des Energieversorgers. Die Wirkung ist zwar aufgrund von Wechselbarrieren, verursacht durch den Aufwand des Wechsels, abgeschwächt. Zusammenfassend lässt sich aber feststellen, dass ein Energieversorger aufgrund dieser Erkenntnisse der Preisgestaltung der Produkte eine große Aufmerksamkeit schenken sollte.

4.2 Modellierung Wechselverhalten

4.2.1 Analyse der herrschenden Marktform

Zur Beschreibung, Erstellung und Einordnung der Preis-Wechsel-Funktion soll im ersten Schritt analysiert und dargestellt werden, mit welcher Marktform sich der regionale Energieversorger konfrontiert sieht.

Anders als bei den Gegebenheiten des Stromnetzes, bei denen ein natürliches Monopol vorliegt⁷² (vier eindeutig abgegrenzte Netzgebiete, welche zwischen RWE, E.ON, Vattenfall und EnBW aufgeteilt sind), stehen die regionalen Energieversorger bei dem Stromendkundenvertrieb im direkten Wettbewerb⁷³ auf einem unvollkomme- nen Markt. Ein solcher zeichnet sich unter anderem durch heterogene Güter, Informationsasymmetrien und die begrenzte Rationalität von Individuen aus. Diese Situation findet man auf dem Energiemarkt wieder. Die verschiedenen Angebote, welche auf dem Strommarkt zu finden sind (z.B. Ökostromtarife, Familientarife, Singlestromtarife, etc.), machen Strom zu einem heterogenen Gut. Außerdem herrscht wegen der zahlreichen, verschiedenen Tarife und Angebote keine vollständige Markttransparenz. Dies führt dazu, dass Anbieter und Nachfrager keinen Marktüber- blick haben und sich deshalb nur begrenzt rational verhalten können. Des Weiteren existieren persönliche, räumliche und zeitliche Präferenzen, die aus der traditionellen Zugehörigkeit zu den regionalen Energieversorgern entstanden sind.⁷⁴ Es wurde somit gezeigt, dass der Energiemarkt ein unvollkommener Markt ist. Nun muss geklärt werden, welche Marktform auf dem Energiemarkt vorliegt.

Der Autor unterstellt eine monopolistische Konkurrenz bei polypolistischer Anbieterstruktur. Diese wird nachstehend erwiesen.

Die monopolistische Konkurrenz bei polypolistischer Anbieterstruktur zeichnet sich durch zwei Hauptmerkmale aus. Erstens konkurrieren viele Unternehmen mit sich ähnelnden Produkten, die leicht gegeneinander substituierbar sind. Zweitens ist es für Unternehmen auf dem monopolistischen Wettbewerbsmarkt relativ leicht möglich, neue Marken auf dem Markt zu platzieren.⁷⁵ Jeder Anbieter besitzt „einen gewissen preispolitischen Spielraum, d.h. einen Preisbereich, innerhalb dessen er die Preise variieren kann, ohne dass die Nachfrage wie beim Polypolisten am vollkommenen Markt völlig ausbleibt bzw. über alle Maßen ansteigt.“⁷⁶ Die oben beschriebenen Informationsasymmetrien der Nachfrage, persönliche Präferenzen und räumliche Verteilungen bedingen diesen Spielraum. Dieser wird jedoch durch die Substitutions- konkurrenz bei polypolistischer Anbieterstruktur begrenzt.⁷⁷

Im Endkundengeschäft auf dem Energiemarkt liegt die beschriebene polypolistische Anbieterstruktur vor, da ca. 1.000 Anbieter auf diesem Markt agieren. Die verschiede- nen Produktvarianten im Strommarkt ähneln sich, denn die Eigenschaften des Gutes Strom variieren ausschließlich in der Art der Produktion oder den verschiedenen Tarifen. Die Eigenschaften im Gebrauch bei den Konsumenten sind bei jeder Produktvariante die Gleichen. Für die Marktsituation der monopolistischen Konkurrenz auf dem Endkundenstrommarkt, spricht die Möglichkeit jedes Unternehmens seit der Liberalisierung, auf dem Markt tätig zu werden und seine Produktvarianten zu platzieren.

Die oben angenommene These, es herrsche auf dem Endkundenstrommarkt eine monopolistische Konkurrenz, kann an dieser Stelle bestätigt werden. Sie ist Grundlage für die nachfolgenden Diskussionen.

4.2.2 Preis-Wechsel-Funktion

4.2.2.1 Allgemeine Herleitung der geltenden Preis-Absatz-Funktion

In Kapitel 4.1 hat sich herausgestellt, dass vor allem der Preis⁷⁸ der wesentliche Faktor für einen Stromanbieterwechsel ist. Im Folgenden soll deshalb genauer analysiert werden, welchen Einfluss die Höhe des Preises auf das Wechselverhalten der Konsumenten hat.

Hierfür wird eine Preis-Wechsel-Funktion konstruiert, um die Preisspanne zu ermitteln, in der sich der Anbieter bewegen muss, damit er auf dem Markt bestehen kann. Zur Herleitung der Preis-Wechsel-Funktion bedient sich der Autor dieser Diplomarbeit der doppelt geknickten Preis-Absatz-Funktion nach Gutenberg (Abb. 6).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 6: Doppelt geknickte Preis-Absatz-Funktion nach Gutenberg⁷⁹

Die Funktion spiegelt durch ihre Eigenschaften die Marktsituation der monopolistischen Konkurrenz mit polypolistischer Anbieterstruktur wider, da sie in drei Bereiche mit unterschiedlichen Steigungen unterteilt ist. Diese Unterteilung findet ihre Ursache in dem unterschiedlichen Verhalten von drei Nachfragegruppen. Nachfolgend soll dies genauer erläutert werden, um danach auf den mittleren Bereich der Preis-Absatz- Funktion, den so genannten monopolistischen Bereich einzugehen.

Durch die in Kapitel 4.2.1 genannten Gründe des fehlenden Marktüberblicks der Anbieter und Nachfrager und der räumlichen und persönlichen Präferenz des Kunden ergeben sich drei unterschiedliche Kundengruppen, die innerhalb der Gruppe jeweils gleich auf Preisänderungen reagieren. Sie lassen sich aufteilen in Individuen, die bei einer Preiserhöhung sofort ein Substitutionsgut wählen, einen gewissen Preisanstieg tolerieren oder trotz Erhöhung das Gut vorerst weiterkonsumieren, bis der Preis auch deren Zahlungsbereitschaft überschreitet. Daraus ergibt sich ein progressiver Anstieg der Fluktuation bei steigendem Preis. Wird der Preis erhöht, fallen zuerst die Konsumenten der ersten beiden Gruppen aus, und zunehmend auch Konsumenten der dritten Gruppe. Erreicht der Preis den oberen Grenzpreis, führt das zu einem starken Absatzeinbruch. Das erklärt warum die Preis-Absatz-Funktion nach links geneigt ist.⁸⁰

Der mittlere Bereich zeichnet sich durch ein stärkere Steigung, welche den in Kapitel 4.2.1 beschriebenen Preisspielraum abbildet, aus. Die Nachfrage ist in dieser Preisspanne im Verhältnis zu den Randbereichen unelastisch. Das liegt an der Präferenzbindung der zweiten und dritten Gruppe an das Gut.⁸¹ Wie stark die Steigung ist, hängt von der Reaktionsgeschwindigkeit der Kunden bei Preisänderungen ab. Diese wird beeinflusst durch die Transparenz des Marktes und der Stärke des akquisitorischen Potentials der Unternehmen, welches die Fähigkeit, Kunden zu binden bezeichnet. Dabei gilt, je kürzer die Reaktionszeit der Kunden ist, desto flacher wird die Funktion im monopolistischen Bereich. Hierdurch erfolgt eine Angleichung der Kurvenäste oberhalb und unterhalb der beiden Grenzpreise. Bei größerer Reaktions- zeit wird die Kurve folglich steiler.⁸²

Die Breite dieses Bereiches wird durch mehrere Faktoren beeinflusst. Er ist umso kleiner, je größer die Substituierbarkeit der Ware innerhalb des Preisbereiches ist. Gibt es auf dem Markt ein Gut, welches sich nur in wenigen Eigenschaften von anderen unterscheidet⁸³, „nähert sich die Situation einer Lage, wie sie für vollkommene Märkte charakteristisch ist, auf denen homogene Erzeugnisse angeboten werden.“⁸⁴ Die oberen und unteren Grenzpreise rücken zusammen. Sie gehen entsprechend weiter auseinander, je mehr sich das Gut in seinem Verwendungszweck von anderen Gütern unterscheidet. Die Grenzpreise sind also unter anderem von der Substitutionsmöglich- keit des Gutes abhängig. Unzureichende Kenntnisse über die Qualität oder den Preis des Gutes sind weitere Faktoren für die Breite des monopolistischen Bereiches. Dadurch kann die Zahlungsbereitschaft der Konsumenten über dem günstigsten Angebot für das gleiche oder ein sehr ähnliches Gut anderer Unternehmen am Markt liegen.

4.2.2.2 Anwendung für den Energiemarkt

Die Kunden eines Energieversorgers unterscheiden sich wie oben beschrieben in ihrer Präferenzbindung. In der ersten Gruppe finden sich die Käufer wieder, die auf jeden Fall bei der Erhöhung des Strompreises den Anbieter wechseln. Sie sind schon bei geringem Einsparungspotential bereit, den Aufwand des Wechsels auf sich zu nehmen.⁸⁵ In der Praxis werden sie als Hunter bezeichnet.⁸⁶

[...]

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¹ Die Begriffe “Energieversorgungsunternehmen“ und “regionale Energieversorger“ werden in dieser Diplomarbeit synonym verwendet.

² Vgl. Schmidtchen, D., Bier, C., Strommärkte 1997, S. 35.

³ Vgl. Köster, A., Bewertung 2004, S. 105; Pfaffenberg, W., Scheele, U., Salge, K., Energieversorgung 1999, S. 43.

⁴ Vgl. Schikarski, A., Markenbildung 2005, S. 6 in Anlehnung an: Schiffer, H.-W., Energiemarkt 2002, VDEW, Energiemärkte 2007, S. 1.

⁵ Vgl. www.e-wie-einfach.de, Privatkunden o. J., www.teldafax-energy.de, Tarifmodell o. J.

⁶ Vgl. Gerke, W., Hennies, M., Schäffner, D., Stromhandel 2000, S. 9.

⁷ Vgl. Köster, A., Bewertung 2004, S. 23.

⁸ Vgl. Jantos, U., Energieberatung 2001, S. 185 in: Kahmann, M., König, S., Hrsg., Wettbewerb 2001.

⁹ Vgl. Schmidtchen, D., Bier, C., Strommärkte 1997, S. 63.

¹⁰ Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, Strompreisanalyse 2008, S. 7. 3

¹¹ Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, Strompreisanalyse 2008, S. 7.

¹² Vgl. Töpper, A., Tarifkunden 2001, S. 201 in: Kahmann, M., König, S., Hrsg., Wettbewerb 2001.

¹³ Vgl. Schulz, G., Stromhandel 1999, S. 168 in: Hake, J.-Fr., Kraft, A., Kugeler, K., Pfaffenberger, W., Wagner, H.-J., Hrsg., Liberalisierung 1999.

¹⁴ Vgl. Gröpl, A., Datenhaltung 2001, S. 135 in: Kahmann, M., König, S., Hrsg., Wettbewerb 2001.

¹⁵ Vgl. www.suedweststrom.de, Strombeschaffung, o. J.

¹⁶ Vgl. Nabe, C. A., Borchert, J., Risikomanagement 1999, S. 206 in: Hake, J.-Fr., Kraft, A., Kugeler, K., Pfaffenberger, W, Wagner, H.-J., Hrsg., Liberalisierung 1999.

¹⁷ Vgl. Fritz, W., König, S., Strommarkt 2001, S. 15 in: Kahmann, M., König, S., Hrsg., Wettbewerb 2001.

¹⁸ Vgl. Schmidt, A., Stadtwerke 2002, S. 80.

¹⁹ Vgl. MVV Energie, Gesellschaften 2006, in: www.mvv.de.

²⁰ Vgl. Markewitz, P., Nollen, A., Stromwirtschaft 1999, S. 156 in: Hake, J.-Fr., Kraft, A., Kugeler, K., Pfaffenberger, W, Wagner, H.-J. Hrsg., Liberalisierung 1999.

²¹ Vgl. Pfaffenberger, W., Scheele, U., Salge, K., Energieversorgung 1999, S. 106; Schulz, G., Stromhandel 1999, S. 168 in: Hake, J.-Fr., Kraft, A., Kugeler, K., Pfaffenberger, W., Wagner, H.-J., Hrsg., Liberalisierung 1999.

²² Borchers, H., Ausgleichsenergie 2005, S. 4: „Als Ausgleichsenergie werden die Mengen an Energie bezeichnet, die ein Lieferant benötigt, um Differenzen zwischen seiner Einspeisung und dem tatsächlichen ist-Verbrauch seiner Kunden auszugleichen.“

²³ Vgl. Bundesverband WindEnergie e.V., Regelenergie 2005, S. 1.

²⁴ Vgl. RWE, Portfoliomanagement 2006, S. 8.

²⁵ Vgl. www.verivox.de, Lastprofil o.J.: Fahrplan = Die Struktur der zu beschaffenden bzw. verbrauchten Menge. Wird auch Lastprofil oder Lastgang genannt.

²⁶ Vgl. www.eon.de, Terminmarkt o. J.

²⁷ Vgl. Nabe, C. A., Borchert, J., Risikomanagement 1999, S. 207 in: Hake, J.-Fr., Kraft, A., Kugeler, K., Pfaffenberger, W, Wagner, H.-J., Hrsg., Liberalisierung 1999.

²⁸ Vgl. Bruns, C., Meyer-Bullerdiek, F., Portfoliomanagement 2003, S. 10f; Borchert, J., Schemm, R., Korth, S., Risikomanagement 2006, S. 35.

²⁹ Vgl. Bruns, C., Meyer-Bullerdiek, F., Portfoliomanagement 2003, S. 10.

³⁰ Vgl. Bruns, C., Meyer-Bullerdiek, F., Portfoliomanagement 2003, S. 10f.

³¹ Vgl. Bruns, C., Meyer-Bullerdiek, F., Portfoliomanagement 2003, S. 15, zitiert aus: Markowitz, H.M., Selection 1952, S. 77ff.

³² Vgl. Mattern, C., Fundamentalanalyse 2005, S. 227. 7

³³ Vgl. EEX, Terminmarktkonzept 2004, S. 9.

³⁴ Vgl. RWE, Portfoliomanagement o. J., S. 24.

³⁵ Vgl. Seifert, T., Geschäftsfelder 2000, S. 209.

³⁶ Vgl. Bomm, T. Beschaffung 2008, S. 19, in: Transfer, Ausgabe Januar 2008.

³⁷ Vgl. www.wirtschaftslexikon24.de, Terminkontrakt o. J.: Ein Terminkontrakt ist ein standardisiertes Termingeschäft, bei dem sich der Verkäufer zur Lieferung einer bestimmten Ware (hier Strom) in einer festgelegten Menge zu einem fixierten Preis und einem vereinbarten Termin verpflichtet. Der Käufer verpflichtet sich seinerseits die Ware abzunehmen.

³⁸ Rank, J., Risk (2005), S. 4: „Der Value at Risk […] bezeichnet den möglichen Verlust, um den sich der Wert eines Portfolios innerhalb einer vorgegebenen Zeitspanne […] mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit höchstens verringert.“

³⁹ Vgl. Nabe, C. A., Borchert, J., Risikomanagement 1999, S. 209 in: Hake, J.-Fr., Kraft, A., Kugeler, K., Pfaffenberger, W, Wagner, H.-J., Hrsg., Liberalisierung 1999.

⁴⁰ Vgl. RWE, Stromhandel 2006, S. 14.

⁴¹ Vgl. www.gfigroup.com, Definition: Formed in 1987 GFI provides competitive inter-dealer brokerage services in a multitude of global cash and derivatives markets, including credit derivatives and fixed income, foreign exchange and financial derivatives, equity, energy and commodities.

⁴² Vgl. Murphy, J. J., Analyse 2006, S. 253, MACD: Technischer Indikator, der durch zwei Linien gekennzeichnet ist und durch Oszillation um die Nulllinie eine Trendrichtung vorgibt.

⁴³ Vgl. Murphy, J. J., Investor 1996, S. 100, zitiert aus: Wilder, W. J., Concepts 1978, RSI: Trendlinien, die zwischen 0 und 100 verläuft und somit Kauf- oder Verkaufsignale andeutet.

⁴⁴ Vgl. www.rwe.com, Bilanzkreismanagement o. J.

⁴⁵ Vgl. Messner, B., Döpke, S., Wege 2003, S. 26.

⁴⁶ Vgl. Messner, B., Döpke, S., Wege 2003, S. 26.

⁴⁷ Messner, B., Döpke, S., Wege 2003, S. 25.

⁴⁸ Vgl. Bozem, K., Friedrich, R., Halfmann, M., et al, Enerconomy 2001, S. 114f .

⁴⁹ Vgl. Eigene Grafik, in Anlehnung an: RWE, Portfoliomanagement 2006, S. 9. 10

⁵⁰ Vgl. Energiewirtschaftsgesetz 2001, § 2 Abs. 3, S. 11.

⁵¹ 1 TWh entspricht 1.000 GWh; 1 GWh entspricht 1.000 MWh; 1 MWh entspricht 1.000 kWh; 3.500 kWh entsprechen dem durchschnittlichen Jahresverbrauch eines Drei-Personen Haushalts.

⁵² Alle Werte des EVU sind mit einem gleichen Faktor berechnet worden. Dieser dient dazu, die Daten aus dem Geschäftsbericht zu anonymisieren.

⁵³ www.bhkw-infozentrum.de, Kraft-Wärme-Kopplung o. J.: „Kraft-Wärme-Kopplung ist die Nutzung der gleichzeitig bereitgestellten Elektrizität und Wärme.“

⁵⁴ Vgl. o.V., Geschäftsbericht 2006, S. 2ff.

⁵⁵ Vgl. Bozem, K., Friedrich, R., Halfmann, M., et al, Enerconomy 2001, S. 114f.

⁵⁶ Vgl. Schnabel, K., Elektrizitätsmarkt 1993, S 88.

⁵⁷ Vgl. Hasler, J., Schroeder, M., Synchronisation 2003, S. 63 in: emw, 5/03.

⁵⁸ Vgl. Schmidt, A., Stadtwerke 2002, S. 95.

⁵⁹ Vgl. Henseler, J., Wechselverhalten 2006, S. 2.

⁶⁰ Vgl. Henseler, J., Wechselverhalten 2006, S. 6.

⁶¹ Vgl. Stern, Energieversorger 2006, S. 17ff.

⁶² Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, Bundesstudie 2008, S. 19.

⁶³ Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, Bundesstudie 2008, S. 18.

⁶⁴ Billen, G., Wechsel-Botschaft 2008, in: www.vzbv.de.

⁶⁵ Vgl. Gabriel, S., Stromanbieter-Wechsel 2007, in: www.spiegel.de.

⁶⁶ Vgl. A.T. Kearney, Liberalisierung 2007, S. 10.

⁶⁷ Vgl. eigene Grafik in Anlehnung an: A.T. Kearney, Liberalisierung 2007, S. 10.

⁶⁸ Vgl. Stern, Energieversorger 2006, S. 27.

⁶⁹ Vgl. Henseler, J., Wechselverhalten 2006, S. 6; VDEW, Wechsleranteil 2007, S. 11; Verbraucherzentrale Niedersachsen e. V., Ergebnisse 2008, S. 10; Stern, Energieversorger 2006, S. 19.

⁷⁰ Vgl. Böcker, F., Helm, R., Marketing 2003, S. 301.

⁷¹ Ware

⁷² Vgl. Ockenfels, A., Markt 2008, in: www.handelsblatt.com.

⁷³ Vgl. Pfaffenberger, W., Scheele, U., Salge, K., Energieversorgung 1999, S. 43.

⁷⁴ Vgl. Mankiw, N. G., Volkswirtschaftslehre 2004, S. 68f; Böcker, F., Helm, R., Marketing 2003, S. 159.

⁷⁵ Vgl. Pindyck, R. S., Rubinfeld, D. L., Mikroökonomie 2005, S. 571.

⁷⁶ Böcker, F., Helm, R., Marketing 2003, S. 324.

⁷⁷ Vgl. Böcker, F., Helm, R., Marketing 2003, S. 324. 15

⁷⁸ Weitere Merkmale wie das ökologische Bewusstsein der Verbraucher oder die Versorgungssicherheit treten nach und nach in den Fokus, nehmen momentan aber noch keine entscheidende Rolle ein.

⁷⁹ Vgl. Gutenberg, E,. Grundlagen 1984, S. 247.

⁸⁰ Vgl. Gutenberg, E,. Grundlagen 1984, S. 245f.

⁸¹ Vgl. Schumann, J., Meyer, U., Ströbele, W., Grundzüge 1999, S. 316f.

⁸² Vgl. Gutenberg, E., Grundlagen 1984, S. 253ff.

⁸³ Vgl. Gutenberg, E., Grundlagen 1984, S. 251f.

⁸⁴ Gutenberg, E., Grundlagen 1984, S. 252.

⁸⁵ Vgl. Gutenberg, E,. Grundlagen 1984, S. 245f.

⁸⁶ Vgl. RWE, Optimierung 2006, S. 1.