Beschaffungs- und Portfoliostrategien für Stadtwerke im liberalisierten Gasmarkt


Bachelorarbeit, 2014

66 Seiten, Note: 1,3


Leseprobe


Inhaltsverzeichnis

II. Abkürzungsverzeichnis

III. Tabellenverzeichnis

IV. Abbildungsverzeichnis

1. Einleitung

2. Bedeutung und Eigenschaften von Erdgas
2.1. Erdgasarten
2.2. Erdgasaufkommen und Importabhängigkeiten
2.3. Erdgasverbrauch
2.3.1. Verwendung und Einsatzzwecke

3. Nationaler Gasmarkt
3.1. Marktstruktur
3.1.1. Marktgebiete
3.1.2. Virtuelle Handelspunkte
3.2. Marktrollen
3.3. Rechtliche Rahmenbedingungen

4. Europäischer Gasmarkt
4.1. Energiebinnenmarkt
4.2. Netzkodizes

5. Gasbeschaffung und Portfoliomanagement
5.1. Funktionsweise Energiehandel
5.1.1. OTC-Handel
5.1.2. EEX Börsenhandel
5.1.3. ECC Clearinghaus
5.1.4. Handelbare Produkte
5.2. Prognose
5.2.1. Marktanalysen und Preisprognosen
5.2.2. Absatzprognosen
5.3. Risikomanagement
5.3.1. Risikoidentifizierung
5.3.2. Risikomessung
5.3.3. Risikolimitierung und -überwachung
5.3.4. Risikoreporting
5.4. Beschaffungsmethoden
5.4.1. Tranchenmodelle
5.4.2. Back-to-Back Beschaffung
5.5. Beschaffungsmodelle
5.5.1. Vollversorgung
5.5.2. Vertragsbewirtschaftung
5.5.3. Portfoliomanagement ohne eigene Handelsaktivität
5.5.4. Portfoliomanagement mit eigener Handelsaktivität

6. Fazit

V. Literaturverzeichnis

Abstract

Die vorliegende Arbeit beschäftigt sich mit möglichen Beschaffungsstrategien für Stadtwerke in der Gaswirtschaft. Bedingt durch die Volatilität der Energiemärkte sowie sinkender Margen bei der Endkundenversorgung, rückt die Erdgasbeschaffung zunehmend in den Fokus der Energieversorger. Zu Beginn wird auf die grundsätzliche Bedeutung des Energieträgers eingegangen und die Importabhängigkeit zu anderen Fördernationen aufgezeigt. Anschließend beschreibe ich, im Hinblick auf die Erdgasbeschaffung, die bestehenden nationalen und europäischen Rahmenbedingungen und zeige zukünftige Entwicklungen auf. Nachfolgend erläutere ich die Funktionsweise des Erdgashandels in Deutschland und stelle die handelbaren Produkte dar. Weitere relevante Themen wie die Prognosemethoden und die Funktionsweise des Risikomanagements werden ebenfalls erläutert. Schlussendlich stelle ich die verschiedenen Beschaffungsmodelle vor und zeige die jeweiligen Vor- und Nachteile sowie die Eignung für ein Stadtwerk auf

II. Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

III. Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Übersicht Gasqualität

Tabelle 2: Market-Maker an der EEX

Tabelle 3: Eigenschaften von Termingeschäften

IV. Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Herkunftsländer des Erdgasaufkommens in Deutschland

Abbildung 2: Regionale Verteilung des Gesamtpotenzials an Erdgas im Jahr 2012

Abbildung 3: Entwicklung PEV Erdgas (Einheit PJ)

Abbildung 4: Funktionsweise Power-to-Gas Verfahren

Abbildung 5: Struktur der deutschen Gaswirtschaft

Abbildung 6: Nutzen von Gasspeichern

Abbildung 7: Überblick über das Zusammenspiel der Marktrollen

Abbildung 8: Zusammenhang der rechtlichen Rahmenbedingungen

Abbildung 9: OTC-Handelsvolumen in Deutschland 2011 / 2012

Abbildung 10: EEX Handelsvolumen am Spot- und Terminmarkt 2011 / 2012

Abbildung 11: Vergleich des Terminmarktpreises EGIX mit dem NCG Spotmarkt-Tagesreferenzpreises für das Jahr 2013

Abbildung 12: Unterscheidung OTC- / Börsenhandel

Abbildung 13: Einflussfaktoren auf den Erdgaspreis

Abbildung 14: Risikomanagementprozess-Kreislauf

Abbildung 15: Stop-Loss-Limit Cal15

Abbildung 16: Horizontales Tranchenmodell

Abbildung 17: Vertikales Tranchenmodell

Abbildung 18: Ausprägungsmerkmale der unterschiedlichen Beschaffungsmodelle

Abbildung 19: Lastgang eines Musterstadtwerkes

Abbildung 20: Vergleich Formel- vs. Spotmarktpreise

Abbildung 21: Vergleich Indexierung im Stadtwerke-Portfolio 2010 vs. 2012

Abbildung 22: Vor- und Nachteile bei Vollversorgungsverträgen

Abbildung 23: Portfoliozerlegung im Mehrlieferantenmodell

Abbildung 24: Vor- und Nachteile Vertragsbewirtschaftung

Abbildung 25: Portfoliozerlegung im PFM-Modell

Abbildung 26: Vor- und Nachteile Portfoliomanagement

Abbildung 27: Vor- und Nachteile PFM mit eigener Handelsaktivität

1. Einleitung

Seit dem Beginn der Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte im Jahr 1998 ergaben sich weitreichende Veränderungen für den deutschen Energiemarkt. Der Gasmarkt entwickelte sich anfangs sehr schleppend und hing dem Strommarkt hinterher. In den letzten Jahren hat der Gasbereich jedoch stückweise aufgeholt und wesentliche Verbesserungen bei den Marktbedingungen bewirkt. Durch den Wegfall von Markthemmnissen und der Entstehung neuer Handelsplätze wurden Anreize für neue Marktteilnehmer geschaffen. Für Stadtwerke haben sich dadurch ebenfalls neue Möglichkeiten eröffnet. Da die früher üblichen Langfristverträge mittlerweile der Vergangenheit angehören, liegt es im Interesse eines Stadtwerks, die aktuelle Beschaffungsstrategie zu optimieren und sich im neuen Marktumfeld zu positionieren. Um zukünftig unterschiedlichen Kundensegmenten attraktive und wettbewerbsfähige Angebote unterbreiten zu können, ist es notwendig die Beschaffung so auszurichten, dass die Möglichkeit besteht an den Marktchancen zu partizipieren, flexibel auf Marktentwicklungen zu reagieren und schlussendlich die Beschaffungskosten zu minimieren.

Um grundlegend an das Thema heranzuführen wird im zweiten Kapitel die Bedeutung des Energieträgers Erdgas erläutert und dargestellt welche Importabhängigkeiten zu anderen Fördernationen bestehen. Des Weiteren werden die Verwendungsmöglichkeiten beschrieben und die Bedeutung für andere Märkte aufgeführt. Im dritten Kapitel wird auf die aktuelle Marktstruktur in Deutschland eingegangen und aufgezeigt, welche rechtlichen und prozessualen Voraussetzungen bestehen. Im Anschluss beschäftigt sich das vierte Kapitel mit dem europäischen Gasmarkt. Hierbei werden die Verordnungen erläutert, welche in der Vergangenheit und in der Zukunft wesentlichen Einfluss auf die Funktionsweise des Gasmarkts genommen haben und weiterhin nehmen werden.

In Kapitel 5 wird nun der eigentliche Gashandel thematisiert. Zunächst erfolgt die Darstellung in welcher Art, an welchen Orten und mit welchen Produkten Erdgas beschafft werden kann. Anschließend werden die Möglichkeiten bei der Prognose von Marktpreisen und des zukünftigen Absatzes erläutert, die einen wichtigen Einflussfaktor für eine erfolgreiche Beschaffung darstellen. Nachfolgend beschreibe ich die Funktionsweise des Risikomanagements und erläutere die einzelnen Schritte. Im Anschluss werden nun die bestehenden Beschaffungsmöglichkeiten für Stadtwerke aufgezeigt und von der Vollversorgung bis hin zum echten Portfoliomanagement die Charakteristik sowie die jeweiligen Vor- und Nachteile dargestellt. Schlussendlich werden im letzten Kapitel die wesentlichen Erkenntnisse der Arbeit zusammengefasst.

2. Bedeutung und Eigenschaften von Erdgas

2.1. Erdgasarten

Erdgas enthält gegenüber anderen fossilen Brennstoffen Vorteile, welche für eine Anwendung in verschiedenen Bereichen spricht. Es hat einen geringen CO²- und Treibhausgasausstoß und ist vielseitig einsetzbar. Weiterhin besteht eine bereits gut ausgebaute Transport- und Speicherinfrastruktur, die eine flexible Nutzung des Energieträgers ermöglicht.[1]

Grundsätzlich ist Erdgas ein brennbares Naturgas und besteht zu einem überwiegenden Teil aus Methan (CH4). Je nach Förderung unterscheidet man zwischen konventionellem und nicht-konventionellem Erdgas. Konventionelles Erdgas tritt oft in gleichen Lagerstätten wie Erdöl auf und kommt durch den natürlichen Lagerstättendruck an die Oberfläche.[2] In Deutschland sind nennenswerte Vorkommen in Niedersachsen zu finden. Da die deutsche Förderung mittlerweile ihr Maximum überschritten hat und kontinuierlich zurückgeht, besteht eine wachsende Importabhängigkeit zu verschiedenen Ländern. Unkonventionelles Erdgas wird nicht mit klassischen Fördertechniken gewonnen und wurde bislang nicht als kommerziell nutzbar angesehen. Neue Technologien und gestiegene Rohstoffpreise ermöglichen jedoch mittlerweile eine wirtschaftliche Förderung. Eine Art von unkonventionellem Erdgas ist das aus Tonstein gewonnene Schiefergas (shale gas). Beträchtliche Schiefergasvorkommen sind zu großen Teilen in Nordamerika zu finden. Nicht unerheblich sind jedoch die höheren Förderkosten und die entstehenden Umweltrisiken in Form von verschmutztem Grundwasser.[3]

In Deutschland werden ebenfalls Biogase verwendet, welche ähnliche Eigenschaften wie Erdgase haben. Biogase entstehen bei der Vergärung von Biomasse. Hierzu werden vor allem tierische Exkremente (Hühner-, Schweine- und Rindermist bzw. -gülle) sowie entsprechende Pflanzen (z.B. Energiemais) in einem mikrobakteriellen Umsetzungsprozess in Biogas umgewandelt. Um das gewonnene Biogas in das Erdgasnetz einspeisen zu können, bedarf es einer Aufbereitung des Methangehalts, welches für das entsprechende Netz erforderlich ist.[4]

Die Erdgasnetze in Deutschland sind in verschiedene Qualitätskategorien unterteilt. Je nach Herkunftsland und Förderungsart unterscheidet sich der Energiegehalt eines Gases. Da die Verwendung einer Gasqualität nicht substituierbar ist, wurde das Erdgasnetz in Deutschland auf die vorgegebenen Kategorien H und L-Gas ausgelegt.[5]

Tabelle 1: Übersicht Gasqualität

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung, Daten aus Konstantin, P. (2013), S. 222

2.2. Erdgasaufkommen und Importabhängigkeiten

Das Gesamtaufkommen von Erdgas betrug im Jahr 2012 in Deutschland 4.074 PJ. Bedingt durch die geringen eigenen Vorkommen wird der Großteil des Erdgases aus anderen Ländern importiert. Lediglich 9% (378 PJ) betrug das aus heimischer Förderung entstammende Erdgas. Überwiegend wurde das Erdgas aus der Russischen Föderation (35%) sowie von Norwegen (32%) und den Niederlanden (20%) importiert.[6] Das aus Deutschland und den Niederlanden entstammende Erdgas entspricht der Qualität L, hingegen das aus Russland und Norwegen stammende Gas der höherwertigen Qualität H zuzuordnen ist.[7]

Abbildung 1: Herkunftsländer des Erdgasaufkommens in Deutschland 2012

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: BMWi Kennzahlen 2013 – Tabelle 17, eigene Aufbereitung als Grafik

Da die Erdgasförderung in Deutschland und Europa ihr Maximum bereits überschritten hat, geht der Blick für die weiteren Reserven (nachgewiesen und wirtschaftlich gewinnbar) und Ressourcen (vermutet und unrentabel gewinnbar) immer weiter auf den weltweiten Markt. Wesentliche konventionelle Reserven sind in der Russischen Föderation, Afrika und dem Nahen Osten zu finden.[8] Die neu entstandenen nicht-konventionellen Erdgasvorkommen, vor allem aus Nordamerika, verbessern weiterhin die bisherige Angebotssituation und erhöhen die Versorgungssicherheit.

Das Erdgaspotenzial ist aus geologischer Sicht weiterhin in großen Mengen vorhanden und kann die weltweite Versorgung noch Jahrzehnte sicherstellen. Die statische Reichweite aufgrund der in 2012 geförderten Erdgasmenge ergibt eine Verfügbarkeit für die nächsten 57 Jahre (Reserven: 196 Bill. m³ / Förderung 2012: 3,4 Bill. m³).[9]

In Abbildung 2 ist das Gesamtpotenzial an Erdgas mit der regionalen Verteilung aus der BGR Energiestudie 2012 dargestellt.

Abbildung 2: Regionale Verteilung des Gesamtpotenzials an Erdgas im Jahr 2012

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: BGR – Energiestudie 2013 S. 24

Durch die leitungsgebundene Verteilung besteht eine Abhängigkeit zu Fördernationen, die eine Anbindung über Pipelines nach Deutschland gewährleisten können. Neben den bereits bestehenden Pipelinesystemen, die hauptsächlich den Kern der heutigen Versorgung sicherstellen, sind neue Pipelineprojekte in Planung, welche die zukünftige Versorgung garantieren und eine Erweiterung der Anbieter ermöglichen.[10]

Zusätzlich gibt es noch die Möglichkeit, der Bereitstellung von Erdgas in verflüssigter Form (Liquified Natural Gas, LNG). Durch die Abkühlung auf -161,5°C und den dadurch veränderten Aggregatszustand ist es möglich das Erdgas, welches somit auf ca. 1/600 seines ursprünglichen Volumens verkleinert wurde, in Tankern zu transportieren. Durch einen Rückumwandlungsprozess in Regasifizierungsanlagen kann es wieder ins Pipelinenetz eingespeist werden. Dieser Prozess ist jedoch mit entsprechenden Kostenaufschlägen verbunden, da durch die Umwandlungsverluste ca. 12 - 18% der Energie verloren geht. Viele asiatische Länder, in welchen keine Pipelineanbindungen bestehen, sind auf die Versorgung mit LNG angewiesen.[11]

2.3. Erdgasverbrauch

Erdgas ist ein breit einsetzbarer fossiler Primärenergieträger und findet hauptsächlich Anwendung im Wärme- und Strommarkt. Geringere Nutzung besteht in den Bereichen Verkehr als Kraftstoff für Kraftfahrzeuge und in der Kombination mit erneuerbaren Energien. Da die Erdgasnachfrage eine abgeleitete Nachfrage nach Energie ist, bestehen grundsätzlich Substitutionsmöglichkeiten zwischen weiteren Energieträgern.

Der Erdgasverbrauch in Deutschland lag im Jahr 2012 bei 2.953 PJ und hatte einen Anteil von 21,6% am gesamten Primärenergieverbrauch (PEV). Im Vergleich zum Vorjahr führte dies zu einer Steigerung um 1,4%. Da der Verbrauch von Erdgas sehr stark von klimatischen Bedingungen abhängt, ist mit diesen Zahlen eine Beurteilung der Erdgasentwicklung nur sehr vage möglich. Betrachtet man sich vergleichsweise den temperaturbereinigten Erdgasverbrauch, führte dieser zu einer Reduzierung von 2,3%.[12]

Hauptursache für den Rückgang ist der geringere Erdgasverbrauch zur Erzeugung von Elektrizität. Zum einen werden sie durch regenerative Energien ersetzt, da diese eine staatliche Förderung und gesetzlichen Einspeisevorrang genießen. Des Weiteren werden sie von Kohlekraftwerken verdrängt, welche durch gefallene Kohlepreise und niedrige Preise für Emissionszertifikate günstige Grenzkosten aufweisen. Um diese Korrelation zu bestätigen, zeigt folgende Abbildung die Entwicklung des PEV Erdgas im Vergleich des Einsatzes von Erdgas als Energieträger für die Stromerzeugung.

Abbildung 3: Entwicklung PEV Erdgas (Einheit PJ)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: BMWi (2013) Zahlen und Fakten Energiedaten - Tabelle 4 und 23, eigene Aufbereitung als Grafik

2.3.1. Verwendung und Einsatzzwecke

Im Wärmemarkt wird Erdgas zum Beheizen von Räumen, Aufbereiten von Warmwasser und zum Kochen verwendet. Weiterhin ist es ein Rohstoff für verschiedene Produktionsprozesse in der Industrie. Bei den Heizsystemen für Bestandsgebäude ist Erdgas der dominierende Energieträger und hat mittlerweile die Ölheizung als wichtigste Heiztechnologie verdrängt.[13] Für Gebäude im Neubau bestehen durch rechtliche Vorgaben (EEWärmeG) u.a. zur Gebäudedämmung wesentliche Einsparpotenziale, welche alternative Heizsysteme ebenfalls attraktiv machen (Blockheizkraftwerke, Wärmepumpen, Fernwärme).[14]

Im Stromsektor wird Erdgas auch zur Elektrizitätserzeugung verwendet. Durch den Betrieb von Gasturbinen- sowie Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerken (GuD) hatten sie im Jahr 2012 einen Anteil von 10,8% an der Gesamterzeugung von Elektrizität.[15] Die GuD-Kraftwerke weisen den höchsten elektrischen Wirkungsgrad mit 58% aller Kraftwerkstechnologien auf.[16] Die geringen Kapitalkosten und relativ hohen Brennstoffkosten machen die Gaskraftwerke hauptsächlich für den Mittellast- (2.000 – 5.000 Vollaststunden) und den Spitzenlastbereich (< 2.000 Vollaststunden) attraktiv. Durch die Möglichkeit das Kraftwerk schnell regeln zu können, sind sie in der Lage, die durch fluktuierende Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien auftretenden Lastspitzen ausgleichen zu können.[17]

Im Verkehrssektor kommt Erdgas in flüssiger und komprimierter Form (Compressed Natural Gas, CNG) zur Anwendung. Weit verbreiteter ist jedoch das Autogas (Liquefied Petroleum Gas, LPG), welches aber kein Erdgas im engeren Sinne darstellt.[18] Wesentliche Vorteile sind der geringere Treibhausgasausstoß und die niedrigeren Kraftstoffkosten, welche durch steuerliche Vergünstigungen in Form eines ermäßigten Energiesteuersatzes, vom Staat subventioniert werden. Nachteile dieses Kraftstoffes sind die kürzere Reichweite, bedingt durch die geringere volumenbezogene Energiedichte. Ebenfalls notwendig ist eine entsprechende Infrastruktur (Tankstellen), welche nicht flächendeckend vorhanden ist. Im Jahr 2012 fällt die Nutzung dieses Kraftstoffs mit 0,42% des Endenergieverbrauchs von Naturgas in Deutschland auch dementsprechend gering aus.[19] Erdgas als Antriebstreibstoff trägt zur Diversifizierung bei und könnte grundsätzlich Wegbereiter für zukünftige gasförmige Alternativkraftstoffe, wie Biomethan oder regenerativem Wasserstoff, sein.[20]

Im Bereich der Erneuerbaren Energie hat Erdgas durch seine technischen Eigenschaften und der flexiblen Nutzung verschiedene Möglichkeiten, welche es als Brückentechnologie für den Übergang von der fossilen auf die regenerative Stromerzeugung befähigt. Weiterhin kann das Erdgasnetz dazu genutzt werden, überschüssigen Ökostrom zu speichern. Über ein Elektrolyseverfahren wird der Strom in Wasserstoffatome aufgespalten und kann durch Zugabe von Kohlendioxid (CO²) methanisiert und ins Gasnetz eingespeist werden. Diese Technologie wird als Power-to-Gas bezeichnet. Bei der Umwandlung von Strom zu Wasserstoff kann die Energie mit einem Wirkungsgrad von 64 – 77% transformiert werden. Im Falle einer Rückumwandlung in Strom liegt jedoch der Gesamtwirkungsgrad nur bei 30 – 38%. Aufgrund dieses geringen Wirkungsgrades wird die Technologie noch nicht als wirtschaftlich angesehen. Selbst eine Nutzung im Wärmemarkt wird als nicht vielversprechend bewertet, da Wasserstoff nur in geringer Beimischungsmenge in Erdgasnetzen transportiert werden kann. Für die Anwendung dieses Verfahrens sprechen die Möglichkeiten der Nutzung von vorhandener Infrastruktur (Pipelines, Speicher, Kraftwerke) sowie die Reduzierung der Importabhängigkeit des Energieträgers.[21] Folgende Abbildung veranschaulicht die generelle Funktionsweise einer Power-to-Gas Anlage.

Abbildung 4: Funktionsweise Power-to-Gas Verfahren

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Sterner, Prof. Dr.-Ing. M. (2009). Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems. S.106

Da zukünftig Speichertechnologien im Strommarkt immer wichtiger bzw. zwingend notwendig werden, bedarf es Anreizmechanismen, um eine ökonomische Nutzung des Power-to-Gas Verfahrens gewährleisten zu können.[22]

3. Nationaler Gasmarkt

3.1. Marktstruktur

Der deutsche Gasmarkt besteht im Allgemeinen aus drei Gruppen von Marktakteuren. Zum einen aus überregionalen Ferngasunternehmen, welche für die inländische Erdgasförderung und den Import von ausländischem Erdgas zuständig sind. Weiterhin gibt es regionale Ferngasunternehmen sowie regionale Weiterverteiler, die für den Transport und die Verteilung verantwortlich sind. Zusätzlich existieren noch weitere Akteure, wie Händler, die Gas an ausländischen Börsen oder direkt von den Produzenten beziehen sowie die Gruppen der Endkunden.[23]

Abbildung 5: Struktur der deutschen Gaswirtschaft

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Monopolkommission: Energie 2009, S. 82

Das Ferngastransportnetz ist durch vertragliche Fixierung der Importmengen und um eine zeitliche Auslastung sicherstellen zu können, auf konstante Gasflüsse ausgelegt. Durch die weite räumliche Entfernung zu den ausländischen Förderunternehmen, die mittlerweile 91% (u.a. Russland mit 35%)[24] des Erdgasaufkommens bereitstellen, ist eine kurzfristige Einflussnahme auf das Gasangebot nicht möglich. Dies wäre jedoch notwendig, um regionale Nachfrageschwankungen ausgleichen zu können. Da die Bereitstellung von Gas durch die überregionalen Ferngasgesellschaften somit nur bedingt flexibel ist, bedarf es eines Ausgleichsmechanismus, welcher die zeitliche Entkopplung der Produktion vom Verbrauch gewährleistet. Dies erfolgt durch die Nutzung von Gasspeichern. Hierzu werden, um die saisonal, wochentäglich und stündlich schwankende Nachfrage sowie das unflexible Angebot ausgleichen zu können, verschiedene Arten von Speichern eingesetzt, welche sich durch ihre technischen und ökonomischen Eigenschaften für unterschiedliche Funktionen in der Gasspeicherung eignen. Hauptsächlich erfolgt die Erdgasspeicherung in überirdischen Gasbehältern, in Untertagespeichern und in begrenztem Umfang direkt im Gasnetz.[25]

Um einen uneingeschränkten Zugang für alle Marktteilnehmer gewährleisten zu können, sind die Speicherbetreiber nach § 28 EnWG dazu verpflichtet, anderen Unternehmen den Zugang zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen zu garantieren. Aus dem Monitoringbericht der Bundesnetzagentur für das Jahr 2013 geht jedoch hervor, dass der Zugang zu den Speichern nur begrenzt möglich ist, da ein Großteil der Kapazitäten bereits an einzelne Unternehmen vermarktet sind. Bei der durchschnittlichen Kundenzahl der Speicherbetreiber (2011: 5,0; 2012: 5,4) ist zwar eine leicht ansteigende Tendenz zu den Vorjahren erkennbar, dennoch hat über ein Drittel der Speicherunternehmen nur einen Kunden aufzuweisen.[26] Zusammenfassend ergeben sich durch den Einsatz von Gasspeichern folgende Möglichkeiten:

Abbildung 6: Nutzen von Gasspeichern

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Borchert, Dr. J. u.a. (2009) S. 284

3.1.1. Marktgebiete

In Deutschland findet der Handel und Transport von Erdgas in Marktgebieten statt. In einem Marktgebiet sind alle Netzgebiete verschiedener, vertikal und horizontal netztechnisch miteinander verbundener Netzbetreiber enthalten.[27] Somit setzt sich ein Marktgebiet aus überregionalen Ferngasnetzbetreibern, regionalen Ferngasnetzbetreibern und den örtlichen Weiterverteilern zusammen. Die Verknüpfung der Netzgebiete miteinander erfolgt über die verschiedenen Netzkoppelpunkte der verbundenen Teilnetze.[28] Demzufolge umfasst ein Markgebiet alle Einspeise- und Ausspeisepunkte der enthaltenen Netzgebiete.

Aktuell bestehen in Deutschland, von ursprünglich 28 Markgebieten, seit 01.10.2011 nur noch zwei qualitätsübergreifende Marktgebiete:

- NetConnect Germany GmbH & Co. KG (NCG)
- Gaspool Balancing Services GmbH (GPL)

Die qualitätsübergreifende Marktgebietskooperation ermöglicht es den Marktteilnehmern, in einem Marktgebiet sowohl H- als auch L-Gasmengen zu handeln, obwohl physikalisch keine Vereinbarkeit besteht und somit zwei getrennte Netze vorhanden sein müssen.[29]

Der Vorteil von großen Markgebieten liegt in der Diversifikation der Anbieter und Nachfrager. Je größer die Anzahl der Marktteilnehmer, desto liquider ist der Markt und besser sind die Wettbewerbsbedingungen. Des Weiteren ist der Abwicklungsaufwand geringer und die Zugangsbedingungen flexibler.

Für den Handel von Erdgas existieren innerhalb eines Marktgebietes keine Kapazitätsbeschränkungen, d.h. alle Kapazitäten können flexibel genutzt werden.[30] Verantwortlich dafür ist das Entry-Exit Netznutzungsmodell. Dies ist in § 20 EnWG Absatz 1b folgendermaßen beschrieben: “Zur Ausgestaltung des Zugangs zu den Gasversorgungsnetzen müssen Betreiber von Gasversorgungsnetzen Einspeise- und Ausspeisekapazitäten anbieten, die den Netzzugang ohne Festlegung eines transaktionsabhängigen Transportpfades ermöglichen und unabhängig voneinander nutzbar und handelbar sind. …“. Um diese Regelung nutzen zu können, bedarf es für jedes Marktgebiet des Abschlusses eines Einspeisevertrags beim Netzbetreiber, in dessen Netz eine Einspeisung von Gas vorgenommen wird bzw. eines Ausspeisevertrags mit dem Netzbetreiber, in dessen Netz eine Ausspeisung von Gas erfolgen soll (Zweivertragsmodell). Hiermit wird erreicht, dass neue Transportkunden nicht diskriminiert werden, indem sie ein höheres Netzentgelt zu entrichten haben, als bestehende Netznutzer, welche Ihre gegenläufigen Gasflüsse saldieren konnten.[31] Durch die Anwendung dieses Modells wurden die Voraussetzungen für einen zentralen Handelsplatz geschaffen, der den wiederholten An- und Verkauf von Mengen ohne Zusatzkosten unterstützt. Ebenfalls trug er zu einer Steigerung der Anzahl von Marktteilnehmern und somit zu einer Stärkung des Wettbewerbs bei.

3.1.2. Virtuelle Handelspunkte

Jedes Marktgebiet verfügt über einen virtuellen Handelspunkt (VHP), an welchem qualitätsübergreifende Gasmengen ohne Kapazitätsbuchungen gehandelt werden können.[32] Dieser Handelspunkt ist rein virtuell und keinem physischen Ein- oder Ausspeisepunkt zugeordnet. Am VHP erfolgt somit die Trennung zwischen dem physischen Transport und dem bilanziellen Handel. Der Kauf und Verkauf erfolgt nach der Ein- und vor der Ausspeisung durch Übertragung der Gasmengen zwischen den Bilanzkreisen.[33] Voraussetzung ist der Abschluss eines gültigen Bilanzkreisvertrages. Neben den beiden deutschen Handelspunkten (NCG, GPL) existieren in Europa folgende weitere liquide VHP:

- Title Transfer Facility (TTF) in den Niederlanden
- National Balancing Point (NBP) in Großbritannien
- Zeebrugge Hub (ZEE) in Belgien

Zur Teilnahme am Handel mit Erdgas ist ein Bilanzkreis erforderlich. Dieser Bilanzkreis enthält die Ein- und Ausspeisepunkte der zugeordneten Transportkunden bzw. Lieferanten. In einem Bilanzkreis werden alle eingebrachten und entnommenen Gasmengen aggregiert und anschließend saldiert. Besteht eine Unter- oder Überdeckung des Bilanzkreises, d.h. wurden zu viel oder zu wenig Gas eingestellt bzw. abgenommen, erfolgt durch den Marktgebietsverantwortlichen Netzbetreiber (MGV, siehe nachfolgendes Kapitel 3.2) eine Abrechnung der Differenzmengen mit Ausgleichsenergiepreisen. Zweck eines Bilanzkreises ist somit die Feststellung und Abrechnung von Abweichungen sowie die Übertragung von Gasmengen am virtuellen Handelspunkt.[34]

3.2. Marktrollen

Um die dargestellte Marktstruktur und die Kommunikation zwischen den Marktpartnern abwickeln zu können, wurden verschiedene Marktrollen eingeführt. Diese Marktrollen beinhalten unterschiedliche Verantwortungsbereiche und orientieren sich an einheitlich vorgegebenen Geschäftsprozessen. Grundsätzlich ist es möglich, dass ein Unternehmen mehrere Marktrollen verantwortet.

Im deutschen Gasmarkt werden derzeit folgende Marktrollen unterschieden:[35]

- Markgebietsverantwortlicher Netzbetreiber (MGV)
- Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)
- Transportkunde (TK)
- Letztverbraucher (LV)
- Netzbetreiber (NB) in der Ausprägung:
- Ausspeisenetzbetreiber (ANB)
- Einspeisenetzbetreiber (ENB)
- Fernleitungsnetzbetreiber (FNB)
- Speicherbetreiber (SSO)
- Biogas-Einspeiser
- Messdienstleister (MDL)

Nachfolgend beschreibe ich die wichtigsten Marktrollen und deren Verantwortungsbereich.

Der Marktgebietsverantwortliche Netzbetreiber wird von den FNBs eines Marktgebietes benannt und erbringt, nach § 2 GasNZV Nr. 11, Leistungen, welche zur Verwirklichung einer effizienten Abwicklung des Gasnetzzugangs in einem Marktgebiet erforderlich sind. Darunter fallen Aufgaben, wie die Beschaffung und Steuerung des Regelenergieeinsatzes[36] und die Bilanzkreisabwicklung im Marktgebiet. Hierzu ermöglicht er die Bildung von Bilanzkreisen und stellt die Bilanzierung und Abrechnung dieser sicher. Weiterhin bildet und verantwortet er den virtuellen Handelspunkt.[37]

Der Bilanzkreisverantwortliche ist gegenüber dem MGV für die Bewirtschaftung und Abwicklung seines Bilanzkreises zuständig. Da er die wirtschaftliche Verantwortung für entstehende Abweichungen trägt, muss er folglich darauf achten, dass in seinem Bilanzkreis ein ausgeglichenes Verhältnis zwischen Ein- und Ausspeisungen besteht. Dies wird gewährleistet, indem die Produktion und die gekauften Mengen den Verbrauch der Transportkunden zu jedem Zeitpunkt abdecken. Der Transportkunde ist für die Belieferung von Letztverbrauchern in den Marktgebieten zuständig. Um die Erdgasmengen an die Endkunden durchleiten zu können, ist es notwendig einen Ein- oder Ausspeise- bzw. Lieferantenrahmenvertrag mit den jeweiligen Netzbetreibern abzuschließen.[38]

Der Netzbetreiber untergliedert sich in die Marktrollen des Fernleitungs-, Einspeise- und des Ausspeisenetzbetreibers. Der FNB stellt den Netzzugang durch die Buchung der Entry-/Exit-Kapazitäten sicher. Der ENB ist für jegliche Einspeisung von Erdgas zuständig, d.h. Einspeisungen durch einen Speicher, eine LNG-Station, eine Biogasanlage oder durch in-/ ausländische Produktionsanlagen. Der ANB verantwortet die physikalische Versorgung der Letztverbraucher in seinem Netzgebiet.[39]

Nachfolgende Abbildung zeigt das Zusammenspiel der Marktrollen und stellt die entsprechenden vertraglichen Beziehungen dar.

Abbildung 7: Überblick über das Zusammenspiel der Marktrollen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden Bilanzkreismanagement Gas S. 14

3.3. Rechtliche Rahmenbedingungen

Grundlagen für das Zusammenspiel der Marktrollen im aktuellen Gasmarkt sind unterschiedliche Gesetzes- und Prozessvorgaben, welche durch verschiedene Behörden und Verbände entwickelt und verabschiedet wurden. Maßgeblichen Einfluss auf die rechtlichen Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft hat die Bundesnetzagentur (BNetzA). Ziel der BNetzA ist die Förderung des Wettbewerbs und die Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs in den regulierten Sektoren Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen. Weiterhin ist Ihre Aufgabe die Einhaltung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und ihrer Ver-ordnungen sicherzustellen.

Im EnWG sind übergreifende Regelungen für die Energiewirtschaft enthalten. Ziele dieses Gesetzes sind u.a.:[40]

- „…die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze zur Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas.“
- „…die Bereitstellung einer möglichst sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.“

Weiter spezifiziert werden verschiedene Regelungen in der Gasnetzzugangs-verordnung (GasNZV). Hauptsächliche Ziele dieser Verordnung sind die Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs sowie die Vorgabe von Rahmen-bedingungen für die Zusammenarbeit der Gasversorgungsnetzbetreiber.[41]

Um verschiedenen Marktentwicklungen entgegenzuwirken und neue Umsetzungs-vorgaben durch die Europäische Kommission im nationalen Recht zu berücksichtigen, entwickelte die BNetzA unterschiedliche Verordnungen, welche ebenfalls Einfluss auf die geltende Rechtslage haben. Folgende Verordnungen wurden mittlerweile verabschiedet und müssen beachtet werden:

- Grundmodell für Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas)
- Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas (GeLi Gas)
- Kapazitätsregelungen und Auktionsverfahren im Gassektor (KARLA Gas)
- Konvertierungssystem in qualitätsübergreifenden Gasmarktgebieten

(Konni Gas)

Da die Gasnetzbetreiber nach § 20 Abs. 1b EnWG verpflichtet sind, „… untereinander in dem Ausmaß verbindlich zusammenzuarbeiten, das erforderlich ist, damit der Transportkunde zur Abwicklung eines Transports auch über mehrere, durch Netzkopplungspunkte miteinander verbundene Netze nur einen Einspeise- und einen Ausspeisevertrag abschließen muss...“ sowie nach § 8 Abs. 6 GasNZV angehalten werden eine Kooperationsvereinbarung abzuschließen „… in der sie die Einzelheiten ihrer Zusammenarbeit regeln, die notwendig sind, um einen transparenten, diskriminierungsfreien, effizienten und massengeschäftstauglichen Netzzugang zu angemessenen Bedingungen zu gewähren…“ wurde, um dieser Vorgabe nachzukommen, von den in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzbetreibern, durch die Verbände BDEW, VKU und GEODE, eine Kooperationsvereinbarung (KoV) entwickelt, welche alle einfließenden Rechtsgrundlagen berücksichtigt. In dieser Vereinbarung sind konkrete Rechte und Pflichte verankert sowie detaillierte Leitfäden und genormte Standardverträge, die von allen beteiligten Marktteilnehmern angewendet werden müssen.

Die entwickelten Leitfäden enthalten zu folgenden Themenschwerpunkten standardisierte Prozessabläufe sowie genormte Nachrichtenformate und Datenaustauschregelungen[42]:

- Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas
- Leitfaden Abwicklung von Standardlastprofilen Gas
- Leitfaden Sicherheitsleistungen und Vorauszahlungen im deutschen Gasmarkt
- Leitfaden Bilanzierung Biogas
- Leitfaden Kostenwälzung Biogas
- Leitfaden Marktraumumstellung

Ebenso gelten folgende Standardverträge[43]:

- Ein- / Ausspeisevertrag bzw. Lieferantenrahmenvertrag
- Bilanzkreisvertrag / Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen
- Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag Biogas /
- Einspeisevertrag Biogas

Nachfolgende Abbildung verdeutlicht den Zusammenhang der rechtlichen Grundlagen sowie der für die Erstellung verantwortlichen Parteien.

Abbildung 8: Zusammenhang der rechtlichen Rahmenbedingungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung

4. Europäischer Gasmarkt

4.1. Energiebinnenmarkt

Die bisherige Entwicklung des nationalen Gasmarktes wurde durch Richtlinien und Vorgaben geprägt, welche durch die Europäische Kommission entwickelt und verabschiedet wurden. Ziel der EU ist es, einen Energiebinnenmarkt für Elektrizität und Erdgas zu schaffen, welcher wettbewerbsfähig, integriert und liquide ist sowie Strukturen bietet, damit die Energieflüsse dorthin gelangen, wo sie gebraucht werden.[44] Um dies zu erreichen wurden seit Mitte der 90er Jahre mehrere Verordnungen erlassen, welche die Weichen für einen europäischen Energiebinnenmarkt gestellt haben.

Die von der EU entwickelten Energiebinnenmarktpakete stellen die Grundlage für die Umsetzung in nationales Recht dar. Die bisher umgesetzten Verordnungen haben folgende fundamentale Punkte der heutigen Energiewirtschaft geprägt:

- Vollumfängliche Marktöffnung, freie Wahl des Energielieferanten
- Diskriminierungsfreier Netzzugang
- Schaffung nationaler Regulierungsbehörden
- Entflechtungsvorschriften für vertikal-integrierte

Ebenso wurden die Großhandelsmärkte liquider und transparenter. Da speziell die Wettbewerbsintensität des Gasmarktes im Vergleich zum Strom niedriger ist und der Handel sich besonders auf einzelne Zonen und kooperierende Fernleitungsnetze konzentriert, sind weitere Anpassungen erforderlich. Die zuletzt veröffentlichte Verordnung, das mittlerweile dritte Energiebinnenmarktpaket, beinhaltet Regelungen, um die Wettbewerbsbedingungen auf den Energiemärkten weiter zu verbessern sowie das Zusammenwachsen der europäischen Energiemärkte zu unterstützen. Konkret soll dies erreicht werden, indem die Energienetze durch Ausbau der Netzverknüpfungspunkte zwischen den EU-Mitgliedsstaaten erweitert werden. Dies dient als Voraussetzung für einen grenzüberschreitenden Handel und Transport von Strom und Gas.[45] Weiterhin wurde eine europaweit zentrale Regulierungsagentur (ACER) geschaffen, die eine verstärkte Kooperation der nationalen Regulierungsbehörden untereinander sicherstellen soll. Weitere Aufgabe von ACER ist die Entwicklung von Rahmenleitlinien, die einen Beitrag zur beschleunigten Integration der grenzüberschreitenden Großhandelsmärkte leisten sollen.[46] Die konkrete Umsetzung der Rahmenleitlinien erfolgt durch Erstellung von Netzkodizes, welche vom Verbund der europäischen Fernleitungsnetzbetreiber (ENTSO-G) entworfen und durch ACER geprüft und verabschiedet werden. Der Verbund ENTSO-G besteht aus den FNBs der EU-Mitgliedsländer und hat das Ziel, die Bildung eines gesamteuropäischen Fernleitungsnetzes zu forcieren.[47]

4.2. Netzkodizes

Die Netzkodizes (NC) sollen somit im Grund die Bereitstellung und Handhabung des konkreten und transparenten Zugangs zu den Fernleitungsnetzen über die Grenzen hinweg sicherstellen sowie eine abgestimmte, ausreichend zukunftsorientierte Planung und technische Entwicklung des Fernleitungsnetzes ermöglichen. Um dies zu erreichen, wurden bisher verschiedene Netzkodizes entwickelt, welche mehrere Stufen durchlaufen müssen bis sie endgültig verabschiedet werden und anschließend von den nationalen Regulierungsbehörden in nationales Recht umgewandelt werden können.

Zurzeit bestehen folgende Netzkodizes im Gasbereich bzw. werden aktuell entwickelt und abgestimmt:[48]

- Kapazitätszuweisungsmechanismus
- Verfahren für das Engpassmanagement
- Erdgasausgleich
- Interoperabilität

Nachfolgend beschreibe ich die einzelnen Bereiche, die durch die Netzkodizes angepasst werden sollen und stelle die entsprechenden Auswirkungen dar.

Die Verordnung über die Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen soll den transparenten und diskriminierungsfreien Zugang zur Gasinfrastruktur, insbesondere zu Fernleitungskapazitäten stärken, um einen wirksamen Wettbewerb und liquidere Märkte zu generieren. Ebenso wird dadurch eine Vereinheitlichung der nationalen Vorschriften aller Mitgliedsstaaten erreicht, die es den Transportkunden ermöglicht, gleiche Zugangsbedingungen vorzufinden und somit einen ungehinderten Gasfluss innerhalb der Europäischen Union nutzen zu können. Konkret bedeutet dies für die Marktteilnehmer, dass sie die Kapazitäten durch ein transparentes und faires Auktionsverfahren erwerben können. Die Auktionen werden gleichzeitig, nach gleichen Regeln und für standardisierte Produkte durchgeführt. Dadurch wird potenziellen Netznutzern ermöglicht, in Europa diskriminierungsfrei Zugang zu Gasfernleitungen erlangen zu können. Diese Verordnung wurde bereits verabschiedet und tritt zum 01. November 2015 in Kraft.[49]

Der Netzkodize zur Vermeidung von Engpässen in den europäischen Gasfernleitungen (Verfahren für das Engpassmanagement) befindet sich zurzeit noch im Entwurf bzw. in der Konsultation. Grundsätzlich sind darin Leitlinien enthalten, welche die Nutzung einer reservierten Kapazität durch ein Unternehmen dahingehend einschränkt, dass die Kapazitäten verfallen, falls diese nicht vollumfänglich genutzt werden („use it or lose it“). Damit wird ermöglicht, dass die Markteilnehmer von ihren reservierten Kapazitäten weitaus effizienter Gebrauch machen oder andere Unternehmen die nicht genutzten Kapazitäten am Markt erwerben können. Diese Regelung trägt ebenfalls zu einem offenen und integrierten Erdgasmarkt bei.[50]

Im Netzkodize zum Erdgasausgleich, werden Regelungen definiert, welche EU-weit geltende Grundsätze enthalten, die Ausgleichsmechanismen für Fernleitungsnetze festlegen. Zurzeit bestehen in Europa keine einheitlichen und transparenten Regelungen für den flexiblen Ausgleich eines Gasportfolios. In verschiedenen Märkten werden unterschiedliche Regelungen angewendet, welche bereits etablierte Betreiber festigt und neuen Marktteilnehmern den Eintritt in den Markt erschwert. Konkret soll dieser Netzkodize den Netznutzer transparenter über ihre Portfolioabweichungen informieren und den flexiblen Zugang zu den Großhandelsmärkten erleichtern, um Bilanzkreisabweichungen zeitnah feststellen und ausgleichen zu können. Diese Regelungen werden in naher Zukunft auch Einfluss auf den deutschen Gasmarkt haben. Bereits abzusehen sind Änderungen, welche die Gasbilanzierung, die Datenbereitstellung sowie den Regel- und Ausgleichsenergiemarkt betreffen. Von den zuständigen Verbänden wurde bereits festgestellt, dass ein Großteil der Regelungen mit der in Deutschland bestehenden Verordnung GABi Gas kompatibel ist. Jedoch wird es notwendig sein, verschiedene Änderungen an dieser Verordnung vorzunehmen, da durch Vorgaben bei der Informationsbereitstellung, dem untertägigen Anreizsystem, den Ausgleichsenergiepreisen, der Regel- und Ausgleichsenergieumlage und den Nominierungsfristen am VHP Unterschiede bestehen. Durch die Änderungen ergeben sich hauptsächlich für die Netzbetreiber entsprechende Pflichten in der Datenbereitstellung von Messwerten und für die Lieferanten Chancen zur Optimierung ihrer Bilanzkreisabweichungen. Durch Anreizmechanismen, um Bilanzkreise auch untertägig ausgeglichen zu halten, können die FNBs ihren Regelenergiebedarf senken und die frei werdenden Kapazitäten am Großhandelsmarkt anbieten, welche wiederum dessen Liquidität weiter erhöht.[51]

Die Regelungen zum Netzkodize Interoperabilität betreffen hauptsächlich die Kommunikation der FNBs untereinander. In diesem Netzkodize werden einheitlich Datenaustauschformate und Kommunikationswege festgelegt, um die Abläufe zu optimieren.

Zusammenfassend ist zu erwähnen, dass die Umsetzung des Dritten Energiebinnenmarkpaketes weit fortgeschritten ist und bereits heute zu Verbesserungen geführt hat. Die Entwicklung und Anwendung der Netzkodizes wird weiterhin einen großen Teil zur Vermeidung von Marktfehlverhalten ausmachen und dazu beitragen einen vollumfänglichen europäischen Energiebinnenmarkt zu schaffen.

5. Gasbeschaffung und Portfoliomanagement

5.1. Funktionsweise Energiehandel

Durch die Schaffung der rechtlichen Voraussetzungen für einen vollständig liberalisierten Gasmarkt, hat der wettbewerbliche Handel entscheidend an Bedeutung gewonnen. Je vielfältiger die Möglichkeiten der kurz- und langfristigen Gasbeschaffung sind, desto weniger sind die EVU darauf angewiesen, langfristige Lieferverträge abzuschließen. Sie sind dadurch in der Lage an aktuellen Marktentwicklungen zu partizipieren und können somit günstigere Endkundenpreise realisieren. Die Handelsgeschäfte in Deutschland können zum einen an der Energiebörse EEX (European Energy Exchange) und durch den außerbörslichen OTC-Handel (over-the-counter) abgewickelt werden. Wesentliche Aufgabe der EEX ist die Sicherstellung eines transparenten, finanziell, rechtlich und technisch sicheren Marktplatzes für den Handel mit Energieprodukten.[52] Der Großteil des Erdgashandels wird jedoch über OTC durchgeführt. Aus dem Monitoringbericht 2013 der Bundesnetzagentur geht hervor, dass über die EEX lediglich 3% der Handelsgeschäfte getätigt wurden, hingegen über OTC der Großteil von 97%.[53]

5.1.1. OTC-Handel

Der außerbörsliche OTC-Handel kann unterschiedlich durchgeführt werden. Zum einen besteht die Möglichkeit Handelsgeschäfte auf bilateralem Wege abzuwickeln, d.h. die wesentlichen Vertragsbestandteile, wie der Lieferort (VHP), Lieferzeitraum, Liefermenge, Gasqualität und Preis, werden in direktem Kontakt zwischen zwei Handelspartnern ausgehandelt. Eine Alternative dazu bietet der brokergestützte Handel über eine elektronische Plattform. Der Broker stellt hierbei lediglich den elektronischen Handelsplatz zur Verfügung, auf welcher von Käufern und Verkäufern anonyme Gebote eingestellt und direkt Geschäfte miteinander geschlossen werden können. Für die Bereitstellung und Vermittlung bekommt er eine Dienstleistungsprovision vergütet. Der Vertragspartner ist in beiden Fällen der jeweilige Handelspartner, nicht der Broker. Bekannte Broker, welche im deutschen Gasmarkt zur Auswahl stehen, sind GFI, PREBON, ICAP und SPECTRON. Voraussetzung bei beiden Formen ist der Abschluss eines Händlerrahmenvertrags, welcher die rechtliche Grundlage für die Handelsgeschäfte bildet. Ein weit verbreiteter Standard in Europa sind die EFFET-Rahmenverträge. Bei der Nutzung eines Brokers ist es jedoch erforderlich mit allen auf dieser Brokerplattform aktiven Händlern einen Rahmenvertrag abzuschließen, da erst nach Zustandekommen der Transaktion der Name des jeweiligen Handelspartners offengelegt wird.[54] Die Umsetzung der Transaktion erfolgt schlussendlich als Buchung zwischen den jeweiligen Bilanzkreisen, in der Regel am Tag vor der physischen Lieferung.

Für die beiden deutschen Marktgebiete NCG und GPL betrug im Jahr 2012 das qualitätsübergreifende OTC-Handelsvolumen[55] 2.460 TWh. Die physische Erfüllung davon hatte einen Anteil von 845 TWh bzw. 34%. Das bedeutet, dass der finanzielle Handel um 2/3 höher liegt, als die eigentlich physisch transportierte Menge an Erdgas. Im Vergleich zum Vorjahr ergab dies eine Steigerung des gesamten Handelsvolumens um 394 TWh (+19%).[56]

[...]


[1] Vgl. Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie. (2010), S.45

[2] Vgl. Heuterkes, M. & Janssen, M. (2008). S.1

[3] Vgl. BGR Energiestudie (2013) S. 42 ff

[4] Vgl. Ströbele, W. & Pfaffenberger, W. & Heuterkes, M. (2012). S. 150

[5] Vgl. Konstantin, P. (2013), S. 488

[6] Vgl. BMWi (2013) Zahlen und Fakten Energiedaten – Tabelle 17

[7] Vgl. Ströbele, W. & Pfaffenberger, W. & Heuterkes, M. (2012). S. 149

[8] Vgl. BMWi (2013) Zahlen und Fakten Energiedaten - Tabelle 41

[9] Vgl. BGR – Energiestudie (2013), S. 24

[10] Vgl. Monopolkommission (2011), S. 76

[11] Ströbele, W. & Pfaffenberger, W. & Heuterkes, M. (2012). S. 149

[12] Vgl. AG Energiebilanzen e.V. (2012). Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2012, S. 4 ff

[13] Anteil von 48% lt. Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie. (2010), S. 4

[14] Vgl. Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie. (2010), S. 4ff

[15] Vgl. BMWi (2013) Zahlen und Fakten Energiedaten - Tabelle 23

[16] Vgl. Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie. (2010), S. 11

[17] Vgl. Ströbele, W. & Pfaffenberger, W. & Heuterkes, M. (2012). S. 245ff

[18] LPG ist ein variables Gemisch aus Butan und Propan

[19] Vgl. BMWi (2013) Zahlen und Fakten Energiedaten - Tabelle 17

[20] Vgl. Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie. (2010), S. 23

[21] Vgl. Sterner (2013). Power-to-Gas – Perspektiven einer jungen Technologie. S. 18ff

[22] Vgl. mgm Consulting Partners (2013), S. 6

[23] Vgl. Monopolkommission (2009), S. 81

[24] Siehe Kapitel 2.2.

[25] Vgl. Heuterkes, M. & Janssen, M. (2008). S.33-34

[26] Vgl. BNetzA Monitoringbericht 2013 S. 261ff

[27] Vgl. Zander, Dr. W. & Riedel, Dr. M. & Kraus, M. (2008), Teil III, Kapitel 1.3.3. S. 1

[28] Vgl. Konstantin, P. (2013), S. 488

[29] Vgl. Konstantin, P. (2013), S. 489

[30] Vgl. EnWG § 3 (31b)

[31] Vgl. Heuterkes, M. & Janssen, M. (2008)., S. 6

[32] Vgl. Zander, Dr. W. & Riedel, Dr. M. & Kraus, M. (2008), Teil III, Kapitel 1.3.3, S. 4

[33] Konstantin, P. (2013), S. 488

[34] Vgl. Ströbele, W. & Pfaffenberger, W. & Heuterkes, M. (2012). S. 178

[35] Vgl. BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden Bilanzkreismanagement Gas S. 13

[36] Regelenergie sind die Gasmengen, die vom Netzbetreiber zur Gewährleistung der Netzstabilität eingesetzt werden (§2 GasNZV Nr. 12)

[37] Vgl. BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden Bilanzkreismanagement Gas S. 17

[38] Vgl. BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden Bilanzkreismanagement Gas S. 17

[39] Vgl. BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden Bilanzkreismanagement Gas S. 17

[40] Vgl. EnWG §1

[41] Vgl. GasNZV §1

[42] Vgl. KoV §3

[43] Vgl. KoV §2

[44] Vgl. Europäische Kommission. (2012) S. 2ff

[45] Vgl. BMWi – Europäische Energiepolitik

[46] Vgl. Europäisches Parlament und Rat. (2009) - Verordnung zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden. S.2

[47] Vgl. ENTSO-G. (2014).

[48] Vgl. Europäische Kommission – Gasnetzkodizes und Leitlinien

[49] Vgl. Europäisches Parlament und Rat. (2013). Verordnung zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen S. 1ff

[50] Vgl. Europäische Kommission. (2012). Beschluss der Kommission zur Änderung der Bedingungen für den Zugang zu Erdgasfernleitungsnetzen

[51] Vgl. BDEW / VKU: AG GABi Gas 2.0 (2013)

[52] Vgl. Konstantin, P. (2013), S. 48

[53] eigene Berechnung anhand der nachfolgend aufgeführten Zahlen aus dem Monitoringbericht 2013 auf S. 213 (OTC) und S. 218/219 (EEX)

[54] Vgl. Zander, Dr. W. & Riedel, Dr. M. & Kraus, M. (2008), Teil II, Kapitel 4.1, S.1

[55] Summe aus H- und L-Gas

[56] Vgl. Monitoringbericht 2013 S. 213

Ende der Leseprobe aus 66 Seiten

Details

Titel
Beschaffungs- und Portfoliostrategien für Stadtwerke im liberalisierten Gasmarkt
Hochschule
Hochschule für Technik und Wirtschaft des Saarlandes
Note
1,3
Autor
Jahr
2014
Seiten
66
Katalognummer
V351441
ISBN (eBook)
9783668418639
ISBN (Buch)
9783668418646
Dateigröße
1488 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
beschaffung, erdgas, gasmarkt, liberalisierung, portfoliostrategien
Arbeit zitieren
Christoph Doll (Autor:in), 2014, Beschaffungs- und Portfoliostrategien für Stadtwerke im liberalisierten Gasmarkt, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/351441

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