e-journal of Practical Business Research

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1 e-journal of Practical Business Research Die Gasbeschaffung im Wandel Hendrik Rowe Erschienen im e-journal of Practical Business Research unter: Der Artikel beschreibt Einflußgrößen und Gründe, die zu Gaspreisänderungen für Endverbraucher führen, am Beispiel eines Regionalversorgers. Dazu werden zunächst die Veränderungen des Gasmarktes beschrieben und anschließend verschiedene Geschäftsmodelle für Regionalversorger in diesem Markt vorgestellt. Diese Geschäftsmodelle werden anhand ihrer Vor- und Nachteile bewertet. Abschließend wird dargelegt, welche Auswirkungen diese marktlichen Veränderungen auf die Entwicklung der Gaspreise haben. Zitation:Rowe, Hendrik (2008): Die Gasbeschaffung im Wandel In: e-journal of Practical Business Research, Ausgabe 6 (12/2008), erhältlich unter:

2 -2-1 Entwicklung des Gasmarktes Die Liberalisierung des deutschen Energiemarktes begann 1998 mit der Verabschiedung des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz) als Umsetzung der EU-Richtlinie 96/92/EG in nationales Recht. 1 Auf den deutschen Gasmarkt hatte die Einführung des Gesetzes jedoch nur geringe Auswirkungen. Wie bereits vor der Einführung des Energiewirtschaftsgesetzes beziehen Gasversorgungsunternehmen ihr Erdgas noch immer auf der Basis offener Lieferverträge mit oft nur einer Ferngasgesellschaft. In offenen Lieferverträgen sind neben der Liefermenge Toleranzen vereinbart. Der Vorlieferant verpflichtet sich dadurch, dem Gasversorgungsunternehmen stets die benötigte Gasmenge innerhalb dieser Toleranzgrenzen zur Verfügung zu stellen bzw. vorzuhalten. Dies gewährleistet, dass der Bedarf der Gasversorgungsunternehmen stets durch einen Vorlieferanten gedeckt ist und für weitere Bezugsalternativen keine Notwendigkeit besteht. In diesen offenen Lieferverträgen sind Laufzeiten von bis zu 25 Jahren vereinbart. 2 Zur Anpassung der Bezugspreise während der Laufzeit enthalten die Lieferverträge Preisgleitklauseln in Form einer Ölpreisbindung. 3 Die Bindung an leichtes Heizöl findet in der Regel in Lieferverträgen für Kommunalgas Anwendung, welches hauptsächlich zur Versorgung von Haushaltskunden und kleineren Unternehmen verwendet wird. In Lieferverträgen für Kraftwerksgas oder Gas für Großindustrie ist der Gaspreis in der Regel an den Preis von schwerem Heizöl gekoppelt. 4 Steigt der Ölpreis, hat dies folglich negative Auswirkungen auf den Gaspreis. 1 Vgl. Bundesnetzagentur (2008a), Abs. 3 (siehe Internetverzeichnis). 2 Vgl. Böge, Ulf (2005) (siehe Internetverzeichnis). 3 Vgl. Birr, Thomas (2007), S Vgl. Houben, Michael (2005), Auszug aus dem Schreiben von e.on ruhrgas (siehe Internetverzeichnis).

3 -3- Fernleitungsnetzgebiet Netzgebiete Endverbraucher (Ausspeisepunkt) Einspeisepunkt Abbildung 1: Transportpfadmodell Quelle: eigene Darstellung In Abbildung 1 ist der Transport von Erdgas nach dem Transportpfadmodell dargestellt. Dieser erfolgt entlang eines gebuchten Transportpfades vom Einspeisepunkt zu einem Ausspeisepunkt. 5 Am Einspeisepunkt wird Gas in das Gasnetz geleitet, am Ausspeisepunkt wird das Erdgas an einen Endverbraucher ausgespeist. Die Ein- und Ausspeisepunkte liegen in den Netzgebieten der jeweiligen Netzbetreiber. Die verdeutlichte Hierarchie in Abbildung 1 zeigt die Beziehungen der Gasnetze zueinander. Ausgehend vom Netzgebiet 1.1 wird das Netzgebiet 1 als vorgelagertes Netzgebiet bezeichnet, da es sich näher am Fernleitungsnetz befindet. Im Gegensatz dazu sind die Netzgebiete und nachgelagerte Netzgebiete von 1.1, da diese weiter vom Fernleitungsnetz entfernt sind. Deutlicher werden die Beziehungen beim exemplarischen Transport von Gas. Im Folgenden wird der Gastransport aus dem Netzgebiet in das Netzgebiet 2.2 betrachtet. Dieser betrifft neben den jeweils vorgelagerten Netzgebieten auch das Fernleitungsnetzgebiet. Das in das Netzgebiet eingespeiste Erdgas wird zunächst in das vorgelagerte Netzgebiet 1.1 und anschließend in das Netzgebiet 1 transportiert. Aus dem Netzgebiet 1 wird das Gas in das Fernleitungsnetz eingespeist und zum Netzgebiet 2 transportiert. Von dort aus wird das Gas in das Netzgebiet 2.2 transportiert und am Ausspeisepunkt im Netzgebiet 2.2 ausgespeist. Das nachgelagerte Netzgebiet ist nicht am Gastransport beteiligt. 5 Vgl. Deutsches Nationales Komitee des Weltenergierates e.v. (DNK) (Hrsg.) (2005), S. 75.

4 -4- Es sind alle vorgelagerten Netzgebiete der aus- bzw. einspeisenden Netzgebiete am Gastransport beteiligt, jedoch nicht deren nachgelagerte Netzgebiete. Die Transportentgelte für den Gastransport richten sich nach den folgenden Bestandteilen. Der Gashändler hat an den Fernleitungsnetzbetreiber für den Netzzugang ein kapazitätsund entfernungsabhängiges Entgelt zu entrichten. 6 Fernleitungsnetze sind Hochdruck- Gasnetze, die Gasnetze mit geringerer Druckstufe miteinander verbinden. Die Netznutzung der Netzgebiete mit geringeren Druckstufen als das Fernleitungsnetz wird gesondert berechnet. Die Anzahl der Netzgebiete zwischen dem Ein- bzw. Ausspeisepunkt und dem direkt an das Fernleitungsnetz angrenzende Netzgebiet kann variieren, wie aus Abbildung 1 ersichtlich ist. Neben der Versorgung von Endkunden können Netzgebiete über Netzkopplungspunkte mit weiteren Netzen eines anderen Netzbetreibers verbunden sein. Die Kosten für die Netznutzung der nachgelagerten Netzgebiete errechnen sich aus der Anzahl der beteiligten Netzgebiete und dem Transportweg innerhalb der beteiligten Netzgebiete. Sie enthalten die Kosten für die Arbeit, die Leistung und Systemdienstleistungen zur Bewirtschaftung des Endverteilernetzes. 7 Bei den Lieferpreisen für Versorgungsunternehmen handelt es sich um All-Inclusive-Preise, d.h. in den Lieferpreisen für Erdgas sind die entfernungsabhängigen Transportentgelte bereits enthalten, werden jedoch nicht explizit ausgezeichnet. Die Folge ist eine schwere Vergleichbarkeit der Lieferpreise von unterschiedlichen Vorlieferanten mit unterschiedlichen Entfernungen zum zu versorgenden Netzgebiet des Versorgungsunternehmens. Bei den Versorgungsunternehmen handelt es sich fast ausschließlich um vertikal integrierte Versorgungsunternehmen. Dies hat historische Gründe und bedeutet, dass der jeweilige Gasversorger gleichzeitig der Netzbetreiber ist und somit die Netzzugangsentgelte für sein Netzgebiet selbst festlegt. Durch Fehlen einer Regulierungsbehörde wird der Umstand begünstigt, den Zugang zum Endverteilnetz anderen Anbietern durch sehr hohe Netzzugangsentgelte zu erschweren. Die Folge ist die Vermeidung von Wettbewerb im Endverteilnetz um Kunden. 8 Erste Ansätze eines Wettbewerbs im Gasmarkt sind bereits im Großkundenbereich zu entdecken. Einigen Großkunden ist der Lieferantenwechsel möglich, da sie direkt an die Fernleitungsnetze angeschlossen sind. Die Durchleitung durch Gasnetze mit geringeren Druckstufen als das Übertragungsfernleitungsnetz betrifft diese Unternehmen nicht. 9 Weiterhin wirken Beteiligungen von großen Gaskonzernen an Versorgungsunternehmen, wie Stadtwerken, wettbewerbshemmend. 10 Ein Beispiel dafür ist die Thüga AG, ein Verbund 6 Vgl. Bundesverband der Deutschen Industrie e.v. (BDI) et al. (2002), S. 8ff. 7 Vgl. Bundesverband der Deutschen Industrie e.v. (BDI) et al. (2002), S. 13ff. 8 Vgl. Blatzheim, Heino (2008), Abs. Die meisten Pioniere scheiterten am Netzzugang (siehe Internetverzeichnis). 9 Vgl. Houben, Michael (2005), Absatz Neue politische Rahmenbedingungen (siehe Internetverzeichnis). 10 Vgl. Rhiel, Alois et al. (2008), S. 7, 2. Absatz links (siehe Internetverzeichnis).

5 -5- mehrerer Energieversorger und Netzbetreiber. 11 Sie gehört mehrheitlich seit 2003 dem E.ON Ruhrgas Konzern an. Aufgrund der Beteiligung von E.ON Ruhrgas an diesem Verbund entstehen Abhängigkeiten, welche sich negativ auf die freie Wahl des Vorlieferanten auswirken. 12 Bei der Untersuchung des Gasmarktes stellt sich heraus, dass sich der Gasmarkt in zwei Teilmärkte gliedert. Die soeben beschriebenen Abhängigkeiten von einem Vorlieferanten beziehen sich auf den Beschaffungsmarkt der Energieversorgungsunternehmen. Marktteilnehmer sind die Energieversorgungsunternehmen bzw. Gashändler und die Vorlieferanten, von denen sie Gas beziehen. Der zweite Teilmarkt ist der Endkundenmarkt. Marktteilnehmer hier sind die Energieversorgungsunternehmen und die Endkunden, welche durch die Energieversorgungsunternehmen versorgt werden. Auf beiden Märkten lässt sich ein Monopol erkennen. Die freie Wahl des Lieferanten bzw. Versorgers ist auf beiden Teilmärkten nicht möglich. Daraus lassen sich Monopolstellungen der Vorlieferanten auf dem Beschaffungsmarkt der Energieversorgungsunternehmen feststellen und auf dem Endkundenmarkt besitzen die Versorgungsunternehmen das Angebotsmonopol. 13 Beide Märkte, der Beschaffungsmarkt der Gasversorgungsunternehmen sowie der Anbietermarkt für Endkunden sind vollkommen unelastisch. Die einzige Möglichkeit der Reaktion auf Preisänderungen sind Mengenanpassungen, welche jedoch nur begrenzt möglich sind. Die mangelhafte Entwicklung des Wettbewerbs auf dem Gasmarkt zwang die Bundesregierung zu weiteren Maßnahmen, welche sich in der Verabschiedung der EnWG- Novelle und in der Einführung einer Regulierungsbehörde in Gestalt der Bundesnetzagentur 2005 äußerte. Die Novelle des Energiewirtschaftsgesetztes, in Kraft getreten am , regelt den diskriminierungsfreien Netzzugang und die Einführung einer Regulierungsbehörde für die Netzentgelte. Der bis zu diesem Zeitpunkt verhandelte Netzzugang wird durch einen regulierten Netzzugang abgelöst. Das bedeutet, dass der Netzzugang nicht mehr auf Vereinbarungen zwischen den Netzbetreibern und Versorgern basiert, sondern auf einem regulierten System der Netznutzungsentgelte, überwacht durch die Bundesnetzagentur. Ferner ist in der Novelle die Entflechtung der vertikal integrierten Unternehmen geregelt. Die Trennung des Netzbetriebes vom Vertrieb eines Versorgungsunternehmens soll dabei den Netzzugang für andere Gasanbieter in einem Netzgebiet diskriminierungsfrei gestalten und 11 Vgl. Thüga AG (2008a) (siehe Internetverzeichnis). 12 Vgl. Thüga AG (2008b), 2003 (siehe Internetverzeichnis). 13 Vgl. Gröndahl, Jörg/Leroch, Marting (2006), S. 69 ff. (siehe Internetverzeichnis). 14 Vgl. EnWG, S. 1.

6 -6- somit erleichtern. Gefordert wird die Entflechtung, wenn an ein Netz mehr als Abnehmer (Endkunden) angeschlossen sind. 15 Das In Kraft treten der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes 2005 kann als Meilenstein in der Gasmarktliberalisierung gesehen werden. Sie bildet die Grundlage für alle weiteren Maßnahmen für mehr Wettbewerb im Gasmarkt. 2 Das Zweivertragsmodell Aufbauend auf der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes wurde am die Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen veröffentlicht. Anschließend stieß die Bundesnetzagentur die Entwicklung eines neuen Netzzugangsmodells an, dessen Ergebnisse am in der "Vereinbarung über die Kooperation gemäß 20 Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen" (kurz: Kooperationsvereinbarung) veröffentlicht wurden Mit dem Beginn des Gaswirtschaftsjahres 2006/ wurde das Transportpfadmodell durch zwei in der Kooperationsvereinbarung vorgeschlagene Netzzugangsmodelle abgelöst Die Folge war die freie Wahl des Gasanbieters für Kleinkunden, begründet in einem vereinfachten Netzzugang für Transportkunden. 21 Transportkunden sind Energiehändler wie beispielsweise Stadtwerke. Von den vorgeschlagenen Netzzugangsmodellen wurde das Zweivertragsmodell am als das einzig anzuwendende festgelegt. 22 Voraussetzung für die Umsetzung des Zweivertragsmodells war die Bildung von Marktgebieten und die Einrichtung eines virtuellen Handelspunktes je Marktgebiet als Handelszentrum. 23 Alle bestehenden Bezugsverträge mussten ab dem auf das neue Netzzugangsmodell umgestellt werden, sodass der Handel mit Gas nur noch über den virtuellen Handelspunkt erfolgt. 24 Dazu wurde der gesamte deutsche Gasmarkt in 19 Marktgebiete unterteilt. Ein Marktgebiet ist eine Zusammenfassung mehrerer Gasnetze verschiedener Netzbetreiber. Der virtuelle Handelspunkt ist als ein virtueller Messpunkt zu interpretieren, an dem alle Ein- und Ausspeisungen zu Bilanzkonten der 15 Vgl. 7 Abs. 2 EnWG. 16 Vgl. Kurth, Matthias (2007), S Vgl. Hügging, Thomas/Drees, Michael/Fest, Claus (2007), S Das Gaswirtschaftsjahr beginnt am :00 Uhr eines Jahres und endet am :59 des Folgejahres, der Gastag beginnt um 6:00 und endet um 5:59 Uhr des Folgestages. 19 Vgl. Growitsch, Christian/Rammerstorfer, Margarethe (2008), S. V (siehe Internetverzeichnis). 20 Vgl. Funke, Boris/Duve, Sven (2007), S Vgl. Gutmann, Klemens (2007), S Vgl. Bundesnetzagentur (2006), S. 109 ff. (siehe Internetverzeichnis). 23 Vgl. 1 Ziff. 1 Abs. 3 KoV II. 24 Vgl. Neubauer, Maik/Falke, Bernd (2007), S. 12.

7 -7- Bilanzkreisverantwortlichen zugeordnet werden. Gashändler können an diesem virtuellen Punkt Gas anbieten und nachfragen. 25 Aktuell ist der deutsche Gasmarkt in 14 Marktgebiete aufgeteilt. 26 Eine Besonderheit dabei ist, dass im deutschen Gasmarkt hochkalorisches und niederkalorisches Gas eingesetzt wird, welche sich im Brennwert unterscheiden und deshalb nicht alternativ zueinander eingesetzt werden können. In Tabelle 1 sind alle aktuellen Marktgebiete dargestellt. Die Abbildung 2 zeigt die H-Gas-Marktgebiete des deutschen Gasmarktes. Tabelle 1: deutsche H- und L-Gas-Marktgebiete bis Marktgebiete im H-Gas H-Gas Norddeutschland (BEB, DONG, Statoil, Hydro) E.ON Gastransport H-Gas Gas-Union Transport GdF (Gaz de France) Deutschland Transport GVS-Eni Ontras RWE H-Gas WINGAS Transport Südbayern (bayernets) Marktgebiete im L-Gas L-Gas Norddeutschland (BEB, Exxonmobil) Verbundnetz EWE (Ems- Weser-Elbe) EGMT E.ON GT L-Gas RWE L-Gas Quelle: in Anlehnung an Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (2007b) 25 Vgl. Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (Hrsg.) (2007a), S. 9 f. (siehe Internetverzeichnis). 26 Stand:

8 -8- E.ON Gastransport H-Gas RWE H-Gas Wingas Transpot Ontras H-Gas Norddeutschland Gas-Union Transport GVS-ENI Südbayern (bayernets) GdF Deutschland Transport Abbildung 2: H-Gas-Gebiete Deutschland bis Quelle: Vgl. Electrabel Deutschland GmbH (2007), Seite 53 (siehe Internetverzeichnis). Inhalt des Zweivertragsmodells ist die Belieferung von Endkunden innerhalb eines Marktgebietes durch einen Transportkunden (Händler) mit lediglich einem Einspeisevertrag mit dem Einspeisenetzbetreiber und einem Ausspeisevertrag mit dem Ausspeisenetzbetreiber. 27 In diesen Verträgen sind die Ein- und Ausspeisepunkte sowie die Kapazitäten an den Punkten und die durchzuleitenden Mengen vereinbart. Ein- und Ausspeisepunkte sind Verbindungspunkte zwischen verschiedenen Netzen, an denen Gas in ein Netz bzw. aus einem Netz geleitet wird. Begrenzt sich der Bezug auf die Beschaffung am virtuellen Handelspunkt, genügt ein Ausspeisevertrag zur Belieferung von Endkunden. 28 Ergebnis ist ein für alle Händler am virtuellen Handelspunkt vergleichbarer Energiepreis. Dieser enthält bereits die Transportentgelte für den Transport zum virtuellen Handelspunkt. Die Lieferung von dort zum Ausspeisepunkt erfolgt durch den Abschluss des Ausspeisevertrags. Zusätzlich wird ein Netznutzungsentgelt erhoben, welches alle Netzentgelte der betroffenen vorgelagerten Netzbetreiber des Ausspeisenetzbetreibers enthält. Bei einem Kauf von Gasmengen werden diese vom Verkäufer aus seinem Bilanzkreis über einen virtuellen Ausspeisepunkt an den virtuellen Handelspunkt übertragen. Von dort erfolgt 27 Vgl. 1 Ziff. 1 KoV II. 28 Vgl. Prinz, Michael/Papanikolau, Nikolaos/Albin, Jan (2007), S. 6.

9 -9- die Übertragung von Gasmengen über den virtuellen Einspeisepunkt in den Bilanzkreis des Käufers. 29 Der Transport vom Einspeisepunkt bis zum virtuellen Handelspunkt ist Bestandteil des Bezugspreises und enthält bereits die Einspeisung. Vom virtuellen Handelspunkt werden die Gasmengen an den Ausspeisepunkt des Käufers geleitet. Das Verfahren beschreibt einen virtuellen Gastransport, wobei die virtuellen Ein- und Ausspeisepunkte lediglich der Bilanzierung der Bilanzkreise dienen. 30 Bilanzkreise sind als Konto zu verstehen, dessen Zugänge Einspeisungen darstellen und dessen Abgänge durch Ausspeisungen in verschiedenen Teilnetzen im gesamten Marktgebiet abgebildet werden. Grundlage für einen Bilanzkreis und somit für den Gashandel ist ein bestehender Bilanzkreisvertrag, der zwischen dem marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber und dem Händler abgeschlossen wird. Dadurch wird der Händler zu einem Bilanzkreisverantwortlichen mit einem eigenen Bilanzkreis. Weiterhin müssen dem Handel mit Gas Kapazitätsanfragen und Kapazitätsbuchungen durch den Händler bei den jeweiligen marktgebietsaufspannenden Netzbetreibern vorausgehen. Die gebuchte Kapazität bestimmt die maximale Gasmenge, die der marktgebietsaufspannende Netzbetreiber in einer Stunde an einem Punkt im Gasnetz maximal zur Verfügung stellen muss. Überschreitungen werden stundengenau bestraft (pönalisiert). Mit der Buchung von Kapazitäten erwirbt der Händler das Recht, Gas in diesem Marktgebiet zu transportieren. Kapazitätsbuchungen werden einmal jährlich in Form einer internen Bestellung durch den nachgelagerten Netzbetreiber beim vorgelagerten Netzbetreiber durchgeführt. Sie beziehen sich auf Kapazitäten an den Kopplungspunkten zwischen den Netzgebieten und basieren auf den Ausspeiseverträgen zwischen Netzbetreibern und Gashändlern. 31 Die Kapazitäten an den Netzkopplungspunkten ergeben sich aus den prognostizierten Kapazitäten der Endverbraucher. Diese sind im Ausspeisevertrag festgelegt. Die Kapazitätsbuchungen eines Netzbetreibers bei dessen vorgelagerten Netzbetreiber müssen die Kapazitätsbuchungen seiner nachgelagerten Netzgebiete beinhalten. Neben der internen Bestellung auf Netzbetreiberebene müssen Händler Kapazitätsbuchungen für Einspeisepunkte vornehmen, falls solche im Netzgebiet vorhanden sind. Ferner kann der Netzbetreiber verlangen, dass der Händler Kapazitätsbuchungen für einzelne Ausspeisepunkte durchführt. 32 Dies ist der Fall, wenn ein Endverbraucher einen so hohen und unregelmäßigen Verbrauch hat, dass Änderungen in der Abnahmemenge zu Kapazitätsengpässen an Netzkopplungspunkten führen können. 29 Vgl. Anlage NZB 1, Anlage 3 zur Kooperationsvereinbarung. 30 Vgl. 3 Nr. 24f. KoV II. 31 Vgl. 8 Ziff. 1 KoV II. 32 Vgl. Bundesnetzagentur (2008b), Anlage 2, S. 7 (siehe Internetverzeichnis).

10 -10- Einspeisevertrag/ Bilanzkreisvertrag VHP BKN Entgeltwälzung BKV Ausspeisevertrag RNB önb AP EK Abbildung 3: Zweivertragsmodell In Anlehnung an Bruns, Marion / Paatz, Oliver (2007) (siehe Internetverzeichnis). Kapazitätsbuchung durch RNB Entgeltwälzung Kapazitätsbuchung durch ÖNB Legende: BKN: Bilanzkreisnetzbetreiber RNB: Regionalnetzbetreiber ÖNB: örtlicher Verteilnetzbetreiber AP: Ausspeisepunkt VHP: virtueller Handelspunkt BKV: Bilanzkreisverantwortlicher EK: Endkunde In der Abbildung 3 befindet sich der Ausspeisepunkt (AP) im Gasnetz des örtlichen Verteilnetzbetreibers. Auf Grundlage des Ausspeisevertrags zwischen dem Händler und dem Ausspeisenetzbetreiber wird Gas vom virtuellen Handelspunkt (VHP) in das Netz eines nachgelagerten Regionalnetzbetreibers (RNB) weitergeleitet, welcher seinerseits das Gas an den örtlichen Verteilnetzbetreiber (ÖNB) weiterleitet. Die Netzentgelte berechnen sich aus den Netzentgelten für den Bilanzkreisnetzbetreiber, für den Regionalnetzbetreiber und den örtlichen Verteilnetzbetreiber. Diese werden auf der Internetseite des marktgebietsaufspannenden Netzbetreibers veröffentlicht. Das Netzentgelt wird dem Endkunden durch den örtlichen Verteilnetzbetreiber in Rechnung gestellt. Dieser behält seinen Anteil und wälzt den Rest auf den vorgelagerten Netzbetreiber um. In diesem Netzzugangsmodell wird eine funktionale Unterteilung deutlich. Der Bilanzkreisverantwortliche ist für die Bilanzierung der Gasmengen in seinem Bilanzkreis verantwortlich. Aufgabe des Bilanzkreisnetzbetreibers ist der Transport von Gas über weite Strecken zu verschiedenen Regionalnetzbetreibern. Diese transportieren Gas zu örtlichen Verteilnetzbetreibern in einer Region. Diese wiederum verteilen die Gasmengen an Ausspeisepunkten in einem örtlich eingeschränkten Bereich. Für den marktgebietsüberschreitenden Gastransport findet das Zweivertragsmodell nur beschränkt Anwendung. Daraus resultiert das Bestreben nach einer Reduzierung der anfänglich 19 Marktgebiete. 33 Alle genannten Bestrebungen führten zur Liberalisierung des Gasmarktes auf der Endverteilungsseite und zur Bildung eines Versorgeroligopols auf der Anbieterseite für 33 Vgl. Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (Hrsg.) (2007a), S. 9 (siehe Internetverzeichnis).

11 -11- Endkunden. 34 Dies äußert sich darin, dass Gasanbieter Kunden in mehreren Netzgebieten versorgen und mehrere Händler in einem Ausspeisenetz um Endkunden konkurrieren. Trotz der Marktliberalisierung und mehrerer Händler in einem Netzgebiet ist der ehemals einzige Versorger in diesem Netzgebiet überwiegend der Händler mit den meisten Endkunden. Auf der Beschaffungsseite waren die Energieversorgungsunternehmen bis kurz vor der Umstellung des Netzzugangsmodells durch Langfristverträge an ihre bisherigen Vorlieferanten gebunden, wodurch ein beschaffungsseitiger Wettbewerb unterdrückt wurde. Zur Beseitigung dieses Zustands beschloss das Bundeskartellamt am Höchstgrenzen für die Vertragslaufzeit in Bezug auf die Bedarfsdeckung durch nur einen Liefervertrag. Das Bundeskartellamt hat in einem Verfahren gegen die E.ON Ruhrgas AG festgelegt, dass Verträge, welche den Gesamtbedarf zu über 80% decken, maximal für die Laufzeit von 2 Jahren abgeschlossen werden dürfen. Lieferverträge, die den Bedarf zu 50-80% decken dürfen mit einer maximalen Laufzeit von bis zu 4 Jahren abgeschlossen werden. Hintergrund dieses Beschlusses ist die Vermeidung der bereits erwähnten Abhängigkeiten von Vorlieferanten aufgrund von Beteiligungen an Versorgungsunternehmen. 35 Das Loslösen der Versorgungsunternehmen von deren Vorlieferanten ermöglicht die Deckung von offenen Positionen durch alternative Bezugsmöglichkeiten. Aufgrund dessen begann im Juli 2007 der Handel mit Erdgasprodukten an der European Energy Exchange Leipzig (EEX). 36 Der Handel mit Gas an der Börse beschränkt sich aktuell auf die zwei Marktgebiete H-Gas Norddeutschland sowie E.ON Gastransport H-Gas. Allein das in diesen Marktgebieten gehandelte Gasvolumen entspricht ca. 60% des gesamten deutschen Erdgasvolumens, wodurch der Markt eine ausreichende Liquidität aufweist. 37 Gehandelt werden Gasmengen im Spot- und Terminmarkt. Im Spotmarkt wird Erdgas für maximal 3 Tage im Voraus gehandelt. Im Terminmarkt wird Erdgas für den Folgemonat bis hin zu den nächsten 6 Kalenderjahren gehandelt Die Preise der gehandelten Erdgasprodukte orientieren sich am Angebot und der Nachfrage. Der dabei entstehende Marktpreis ist ein Festpreis und enthält somit keine ölindizierten Preisgleitklauseln. An der Gasbörse werden Standardprodukte gehandelt. Dies sind Produkte mit festen, gleich bleibenden Stundenmengen innerhalb des vereinbarten Lieferzeitraums. 34 Vgl. Gröndahl, Jörg/Leroch, Marting (2006), S. 77 (siehe Internetverzeichnis). 35 Vgl. Bundeskartellamt (2006), S. 3 (siehe Internetverzeichnis). 36 Vgl. European Energy Exchange (2007) (siehe Internetverzeichnis). 37 Vgl. Neubauer, Maik/Falke, Bernd (2007), S Vgl. European Energy Exchange (2008a) (siehe Internetverzeichnis). 39 Vgl. European Energy Exchange (2008b) (siehe Internetverzeichnis).

12 -12- Der Gasmarkt entwickelt sich zu einem Massengeschäftsmarkt mit mehr Marktteilnehmern und häufigeren Wechseln der Lieferverhältnisse. Die Herausforderung für die Energieversorgungsunternehmen besteht in der Bewältigung der neuen Aufgaben. Dazu gehören in erster Linie die Verarbeitung des hohen Datenaufkommens und die Abbildung der neuen Prozesse bzw. Anpassung der vorhandenen im Unternehmen. Eine Vielzahl der Prozesse war vor der Umstellung des Netzzugangsmodells nicht vorhanden. Eine weitere Anforderung stellt die veränderte Struktur der Lieferverträge an die Versorgungsunternehmen dar. Bezugsverträge beinhalten oftmals feste Liefermengen ohne Toleranzen. Die Folge ist, dass Abweichungen zu zusätzlichen Kosten führen. Durch den Einsatz eines Gasspeichers können Verbrauchsspitzen durch Speicherausspeisungen gedämpft und Abweichungen zwischen der Nominierung und dem tatsächlichen Bedarf ausgeglichen werden. Bis zum aktuellen Zeitpunkt ist der Speicherzugang jedoch noch nicht vollständig reguliert. Weiterhin ist es den Versorgungsunternehmen noch immer gestattet, einen Teil des Gesamtbedarfs durch flexible Lieferverträge zu decken. 3 Bilanzkreismodelle 3.1 Definition Bilanzkreis Durch die weitere Entwicklung des deutschen Gasmarktes gewinnt das Bilanzkreismanagement immer mehr an Bedeutung. Ein Bilanzkreis stellt ein virtuelles Versorgungsgebiet dar, in dem die Ein- und Ausspeisepunkte von Händlern zusammengefasst werden. 40 Es ist ein Gaskonto beim Bilanzkreisnetzbetreiber mit Zu- und Abgängen und muss stets ausgeglichen sein. Der Bilanzkreisnetzbetreiber verwaltet alle Bilanzkreise zentral. Ein eigener Bilanzkreis ist jedoch nicht zwingend notwendig, um Ausspeisungen in einem Marktgebiet vorzunehmen. Ausreichend ist die Einrichtung eines Subbilanzkontos bei einem Bilanzkreisverantwortlichen desselben Marktgebietes. Der Bezug zum Marktgebiet findet sich des Weiteren in der Nominierung wieder. Die Nominierung ist die Mitteilung des Bilanzkreisverantwortlichens an den Bilanzkreisnetzbetreiber über die prognostizierte benötigte Gasmenge pro Stunde für den ganzen Tag. Jeder Bilanzkreis muss separat nominiert werden. Händlern mit einem Subbilanzkonto steht es frei, Nominierungen an den Bilanzkreisverantwortlichen zu senden. 40 Vgl. 2 Ziff. 4 GasNZV.

13 -13- Neuerungen für die Bilanzkreise ab dem neuen Gaswirtschaftsjahr beziehen sich hauptsächlich auf die Abschaffung des Basisbilanzausgleichs. Bisher wurden die Differenzen zwischen nominierter Menge für einen Bilanzkreis und den tatsächlichen Verbrauchswerten durch den Bilanzkreisnetzbetreiber abzüglich einer Toleranz in Rechnung gestellt. Neben dem grundsätzlichen Wegfall der Toleranzgrenzen wird die Bilanzierung von der Stundenauf die Tagesbilanzierung umgestellt. Differenzmengen werden ab dem dementsprechend nicht mehr stündlich ermittelt und in Rechnung gestellt, sondern tagesgenau. 3.2 Bilanzkreisformen Wie bereits erwähnt, setzt der Handel am virtuellen Handelspunkt eines Marktgebietes nicht zwangsläufig einen eigenen Bilanzkreis voraus. Die verschiedenen Bilanzkreisformen werden im Folgenden dargestellt und bewertet Bilanzkreis mit Differenzmengenausgleich Hauptbilanzkreis BKN BK1 VHP BK2 Abbildung 4: Hauptbilanzkreismodell In Anlehnung an: Hügging, Thomas / Drees, Michael / Fest, Claus (2007), S. 51. Legende: Nominierung Differenzmengenausgleich BKN: Bilanzkreisnetzbetreiber BK1/2: Bilanzkreise der Bilanzkreisverantwortlichen VHP: virtueller Handelspunkt Durch die Bildung eines Hauptbilanzkreises ist der Bilanzkreisverantwortliche vollkommen selbstständig in seinem Bilanzkreismanagement. Die Vorteile eines eigenen Bilanzkreises liegen in der uneingeschränkten Nutzung des virtuellen Handelspunktes als Grundlage für den Aufbau eines Beschaffungsportfolios. Neben den Festpreisprodukten kann das Bezugsportfolio weiterhin flexible Bezugsverträge enthalten, um geringe Prognoseabweichungen aufzufangen. Weiterhin ist ein eigener Bilanzkreis Voraussetzung für den Aufbau und die Weiterentwicklung von Know-How in Verbindung mit einer Unabhängigkeit von anderen Bilanzkreisverantwortlichen. 41 Vgl. Hügging, Thomas/Drees, Michael/Fest, Claus (2007), S. 51.

14 -14- Der Bilanzkreisverantwortliche kann Subbilanzkontoverträge mit anderen Händlern schließen und übernimmt damit das Bilanzkreismanagement für diese. Die eingebrachten Mengen des Händlers können für den internen Ausgleich von Differenzmengen genutzt werden. Der Saldo wird dann gegenüber dem Bilanzkreisnetzbetreiber abgerechnet. Bilanzkreisverantwortliche sind zur Nominierung verpflichtet. Bei Abweichungen zwischen der Nominierung und dem tatsächlichen Verbrauch entstehen Differenzen zwischen den Einund Ausspeisungen. Der Bilanzkreisverantwortliche ist stets zur Ausgeglichenheit seines Bilanzkreises verpflichtet. Bei kurzfristig voraussehbaren Veränderungen des Abnahmeverhaltens besteht die Möglichkeit zur Vermeidung von Differenzmengen durch kurzfristigen Handel am virtuellen Handelspunkt. Der Bilanzkreisverantwortliche ist verpflichtet, seine Nominierungen täglich dem Bilanzkreisnetzbetreiber zu melden. Nach der Lieferung bekommt er die Differenzmengen zwischen nominierter und gelieferter Menge in Rechnung gestellt. In diesem Ausgleichsenergierisiko liegen die Besonderheit und ein Nachteil der Führung des Hauptbilanzkreises. Aus wirtschaftlichem Interesse soll möglichst wenig Ausgleichsenergie genutzt werden, welche unter einem hohen Preisrisiko durch den Bilanzkreisnetzbetreiber zur Verfügung gestellt wird. Für eine präzise Nominierung ist eine tägliche Prognose der stundengenauen Ausspeisewerte notwendig. 42 Weitere Nachteile liegen vor allem im hohen Aufwand und im hohen Risiko Bilanzkreis ohne Differenzmengenausgleich Unterbilanzkreis BKN Saldo BK+UBK VHP BK UBK Abbildung 5: Unterbilanzkreismodell In Anlehnung an: Hügging, Thomas/Drees, Michael/Fest, Claus (2007), S. 51. Legende: Nominierung Differenzmengenausgleich BKN: Bilanzkreisnetzbetreiber BK: Bilanzkreis UBK: Unterbilanzkreis VHP: virtueller Handelspunkt 42 Vgl. 17 Anlage 3 KoV II.

15 -15- Unterbilanzkreise sind selbstständige und vollwertige Bilanzkreise. Der Unterschied zu einem Hauptbilanzkreis besteht im Ausgleichsenergierisiko. Durch einen Zusammenschluss mehrerer Bilanzkreise wird das Ausgleichsenergierisiko der Unterbilanzkreise an einen Hauptbilanzkreisverantwortlichen übertragen. Dieser Zusammenschluss muss dem Bilanzkreisnetzbetreiber mitgeteilt werden. Ferner wird dem Bilanzkreisnetzbetreiber der Hauptbilanzkreisverantwortliche des Zusammenschlusses genannt, gegenüber dem die Ausgleichsenergie abgerechnet wird. Der Vorteil ist, dass dadurch die Kosten für Ausgleichsenergie verringert werden können. Der Hauptbilanzkreisverantwortliche saldiert die Differenzmengen der beteiligten Unterbilanzkreise, sodass der Bilanzkreisnetzbetreiber lediglich den Saldo der Differenzmengen als Ausgleichsenergie berechnet. Neben dem Ausgleichsenergierisiko werden ebenfalls die Toleranzen der Unterbilanzkreise auf den Hauptbilanzkreis übertragen. So können diese in der Berechnung der Ausgleichsenergie berücksichtigt werden Der Unterbilanzkreis stellt einen Kompromiss zwischen vollwertigen Bilanzkreis und einem Subbilanzkonto dar. Dieser verbindet die Pflichten eines eigenen Bilanzkreis mit einem geringeren Risiko, welches zwischen dem eines eigenen Bilanzkreises und eines Subbilanzkontos liegt. 43 Vgl. 19 Anlage 3 KoV II. 44 Vgl. Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft/Verband Kommunaler Unternehmen (Hrsg.) (2007), S. 17 (siehe Internetverzeichnis).

16 Subbilanzkonto Bilanzkreissaldo BKN VHP SBK BK1 Abbildung 6: Subbilanzkontomodell In Anlehnung an: Hügging, Thomas / Drees, Michael / Fest, Claus (2007), S. 51. Legende: Nominierung Differenzmengenausgleich BKN: Bilanzkreisnetzbetreiber BK: Bilanzkreis SBK: Subbilanzkonto VHP: virtueller Handelspunkt Die Grundlage für ein Subbilanzkonto ist ein Subbilanzkontovertrag mit einem Bilanzkreisverantwortlichen, sodass das Subbilanzkonto einem Bilanzkreis zugeordnet werden kann. Die Vorteile eines Subbilanzkontos liegen hauptsächlich im geringen Aufwand zur Bewirtschaftung und in den damit verbundenen geringen Risiken. Prognosen werden für die Nominierung erstellt und dem Bilanzkreisverantwortlichen gemeldet. Dieser kann somit für seinen gesamten Bilanzkreis unter Berücksichtigung aller ihm zugeordneten Subbilanzkonten eine kumulierte Nominierung an den Bilanzkreisnetzbetreiber senden. Mit der Einrichtung eines Subbilanzkontos wird der Händler gleichzeitig vom Bilanzkreismanagement befreit, welches er auf den Bilanzkreisverantwortlichen überträgt. Damit ist der Subbilanzkontoinhaber (Händler) des Weiteren vom Ausgleichsenergierisiko befreit. 45 Differenzmengen der Händler mit Subbilanzkonten werden gegenüber dem Bilanzkreisnetzbetreiber durch den Bilanzkreisverantwortlichen abgerechnet und können in Form eines Verrechnungsentgeltes auf die Händler umgelegt werden. Die Nachteile eines Subbilanzkontos sind neben der Abhängigkeit vom Bilanzkreisverantwortlichen, dass kein Know-How zur Führung eines Bilanzkreises aktiv aufgebaut bzw. ausgebaut werden kann. Die Abhängigkeit vom Bilanzkreisverantwortlichen begründet sich in der Kontrolle und teilweisen Steuerung des Gasbezugs der Subbilanzkontoinhaber. 45 Vgl. Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft/Verband Kommunaler Unternehmen (Hrsg.) (2007), S. 17 (siehe Internetverzeichnis).

17 -17- Da Gaslieferungen in einen Subbilanzkreis eine Einspeisung in den Bilanzkreis erfordern, kann der Bilanzkreisverantwortlichen verlangen, dass alle Lieferungen mit ihm abzustimmen sind. Selbst bei einer Zustimmung ist der Bilanzkreisverantwortliche stets über den Erdgasbezug der Händler informiert. 46 Ist der Bilanzkreisverantwortliche gleichzeitig der Vorlieferant, kann er alternative Bezugsmöglichkeiten unterdrücken, sodass eine Abhängigkeit zwischen dem Subbilanzkontoinhaber und dem Bilanzkreisverantwortlichen entsteht. Äußern kann sich dies in der Erlaubnis oder dem Verbot zum Bezug von Erdgas von anderen Lieferanten. Weitere Auswirkungen können sein, dass für Händler keine Möglichkeit zu einer Nutzung eines eigenen Bezugsportfolios besteht, wenn der Bezug auf lediglich einem Bezugsvertrag basiert. 47 Die meisten Stadtwerke haben das Subbilanzkonto gewählt, damit sie sich auf das Kerngeschäft, den Verkauf von Erdgas konzentrieren können. Das gesamte Bilanzkreismanagement wird an den Bilanzkreisverantwortlichen übertragen. Dieser stellt dies natürlich in Rechnung. Für Subbilanzkontoinhaber besteht weiterhin keine andere Möglichkeit des Gasbezugs. Sie sind vollkommen abhängig von deren Vorlieferanten und müssen den Teil der Preiserhöhungen an die Endkunden weiterleiten, der nicht mehr kompensiert werden kann. Andererseits kann die Ölpreisbindung zu einem günstigeren Preis für eine Bezugsperiode führen, wenn diese zu einem Zeitpunkt in der Vergangenheit deutlich teurer gehandelt wurde, wie es aktuell der Fall ist. 3.3 Auswirkung der Bilanzkreisform auf die Struktur der Beschaffung Wechselt ein Stadtwerk nun zum Wechsel des Gaswirtschaftsjahres die Bilanzkreisform in einen Unterbilanzkreis, wird diese Abhängigkeit aufgeweicht. Es besteht weiterhin die Möglichkeit, flexible Bezugsverträge mit einem Vorlieferanten abzuschließen. Dieser umfasst dann jedoch nicht mehr den gesamten Bedarf. Zur vollständigen Bedarfsdeckung kann die Differenz am virtuellen Handelspunkt von anderen Vorlieferanten in Form von Standardprodukten zugekauft werden. Dadurch wird das Preisrisiko für die Periode, für die ein Standardprodukt eingekauft wurde, verringert. Diese Standardprodukte sind günstiger, da sie keine kostenlosen Toleranzen enthalten. Um jedoch geringe Abweichungen zwischen Prognose und Allokation 46 Vgl. 4 Ziff. 2, Abs. 2 Anlage 3 KoV II. 47 Vgl. 18 Anlage 3 KoV II.

18 -18- abzufangen, empfiehlt es sich, einen Flex-Vertrag über eine geringere Menge abzuschließen und den kompletten Bedarf nicht nur durch Standardprodukte zu bedienen. Durch die Abgabe des Differenzmengenausgleichs an einen Rechnungsbilanzkreis entstehen weitere Toleranzen, indem die Differenzmengen aller Unterbilanzkreise miteinander saldiert werden, bevor sie gegenüber dem Bilanzkreisnetzbetreiber abgerechnet werden. Der Vorteil im Gegensatz zu einem Subbilanzkonto ist die größere Unabhängigkeit und die damit verbundene Freiheit in der Gestaltung der Bedarfsdeckung. Abbildung 7: strukturierte Beschaffung Quelle: SWK Energie GmbH (2004), Seite 10 (siehe Internetverzeichnis). An dieser Stelle seien jedoch auch die Risiken erwähnt. Ein Teil des Bilanzkreismanagements muss nun selbstständig bewältigt werden. Dazu gehört neben dem Nominierungsmanagement die Anpassung der EDV. Am Markt geforderte Nachrichtenformate müssen verarbeitet und erzeugt werden. Für das Bilanzkreismanagement ist zusätzliche Software nötig. Hierzu zählt eine Portfoliomanagementsoftware, welche geschlossene Lieferverträge übersichtlich darstellt sowie durch welche Bezugsverträge der Bedarf gedeckt wird und welche prognostizierten Mengen durch noch keinen Bezugsvertrag gedeckt sind. 4 Fazit Mit einer Veränderung des Bilanzkreismodells eröffnen sich neue Möglichkeiten zur Bedarfsdeckung für Energieversorgungsunternehmen. Die Bedarfsdeckung durch Standardprodukte ermöglicht aufgrund der Festpreise ein verringertes Preisrisiko und damit eine höhere Planungssicherheit für Versorgungsunternehmen und Endkunden.

19 -19- Im Gegensatz zu einem Subbilanzkonto lassen sich durch die Bewirtschaftung eines eigenen Bilanzkreises alle Vorteile des veränderten Gasmarktes nutzen und günstigere Bezugspreise erzielen. Da einzig und allein der Preis für den Endverbraucher über den Versorger entscheidet, wird aus den Bezugsmöglichkeiten zu Festpreisen im Gegensatz zu teuren Vollversorgungsverträgen ein Wettbewerbsvorteil generiert. Auf langfristige Sicht wird das Subbilanzkonto zunehmend unattraktiver für Versorgungsunternehmen werden, da ein Teil des kostenintensiveren Bezugs an die Endkunden weitergegeben werden muss, um wirtschaftlich zuarbeiten. Dadurch werden die Endpreise fast ausschließlich über denen eines Versorgungsunternehmens liegen, welches seinen Bedarf zu einem Großteil mit Festpreisprodukten deckt.

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