Strategien für Stadtwerke im Portfoliomanagement

Inhaltverzeichnis

I Abkürzungsverzeichnis

II Tabellenverzeichnis

II Abbildungsverzeichnis

1.1 Problemstellung
1.2 Ziel der Arbeit
1.3 Aufbau der Arbeit

2 Der Gasmarkt in Deutschland
2.1 Liberalisierung
2.1.1 Der Gasmarkt vor der Liberalisierung
2.1.1.1 Entwicklung
2.1.1.2 Struktur
2.1.2 Europäisches Energierecht
2.1.3 Deutsches Energierecht
2.2 Marktstruktur und Netzzugang
2.2.1 Marktgebiete in Deutschland
2.2.2 Virtueller Handelspunkt
2.2.3 Verträge
2.2.3.1 Transportverträge im Entry-/Exitmodell
2.2.3.2 Bilanzkreisvertrag

3 Gashandel
3.1 Risiken im Energiehandel
3.2 Handelsmöglichkeiten
3.2.1 Physischer vs. finanzieller Handel
3.2.2 Organisierter Handel an der EEX
3.2.2.1 Zulassungsvoraussetzung
3.2.2.2 Funktionsweise
3.2.2.3 Preisbildung
3.2.3 Bilaterale Verträge über den OTC-Handel
3.2.3.1 Funktionsweise
3.2.3.2 Preisbildung
3.3 Produkte
3.3.1 Terminprodukte
3.3.2 Spothandel
3.3.3 Swingverträge
3.3.4 Speicher
3.3.4.1 Basisdaten
3.3.4.2 Speichernutzung
3.3.4.3 Speichertypen
3.3.4.4 Speicherprodukte und Tarifkosten
3.3.5 LNG
3.3.6 Energiederivate
3.3.6.1 Optionen
3.3.6.2 Swaps

4 Grundlagen für das Portfoliomanagement im Energiehandel
4.1 Portfolio und Portfoliomanagement
4.1.1 Portfolio-Selection-Theorie von Markowitz
4.1.1.1 Grundaussagen der Portfoliotheorie
4.1.1.2 Ansatz
4.1.2 Standardabweichung und Varianz
4.2 Differenzierung zum finanzwirtschaftlichen Portfoliomanagement
4.3 Lastgang und Prognosen

5 Optionen im Gasportfoliomanagement
5.1 Vollversorgung
5.1.1 Charakteristik
5.1.2 Chancen und Risiken
5.1.3 Anwendungsbeispiel
5.1.4 Kritische Würdigung
5.2 Residualverträge mit Optionsmengen
5.2.1 Charakteristik
5.2.2 Chancen und Risiken
5.2.3 Anwendungsbeispiel
5.2.4 Kritische Würdigung
5.3 Tranchenbeschaffung
5.3.1 Charakteristik
5.3.2 Chancen und Risiken
5.3.3 Anwendungsbeispiel
5.3.4 Kritische Würdigung
5.4 Portfoliomanagement
5.4.1 Charakteristik
5.4.2 Strukturierung
5.4.2.1 Standardprodukte
5.4.2.2 Flexible Produkte
5.4.2.3 Speichereinsatz
5.4.2.4 offene Positionen
5.4.3 Portfoliooptimierung / Performancemessung
5.4.4 Vor- und Nachteile
5.4.5 Anwendungsbeispiel
5.4.6 Kritische Würdigung

Resümee

Literaturverzeichnis

Eidesstattliche Erklärung Fehler! Textmarke nicht definiert

I Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

II Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: HEL-Werte aus Destatis Veröffentlichungen, in Anlehnung an: www.destatis.de

Tabelle 2: Kenndaten der deutsche Erdgasspeicherung, in Anlehnung an: Sedlacek, R. (2007): Untertage-Gasspeicherung in Deutschland

Tabelle 3: Tarife der BEB Speicher GmbH, in Anlehnung an: BEB Speicher GmbH (2007): Technical Manual

Tabelle 4: Transportkosten Gasunie, in Anlehnung an: Gasunie Deutschland Transport Services GmbH (2009): „Tarifliste“

Tabelle 5: Grundpositionen bei Optionen, in Anlehnung an: Pfiefer, A. (2006): Praktische Finanzmathematik

Tabelle 6: Berechnung der Varianz, in Anlehnung an: Markowitz, H.-M. (2008): Portfolio Selection, S. 84

Tabelle 7: Ölfutures aus dem Angebot von einem Lieferant am 23.02.2010, möchte namentlich nicht genannt werden

Tabelle 8: Produktstrukturierung auf Monatsbasis – Datei Lastgang INVISIBLE, Reiter Produkte Residual, Eigendarstellung

Tabelle 9: Strukturierung der Standardprodukte in MW – Datei Lastgang INVISIBLE, Reiter Produkte Residual, Eigendarstellung

Tabelle 10: Monatsmengen der Vertikale Beschaffung - Datei Lastgang INVISIBLE, Reiter Produkte ver. Tranchen, Eigenberechnung

Tabelle 11: Produktstrukturierung in MW PFM - Datei Lastgang Invisible, Reiter Produkte PFM, Eigenberechnung

Tabelle 12: Strukturierung Jahresprodukt in MW für Teileinkäufe – Datei Lastgang Invisible Reiter Produkte PFM , Eigenberechnung

III Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Historische Struktur der deutschen Gasindustrie, in Anlehnung an: Spicker, Dr. J. (2006): Formen des OTC-Handels in Schwintoski, H.-P. (Hrsg.): Handbuch Energiehandel, Berlin 2006, S. 29 - 138

Abbildung 2: Kapazitätsbuchung als Vergleich Punkt-zu-Punkt gegenüber Entry-/Exitmodell, Eigendarstellung

Abbildung 3: Gashandel am virtuellen Handelspunkt, in Anlehnung an: BGW (2007) – No. 4, S.8

Abbildung 4: Handelsvolumina im Marktgebiet NetConnect Germany , in Anlehnung an: NetConnect Germany GmbH & Co. KG (2010): Entwicklung OTC Gashandel, in http://www.net-connect-germany.de

Abbildung 5: Porenspeicher und Karvernenspeicher, Quelle: Entnommen aus: BEB – Erdgasspeicherung – Speicher, in http://www.beb.de

Abbildung 6: Effizienzkurve nach Markowitz, in Anlehnung an: Perridon, L. / Steiner, M. (2006): Finanzwirtschaft der Unternehmung, 14. Aufl., S 242

Abbildung 7: Berechnung HEL-Referenzwert, Eigendarstellung

Abbildung 8: Gesamtverbrauch und Optionsmengen, Datei Lastgang INVISIBLE, Reiter Produkte Residual, Eigendarstellung

Abbildung 9: Vertikales Tranchenmodell - Datei Lastgang INVISIBLE, Reiter Produkte ver. Tranchen, Eigendarstellung

Abbildung 10: Horizontales Tranchenmodell - Datei Lastgang INVISIBLE, Reiter Produkte ver. Tranchen, Eigendarstellung

Abbildung 11: Portfoliostrukturierung mit Standardprodukten und Flexibilität – Datei Lastgang INVISIBLE Reiter Produkte PFM, Eigendarstellung

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

Die EU hat sich zum Ziel gesetzt die deutsche Energiewirtschaft für alle Marktteilnehmer zu öffnen. Mit dem Erlass der ersten Binnenmarktrichtlinie wurde der Grundstein zur Öffnung des deutschen Marktes gesetzt. Dadurch entstanden für alle Marktteilnehmer und insbesondere für Stadtwerke neue Herausforderungen und Aufgaben. Ebenso sind neue Marktteilnehmer vorhanden, die die Transparenz des Marktes senken.

Durch die größere Anzahl an Anbietern sind zusätzlich neue Produkte im Markt aufgetaucht, die zu verstehen und für den Vorteil eines Stadtwerks einzusetzen sind. Stadtwerke haben aufgrund großer Verbrauchsmengen im Gegensatz zu Haushalts-, Gewerbe- oder Industriekunden ihr gesamtes Kapital in dem Energiebedarf gebunden. Für sie wächst die Anforderung an die gesamte Belegschaft und besonders im Einkauf bzw. der Beschaffung. In dieser Abteilung steckt das größte Potenzial für die Unternehmensmarge, sodass gerade hier neue Strategien und Modelle zur Beschaffung entwickelt werden müssen, um dem Marktpreis standhalten zu können.

1.2 Ziel der Arbeit

Bezogen auf die Problemstellung wird auf die neuen Herausforderungen für Stadtwerke in dem liberalisiertem Gasmarkt mit spezieller Hinsicht auf Beschaffungsstrategien eingegangen. Den Stadtwerken soll vor dem Hintergrund neuer Anforderungen eine Anleitung zur Bewältigung der Beschaffung unter Berücksichtigung der Risiken dargestellt werden.

Ziel der Arbeit soll es sein, dem Stadtwerk einen Einblick in die unterschiedlichen Beschaffungsstrategien zu geben. Dabei wird praxisnah für jede Strategie ein Fahrplan erstellt der anhand ihrer Chancen und Risiken erörtert wird. Aus dieser Grundlage kann ein Stadtwerk für sich die Entscheidung für eines der Optionen sachgerecht treffen und mit dieser Anleitung umsetzen.

1.3 Aufbau der Arbeit

Im ersten Teil der Arbeit wird der das Problem sowie die Herausforderung für Stadtwerke erörtert und die Ziele der Arbeit festgesetzt.

Im zweiten Teil wird die Struktur vor der Liberalisierung des Marktes erklärt. Nachdem ein Einblick in die historische Entwicklung und Struktur gewährt wird folgt eine Überleitung auf die Liberalisierung. Zunächst wird auf das europäische Recht eingegangen, das durch eine Ableitung das deutsche Energierecht erklärt. Anschließend wird die neue Marktstruktur erläutert, welche durch die Liberalisierung aufgrund des europäischen und deutschen Rechts entstanden ist. Entscheidend ist das Verständnis des neuen Marktes, um alle neuen Anforderungen erfüllen zu können.

Im dritten Punkt wird auf den eigentlichen Gashandel eingegangen. Zunächst folgt eine Erklärung der Risiken sowie der Handelsmöglichkeiten, in denen die Orte zum Kauf und Verkauf von Gasprodukten durchgeführt werden kann. Danach werden die Produkte selbst erklärt, wobei der Focus auf die Differenzierung der Unterschiede gesetzt wird. Abschließend wird kurz auf die gängigen Derivate eingegangen, die im Energiehandel eingesetzt werden.

Im vierten Punkt wird das Portfoliomanagement erklärt, welches aus der Finanzwelt aufgesetzt wurde. Ebenfalls erfolgt eine Überleitung auf die Grundlagen für das Portfoliomanagement im Energiehandel sowie eine Ableitung von der Portfoliotheorie.

Der fünfte Punkt und Hauptteil zeigt in Eigenleistung die Anwendung der Produkte im Sinne der möglichen Beschaffungsstrategien von der Vollversorgung bis hin zum echten Portfoliomanagement im Hinblick auf die Portfolio-Selection-Theorie.

2 Der Gasmarkt in Deutschland

2.1 Liberalisierung

2.1.1 Der Gasmarkt vor der Liberalisierung

2.1.1.1 Entwicklung

Vor der Liberalisierung war Deutschland mehr als 150 Jahre in der Gaswirtschaft von den kommunalen Unternehmen abhängig, die ihr Gas aus Kraftwerken und Kohleförderung gewonnen haben. Erst 1910 entdeckte man in Hamburg eine Gasquelle, die sich durch einen Zufall entzündete und zum Spektakel wurde. Die folgenden Jahre waren die städtischen Werke für die Förderung mit anschließender Verteilung für ihre eigene Stadt verantwortlich. Mit Beginn des ersten Weltkriegs kamen die ersten Gemeinden auf die Idee ihre Produktion zu bündeln, um die Herstellkosten zu senken. Dieses Vorhaben scheiterte, weil viele Kommunen ihre Selbstständigkeit und ihren Profit in Gefahr sahen.^[1]

Nachdem ersten Weltkrieg wurden dann durch neue Mengen an Kokereigas aus Kraftwerksproduktion, synchron zum Stromnetz auch überregionale Gasnetze geflochten. Ziel sollte sein, Großstädte mit den Kraftwerken aus dem Ruhrgebiet zu verbinden. Bis zu diesem Zeitpunkt gab es kein flächendeckendes Netz und ebenfalls nur Gas als Nebenprodukt aus Koks.^[2]

Mit Ende des zweiten Weltkrieges wurden immer mehr reine Gasfelder in Deutschland gefunden, die 1957 zum ersten Gasliefervertrag zwischen der Deutschen Vakuum und der Stadt München führten. Problematisch waren allerdings die hohen Pipelinekosten, die sich ausschließlich über lange Lieferverträge amortisierten. Zusätzlich wollten die Lieferanten für Bedarfsschwankungen entschädigt werden, wodurch sich der Leistungspreis zum ersten Mal etablierte.^[3]

Mitte der sechziger Jahre fanden die ersten größeren Grenzübergangslieferungen aus dem niederländischen Gasfeld Groningenfeld statt. Nur eine minimale Zahl von sieben weiteren Importeuren wurden mit Erdgas aus diesem Feld versorgt, während in den restlichen westlichen Ländern wenig oder gar kein Erdgas verbraucht wurde. In Europa wurde neben Groningen auch geringen Mengen Flüssiggas eingespeist.^[4]

Die vermehrten Gasfunde überall in Europa sorgten für eine starke Vernetzung zwischen den europäischen Ländern. Mit Irland, Portugal und Griechenland wurden endlich die letzten EU-Staaten an das sich entwickelte Versorgungsnetz angeschlossen, sodass von dem Zeitpunkt an quer durch Kontinentaleuropa eine unterbrechungsfreie Gasversorgung möglich war.^[5]

2.1.1.2 Struktur

In der Zeit vor 1998 waren die meisten Unternehmen in Deutschland entlang der Wertschöpfungskette integriert. Aufgrund dieser Monopolstellung teilte sich die Gaswirtschaft in zwei Gruppen auf. Die erste Gruppe der Gasimporteure war zuständig für die Beschaffung auf den internationalen Beschaffungsmärkten oder hielten Lieferbeziehungen mit Produzenten. Frühere Monopolimportgesellschaften wie die BEB Erdöl und Erdgas GmbH, die Ruhrgas AG, Thyssengas und EWE AG blockierten den Wettbewerb in ihrem Ferngasnetz. Folglich konnten Regionalversorger, Stadtwerke, Kraftwerksbetreiber und Industrie die Beschaffungsaufgabe nur der ersten Gruppe überlassen und waren gezwungen bei diesen zu beschaffen. Die Abbildung nachfolgend beschreibt die Situation:^[6]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1 : Historische Struktur der deutschen Gasindustrie, in Anlehnung an: Spicker, Dr. J. (2006): Formen des OTC-Handels in Schwintoski, H.-P. (Hrsg.): Handbuch Energiehandel, Berlin 2006, S. 29 - 138

Die stillschweigenden Abkommen zwischen den einzelnen Wertschöpfungsketten sorgten durch die kartellähnlichen Verhältnisse für Verhinderung von Wettbewerb. Die Kunden waren damit in einem Vollversorgungsvertrag, bei dem die gesamten Mengen über einen Vertragspartner bezogen werden mussten. Teilweise galten diese Verträge über mehrere Jahrzehnte hinweg. Den ersten Durchbruch der Monopolstellung ist der Wingas zu bedanken, die parallel ein Pipelinesystem in Deutschland gebaut hat. Auf der kaufmännischen Ebene gewann sie aufgrund von niedrigen Festpreisen erste Marktanteile und ersetze die klassische Ölbindung.^[7]

2.1.2 Europäisches Energierecht

Die Leitungsgebundenheit des Primärenergieträgers Erdgas stellt ein natürliches Monopol dar. Auf der Ebene der Netze ist deshalb kein Wettbewerb möglich, sodass sich die EU zur Generierung von Wettbewerb nur mit einem diskriminierungsfreien Netzzugang weiterhelfen konnte. Mit dem Ziel einen funktionierenden Markt bereitzustellen, hat sich das Komitee den Börsenhandel als Maxime genommen, der einen liquiden und freien Marktzugang sichern soll.^[8]

Neben einzelnen EU-Ländern hat sich auch die Europäische Union mit der Schaffung von Wettbewerb befasst. Ihr Ziel war es, binnen einer Umsetzungsfrist von zwei Jahren, einen einwandfrei funktionierenden Gasmarkt zu entwickeln, der für jeden zugänglich gemacht wird.^[9] Mit Beschluss der ersten Binnenmarktrichtlinie Erdgas am 10. August 1998 durch den Europäischen Rat wurde der Grundstein für diskriminierungsfreien Netzzugang zu Fern- und Verteilnetzen sowie den Flüssiggasanlagen gelegt. Die Richtlinie überlässt es den einzelnen Mitgliedsstaaten in welcher Form und auf welcher Weise sie die Umsetzung durchführen. In diesem Fall konnten sie wählen zwischen einem regulierten oder verhandelten Netzzugang. Der regulierte Netzzugang wird durch eine Behörde vorgegeben, wohingegen der verhandelte auf einer bilateralen Vereinbarung zwischen einem Transportkunden und dem Netzbetreiber beruht. Nur im Fall des Kapazitätenmangels oder der Bedrohung zur Erfüllung gemeinwirtschaftlicher Aufgaben (Versorgungspflicht) kann der Netzinhaber den Zugang verweigern.^[10]

Die Richtlinie regelt außerdem das Recht auf freien Leitungsbau und verpflichtet die Inhaber von Leitungsnetzen, Speicheranlagen und LNG-Terminals diese umweltbewusst sowie sicher zu betreiben. Zusätzlich sieht die Richtlinie im ersten Schritt die Öffnung der nationalen Märkte für Kunden mit einem Gasverbrauch von mehr als 25 Mio. m³ vor, die sich ihren Lieferanten frei auswählen können. Im folgenden Schritt können Kunden mit einem Volumen von 15 Mio. m³ selbiges durchführen.^[11]

Zur weiteren Schaffung von Wettbewerb verpflichtete die Binnenmarktrichtlinie die Unternehmen entlang der Wertschöpfungskette zur Entflechtung der Gesellschaften. Das sog. Unbundling zwang die Unternehmen zur separaten Buchführung als seien die einzelnen Unternehmensbereiche in eigene Firmen ausgegliedert. Physische Entflechtung in eine eigene Rechtsform war nicht notwendig, aber die Bücher mussten getrennt durch Aufsichtsbehörden einsehbar sein.^[12]

Nach dieser ersten Instanz zur Marktöffnung wurde am 26 Juni 2003 die zweite Binnenmarktrichtlinie verabschiedet, die am 01. Juli 2004 die Erste ersetzen soll. Diese Richtlinie legt fünf wesentliche Aspekte fest:^[13]

Verhandelter Netzzugang entfällt, nur ein regulierter ist möglich

Verkürzung der vollständigen Marktöffnung

Unternehmensteile müssen in eine eigene Rechtsform ausgegliedert werden

Zugang zu Speicheranlagen

Ausnahmeregelungen für neue Infrastrukturen

Der regulierte Netzzugang soll durch eine nationale Netzagentur gewährleistet werden, die bis zum 01. Juli 2004 eingerichtet sein muss. Ihre Aufgabe wird die Überwachung der Netzstrukturen sowie die Kalkulation der Entgelte für einen Netzzugang, welche in einem Katalog geregelt werden.^[14]

Die Verkürzung der vollständigen Marktöffnung genehmigt allen Kunden in Deutschland ab dem 01. Juli 2007 freie Lieferantenauswahl.^[15]

Nachdem den Unternehmen durch die erste Binnenmarktrichtlinie die buchhalterische Entflechtung der Wertschöpfungskette auferlegt wurde, sieht die jetzige ebenso eine Trennung in selbstständige Rechtsformen vor. Die Bereiche Erzeugung, Beschaffung und Vertrieb müssen ausgegliedert werden.^[16]

Bei den Gasspeichern obliegt es den Betreibern, ob ein verhandelter oder regulierter Zugang erfolgen soll. Bei dem verhandelten können die Counterparts bilaterale Vereinbarungen treffen, jedoch müssen die Geschäftsbedingungen publiziert werden. Im regulierten Fall regeln die staatlichen Institutionen den Zugang.^[17]

Ausgenommen von den Vorschriften werden nur neue Infrastrukturen. Ziel ist dabei die Schaffung von Versorgungssicherheit in jungen Märkten.^[18]

2.1.3 Deutsches Energierecht

Die Liberalisierung in Deutschland und die Öffnung der Gasmarktgrenzen in Europa begann vor mehr als zehn Jahren und wächst mittlerweile mit einer rasanten Geschwindigkeit.^[19] Nach der Verabschiedung der ersten Binnenmarktrichtlinie entstanden in Deutschland sog. Verbändevereinbarungen, die durch Energieverbände beschlossen wurden. Aufgrund schleppender Entwicklung in den Märkten wurde eine Beschleunigungsrichtlinie mit Rechtskraft zum 13. Juli 2005 durch die Novellierung des Energiewirtschaftsrechts eingeführt. Durch in Kraft treten der Neuregelung des EnWG wurde der regulierte Netzzugang gültig, das Unbundling verpflichtend, die Errichtung einer Regulierungsbehörde vorgeschrieben und eine Ex-Ante-Regelung im Bezug auf Netzentgelte zugelassen. Ebenso wurde der Gasnetzzugang durch einen weiteren Zusatz im §20 1b EnWG erleichtert. Mit Ergänzung dieses Paragraphen mussten alle Ein- und Ausspeisekapazitäten veröffentlicht werden und ein potenzieller Transportkunde war mit nur zwei Verträgen (Zweivertragsmodell) und einem Bilanzkreisvertrag in der Lage in jedes Netz zu liefern.^[20] Ursprünglich war in Deutschland das Punkt-zu-Punkt-Modell das Leitbild zur Belieferung des Kunden. Die Komplexität der Verfahrensweise war derart aufwendig, dass ein diskriminierungsfreier Wettbewerb nicht gewährleistet werden konnte. Bei dem Modell musste der Transportkunde an jedem Knotenpunkt, der auf dem Leitungsweg zum Ausspeisekunden lag, eine Kapazitätsbuchung durchführen. Neben dem unverhältnismäßigen Buchungsaufwand waren bei jedem Leitungspunkt auch Gebühren fällig, die eine Belieferung unwirtschaftlich machten.^[21]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2 : Kapazitätsbuchung als Vergleich Punkt-zu-Punkt gegenüber Entry-/Exitmodell, Eigendarstellung

Zur Festigung ergänzte die Bundesregierung das EnWG mit Wirkung zum 28.07.2005 mit der Gasnetzentgeltverordnung(GasNEV) und der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV). Die GasNEV sollte die Entgelte für die Nutzung der Transportnetze in dem Verteilnetz regelen und die GasNZV konkretisierte den Zugang über einen Ausspeisevertrag. Aber da die GasNZV im wesentlichen Mängel zur Versorgungssicherheit aufwies entschloss sich das Bundeswirtschaftsministerium zur Erlassung der Niederdruckanschlussverordnung (NDAV) nach der jeder Verbraucher an ein Netz angeschlossen sein muss. Auf diese Weise soll verhindert werden, dass sich Inhaber eines Versorgungsnetzes durch Nichtanschluss gegen Wettbewerb wehren.^[22]

Weitere wichtige Umsetzungen fanden mit der Verabschiedung der Regelungen zum Lieferantenwechselprozess (GeLiGas) und dem Grundmodell der Ausgleichsleistungs- und Bilanzierungsregeln (GABi Gas) statt. Die hohe Anzahl an Gasnetzbetreibern in Deutschland im Jahr 2005 machte einen Wechselprozess sehr umständlich und kostenintensiv, wodurch der Wettbewerb behindert wurde. Die Vorgabe regelt einen standardisierten Prozess mit Aufgabenverteilung und bestimmten einzuhaltenden Datenformaten. Das Modell GABi Gas bezieht sich auf Bilanzkreisnetzbetreiber, den sog. marktgebietsaufspannenden Netzbetreibern.^[23]

2.2 Marktstruktur und Netzzugang

2.2.1 Marktgebiete in Deutschland

Um das geplante Entry-/Exitmodell umzusetzen ist die Bildung von Marktgebieten maßgeblich. Ein Marktgebiet ist ein vertikaler Verbund von den einzelnen regionalen Versorgungsnetzen. An das Marktgebiet sind verschiedene Ferngasnetze angeschlossen, wodurch auch die Bildung des Marktgebiets in die Pflicht der Ferngasgesellschaften, den sog. marktgebietsaufspannenden Netzbetreibern, fällt.^[24]

Eine wichtige Vorrausetzung ist, dass die Ausspeisepunkte in einem Marktgebiet physisch durch die Einspeisepunkte versorgt und zugeordnet werden können. Folglich dürften keine Kapazitätsengpässe entstehen, sodass Händler mit Marktgebietszugang jeden sich in dem Areal befindlichen Kunden beliefern könnten.^[25]

In Deutschland gibt es derzeit sechs Marktgebiete:

NetConnect Germany - NCG H-Gas

GASPOOL - GPL H-Gas

RWE Verteilnetz - Thyssen H-Gas

Gasunie - Aequamus L-Gas

Eon Gastransportnetz - EGT L-Gas

RWE Verteilnetz - Thyssen L-Gas

2.2.2 Virtueller Handelspunkt

Zu einem Marktgebiet verlangte die Kooperationsvereinbarung neben der Reduzierung der Areale, eine Etablierung eines virtuellen Handelspunktes (VHP).^[26]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3 : Gashandel am virtuellen Handelspunkt, in Anlehnung an: BGW (2007) – No. 4, S.8

Ein Handelspunkt ist kein physisch existenter Knotenpunkt im Netz, sondern verbindet rein virtuell alle physischen Punkte miteinander. Am VHP können nach der Einspeisung in den Bilanzkreis Mengen, durch einen Bilanzkreisübertrag, an andere Teilnehmer im Marktgebiet verkauft oder Fehlmengen nachgekauft werden. Auch ein Austausch über den VHP, ein sog. Swap des Gases, in ein anderes Marktgebiet wird den Transportkunden ermöglicht. Alle diese Funktionen können ohne weitere Buchung von Kapazitäten durchgeführt werden.^[27] Für die Übertragung jeglicher Art werden Gebühren fällig. Am VHP im Gaspool-Marktgebiet sind es 0,001 cent/KWh, die der MGNB für sich als Servicefee einstreicht.^[28]

Analog zu seiner Funktion als Handelsplatz dient der VHP als Lieferort von Verträgen. Bis zur Etablierung der VHP’s wurde das Gas an das City-Gate geliefert, also an den Knotenpunkt, der physisch in das Stadtwerkenetz führte.^[29]

Neben den sechs Marktgebieten in Deutschland gibt es noch weitere europäische Handelsplätze, die als Leitbullen in der EU-Zone fungieren. Die Liberalisierung brachte folgende weitere wichtige virtuelle Handelspunkte in Europa zum Vorschein:

NBP – National Balancing Point in UK

TTF – Title Transfer Facility in den Niederlanden

ZEE – Zeebrügge in Belgien

Viele deutsche Unternehmen sind ebenfalls an diesen Plätzen als Händler registriert und kaufen ihr Gas dort ein, mit einer anschließenden Lieferung oder einem Swap nach Deutschland.

2.2.3 Verträge

2.2.3.1 Transportverträge im Entrx-/Exitmodell

Mit der Umsetzung der europäischen Richtlinien führte Deutschland ein Zweivertragsmodell oder auch Entry/Exit-Modell genannt ein. Die Transportkunden schließen in diesem Modell nur zwei Verträge mit dem marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber zur ordnungsgemäßen Belieferung mit Erdgas.^[30]

Der Einspeisevertrag gewährt dem Transportkunden den Zugang zum Marktgebiet. Dabei wird das Gas vom physischen Einspeisepunkt bis zum virtuellen Handelspunkt transportiert. Mit Abschluss des Ausspeisevertrages erhält der Transportkunde die Möglichkeit zur Ausspeisung der Gasmengen an den Endverbraucher, der am Verteilnetz angeschlossen ist. Ein separater Vertragsabschluss ist auch möglich, da ein Händler nur die Möglichkeit zur Einspeisung benötigt wohingegen das Stadtwerk hauptsächlich an der Ausspeisung interessiert ist.^[31]

Neben dem Ziel in einem Marktgebiet einen Kunden beliefern zu können oder Gas zu übergeben, kann ein solcher Vertrag die Möglichkeit zum Zutritt in ein weiteres Marktgebiet sein. Transporte, die sich in ein anderes Marktgebiet erstrecken sind marktgebietsüberschreitende Transporte.^[32]

2.2.3.2 Bilanzkreisvertrag

Parallel zu einem Transportvertrag ist der Abschluss eines Bilanzkreisvertrags zwingend. Dieses Konstrukt bildet den Grundbaustein für den Zugang in die neue Welt und zum Handel.

Ein Bilanzkreis stellt ein virtuelles Gebilde dar, in dem mehrere Einspeise- und Ausspeiseverträge zusammengefasst werden. In diesem Bilanzkreis werden alle entnommenen und eingebrachten Gasmengen aggregiert und gegenübergestellt. Der Zweck dieses Kontos ist die Feststellung von Differenzmengen sowie die Übertragung von Gasmengen zwischen Transportkunden wie zum Bsp. Händlern oder Stadtwerken. Der Netzbetreiber hält ein besonderes Interesse an der Abrechnung dieser Differenzmengen, da er in der Pflicht ist diese physisch auszugleichen nach GABi Gas.

Abgeschlossen wird der Bilanzkreisvertrag i. d. R. mit dem Bilanzkreisnetzbetreiber (BKN), dem marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber. Eine weitere Möglichkeit besteht sich ein Subbilanzkonto bei einem anderen Händler einrichten zu lassen und diesen mit der Bewirtschaftung des Bilanzkreises zu beauftragen.^[33]

Besonders zu berücksichtigen bei dem Abschluss des Bilanzkreises sind die nicht unerheblichen Pflichten, welche auf den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) zukommen. Jeder Transportkunde ist in der Pflicht dem BKN täglich entsprechende Mengenmeldungen sog. Nominierungen zukommen zu lassen, die ihn Aufschluss über die Ein- und Ausspeisetätigkeiten informieren. Am Ende des Gastages sendet der Ausspeisenetzbetreiber (ANB) die tatsächlichen Ausspeisungen an den BKN, wo dieser die Differenz mit der Einspeisung ermittelt, die anschließend als Grundlagen zur Rechnungsstellung an den Bilanzkreisverantwortlichen dient.^[34]

Die Abrechnung der Differenzmengen wird in der GABi Gas unter dem §11 geregelt. Bei Unterspeisung, d.h. wenn der BKV weniger Energie eingespeist als er verbraucht hat, wird der Referenzpreis mit 1,1 multipliziert. Im Gegenzug werden Überspeisungen mit 0,9 multipliziert und vergütet. Diese Regelung soll Arbitrage durch Bilanzkreismissbrauch verhindern.^[35]

Die Bildung des Referenzpreises wird ebenfalls durch die Bundesnetzagentur in der GABi Gas unter dem §11 geregelt. Maßgeblich für die Abrechnung sind die an dem Tag gültigen Settlementpreise folgender Marktorte:^[36]

TTF – Title Transfer Facility in den Niederlanden

NBP – National Balancing Point in Großbritanien

ZEE – Zeebrüge in Belgien

NCG – NetConnect Germany in Deutschland

Eine Umrechnung der Währungsdifferenzen erfolgt gemäß der publizierten Valuten auf der Internetseite der europäischen Zentralbank (EZB), die unter www.ecb.int zu finden sind.^[37]

[...]

^[1] Vgl. Klag, N.-D. (2003), S. 63.

^[2] Vgl. Klag, N.-D. (2003), S. 64.

^[3] Vgl. dies. (2003), S. 65.

^[4] Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 4 ff.

^[5] Vgl. ders.. (2004), S. 6.

^[6] Vgl. Spicker, Dr. J. (2006), S. 55 f.

^[7] Vgl. Spicker, Dr. J. (2006), S. 56 f.

^[8] Vgl. Däuper, Dr. O. / Lokau, B. (2006), S. 44.

^[9] Vgl. Klag, D. (2003), S. 280.

^[10] Vgl. Stäcker, D. (2004), S. 10.

^[11] Vgl. dies. (2004), S. 10.

^[12] Vgl. Stäcker, D. (2004), S. 10 f.

^[13] Vgl. dies. (2004), S. 10.

^[14] Vgl. Däuper, Dr. O. / Lokau, B. (2006), S. 45.

^[15] Vgl. Stäcker, D. (2004), S. 11.

^[16] Vgl. dies. (2004), S. 11.

^[17] Vgl. Stäcker, D. (2004), S. 11.

^[18] Vgl. dies. (2004), S. 11.

^[19] Vgl. Wernekinck, U. (2009), S. 162.

^[20] Vgl. Däuper, Dr. O. / Lokau, B. (2006), S. 51 ff.

^[21] Vgl. Spicker, Dr. J. (2006), S. 59.

^[22] Vgl. Däuper, Dr. O. / Lokau, B. (2006), S. 51.

^[23] Vgl. dies. (2006), S. 54 f.

^[24] Vgl. Maibaum, O. (2008), S. 275.

^[25] Vgl. BGW (2007) – No. 1, S. 8.

^[26] Vgl. BGW (2007) – No. 4, S. 8.

^[27] Vgl. Maibaum, O. (2008), S. 275 f.

^[28] Vgl. GASPOOL (2009), S. 2.

^[29] Vgl. BGW (2007) – No. 4, S. 9.

^[30] Vgl. ders. – No. 1, S. 9.

^[31] Vgl. BGW (2007) – No. 1, S. 9.

^[32] Vgl. ders. (2007) – No. 1, S. 8 f.

^[33] Vgl. BGW (2007) – No. 3, S. 3.

^[34] Vgl. BGW (2007) – No. 3, S. 9.

^[35] Vgl. §11 GABi Gas.

^[36] Vgl. §11 GABi Gas.

^[37] Vgl. §11 GABi Gas.