ein geeignetes Modell zur kosteneffizienten CO 2 - VRE

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE 

TAGESFRAGEN 

ZEITSCHRIFT FÜR ENERGIEWIRTSCHAFT·RECHT·TECHNIK UND UMWELT 

>> STROM OHNE GRENZEN 

WO STEHT DER EUROPÄISCHE STROMMARKT? 

VRE-JAHRESTAGUNG 2006 

6/2006 

S P E C I A L

STROM OHNE GRENZEN 

Liebe Leserin, lieber Leser, 

die energiepolitischen Aktivitäten im europäischen Strom- und Gassektor schreiten voran. Nach Auffassung der Europäischen Kommission 

müssen die Mitgliedstaaten die Marktöffnungsbestimmungen gemäß der gemeinschaftlichen Gas- und Stromrichtlinie wirksamer 

als bisher umsetzen. Zu diesem Fazit gelangt der jüngste Benchmarking-Bericht über die Umsetzung des Energiebinnenmarktes. 

Und die Zwischenergebnisse der sogenannten „Sector Inquiry“ der Kommission, die mit einem Bericht zum Jahresende abgeschlossen 

werden soll, unterstreichen dies. 

Ganz oben auf der Mängelliste stehen die angeblich hohe Marktkonzentration, mangelnde Integration der Einzelmärkte in das Gesamtsystem, 

die fehlende Transparenz sowie ein generelles Misstrauen gegenüber Preisbildungen. – Soweit die Kommission. Die auf 

fragwürdigen Maßstäben beruhenden Feststellungen sind indes von der Realität des Wettbewerbs im deutschen Strommarkt weit entfernt. 

Die unterschiedliche Geschwindigkeit der Umsetzung des Binnenmarktes in den einzelnen Mitgliedstaaten soll hier jedoch 

nicht in Abrede gestellt werden. 

Dieses Special, das wir anlässlich der Jahrestagung 2006 des Verbandes der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger 

in Deutschland – VRE – e. V. („Strom ohne Grenzen – Wo steht der europäische Strommarkt?“ am 31.05. bis 01.06.2006 in 

Berlin) vorlegen, analysiert die Entwicklung der EU-Energiepolitik und setzt sich mit den Vorwürfen der Kommission konstruktiv 

auseinander. Dabei stehen Energiepreisentwicklung, Emissionshandel sowie die erneuerbaren Energien im Mittelpunkt. 

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE 

TAGESFRAGEN 

ZEITSCHRIFT FÜR ENERGIEWIRTSCHAFT·RECHT·TECHNIK UND UMWELT 

VRE-JAHRESTAGUNG 2006 

6/2006 

S P E C I A L 

>> STROM OHNE GRENZEN 


Impressum 

Redaktion: 

Martin Czakainski 

(verantwortlich) 

Franz Lamprecht, 

Jörg Siefke-Bremkens 

Verlag: 

etv GmbH, 

Montebruchstraße 2, 

45219 Essen 

Satz, Gestaltung: 

Scheerer GmbH, 

Hohenzollernstraße 65, 

45128 Essen 

Titelmotiv: 

Jens Herr, Signbase, 

Mühlheim/Ruhr 

Druck: 

WAZ Druck, Theodor-Heuss- 

Straße 77, 47167 Duisburg 


Inhaltsverzeichnis 

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 56. Jg. Special 6/2006 

„et“-Redaktion 

Interview mit Klaus Rauscher 

„Der deutsche Strommarkt ist besser als sein Ruf“ 4 

Henning Rentz 

Energiepolitische Diskussion ohne Scheuklappen 6 

Reinhold Buttgereit 

Die EU-Energiepolitik zwischen Binnenmarkt, globalem Wettbewerb 

und Energie-Außenpolitik 8 

Wolfgang Pfaffenberger 

Zu den Fundamentaldaten der Energiepreisentwicklung 12 

Jürgen Grohmann 

Alternativen in einem unruhigen Markt 19 

Interview mit Karl Michael Fuhr 

„Emissionszertifikate sind ein wichtiger Faktor für die Strompreise“ 23 

Norbert Azuma-Dicke, Siegfried F. Franke 

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz – ein geeignetes Modell zur 

kosteneffizienten CO 2 -Minderung in Europa? 24 

Derk J. Swider 

Zusatzkosten im konventionellen Kraftwerkspark durch den Ausbau 

der Windenergie 27 

Claus Hodurek 

Einspeisung regenerativer Kraftwerke – 

Herausforderung an einen Übertragungsnetzbetreiber 31 

Henning Recknagel 

Endschaftsklauseln in Wegenutzungsverträgen 36 

3


„Der deutsche Strommarkt ist besser als sein Ruf“ 

Interview mit Klaus Rauscher, Präsident des Verbandes der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger 

in Deutschland – VRE – e.V. 

Die EU-Kommission will für mehr Wettbewerb auf den europäischen Energiemärkten sorgen und hat dafür bereits im Jahre 2003 

die sog. Beschleunigungsrichtlinien Strom und Gas erlassen. Mit dem neuen Energiewirtschaftsgesetz wurden im letzten Jahr in 

Deutschland diese neuen „Spielregeln“ für alle Markteilnehmer eingeführt. Trotzdem ist die Kommission mit den Ergebnissen 

bei der Stärkung des Wettbewerbes in europäischem Maßstab bisher nicht zufrieden. 

et: Die Wettbewerbskommissarin Neelie Kroes hat im Februar 2006 

den Zwischenbericht über die Sektorenuntersuchung vorgestellt. Sie 

kommt darin zu dem Ergebnis, dass der Wettbewerb auf den nationalen 

Energiemärkten noch zu wünschen übrig lässt. Teilen Sie diese 

Meinung? 

Rauscher: Soweit es Deutschland betrifft, nein. Die Kommission 

stützt ihre Bewertung auf veraltete Informationen. In Deutschland 

haben wir seit Juli 2005 die EU-Binnenmarktrichtlinien mit dem 

neuen Energiewirtschaftsgesetz voll und ganz in nationales Recht 

umgesetzt. Um nur zwei Beispiele zu nennen: Die Entflechtung 

des Netzbetriebs läuft und es wurden aus dem Stand heraus funktionstüchtige 

Regulierungsbehörden geschaffen. Dass Deutschland 

hinsichtlich seiner Marktöffnung kritisiert wird, ist für mich schwer 

nachvollziehbar. Ich kann der Kommission nur empfehlen, den 

deutschen Energiemarkt unter den jetzt geltenden Regelungen neu 

zu bewerten. Ich hielte es zudem für vernünftig, etwas mehr Geduld 

aufzubringen. Neue Gesetze können nicht von heute auf morgen ihre 

volle Wirkung entfalten. Auch sollte die Kommission ihre Maßstäbe 

überdenken, die sie für die Bewertung eines Marktes anlegt. 

et: Welche Maßstäbe meinen Sie? 

Rauscher: Die EU hat immer wieder die Wechselraten von Endkunden 

als ein wesentliches Kriterium für die Beurteilung der Wettbewerbsintensität 

herangezogen. Dieses Kriterium greift aber zu 

kurz, wie wir aus Untersuchungen wissen. Die Verbraucher handeln 

mit ihren Versorgern lieber günstigere Tarife in bestehenden Verträgen 

aus, als zu einem neuen Anbieter zu wechseln. Gerade die 

deutschen Haushaltskunden zeigen sich vielmals als 

„Wechselmuffel“. 

Dagegen haben wir 

bei den Industriekunden 

seit Beginn 

der Liberalisierung 

hohe Wechselraten. 

4 


et: Sie halten also 

die Kritik der Kommission 

an Deutschland 

für überzogen? 

Rauscher: Ich kann die Kommission nur bitten, ihre Bewertung auf 

einer sachgerechten Bestandsaufnahme zu gründen. Der Wettbewerb 

hat bei uns längst stärker Einzug gehalten, als es die Kommission 

wahrnimmt. Für alle Kunden – private wie gewerbliche – ist ein 

unkomplizierter Wechsel des Anbieters jederzeit möglich. Auch 

die Einbindung Deutschlands in den europäischen Binnenmarkt 

ist besser als oft behauptet: Wir sind inzwischen mit unseren Nachbarn 

gut vernetzt und der grenzüberschreitende Stromhandel nimmt 

von Jahr zu Jahr zu. Im letzten Jahr war Deutschland erneut 

Stromnettoexporteur. 

et: Aber das sagt noch nichts über den Wettbewerb aus. 

Rauscher: In Deutschland sind wesentlich mehr Energieversorgungsunternehmen 

tätig, als in irgend einem anderen EU-Mitgliedstaat. 

Sie müssen auch sehen, dass die Leipziger Strombörse 

EEX inzwischen zum zweitgrößten Stromhandelsplatz Europas aufgestiegen 

ist. Kein internationaler Händler ließe sich auf einen Markt 

ein, der ihm keine Gewinnmöglichkeiten bietet. Und wir wissen, dass 

nur wettbewerblich organisierte Märkte diese Möglichkeiten bieten. 

Hinzu kommt, dass sowohl im Endkundengeschäft als auch auf der 

Erzeugerseite der internationale Wettbewerbsdruck in Deutschland 

sehr hoch ist. Nicht nur Großkonzerne wie die EdF oder Electrabel 

treten im deutschen Markt auf, sondern auch Gesellschaften wie 

Nuon und andere beteiligen sich rege am Wettbewerb um Kunden. 

Der deutsche Strommarkt ist bereits heute sehr attraktiv. Der Wettbewerb 

erfasst dabei zunehmend alle Wertschöpfungsstufen. Das 

zeigt sich nicht zuletzt daran, dass ausländische Gesellschaften nicht 

nur im Handel aktiv sind, sondern sich auch durch Kapitalbeteiligungen 

in deutschen Versorgungsunternehmen einbringen. Darüber 

hinaus sind sie bereit, im Vertrauen auf die Stabilität des Marktes 

eigene Erzeugungskapazitäten in Deutschland zu errichten. 

et: Gibt es also in Europa keinen Handlungsbedarf? 

Rauscher: Das will ich damit nicht sagen. Im europäischen 

Strommarkt gibt es Fehlentwicklungen. Die Liberalisierung der 

nationalen Energiemärkte ist sehr unterschiedlich fortgeschritten. 

Noch nicht alle Staaten haben ihre Hausaufgaben gemacht. Und dann 

gibt es Versuche einzelner Staaten, die Strompreise für die Industrie 

unter das Marktniveau zu drücken mit dem Ergebnis, dass der 

„Dass Deutschland hinsichtlich seiner Marktöffnung kritisiert wird, ist für mich schwer nachvollziehbar. 

Ich kann der Kommission nur empfehlen, den deutschen Energiemarkt unter den jetzt 

geltenden Regelungen neu zu bewerten. Ich hielte es zudem für vernünftig, etwas mehr Geduld aufzubringen. 

Neue Gesetze können nicht von heute auf morgen ihre volle Wirkung entfalten.“ 

Klaus Rauscher, Präsident des Verbandes der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger 

in Deutschland – VRE – e.V. 

ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 56. Jg. Special 6/2006


Wettbewerb zum Erliegen kommt. Dass die Kommission diesen 

Bestrebungen nicht sehr viel entschlossener entgegentritt, finde ich 

erstaunlich. 

et: Wo sollte die Kommission Ihrer Meinung nach die Schwerpunkte 

setzen? 

Rauscher: Bei der Liberalisierung der Strommärkte ist darauf zu 

dringen, dass alle Mitgliedstaaten die Binnenmarktrichtlinien zügig 

und in vollem Umfang umsetzen. Nur bei konsequenter Anwendung 

dieser Regelungen ist am Ende ein fairer, einheitlicher Wettbewerbsmarkt 

in Europa garantiert. Auch der Tendenz einzelner 

Länder, ihre Energiemärkte abzuschotten, sollte die Kommission entschlossen 

entgegentreten. Denn dieses Verhalten widerspricht dem 

Gedanken des Binnenmarktes. In dieser Beziehung gibt es für 

Deutschland keinerlei Handlungsbedarf. Das sage ich bewusst als 

Vertreter eines Unternehmens mit schwedischer Mutter. Der Schwerpunkt 

sollte jedenfalls nicht darauf liegen, neue Regelungen zu 

erfinden. Wir sind mit dem jetzigen Regelwerk auf einem guten Weg. 

et: Herr Dr. Rauscher, ich danke Ihnen für das Gespräch. 

Die Fragen stellte Martin Czakainski 

6 


„Bei der Liberalisierung der Strommärkte ist darauf zu dringen, dass 

alle Mitgliedstaaten die Binnenmarktrichtlinien zügig und in vollem 

Umfang umsetzen. Nur bei konsequenter Anwendung dieser Regelungen 

ist am Ende ein fairer, einheitlicher Wettbewerbsmarkt in 

Europa garantiert. Auch der Tendenz einzelner Länder, ihre Energiemärkte 

abzuschotten, sollte die Kommission entschlossen entgegentreten. 

Denn dieses Verhalten widerspricht dem Gedanken des 

Binnenmarktes.“ 

Klaus Rauscher, Präsident des Verbandes der Verbundunternehmen 

und Regionalen Energieversorger in Deutschland – VRE – e.V. 

Mit Ausnahme der neuen Bundesländer ist in den vergangenen zwei 

Dekaden vergleichsweise wenig in die Modernisierung der deutschen 

Energiewirtschaft investiert worden. Diese steht daher vor der großen 

Herausforderung, heute die richtigen Weichen zu stellen und so 

die Energieversorgung auch für kommende Generationen zu sichern. 

Dass Versorgungssicherheit eine für Industrienationen wie Deutschland 

existenzielle Frage ist, haben nicht zuletzt die aktuellen Diskussionen 

um Gaslieferungen aus Russland in die Ukraine und Westeuropa 

sowie die Ankündigung Russlands, künftig Erdöl verstärkt 

nach Asien zu liefern, deutlich gezeigt. 

Die Verknappung von Erdöl, Gas und Kohle ist ein Prozess, der im 

Grunde bereits mit dem ersten Tag der Förderung begann. Seit der 

ersten Nutzung dieser Ressourcen ist es aber mehr oder weniger 

immer gelungen, der weltweit steigenden Nachfrage ein ebenfalls 

steigendes Angebot entgegenzusetzen (Ausnahmen gab es natürlich 

u. a. während der Ölpreiskrisen der 70er Jahre, diese waren aber 

politischer Natur und – zumindest aus heutiger Sicht – zeitlich überschaubar). 

Dramatische Erhöhung der Rohstoffnachfrage 

In den vergangenen Jahren hat sich die Nachfrage nach fossilen Rohstoffen 

aber dramatisch erhöht. Länder wie China oder Indien 

brauchen für ihr enormes Wirtschaftswachstum Energie und treten 

auf den internationalen Märkten für Öl, Gas und Kohle zunehmend 

als Nachfrager in Erscheinung. Die erforderliche Anpassung des 

Angebots wird erhebliche Investitionen und auch Zeit in Anspruch 

nehmen. Hinzu kommt, dass es neben den Mengeneffekten verstärkt 

Engpässe bei bestimmten Ölqualitäten gibt und zum Teil auch die 

Verarbeitungskapazitäten nicht in ausreichendem Maße verfügbar 

sind. So importieren z. B. die USA zusätzlich zur eigenen Produktion 

jährlich zweimal so viel Benzin, wie in Deutschland insgesamt verbraucht 

wird. Der damit insgesamt zusammenhängende Preisdruck 

ist inzwischen für alle deutlich spürbar. 

Der in Deutschland vereinbarte Ausstieg aus der Kernenergie verschärft 

die Situation zusätzlich. Er führt zu einer Lücke in der Stromversorgung, 

die durch den Einsatz anderer Primärenergieträger oder 

regenerativer Energien geschlossen werden muss – und zwar zuverlässig, 

umweltverträglich und bezahlbar. Angesichts der 

beschriebenen Entwicklungen bei den fossilen Energieträgern und 

der Tatsache, dass die erneuerbaren Energien auf absehbare Zeit 

nicht in der Lage sein werden, diese Lücke zu schließen, wird deutlich, 

dass die deutsche Energieversorgung breit aufgestellt sein muss und 

nicht alles nur auf eine oder wenige Karten gesetzt werden darf. Dies 

gilt im übrigen nicht allein für Deutschland, sondern für die 

Europäische Union insgesamt. 

Vor einigen Jahren noch schien die Lösung zum Greifen nahe: Erdgas 

und regenerative Energien sollten die Versorgung zu sicheren, umweltfreundlichen 

und preiswerten Bedingungen sicherstellen. Doch der 

Euphorie folgt bei genauem Hinsehen Ernüchterung. Denn was würde 

das tatsächlich bedeuten? Bei einer vollständigen Substitution der 

Kernenergie durch Gas müssten 30 Mrd. m 3 – also gut ein Drittel des 

gegenwärtigen deutschen Gasverbrauchs – zusätzlich eingeführt 

werden. Hierfür würden die bestehenden Importmöglichkeiten aus 

Russland bei weitem nicht ausreichen. Und auch die LNG-Kapazitäten 

(LNG: Liquefied Natural Gas), die sich in Deutschland erst in Planung 

befinden, könnten die Versorgung nicht gewährleisten. Die preistreibenden 

Effekte dieser zusätzlichen Nachfrage sind in dieser 

Betrachtung noch gar nicht berücksichtigt. Gleiches gilt für die 

steigende Importabhängigkeit, die mit dem vermehrten Einsatz von 

Erdgas verbunden wäre. 


Energiepolitische Diskussion ohne Scheuklappen 

Henning Rentz 

Die Diskussion um die Zukunft der deutschen Energieversorgung erhitzt die Gemüter. Kaum ein anderes Thema steht so hoch 

auf der politischen Agenda. Im Streit um die Balance des energiepolitischen Zieldreiecks von Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit 

und Umweltschutz wird die Diskussion häufig mit ideologischen Scheuklappen geführt, obwohl Realismus dringend 

notwendig wäre. Das Beispiel Kohleverstromung zeigt, dass Kraftwerksmodernisierungen und die Weiterentwicklung von Technologien 

bei einer realistischen Betrachtung der Fakten die Voraussetzungen für eine zukunftsfähige Energieversorgung in Deutschland 

sind. 

Ebenso begrenzt ist der zunehmende Einsatz der erneuerbaren Energien. 

Sie sind – abgesehen von der Biomasse – nicht grundlastfähig 

und können daher auf absehbare Zeit immer nur als – wichtiges – 

Additiv in der Energieversorgung vorangebracht werden. Ein vollwertiges 

Substitut für Kernkraftwerke mit ihrer hohen Zeitverfügbarkeit 

sind sie auch mittelfristig ganz sicher nicht, denn beispielsweise 

stehen nur rund 10 % der Stromerzeugungskapazität auf Basis 

der Windenergie in Deutschland gegenwärtig rund um die Uhr zur 

Verfügung. 

Es führt also nicht weiter, ausschließlich vermeintliche Idealvorstellungen 

in das Zentrum der Überlegungen zu stellen. Man muss 

sich vielmehr mit der Realität auseinandersetzen, analysieren, was 

machbar ist und das Machbare weiter optimieren. Und da sieht es 

in Deutschland gar nicht so schlecht aus – zumindest solange man 

sich gestattet, Lösungen ohne Scheuklappen zu verfolgen. 

Braunkohle als einheimische Ressource 

Immerhin verfügt Deutschland über eines der größten Braunkohlevorkommen 

weltweit. Die statistische Reichweite der Kohle insgesamt 

wird auf rund 200 Jahre geschätzt. Sie übertrifft damit alle anderen 

Primärenergieträger bei weitem. Sie steht in Deutschland subventionsfrei 

zur Verfügung. Der Energiegehalt allein der unter Wirtschaftlichkeitsaspekten 

abbauwürdigen rheinischen Braunkohle 

liegt mit 50 Mrd b. Oelequiv. (das entspricht 9,7 Mrd. t SKE oder 

31,6 Mrd. t Braunkohle) 1,3 Mal so hoch, wie der gesamte verbleibende 

Energievorrat von Öl und Gas in der Nordsee. 

Hinzu kommen die Braunkohlenvorräte im Mitteldeutschen Revier 

und in der Lausitz. Der Braunkohle den Rücken zu kehren, wäre 

genau der falsche Weg. Es sind daher alle Kräfte und Kreativität 

zu nutzen, die Verstromung der Braunkohle durch technischen Fortschritt 

umwelt- und klimaverträglicher zu gestalten. Das hilft nicht 

nur, die Importabhängigkeit von Energie zu verringern. Mit der Technologieführerschaft 

erschließen sich für die Herstellerindustrie 

wichtige Potenziale im Export und zur Sicherung der Arbeitsplätze 

in der heimischen Wirtschaft. RWE verfolgt deshalb intensiv drei 

Entwicklungslinien: 

■ Herzstück ist das erste großtechnische CO 2 -freie Kohlenkraftwerk 

der Welt mit einer Leistung von 450 MW, das 2014 ans Netz 

gehen könnte. Dazu wird auch die Speicherung des abgetrennten 

CO 2 in einer ehemaligen Gaslagerstätte bis zur Inbetriebnahme 

des Kraftwerks entwickelt. Mit RWE DEA verfügt der RWE-Konzern 

als einziges Unternehmen der Branche über das Know-how, die 

Speicherentwicklung selbst zu verwirklichen. Das Investitionsvolumen 

wird sich auf rund 1 Mrd. € belaufen. 

■ Zudem werden vorhandene Technologien weiterentwickelt, um 

die Emissionen über die Steigerung des Wirkungsgrades zu senken. 


Das ist notwendig, um die Zeit zu überbrücken, bis das CO 2 -freie 

Kraftwerk serienreif und wirtschaftlich einsatzfähig ist. So investiert 

RWE z. B. rund 50 Mio. € in eine Prototypanlage zur Wirbelschichttrocknung. 

Sie wird im Dezember 2007 fertig sein und die 

benachbarte BoA mit Trockenbraunkohle versorgen. Der Wirkungsgrad 

kann mit dieser Technik noch einmal um 4 %-Punkte erhöht 

werden. 

■ Das Unternehmen entwirft außerdem Konzepte, um auch den 

bestehenden, modernen Kraftwerkspark mit einer CO 2 -Abtrennung 

nachzurüsten. Dabei wird das CO 2 - aus den Rauchgasen gewaschen. 

Dieser Prozess ist allerdings energetisch derzeit noch sehr aufwändig 

und zudem mit hohen Investitionen verbunden. Im Konzern hält 

man diese sicherlich schwierige Aufgabe jedoch für lösbar. 

Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe schätzt, dass 

die untertägigen Lagerstätten CO 2 - in einer Bandbreite zwischen 23 

und 43 Mrd. t aufnehmen könnten. Unterstellt man einen Mittelwert 

von 33 Mrd. t, so könnten diese Lagerstätten die CO 2 -Emissionen 

des deutschen Kraftwerkparks rund 80 Jahre aufnehmen. 

Aber auch hier gilt es, realistisch und pragmatisch zu bleiben. Die 

Verbreitung dieser Technologie wird, auch wenn sie Serienreife 

erreicht hat, Jahrzehnte in Anspruch nehmen. Dafür sprechen schon 

allein die langen Investitionszyklen in der Energiewirtschaft. 

Breiter Energiemix ist beste Risikoversicherung 

Die CO 2 -Sequestration kann und darf auch nicht das einzige Standbein 

für Deutschland sein. Denn nur ein breiter Energieträgermix 

ist und bleibt die beste Risikoversicherung und kommt dem Ideal, 

die Versorgung wirtschaftlich, sicher und umweltverträglich zu 

gewährleisten, am nächsten. Sophokles (496-405 v. Chr.) sagte: „Wir 

müssen dafür sorgen, dass die Brücke nicht schmäler ist als der 

Fluss.“ Bei der Energieversorgung kann uns das nur gelingen, wenn 

wir sämtliche Energieträger vorurteilslos in ein schlüssiges Gesamtkonzept 

einbringen, in dem sich Ihre Vor- und Nachteile optimal austarieren. 

Dr. H. Rentz, Leiter Energiepolitik der RWE Power AG, Essen 

henning.rentz@rwe.com 

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8 


Die EU-Energiepolitik zwischen Binnenmarkt, 

globalem Wettbewerb und Energie-Außenpolitik 

Reinhold Buttgereit 

Während die EU-Kommission noch mit der Liberalisierung der Energiemärkte beschäftigt ist und in der „sector inquiry“ erkannte 

Defizite beseitigen will, ist sie seit kurzem außerdem mit einer Fusionswelle europäischer Energieunternehmen konfrontiert. Die 

Kommission befürwortet dabei die Bildung europäischer Champions, während die meisten EU-Mitgliedstaaten nationale Champions 

präferieren und hier z. T. sogar protektionistische Verhaltensweisen zeigen. Damit kommt dem jüngst veröffentlichten Grünbuch 

zur europäischen Energiepolitik eine ganz besondere Bedeutung zu. Gelingt es der Europäischen Kommission, von den Mitgliedstaaten 

mehr Kompetenzen für eine kohärente EU-Energiepolitik zu erhalten oder bleibt es bei 25 nationalen Energiepolitiken, 

die z. T. schwer vereinbar sind und vielleicht sogar die Zukunft der Gemeinschaft gefährden könnten? 

Ohne Zweifel sind die Aktivitäten der EU-Kommission zur 

Liberalisierung der Energiemärkte für alle Bürger, Unternehmen 

und auch die Nationalpolitiken von elementarer Bedeutung. Der 

Abschluss der Liberalisierung der europäischen Energiewirtschaft 

ist auf den Sommer 2007 terminiert. Ziel ist die Schaffung eines 

wirklich integrierten Energiebinnenmarktes, der der EU einen wettbewerbsfähigen 

Markt und Versorgungssicherheit garantiert. Privat- 

und Industriekunden werden ihre Anbieter innerhalb der EU 

dann vollkommen frei wählen, Strom und Gas über EU-Landesgrenzen 

hinweg gehandelt werden können. 

Tatsächlich haben aber viele EU-Mitgliedstaaten bislang die Richtlinien 

zur Liberalisierung der Energiemärkte nur zögerlich und teilweise 

unzureichend umgesetzt. Auch deshalb hat sich manche 

Erwartung an den Energie-Binnenmarkt, insbesondere die Hoffnung 

auf dauerhaft niedrigere Energiepreise, nicht immer, nicht überall 

und nicht für alle erfüllt. Wegen andauernder und massiver 

Beschwerden von Marktbeteiligten über hohe Preise und Marktversagen 

hatte die Europäische Kommission deshalb schon im 

Sommer 2005 eine „sector inquiry“, eine Untersuchung der 

europäischen Gas- und Strommärkte, gestartet. Mehrere tausend 

Energieunternehmen, Verbraucher und Verbände wurden befragt. 

Sector Inquiry über die europäischen Gas- und 

Strommärkte 

Im Ergebnis hat sich für die Kommission bestätigt, dass die 

europäischen Energiemärkte noch nicht nach Wettbewerbsregeln 

funktionieren, sondern eine Reihe schwerwiegender Defizite aufweisen. 

Dazu Wettbewerbskommissarin Neelié Kroes: „Obwohl der 

Energiesektor für die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft in der 

EU eine lebenswichtige Funktion hat, haben wir Anzeichen für 

schwerwiegende Defizite bei der Funktionsweise festgestellt. Ich bin 

entschlossen, das Wettbewerbsrecht anzuwenden, um die europäische 

Industrie und den Verbraucher zu schützen“. Speziell in fünf 

Bereichen wurden Marktdefizite benannt: 

■ Die Gas- und Strommärkte wiesen häufig noch einen hohen Konzentrationsgrad 

auf. 

■ Die Märkte seien vertikal abgeschottet, die Liquidität vieler Großhandelsmärkte 

nicht gegeben. 

■ Die Entwicklung integrierter EU-Energiemärkte werde durch 

Hindernisse bei der grenzüberschreitenden Versorgung mit Gas und 

Strom verhindert. 

■ Mangelnde Transparenz nütze angestammten Unternehmen, verhindere 

Neuanbieter und resultiere in grundlegendem Misstrauen 

den Marktmechanismen gegenüber. 

■ Industrie und Verbraucher hätten kein Vertrauen in den Preisbildungsmechanismus. 

Nachdem die ersten Ergebnisse der Untersuchung im November 

letzten Jahres bekannt wurden und der Zwischenbericht der Sektoren- 

Untersuchung im Februar 2006 vorgestellt wurde, schloss die 

Kommission vor kurzem die öffentliche Konsultation hierzu ab. Ende 

des Jahres wird die Generaldirektion Wettbewerb ihren Abschlußbericht 

vorlegen. Spätestens dann sind Vorschläge für neue Maßnahmen 

zur Beseitigung der Defizite zu erwarten. Im Gespräch ist 

u. a. ein drittes Binnenmarktpaket mit neuen legislativen Aktivitäten 

der Europäischen Kommission. Schon früher könnte es zu Kartellverfahren 

gegen einzelne Strom- und Gaskonzerne kommen, um das 

Wettbewerbsrecht intensiver durchzusetzen, Exempel zu statuieren 

und allen Marktbeteiligten ein klares Signal zu geben. Insbesondere 

große Konzerne dürften hier im Fokus der Betrachtung stehen. 

Mergers – für nationale, europäische oder globale 

Champions? 

Während die EU noch versucht, den nach ihren Vorstellungen mangelnden 

Wettbewerb durch erweiterte Regeln auf dem Energiebinnenmarkt 

durchzusetzen, ist sie seit wenigen Monaten auch 

noch mit einer Fusionswelle europäischer Energie-Unternehmen 

konfrontiert. Beteiligte Länder in diesem Prozess sind u. a. die großen 

EU-Mitgliedstaaten Deutschland, Frankreich, Italien, Spanien und 

das vereinigte Königreich, beteiligte Unternehmen u. a. CENTRICA, 

ENDESA, ENEL, E.ON, Gaz de France, Gas Natural und SUEZ. Neben 

Beteiligungs- oder Übernahmeverhandlungen zwischen innerhalb 

der EU angesiedelten Unternehmen wird aber auch der russische 

Energiekonzern GAZPROM zunehmend wichtiger, der in europäische 

Unternehmen einsteigen möchte, um Zugang zum Endkundengeschäft 

zu bekommen. 

Die Kommission als Hüterin der Verträge muss darauf achten, dass 

die im EU-Vertrag verankerte Kapitalfreiheit nicht verletzt wird. Und 

so kommt es, dass Unternehmen, die für individuelle Verfahren 

der Wettbewerbsbehörde im Zusammenhang mit der Sector Inquiry 

in Betracht kommen, nun in der Kommission dafür Unterstützung 

finden, internationale, europäische Zusammenschlüsse zu bilden. 

Für die EU-Kommission liegen die Gründe für das derzeit hohe Preisniveau 

in nationalen Monopolen, mangelndem grenzüberschreitenden 

Wettbewerb und beständiger Konzentration. 

Europäische Champions sollen ihrer Vorstellung nach besser als 

nationale Champions dazu in der Lage sein, die Energieversorgung 

sicher und preiswert zu gewährleisten. Die Wettbewerbskommis- 


sarin befürwortet deshalb die Bildung europäischer Champions oder, 

noch besser, globaler Champions mit Sitz in der Europäischen Union. 

Auch die EU-Mitgliedstaaten sind für europäische Champions – 

solange diese aus dem eigenen Land stammen – und dagegen, wenn 

ein „nationales Unternehmen“ durch ein „ausländisches“ übernommen 

zu werden droht. Regierungen begründen ihre Aktivitäten 

zum Schutz nationaler Unternehmen dabei mit der Sicherung der 

Unabhängigkeit ihrer Energieversorgung, also mit einer strategischen 

Funktion. Wir befinden uns damit in einer neuen Phase nationalen 

Protektionismus und sehen uns konfrontiert mit Blockadehaltungen 

von Regierungen gegen Unternehmen, die ihren Standort in anderen 

EU-Mitgliedstaaten haben – vom europäischen Gedanken ist so im 

politischen Alltag nicht viel geblieben! Die Europäische Kommission 

nimmt die Prüfung von Fusionen sehr ernst. Europäische Fusionskontrolle 

hat aber dort ihre Grenzen, wo sich die Aktivitäten der 

betroffenen Konzerne nicht überlappen. Bei nationalen Übernahmen 

hat die Europäische Kommission nach geltender Rechtslage – die 

noch aus den Zeiten einer ungleich kleineren EU stammt – überhaupt 

nichts zu beschließen oder zu genehmigen, solange eines 

der beteiligten Unternehmen nicht mehr als ein Drittel seines 

Umsatzes in einem anderen Mitgliedsland macht. Hier sind die 

betroffenen Mitgliedstaaten ganz allein verantwortlich, zuständig 

und genehmigungsrelevant – was die Wettbewerbskommission gerne 

ändern würde. 

Energie – ein strategisches Gut 

Die Europäische Union befindet sich in einer entscheidenden Phase 

der Neustrukturierung der europäischen Energiewirtschaft. Jetzt 

werden die Weichen dafür gestellt, welche europäischen Großkonzerne 

in Zukunft in Europa und weltweit eine Rolle spielen 

werden. Dabei ist eine Verquickung von Staaten mit Unternehmen 

gegeben, direkt über Beteiligungen, indirekt durch „Schutzmaßnahmen“ 

der Nationalregierungen, zum Schutze nationaler Arbeitsplätze, 

Investitionen etc. Tatsächlich war Energiepolitik noch nie frei 

von staatlicher Einflussnahme – Energie ist eben ein sehr spezielles, 

strategisches Gut, am ehesten noch vergleichbar mit sauberem 

Wasser. Heute herrscht eine weltweite Konkurrenz um die begrenzten 

Energieressourcen. Dies ist ein weiterer Grund, weshalb die EU- 

Kommission es befürwortet, aus nationalen Champions europäische 

Champions zu machen, die auch im globalen Wettbewerb bestehen 

Vertragliche Grundlagen der EU-Energiepolitik 


können. Es ist auch Aufgabe der EU-Kommission, im Rahmen ihrer 

Möglichkeiten effektive Strukturen der europäischen Energiewirtschaft 

zu schaffen. Unternehmen wollen und müssen weltweit am 

globalisierten Markt teilnehmen, um wirtschaften zu können. Hierfür 

ist es kontraproduktiv, wenn Nationalstaaten versuchen, heimische 

Märkte abzuschotten, die Globalisierung aufzuhalten oder gar 

umzukehren. 

Energie, lange Zeit innerhalb der EU wie auch in der nationalen 

Politik kein ausgesprochen relevantes und „spannendes“ Politikfeld, 

hat in den letzten Monaten deutlich an Bedeutung gewonnen. Mit 

dem Themenkomplex befassen sich heute nicht mehr nur der Energiekommissar 

und der Umweltkommissar, sondern u. a. auch die 

Wettbewerbskommissarin, der Industriekommissar und die EU- 

Außenkommissarin. Sogar von „Energie-NATO“, „Energie-KSZE“ und 

vor allem „Europäischer Energie-Außenpolitik“ ist jetzt die Rede. 

Ursächlich hierfür war der Gaskonflikt zwischen Russland und der 

Ukraine zur Jahreswende 2005/06. Seitdem Moskau die Energieressource 

Gas als politische Waffe zu nutzen versuchte und es in 

der Folge auch zu Gaslieferengpässen in Mitgliedstaaten der EU kam, 

ist energiepolitisch nichts mehr wie es war. So zynisch es klingen 

mag: Der Ukraine-Gas-Konflikt hat die europäische Diskussion über 

Versorgungssicherheit und Abhängigkeit um einen Quantensprung 

vorangebracht. Die Liberalisierung der Energiemärkte wurde aus 

den Schlagzeilen verdrängt. Auch wenn Russlands Präsident Putin 

jüngst erklärte, „Energie-Egoismus (sei) in der modernen, 

interdependenten Welt eine Sackgasse“: Heute hat die Europäische 

Union es offensichtlich mit Problemen, Herausforderungen und 

Zuständen zu tun, die eine erhebliche Bedrohung darstellen und eine 

starke gemeinsame EU-Energiepolitik der Mitgliedstaaten, die sich 

nicht nur auf die EU-interne Markt- und Wettbewerbspolitik 

beschränkt, zwingend notwendig werden lässt. Dies zeigt sehr 

deutlich und nachhaltig die politische Diskussion des neuesten Grünbuchs 

der Europäischen Kommission zur Europäischen Energiepolitik. 

Das EU-Grünbuch zur Europäischen Energiepolitik 

Die Idee zum Grünbuch „Eine europäische Strategie für nachhaltige, 

wettbewerbsfähige und sichere Energie“ war schon vor dem Ukraine- 

Folgende wichtige Vertragswerke bzw. Institutionen standen an den Anfängen der heutigen Europäischen Union EU, der früheren Europäischen Gemeinschaft 

EG bzw. Europäischen Wirtschaftsgemeinschaft EWG: 

■ Der Pariser Vertrag über die Europäische Gemeinschaft für Kohle und Stahl, EGKS, wurde 1951 gegründet und war zeitlich bis 2002 befristet. 

Mit der EGKS, auch Montanunion genannt, wurde die Kohle- und Stahlproduktion staatlicher Kontrolle entzogen und in einen gemeinsamen Markt 

überführt. Die Erzeugung sollte auf höchstem Leistungsstand rationell verteilt, die Beschäftigung gesteigert, der Lebensstandard verbessert und 

die Wirtschaft ausgeweitet werden. 

■ Die Europäische Atomgemeinschaft EURATOM, welche zeitgleich mit den Römischen Verträgen über die Europäische Wirtschaftsgemeinschaft 

EWG 1957 gegründet wurde. Ihre Aufgabe ist es, durch die „Schaffung der für die schnelle Bildung und Entwicklung von Kernindustrien erforderlichen 

Voraussetzungen zur Hebung des Lebensstandards und zur Entwicklung der Beziehungen mit anderen Ländern beizutragen“. 

Kohle und Atom waren damals, in den 50er Jahren, offensichtlich von herausragender Bedeutung für die Energie- und Wirtschaftspolitik, zum Wiederaufbau 

der Industrien nach dem 2.Weltkrieg und als Beitrag zur Unabhängigkeit vom Erdöl. Vor diesem Hintergrund verzichteten seinerzeit die Mitgliedstaaten 

der Gemeinschaft auf nationale Souveränitäten. Für die übrigen Energieträger war der EG-Vertrag politische Handlungsgrundlage. 

Mit diesen Zuständigkeiten begann die Europäische Union vor Jahren die Liberalisierung des Energiebinnenmarktes – 1996 für Elektrizität und 1998 

für Gas. Die Energiemärkte für Elektrizität und Gas sollten dabei ab 01.07.2004 für alle Nichthaushaltskunden und ab 01.07.2007 für alle Kunden 

vollständig dem Wettbewerb geöffnet sein. 

9


10 


Konflikt geboren; sie geht auf den EU-Gipfel in Hampton Court im 

Oktober 2005 zurück, auf dem von der Britischen Ratspräsidentschaft 

eine Europäische Energiepolitik thematisiert worden war. Das 

nunmehr vorliegende Grünbuch wäre ohne den Ukraine-Konflikt 

aber so gewiss nicht geschrieben worden und stände auch nicht so 

sehr in der öffentlichen Diskussion und Wahrnehmung. Das Grünbuch 

versucht, die Grundzüge der künftigen europäischen Energiepolitik 

festzuschreiben. Energie und Energiesicherheit stehen 

dabei im Zentrum der Überlegungen. Es werden praktisch alle 

Themen angesprochen, die aus Sicht der EU-Kommission europäisch 

und nicht mehr national zu regeln sind – und dies sind nicht die 

alleinigen Auffassungen des zuständigen Energiekommissars 

Piebalgs: Wurden die ersten Entwürfe des Grünbuches im Kabinett 

Piebalgs geschrieben, stammt die letzte Fassung aus dem direkten 

Umfeld des EU-Kommissionspräsidenten Barroso, ist also zur 

„Chefsache“ geworden. Am 08.März 2006 veröffentlichten denn auch 

Barroso und Piebalgs gemeinsam in Brüssel das Grünbuch für eine 

Europäische Energiepolitik [1]. 

In diesem Grünbuch wird skizziert, wie die Europäische Energiepolitik 

die drei zentralen Ziele nachhaltige Entwicklung, Wettbewerbsfähigkeit 

und Versorgungssicherheit erreichen könnte. 

Barroso spricht in diesem Zusammenhang auch von der Trias Kyoto 

– Lissabon – Moskau. Das Grünbuch „Eine europäische Strategie für 

nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energie“ nennt hierzu 

sechs vorrangige Bereiche mit Maßnahmenvorschlägen: 

■ Vollendung des Energiebinnenmarktes für Strom und Gas, u. a. 

Einführung eines Europäischen Energienetz-Kodex, Schaffung einer 

europäischen Regulierungsbehörde und eines Europäischen Zentrums 

für Energienetze. 

■ Versorgungssicherheit im Energiebinnenmarkt/Solidarität, u. a. 

Schaffung einer europäischen Stelle zur Beobachtung der Energieversorgung 

und eines europäischen Zentrums für Energienetzwerke, 

regelmäßige und transparente Veröffentlichung des Stands der Erdölvorräte 

der Gemeinschaft, Entwicklung von Mechanismen zur 

gegenseitigen Hilfe bei Infrastrukturausfällen. 

■ Nachhaltig ausgerichteter Energieträgermix, u. a. Analyse der EU- 

Energiestrategie und aller Energieträger bezüglich ihres Beitrages 

zu Erreichung der energiepolitischen Ziele, Debatte über den 

zukünftigen europäischen Energieträgermix, Festlegung eines 

Minimalanteils sicher verfügbarer CO 2 -armer Energiequellen als 

Referenz für nationale Energiepolitik. 

■ Ein integrierter Ansatz für Klimaschutz, u. a. Beibehaltung und 

Ausbau der internationalen Vorreiterrolle der EU (u. a. Emissionshandel), 

verstärkte Nutzung erneuerbarer Energiequellen (Road Map) 

und Verbesserung der Energieeffizienz, CO 2 -Sequestrierung und 

unterirdischen Speicherung. 

■ Innovation, u. a. strategischer Plan für Energietechnologien. 

■ kohärente Energieaußenpolitik, u. a. Überprüfung der EU-Energiestrategie, 

Integration energiepolitischer Ziele in Außen-, Handelsund 

Entwicklungspolitik, Sicherung und Diversifizierung der Energieversorgung, 

Energiepartnerschaften und Dialog mit Erzeugerund 

Transitländern (explizit Russland). 

Deutlich ist das Bemühen der Kommission, die mit dem Gaskonflikt 

Russland/Ukraine zur Jahreswende offenbar gewordene internationale 

Dimension der Energiepolitik dazu zu nutzen, de facto mehr 

Kompetenzen für eine Europäische Energiepolitik zu erhalten und 

die EU25-Staaten auf eine gemeinsame Energiestrategie einzuschwören. 

In der Konsequenz der Verwirklichung der Ideen dieses 

Grünbuches müssten die EU-Mitgliedstaaten auf nationale Kompetenzen 

zugunsten der EU verzichten. Das Grünbuch könnte damit 

zu einem Wendepunkt der europäischen Energiepolitik werden und 

dazu beitragen, dass die EU eine internationale Bedeutung auf diesem 

Gebiet bekommt, die ungleich höher ist als die Addition von 25 mehr 

oder weniger verschiedenen nationalen Energiepolitiken. „Die grundlegendste 

Frage ist die, ob Einvernehmen darüber herrscht, dass 

eine neue, gemeinsame europäische Energiestrategie entwickelt 

werden muss, und ob Nachhaltigkeit, Wettbewerbsfähigkeit und 

Sicherheit die zentralen Prinzipien sein sollten, die dieser Strategie 

zugrunde liegen“ [2]. Die Kommission möchte „die Freiheit der Mitgliedstaaten, 

zwischen verschiedenen Energiequellen zu wählen, 

mit dem Erfordernis der EU insgesamt, über einen Energieträgermix 

zu verfügen, der ihren zentralen Zielen im Energiebereich gerecht 

wird, verbinden“ [3]. 

Die Europäische Kommission spricht also schon davon, dass die Wahl 

des Energieerzeugungsmix den Mitgliedstaaten überlassen bleiben 

soll. Gleichzeitig wird aber darauf hingewiesen, dass nationale Energiemarktentscheidungen 

eines Mitgliedstaates die Energiepolitik und 

-sicherheit anderer EU-Staaten und der Europäische Union insgesamt 

beeinflussen. Wenn die Europäische Union mit einer gemeinsamen 

Stimme in Energiefragen sprechen würde, könnte sie die globale Energiedebatte 

mitbestimmen. Grundsätzlich stellt sich immer die Frage, 

auf welcher Ebene sich eine politische Herausforderung besser lösen 

lässt, national oder europäisch? Diese Frage nach der Subsidiarität 

lässt sich bezüglich Energie heute aber eindeutig beantworten: Die 

Zeiten nationaler Energiepolitik sind vorbei. Die EU benötigt deshalb 

eine kohärente europäische Energiepolitik, die in sich geschlossen 

ist und nicht nur die Addition von 25 nationalen Energiepolitiken – 

nationalen Energiepolitiken, die sich sehr oft gar nicht addieren lassen, 

da sie sich z. T. elementar widersprechen! 

Derzeit werden die verschiedenen Energieträger wie z. B. Kohle, Kernkraft, 

Wind, Gas, Biomasse, Wasserkraft, Sonnenenergie oder Geothermie 

national innerhalb der Europäischen Union z. T. grundlegend 

unterschiedlich eingeschätzt, protegiert oder be- bzw. verhindert. Bei 

diesen politischen Gegensätzen ist eine Europäische Energiepolitik 

nur schwer vorstellbar. Dabei müsste doch eine ausgeglichene Versorgung 

aus vielen Quellen für alle nur Vorteile haben? Braucht die 

Welt, braucht Europa nicht alle Energieträger-Quellen, alle verfügbaren 

Optionen? Es gibt keinen optimalen Energieträger, alle haben 

ihre unterschiedlichen Einsatzmöglichkeiten, Vor- und Nachteile, 

Abhängigkeiten, kurz- und langfristige Kosten. Nur ein breiter Energiemix 

kann Risiken diversifizieren und einseitige Abhängigkeiten 

begrenzen – sowohl von einzelnen Energieträgern als auch von entsprechenden 

Exportstaaten. Die Europäische Union ist bereits heute 

der weltweit größte Energieimporteur, und die Kommission erwartet 

einen weiteren Anstieg der Abhängigkeit von Energieimporten, von 

50 % im Jahre 2000 auf etwa 70 % bis 2030! 

Diesem Grünbuch kommt deshalb schon jetzt ein sehr hoher Stellenwert 

in der Geschichte der Energiepolitik der Europäischen Union 

zu. Das Papier wurde unmittelbar nach seiner Veröffentlichung 

bereits auf der Sondersitzung des Energieministerrates am 

14.03.2006 in Brüssel diskutiert und schnell von nationalen 

Regierungen – überwiegend negativ – kommentiert. Auch der 

Europäische Rat, das Gremium der Staats- und Regierungschefs der 

25 EU-Mitgliedstaaten, hat das Papier bereits auf der Tagesordnung 

der Sitzung vom 23./24.03.2006 behandelt. Das Grünbuch ist 

nunmehr bis zum September 2006 Gegenstand eines öffentlichen 

Konsultationsprozesses. Im Gegensatz zu ersten Vermutungen hat 

jüngst Kommissar Piebalgs erklärt, dass diesem Grünbuch, als Mitteilung 

der Kommission zur Diskussion, kein „Weißbuch“ folgen 

wird, die Kommission also keine förmlichen Vorschläge für ein konkretes 

Tätigwerden der Gemeinschaft machen wird. Damit dürfte 

die Kommission bereits auf die Kritik verschiedener Mitgliedstaaten 


eagiert haben, die deutlich gemacht hatten, nicht dazu bereit zu 

sein, weitere energiepolitische Kompetenzen an die Europäische 

Kommission abzugeben. Stattdessen hat Piebalgs nunmehr einen 

Aktionsplan angekündigt. Zum Jahresende wird ein umfassendes 

Papier der Kommission zu erwarten sein, in dem dann sehr konkrete 

Maßnahmen vorgeschlagen werden. Ein Aktionsplan muss 

dabei nicht weniger ambitioniert sein als ein Weißbuch. Wird es 

gelingen, zu einem Kompromiss zu gelangen, der zumindest eine 

europäischere Energiepolitik möglich werden lässt? Oder bleibt es 

bei einem mehr oder weniger unabgestimmten Sammelsurium 25 

verschiedener Energiepolitiken, das zwar EU-Energiepolitik genannt 

wird, aber eben weiterhin kein in sich geschlossenes strategisches 

Vorgehen beinhaltet? 

Die EU braucht eine geschlossene, in sich abgestimmte Europäische 

Energiepolitik – hier sind die Mitgliedstaaten gefordert, sich einen 

Ruck zu geben. Dies bedeutet aber nicht nur, dass die nationalen 

Energiepolitiken zumindest eng abgestimmt werden müssen. Es 

dürfen in Brüssel auch nicht Green Papers, White Papers, Guidelines 

usw. generiert werden, die miteinander z. T. kaum kompatibel sind. 

Hierauf geht das Grünbuch wie auch die bisherige Diskussion seiner 

Inhalte nicht ein. Der Europäische Verband der Elektrizitätswirtschaft 

EURELECTRIC hatte hierzu schon im letzten Jahr in einem 

umfassenden Papier dokumentiert, welche wesentlichen 

Ungereimtheiten vorhanden sind. Hier gibt es noch Handlungs- und 

Optimierungsbedarf, der diesmal aber vor allem an die Adresse 

der Europäischen Kommission, nicht an die EU-Mitgliedstaaten und 

Staats- und Regierungschefs geht! 

Anspruch und Realität europäischer Energiepolitik 

Am Anfang des europäischen Gedankens 

stand das Einvernehmen darüber, in 

bestimmten Energiefragen auf nationale 

Souveränitäten zugunsten gemeinschaftlicher 

Politik zu verzichten. Heute ist diese 

Bereitschaft – und dies wäre unweigerlich 

die Konsequenz der Verwirklichung der 

Ideen des Grünbuches und vor allem auch 

seines Geistes – erkennbar begrenzter als 

vor 50 Jahren. International agierende 

Unternehmen sind in derartigen Fragen 

offenbar schon weiter als nationale Mitgliedstaaten 

der Europäischen Union. 

Natürlich hat nationale Energiepolitik (z. B. 

Netzausbau, Energieträgerauswahl, die Entscheidung 

für oder gegen Kohle, Kernkraft, 

Erneuerbare Energien etc.) staatenübergreifende, 

internationale Konsequenzen! Verlangen 

die internationalen Anforderungen – 

zu erwähnen sei hier nur die Ölpreisentwicklung, 

der Atomkonflikt mit dem Iran, die 

Abhängigkeit vom Gas aus Russland – nicht 

eindeutig nach einer kohärenten EU-Energiepolitik? 

Unstrittig dürfte auch sein, dass 

eine EU international ungleich mehr zu sagen 

hat als ein einzelnes EU-Mitgliedsland – 

unabhängig davon, wie stark es sich selbst 

fühlen mag. Barrosos Ziel der EU-Energiepolitik 

ist „die Versorgungssicherheit für ganz 

Europa, nicht für einzelne Mitgliedsländer“. 

Dies steht aber offensichtlich im Widerspruch 

zur Politik und zum Selbstverständnis einiger 

EU-Mitgliedstaaten. Es gibt heute nur wenige 


Staats- und Regierungschefs, die sich der europäischen Idee verpflichtet 

fühlen und so auch handeln. Tatsächlich dominieren 

nationale Egoismen und Egozentren, nicht nur, aber auch und 

vielleicht ganz besonders in der Energiepolitik. In Konkurrenz zu 

allen Staaten und Regionen der Erde führt aber kein Weg an einer 

geschlossenen EU-Energiepolitik vorbei, wenn der globale Wettbewerb 

um Ressourcen für die Europäische Union nicht verloren 

gehen soll. Notwendig erscheint ein energiepolitisches Gesamtkonzept 

der EU, was in der Konsequenz den Verzicht auf nationale 

Rechte beinhalten wird. Das ist der Preis der Europäischen Union, 

der Gemeinschaft, für eine sichere Energieversorgung! 

Insofern wird sich am weiteren Verlauf und Ergebnis der energiepolitischen 

Diskussion zeigen, ob die Staatengemeinschaft tatsächlich 

doch noch in der Lage ist, sich globalen Herausforderungen 

geschlossen zu stellen. Oder ob die EU in ihre nationalen Einzelteile 

zerfällt und vom Gedanken gemeinschaftlicher Politik nichts bleibt. 

Und dies angesichts der Tatsache, dass tatsächlich schon heute 70- 

80 % der nationalen Legislative in Brüssel bestimmt und national 

nur mehr umgesetzt wird! 

Zynische Stimmen in Brüssel meinen, die Mitgliedstaaten würden 

erst zu einer „Energieunion“ bereit sein, wenn es neue – dann aber 

hoffentlich nicht allzu – dramatische Vorfälle und Katastrophen 

gegeben hat, die verdeutlichen, wie beschränkt nationale Energiepolitiken 

in ihrer Wirksamkeit und Bedeutung sind: Blackouts, der 

Einsatz von Energieträgern als wirtschaftliche und als politische 

Waffe. Insofern kam schon der Ukraine-Gas-Konflikt einem Weckruf 

gleich – zuvor war über Abhängigkeit und Erpressbarkeit von 

Staaten und Systemen, die über begrenzte und weltweit nachgefragte 

11


12 


Ressourcen verfügen, aus politischer Rücksichtnahme in solcher 

Offenheit nicht gesprochen worden. Aber haben die Ereignisse zur 

Jahreswende 2005/06 und die seitdem – gerade in Deutschland – 

geführten Diskussionen über Russland als verlässlichen Energiepartner 

nachhaltige Wirkung? Ist jetzt eine wirklich europäische 

Energiepolitik tatsächlich machbar? Zweifel sind hier sicher 

angebracht, doch ist daran zu erinnern: Die EU hat schon ganz andere 

gemeinsame Politiken durchgesetzt, deren Realisierung im Vorfeld 

häufig als kaum wahrscheinlich eingeschätzt worden war. Der Euro 

ist hier das beste Beispiel, auch wenn noch nicht alle EU-Staaten 

diesen Schritt hin zur gemeinsamen Währung gegangen sind. 

Vielleicht liegt überhaupt die Zukunft der Europäischen Union mit 

derzeit 25 und zukünftig wohl noch mehr Mitgliedstaaten in Mehrheitsentscheidungen? 

Energiepolitik für die EU-Zukunft entscheidend 

Es wird sich schon bald zeigen, ob die Mitgliedstaaten der Union die 

Zeichen der Zeit erkannt haben und Inhalt und Geist des Grünbuches 

folgen. Die meisten Energieressourcen sind endlich, und die Suche 

nach Alternativen begann weltweit viel zu spät. Lange wurden durchaus 

vorhandene Prognosen über die Knappheit der Energieressourcen 

nicht ernst genommen – auch weil sich in der Vergangenheit viele 

Voraussagen nicht bestätigt hatten. Rohstofflieferanten haben ein 

gewaltiges Machtmittel in ihren Händen. Viele der endlichen und 

begehrten Ressourcen befinden sich in Regionen dieser Erde, die 

man gemeinhin als politisch wenig stabil bezeichnet. Seit wenigen 

Monaten spricht die Europäische Union denn auch von einer 

European Energy Foreign Policy, einer Europäischen Energie-Außenpolitik. 

Auch wenn manchen dies viel zu zentralistisch und 

europäisch ist: Lassen sich die energiepolitischen Herausforderungen 

dieser Tage noch national bewältigen? Energiekommissar Piebalgs: 

„Man muss ... die entscheidenden Fragen der Zukunft auf 

europäischer Ebene diskutieren.“ Wenn es der EU, den EU-Mitgliedstaaten, 

nicht schnell gemeinsam gelingen sollte, die 

anstehenden energiepolitischen Herausforderungen zu bewältigen, 

dann stellt sich vielleicht schon bald die Frage nach der Handlungsfähigkeit 

und Zukunft der Gemeinschaft überhaupt. 

Anmerkungen 

[1] Originaltitel des Grünbuches: „Green Paper „A European Strategy for Sustainable, 

Competitive and Secure Energy“, das gesamte Dokument findet sich unter 

http://europa.eu.int/comm/energy/green-paper-energy/index_en.htm 

[2] Grünbuch, Zitat S.5, 1. Absatz. 

[3] Grünbuch, Zitat S.11, 1. Absatz. 

Dr. R. Buttgereit, Direktor Vattenfall European Affairs Office, Brüssel 

reinhold.buttgereit@vattenfall.de 

Dies gilt in ähnlicher Weise auch für viele andere Rohstoffe. Beispielhaft 

sei dies an der Preisentwicklung für Kupfer gezeigt (vgl. 

Abb. 1). Das Wirtschaftswachstum liegt dabei im Weltmaßstab weit 

über dem europäischen Niveau (vgl. Tab. 1). Ein kurzer Rückblick 

auf die Vertragsstrukturen in dem für die Preisentwicklung wichtigen 

Markt für Rohöl kann diese Entwicklung erklären [1]. Bis in die 70er 

Jahre wurde Rohöl im Wesentlichen von westlichen Ölgesellschaften 

auf der Basis langfristiger Verträge eingekauft; an die Stelle langfristiger 

Verträge trat dann eine stärkere Marktorientierung, die 

der größeren Vielfalt von Akteuren und dem größeren Volumen des 

Marktes Rechnung trug. Das Produkt Erdöl unterliegt dabei 

besonderen Produktionsstrukturen. Der Zeitbedarf für die 

Erschließung neuer Quellen ist bedeutend. Daraus folgt, dass Nachfrageschwankungen, 

die an die Grenzen des kurzfristigen Angebots 

stoßen, erhebliche Preisbewegungen zur Folge haben können. Diese 

auch als Preisvolatilität bezeichnete, die realen Verhältnisse auch 

stark überzeichnende Preisreaktion, ist für solche Marktgegebenheiten 

typisch. Dazu kommen die besonderen politischen Risiken in diesem 

Markt. Da ein bedeutender Teil der Reserven von Erdöl in politischen 

Krisenregionen liegt, können daraus zusätzliche Verstärkungen marktbedingter 

Preisbewegungen resultieren, die u. a. die Erwartungen 

der Marktteilnehmer widerspiegeln. 

Schließlich können sich auch die Finanzmärkte die Preisbewegungen 

zunutze machen, um aus erwarteten Preisdifferenzen Renditen für 

Kapitalanlagen abzuleiten. Zwar ändert dies an der realen Angebots- 

Nachfragekonstellation nichts, andererseits können die von Finanzinstitutionen 

veröffentlichten Erwartungen zur Preisentwicklung 

die Erwartungen der Marktteilnehmer verändern und damit – 

zumindest für begrenzte Zeiträume – das Geschehen an den realen 

Märkten auch tatsächlich beeinflussen. 

Sonderstellung der Rohstoffmärkte 

Rohstoffmärkte sind also in gewisser Weise „Märkte pur“. Für viele 

andere Märkte von Gütern und Dienstleistungen ist dagegen eher 

Preiskonstanz und periodische Preiskorrektur typisch, wobei die 

regelmäßig stattfindende Preiskorrektur häufig das Risiko von Preisänderungen 

zu antizipieren versucht, um damit die Intervalle 

zwischen Preiskorrekturen möglichst lang zu halten. Durch starke 

Tab. 1: Wachstumsraten des realen Bruttoinlandsprodukts 

gewichtet mit Kaufkraftparitäten 

2004* 2005** 2006** 

OECD: 3,3 2,7 2,7 

Nord Amerika 4,1 3,4 3,2 

Europa 2,7 1,8 2,1 

Pazifik 2,8 3 2,9 

Entwicklungsländer: 6,2 5,7 5,3 

Afrika 5,1 5 5,6 

Lateinamerika & Karibik 5,8 4,3 4,1 

Asien & Ozeanien 6,7 6,3 5,7 

OPEC 7,1 6,3 5,4 

GUS 8,4 6,5 6 

China 10,1 9,9 8,7 

Welt 5,2 4,6 4,4 

* geschätzt; ** Prognose • Quelle: OPEC Market Indicators, 02/2006 


Zu den Fundamentaldaten der 

Energiepreisentwicklung 

Wolfgang Pfaffenberger 

Die Weltwirtschaft ist im Wandel. Insbesondere in den Ländern mit einer nachholenden Entwicklung wächst das Bruttoinlandsprodukt 

stark an. Dies findet zum Teil in Bereichen statt, die hochgradig materialintensiv oder mit einem wachsenden Energieverbrauch 

verbunden sind. Während man in den 70er Jahren bei uns von der Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Energieverbrauch 

zu sprechen begann, befinden sich einige der Länder mit nachholender Entwicklung in einer Phase, in der 

überproportionaler Energieverbrauch sowohl Wachstumsvoraussetzung wie auch Wachstumsfolge ist. Die damit verbundenen 

Veränderungen der Angebots-/Nachfrageverhältnisse auf den Märkten für Rohstoffe führten zwar bisher nicht zu echten Versorgungsengpässen, 

haben aber auf der anderen Seite in erheblichem Maße die Preise beeinflusst. Die Märkte für Energierohstoffe 

werden dadurch tendenziell zu Verkäufermärkten. 

Preisbewegungen werden die Planung von Einkaufs- und Produktionsentscheidungen 

in vielen Bereichen und auch die Interaktion 

zwischen Lieferanten und Abnehmern einer Belastungsprobe 

ausgesetzt. Denn solche starken Preisänderungen führen zu einem 

Margen- bzw. Vermögenstransfer, der früher getätigte Planungen 

obsolet macht. 

Derzeit werden gerne Botschaften vom Ende des Zeitalters der fossilen 

Energie kundgetan, die in ähnlicher Weise in den letzten hundert 

Jahren schon häufiger vernommen werden konnten, nämlich immer 

dann, wenn die Preise höhere Knappheit signalisiert haben. Es ist 

gängige Praxis, die gegenwärtige Situation in die Zukunft zu verlängern, 

um sich ein Bild von der zukünftigen Entwicklung zu 

machen. Diese Praxis ist umso robuster, je kürzer die betrachtete 

zukünftige Zeitspanne ist. In der Energieversorgung geht es jedoch 

aufgrund der kapitalintensiven Infrastrukturen um langfristige 

Zeiträume. Lassen sich auf den gegenwärtigen Preisinformationen 

Zukunftserwartungen aufbauen, die auch die Basis für lange in 

die Zukunft reichende Investitionen bilden? 

Abb. 2 [2] zeigt die Entwicklung des Ölpreises seit 1860 ausgedrückt 

in konstanten Dollar. Die Niedrigpreisphase in der Zeit nach dem 

zweiten Weltkrieg endete in den 70er Jahren mit den Ölpreiskrisen. 

Die Preise stiegen damals noch weit über das heutige Niveau. Die 

Niedrigpreisphase begann wieder 1985 und endete nach knapp 15 

Jahren zu Beginn dieses Jahrtausends (vgl. Abb. 3). Als Folge der 

hohen Preise gingen damals Produktion und Verbrauch zurück. 

Danach stieg die Produktion wieder allmählich an und in den letzten 

Abb. 1 Kupferpreis, Jahresdurchschnitt Quelle: Westmetall, 1. Quartal 2006 Abb. 2 Realer Rohölpreis seit 1860 


Jahren haben wir starke Zuwächse bei Verbrauch und Produktion 

zu verzeichnen. In den 70er Jahren war die Meinung verbreitet, 

das Ende des Ölzeitalters sei gekommen. Die nachgewiesenen 

Reserven von Öl sind jedoch seitdem stärker gestiegen und liegen 

heute etwa bei dem Doppelten des Werts von 1980. Ähnliches gilt 

in verstärktem Maße auch für Erdgas (vgl. Abb. 4 und 5). 

Auf der Basis von Reserven und gegenwärtiger Produktion wird 

die statische Reichweite der Reserven ermittelt. Diese liegt heute auf 

dem gleichen Niveau wie vor 15 oder 30 Jahren. Die Botschaft vom 

Ende des Ölzeitalters ist also heute genauso „wahr“ wie damals. Dies 

muss man sich bei der Bewertung der Zusammenhänge vor Augen 

führen. Ein relativer Rückgang der Nachfrage verbunden mit einem 

Platzen der mit der Ölpreisentwicklung gekoppelten Finanzblase 

kann das Preisniveau auch wieder stark reduzieren. Preisvolatilität 

ist nicht auf eine Richtung festgelegt! Für Kohle gelten aufgrund der 

wesentlich größeren und breiter verteilten Vorräte andere 

Bedingungen. Engpässe auf den Märkten bei Kohle in den letzten 

Jahren erklären sich in wesentlichem Umfang aus der Knappheit der 

Infrastrukturen im Transportbereich. 

Es ist deutlich darauf hinzuweisen, dass der von den Abbildungen 

4 und 5 suggerierte Trend einer Parallelität der Entdeckung neuer 

Reserven im Gleichklang mit der steigenden Produktion natürlich 

nicht beliebig in die Zukunft verlängerbar ist. Für die Diskussion 

der gegenwärtigen Preisentwicklungen ist jedoch deutlich zwischen 

der gegenwärtigen Angebots-/Nachfragekonstellation einerseits und 

der langfristigen Verfügbarkeit von Ressourcen zu unterscheiden. 

13


14 


Tab. 2: Wert der Primärenergieeinfuhr 

Wert der Primärenergieeinfuhr*) 

in Mrd. € 2005 

Tatsächlich bei Mengen 2005 

1995 15.0 18.4 

2005 51.8 51.8 

Differenz 36.8 33.3 

Mengeneffekt 3.4 

Preiseffekt 33.3 

*) ohne Mineralölprodukte • Quelle: BAFA, eigene Berechnungen 

Gegenwärtig findet die Preisbildung sehr stark auf der Basis kurzfristiger 

Indikatoren statt. Soweit langfristige Verträge existieren, 

garantieren sie zwar für die Laufzeit die Verfügbarkeit, doch sind 

die Preise im Allgemeinen an kurzfristige Indikatoren gebunden. 

Etwas anderes wäre auch wirtschaftlich aus verschiedenen Gründen 

nicht vorstellbar: denn es würde voraussetzen, dass Anbieter z. B. 

bei steigenden Preisen Lieferungen für kontrahierte Mengen „unter 

Wert“ verkaufen müssten. 

Dass die gegenwärtigen Preise nicht die langfristige Knappheit ausdrücken, 

hat aber noch weitere Ursachen: 

■ Die Investitionen der Ölindustrie in die Erschließung neuer Vorkommen 

haben in der Zeit der niedrigen Ölpreise stark nachgelassen. 

Die Angebotssituation der Gegenwart ist damit das Ergebnis der 

Preiserwartung der Vergangenheit. 

■ Die Produktionskosten für Öl liegen weit unter dem gegenwärtigen 

Preisniveau (Abb. 6). In dem Diagramm [3] sind die Produktionskosten 

über den Ressourcen einschließlich der unkonventionellen 

Ressourcen dargestellt. 

■ Steigende Preise rufen verschiedene Substitutionsvorgänge hervor 

(Verbesserung der Energieeffizienz, Wechsel der Energieträger, 

Einführung anderer Umwandlungsprozesse etc.), deren längerfristige 

Wirkung heute nicht bekannt ist, da im Laufe solcher Substitutionsprozesse 

auch neues Wissen entsteht. 

■ Unbekannt ist heute auch die künftige Nachfrage nach Energie, 

die in vielfältiger Weise mit der künftigen wirtschaftlichen und gesellschaftlichen 

Entwicklung verknüpft ist. 

Daraus, dass die Preise an den Märkten für Energierohstoffe nicht 

die langfristige Knappheit zum Ausdruck bringen, sondern das 

jeweilige aktuelle Marktgeschehen reflektieren, folgt aber, dass entgegen 

dem, was heute täglich in der Zeitung zu lesen ist, keineswegs 

davon auszugehen ist, dass die Preise für Energierohstoffe langfristig 

stabil auf dem heutigen Niveau verbleiben. Man kann sich viele 

Abb. 3 Rohölpreis der letzten 20 Jahre Abb. 4 Nachgewiesene Reserven und Produktion von Erdöl 

Abb. 5 Nachgewiesene Reserven und Produktion Erdgas Abb. 6 Produktionskosten von Öl 


Szenarien vorstellen, bei denen Schwankungen des Wirtschaftswachstums 

auch in den Ländern mit nachholender Entwicklung 

zu reduziertem Nachfragewachstum nach Energie führen und damit 

Überschießeffekte der Angebotsseite hervorrufen können, wie dies 

etwa 1998 der Fall gewesen ist. In den letzen Jahren war es weniger 

das Niveau der Energienachfrage, dass die Preise getrieben hat, 

als der starke kurzfristige Zuwachs. Dies sei an der Entwicklung 

in China demonstriert: Die Abb. 7 zeigt die Entwicklung von Ölverbrauch 

und Produktion in China seit 1993. Während China bis zu 

Beginn der 90er Jahre bei Öl autark war, ist der Ölverbrauch 

inzwischen stark angestiegen. China ist inzwischen nach den USA 

der zweitgrößte Ölverbraucher der Welt. Die Abb. 8 zeigt den Zuwachs 

des Ölverbrauchs nach Ländergruppen. Die Abb. 9 den Zuwachs des 

Gasverbrauchs. Deutlich zeigt sich der starke Anstieg bei den Ländern 

mit nachholender Entwicklung, während in den Industrieländern 

der Verbrauch nur langsam wächst. Es ist anzunehmen, dass die 

Märkte auf größere Zuwächse überproportional stark reagieren. Setzt 

man den Zuwachs des Energieverbrauchs der letzten Jahre weltweit 

in Zusammenhang mit der Entwicklung des Ölpreises, so zeigt sich 

dieser Zusammenhang deutlich (Abb. 10). 

Entwicklung in Deutschland 

Der Anstieg der Weltmarktpreise, die in Dollar notiert werden, wirkt 

sich korrigiert um eventuelle Wechselkursänderungen aus. Tab. 2 

zeigt die Veränderung des Werts der Energieträgerimporte. Kor- 


rigiert um den Mengeneffekt haben sie zwischen 1995 und 2005 um 

ca. 33 Mrd. € zugenommen (in konstanten Euro von 2005). Pro Kopf 

der Bevölkerung sind dies ca. 400 € und bezogen auf das Bruttoinlandsprodukt 

ca. 1,5 %. Die Ausgaben der Haushalte für Energie 

(ohne Kraftstoffe, vgl. Tab. 3) sind zwischen 1996 und 2005 um 

145 € gestiegen (Mengen- und Preiseffekt, der Preiseffekt ließ sich 

nicht trennen). Im gleichen Zeitraum gab es aber zusätzliche 

Abb. 7 Produktion und Verbrauch von Erdöl in China Abb. 8 Veränderung des Ölverbrauchs nach Ländergruppen 

in Mio. t 

Abb. 9 Veränderung des Erdgasverbrauchs nach Ländergruppen 

in Mio. toe 

Tab. 3: Entwicklung der jährlichen Energieausgaben 

der Haushalte, ohne Kraftstoffe in €. 

Ausgaben 1996 1173 

Ausgaben 2005 1318 

Differenz 145 

Zusätzliche Steuern / Umlagen 

Stromsteuer 71 

Erdgas-/Heizölsteuer 70 

Umlage für Regenerative 24 

Total 165 

Die Werte sind zur Vergleichbarkeit in € von 2005 umgerechnet 

Quelle: BMWi, eigene Berechnungen 

Abb. 10 Veränderung des Energieverbrauchs und realer Ölpreis 

15


16 


steuerliche Belastungen in Höhe von 165 €, die höher sind als die 

Mehrausgaben. 

Das Preisniveau in Deutschland für Endverbraucher von Energie 

liegt aufgrund der Besteuerung über dem Preisniveau der Energieträger. 

Zur Begründung der Ökosteuer wurde ausgeführt: „Fossile 

Energien sind ein knappes und endliches Gut. Zudem entstehen bei 

ihrer Verbrennung Treibhausgase, die in die Atmosphäre entweichen 

und somit zum Treibhauseffekt und der globalen Erwärmung 

beitragen. Die daraus resultierenden Kosten der Gesellschaft für 

Klimaschutzmaßnahmen und die Beseitigung von Umweltschäden 

sind in den Preisen nicht enthalten. Die Preise für die Nutzung der 

meisten Energieträger sind deshalb langfristig zu niedrig, weil sie 

nur einen Teil ihrer wahren Kosten widerspiegeln“[4]. 

Mit der Einführung des Zertifikatehandels für CO 2 ergibt sich 

nunmehr systemwidrig eine zweifache Einrechnung der Umweltkosten. 

Die Abb. 11 zeigt die implizite CO2-Steuer der Energieträger. 

Da die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen in den CO 2 - 

Zertifikatehandel einbezogen ist, ergibt sich für Stromverbraucher 

nunmehr ein impliziter CO 2 -Preis von 50-60 €/t je nach Preis der 

CO 2 -Zertifikate und der Überwälzung auf den Strompreis. 

Anmerkungen 

[1] Vgl. Robert Mabro: The International Oil Price Regime: Origins, Rationale and Assessment, 

in: Journal of Energy Literature, 1, 2005, 3 -20. 

Abb. 11 Die Ökosteuer als CO 2 -Steuer; (Strom soweit voll besteuert) 

[2] Quelle für die Abb. 2-5 und 7-10: BP. 

[3] Nach Shell, Energy Needs, Choices and Possibilities, 2001. Die Werte wurden auf US$ 

von 2004 umgerechnet. 

[4] BMU (Febr. 2004), Die ökologische Steuerreform. 

Prof. Dr. W. Pfaffenberger, Professor of Economics (European Utility 

Management), International University Bremen 

w.pfaffenberger@iu-bremen.de 


Alternativen in einem unruhigen Markt 

Jürgen Grohmann 

In Zeiten stark volatiler Preise richtet sich der Blick der Unternehmen zunehmend auf die Energiekosten. Strukturierte Beschaffung 

und Beschaffungs-Portfolien können helfen, die mit stark schwankenden Energiepreisen verbundenen Risiken zu mindern. 

Jedoch kann dies nur gelingen, wenn das Unternehmen über ausreichende Organisationsstrukturen und ein stabiles 

Risikomanagement verfügt. Die Weitergabe dieser Aufgaben an einen spezialisierten Dienstleister kann dabei zu einer signifikanten 

Entlastung unternehmenseigener Ressourcen führen und die Qualität des Beschaffungs- und Portfoliomanagements gewährleisten. 

In den vergangenen 15 Monaten hat sich nicht nur der europäische 

Strommarkt, sondern auch das energiewirtschaftliche Umfeld erheblich 

gewandelt. Die Entwicklungen im Energiemarkt waren von teils 

dramatischen Entwicklungen bei den Roh- und Grundstoffen wie 

z. B. Stahl oder Aluminium begleitet. 

Der Markt für Strom und CO 2 ist im Vergleich zu anderen Commodity- 

Märkten (z. B. Öl, Gold, Weizen) noch sehr jung. In vielen Bereichen 

fehlt es noch an Datenmaterial, um langfristige Zeitreihenanalysen 

durchzuführen. Der Anstieg der Preise im europäischen Strommarkt 

und die Zunahme der Volatilität haben eine Vielzahl von Ursachen 

und können nicht mit einem angeblich noch nicht ausreichend entwickelten 

Handelsmarkt begründet werden. Abb. 1 zeigt die Preisentwicklung 

in Deutschland im Laufe des Jahres 2005, wobei wesentliche 

Ereignisse hervorgehoben wurden. Es ist deutlich zu erkennen, 

dass neben dem Anstieg der Preise zum Teil auch massive 

Schwankungen zu verzeichnen waren. Das erhebliche und nach wie 

vor steigende Handelsvolumen zeigt, dass der deutsche Markt gut 

entwickelt ist. Wie Abb. 2 zeigt, liegt das jährlich gehandelte Volumen 

in Deutschland derzeit bei rund 3 300 TWh. Dies entspricht etwa 

dem Sechsfachen des jährlichen nationalen Verbrauchs und deutet 

auf eine ausreichende Liquidität. 

Die geschilderte Entwicklung hat zur Folge, dass der Einfluss der 

Energiekosten auf das Ergebnis eines Unternehmens zunehmend 

in den Fokus gerät. Dabei spielt selbstverständlich die absolute Höhe 

der Preise eine wesentliche Rolle. Parallel dazu werden jedoch auch 

verstärkt der Einfluss der Preisschwankungen auf das Unternehmensergebnis 

und die damit verbundenen Risiken analysiert. 

Dies äußert sich in einer zunehmenden Nachfrage nach marktpreisorientierten 

Liefermodellen in Verbindung mit der Bereitstellung 

von Marktinformationen und Handlungsempfehlungen, der Unter- 


stützung durch die Überwachung von Transaktions- und Risikolimiten 

sowie der Berichterstattung zur Entwicklung des Stromportfolios. 

Verbindung von Vertrieb und Handel als Wettbewerbsvorteil 

E.ON Sales & Trading GmbH ist es durch die Fusion von Vertrieb 

und Handel auf Wholesale-Ebene bereits frühzeitig gelungen, sich 

auf die geschilderte Situation einzustellen. Die Vereinigung beider 

Kompetenzen unter einem Dach erlaubt die Entwicklung flexibler 

Lösungen für Kundenprobleme und eröffnet die Möglichkeit, proaktiv 

neuen Situationen zu begegnen. 

Zur Optimierung der Kooperation von Vertrieb und Handel wurde 

bei E.ON Sales & Trading bereits vor einigen Jahren ein spezialisiertes 

Team im Handelsressort gegründet. Dieses Team ist einerseits fest 

im Handelsmarkt etabliert und räumlich auf dem Trading Floor 

angesiedelt, andererseits durch die Entwicklung von kundenspezifischen 

Lösungen intensiv in die Arbeit des Vertriebs eingebunden. 

Die Teammitglieder stehen Kunden und Key Account Managern 

gleichermaßen als Berater zur Verfügung. Der Schwerpunkt liegt 

dabei auf der Bereitstellung von Marktinformationen und auf der 

Analyse, Entwicklung und Bewertung von Liefermodellen und deren 

Effekt auf die Risikosituation des Kunden. Hinzu kommt die operative 

Betreuung von Kundenportfolios in mittlerweile vier Ländern 

Europas. Die im vorangegangenen Abschnitt aufgestellte These einer 

steigenden Nachfrage nach marktnahen Dienstleistungen und marktpreisorientierten 

Beschaffungsmodellen wird durch Abb. 3 und 4 

belegt. Hier ist die Entwicklung der betreuten Kundenportfolios und 

der abgewickelten Handelsgeschäfte im Team Kundenportfoliomanagement 

dargestellt. Es ist deutlich zu erkennen, dass seit 2003 

in allen Bereichen massive Zuwachsraten zu verzeichnen sind. 

Abb. 1 Historische Entwicklung der Jahreskontrakte in Deutschland Abb. 2 Ansteigendes Handelsvolumen in Deutschland 

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20 


Aktive Marktteilnahme von Industrie- und 

Versorgungsunternehmen 

Vor dem Schritt in die Welt der strukturierten Beschaffung und 

des Portfoliomanagements gilt es – unabhängig von Sektor und 

Branche – eine Bestandsaufnahme des Status Quo durchzuführen. 

An erster Stelle ist die Frage nach der Fähigkeit zur lang- und kurzfristigen 

Prognose zu beantworten. Diese Fähigkeit hat zentrale 

Bedeutung bei der monetären Bewertung von Profil- und Volumenrisiko 

und bei der Entscheidung, ob diese Risiken gegen Zahlung 

einer pauschalen Prämie an den Lieferanten abgegeben oder selbst 

getragen werden sollen. Während ein Stromanbieter immer von einer 

groben Abschätzung der möglichen Entwicklung des Bedarfsprofils 

ausgehen muss, kann ein Unternehmen mit guter Prognosefähigkeit 

den monetären Effekt von Prognosefehlern und den daraus 

resultierenden Bedarf an Ausgleichsenergie gut selbst abschätzen. 

Insofern bietet eine gute Prognosefähigkeit ein erhebliches Einsparpotenzial 

für den Kunden, da die bei Übernahme der genannten 

Risiken pauschal kalkulierten Risikoprämien entfallen. Sollte diese 

Fähigkeit nicht im Hause vorhanden sein, so bleibt entweder die 

Möglichkeit der Vergabe der Prognoseerstellung an einen Dienstleister 

oder die Verlagerung des Risikos auf den Lieferanten. In 

Abb. 5 sind verschiedene Beschaffungskonzepte in Bezug auf deren 

jeweilige Marktnähe sowie Chancen-/Risikoprofil zusammengestellt. 

Sofern sich ein Unternehmen dafür entscheidet, das Profil- und 

Volumenrisiko selbst zu tragen, muss im nächsten Schritt überlegt 

werden, ob es die Risiken einer unvollständigen Abdeckung seines 

Lastprofils durch Standardhandelsprodukte übernehmen möchte. 

Der Vorteil bei der Verwendung von Standardhandelsprodukten liegt 

in deren transparentem Marktpreis, der Nachteil liegt in der im 

Normalfall auftretenden Short Position (Unterdeckung) in den Peakbzw. 

Long Positionen (Überdeckung) in den Offpeak-Stunden. Dieser 

Nachteil könnte durch die Integration einer Fahrplanlieferung in das 

Beschaffungsportfolio kompensiert werden. Fahrpläne haben im Vergleich 

zu Standardhandelsprodukten jedoch eine weitaus geringere 

Liquidität im Markt. 

Während die bisher dargestellten Aspekte sowohl für industrielle 

als auch für kommunal und regional aktive Unternehmen gelten, 

gibt es in den Funktionen des Risikomanagements zwischen diesen 

beiden Unternehmensgruppen erhebliche Unterschiede. 

Kommunal und regional aktive Unternehmen 

Für Unternehmen der Energiewirtschaft ist die Verzahnung der Vertriebs- 

mit den Beschaffungsaktivitäten von zentraler Bedeutung. 

Fehlende Synchronisierung dieser Aktivitäten kann zu erheblichen 

Delta-Positionen im Stromportfolio führen und in der momentanen 

Phase sehr volatiler Preise fatale Auswirkungen auf das Unternehmensergebnis 

haben. Vor diesem Hintergrund gilt es, das Absatzportfolio 

nach kleinen (Tarif), mittleren (Sondervertrag) und großen 

Einzelkunden zu strukturieren. 

Ausgehend von dieser Struktur ist es notwendig, die jeweiligen Verträge 

nach Laufzeiten und Kündigungszyklen zu strukturieren, 

Abb. 3 Geschäftsentwicklung Portfoliomanagement TK Abb. 4 Geschäftsentwicklung Sales Trading TK 

Abb. 5 Grundlagen der strukturierten Beschaffung Abb. 6 Aufgabenverteilung in der Energieversorgung 


Abb. 7 Position in den Büchern „Hedge Vertrieb“ und „Eigenhandel“ zum 31.03.2006 

um eine weitgehende Transparenz zu erhalten. Während für die 

Beschaffung des Stromabsatzes im Tarifsegment im Normalfall eine 

einfache Beschaffungsstrategie (z. B. Beschaffung in einer bestimmten 

Anzahl äquidistanter Schritte) ausreichend ist, muss für die Segmente 

der mittleren und Großkunden differenzierter vorgegangen werden. 

Im mittleren Segment dürfte eine Strukturierung nach Kundengruppen 

und Vertragslaufzeiten die sinnvollste Lösung darstellen, 

während im Großkundensegment die back-to-back-Beschaffung das 

Mittel der Wahl ist. 

Für die gezeigten Beschaffungsschritte ist eine entsprechende 

Strategie unter Einbeziehung von Regelungen zu erlaubten Produkten, 

Transaktions- und Preislimiten etc. zu entwickeln und im 

Unternehmen zu implementieren. In der operativen Umsetzung ist 

die permanente Überwachung der Aktivitäten von Vertrieb und 

Beschaffung, die laufende Bewertung von entstehenden offenen 

Positionen und die Auslastung von Risikolimiten zu gewährleisten. 

Die wesentlichen Führungsgrößen für das Risikomanagement sind 

das Volumen der offenen Position und das daraus resultierende Delta- 

Risiko, der Value at Risk (VaR) sowie die über die offene Position 

erwirtschaftete Profits and Losses (P&L). Nur durch eine laufende 

Risikoanalyse kann der Erfolg des Unternehmens gesichert werden. 

Industrielle Stromverbraucher 

Für Industriekunden stellt sich die Frage nach der strukturierten 

Beschaffung meist aus einer anderen Perspektive. Im Normalfall 

geht es darum, Strom für ein langfristig prognostiziertes Lastprofil 

risikogesteuert unter Ausnutzung von Opportunitäten am Markt 

zu beschaffen. Ziel ist im Normalfall nicht, frühzeitig einen festen 

Lieferpreis zu garantieren, sondern bis zu einem bestimmten Zeitpunkt 

das aus der offenen Position resultierende Delta-Risiko auf 

einen definierten Wert zu reduzieren, um ausreichende Budgetsicherheit 

zu gewährleisten. Dieser Zeitpunkt kann auch erst in 

der laufenden Lieferperiode liegen und ist einzig von den 

Budgetierungszyklen im Unternehmen abhängig. Ansonsten ist 

während der Beschaffungsphase der erwartete Preis (gewichtetes 

Mittel aus bereits eingedeckten Strommengen und dem mit Hilfe der 


Hourly Forward Curve berechneten und saldierten monetären Wert 

der verbleibenden offenen Positionen) eine wesentliche Größe im 

Rahmen des Risikomanagements. Hinzu kommen das Delta-Risiko 

und der VaR der offenen Position. 

Fallstudien 

Die Erfahrung zeigt, dass viele Unternehmen am Markt agieren, 

ohne über ausreichende Organisationsstrukturen und ein stabiles 

Risikomanagement zu verfügen. Selbstverständlich ist ein hoher Einsatz 

erforderlich, wenn sämtliche Funktionen ohne externe Unterstützung 

neu in einem Unternehmen implementiert werden sollen. 

Dies beginnt bei der Definition und Umsetzung der neuen Prozesse 

sowie bei der Modellierung und Bewertung von Risiken und endet 

beim laufenden Monitoring des Marktgeschehens und der Auswirkungen 

auf die individuelle Unternehmenssituation. 

E.ON Sales & Trading hat bezüglich der erforderlichen Prozesse 

die nötige Erfahrung und ist auf Grund der Größe und Marktpositionierung 

in der Lage, intensive Marktbeobachtung und Analyse 

zu betreiben. Hinzu kommt, dass das Unternehmen auf Grund 

der eigenen Handelsaktivitäten über die entsprechende Methodenkompetenz 

und Werkzeuge verfügt, um Risiken zu modellieren 

und zu bewerten. Schon aus eigenem Interesse und für das eigene 

Geschäft wird laufend an der Verbesserung dieser Komponenten 

gearbeitet, wovon auch die Kunden von E.ON Sales & Trading profitieren. 

Im Folgenden sollen zwei Fallstudien die oben theoretisch diskutierten 

Anforderungen an das Risikomanagement mit realen 

Zahlen verdeutlichen. 

Beispiel 1: 

Verteilungsunternehmen mit Handelsaktivitäten 

Der Beschaffungs-/Handelsbereich eines Verteilungsunternehmens 

hat einerseits die Aufgabe, die im Vertrieb kalkulierten Preise sicherzustellen, 

also ein Beschaffungsbuch zu führen und andererseits 

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22 


durch das Eingehen von Risikopositionen Gewinne zu erwirtschaften. 

Abb. 6 zeigt die hierfür erforderliche Grundstruktur der Bücher und 

Aufgabenverteilung. Das Buch „Hedge-Vertrieb“ hat die Aufgabe, 

Vertriebspreise zu sichern, d. h. bei diesem Buch handelt es sich um 

ein Non-Profit-Buch. Bei Abschluss von Vertriebsverträgen beschafft 

der Vertrieb Fahrpläne aus dem Hedgebuch, dieses wiederum 

beschafft aus dem Eigenhandelsbuch im Normalfall Standardhandelsprodukte, 

um die verkauften Profile preislich zu sichern. Bei 

einem delta-neutralen Hedge befinden sich im Hedgebuch keine 

systematischen offenen Positionen, das Risiko der Randstunden 

ist selbstverständlich in diesem Buch aggregiert und wird durch den 

Value at Risk abgebildet. So ist gewährleistet, dass keine signifikanten 

Delta-Risiken an einer nicht überwachten Stelle im Unternehmen 

existieren. Zusätzlich kann für das Hedgebuch ein Fahrplan beschafft 

werden, um bei Erreichen eines VaR-Limits dieses Risiko zu 

reduzieren. Eine Analyse des Erzeugungsbuchs findet an dieser Stelle 

nicht statt, da bei der Betrachtung von Kraftwerken eine ggf. sehr 

komplexe Bewertung als Swing-Option erfolgen muss. 

Wie im Eigenhandel mit den an das Hedgebuch verkauften 

Strommengen umgegangen wird, liegt im Ermessen des für die 

Risikoposition verantwortlichen Händlers; dieses Buch wird nach 

den Kriterien VaR, Profit & Loss (P&L) und Delta-Risiko gesteuert. 

Selbstverständlich könnte das Eigenhandelsbuch auch ausgeblendet 

werden, indem sämtliche Handelsprodukte back-to-back am Markt 

beschafft werden. In Abb. 7 ist sowohl die über Handelsprodukte 

abgesicherte Vertriebslast als auch die davon unabhängige Eigenhandelsposition 

eines Unternehmens mit entsprechender Risikobewertung 

zusammengestellt. 

Beispiel 2: Industrieunternehmen 

Es wurde bereits betont, dass bei einem Industrieunternehmen im 

Gegensatz zu einem Verteilunternehmen die Anforderungen an das 

Risikomanagement i. A. geringer sind und sich das Portfoliomanagement 

normalerweise auf eine risikoüberwachte strukturierte 

Beschaffung begrenzt, wobei den kalendarischen und preislichen 

Limiten besonderes Augenmerk geschenkt wird. Ausgehend von der 

langfristigen Lastprognose wird eine Absicherungsstruktur und eine 

Absicherungsstrategie entwickelt und fixiert. Im Anschluss daran 

startet das operative Portfoliomanagement. Abb. 8 zeigt die Portfoliosituation 

eines Industriekunden zum 31.03.2006. Auf Grund der 

systematischen Vorgehensweise bei der Beschaffung konnte ein ver- 

gleichsweise günstiger Beschaffungspreis realisiert werden. Der 

Tabelle kann entnommen werden, dass das Portfolio nahezu vollständig 

deltaneutral abgesichert ist, dass also Marktpreisbewegungen 

keinen signifikanten Einfluss mehr auf die Beschaffungskosten haben 

sollten. Lediglich eine dramatische Verschiebung der Preisrelation 

zwischen Base und Peak hätte noch Einfluss auf das Portfolio, dieses 

Risiko wird über den VaR ausgedrückt. 

Speziell die preislichen Limite haben zentrale Bedeutung, da bis zur 

Realisierung des deltaneutralen Hedges jede Marktpreisbewegung 

Einfluss auf die erwarteten Beschaffungskosten hat. Hier gibt 

Abb. 9 einen Überblick über die aktuelle Situation. Der erwartete 

Beschaffungspreis (links) liegt nahezu in der Mitte zwischen den 

definierten Preislimiten, die zum 31.03.2006 erreichte Profildeckung 

(rechts) liegt an der oberen Grenze des vereinbarten Beschaffungskorridors, 

eine Folge der insgesamt bullschen Markteinschätzung. 

Analyse und Management von Risikopositionen 

ist unerlässlich 

Der Markt für Strom war in den letzten Monaten erheblich von 

gestiegenen Preisniveaus und Volatilitäten geprägt, womit die Energiekosten 

und ihr Einfluss auf das Unternehmensergebnis zunehmend 

in den Fokus der Risikoanalysen rücken. Unabhängig vom 

Beschaffungskonzept (vom Vollstromprodukt mit schrittweiser 

Beschaffung bis zum vollständigen Einkauf über den Handelsmarkt) 

sind Analyse, Bewertung und Management der einzelnen Risikopositionen 

unerlässlich. Dies ist im Normalfall mit einem nicht 

unerheblichen Ressourceneinsatz verbunden. E.ON Sales & Trading 

bietet durch ein spezielles Team für das Kundenportfoliomanagement 

kompetente Unterstützung bei der Beantwortung der relevanten 

Fragen. Strukturierung und Design relevanter Prozesse stellen einen 

wesentlichen Bestandteil der Beratungsleistung in der Implementierungsphase 

dar. In der operativen Phase folgt die Unterstützung 

bei Marktbeobachtung und -einschätzung sowie bei der laufenden 

Portfoliobetreuung und -bewertung. Zur weiteren Entlastung der 

kundeneigenen Ressourcen bietet E.ON Sales & Trading ein breites 

Spektrum an Dienstleistungen zur Lastprognose, zum Fahrplan- und 

Bilanzkreismanagement und zur EEG-Abwicklung an. 

Dr. J. Grohmann, Kundenportfoliomanagement E.ON Sales & Trading 

GmbH, München 

jürgen.grohmann@eon-energie.com 

Abb. 8 Risikoanalyse eines Industriekunden Abb. 9 Überwachung von Preis- und Zeitlimiten im Rahmen der 

strukturierten Beschaffung 


„Emissionszertifikate sind ein wichtiger Faktor 

für die Strompreise“ 

Interview mit Karl Michael Fuhr, Vorsitzender der Geschäftsführung E.ON Sales & Trading 

Der Emissionshandel wirkt sich auf die Strompreise aus. Die Folge sind u.a. Preisschwankungen, denen mit geeigneten Strategien 

begegnet werden muss. Diversifizierung, strukturierte Beschaffung und das Portfoliomanagement bieten die Mittel dazu. „et“ sprach 

mit Karl Michael Fuhr, dem Vorsitzenden der Geschäftsführung von E.ON Sales & Trading über den Zusammenhang von Stromund 

Zertifikatspreisen, Möglichkeiten der Risikooptimierung und die zweite Phase des Emissionshandels. 

et: Herr Fuhr, die Preise für CO 2 -Emissionszertifikate sind Ende April 

innerhalb weniger Tage massiv eingebrochen und haben die 

Terminnotierungen für Strom deutlich nach unten gezogen. Werden die 

Strompreise immer unberechenbarer? 

Fuhr: Wir wussten, dass die Emissionszertifikate ein wichtiger Faktor 

für die Strompreise sind. Mit einem Preisverfall dieses Ausmaßes 

hatten wir allerdings nicht gerechnet. Die Entwicklung ist in erster 

Linie auf eine inkonsistente Datenbereitstellung durch die Teilnehmerländer 

zurückzuführen. Es wäre sinnvoll, die Ist-Werte des 

CO 2 -Ausstoßes öfter und einheitlich zu kommunizieren. Andererseits 

ist nun für jeden sichtbar geworden, dass die Handelspreise 

für CO 2 und für Strom zusammenhängen und durch fundamentale 

Faktoren gebildet werden. Damit haben beide Märkte auch wieder 

an Vertrauen gewonnen. Das ist – neben den gesunkenen Preisen 

– die positive Botschaft der letzten Wochen. 

et: Dennoch bleibt der Eindruck, dass die Strompreise für Käufer und 

Verkäufer immer schwerer prognostizierbar sind. Welche Strategie empfehlen 

Sie, um die Risiken der Marktentwicklung einzugrenzen? 

Fuhr: Man sollte auf keinen Fall alles auf ein Karte setzen. Tagesaktuelle 

Schwankungen bei den Jahresprodukten von einem Euro 

oder mehr für die Megawattstunde sind ein gutes Argument für eine 

zeitlich und mengenmäßig diversifizierte Beschaffungsstrategie. 

Dafür gibt es strukturierte Produkte, die sich am Marktpreis 

orientieren, aber durch verschiedene Optionalitäten dennoch planbar 

bleiben. Unter Risikogesichtspunkten ist das ein vernünftiger 


Mittelweg. Deshalb haben wir diese Produkte „smart products“ 

genannt. Eine Alternative ist das Portfoliomanagement im Sinne 

einer ganzheitlichen Beratung des Kunden, die auf kontinuierlichem 

Markt-Monitoring durch unsere Spezialisten beruht. Hier partizipiert 

der Kunde am Know-How unseres Trading Floors und spart sich den 

Aufbau eigener Analyse- und Handelsstrukturen. Er ist allerdings 

näher am Markt und geht ein höheres Risiko ein. Im Grunde gibt 

es für jeden Grad an Risikobereitschaft eine Lösung, da sich viele 

unserer Produkte kombinieren lassen. 

et: Welche Themen werden den Strommarkt in den nächsten Jahren 

prägen? Auf welche Entwicklungen sollten sich die Marktteilnehmer 

einstellen? 

Fuhr: Wir haben 2007/2008 den Übergang in die zweite Handelsphase 

für CO 2 -Emissionszertifikate. Die Konturen für diese Phase 

zeichnen sich langsam ab, aber niemand weiß bislang genau, wie 

glatt der Übergang verlaufen wird. Ich glaube, dass der Handel mit 

CO 2 -Zertifikaten, der ja europaweit stattfindet, die Strompreise in 

den verschiedenen europäischen Ländern stärker aneinander bindet. 

Der Gaspreis wird eine stärkere Rolle spielen, da in den nächsten 

Jahren überproportional Gaskraftwerke zugebaut werden und die 

Importpreise für Gas durch den CO 2 -Handel stärker als früher auf 

die Strompreise wirken. Die weltweiten und regionalen Preise für 

Kohle, Öl und Gas werden – neben den Nachfragefaktoren – die 

Strompreise auf der Großhandelsebene wesentlich bestimmen. 

„et“-Redaktion 

„Wir haben 2007/2008 den Übergang in die zweite Handelsphase für 

CO 2 -Emissionszertifikate. Die Konturen für diese Phase zeichnen sich 

langsam ab, aber niemand weiß bislang genau, wie glatt der Übergang 

verlaufen wird. Ich glaube, dass der Handel mit CO 2 -Zertifikaten, der 

ja europaweit stattfindet, die Strompreise in den verschiedenen europäischen 

Ländern stärker aneinander bindet.“ 

Karl Michael Fuhr, Vorsitzender der Geschäftsführung E.ON Sales 

& Trading 

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Das Erneuerbare-Energien-Gesetz – ein geeignetes 

Modell zur kosteneffizienten CO 2 -Minderung in 

Europa? 

Norbert Azuma-Dicke und Siegfried F. Franke 

Das EEG wird im Allgemeinen als ein Erfolgsmodell der deutschen Klima- und Umweltpolitik betrachtet, durch das sowohl der Einsatz 

von regenerativen Energien gefördert als auch die Reduktion von Treibhausgasen kostengünstig verwirklicht werden soll. Eine 

genaue Analyse der wirtschaftlichen Auswirkungen des EEG stellt dies in Frage und lässt Zweifel daran aufkommen, ob es im 

Vergleich zu Alternativen wie dem Emissionshandel als tragfähiges Reduktionsmodell für Gesamteuropa betrachtet werden 

kann. 

Die Emission von CO 2 und anderen Treibhausgasen auf eine 

möglichst wirtschaftliche Weise zu reduzieren, ist das vorrangige 

Ziel der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen, die im 

Jahr 1994 in Kraft trat. Deutschland hat sich früh zur Übernahme 

dieser Konvention in nationales Recht bekannt und bereits im Jahr 

1992 im Rahmen einer Selbstverpflichtung Reduktionsziele definiert, 

die über das vertraglich auferlegte Maß hinausgingen. Auch bei 

der Entwicklung von Instrumenten zur Reduktion von Emissionen 

zeigte Deutschland Selbstbewusstsein: Es begann früher als viele 

andere Staaten, die Produktion und die Verwendung von Strom 

aus emissionsfreien erneuerbaren Energien zu fördern und machte 

sich in der EU dafür stark, dem deutschen Modell der Emissionsreduktion 

zu folgen. Die selbstgewählte Rolle als Vorreiter im Kampf 

gegen eine erwartete Klimaerwärmung mag mit dazu beigetragen 

haben, dass der Sitz des Sekretariats der Konvention nach Bonn 

gelegt wurde. Im weiteren Verlauf der Verhandlungen über die 

Umsetzung der Klimakonvention hat sich die EU in Kyoto verpflichtet, 

ihre Emissionen von CO 2 bis 2012 um 8 % gegenüber den Emissionen 

von 1990 zu senken. Deutschland wiederum hat sich im sogenannten 

Burdensharing der EU zu einem darüber weit hinausgehenden Minderungsziel 

von 21 % verpflichtet. 

Die Klimarahmenkonvention als Grundlage für die 

deutsche Klimaschutzpolitik 

Die Klimarahmenkonvention definiert nicht nur das Ziel der Vermeidung 

von CO 2 und der anderen Treibhausgase, es beschreibt 

auch im Detail die Instrumente, die das Konventionskriterium der 

Wirtschaftlichkeit in besonders hohem Maße erfüllen. Gleichwohl 

haben die EU und Deutschland bislang nur spärlich von den Konventionsinstrumenten, 

die aus der Wirtschaftswissenschaft als Firstbest-Instrumente 

bekannt sind, Gebrauch gemacht. Anstelle der Konventionsinstrumente 

hat Deutschland Second-best-Instrumente der 

Emissionsvermeidung eingesetzt, deren Wirtschaftlichkeit bislang 

nicht nachgewiesen wurde. Die Bundesrepublik Deutschland hat im 

Jahr 2000 ein nationales Klimaschutzprogramm beschlossen, das 

alle Maßnahmen des Bundes zur Reduktion der Emission von CO 2 

zusammenfasst. 

Bei näherer Betrachtung dieses Programms stellt sich heraus, dass 

im Unterschied zu den Instrumenten der Klimarahmenkonvention 

keine der angeführten 64 Maßnahmen direkt an den Emissionen 

ansetzt, sondern vielmehr darauf gerichtet sind, indirekt die Emission 

von CO 2 zu reduzieren: Etwa durch die Verminderung des Endenergieverbrauchs 

und die Reduzierung des Einsatzes fossiler Energieträger, 

durch die Erhöhung der Produktion von Energien, die 

fossile Energieträger ersetzen sollen, oder durch die Steigerung 

der Effektivität der Nutzung von Energien. Um die indirekte Emissionsvermeidung 

zu erreichen, sieht das nationale Klimaschutzprogramm 

neben Steuern und Subventionen auch ordnungsrechtliche 

Maßnahmen (Regulierungen) vor. Bemerkenswert ist weiterhin, 

dass alle 64 Maßnahmen des Klimaschutzprogramms eine Emissionsvermeidung 

im Inland bezwecken, obwohl die Klimakonvention 

auch Vermeidungsoptionen jenseits der nationalen Grenzen vorsieht, 

z. B. den Ankauf von Emissionsrechten auf dem Weltmarkt. 

Diese internationale Herangehensweise ist nur folgerichtig, weil 

es sich bei der Emission von CO 2 um ein internationales 

Externalitätenproblem handelt; daher ist es im Grunde gleichgültig, 

wo auf der Welt die Emission von CO 2 reduziert wird. Wichtig ist 

nur, dass die Reduktion zu möglichst geringen Kosten geschieht; ein 

Aspekt, dem die Bundesrepublik Deutschland bislang nur wenig 

Beachtung schenkt, wie das Beispiel des EEG verdeutlichen soll. 

Unter den 64 Maßnahmen des Klimaschutzprogramms misst der 

Gesetzgeber dem EEG eine herausragende Bedeutung zu, denn er 

erwartet von ihm einen besonders großen Beitrag zur Reduktion von 

CO 2 . 

Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland 

Nicht nur in Deutschland sind die erneuerbaren Energieträger wiederentdeckt 

worden, sondern unter dem internationalen Druck zur Emissionsminderung 

auch in vielen Nachbarstaaten. Während die 

Stromgewinnung aus Wasserkraft auf eine lange Tradition zurückblicken 

kann, kommen in Europa seit kurzer Zeit vermehrt Techniken 

der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern zum 

Einsatz, die bislang eher ein Schattendasein gefristet hatten. Die 

Nutzung von Wind, Sonne und Biomasse zur Stromgewinnung ist 

hier an erster Stelle zu nennen. Sie wird vom deutschen Staat mit 

der Begründung forciert, dass die damit verbundenen Stromerzeugungstechniken 

keine Emission von CO 2 verursachen, und dass 

der so erzeugte Strom ein Substitut für Strom aus konventionellen 

Energieträgern, wie z. B. Kohle, ist. Jedoch gibt es auch Nachteile 

der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Sie liegen vor allem 

in den vergleichsweise hohen Erzeugungskosten, wenn man von der 

Wasserkraft absieht. Um dennoch die Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energien zu steigern, musste dieser Kostennachteil kompensiert 

werden: Dies geschieht durch etliche finanzielle Anreize, 

die die Nutzung der erneuerbaren Energien begünstigen. Im Jahre 

1991 wurden im Stromeinspeisegesetz jene Rahmenbedingungen 

definiert, die den Betrieb alternativer Energieerzeugungsanlagen 

für deren Betreiber wirtschaftlich attraktiv gestalten sollten. Mit der 

erwarteten Produktionsausweitung wollte der Gesetzgeber einen 

Beitrag „zur Ressourcenschonung und zum Klimaschutz“ leisten. 

Den Erzeugern von Strom aus erneuerbaren Energien wurde mit 


dem Gesetz eine Abnahmegarantie für den regenerativ erzeugten 

Strom zu einem Preis gegeben, der sich am Strompreis für Endkunden 

orientierte. 

Nach der Liberalisierung des deutschen Energiemarktes und dem 

damit einsetzenden Strompreisverfall reichte diese Garantie nicht 

mehr aus, weil auch die Vergütungszahlungen für Strom aus erneuerbaren 

Energien sanken. Um die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren 

Energien – wie es im Gesetz heißt – vorrangig aus Klimaschutzgründen 

zu sichern und darüber hinaus auch noch zu steigern, 

wurde im Jahr 2000 von der rot-grünen Bundesregierung im Erneuerbare-Energien-Gesetz 

(EEG) ein über dem Marktpreis liegender 

Mindestpreis für den erzeugten Strom aus regenerativen Quellen 

eingeführt. In der Begründung des EEG wird zwar auf das Ziel der 

Emissionsreduktion zum Zwecke des Klimaschutzes Bezug 

genommen, jedoch unterließ es die Bundesregierung, in ihrer 

Begründung auf das Kriterium der Wirtschaftlichkeit einzugehen 

und die relativen Kosten der Emissionsvermeidung anzugeben. Es 

kommt sicher nicht von ungefähr, dass in der Gesetzesbegründung 

neben dem Ziel des Umwelt- und Klimaschutzes weitere Ziele 

angegeben werden, wie die Schonung von Ressourcen und die Weiterentwicklung 

von Technologien zur Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energien. Eine Bewertung dieser Teilziele soll hier unterbleiben; 

sie ist an anderer Stelle erfolgt [1]. 

Mehrkosten des EEG 

Mitte des Jahres 2004 wurde das EEG erneut überarbeitet und in 

einzelnen Punkten angepasst. So wurden u. a. die Vergütungssätze 

für Strom aus Photovoltaik, Geothermie, Offshore-Windanlagen und 

Biomasse angehoben, um in diesen Bereichen eine Ausweitung der 

Stromerzeugung zu forcieren. In der Koalitionsvereinbarung von 

CDU/CSU und SPD, die im Herbst 2005 den Weg zur Bildung der 

schwarz-roten Bundesregierung ebnete, wurde vereinbart, die Förderung 

der erneuerbaren Energien im Grundsatz beizubehalten. 

Allerdings sollen gemäß dieser Vereinbarung im Jahr 2007 die Vergütungs- 

und Degressionssätze auf den Prüfstand gestellt werden. 

Das Ziel des EEG soll beigehalten werden: Der Anteil der Erneuerbaren 

an der Stromversorgung soll bis zum Jahr 2010 auf mindestens 

12,5 % bzw. bis zum Jahr 2020 auf 20 % erhöht werden. Erneut 

fehlt eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung und es gibt keine Angaben, 

wie hoch die mit dieser Anteilsausweitung verbundenen Kosten der 

Emissionsminderung sind. 


Dies ist eigentlich erstaunlich, denn die Emissionsvermeidungskosten 

des EEG sind relativ exakt zu ermitteln, weil die für die Berechnung 

dieser Kosten benötigten Daten verfügbar sind. Der Verband 

der Netzbetreiber in Deutschland etwa veröffentlicht jährlich die sich 

aus dem Gesetz ergebende Gesamtvergütung für die Stromproduktion 

aus erneuerbaren Energien. Die Vergütungszahlungen stiegen von 

etwas mehr als 1 Mrd. € im Jahr 2000 auf 3,5 Mrd. in 2004, und 

für 2005 schätzt der Verband eine Vergütungssumme von beinahe 

4,5 Mrd. € für den regenerativ erzeugten Strom (siehe Abb. 1); für 

die Folgejahre wird eine weiter steigende Vergütung erwartet. Die 

durchschnittliche Vergütung je erzeugter KWh stieg von 8,5 Cent 

im Jahr 2000 auf etwa 9,53 Cent/kWh im Jahr 2005 (vgl. Abb. 2), 

obwohl im EEG eine Degression der Vergütungssätze vorgesehen 

wird. Der Grund für den Anstieg der durchschnittlichen Vergütung 

je erzeugter KWh liegt in dem beschleunigten Zubau von 

Photovoltaikanlagen, die wegen ihrer vergleichsweise geringen Wirtschaftlichkeit 

eine besonders hohe Garantievergütung erhalten. Eine 

weitere wichtige Größe für die Berechnung der CO 2 -Vermeidungskosten 

des regenerativ erzeugten Stroms sind die Marktpreise für 

Strom. Am wenigsten durch die Politik verzerrt scheinen die Preise 

zu sein, die an der Strombörse festgestellt werden. 

Zur Ermittlung der Mehrkosten der Förderung erneuerbarer Energien 

ist der Preis des verdrängten Stroms von der durchschnittlichen 

Vergütung je erzeugter KWh aus Erneuerbaren abzuziehen. Würde 

der Börsenpreis angesetzt, so könnte eingewendet werden, dass 

der Handelskontrakt für den an der Börse gehandelten Strom verschieden 

von einem Kontrakt für Strom aus erneuerbaren Energien 

ist. In der Tat muss der an der Börse gehandelte Strom exakt 

zu bestimmten Zeiten verfügbar sein. Für Strom aus regenerativen 

Energien wie beispielsweise Wind- oder Sonnenenergie können 

die Erzeuger eine solche zeitgenaue Stromeinspeisung nicht garantieren, 

weil die Stromerzeugung witterungsabhängig und die 

Speicherung von Strom bislang unwirtschaftlich ist. Erst die „Veredlung“ 

durch sogenannte Regelenergie aus konventionellen Kraftwerken 

macht es möglich, dass Strom aus Erneuerbaren überhaupt 

vermarktbar ist. Durch das Unterhalten von Anlagen zur Erzeugung 

solcher Regelenergie entstehen zusätzliche Kosten, sogenannte 

sekundäre Kosten der Erzeugung von Strom aus regenerativen 

Quellen, die nur schwer zu ermitteln sind. Bei einem angenommenen 

Marktwert für regenerativen Strom in Höhe von rund 4,2 Cent/kWh 

(durchschnittlicher EEX-Börsenpreis im Jahr 2005) ergeben sich 

ohne Berücksichtigung der sekundären Kosten für eine „Veredelung“ 

Abb. 1 Gesamtvergütung der EEG-Einspeisung Abb. 2 Durchschnittsvergütung der EEG-Einspeisung 

25


26 


des Regenerativstroms für das Jahr 2005 Netto-Mehrkosten der 

Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren in Höhe von durchschnittlich 

5,35 Cent/kWh und damit insgesamt rund 2,5 Mrd. €. Diese 

Mehrkosten des Stroms aus erneuerbaren Energien sind in Relation 

zu den vermiedenen Emissionen zu setzen, die aus der Verdrängung 

von konventionellem, fossil erzeugtem Strom resultieren. Nimmt 

man eine Freisetzung von durchschnittlich 675 Gramm CO 2 je 

erzeugter KWh regenerativen Stroms an [2], die durch die Erzeugung 

von Strom aus Erneuerbaren vermieden wird, so ergeben sich Grenzvermeidungskosten 

der deutschen Förderung regenerativer Energieträger 

in Höhe von 79 € je t CO 2 . Diese Grenzvermeidungskosten 

dürften eher höher sein, da bei ihrer Berechnung die Aufwendungen 

für die Regelenergievorhaltung (Kapazitätsreserven) nicht berücksichtigt 

wurden. Auch dürfte die angenommene Emissionsverdrängung 

zu hoch angesetzt sein. Denn es dürfte auch Strom aus 

Anlagen verdrängt werden, die ohne Emissionen Strom erzeugen. 

Jedoch können die berechneten Grenzvermeidungskosten der deutschen 

Förderung regenerativer Energieträger in Höhe von 79 € je t 

CO 2 als eine Richtgröße dienen, die einen Vergleich mit alternativen 

Emissionsminderungsanstrengungen bzw. Politikmaßnahmen 

möglich machen. 

Für einen Vergleich bietet sich das Instrument des Handels mit Emissionsrechten 

(Emissionshandel) an; hierbei handelt es sich um ein 

von der Umweltökonomie als „first-best“ bezeichnetes Instrument. 

Der europaweite Handel mit Emissionsrechten wurde am 1. Januar 

2005 gestartet; er gilt zugleich als Test für den weltweiten Emissionshandel, 

der 2008 aufgenommen werden soll. Der Emissionshandel 

gibt den CO 2 -Emissionsrechten in Europa einen wirtschaftlichen 

Wert, der derzeit bei ca. 29 € je t liegt. Beim Vergleich 

mit den durchschnittlichen Grenzvermeidungskosten von Strom aus 

regenerativen Energieträgern ergibt sich, dass das Instrument der 

Förderung der erneuerbaren Energien durch das EEG in Deutschland 

fast dreimal so hohe Kosten verursacht wie das Instrument des 

europaweiten Emissionshandels. Zu beachten ist dabei, dass der 

europäische Emissionshandel lediglich den Unternehmen aus der 

Industrie und die Energiewirtschaft offen steht und dass nur ihnen 

handelbare Emissionsrechte zugeteilt wurden. In anderen Sektoren 

könnte es kostengünstigere Emissionsminderungspotenziale geben. 

So sind beispielsweise im Gebäudebestand durch wärmedämmende 

Maßnahmen Minderungspotenziale zu vermuten, die zu äußerst 

geringen Kosten erschlossen werden könnten [3]. Der Zertifikatpreis 

im europäischen Emissionshandel könnte signifikant sinken, wenn 

solche Potenziale vermehrt genutzt würden. Die Wirtschaftlichkeit 

der Emissionsvermeidung durch die Förderung erneuerbarer Energien 

über das EEG in Deutschland erschiene in einem noch ungünstigerem 

Licht, wenn andere Instrumente der Klimakonvention zum 

Vergleich herangezogen werden. Beispielsweise haben Schätzungen 

der Auswirkungen eines Einsatzes sogenannter flexibler Mechanismen 

wie Clean Development Mechanism (CDM) oder Joint 

Implementation (JI) ergeben, dass der Preis für die europäischen 

Emissionszertifikate sinken könnte. Die Schätzungen für CDM-Projekte 

ergeben Vermeidungskosten von ca. 5 € je t CO 2 . Für den weltweiten 

Emissionshandel unter dem Kyoto-Regime, der 2008 starten 

soll, werden noch geringere Zertifikatpreise prognostiziert. 

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz – 

ein Modell für Europa? 

Gemessen am Ziel der Emissionsminderung sind die Vermeidungskosten 

der Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland 

erheblich höher als die eines europäischen Emissionshandels. 

Bei einer nach deutschem Vorbild harmonisierten europäischen Förderung 

erneuerbarer Energien (EU-Stromeinspeisegesetz) könnten 

sich aber durchaus Vermeidungskosten ergeben, die unter dem 

deutschen Niveau liegen. So ist die Stromerzeugung aus der Sonnenstrahlung 

in Ländern wie Spanien, Portugal, Italien oder Griechenland 

mit weitaus höheren Jahresnutzungsstunden als in Deutschland 

möglich, weshalb naturgemäß die spezifischen Erzeugungskosten 

auch deutlich niedriger sind. Ähnliches gilt für die 

Stromerzeugung durch Windkraft: Windreiche Landstriche an der 

britischen, französischen oder portugiesischen Küste versprechen 

höhere Jahres-Volllaststunden als das deutsche Binnenland. Die spezifischen 

Emissionsvermeidungskosten für die einzelnen Technologien 

sind deshalb ebenfalls geringer als hierzulande. Folglich würde eine 

europaweit harmonisierte Förderung erneuerbarer Energien durchschnittlich 

geringere Kosten verursachen, als dies in Deutschland 

der Fall ist. Dabei ist indessen zu bedenken, dass auch bei der zu 

erwartenden relativen Verbesserung der Kosteneffizienz die Emissionsvermeidungskosten 

technisch bedingt immer noch über den 

Kosten des europäischen Emissionshandels lägen. 

Deutschland verstößt durch die Förderung der Erneuerbaren mit 

dem Ziel der Emissionsminderung gegen die in der Klimakonvention 

der Vereinten Nationen aufgestellte Norm der Wirtschaftlichkeit. 

Das gleiche Verdikt träfe die EU, wenn die deutschen Regelungen 

europaweit ausgedehnt würden. Nur bei der Anwendung von wirtschaftlichen 

Maßnahmen der Emissionsminderung kann bei einem 

gegebenen Mittelaufwand der größtmögliche Nutzen für das Klima 

erreicht werden. Anders gesprochen: Bei einer alternativen Verwendung 

der für die Förderung erneuerbarer Energie aufgewendeten 

Mittel könnte in der Welt wesentlich mehr CO 2 vermieden werden. 

Literatur 

[1] Voß, A.; Rath-Nagel, S.; Dicke, N.: Konzeption eines effizienten und marktkonformen 

Fördermodells für erneuerbare Energien; Gutachten im Auftrag des Wirtschaftsministeriums 

Baden-Württemberg, Stuttgart 2000. 

[2] Roth, H.; Wegner, U.: Verstärkter Teillastbetrieb thermischer Kraftwerke durch Windstromeinspeisung; 

ew Jg. 105, Heft 5, 2006. 

[3] Hillebrand, B.: Ökologische und ökonomische Wirkungen der energetischen Sanierung 

des Gebäudebestandes, Studie im Auftrag der Hans-Böckler-Stiftung, 2004. 

Dr. N. Azuma-Dicke, Energiepolitik und Energiewirtschaft, Verband 

der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger in 

Deutschland – VRE – e.V., 

Prof. Dr. Habil. S. F. Franke, Ordinarius für Wirtschaftspolitik 

und Öffentliches Recht an der Universität Stuttgart, 

norbert.azuma-dicke@vre-online.de 

franke@ivr.uni-stuttgart.de 


Zusatzkosten im konventionellen Kraftwerkspark 

durch den Ausbau der Windenergie 

Derk J. Swider 

Für die nächsten Jahre wird in Deutschland ein erheblicher Ausbau der Windenergie erwartet. Da die Erzeugung mit Windkraftanlagen 

vom fluktuierenden und schwer prognostizierbaren Winddargebot abhängt, kann die Frage gestellt werden, welche Auswirkungen 

durch eine verstärkte Integration von Windenergie auf den Betrieb und damit auf die Kosten des konventionellen 

Kraftwerkparks zu erwarten sind. Diese Frage kann durch Anwendung stochastischer Fundamentalmodelle zur Abbildung des 

kostenminimalen Betriebs des Elektrizitätssystems nachgegangen werden. Im vorliegenden Beitrag werden die Ergebnisse entsprechender 

Modellanwendungen vorgestellt und diskutiert. 

In den letzten Jahren hat in Deutschland ein erheblicher Zubau 

von Windkraftanlagen stattgefunden. Prognosen der zukünftigen 

Entwicklung legen nahe, dass auch in den nächsten Jahren mit hohen 

Wachstumsraten zu rechnen ist. So wird bis 2020 eine Steigerung 

der installierten Windleistung um mehr als den Faktor 2,5 auf bis 

zu 50 GW erwartet [1]. Unter diesen Bedingungen ist davon auszugehen, 

dass die Integration entsprechender Mengen an Windenergie 

in das Energiesystem großen Einfluss auf den Betrieb des 

konventionellen Kraftwerksparks haben wird. Ein wesentlicher Grund 

dafür ist, dass die Windenergieeinspeisung stark fluktuierend und 

nur beschränkt prognostizierbar ist. 

Aspekte des Ausbaus der Windenergie 

Um der fluktuierenden Erzeugung aus Windkraftanlagen in einer 

Region Rechnung zu tragen, müssen die anderen Erzeugungstechnologien 

im System flexibler betrieben werden. Dies ist eine direkte 

Folge der im Vergleich zu Nachfrageschwankungen größeren 

Erzeugungsgradienten. Die resultierende Zunahme von Anfahrvorgängen 

stellt eine erhöhte Belastung der konventionellen Kraftwerke 

dar und führt zu höheren Kosten des Systembetriebs. Zudem 

ist ein höherer Teillastbetrieb der konventionellen Kraftwerke zu 

erwarten, der mit verminderten Wirkungsgraden und damit 

erhöhtem Brennstoffeinsatz, höheren CO 2 -Emissionen und steigenden 

Kosten des Systembetriebs einhergeht. 

Eng mit den Fluktuationen des Winddargebots ist die beschränkte 

Prognostizierbarkeit verbunden. Basierend auf einer Prognose der 

Windenergieeinspeisung wird der jeweilige Kraftwerkseinsatz 

geplant. Ergeben sich Abweichungen zwischen dem prognostizierten 

und dem tatsächlichen Wert der Windeinspeisung, muss die Differenz 

durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen werden. Um diesen 

Ausgleich gewährleisten zu können, sind geeignete, d. h. flexible 

und schnell startbare Kraftwerkskapazitäten (Reservekapazitäten) 

vorzuhalten. In diesem Zusammenhang ist auch die für die Versorgungssicherheit 

bedeutende Gewährleistung der Abdeckung der 

Die diesem Beitrag zugrunde liegenden Modellentwicklungen wurden 

von der Europäischen Kommission in den Projekten GreenNet und 

Wilmar gefördert. Die Anwendung der Modelle zur Ableitung von 

Effekten einer verstärkten Windenergieeinspeisung in Europa wurde 

von der Europäischen Kommission im Projekt GreenNet-EU27 gefördert. 

Die wesentlichen an der Modellentwicklung und -anwendung 

beteiligten Partner in diesen Projekten waren Prof. Dr. Christoph 

Weber, Universität Duisburg-Essen, Dr. Peter Meibom, Risø National 

Laboratory, Roskilde, Dr. Hans Auer, Technische Universität Wien und 

Prof. Dr. Goran Strbac, Imperial College London. 


Jahreshöchstlast zu nennen. Durch das schwankende Winddargebot 

ist zum Zeitpunkt der höchsten Nachfrage im Jahr nur ein kleiner 

Teil der installierten Windkapazitäten sicher verfügbar. Folglich 

müssen auch für diesen Fall ausreichende Kraftwerkskapazitäten 

(Schattenkapazitäten) vorgehalten werden. 

Neben diesen überwiegend negativen Aspekten ist auch die durch 

den Ausbau der Windenergie bedingte verminderte Stromerzeugung 

des konventionellen Kraftwerksparks zu diskutieren. Diese folgt 

direkt aus den vernachlässigbaren kurzfristigen Grenzkosten der 

Windstromerzeugung, wodurch es zu einer Verschiebung der Merit- 

Order der Erzeugungskapazitäten nach rechts kommt, d. h. Windenergie 

verdrängt konventionelle Anlagen mit höheren kurzfristigen 

Grenzkosten. Dies führt zu einem geringeren Brennstoffeinsatz, 

geringeren CO 2 -Emissionen und sinkenden Kosten des Systembetriebs. 

Zur volkswirtschaftlichen Bewertung der Minderung der 

CO 2 -Emissionen sei auf [2] verwiesen. Eine weitergehende Darstellung 

der diskutierten Aspekte kann beispielsweise [3] entnommen 

werden. 

Entsprechend dieser Diskussion ist zu untersuchen, wie die Effekte 

einer verstärkten Integration von Windenergie auf den Kraftwerksbetrieb 

ökonomisch zu bewerten sind. Die Beantwortung dieser 

Frage erfolgte in den von der Europäischen Kommission geförderten 

Projekten GreenNet [4], Wilmar [5] und GreenNet-EU27 [6]. Es wurde 

somit ähnlichen Fragestellungen wie in der Dena-Studie [7] nachgegangen, 

allerdings wurde nicht nur Deutschland, sondern der 

europäische Elektrizitätsmarkt betrachtet. Ein weiterer Unterschied 

bestand in der methodischen Herangehensweise. 

Abbildung des kostenminimalen Systembetriebs 

Die zu erwartenden Auswirkungen einer verstärkten Integration von 

Wind ins europäische Energiesystem können prinzipiell mit fundamentalanalytischen 

Elektrizitätsmarktmodellen ermittelt werden. 

Mit solchen Ansätzen wird die Elektrizitätswirtschaft technologieseitig 

(Bottom-Up) abgebildet, d. h. ausgehend von einer geeigneten 

Beschreibung des realen Kraftwerksparks wird der 

kostenminimale Betrieb bestimmt. Dies ermöglicht die Ermittlung 

der Kosten der Elektrizitätsbereitstellung. Die durch einen Ausbau 

der Windenergie entstehenden zusätzlichen Kosten im Betrieb der 

konventionellen Kraftwerke können dann durch entsprechende Analysen 

mit einem solchen Modell bestimmt werden. 

Klassischerweise werden Elektrizitätsmarktmodelle deterministisch 

formuliert. Hier heißt dies, dass die Windenergieeinspeisung nur 

über ihren Erwartungswert berücksichtigt wird, wodurch vorliegende 

Fluktuationen gut abbildbar sind. In der Realität müssen die eingesetzten 

Kraftwerke aber flexibel auf die jeweiligen Abweichungen 

27


28 


zwischen der erwarteten und der tatsächlichen Windeinspeisung zu 

möglichst geringen Kosten reagieren können. Da diese Abweichungen 

nicht vernachlässigt werden können, sind deterministische Modelle 

zur Bewertung eines zunehmenden Ausbaus der Windenergie nicht 

ausreichend. Die Windenergieeinspeisung ist daher als stochastische 

Größe zu interpretieren und in geeigneter Form in Elektrizitätsmarktmodelle 

zu integrieren. 

Entsprechende methodische Entwicklungen führten zum „Stochastic 

European Electricity Market Model“ (E2M2s), entwickelt im Rahmen 

des EU-Projekts GreenNet [4], und zum „Joint Market Model“ (JMM), 

entwickelt im Rahmen des EU-Projekts Wilmar [5]. Beide Modelle 

stellen stochastische lineare Optimierungsmodelle dar, die wettbewerbliche 

Elektrizitätsmärkte interregional abbilden. Auf Grund 

unterschiedlicher Zielsetzungen innerhalb der Forschungsprojekte 

unterscheiden sich die Modelle in einigen entscheidenden Punkten, 

dazu zählt insbesondere die Methode zur Integration stochastischer 

Größen. Zudem werden im Modell E2M2s Investitionen und Reserveanforderungen, 

letztere auf der Basis eines probabilistischen 

Ansatzes, endogen berücksichtigt. Demgegenüber erfolgt im Modell 

JMM eine detailliertere Abbildung von Teilmärktem, d. h. dem 

Spot-, Regelenergie- und Wärmemarkt. Für weiterführende Beschreibungen 

der Modelle sei auf [4-6] und insbesondere auf die 

Beiträge von Weber et al. und Meibom et al. in [8] verwiesen. 

Implementierung stochastischer Methoden 

Die Berücksichtigung stochastischer Schwankungen einer verstärkten 

Windeinspeisung stellt die wesentliche methodische Erweiterung 

der entwickelten Modelle dar. Um in einem Fundamentalmodell 

stochastische Fluktuationen abbilden zu können, ist die klassische 

Betrachtung eines einzelnen Betriebszustands des Systems nicht 

mehr ausreichend. Vielmehr sind verschiedene stochastisch 

bestimmte Zustände in einem geschlossenen Ansatz zu berücksichtigen. 

Die Zielfunktion wird so zur stochastischen Größe, deren 

Erwartungswert zu optimieren ist, d. h. bei der Optimierung wird 

die gesamte Menge möglicher stochastischer Zustände berücksichtigt. 

Im Gegensatz dazu steht die Szenarienanalyse, bei der jedes mögliche 

Szenario getrennt analysiert wird. Entsprechend dieser methodischen 

Anforderungen wird im Modell E2M2s ein Szenariogitter, vgl. 

Abb. 1 (links), und im Modell JMM ein Szenariobaum, vgl. Abb. 1 

(rechts), verwendet. 

Für die stochastische Modellierung im Modell E2M2s werden mit 

einem Szenariogitter zwei Typen von Unsicherheiten berücksichtigt, 

kurz- und langfristige Fluktuationen. Die kurzfristigen Fluktuationen 

beschreiben das Winddargebot, während die langfristigen 

Abb. 1 Schematische Darstellung eines Szenariogitters (links) und eines 

Szenariobaums (rechts). 

Fluktuationen das Wasserdargebot beschreiben. Im Modell E2M2s 

werden für jeden betrachteten typischen Tag drei stochastische 

Zustände der kurzfristigen und zwei der langfristigen Fluktuationen 

unterschieden. Die Bestimmung der stochastischen Zustände und 

ihrer Eintritts- und Übergangswahrscheinlichkeiten erfolgt unter 

Verwendung historischer Daten. 

Im Modell JMM erfolgt die Berücksichtigung kurzfristiger 

Fluktuationen mit Hilfe eines Szenariobaums. Dieser wird durch die 

zu beachtenden Werte des Winddargebots gebildet und zeichnet sich 

durch eine zunehmende Unsicherheit der stochastischen Variable 

über dem Betrachtungshorizont aus. Im Modell JMM deckt der verwendete 

Szenariobaum einen Optimierungshorizont von maximal 

36 Stunden ab. Werden längere Zeiträume betrachtet, so wird eine 

rollierende Planung angewendet. Die Bestimmung der stochastischen 

Zustände und ihrer Eintrittswahrscheinlichkeiten erfolgt unter 

Berücksichtigung eines Zeitreihenansatzes zur Prognose der zu 

erwartenden Windleistung. 

Annahmen bestimmen Modellergebnisse 

Die entwickelten Modelle werden angewendet, um die Zusatzkosten 

des Kraftwerksparks durch einen Ausbau der Windenergie 

bestimmen zu können. Bei einer solchen Betrachtung sind die Ergebnisse 

stark abhängig von den jeweiligen Annahmen. Hier ist zunächst 

die Definition der Zusatzkosten von entscheidender Bedeutung. Dabei 

wird generell angenommen, dass Kosten entstehen, wenn eine neue 

Technologie in ein existierendes System integriert wird. Dies ist 

unabhängig davon, ob diese Technologie zu den erneuerbaren oder 

den konventionellen Anlagen zu zählen ist. Wenn aber, wie hier, die 

Integration von Wind betrachtet wird, so können Zusatzkosten entstehen, 

welche über die Kosten für die Netzintegration, wie sie auch 

bei konventionellen Anlagen auftreten, hinausgehen. Zu erwartende 

Zusatzkosten der Netzintegration werden hier nicht betrachtet, dazu 

sei auf [6, 7] verwiesen. 

Die Zusatzkosten des Betriebs können bezüglich ihrer Ursache in 

Kosten auf Grund von höherer Fluktuation und geringerer Prognostizierbarkeit 

des Winddargebots unterschieden werden. Etwas 

technischer heißt dies, dass Zusatzkosten durch den sich ändernden 

Kraftwerksbetrieb (vermehrter Teillastbetrieb und häufigere Anfahrvorgänge) 

und durch ein angepasstes Investitionsverhalten (höhere 

Reservekapazitäten und flexiblere Erzeugungstechnologien) entstehen 

können. Es ist daher bedeutend festzuhalten, dass entsprechend 

definierte Zusatzkosten vom existierenden System und 

seiner Entwicklung über die Zeit abhängen. Dies ist wiederum stark 

von den Einschätzungen des Modellanwenders über wesentliche Ein- 

Abb. 2 Erzeugungskapazitäten bei deterministischer (links) und 

stochastischer (rechts) Betrachtung. 


flussgrößen abhängig. Dazu zählen die Entwicklung der Nachfrage, 

der Brennstoff- und Zertifikatepreise, möglicher Investitionsoptionen 

und der Windenergieerzeugung. 

Nachfolgend werden einige Ergebnisse der Anwendung des Modells 

E2M2s für Deutschland präsentiert. Dabei wird ab dem Jahr 2006 

für die Nachfrage eine jährliche Steigerung von rund 1,0 % und für 

die Brennstoffpreise von Stein- und Braunkohle von je 0,4 % und von 

Erdgas von 1,1 % angenommen. Zudem wird ein konstanter CO 2 - 

Zertifikatepreis von 10 €/MWh angesetzt. Diese Annahme liegt zwar 

unterhalb der für die nächsten Jahre im aktuellen EU-Emissionsrechtehandel 

erwarteten Preise, antizipiert aber bereits die in der 

anschließenden Kyoto-Phase des Emissionsrechtehandels zu 

erwartende Hot-Air-bedingte Preisreduktion. Für den exogen vorgegebenen 

Zubau an Windkapazitäten wird eine Entwicklung entsprechend 

des BAU-Szenarios in [1] betrachtet. Dabei erfolgt bis 

2020 ein Ausbau auf rund 42 GW. Eine detaillierte Diskussion der 

Abb. 3 Elektrizitätspreise (links) und Reservekapazitäten (rechts) 

jeweils bei deterministischer und stochastischer Betrachtung. 

Annahmen ist dem Beitrag von Swider und Weber in [8] zu 

entnehmen. 

Generell haben die angenommenen relativen Änderungen der Preisentwicklungen 

der Brennstoffe aber auch der CO 2 -Zertifikate merkliche 

Auswirkungen auf die zu untersuchenden Zusatzkosten. So 

kann gezeigt werden, dass gerade die Preise der CO 2 -Zertifikate 

die Investitionsentscheidungen stark zu Gunsten von Erdgas beeinflussen. 

Entsprechend steigt die Flexibilität des Erzeugungssystems 

auch unabhängig von einem Ausbau der Windenergie. Die der 

Integration des Windes zuzuordnenden Zusatzkosten sind folglich 

geringer. 

Hier ist noch anzumerken, dass im vorliegenden Beitrag die aktuell 

höheren spezifischen Investitionskosten in Windkraftanlagen gegenüber 

konventionellen Anlagen und damit auch die durch die Vergütung 

im Rahmen des EEG bedingten Zusatzkosten nicht berücksichtigt 

werden (beispielsweise kann bei den spezifischen 

Investitionskosten eines großen Steinkohlekraftwerks von rund 

820 €/kW und bei einem GUD-Kraftwerk von rund 440 €/kW ausgegangen 

werden, während die spezifischen Investitionskosten für 

Windkraftanlagen Onshore bei rund 1 000 €/kW liegen und Offshore 

rund 1 650 €/kW zu erwarten sind; darüber hinaus ist zu 

beachten, dass Windkraftanlagen stets deutlich geringere Volllaststunden 

aufweisen). Es erfolgt nur ein Vergleich zwischen dem 

deutschen Elektrizitätssystem mit Erzeugung aus Wind (nachfolgend 

als stochastische Modellversion bezeichnet) und einer nicht näher 

spezifizierten Alternative, welche durch eine konstante, dem 

Erwartungswert der Windenergieerzeugung entsprechenden 


Erzeugung mit perfekter Prognostizierbarkeit charakterisiert ist 

(nachfolgend als deterministische Modellversion bezeichnet). Alle 

anderen Charakteristika werden als identisch angenommen und 

fallen aus der Betrachtung heraus, vgl. dazu den Beitrag von Weber 

in [8]. 

Zusatzkosten durch Windkraftausbau 

Abb. 2 zeigt die Entwicklung der mit dem Modell E2M2s bestimmten 

installierten Erzeugungskapazitäten in Deutschland bis zum Jahr 

2020 jeweils für die deterministische (links) und die stochastische 

(rechts) Modellversion. Es ist gut zu erkennen, dass bei einer Berücksichtigung 

der stochastischen Windenergieeinspeisung verstärkt 

Investitionen in flexible Technologien erfolgen. Dies ist eine direkte 

Folge der hohen Fluktuationen und geringen Prognosefähigkeit 

der Windenergieeinspeisung, was bei Voraussetzung einer gleich 

bleibend hohen Versorgungssicherheit zu höheren Reservekapazitäten 

führt. Bis zum Jahr 2020 werden beim Vergleich der 

stochastischen und der deterministischen Modellversion zusätzlich 

fast 12 GW mit Erdgas befeuerte Anlagen (davon mehr als ein Drittel 

Gasturbinen) und rund 2 GW weniger mit Steinkohle befeuerte 

Anlagen neu installiert. Insgesamt wird so eine höhere Flexibilität 

des Erzeugungssystems erreicht. 

Abb. 3 ist zu entnehmen, dass die unterschiedliche Entwicklung der 

installierten Kapazitäten nur geringe Auswirkungen auf die Elektrizitätspreise 

(links) hat, dagegen steigen die erforderlichen Reservekapazitäten 

(rechts) beim Ausbau der Windenergie und ihrer 

stochastischen Betrachtung, wie oben angesprochen, stark an. Der 

Darstellung kann zudem entnommen werden, dass die Modellergebnisse 

für den historischen Zeitraum bis zum Jahr 2005 gut den 

Marktergebnissen entsprechen. Die wenigen Abweichungen können 

im Fall der Preise zu einem großen Teil mit im Modell unberücksichtigten 

Wetteranomalien erklärt werden. So führte der heiße 

Sommer im Jahr 2003 zu einer verminderten Verfügbarkeit von 

Grundlastkraftwerken, wodurch es am Markt zu stark steigenden 

Preisen kam. 

Die Tabelle gibt schließlich disaggregierte Zusatzkosten je eingespeister 

Windenergieeinheit, d. h. in €/MWh Wind, unter den oben 

skizzierten Annahmen an. Für das Jahr 2020 werden Zusatzkosten 

des Betriebs von mehr als 2 €/MWh und Zusatzkosten durch 

Investitionen von zusätzlichen 6 €/MWh erhalten. Dabei sei erneut 

darauf hingewiesen, dass bei der Berechnung der Zusatzkosten durch 

Investitionen nicht die höheren spezifischen Investitionskosten in 

Windkraftanlagen berücksichtigt sind, sondern ausschließlich das 

durch die besonderen Charakteristika der Windeinspeisung 

geänderte systemoptimale Investitionsverhalten in konventionelle 

Erzeugungskapazitäten. Es ist zu erkennen, dass die Zusatzkosten 

des Betriebs maßgeblich durch einen zunehmenden Teillastbetrieb 

der konventionellen Anlagen verursacht werden. Die Zusatzkosten 

auf Grund einer höheren Anzahl von Anfahrvorgängen sind dagegen 

deutlich geringer. Prinzipiell vergleichbare Zusatzkosten für Deutschland 

werden auch mit dem Modell JMM berechnet. Die Zusatzkosten 

des Betriebs werden danach zu zwei Dritteln durch die Fluktuationen 

des Winddargebots und zu einem Drittel durch die geringe Prognostizierbarkeit 

verursacht. Bei der Beurteilung der einzelnen Kostenkomponenten 

ist prinzipiell zu beachten, dass die Zusatzkosten durch 

sich ändernde Investitionen in konventionelle Anlagen die Zusatzkosten 

des Betriebs beeinflussen. 

Wie oben diskutiert, hängen die Zusatzkosten von den Modellannahmen, 

der Modellierungsmethode, dem System und dessen Entwicklung 

ab. Ein direkter Vergleich der mit unterschiedlichen 

29


30 


Tabelle: Disaggregierte Zusatzkosten durch den Ausbau der Windenergie. 

Jahr Windgedeckte Zusatzkosten des Betriebes Zusatzkosten durch Summe der 

Nachfrage (€/MWh) Investitionen* Zusatzkosten 

(%) Teillast Anfahrt (€/MWh) (€/MWh) 

2010 8.39 1.05 0.20 2.13 3.38 

2020 14.82 2.07 0.21 5.95 8.23 

* Ohne Berücksichtigung der spezifischen Investitionskosten in Windkraftanlagen. 

Ansätzen bestimmten Kosten ist folglich schwierig. Beispielsweise 

ging E.ON Energie bereits im Jahr 2002 von Zusatzkosten des Betriebs 

von rund 7 €/MWh und von Zusatzkosten durch Investitionen von 

zusätzlichen 15 €/MWh aus [9]. Wie und unter welchen Annahmen 

diese Kosten aber im Detail bestimmt wurden, wird mit den öffentlich 

verfügbaren Informationen nicht deutlich und entzieht sich somit 

einer vergleichenden Bewertung. 

In Zukunft ist flexibler Energiemix notwendig 

Die präsentierten Ergebnisse der Anwendung zeigen, dass es mit 

einem verstärkten Ausbau der Windenergie zu Zusatzkosten im konventionellen 

Kraftwerkspark kommt. Diese sind nicht zu vernachlässigen 

und sollten bei einer Beurteilung der Wirtschaftlichkeit der 

Erzeugung aus Windkraftanlagen berücksichtigt werden. Es wurde 

ferner deutlich, dass bei einem Ausbau der Windenergie ein 

flexiblerer Energiemix notwendig ist, was aus heutiger Sicht insbesondere 

verstärkte Investitionen in mit Erdgas befeuerte Anlagen 

betrifft. Entsprechend ist der Beschaffungssicherheit dieses Energieträgers 

auch zukünftig ein starkes Gewicht in der Energiepolitik 

zu geben. Prinzipiell ist ein diversifizierter Energiemix anzustreben, 

in dem sowohl erneuerbare als auch konventionelle Erzeugungstechnologien 

wichtige Rollen einnehmen. Bei den relevanten Entscheidungsträgern 

und in der Forschung sollten zudem hier nicht 

untersuchte Optionen stärkere Beachtung finden. Dazu zählt die 

Entkopplung der Windenergieeinspeisung von der Nachfrage, beispielsweise 

durch die Nutzung von Druckluftspeichern, und die Förderung 

von Möglichkeiten zur Bedarfsminderung und -steuerung. 

Anmerkungen 

[1] Resch, G., Auer, H., Stadler, M., Huber, C., Nielsen, L. H., Twidell, J. und Swider, 

D. J.: Dynamics and basic interactions of RES-E with the grid, switchable loads and storage. 

Forschungsbericht und Datenbank zum EU-Projekt GreenNet: Pushing a least cost 

integration of green electricity into the European grid. [online] http://www.greennet.at/, 

2003. 

[2] Azuma-Dicke, N. H.: Zweitbeste (Second-best) Instrumente der deutschen Politik 

zur Reduktion von CO2 : Förderung von Energieeffizienz und erneuerbaren Energien. 

Dissertation, vorgelegt an der Universität Stuttgart. [online] http://elib.unistuttgart.de/opus/volltexte/2005/2329/, 

2005. 

[3] Hasche, B., Barth, R. und Swider, D. J.: Analyse von Integrationsoptionen verteilter 

Erzeuger im deutschen Energiesystem. Forschungsbericht zum BMBF-Projekt Netmod: 

Reduzierte Modelle komplexer elektrischer Netze mit verteilten Energieerzeugungssystemen. 

[online] http://www.netmod.org/, 2006. 

[4] Homepage des EU-Projekts Wilmar: Wind power integration in liberalised electricity 

markets. [online] http://www.wilmar.risoe.dk/. 

[5] Homepage des EU-Projekts GreenNet: Pushing a least cost integration of green 

electricity into the European grid. [online] http://www.greennet.at/. 

[6] Homepage des EU-Projekts GreenNet-EU27: Guiding a least cost grid integration of 

RES-electricity in an extended Europe. [online] http://www.greennet-europe.org/. 

[7] Studie im Auftrag der Deutschen Energie-Agentur GmbH: Energiewirtschaftliche Planung 

für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum 

Jahr 2020. [online] http://www.deutsche-energie-agentur.de/, 2005. 

[8] Swider, D. J. und Voß, A. (Hrsg.): Disaggregated system operation cost and grid 

extension cost caused by intermittent RES-E grid integration. Forschungsbericht zum EU- 

Projekt GreenNet-EU27: Guiding a least cost grid integration of RES-electricity in an 

extended Europe. [online] http://www.greennet-europe.org/, 2006. 

[9] E.ON Energie: Höhere Stromrechnung durch Ausbau der Windkraft. Pressemitteilung 

vom 22.07.2002. [online] http://www.eon-energie.com/. 

Dr.-Ing. D. J. Swider, Leiter der Abteilung Energieanwendung und Energiemanagement 

am Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung 

der Universität Stuttgart 

djswider@ier.uni-stuttgart.de 


Einspeisung regenerativer Kraftwerke – Herausforderung 

an einen Übertragungsnetzbetreiber 

Claus Hodurek 

Aufgrund der gesetzlichen Vorgaben zum EEG-Belastungsausgleich obliegt es den Übertragungsnetzbetreibern, die Einspeiseschwankungen 

aus der regenerativen Stromerzeugung auszugleichen. Vattenfall Europe Transmission führt eine Bewirtschaftung 

des hierzu eigens gebildeten EEG-Bilanzkreises über Day-ahead- und Intraday-Handel durch, da ein Ausgleich über klassische 

Regelleistung schon aufgrund der Höhe der Abweichungen nicht möglich wäre. Die Höhe und Form der Windeinspeisung, die 

das Gros der Erneuerbaren Energie ausmacht, ist frühestens 24 Stunden im Voraus und selbst dann nur mit hohen Unsicherheiten 

prognostizierbar, wobei die verbleibenden Abweichungen bereits heute an die Systemgrenzen führen. Der weitere Ausbau insbesondere 

der Nutzung von Windenergie erfordert deshalb neben der Einbeziehung auch dieser Kraftwerke in die Systemsteuerung 

den schnellen und rechtzeitigen Netzausbau, die Entwicklung und Förderung von Speichertechnologien sowie die Schaffung 

finanzieller Anreize für eine verbrauchsgerechte Stromerzeugung durch regenerative Kraftwerke. 

Die Stromerzeugung aus regenerativen Quellen wird in Deutschland 

seit Anfang der 90er Jahre beginnend mit dem Stromeinspeisegesetz 

und seit dem 1. April 2000 durch das „Gesetz für den Vorrang 

Erneuerbarer Energien – Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)“ vom 

29.03.2000, novelliert durch das „Gesetz zur Neuregelung des Rechts 

der erneuerbaren Energien im Strombereich“ vom 21.07.2004, gefördert. 

Dessen Abwicklungsmechanismus ist in Abb. 1 schematisch 

dargestellt. 


Die gesetzlichen Rahmenbedingungen 

Die Regularien „Abnahmeverpflichtung“ und „Mindestvergütung“, 

die zunächst den örtlichen Netzbetreiber betreffen, stellen die 

Betreiber regenerativer Kraftwerke von Investitions- und Vermarktungsrisiken 

frei. Entsprechend der gesetzlichen Vorgaben wird 

der regenerative Strom durch die regelzonenverantwortlichen 

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) physikalisch und finanziell aus- 

31


32 


Abb. 1 Abwicklungsmechanismus des EEG 

Abb. 2 Umformung der Naturenergie Wind in ein nutzbares Produkt 

Abb. 3 Verlauf der Windeinspeisung in der Regelzone Vattenfall, 

jeweils im Januar der Jahre 2004 bis 2006 

geglichen, um schlussendlich den in der jeweiligen Regelzone verbleibenden 

EEG-Strom gleichmäßig an alle Elektrizitätsversorgungsunternehmen 

(EVU), orientiert an deren Letztverbraucherversorgung, 

zu liefern. Der Wirkungsmechanismus des EEG sorgt lediglich dafür, 

dass die über ein Kalenderjahr eingespeiste Strommenge gleichmäßig 

in Deutschland verteilt und am Ende von den Letztverbrauchern 

vergütet wird. Weitgehend unbeachtet bleibt, dass im 

Unterschied zu § 14 Absatz 1 EEG, der einen „unverzüglich vorläufigen“ 

Ausgleich des Verlaufs der Einspeisung zwischen den ÜNB 

vorsieht, eine derartig klare Regelung im Verhältnis zu den abnahmeverpflichteten 

EVU fehlt. Hier ist lediglich von einem „rechtzeitig 

bekannt gegebenen, der tatsächlichen Stromabnahme angenäherten 

... Profil...“ die Rede. 

Ausgleich der Einspeiseschwankungen – 

„Veredelung“ oder partielle „Nutzbarmachung“ 

Der Verlauf der Einspeisung ist, wie nachfolgend anhand praktischer 

Erfahrungen gezeigt wird, für den weitaus überwiegenden Teil von 

regenerativen Kraftwerken (Wind, Solar) keineswegs rechtzeitig vorhersehbar, 

sondern erheblichen Schwankungen unterworfen. Der 

momentane Ausgleich dieser Schwankungen ist jedoch weder durch 

das bestehende EEG noch durch eine Rechtsverordnung vorgegeben. 

Er obliegt somit zwangsläufig den ÜNB, die nach § 12 Absatz 1 EnWG 

„die Energieübertragung durch das Netz unter Beachtung des Austauschs 

mit anderen Verbundnetzen zu regeln“ haben. 

In einer Branchenvereinbarung haben sich die an der Abwicklung 

Beteiligten pragmatisch darauf verständigt, die Weitergabe von EEG- 

Strom in Form von „Bandlieferungen“ (Stromlieferung über jeweils 

einen Monat mit konstanter Leistung) durchzuführen, ungeachtet 

dessen, ob zum jeweiligen Zeitpunkt überhaupt eine ausreichende 

Einspeisung erfolgt oder nicht. In der Literatur wird oftmals von 

„Veredelung“ gesprochen. Das „Sammeln“ und „Umformen“ des 

fluktuierend eingespeisten EEG-Stroms in ein Standardmarktprodukt 

kann aber auch mit einem Wälzprozess verglichen werden 

(siehe Abb. 2). Letztlich geht es um die eigentliche „partielle Nutzbarmachung“ 

einer Naturenergie, die erhebliche Aufwendungen 

(physikalische und finanzielle) bedingt. Dass insbesondere die Windstromerzeugung 

keinerlei vorhersagbarem „Muster“ oder „Profil“ 

folgt, ist mittlerweile kaum noch bestritten. Mathematisch betrachtet, 

erfolgt die Windstromerzeugung chaotisch, nicht zuletzt werden 

Windverteilungen nach der „Chaos-Funktion“ der Weibull-Verteilung 

statistisch bestimmt. Symbolisch sei hier auf den Verlauf der 

Abb. 4 EEG-Bilanzkreis der VE Transmission 


Windstromeinspeisung in drei aufeinander folgenden Jahren im 

Monat Januar (2004, 2005, 2006) verwiesen (siehe Abb. 3). Demnach 

lässt sich nicht nur der konkrete Verlauf, sondern auch die über 

einen längeren Zeitraum eingespeiste Menge kaum vorhersehen. 

Eine einigermaßen belastbare Einschätzung, in welcher Höhe und 

mit welchem Verlauf die Stromeinspeisung aus Windkraftwerken 

erfolgt, ist erfahrungsgemäß frühestens 24 Stunden im Voraus 

ermittelbar. Doch selbst dann besteht die Gefahr, dass durch Nichtzutreffen 

der Wetterprognose im Ist eine völlig andere Stromeinspeisung 

stattfindet. Zu Fragen der Prognosegenauigkeit später mehr. 

Methode der Bewirtschaftung des 

EEG-Bilanzkreises 

Die Vattenfall Europe Transmission GmbH (VE Transmission) führt 

in Übereinstimmung mit der Stromnetzzugangsverordnung vom 25. 

Juli 2005 die EEG-Strommengen in einem gesonderten Bilanzkreis 

(Abb. 4). Wie bei jedem anderen Bilanzkreis ergibt sich viertelstündlich 

ein Überschuss oder ein Defizit, welches der Bilanzkreisverantwortliche 

ausgleichen muss. Der Ausgleich erfolgt, indem 

basierend auf der Wetterprognose zunächst am Vortag für den 

Folgetag an der Börse überschüssiger Strom vermarktet oder 

fehlender Strom stundenweise gekauft wird. Ändert sich die Einspeisung 

am laufenden Tag gegenüber der Prognose, muss innertags 

weiterer Handel vorgenommen werden. Die verbleibende 

Abweichung wird durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen. 

Der EEG-Ausgleich stellt dabei eine große Herausforderung dar. Erstens 

verfügt die VE Transmission als Übertragungsnetzbetreiber 

über keine eigenen Kraftwerke, mit denen sie die Schwankungen 

ausgleichen könnte. Zweitens sind wegen der erheblichen Leistungsänderungen 

im Tagesverlauf teilweise mehrere 1 000 MW über 

Ausgleichshandel zu bewältigen. Die allein in der Regelzone Vattenfall 

im Tagesverlauf auszugleichenden Leistungsbeträge zeigt Abb. 5. 

Dort sind die geordneten Differenzen zwischen dem täglichen 

Maximum und Minimum der Windeinspeisung dargestellt. Im Jahr 

2005 war z. B. zum Ausgleich der Schwankungen der über das EEG 

durch VE Transmission gewälzten Strommenge von 15 TWh eine 

zusätzliche Strommenge von 20 % erforderlich. 

Mit der zur Verfügung stehenden klassischen Regelleistung (derzeit 

ca. 1 300 MW), die allerdings gemäß UCTE-Regeln zur Erfüllung 

anderer Aufgaben dient, könnte nur ein teilweiser Ausgleich dieser 

Abweichungen erreicht werden. So hätte im Jahr 2005 allein an 

Abb. 5 Geordnete Differenz zwischen täglichem Max/Min der 

Windeinspeisung in der Regelzone Vattenfall im Jahr 2005 


ca. 150 Tagen die gebundene Regelleistung nicht ausgereicht, um die 

Windstochastik auszugleichen. 

Abb. 6 Einspeiseverlauf Windstrom und vorherige Prognose 

Abb. 7 Fehlerverteilung von Prognose und Hochrechnung im Monat 

März 2006 

Abb. 8 Dauerlinie von Prognose und Hochrechnung der Windeinspeisung 

im Monat März 2006, Regelzone Vattenfall 

33


34 


Leistungsänderungsgeschwindigkeit und 

Prognosefehler 

Trotz Anwendung immer besser werdender Verfahren treten erhebliche 

Prognosefehler auf. Selbst an Tagen mit relativ genauer Prognose 

können kurzfristig schnell mehrere Tausend MW Ausgleichsbedarf 

entstehen, wie aus dem Verlauf im Zeitraum 15.-17. Dezember 

2005 erkennbar ist (Abb. 6). 

Bemerkenswert in dieser Grafik ist auch, dass sich am 15. Dezember 

innerhalb von 6 Stunden bei einer installierten Leistung von etwa 

17 000 MW die Windeinspeisung um ca. 6 000 MW erhöhte, das entspricht 

etwa 30 % der installierten Leistung bzw. einer Änderungsgeschwindigkeit 

von 1 000 MW/h. Bei künftig installierten Leistungen 

von ca. 40 000 MW bedeutet das, dass stündliche 

Leistungsänderungen von 2 500 bis 3 000 MW sehr realistisch 

sein werden. 

Prognosegenauigkeit – 

Day-ahead-Prognose und Hochrechnung 

Die Voraussetzung für eine erfolgreiche Bewirtschaftung des EEG- 

Bilanzkreises ist eine gute Day-ahead-Prognose. Bei rechtzeitiger 

Kenntnis der voraussichtlichen Einspeisung kann am Vortag über 

den Handel an der Strombörse EEX auf einen liquiden Markt zurückgegriffen 

werden. Ausgleichshandel nach Börsenschluss kann nur 

noch als Intraday-Handel realisiert werden, der derzeit noch eine 

deutlich geringere Liquidität ausweist. In Abb. 7 ist die Qualität 

der Day-ahead-Prognose und der „online“-Hochrechnung aus 

gemessenen Referenzanlagen den tatsächlichen Einspeisewerten für 

den Monat März 2006 (abrechnungsrelevante Einspeisezeitreihen) 

in der Regelzone Vattenfall gegenübergestellt. 

Für die Day-ahead- und Intraday-Prognose verwendet VE-Transmission 

den Ensemble-Mittelwert von Verfahren verschiedener professioneller 

Anbieter. Die Hochrechnung basiert auf der 

Äquivalentierung von Referenzmessungen auf die in der Regelzone 

installierte Kraftwerksleistung in Windkraftwerken. Die Gegenüberstellung 

der jeweils prognostizierten und der tatsächlich eingespeisten 

Leistung über alle 1/4-Stunden des selben Monats März 

2006 (Abb. 8) zeigt, dass die Prognosegüte und damit auch die prognostizierte 

Strommenge recht gut ist. Trotzdem traten Abweichungen 

zwischen Istwerten und Day-ahead-Prognose von teilweise bis zu 

1 500 MW auf. Selbst die Hochrechnung weist zeitweise noch 

Abweichungen von bis zu 500 MW zur tatsächlichen Erzeugung aus. 

Dabei betrug im März der relative Prognosefehler der Day-ahead- 

Prognose lediglich 6,5 % und der der Hochrechnung sogar nur 

1,8 %. Die aus der Hochrechnung resultierenden „verschobenen 

Strommengen“ summieren sich allein im Jahr 2005 auf 600 GWh. 

Das zeigt, dass trotz der bereits erreichten hohen Prognosegüte weiterhin 

große Einspeiseschwankungen verbleiben, die nur durch den 

Einsatz kurzfristig verfügbarer Kraftwerksleistung ausgeglichen 

werden können. Diese Abweichungen liegen für die Einspeiseprognose 

in der Vattenfall-Regelzone bereits heute in der Größenordnung 

eines Kernkraftwerkes und für die Hochrechnung im Bereich eines 

mittleren Braunkohleblocks. 

Dringender Handlungsbedarf 

Wenn das Ziel eines deutlich erhöhten Anteils erneuerbarer Energien 

an der Stromversorgung nicht um den Preis von Versorgungsausfällen 

und Störungen erreicht werden soll, ist dringend die Lösung 

nachfolgender Aufgaben geboten. 

Zunächst ist kurzfristig der Zugriff auf die Windkraftwerke für die 

Netzbetreiber (ÜNB, VNB) zu ermöglichen, um Systembalance bzw. 

Netzsicherheit aufrecht erhalten zu können. Neben der Verpflichtung 

zum Einbau fortlaufend übertragbarer Messungen ist die Beteiligung 

der Windkraftwerke an einem System des sicherheitsrelevanten 

Erzeugungsmanagements unabdingbar. Darüber hinaus muss stets 

eine ausreichende Ersatzleistung in Kraftwerken bereitstehen, die 

z. B. bei Windstille die fehlende regenerative Stromerzeugung 

ersetzen. Entscheidend ist allerdings, daß die regenerativen Kraftwerke 

künftig mindestens „vorbehandelten“ Strom bereitstellen, der 

dann einer „Veredelung“ unterzogen werden kann. Langfristig muss 

deshalb in der Förderung umgesteuert werden. „Statt Masse – 

Klasse“, d. h., durch Bonus-/Malus Vergütungs-Systeme muss die 

Investition in Technik und Methoden, die aus der „Naturenergie“ 

eine „Nutzbare Energie“ machen, unterstützt werden. Einen Schwerpunkt 

stellt dabei die Weiterentwicklung von Speichertechnologien 

mit hohen Wirkungsgraden dar. Ein hoher Marktanteil erneuerbarer 

Energien heißt vor allem, dass ein vom Markt benötigtes Produkt 

zur richtigen Zeit in der richtigen Höhe bereitgestellt wird. Gerade 

hier ist es noch ein weiter Weg, bis die regenerativen Energien 

tatsächlich im Wettbewerb bestehen können. Daneben sind erhebliche 

Aufgaben für den schnellen und rechtzeitigen Ausbau der Netze 

zu bewältigen, um Strom aus immer entfernter liegenden Erzeugungsorten 

(offshore-Anlagen) zu den Verbrauchsregionen zu transportieren. 

Die Realisierung des politisch gewollten Zieles der Nutzung von einheimischen 

und umweltfreundlichen Energieträgern bedarf der 

gemeinsamen Lösung erheblicher Aufgaben durch alle Beteiligten 

im Bewusstsein, dass die dafür erforderlichen hohen Aufwendungen 

als Investitionen in die Zukunft gerechtfertigt sind. 

Dipl.-Ing. C. Hodurek, Vattenfall Europe Transmission GmbH, Berlin 

claus.hodurek@vattenfall.de 



36 


Endschaftsklauseln in Wegenutzungsverträgen 

Henning Recknagel 

In den nächsten Jahren werden alle Konzessionsverträge auslaufen, die vor dem 1. Januar 1995 mit zwanzigjähriger Laufzeit abgeschlossen 

worden sind. Anlass der damaligen Vertragswelle war der 1980 in das Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen 

(GWB) eingefügte § 103a Absatz 4 Satz 1, wonach Altverträge ihre Freistellung vom Kartellverbot spätestens am 1. Januar 1995 

verloren. 

Die gesetzliche Befristung [1] der Konzessionsverträge auf 20 Jahre 

[2] wird nunmehr eine erneute Verhandlungswelle auslösen, die alle 

Versorgungsunternehmen, vor allem aber die regionalen 

Unternehmen berührt. Kommt es bei den Verhandlungen nicht zu 

einer Verlängerung des Vertrages, so sind dessen Endschaftsklauseln 

oder in ihrer Ermangelung gesetzliche Vorschriften anzuwenden 

und auszulegen. Die dann eintretende Abwicklungslage ist durch 

die permanenten Änderungen des Ordnungsrahmens seit 1998 noch 

komplizierter geworden: 

■ Die „Konzessionsverträge“ des GWB wurden zu „Wegenutzungsverträgen“ 

des EnWG [3]. 

■ War bis 1998 das Energieversorgungsunternehmen wegenutzungsberechtigt, 

so ist heute nach § 46 Absatz 2 Satz 2 EnWG der 

„bisher Nutzungsberechtigte verpflichtet, seine für den Betrieb der 

Netze der allgemeinen Versorgung im Gemeindegebiet notwendigen 

Verteilungsanlagen dem neuen Energieversorgungsunternehmen 

gegen Zahlung einer wirtschaftlich angemessenen Vergütung zu 

überlassen.“ 

■ Nach dem Willen des Reformgesetzgebers des Energiewirtschaftsgesetzes 

1998 „bleiben laufende Konzessionsverträge, einschließlich 

der vereinbarten Konzessionsabgaben, trotz Wegfalls der 

Ausschließlichkeit im Übrigen unberührt.“ [4] Das setzt sich 2005 

in § 113 EnWG fort: „Laufende Wegenutzungsverträge, einschließlich 

der vereinbarten Konzessionsabgaben, bleiben unbeschadet 

ihrer Änderung durch die §§ 36, 46 und 48 im Übrigen unberührt.“ 

Beide Vorschriften sind wörtlich zu nehmen und eng auszulegen: 

Sie sichern den Kommunen trotz der gesetzlichen Eingriffe 1998 

und 2005 in das ursprüngliche Austauschverhältnis der Konzessionsverträge 

nur die Konzessionsabgaben. Jenseits dieser 

gesetzlichen Vertragsänderungen [5] bleiben die Verträge 

unangetastet [6]. Eine Anpassung des Vertrages insgesamt oder 

hinsichtlich einzelner Klauseln unter dem Gesichtspunkt des Wegfalls 

der Geschäftsgrundlage ist ausgeschlossen [7]. Hätte der Gesetzgeber 

nur die Konzessionsabgabenhöhe sichern wollen, hätte er das 

auch so einschränkend formuliert. Das war aber nicht seine Absicht. 

Andere Leistungen als die Absicherung der Konzessionsabgabe wollte 

er gegenüber den Gemeinden nicht erbringen. 

Das gilt auch für die Endschaftsbestimmungen in den ehemaligen 

Konzessionsverträgen. Ausformulierte Endschaftsbestimmungen 

wie Sachzeitwert, Taxwert sind nicht durch die Gesetzesformel des 

§ 46 Absatz 2 Satz 3 EnWG von der „wirtschaftlich angemessenen 

Vergütung“ ersetzt worden [8]. Der Gesetzgeber 1998 wollte mit 

dieser Formel nur „prohibitiv hohe Kaufpreise“ unterbinden [9]. 

Hierbei war ihm der seit Beginn der 90er Jahre wogende, lebhafte 

ökonomisch-juristische Streit über die Wertfindung in Endschaftsbestimmungen 

um Sachzeitwert [10], Ertragswert [11] oder 

tarifkalkulatorischen Restwert [12] bekannt. Die damalige Rechtsprechung 

erkannte überwiegend den Sachzeitwert an [13]. In diese 

Auseinandersetzungen griff er mit der Formulierung des unbestimmten 

Gesetzesbegriffs „wirtschaftlich angemessene Vergütung“ 

nicht ein, sondern überließ die Auslotung des Prohibitivpreises 

der Fortentwicklung der Rechtsprechung. Ebenso war der Gesetzgeber 

1991 bereits bei der Änderung von § 3 Absatz 2 Nr. 2 KAV vorgegangen. 

Die Norm verbietet Verpflichtungen zur Übertragung von 

Versorgungseinrichtungen ohne „wirtschaftlich angemessenes Entgelt.“ 

Die Begründung des Gesetzentwurfes führt hierzu aus: 

„Entgeltvereinbarungen, die am Sachzeitwert der Anlagen anknüpfen, 

entsprechen der gegenwärtigen Praxis und sind auch in Zukunft 

vorbehaltlich anderweitiger kartellrechtlicher oder preisrechtlicher 

Entwicklungen nicht zu beanstanden.“ [14]. 

Die „wirtschaftlich angemessene Vergütung“ im 

Gesetzgebungsverfahren des EnWG 2005 

Der unbestimmte Gesetzesbegriff der „wirtschaftlich angemessenen 

Vergütung“ in § 13 Abs. 2 Satz 2 EnWG 1998 bzw. § 46 Abs. 2 Satz 

2 EnWG 2005 ist nach den öffentlich zugänglichen Materialien in 

beiden Gesetzgebungsverfahren nicht näher behandelt worden. Weder 

Bundestag noch Bundesrat haben die im Regierungsentwurf enthaltene 

Formulierung diskutiert und erst recht nicht kritisiert. 

Das ist für das EnWG 2005 umso bemerkenswerter, als neben der 

oben dargestellten Auseinandersetzung der 90er Jahre seit dem 

16. November 1999 die „Endschaftsbestimmung“-Entscheidung des 

Bundesgerichtshofs [15] über eine Sachzeitwertklausel in einem 

Konzessionsvertrag mit der Gemeinde Kaufering vorlag. In diesem 

Urteil hatte der Kartellsenat des Bundesgerichtshofs im Kern entschieden, 

dass eine Sachzeitwertklausel wegen Verstoßes gegen 

§ 103a GWB alter Fassung unwirksam ist, wenn der Sachzeitwert 

den Ertragswert nicht unerheblich übersteigt, so dass die Übernahme 

der Stromversorgung durch einen nach den Maßstäben wirtschaftlicher 

Vernunft handelnden anderen Versorger ausgeschlossen 

ist [16]. Der BGH hatte den Fall zur weiteren Sachaufklärung an 

das Oberlandesgericht München zurückverwiesen, das am 17.11.2005 

die Klage der Gemeinde Kaufering abwies [17]. Nach der Beweisaufnahme 

ergab sich, dass der Ertragswert den Sachzeitwert zum 

Stichtag 1. Januar 1995 sogar überstieg. Auch unter Würdigung aller 

Hilfsanträge der Klägerin überstieg der Sachzeitwert den Ertragswert 

um 7 %. Das bewertete der Senat als kartellrechtlich unerheblichen 

Abstand des Sachzeitwertes zum Ertragswert, so dass die 

Gemeinde den Sachzeitwert zu bezahlen hatte. Im Anschluß an 

die Rechtsprechung des BGH [18] und des OLG Düsseldorf [19] 

erachtete das OLG München einen Abstand von unter 10 % zwischen 

den beiden Werten als kartellrechtlich irrelevant. 

Fortführung der Rechtsprechung 

„Endschaftsbestimmung“ 

Wie an anderer Stelle bereits ausführlicher dargestellt [20], lag der 

Entscheidung des Bundesgerichtshofs der vertraglich vereinbarte 


Sachzeitwert zu Grunde, kontrolliert bzw. korrigiert durch einen 

kartellrechtlich nichtprohibitiven Abstand zum Ertragswert. 

Diese Systematik wird auch bei der Anwendung von § 46 Absatz 2 

Satz 2 EnWG fortgeführt werden können, so dass bei Netzabgaben 

weiterhin der Sachzeitwert und der Ertragswert zu ermitteln sind 

[21]. Der Ertragswert wurde 1995 noch bei geschlossenem Versorgungsmonopol 

aus den Gesamterlösen des Vollmonopols ermittelt. 

Das ändert sich durch das Energiewirtschaftsgesetz vom 07.07.2005 

und vor allem durch die Netzentgeltverordnungen Strom und Gas 

vom 25.07.2005 in mindestens zwei gravierenden Punkten. 

Zum Ersten muss sich als Folge der im EnWG 2005 angeordneten 

Entflechtung von Netz und Versorgung jede Ertragswertberechnung 

für ein Netz auf den Ertragswert des Netzes beschränken, also auf 

die Netzentgelte. Das gilt auch für nicht entflochtene Unternehmen, 

die insofern getrennte Preise für die Netzentgelte und die Versorgungsleistungen 

zu ermitteln haben und allein die Netzentgelte 

den Ertragswerten zu Grunde legen müssen [22]. Auch hier schlägt 

der generelle Grundsatz durch, wonach ein Netz keinerlei Versorgungstätigkeit 

ausübt und ausüben darf [23]. Die Netze werden 

zwar zu Zwecken der allgemeinen Versorgung errichtet und 

betrieben, die Netzbetreiber haben aber keine Versorgungsaufgaben 

mehr [24]. 

Zum Zweiten wird der Ertragswert durch die Regulierung der Netzentgelte 

begrenzt. Die Ertragswertermittlung bestimmt sich bis zum 

Inkrafttreten einer Anreizregulierung nach den Regeln der Netzentgeltverordnung. 

Aus ihnen sind die Ertragswerte zu errechnen, 

da ein unmittelbarer Verknüpfungszusammenhang zwischen dem 

Ertragswert für ein zu überlassenes Netz und den nach den Netzentgeltverordnungen 

genehmigten Entgelten besteht. Da der Ertragswert 

ein Zukunftswert ist, wird es hier auf die dem übernehmenden 

Netzbetreiber genehmigten Netzentgelte ankommen, wobei auch zu 

bewerten ist, wie sich das übernommene bzw. hinzutretende Netz 

auf die bereits genehmigten Netzentgelte auswirkt. Um Prognoseunsicherheiten 

und das in ihnen liegende Streitpotenzial zu 

minimieren, wird der übernehmende Netzbetreiber einen kompletten 

Netzentgeltantrag bei der Bundesnetzagentur unter Einbeziehung 

des zu übernehmenden Netzes stellen müssen. 

Das Ineinandergreifen von genehmigungspflichtigen Netzentgelten 

und Prohibitivabstandsverbot des Sachzeitwertes zum Ertragswert 

kann dazu führen, dass der in der „Endschaftsbestimmung“-Entscheidung 

entwickelte Vergleichsmaßstab versagt, weil der Sachzeitwert 

zu hoch ausfällt und nur der Ertragswert zum Tragen kommt, 

da der Abstand zwischen beiden Werten größer als 10 % wird. Selbst 

wenn der 10 %-Abstand eingehalten werden kann – zum Beispiel 

durch eine Änderung der Gesamtnutzung [25] –, wird das Prohibitivabstandsverbot 

den Sachzeitwert regelmäßig nach unten 

ziehen, falls es bei der bisherigen kartellrechtlichen Abweichungsgrenze 

von 10% bleibt. Ein ähnliches Ergebnis kann sich einstellen, 

soweit sich die Vorgaben des § 6 NEV auch direkt auf den Sachzeitwert 

auswirken, zum Beispiel bei der Relation von Restnutzungsdauer 

einer Leitung zur Gesamtnutzungsdauer. 

Solche Entwicklungen sind insbesondere zu erwarten, wenn die 

Bundesnetzagentur §§ 6 StromNEV/GasNEV wörtlich anwendet und 

kalkulatorische Abschreibungen unter Null verbietet (§ 6 Absatz 

6 StromNEV/GasNEV). Dieses Verbot soll ungeachtet der Änderung 

von Eigentumsverhältnisse an Netzen oder der Begründung von 

Schuldverhältnissen gelten (§ 6 Absatz 7 StromNEV/GasNEV), also 

auch Netzüberlassungen erfassen. 


37


In diesen Regelungen taucht die alte Argumentation aus den 90er 

Jahren wieder auf, die Kunden würden bei Übernahmen zum Sachzeitwert 

durch erhöhte Abschreibungen mehrfach belastet [26], insbesondere 

durch die Fortführung abgeschriebener Anlagen mit 

Anhaltewerten. Mit diesem Vorbringen hatte sich das Oberlandesgericht 

München in seiner ersten Kaufering-Entscheidung auseinandergesetzt 

und war zu dem Ergebnis gekommen, Anhaltewerte 

seien in der Elektrizitätswirtschaft üblich und zur Korrektur einer 

vereinfachungsbedingten Unterbewertung von Stromversorgungsnetzen 

betriebswirtschaftlich geboten. Diese Ausführungen hat 

der Bundesgerichtshof in der „Endschaftsbestimmung“-Entscheidung 

als rechtsfehlerfrei gebilligt [27], ohne über die Zulässigkeit von 

Anhaltewerten aus revisionsverfahrensrechtlichen Gründen entscheiden 

zu können [28]. 

Es ist wohl nicht nur für den Juristen erstaunlich, daß solche von 

der höchstrichterlichen Rechtsprechung verworfenen alten Überlegungen 

der 90er Jahre wie die „Doppelbelastung von Kunden“ 

im Jahre 2005 im Gewand einer Rechtsverordnung der Bundesregierung 

wieder auftauchen und als materielles Gesetz bundesweite 

Verbindlichkeit beanspruchen. 

Die Vereinbarkeit von § 6 Absätze 6 und 7 NEV mit den 

Ermächtigungsgrundlagen des Energiewirtschaftsgesetzes und höherrangigem 

Recht hat mit der Abwicklung und Auslegung von Endschaftsbestimmungen 

unmittelbar nichts zu tun, sondern die Normen 

strahlen auf solche Vertragsklauseln lediglich aus. Gerichtliche Auseinandersetzungen 

werden in Netzentgeltgenehmigungsverfahren 

vor den Oberlandesgerichten und dem Bundesgerichtshof zu führen 

sein. Über sie wird wiederum der Kartellsenat des Bundesgerichtshofs 

[29] befinden, der dann seine Rechtsprechung zu den 

Endschaftsbestimmungen zu Grunde legen kann. Nicht auszuschließen 

ist, daß letztendlich das Bundesverfassungsgericht zu 

entscheiden haben wird, ob und wie weit § 6 Absätze 6 und 7 NEV 

und andere Teile der beiden Verordnungen verfassungsgemäß sind. 

Verfahrensrechtlich wird zu untersuchen sein, ob Vorschriften der 

NEV gemäß Artikel 80 Absatz 1 Satz Grundgesetz von den 

Ermächtigungsnormen des EnWG gedeckt sind. Unter dem Aspekt 

des Grundrechtsschutzes wird geprüft werden müssen, ob beispielsweise 

das schrankenlose Verbot der Abschreibung unter Null 

Grundrechte der Netzbetreiber aus den Artikeln 14, 12 und GG verletzt, 

weil sie gezwungen werden, Wirtschaftsgüter unentgeltlich zu 

veräußern, die noch einen erheblichen nachhaltigen wirtschaftlichen 

Wert im Geschäftsverkehr haben. Zu dem Zwangseingriff, alle 

zwanzig Jahre das Netzeigentum zur vertraglichen Disposition zu 

stellen, tritt der Zwang, Wirtschaftsgüter mit hohem Wert zu Null 

abzugeben, also „zu verschenken.“ [30]. „Die Eigentumsgarantie des 

Art. 14 GG hat die Aufgabe, den Bestand des Eigentums in der Hand 

des Eigentümers zu sichern“ [31]. An diesem Maßstab müssen sich 

auch die §§ 6 StromNEV/GasNEV messen lassen. 

Die Wertermittlung als Energiekartellrecht 

Bisher ist zu Grunde gelegt worden, dass die unveränderten kartellrechtlichen 

Maßstäbe fortgeführt werden können. Mit der Unterstellung 

der Netzbereiche unter ein Regulierungsregime ist zu prüfen, 

ob Endschaftsklauseln seit dem 13. Juli 2005 dem Kartellrecht oder 

dem Regulierungsrecht unterfallen. 

Eine erste Antwort findet sich in der Stellung der Norm im EnWG, 

nämlich im „nichtregulierten“ Teil 5 (Planfeststellung, Wegenutzung). 

Das ist zutreffend, denn materiell ist § 46 EnWG wie die 

Vorgängernorm des § 13 EnWG 1998 die energierechtliche Fortführung 

der §§ 103, 130 a GWB [32]. 

38 


Die Zuordnung zum Energiekartellrecht folgt auch aus § 46 Abs. 5 

EnWG, wonach die Aufgaben und Zuständigkeiten der Kartellbehörden 

nach dem Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen 

im Rahmen des § 46 EnWG unberührt bleiben. Das ist auch 

systematisch und logisch begründbar. In Konsequenz der kartellrechtlichen 

Abstammung der Absätze 1 bis 4 des § 46 EnWG ist 

dessen Absatz 5 eine Kompetenzzuweisung an die Kartellbehörden, 

die eine Zuständigkeit der Bundesnetzagentur ausschließt. Diese 

könnte ohnehin nur ihre allgemeinen Instrumente nach § 65 EnWG 

einsetzen, wohingegen die Kartellbehörden die kartellrechtlichen 

Spezialinstrumente der §§ 19, 20 GWB zur Verfügung hat. § 46 Abs. 

5 EnWG entzieht Lebenssachverhalte aus dem Bereich des § 46 

der Zuständigkeit der jeweiligen Regulierungsbehörde und belässt 

sie in der Zuständigkeit des Bundeskartellamtes bzw. der Landeskartellbehörden. 

Bei der Prüfung von Endschaftsbestimmungen sind nach Aufhebung 

der §§ 103, 103a GWB a.F. die §§ 19 und 20 GWB uneingeschränkt 

anwendbar, da § 46 EnWG keine ausdrücklich abschließende 

Regelung im Sinne von § 111 Absatz 1 Satz 1 EnWG enthält. Führt 

eine Kartellbehörde ein Verfahren nach § 19 GWB durch, so hat 

sie der Bundesnetzagentur Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben 

(§ 58 Abs. 2 EnWG). 

Selbst wenn man eine konkurrierende Kompetenz der Regulierungsbehörde 

und der jeweils zuständigen Kartellbehörde oder des Bundeskartellamts 

in Fällen des § 46 EnWG annehmen würde, hätte die 

jeweilige Regulierungsbehörde den Vorrang der Regelungen des 

GWB zu achten, der sich aus unmittelbarer bzw. bei der Anwendung 

durch Landesregulierungsbehörden analoger Anwendung von § 

58 Abs. 3 EnWG ergibt. 

Richterliche Kontrolldichte 

Von entscheidender Bedeutung für ein rechtsstaatliches Regulierungsregime 

wird die richterliche Kontrolldichte sein, mit der das Verwaltungshandeln 

der Regulierungsbehörden, vorrangig der Bundesnetzagentur, 

durch die Dritte Gewalt überwacht und notfalls gezügelt 

wird. 

Einem verfassungsgemäßen Verhältnis von richterlicher Kontrolle 

der Verwaltung kann nur entsprechen, dass die richterliche Kontrolle 

umso intensiver ist, je stärker die Exekutive in die Rechte 

von Unternehmen eingreifen kann. Ein allumfassendes Regulierungsregime 

mit straffen gesetzlichen Instrumenten, wie sie im 3. und im 

8. Teil des EnWG enthalten sind, erfordert zum Ausgleich und zum 

Ausbalancieren eine deutlich höhere Kontrolldichte als zum Beispiel 

die kartellrechtliche Missbrauchskontrolle. Die hergebrachten verwaltungsrechtlichen 

Lehren vom Ermessen und den unbestimmten 

Rechtsbegriffen mit und ohne Beurteilungsspielraum bedürfen daher 

einer Aktualisierung in ihrer Anwendung im Regulierungsrecht der 

Energiewirtschaft [33]. Das gilt insbesondere in der Anlaufphase, 

in der die Weichen auch im Umgang miteinander für lange Zeit 

gestellt werden. Es ist weder nach Verfassungsrecht noch nach Verwaltungsrecht 

notwendig, ein neues Sonderrecht der Regulierung 

zu konstruieren, das sich in das überlieferte Verwaltungsrechtssystem 

nicht einfüge und das wegen seiner direktiven Eingriffsmöglichkeiten 

und seiner Systemfremdheit stärkere gerichtsfreie 

Spielräume benötige. Im Gegenteil: Entscheidungen der Regulierungsbehörden 

sind stets ökonomisch determiniert und schon deswegen 

voll nachprüfbar. Sie handeln nicht politisch-gouvernemental, sondern 

vollziehen Gesetze. Die Maßstäbe der Rationalität und Nachprüfbarkeit, 

die die Regulierungsbehörde an das Verhalten der regulierten 

Unternehmen anlegt, muß sie auch gegen sich gelten lassen. Dezisio- 


nistische, der gerichtlichen Nachprüfung entzogene Entscheidungsparameter 

darf regulatorisches Verwaltungshandeln im 

Rechtsstaat nicht enthalten. 

Zusammenfassung 

■ Wegenutzungsverträge (Konzessionsverträge), die vor dem 28. 

April 1998 abgeschlossen wurden, sind hinsichtlich ihrer Endschaftsbestimmungen 

durch das EnWG 1998 und das EnWG 2005 

unverändert geblieben. 

■ Wenn Endschaftsbestimmungen spezielle Anlagenübernahmeklauseln 

enthalten, wie beispielsweise den Sachzeitwert oder den 

Taxwert, dann sind diese Klauseln weiterhin Vertragsinhalt; sie sind 

nicht durch den unbestimmten Gesetzesbegriff der „wirtschaftlich 

angemessenen Vergütung“ in § 46 Absatz 2 EnWG ersetzt worden. 

■ Ihnen ist mit der Entscheidung des Bundesgerichthofs „Endschaftsbestimmung“ 

(Kaufering) der jeweilige Ertragswert gegenüberzustellen. 

Übersteigt der Sachzeitwert um mehr als 10 % den 

Ertragswert, so kann er insofern nicht verlangt werden, sondern nur 

bis zu 10 % über dem Ertragswert. 

■ Der Ertragswert eines Netzes errechnet sich als Zukunftswert 

nach den Netzentgelten, die der Netzübernehmer erwarten kann. 

Sie werden nach der Netzentgeltverordnung ermittelt. 

■ Endschaftsbestimmungen unterliegen als Energiekartellrecht dem 

Maßstab des § 19 GWB, nicht aber den allgemeinen Aufsichtsmaßnahmen 

nach § 65 EnWG. 


Anmerkungen 

[1] §§ 46 Absatz 2 Satz 2 Energiewirtschaftsgesetz 2005, 13 Absatz 2 Satz 2 Energiewirtschaftsgesetz 

1998, 103a Absatz 1 Satz 1 GWB 1990. 

[2] An Sinn und Zulässigkeit einer solchen Befristung kann nach der Entflechtung der 

Netze und der Verpflichtung der Netzbetreiber zu diskriminierungsfreiem Netzzugang und 

Netznutzung mehr denn je gezweifelt werden. Aber das ist nicht Thema dieser Überlegungen. 

[3] Der Begriffswechsel war unnötig, denn der Begriff „Konzessionsvertrag“ ist sehr viel 

älter als das Kartellrecht und hat nach überwiegender Meinung von jeher einen zivilrechtlichen 

Vertrag gemeint. Vergleiche Scholtka, Das Konzessionsabgabenrecht in der Elektrizitäts- 

und Gaswirtschaft, VEnergG, 1999 S. 34 unter Hinweis auf Arbeiten von 

Crome 1917 und Thoma 1918. 

[4] § 1 des Übergangsgesetzes aus Anlass des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts. 

[5] Danner/Theobald, Energierecht (Stand Januar 2006), Einführung zum EnWG, Seite 25 

Randnummer 57; Pippke/Gaßner, RdE 2006, Seite 33. 

[6] Jeweils für § 1 (siehe vorstehende Fußnote) Kühne, in: Das neue Energierecht in der 

Bewährung – Festschrift für Jürgen F. Baur, Seite 187, 192 ff, Böwing, in: Energiewirtschaftsgesetz 

1998, Seite 270 Anmerkung 8.1, Obernolte/Danner zu § 13 Rn. 2 EnWG 

1998, Scholtka a.a.O. Seite 42 f; anderer Ansicht Kermel, in: Berliner Kommentar zum 

Energierecht Seite 1109. 

[7] Kühne FS Baur, Seite 195ff, Böwing, in: Energiewirtschaftsgesetz 1998, Seite 271 

Anmerkung 8.2. 

[8] Anderer Ansicht Pippke/Gaßner RdE 2006, Seite 34 unter völliger Außerachtlassung 

der Entstehungsgeschichte des § 13 EnWG 1998 und des § 46 EnWG. 

[9] Begründung der Bundesregierung zu § 8 EnWG 1998, Bundestagsdrucksache 13/7274 

Seite 21. 

[10] Hüffer/Tettinger, Konzessionsvertrag, Endschaftsklausel und Übernahmepreis (1990) 

Seite 47 ff, dieselben, Rechtsfragen beim Versorgerwechsel nach Ablauf von Kon- 

39


40 


zessionsverträgen (1993), S. 55 ff, Tettinger/Pielow, Der Sachzeitwert als der nach 

wie vor maßgebliche Übernahmepreis beim Versorgerwechsel (1995), Recknagel, Zum 

historischen und heutigen Sachzeitwertbegriff, in: Recht der Energiewirtschaft 1996, Seite 

218-225; weitere Nachweise der Literatur in BGHZ 143, 128, 151 f. 

[11] Eiber/Fuchs Betriebsberater 1994, Seite 1175 ff. 

[12] Petersen/Klaue/Zezwitsch/Traub, Gutachten zur Beurteilung von Endschaftsklauseln 

in Stromkonzessionsverträgen (1995). 

[13] OLG Celle WuW/E OLG 5036 = RdE 1997, 144, OLG Frankfurt/Main WuW/E OLG 

5036 = RdE 1992, 159; OLG München WuW/E OLG 5385; LG Hannover RdE 1996, 31. 

[14] Bundesratsdrucksache 686/91 Seite 19. 

[15] BGHZ 143, 128 ff = Energiewirtschaftliche Tagesfragen 2000, Seite 182 ff = Recht 

der Energiewirtschaft 2000, Seite 108 ff. 

[16] BGZ 143, 128 (Leitsatz 1) und Seite 157. 

[17] Urteil vom 17.11.2005 – U (K) 3325/96. 

[18] Die Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs verlangt einen „deutlichen Abstand“ 

zwischen zwei Preisen, jenseits dessen ein kartellrechtlicher Missbrauch beginnt: vgl. 

BGH, Beschluß vom 22.7.1999, Flugpreisspaltung. 

[19] OLG Düsseldorf , Beschluß vom 11.2.2004, Umdruck Seite 11 – „TEAG“. 

[20] Recknagel, Zur Stromnetzübernahme nach der Entscheidung des Bundesgerichtshofs 

vom 16.11.1999, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 2000, S. 336 ff. 

[21] Ebenso Danner/Theobald – wie Fußnote 5 – Anmerkung 62 S. 26, der allerdings 

noch den „objektiven Wert“ erwähnt. Der „objektive“ Wert spielt in der Leitentscheidung 

„Endschaftsbestimmung“ keine Rolle. Ob dieser dritte Wert dem Prüfmaßstab des BGH 

in dem Revisionsverfahren („Lippstadt“) standgehalten hat, war zum Zeitpunkt des 

Manuskriptabschlusses unbekannt. 

[22] Auch ein nichtentflochtenes Unternehmen (de-minimis-Unternehmen) muß Netzentgelte 

nach der NEV bilden und darf nur sie im Falle einer Netzveräußerung ansetzen. 

[23] Der Netzerwerb bedeutet keinen Erwerb von Versorgungskunden. Die Stellung als 

Grundversorger oder als sonstiger Versorger wird durch die Netzveräußerung nicht berührt. 

Es wird häufig vorkommen, dass zwar ein Netz auf Grund einer Entscheidung einer 

Gemeinde von einem Netzbetreiber erworben wird, aber bis zum nächsten Stichtag 

nach § 36 Absatz 2 EnWG die Grundversorgung bei dem bisherigen Versorger verbleibt. 

Denn die Gemeinden entscheiden nach dem jetzigen Recht nicht mehr über die Versorgung 

im Gemeindegebiet. 

[24] Insbesondere die Entnahme von Energie aus dem Netz begründet kein Versorgungsverhältnis 

zum Netzbetreiber. 

[25] Vergleiche hierzu LSP Nr. 39 Absatz 2 Satz 2 und Ebisch/Gottschalk, Preise und 

Preisprüfungen bei öffentlichen Aufträgen, 7. Auflage, Randnummern 14-20 zu Nr. 39 

LSP. 

[26] Das wird in dem „Positionspapier der Regulierungsbehörden des Bundes und der 

Länder zu Einzelfragen der Kostenkalkulation gemäß Stromnetzentgeltverordnung“ vom 

7. März 2006 sehr deutlich. 

[27] BGHZ 143, 158. 

[28] BGHZ 143, 161. 

[29] § 107 Absatz 1 Ziffer 1 EnWG. 

[30] Hinzu tritt auf der Ebene des einfachen Rechts die Frage, wie sich eine solche Praxis 

mit dem ausdrücklichen Verbot des § 3 Absatz 2 Nummer 3 KAV vereinbaren ließe, wonach 

Verpflichtungen zur Übertragung von Versorgungseinrichtungen ohne wirtschaftlich 

angemessenes Entgelt verboten sind. 

[31] BVerfGE 24, 367, 400f. (Hervorhebung durch den Verfasser). 

[32] Die §§ 103, 103a gelten weiterhin für die Wasserversorgung. Unter dem Aspekt 

des Gleichheitssatzes des Artikels 3 GG erscheint es schon sehr begründungsbedürftig, 

wie man in einem angenommenen Fall der gleichzeitigen Übertragung von Strom- und 

Gasnetzen einerseits und eines Wassernetzes andererseits die unterschiedlichen Wertberechnungen 

rechtfertigen würde. Allein auf unterschiedliche Rechtsrahmen hinzuweisen, 

dürfte nicht ausreichen, da die zu beurteilenden ökonomischen Sachverhalte identisch 

sein würden und die rechtlichen Spielregeln von 1957 (Inkrafttreten des GWB) bis 1998 

gleich waren. 

[33] Die Situation erinnert an die 50er-Jahre mit den Vorbereitungen der Einführung einer 

von der Verwaltung abgelösten Verwaltungsgerichtsbarkeit. Die Diskussion begann mit 

dem Aufsatz von Bachof JZ 1955, 97 ff: „Beurteilungsspielraum, Ermessen und unbestimmter 

Rechtsbegriff im Verwaltungsrecht.“ 

Prof. Dr. H. Recknagel, Honorarprofessor an der Universität Hannover, 

RA Kanzlei KSB INTAX Knoke Sallawitz v. Bismarck Brauer v. Bock 

Wendenburg Celle/Hannover 

rck100@web.de

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