Innovative Leistungs- und Servicestrategien im Energiemarkt. Eine Analyse vor dem Hintergrund des neuen Energiewirtschaftsgesetzes

Inhaltsverzeichnis

1. Einleitung
1.1 Relevanz des Themas
1.2. Zielsetzung und Vorgehensweise

2. Der Energiemarkt in Deutschland
2.1 Eigenschaften des Produktes Strom
2.2 Marktstruktur der Stromwirtschaft
2.3 Historische Entwicklung bis zur Liberalisierung
2.4 Die Liberalisierung in Deutschland
2.4.1 Umsetzung der EU Richtlinie von 1996
2.4.2 Werbeauftritt und Markenbildung der Energieversorger
2.4.3 Entwicklung von der Liberalisierung bis zum
neuen EnWG

3. Das neue Energiewirtschaftsgesetz
3.1 Der Weg zum neuen Energiewirtschaftsgesetz
3.2 Wesentliche Neuerungen im EnWG
3.2.2 Erleichterter Netzzugang
3.2.3 Stromkennzeichnung
3.3 Auswirkungen des neuen EnWG auf die Branche
3.4 Standpunkt der Bundesnetzagentur

4. Status quo in der Energiewirtschaft
4.1 Wettbewerb
4.2 Kundenverhalten

5. Ergebnisse des branchenübergreifenden Benchmarking
5.1 Der Bankensektor
5.1.1 Marktüberblick
5.1.2 Marktsegmentierung
5.1.3 Leistungsstrategien
5.1.4 Servicestrategien
5.1.5 Lerneffekte für die deutsche Energiewirtschaft
5.2 Der Markt für Telekommunikation
5.2.1 Marktüberblick
5.2.2 Marktsegmentierung
5.2.3 Leistungsstrategien
5.2.4 Servicestrategien
5.2.5 Lerneffekte für die deutsche Energiewirtschaft
5.3 Der Strommarkt in Großbritannien
5.3.1 Marktüberblick
5.3.2 Marktsegmentierung
5.3.3 Leistungsstrategien
5.3.4 Servicestrategien
5.3.5 Lerneffekte für die deutsche Energiewirtschaft

6. Innovative Leistungs- und Servicestrategien
6.1 Strategiearten
6.2 Gründe für Zusatzleistungen

7. Ergebnisse der Expertenbefragung
7.1 Marktsegmentierung
7.2 Dienstleistungsprodukt und Preisgestaltung
7.3 Servicestrategien

8. Conclusio

Anhang

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Zentrale Wettbewerbshemmnisse aus Expertensicht

Abbildung 2: Auswirkungen der Deregulierung auf die Energiewirtschaft

Abbildung 3: Zusammensetzung des Strompreises im Zeitablauf

Abbildung 4: Verbundunternehmen im deutschen Strommarkt

Abbildung 5: Entflechtung des Netzes von Erzeugung, Handel, Vertrieb

Abbildung 6: Ansätze zur Umsetzung der Differenzierungsstrategie für Dienstleistungs-Anbieter

Abbildung 7: Zusammenhang zwischen Preis- und Differenzierungsniveau

Abbildung 8: Erfolgsfaktoren im Customer-Care: Betreuungsqualität und Transparenz

Abbildung 9: Marktsegmente im Privatkundengeschäft und zugehörige Leistungen und Services

Abbildung 10: Strategierelevante Faktoren aus Expertensicht

Anhangsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

1.1 Relevanz des Themas

Kaum ein Markt in Deutschland ist derartig schnellen und tiefgreifenden Veränderungen unterworfen wie der Energiemarkt. Konnte man bis zum Jahre 1998 noch gar nicht von einem Markt im eigentlichen Sinne sprechen, da die Energieversorgung von Monopolisten sichergestellt wurde, besteht nunmehr seit der Liberalisierung 1998 formal eine Marktsituation mit häufig wechselnden Rahmenbedingungen.

Ein wesentlicher Einschnitt erfolgte in letzter Zeit mit in Kraft treten des neuen Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) im Juli 2005, welches unter anderem die Einrichtung einer staatlichen Regulierungsbehörde, der sog. Bundesnetzagentur mit sich brachte. Erforderlich wurde dieses Gesetz durch die von der Europäischen Union erlassene sog. Beschleunigungsrichtlinie. Diese Richtlinie zielte auf schnellere Entstehung von Wettbewerb in den Energiemärkten der Mitgliedsstaaten ab.

Die vorliegende Diplomarbeit wird sich schwerpunktmäßig mit dem Privatkundenbereich, dem sog. Massensegment, befassen, da hier bis dato am wenigsten Wettbewerb herrscht. Tatsächlich ist es so, dass in Deutschland der Anteil der Privatkunden, welche sich von ihrem Stromversorger getrennt haben bei unter 4 Prozent liegt.^[1] Diese Zahl führt deutlich vor Augen, wie gering der Wettbewerb im deutschen Energiemarkt tatsächlich ausgeprägt ist. Besonders deutlich wird dies im Vergleich zu anderen Ländern. In Großbritannien haben z.B. schon 36 Prozent aller Haushalte den Anbieter gewechselt.^[2] In skandinavischen Ländern werden Wechselquoten von 10 – 20 Prozent angenommen.^[3]

Als gravierendstes Wettbewerbshindernis sieht einer der befragten Experten in diesem Zusammenhang den nicht diskriminierungsfreien Netzzugang, welcher bislang verhindert hat, dass neue Wettbewerber profitabel wirtschaften können.^[4] Genau dieser Bereich unterliegt seit Juli 2005 der staatlichen Regulierung durch die Bundesnetzagentur. Weitere Ursachen für fehlenden Wettbewerb sind nach Einschätzung der Experten die mangelnde Akquisitionsfähigkeit der Energieversorger, die immer noch sehr hohe Kundenzufriedenheit und das geringe Produktinteresse. Außerdem sorgt insbesondere bei Stadtwerken deren hohe regionale Markenbedeutung für eine starke Kundenbindung, welche mit ursächlich für die geringe Wechselrate sein dürfte.^[5]

Abbildung 1 stellt eine Auflistung der wichtigsten Wettbewerbshindernisse aus Sicht der acht im Rahmen dieser Diplomarbeit befragten Marktexperten dar. Die Befragungsergebnisse zeigen, dass der nichtdiskriminierungsfreie Netzzugang erst an zweiter Stelle nach den kundenseitigen Wettbewerbshindernissen wie „Fehlendes Kundeninteresse“ und „Geringe Wechselattraktivität“ steht, also auch nach Beseitigung der branchenspezifischen Hürden das Wettbewerbshindernis des fehlenden Kundeninteresses und des als zu hoch wahrgenommenen Wechselaufwands bestehen bleiben wird.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Zentrale Wettbewerbshemmnisse aus Expertensicht^[6]

Das neue EnWG schafft nun jedoch die Vorraussetzungen für stärker werdenden Wettbewerb, da es der Bundesnetzagentur die Möglichkeit gegeben hat, im natürlichen Monopol der Netze Missbrauch von Marktmacht einzuschränken, um so Wettbewerbern ohne eigene Netze den elementar wichtigen Zugang zu den Übertragungsnetzen diskriminierungsfrei zu ermöglichen.

Knieps bezeichnet die Netzsektoren als „Monopolistische Bottleneck Bereiche“. Es sind also die Netze, welche den strategisch wichtigen Engpass im Markt darstellen.^[7]

1.2. Zielsetzung und Vorgehensweise

Zunächst wird die vorliegende Diplomarbeit den Energiemarkt in Deutschland untersuchen und seine Besonderheiten darstellen. Dabei wird auch die zeitliche Entwicklung mit berücksichtigt. Entsprechend dem Titel dieser Diplomarbeit wird im Besonderen auf das neue Energiewirtschaftsgesetz und dessen konkrete Auswirkungen auf die Energiebranche eingegangen. Diese Schritte sind für das Verständnis der späteren Ausführung unerlässlich, da es sich um einen sehr komplexen Markt handelt.

Zielsetzung der Diplomarbeit ist es schließlich, für die Energiewirtschaft geeignete innovative Leistungs- und Servicestrategien im Bereich des Vertriebes aufzuzeigen, mit denen Energieversorger den zukünftigen Herausforderungen wie Renditerückgang durch sinkende Einnahmen aus Netznutzungsentgelten angemessen begegnen können.

Wichtige Erkenntnisse über mögliche Strategien im Sinne einer Differenzierung und die aktuelle Markteinschätzung liefern die Ergebnisse einer Befragung von Energieexperten und die Auswertung einer schriftlichen Anfrage bei der staatlichen Regulierungsbehörde, der Bundesnetzagentur. Befragt wurden insgesamt acht Vertriebsexperten aus der Energiewirtschaft, so dass diese Arbeit zusätzliche praktische Relevanz erhält. Die Befragung wurde in den Monaten März und April 2006 im Rahmen einstündiger, persönlicher Experteninterviews durchgeführt, wobei Kompetenz und Marktnähe der Experten genutzt wurden, um aus erster Hand konkrete Aussagen über die voraussichtliche Entwicklung der relevanten Marktfaktoren zu bekommen.^[8] Außerdem ging es darum, Trends und Erfolgsfaktoren in der Energiebranche aufzudecken.

Als Interviewpartner wurden leitende Vertriebsmitarbeiter aus Unternehmen verschiedener Größe, Struktur und Region ausgewählt (Energiekonzerne, Regionalversorger, Stadtwerke und Energiehandel). Den Befragten wurden die Inhalte des Interviewleitfadens vorab zugesandt, um so eine ausreichende Vorbereitung auf das Gespräch und dessen komplexe Inhalte zu ermöglichen. Im Rahmen des Interviews wurden 15 verschiedene Fragen gestellt, welche sich auf Marktentwicklung, Wettbewerbsstrategien und Kundensegmentierung bezogen.^[9]

Zur Vermeidung einer einseitigen Darstellung wurde auch der Bundesnetzagentur ein eigens entworfener Fragebogen mit 11 Fragen zu den Zielen der Behörde und ihrer Markteinschätzung zugesandt. Auf diesem Wege ist es gelungen sicherzustellen, dass auch die Ziele und Zukunftsperspektiven der Regulierungsbehörde mit abgebildet werden.^[10]

2. Der Energiemarkt in Deutschland

Als Grundlage der späteren Ausführungen gibt dieses Kapitel einen Überblick über die Strukturen des deutschen Energiemarktes. An dieser Stelle soll verdeutlicht werden, in wieweit sich der Energiemarkt von anderen Märkten unterscheidet und worin die spezifischen Besonderheiten dieses Marktes liegen. Hierzu werden zunächst die charakteristischen Eigenschaften des Produktes Strom und ihre Bedeutung für die Energieversorger und deren Strategie beleuchtet. Im Anschluss wird ausgehend von der Struktur des Marktes detaillierter auf die historische Entwicklung vom einstigen Monopol bis hin zur Liberalisierung eingegangen.

Da der Strommarkt in seiner regulierungsseitigen Entwicklung aus verschiedenen Gründen dem Gasmarkt weit voraus ist, liegt, wie auch aus der Fachliteratur ersichtlich, der Schwerpunkt dieser Arbeit auf dem Strommarkt.^[11]

2.1 Eigenschaften des Produktes Strom

Bei näherer Betrachtung des Produktes Strom ergeben sich, im Vergleich zu anderen Produkten, einige Besonderheiten, welche sich auf den Wettbewerb in der Strombranche auswirken.

Zunächst ist Strom nicht, bzw. nicht in ausreichendem Maße lagerbar, was bedeutet, dass die Stromerzeugung bedarfsorientiert und zeitgleich mit dem Verbrauch zu erfolgen hat. Bei unterschiedlichen Verbrauchsintensitäten muss sich also die Produktion der nachgefragten Menge anpassen können.^[12] Da Strom ein homogenes Gut ist, das sich weder in Form, Farbe und Aussehen unterscheidet und in jedem Falle über ein Leitungsnetz vom Ort der Erzeugung zum Endverbraucher transportiert werden muss, fallen zwei wesentliche Differenzierungsmöglichkeiten weg. Ein Anbieter kann sich nämlich weder durch das Kernprodukt, noch über die Art der Distribution vom Wettbewerb abheben, da sich das Kernprodukt und seine Distribution bei allen Unternehmen der Branche gleichen^[13]

Wegen der genannten Eigenschaften lässt sich Strom in die Kategorie der Commodities bzw. Gebrauchsgüter einordnen, zu denen auch Brennstoffe, landwirtschaftliche Produkte und Edelmetalle zählen. Gemeinsames Merkmal all dieser Gütern ist ihre Austauschbarkeit.^[14] In starkem Kontrast zu High - Involvement und Prestige-Produkten, etwa aus dem Automobil- oder Mobilfunkbereich, ist Strom ein anonymes, erlebnisfernes Produkt ohne emotionale Aufladung, das wegen seiner Komplexität nicht nur Unklarheit, sondern auch Handlungsträgheit bei den Kunden auslöst.^[15]

Die Verfügbarkeit des Stroms wird im Allgemeinen als selbstverständlich angenommen.^[16] Unter Experten ist man sich über die Bedeutung der Versorgungssicherheit uneins. Während einige der Befragten davon ausgehen, dass die Versorgungssicherheit heute und in Zukunft gewährleistet und deshalb für den Verbraucher ein irrelevantes Kriterium ist, sehen andere, die durch den russisch-ukrainischen Gasstreit oder die bei RWE durch Mastenbruch aufgetretenen Stromausfälle hervorgerufenen Versorgungsprobleme des Jahres 2005 als mögliche Anzeichen für eine zunehmende Wichtigkeit der Versorgungssicherheit.^[17]

Das Interesse der Verbraucher am Produkt Strom ist zum jetzigen Zeitpunkt relativ gering, zumal dessen eigentlicher Nutzen erst in Verbindung mit geeigneten Endgeräten wie Fernseher oder Elektroheizung entsteht.^[18]

Dieses geringe kundenseitige Produktinteresse und die stark eingeschränkte Möglichkeit der Anbieter sich vom Wettbewerb zu differenzieren machen deutlich, dass für die Akteure der Branche die Kundenansprache mit besonderen Herausforderungen verbunden ist.

2.2 Marktstruktur der Stromwirtschaft

In der Elektrizitätswirtschaft unterscheidet man zwischen Stromversorgern, der industriellen Kraftwirtschaft und den privaten Erzeugern. Merkmal der Stromversorger, welche insgesamt 87 Prozent der gesamten Strommenge in Deutschland erzeugen ist, dass sie Dritte beliefern, also eine öffentliche Versorgung leisten.^[19]

Im Jahr 1998, dem Jahr der Liberalisierung, gab es in Deutschland etwa 1.000 öffentliche Stromversorger. Diese untergliederten sich in drei Ebenen, nämlich die 8 überregionalen Verbundunternehmen, 80 Regionalversorger und über 900 lokalen Versorger (meist Stadtwerke).^[20]

Die Netzgesellschaften der Verbundunternehmen betreiben die Übertragungsanlagen des Höchstspannungsnetzes und tauschen überregional Energie mit in- und ausländischen EVU (Energieversorgungsunternehmen) aus. Des Weiteren wird der Strom an Regionalversorger, Stadtwerke und zum Teil auch direkt an den Endverbraucher geliefert.^[21] Mit einem Anteil von über 80 Prozent des erzeugten Stroms der öffentlichen Elektrizitätswirtschaft stellen sie damals wie heute die größte Gruppe der Energieversorger dar und verfügen so über eine enorme Marktmacht.^[22]

Die Regionalversorger dagegen sind überwiegend in der Verteilung des Stroms an Lokalversorger und die Verbraucher selbst tätig. Die dafür benötigte Elektrizität wird von überregionalen und anderen Unternehmen gekauft, oder aber in eigenen Kraftwerken erzeugt.^[23]

Auf der dritten Ebene der öffentlichen Versorgung stehen die Stadtwerke als kommunale Versorger. Kennzeichen der Stadtwerke, also der lokalen Stromversorger, ist, dass sie ihre Abnehmer, meist Endverbraucher, neben Strom häufig im Querverbund mit weiteren Produkten wie Gas, Fernwärme und Wasser versorgen.^[24] Auch hinsichtlich Ihrer Beteiligungsstruktur unterscheiden sich die Stadtwerke von Verbundunternehmen und Regionalversorgern. Während letztere private und staatliche Beteiligungen aufweisen, sind an den Stadtwerken überwiegend Kommunen beteiligt.^[25]

Die dargestellte Marktstruktur hat sich bis Anfang des Jahres 2005, also knapp 7 Jahre nach der Liberalisierung des Marktes verändert. So halbierte sich die Anzahl der ehemals acht Verbundunternehmen auf vier und es sind nun nur noch 60 Regionalversorger und 725 Stadtwerke am Markt.^[26]

2.3 Historische Entwicklung bis zur Liberalisierung

Vor der Liberalisierung im April 1998 hatten die EVU eine staatlich garantierte Monopolstellung mit geschützten Versorgungsgebieten inne, welche ihnen durch das EnWG von 1935 und das Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen aus dem Jahre 1957, sowie deren Erweiterungen garantiert wurde.^[27] Ziel der Wettbewerbsbeschränkungen war die Sicherstellung der Versorgung von Wirtschaft und Bevölkerung mit Energie. Es galt einen parallelen Aufbau von Infrastruktur zu verhindern und den EVU angemessene Investitionsrückflüsse zu sichern. Sowohl das Investitionsvolumen der EVU, als auch deren Preisgestaltung wurden zu diesem Zwecke von der Energieaufsicht der Landesministerien kontrolliert.^[28]

Die Monopolsituation weist volkswirtschaftlich gesehen Nachteile auf, da sie zu Ineffizienzen führen kann. Durch die Preisfestsetzung der Energieaufsicht ist eine sog. interne Subventionierung möglich. Kunden in Gebieten, deren Versorgung sehr teuer ist, da sie z.B. höhere infrastrukturelle Kosten verursachen, werden zu Lasten anderer Kunden subventioniert, denn beide Kundengruppen haben im Monopol die gleichen Tarife zu zahlen. Das Prinzip der Kostenverursachung wird hier verletzt. Weiterhin besteht bei fehlendem Wettbewerb für das EVU kein Anreiz kosteneffizient zu wirtschaften, da die Preisregulierung auf Kosten basiert, welche das Unternehmen selbst angibt. Eine Möglichkeit die angegebenen Kosten im Detail zu prüfen besteht seitens der Aufsichtsbehörde mangels erforderlicher Kapazitäten nicht, es existiert also ein Informationsdefizit zwischen der Behörde und den EVU.^[29]

Da das Monopol keinen Wettbewerb zuließ, war auch die Kundenorientierung der Energieversorger häufig auf das erforderliche Mindestmaß beschränkt. Schließlich konnten unzufriedene Kunden nicht einfach wechseln, sondern waren zwangsläufig an ihren Versorger gebunden.^[30] Erst mit beginnender Liberalisierung sollte das Interesse der EVU an ihren Kunden erwachen.

2.4 Die Liberalisierung in Deutschland

Die Liberalisierung des Energiesektors in Deutschland stellt einen gravierenden Einschnitt für die Akteure der Energiewirtschaft dar und stellte diese vor grundlegend neue Rahmenbedingungen. Mit Ausschlag gebend für die Intensität der Veränderung war der Sonderweg, den die Behörden bei der Umsetzung der EU Richtlinie zur Liberalisierung des Strommarktes verfolgten.

2.4.1 Umsetzung der EU Richtlinie von 1996

Die langwierigen und schwierigen Verhandlungen über eine Liberalisierung der Energiewirtschaft auf europäischer Ebene führten schließlich zur Einigung, so dass im Juni 1996 eine EU Richtlinie zur Liberalisierung des Strommarktes erlassen wurde, welche die Mitgliedsstaaten bis Februar 1999 in nationales Recht umzusetzen hatten.^[31]

Die Wandelung vom Monopol hin zum Markt sollte unter anderem eine Senkung der Preise und somit eine Stärkung der europäischen Wirtschaft bringen. Weiteres Ziel war es, die Zahl der Unternehmen und angebotenen Produkte zu erhöhen, um den Kunden eine höhere Zahl an Alternativen bieten zu können.^[32] Die EU Richtlinie schrieb lediglich eine schrittweise Öffnung der Strommärkte vor. Bis 1999 hatten die Mitgliedsstaaten mindestens 22 Prozent ihres Strommarktes für den Wettbewerb zu öffnen.^[33] In Deutschland aber ging man einen Schritt weiter und vollzog den Wechsel vom Monopol zum Wettbewerb in einem Zug. Mit in Kraft treten des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts am 29. April 1998 galt formal der volle Wettbewerb.^[34] Von einem Tag auf den anderen existierten die geschützten Versorgungsgebiete nicht mehr. Die Verbraucher blieben zwar physisch mit dem Netz ihres Altversorgers verbunden, konnten de facto nun aber Verträge mit dem jeweils günstigsten Anbieter abschließen. Netzbetreiber mussten fremden Stromerzeugern die Nutzung ihrer Netze gegen ein angemessenes Netznutzungsentgelt gestatten.

Jeder Mitgliedsstaat konnte zwischen den Systemen des verhandelbaren Netzzugangs und des Alleinabnehmersystems wählen. In Deutschland entschied man sich für den verhandelbaren Netzzugang, welcher direkte Stromlieferverträge zwischen Kunden und Erzeugern ermöglichte.^[35]

Abbildung 2 stellt die wesentlichen Merkmale einer regulierten Energiewirtschaft denen der deregulierten gegenüber. Anfang des Jahres 2006 befindet sich die Energiewirtschaft noch in einem regulierten Wettbewerb^[36], dennoch kann man bereits von einem Energiemarkt sprechen und auch die heute oft noch sehr kostenorientierten Energiepreise werden mittelfristig (nach 2010) durch Marktpreise ersetzt werden.^[37]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Auswirkungen der Deregulierung auf die Energiewirtschaft^[38]

Wichtiges Element eines funktionierenden Strommarktes ist eine funktionierende Strombörse. Durch den Ausgleich von Angebot und Nachfrage werden Referenzpreise gebildet, welche eine zentrale Bedeutung für das gesamte Marktgeschehen haben.^[39]

2.4.2 Werbeauftritt und Markenbildung der Energieversorger

In Folge der Liberalisierung stiegen zahlreiche neue Anbieter in den Markt ein, um mit teils neuartigen Unternehmens- und Vertriebsstrukturenstrukturen von der neu geschaffenen Situation zu profitieren. In Erwartung eines sich rasch entwickelnden Wettbewerbs sahen die EVU eine Notwendigkeit zur Ausprägung eigener Marken- und Kommunikationsstrategien. Zu Zeiten des Monopols gab es noch keinen Anlass dafür.

Mit Einsetzen des Wettbewerbs gewann die Markierung der EVU an Bedeutung, denn es galt sich trotz eines homogenen Produktangebots von den Konkurrenzunternehmen zu differenzieren.^[40] Die Werbeauftritte der Energieversorger verfolgten mehrer Kernziele gleichzeitig, nämlich einerseits die Neukundengewinnung und Bindung bestehender Kunden, auf der anderen Seite die Etablierung von neu geschaffenen Unternehmensmarken, wie z.B. E.ON und Yello.

Die Werbebudgets der Unternehmen erreichten bisher in der Energiewirtschaft unbekannte Dimensionen.^[41] Betrugen 1998 die Werbeausgaben deutscher Stromversorger 78,6 Mio. DM wurden im ersten Halbjahr 1999 bereits 129,7 Mio. DM investiert. Die Werbeausgaben des zweiten Quartals überstiegen für sich genommen sogar die Summe des Gesamtjahres 1998.^[42]

Die EnBW Tochter Yello Strom versuchte ihr Stromangebot durch die angeblich gelbe Farbe ihres Stroms hervorzuheben und wies zudem explizit darauf hin, dass es sich um den ersten „Markenstrom“ handele. Das Unternehmen welches als reiner Stromvertrieb ohne eigene Netze tätig ist^[43], setzte von Beginn an konsequent auf den Direktvertrieb via Internet. Eine Eingabe der Vertragsdaten per Internet ist auch heute noch bei vielen EVU nicht möglich.

Während der neue Akteur Yello Strom vom Rückhalt eines etablierten Energieversorgers profitieren konnte, starteten andere Unternehmen völlig unabhängig in den neu geschaffenen Markt und mussten sich größtenteils wieder zurückziehen. Trotz jahrelanger Verluste in Höhe von mehreren Hundert Millionen Euro hielt EnBW an seiner Marke Yello fest, welche mittlerweile über 1 Millionen Kunden zählt und alleine in 2005 100.000 Neukunden gewinnen konnte.^[44]

Betrachtet man die verschiedenen Strategien der Unternehmen zeigte sich, dass insbesondere solche Konzepte Erfolg hatten, welche die Unterschiede zum Wettbewerb deutlich herausstellten. Die Marke Lichtblick etwa steht für Ökostrom und die Marke Schwabenstrom stellte eine regionale Identifikation her.^[45]

2.4.3 Entwicklung von der Liberalisierung bis zum neuen EnWG

Beim Werben um Kunden wurde schnell, ähnlich wie im liberalisierten Telekommunikationsmarkt, der Preis zu einem äußerst wichtigen Verkaufsargument. Zunächst wurde der Wettbewerb sogar über den Preis alleine geführt^[46] und es kam nach der Liberalisierung zu deutlichen Preissenkungen^[47] von bis zu 40 Prozent.^[48] Im Gegensatz zum Telekommunikationsmarkt bot sich aufgrund des stagnierenden Wachstums im weitgehend gesättigten Energiemarkt jedoch keine Gelegenheit zur Ausweitung des Umsatzes, welche die Preissenkungen hätte abfedern können.^[49] Durch den anfänglich massiven Preiswettbewerb gingen deshalb parallel die Gewinne der EVU stark zurück, zumal diese ihre Werbeausgaben massiv erhöht und enorme Summen in Markenaufbau und Neukundengewinnungs- sowie Kundenbindungsmaßnahmen investiert hatten.^[50] Den durch die Preissenkungen verursachten Umsatzeinbußen mussten die Unternehmen durch Maßnahmen zur Kostensenkung begegnen. In diesem Zusammenhang kam es zu einem massiven Stellenabbau. Im Jahr 1997 waren noch über 170.000 Mitarbeiter bei den deutschen Stromversorgern beschäftigt, 2004 lag die Zahl der Beschäftigten bereits bei ca. 127.000.^[51] Außerdem kam es zu einer Konsolidierungswelle in deren Verlauf zahlreiche Stadtwerke von größeren Konzernen übernommen wurden.^[52]

Der scheinbar funktionierende Wettbewerb sowie die damit einhergehenden Preissenkungen - die Strompreise lagen im Jahr 2000 so tief wie noch nie - hielten aus zwei Gründen nicht lange an.^[53] Zum einen war der starke Anstieg staatlicher Strompreisbelastungen durch Einführung des Kraft-Wärme–Kopplungs–Gesetzes, Einführung und stufenweiser Erhöhung der Stromsteuer (Ökosteuer), sowie einer Erhöhung der Abgaben aus dem Erneuerbare–Energien–Gesetz für den erneuten Preisanstieg verantwortlich. Der Staatsanteil betrug 2004 bei Strom 40 Prozent vom Endverbraucherpreis, bei Gas 30 Prozent.^[54] Entstandene Liberalisierungsgewinne wurden also durch staatliche Maßnahmen geschmälert bzw. aufgehoben.^[55]

Aus Abbildung 3 wird ersichtlich, welche Effekte die zusätzlichen staatlichen Belastungen auf den Strompreis haben. Die in den Jahren 2000 und 2001 erzielten Preissenkungen wurden so zu großen Teilen wieder ausgeglichen, so dass ein durchschnittlicher 3 Personen Haushalt bereits 2003 wieder eine höhere Stromrechnung hatte als 1998 nach der Liberalisierung.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3: Zusammensetzung des Strompreises im Zeitablauf^[56]

Zum anderen wirkte sich neben der durch staatliche Maßnahmen hervorgerufenen Preissteigerung eine Besonderheit des deutschen Liberalisierungsweges auf den noch jungen Wettbewerb aus. Deutschland ist das einzige Land der EU, in dem die Liberalisierung des Energiemarktes ohne Einrichtung einer Kontrollinstanz in Form einer Regulierungsbehörde vollzogen wurde.^[57] Die Netzzugangsbedingungen und die Netznutzungsentgelte sollten auf freiwilliger Basis zwischen den EVU vereinbart werden, also im Rahmen des sog. verhandelbaren Netzzugangs. Man schloss die Verbändevereinbarungen I und II, in denen die Details der Netznutzung geregelt wurden.

Da die Netze aber in Besitz der einstigen Monopolisten waren, konnten diese Gebühren verlangen, deren Höhe es neuen Wettbewerbern massiv erschwerte gewinnbringend zu wirtschaften. Zum Vergleich: Die Netzentgelte in Deutschland sind doppelt so hoch wie in den Niederlanden und Frankreich.^[58] Die hohen Netznutzungsentgelte in Verbindung mit immensen Werbeausgaben hatten bei gleichzeitig starkem Preisverfall zur Folge, dass viele der neuen Anbieter ihre Aktivitäten im Markt bald wieder einstellen mussten. Auch die Wettbewerbsintensität unter den Altversorgern ging nach anfänglich intensivem Wettbewerb rasch zurück, da diese sich wieder auf ihre Stammgebiete konzentrierten. Es kam zu Unternehmenszusammenschlüssen, wie der Fusion von VEBA und VIAG zu E.ON im Jahr 2000^[59], sowie einer Internationalisierung durch den Markteintritt des schwedischen Vattenfall Konzerns, welcher die Bewag, HEW, Veag und Laubag 2002 zur Vattenfall Europe AG, einem der vier großen Verbundunternehmen zusammenlegte.^[60]

Der deutsche Energiemarkt wird heute von den vier großen Konzernen E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW dominiert.^[61] Auch diese aus den Unternehmenszusammenschlüssen hervorgegangenen Verbundunternehmen haben, wie Abbildung 4 zeigt, ihre Stammgebiete, auch wenn diese seit Abschaffung des Monopols auf keiner gesetzlichen Grundlage mehr beruhen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 4: Verbundunternehmen im deutschen Strommarkt^[62]

Die staatliche Monopolkommission hat die Problematik dieser Situation erkannt und weist in ihrem Hauptgutachten 2002/2003 auf eine deutliche Verringerung der Wettbewerbsintensität hin. Als einen der Hauptgründe sieht man bei der Kommission die Unternehmenszusammenschlüsse, welche ein wettbewerbsloses Oligopol geschaffen hätten.^[63] Auch in Politik und Medien wird die Diskussion um steigende Energiepreise und fehlenden Wettbewerb zunehmend kritisch geführt, was nach Ansicht des Verbandes der Elektrizitätswirtschaft (VDEW) 2004 zu einer leicht sinkenden Zufriedenheit deutscher Stromkunden geführt hat.^[64] Die Unzufriedenheit über Strompreiserhöhungen hat mittlerweile sogar dazu geführt, dass sich die Bundesländer eingeschaltet haben. Hessens Wirtschaftsministerium will beispielsweise die Anträge von 50 Stromunternehmen auf Preiserhöhung mangels nachvollziehbarer Begründungen ablehnen.^[65]

3. Das neue Energiewirtschaftsgesetz

Nach Betrachtung des deutschen Energiemarktes und der Entwicklung der Liberalisierung in Deutschland ist es erforderlich auf die neu geschaffenen gesetzlichen Rahmenbedingungen und deren Bedeutung für die Energiewirtschaft einzugehen.

3.1 Der Weg zum neuen Energiewirtschaftsgesetz

Im Juni 2003 verabschiedete die EU Kommission ein Paket zur beschleunigten Öffnung der Binnenmärkte für Strom und Gas, die sog. Beschleunigungsrichtlinien.^[66] Aufgrund der bereits vollzogenen Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte in Deutschland lag der Schwerpunkt in der Entflechtung der Gesellschaften (Unbundling) und der Einrichtung einer nationalen Regulierungsbehörde, welche die bislang gültigen Verbändevereinbarungen ablösen sollte.^[67]

Vorgeschrieben wurde u. a. die rechtliche Trennung des Netzbetriebes von den anderen Geschäftsbereichen.^[68] Die Struktur des integrierten EVU, welches Stromerzeugung, Netzbetrieb und Vertrieb unter einem Dach vereint, bestand damit nicht länger. Juristisch eigenständige Gesellschaften wurden gegründet, wie sich am Beispiel des EnBW Konzerns aufzeigen lässt. Unter dem Konzerndach existieren nebeneinander die EnBW Kraftwerke AG (Erzeugung), die EnBW Trading GmbH (Handel), die EnBW Transportnetze AG (Netze) und die EnBW Vertiebs- und Service GmbH (Vertrieb). Die EnBW AG übernimmt die Funktion einer Holding.^[69]

Die bisher branchentypische integrierte Wertschöpfungskette ist durch die geforderte rechtliche und unternehmerische Trennung aufgebrochen worden. Als Folge der Liberalisierung ist die neue Wertschöpfungsstufe des Stromhandels hinzugekommen, wie Abbildung 5 zeigt.^[70] Da die Bereiche Erzeugung und Versorgung von sich aus wettbewerbsfähig sind, liegt der Schwerpunkt der Regulierungsarbeit auf Transport und Verteilung.^[71]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 5: Entflechtung des Netzes von Erzeugung, Handel, Vertrieb^[72]

Weiterer Bestandteil der EU Richtlinie war die verbindliche Forderung nach einer Regulierungsbehörde, wie sie in allen Mitgliedsstaaten außer Deutschland bereits realisiert worden war.^[73]

Am 13. Juli 2005 schließlich trat in Deutschland das zweite Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts (NeuRegG) in Kraft,^[74] die Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post (RegTP) wurde zur Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen erweitert. Im Sachgebiet Elektrizität und Gas übernimmt sie die Regulierung mit dem Ziel der „Schaffung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas“.^[75]

3.2 Wesentliche Neuerungen im EnWG

Das neue Energiewirtschaftsgesetz stellt die Umsetzung der EU Beschleunigungsrichtlinie dar und schafft einen verbindlichen Rechtsrahmen für die Tätigkeit der Bundesnetzagentur.^[76] Das Gesetz wurde erlassen, um

„ …eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche, leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas…“ zu ermöglichen.^[77]

Die Bundesnetzagentur sieht sich in diesem Zusammenhang als Behörde, welche Gesetze anwendet, den ordnungspolitischen Rahmen ihrer Tätigkeit also von Politik und Gesetzgeber vorgeschrieben bekommt. Eine Anpassung der bisher gesetzten Ziele wird sich erst im Laufe der Zeit aus den konkreten Regulierungserfahrungen ergeben.^[78]

Im Folgenden soll näher auf die wichtigsten Änderungen eingegangen werden, welche sich aus dem neuen Energiewirtschaftsgesetz ergeben haben. Diese Regelungen betreffen insbesondere den Bereich der Netze, da hier ein wichtiger Hebel zur Schaffung von stärkerem Wettbewerb liegt.

3.2.1 Unbundling – Die Entflechtung der Unternehmensstruktur

Das sog. Unbundling, zu Deutsch Entflechtung, ist eine der zentralen Neuerungen des EnWG und soll im Bereich des natürlichen Monopols Netz die Entstehung von Wettbewerb unterstützen.^[79] Durch die Trennung ehemals zusammenhängender Bereiche wird eine wichtige Vorraussetzung für den diskriminierungsfreien Netzzugang geschaffen, da sich so Quersubventionen verhindern lassen.^[80] Beispielsweise soll eine Finanzierung niedriger Endverbraucherpreise durch Einnahmen aus erhöhten Netzgebühren somit erschwert worden.

Beim Unbundling werden vier Arten, nämlich buchhalterisches (getrennte Rechnungslegung), informatorisches (Trennung wirtschaftlich sensibler Daten), organisatorisches (organisatorische Unabhängigkeit) und rechtliches Unbundling (Gesellschaftsrechtliche Entflechtung) unterschieden.^[81]

Trotz existierender rechtlicher Unsicherheiten besteht für die betroffenen Unternehmen Handlungsdruck, da sich der Gesetzgeber in Deutschland sehr eng an den Beschleunigungsrichtlinien der EU orientiert hat und durch den genau vorgegebenen Zeitrahmen kein Spielraum existiert.^[82] Lediglich vertikal integrierte EVU, welche weniger als 100.000 Kunden versorgen, müssen nach der sog. „de minimis-Klausel“ nur eine buchhalterische Entflechtung umsetzen, können auf rechtliches und organisatorisches Unbundling aber verzichten.^[83]

3.2.2 Erleichterter Netzzugang

Das neue Gesetz erleichtert den diskriminierungsfreien Netzzugang für Dritte. Für eine Durchleitung durch Netze eines anderen Anbieters sind nun nur noch je ein Vertrag mit dem Netzbetreiber durch dessen Netz durchgeleitet wird und ein Vertrag mit demjenigen aus dessen Netz Strom oder Gas entnommen wird erforderlich. Die Netzbetreiber sind dabei zur Zusammenarbeit verpflichtet.^[84]

Eine Kontrolle der Netznutzungsentgelte ist ein weiterer Schritt, um den Netzzugang zu erleichtern, bzw. die Nutzung fremder Netze für alternative Anbieter rentabel zu gestalten. Erstmalig müssen Netzbetreiber ihre Netzentgelte ex ante, nämlich 6 Monate im Voraus, von der Regulierungsbehörde genehmigen lassen, um überhöhte Durchleitungs-Gebühren von vornherein zu verhindern.^[85] Das System des regulierten Netzzugangs hat somit auch in Deutschland das des Verhandelbaren abgelöst.

Eine Überprüfung der Entgelte wird auf Basis der betrieblichen Netzkosten durchgeführt. Da mangels Wettbewerb für die Unternehmen kein Anreiz zu effizientem Verhalten besteht, wird die Bundesnetzagentur deshalb versuchen Wettbewerb zu simulieren und orientiert sich dabei an effizienten und strukturell vergleichbaren Unternehmen. Die Netzbetreiber werden in Strukturklassen unterteilt und innerhalb dieser Klassen miteinander verglichen. Unternehmen, die in ihrer Klasse überdurchschnittlich hohe Kosten ausweisen, werden als ineffizient betrachtet. Diese Netzbetreiber sollen dann zur Senkung von Kosten und Netzentgelten gezwungen werden.^[86]

Trotz des hohen Aufwands der Kostenprüfung und des Vergleichsverfahrens schaffen diese den Unternehmen nur geringe Anreize zur Kostensenkung und Effizienzsteigerung über das genehmigte Maß hinaus.^[87] Aus diesen Gründen soll die Kostenkontrolle in den nächsten Jahren durch ein System der Anreizregulierung ersetzt werden.^[88] Bestandteil dieser Regelung wird die Festlegung einer Obergrenze für die Netznutzungsentgelte sein.^[89] Effiziente Unternehmen sollen dann durch Kostensenkung höhere Gewinne erzielen können als weniger effiziente.^[90] Die Regulierungsperiode dauert zwischen zwei und fünf Jahre.^[91]

3.2.3 Stromkennzeichnung

Mit dem neuen EnWG sind die Elektrizitätsversorger verpflichtet worden ihre Kunden über den Anteil der einzelnen Energieträger am Gesamtenergie-Mix aufgeschlüsselt nach den drei Segmenten Kernkraft, erneuerbare Energien sowie fossile Brennstoffe zu informieren. Zusätzlich sind Angaben über CO2 – Emissionen und radioaktiven Abfall von Nöten. Diese Informationen müssen auf jeder Rechnung und in Werbematerialien ausgewiesen werden. Mit diesen Angaben wird den Stromkunden ein Überblick über den Anteil erneuerbarer Energien am Gesamtportfolio ihres Stromversorgers ermöglicht. Zusätzlich wird der bundesweite Energiemix zum Vergleich zur Verfügung gestellt.^[92] Diese Neuerung dürfte zu weiter steigendem Interesse am Produkt Ökostrom führen, da die Kunden nun die für die Stromerzeugung verwendeten Energieträger ihres Energieversorgers einfacher nachvollziehen können.

3.2.4 Mess- und Zählerwesen

Neu ist auch die Liberalisierung der Verbrauchsermittlung für Privathaushalte und kleinere Gewerbekunden. Die Ablesung des Energieverbrauchs kann nun durch externe Firmen durchgeführt werden. Auch mit Einbau, und Wartung der Anlagen können Kunden nun Dritte beauftragen.^[93] Um Konflikte zwischen Energieversorgern und ablesenden Unternehmen auszuschließen sind die Messanforderungen in einer eigenen Verordnung geregelt.

Für EVU mit entsprechenden Größenvorteilen könnte die Liberalisierung des Mess- und Zählerwesens Chancen in Form einer neuen Einnahmequelle mit sich bringen. Diese könnten dann beispielsweise für kleinere Energieversorger Abrechnungsdienstleistungen durchführen.^[94]

3.3 Auswirkungen des neuen EnWG auf die Branche

Nach Darstellungen der vielfältigen Neuerungen im EnWG soll nun kurz auf deren konkrete Auswirkung auf die Energieversorgungsbranche in Deutschland eingegangen. Außerdem werden erste unternehmensseitig erforderliche Konsequenzen aufgezeigt.

Besonders gravierend wirkt sich die staatliche Kontrolle der Netznutzungsentgelte aus. Netzbetreiber geraten von zwei Seiten aus unter Druck. Durch die zu erwartende Senkung der Entgelte ist mit einer Reduktion der Eigenkapitalrendite zu rechnen während gleichzeitig aus Effizienzgründen eine Senkung der Kosten gefordert werden wird. Der somit für Wettbewerber ohne eigene Netze wesentlich günstigere und außerdem erleichterte Netzzugang bei Strom und Gas wird obendrein für stärkeren Wettbewerb sorgen.^[95]

Ein zusätzliches Problem stellt die geforderte Umsetzung der Unbundling-Vorgaben dar, welche erhebliche Kostenrisiken mit sich bringt und die Wettbewerbsfähigkeit der EVU stark einschränken kann. Den Unternehmen entstehen Kosten durch Verlust von Synergien, steigende Komplexität der internen Abläufe und die Notwendigkeit zur Dopplung bestimmter Funktionen und Prozesse.^[96] Von zentraler Bedeutung für die EVU ist es, unternehmensintern zügig die Vorraussetzung für das Unbundling und erforderliche Kooperationen zu schaffen, um so Wissensvorsprünge realisieren zu können.^[97]

Zudem erschwert die Trennung der einzelnen Organisationseinheiten es einem Unternehmen, ein einheitliches Gesamtbild gegenüber den Kunden (one face to the customer) zu erreichen.^[98]

Vor dem Hintergrund dieser Änderungen werden integrierte EVU ihr Geschäftsmodell überdenken müssen, um die zu erwartenden Renditeverluste auffangen zu können. Entscheidender Erfolgsfaktor wird die rechtzeitige Entwicklung und Umsetzung geeigneter Strategien als Antwort auf die geänderten Rahmenbedingungen in der Energiewirtschaft sein.

Dabei kommt es zum einen darauf an, mögliche Renditeverluste durch sinkende Netznutzungsentgelte in anderen Stufen der Wertschöpfungskette, z.B. im Vertrieb auszugleichen. Auf der anderen Seite muss eine Kostensenkung erreicht werden.^[99]

3.4 Standpunkt der Bundesnetzagentur

Um neben den theoretischen Überlegungen auch die Sichtweise des staatlichen Regulierers mit abzubilden, wurde ein eigens entworfener Fragebogen an die Bundesnetzagentur gesandt.

Werden die Bemühungen der 2005 eingerichteten Bundesnetzagentur fruchten, so dass diese auf Basis des neuen EnWG eine Verstärkung des Wettbewerbs erzielen kann und wie viel Zeit wird dieser Prozess in Anspruch nehmen? Anhand welcher Maßstäbe misst die Behörde den Erfolg ihrer Regulierungsarbeit?

Die Ergebnisse der Anfrage bei der Bundesnetzagentur sollen im Folgenden beleuchtet und hinsichtlich ihrer Bedeutung für die zukünftige Entwicklung des Energiemarktes interpretiert und ausgewertet werden. Stellvertretend für die Bundesnetzagentur konnte ein leitender Mitarbeiter für die Beantwortung des umfangreichen Fragebogens gewonnen werden.^[100]

Die Bundesnetzagentur zieht folgende Kriterien zur Messung des Regulierungserfolges heran:

- Höhe der Netznutzungsentgelte (Niederspannung)
- Im Geschäftsfeld Netz (nach Unbundling) erwirtschaftete Renditen
- Versorgungssicherheit / Störungsfreiheit
- Höhe der Infrastrukturinvestitionen des Geschäftsfeld Netz
- Kundenwechselquote im Bereich Energielieferung
- Anzahl der Marktteilnehmer im Energievertrieb
- Endkundenpreis Strom / Gas

Außer den beiden zuletzt genannten Kriterien werden sämtliche der aufgelisteten Merkmale als Ansatzpunkt für die Messung des Zielerreichungsgrades der jeweiligen Regulierungsziele genutzt.

Um ihren gesetzlich festgelegten Aufgaben gerecht zu werden, führt die Regulierungsbehörde regelmäßig ein sog. Monitoring durch, mit dessen Hilfe Markttransparenz geschaffen werden soll.^[101]

Worin letzten Endes die wesentlichen Hindernisse in der Schaffung eines tatsächlichen Wettbewerbs liegen werden, ob in Politik, Unternehmensseitig, oder auf Seiten der Energiewirtschaft und deren Kunden, lässt sich nach Ansicht der Netzagentur zum gegenwärtigen Zeitpunkt noch nicht in vollem Umfang abschätzen.

Wie aus dem Namen Bundesnetzagentur abgeleitet werden kann, liegt der Aufgabenbereich der Behörde im Wesentlichen im Bereich der Netze. Die größten Erfolge im Hinblick auf eine fortschreitende Regulierung des natürlichen Monopols Netz verspricht man sich von der Ex- Ante Regulierung der Netznutzungsentgelte und der geplanten Anreizregulierung nach § 21 des Energiewirtschaftsgesetzes.

Auf Seiten des Regulierers ist man sich noch nicht im Klaren, wie die Unternehmen der Energiebranche die durch bevorstehende Veränderungen entstehenden Ertragsverluste kompensieren wollen. Es erscheint eine Vielzahl verschiedener Effekte auf die Wertschöpfungsstruktur EVU denkbar. Im Rahmen des Möglichen sind z.B. eine Ausgliederung des Netzbereiches und die Ausprägung spezialisierter Netzbetreiber innerhalb der Branche.

Auffällig ist, dass die Bundesnetzagentur zwar im Bereich der Netze über klare Kompetenzen verfügt, in anderen Schritten der Wertschöpfungskette aber keine oder nur geringe Beeinflussungsmöglichkeiten hat.

Eine Vermeidung von Fehlallokationen im Bereich Investitionen und Ressourcen kann z.B. nicht durch Regulierung erreicht werden, da lediglich die Netznutzungsentgelte im Zuständigkeitsbereich des Reguliers liegen, also kein direkter Einfluss auf die Investitionsentscheidung der EVU besteht. Die Innovationsförderung im Geschäftsfeld Netze zählt ebenfalls nicht zu den Aufgaben der Bundesnetzagentur. Hier ist jedoch anzunehmen, dass die auf Grund des zunehmenden Kostendrucks und der zukünftigen Anreizregulierung erforderlichen Effizienzsteigerungen sich als förderlich für Innovationen erweisen werden. Selbiges gilt für eine Marktkonsolidierung im Segment der Netzbetreiber. Eine absolute Reduktion der Endkundenpreise kann ebenfalls nicht Ziel der Bundesnetzagentur sein, da diese lediglich Einfluss auf die Netzentgelte hat und selbst angemessene Netznutzungsentgelte im Zeitablauf steigen können.

Die Bundesnetzagentur sieht sich als Behörde, deren ordnungspolitische Ziele von Politik und Gesetzgeber vorgegeben werden. Sie ist also stark an das Energiewirtschaftsgesetz gebunden.

Eine europäische Harmonisierung der Monopolregelung ist durch die Einbindung in die Gremien der europäischen Regulierungsbehörden und gesetzliche Vorgaben gewährleistet.

Aufgrund der teils sehr unterschiedlichen Umsetzungen der EU Richtlinien in den einzelnen Mitgliedsstaaten ist diese Harmonisierung ein wichtiger Schritt auf dem Weg zu einem europäischen Binnenmarkt für Strom und Gas. Zum jetzigen Zeitpunkt sind noch große Unterschiede vorhanden, was sich in den unterschiedlichen Energiepreisen der europäischen Länder widerspiegelt. So zahlen private Haushalte in Italien fast den dreifachen Strompreis wie ein vergleichbarer Haushalt in Griechenland.^[102]

[...]

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^[1] Vgl. Bakay (Kundenbindung 2005), S. V.

^[2] Vgl. ABS Energy Research (British Electricity 2004), S. 7.

^[3] Vgl. Bakay (Kundenbindung 2005), S. V.

^[4] Vgl. Experteninterview 1, Frage 1

^[5] Vgl. Experteninterviews Frage 1

^[6] Eigene Darstellung der Ergebnisse aus Frage 1 der durchgeführten Experteninterviews

^[7] Knieps (Netzökonomie 2000), S. 8.

^[8] Vgl. Bruhn (Marketing 2002), S. 124.

^[9] Vgl. Anhang A Interviewleitfaden kurz

^[10] Vgl. Anhang B Fragebogen Bundesnetzagentur

^[11] Vgl. Richmann (Liberalisierung 2004), S. 72.

^[12] Vgl. Laker; Tillmann (Wettbewerbsstrategien 2000), S. 69 f.

^[13] Vgl. Laker; Tillmann (Wettbewerbsstrategien 2000), S. 69 f.

^[14] Vgl. Geißler (Commodities 2003), S. 3.

^[15] Vgl. Bakay; Schwaiger, (Treiber 2004), S. 24.

^[16] Vgl. Bakay (Kundenbindung 2003), S. 7.

^[17] Vgl. Experteninterviews Frage 11

^[18] Vgl. Bakay (Kundenbindung 2003), S. 38.

^[19] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 176.

^[20] Vgl. Leuschner (Stromlandschaft 2006)

^[21] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 179.

^[22] Vgl. Kemfert; Diekmann (Perspektiven 2006), S. 33.

^[23] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 179.

^[24] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 180.

^[25] Vgl. Leuschner (Stromlandschaft 2006)

^[26] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 183.

^[27] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 187.

^[28] Vgl. Kloubert (Analyse 2001), S. 28.

^[29] Vgl. Schwarz (Auswirkungen 2002), S. 37.

^[30] Vgl. Bardt (Regulierungen 2005), S. 30.

^[31] Vgl. Schwarz (Auswirkungen 2002), S. 41.

^[32] Vgl. Wallmeier; Ford; Gülener (Wettbewerb 2000), S. 31.

^[33] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 190.

^[34] Vgl. Schwarz (Auswirkungen 2002), S. 41.

^[35] Vgl. Schwarz (Auswirkungen 2002), S. 42.

^[36] Vgl. hierzu Kap. 3

^[37] Vgl. Experteninterview 4, Frage 6

^[38] Kloubert (Analyse 2001), S. 30.

^[39] Vgl. Bundesregierung (Monitoring 2003), S. 14.

^[40] Vgl. Tesch et al. (Kommunikation 2000), S. 151.

^[41] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 236.

^[42] Vgl. Tesch, et al. (Kommunikation 2000), S. 150 f.

^[43] Vgl. Gassmann (Yello 2006)

^[44] Vgl. Gassmann (Yello 2006)

^[45] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 236.

^[46] Vgl. Schikarski (Markenbildung 2005) S. V.

^[47] Vgl. Kemfert; Diekmann (Perspektiven 2006), S. 33.

^[48] Vgl. Schikarski (Markenbildung 2005), S. V

^[49] Vgl. Arthur D. Little (Wachstum 2003).

^[50] Vgl. Kapitel 2.4.2

^[51] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 203.

^[52] Vgl. Bardt (Regulierungen 2005), S. 40 f.

^[53] Vgl. Prognos (Energiereport VI 2005), S. V.

^[54] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 36.

^[55] Vgl. Bardt (Regulierungen 2005), S. 41.

^[56] VDEW (Stromrechnung 2005)

^[57] Vgl. Kumkar (Electricity Market 2002), S. 5.

^[58] Vgl. Kemfert; Diekmann (Perspektiven 2006), S. 33.

^[59] Vgl. E.ON (Geschichte 2006)

^[60] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 203, 205.

^[61] Vgl. Monopolkommission (Hauptgutachten 2004), S. 76.

^[62] Schikarski (Markenbildung 2005) S. 7.

^[63] Vgl. Monopolkommission (Hauptgutachten 2004), S. 76.

^[64] Vgl. VDEW (Jahresbericht 2004), S. 17.

^[65] Vgl. Bauchmüller (Monopolgewinne 2005)

^[66] Vgl. Bardt (Regulierungen 2005), S. 35.

^[67] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 193.

^[68] Vgl. Bardt (Regulierungen 2005), S. 35.

^[69] Vgl. EnBW (Gesellschaften 2005)

^[70] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 203.

^[71] Vgl. Brunekreeft; Keller (Elektrizität 2000), S. 125.

^[72] Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 203 (OTC bedeutet „Over The Counter“, man versteht darunter den außerbörslichen Handel)

^[73] Vgl. Bardt (Regulierung 2005), S. 35.

^[74] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 194.

^[75] Vgl. Bundesnetzagentur (Regulierung 2005)

^[76] Vgl. Bundesnetzagentur (Rechtlicher Rahmen 2006)

^[77] Vgl. EnWG § 1 Abs. 1

^[78] Vgl. Auswertung des Fragebogens Bundesnetzagentur

^[79] Vgl. Meyer (Organisation 2002), S. 65 f.

^[80] Vgl. Bardt (Regulierungen 2005), S. 36.

^[81] Vgl. Wenzel; Cord (Ausgestaltungsalternativen 2005), S. 126.

^[82] Vgl. Wenzel; Cord (Ausgestaltungsalternativen 2005), S. 125 f.

^[83] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 199.

^[84] Erich Monhart, K. Group

^[85] Vgl § 23 a Abs. 1 u. 2 EnWG

^[86] Vgl. Kurth (EnWG 2005), S. 9 f.

^[87] Vgl. Kurth (EnWG 2005), S. 10.

^[88] Vgl. § 21a EnWG

^[89] Vgl. Bardt (Regulierungen 2005), S. 41.

^[90] Vgl. Kurth (EnWG 2005), S. 10.

^[91] Vgl. § 21a Abs. 3 EnWG

^[92] Vgl. Meller (Energiemix 2005)

^[93] Vgl. Schiffer (Energiemarkt 2005), S. 195.

^[94] Vgl. Experteninterview 4, Frage 7

^[95] Erich Monhart, K. Group

^[96] Vgl. Wenzel; Cord (Ausgestaltungsalternativen 2005), S. 126.

^[97] Vgl. Wenzel; Cord (Ausgestaltungsalternativen 2005), S. 137.

^[98] K. Group

^[99] Vgl. Experteninterviews Frage 4

^[100] Soweit nicht anders zitiert bezieht sich folgender Abschnitt des Kapitels 3.4 auf die Auswertung des Fragebogen Bundesnetzagentur, Anlage B

^[101] Vgl. § 35 Abs. 1 EnWG

^[102] Vgl. Bardt (Regulierungen 2005), S. 37.