Energiemarkt

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Der liberalisierte Energiemarkt beschreibt den Markt der leitungsgebundenen Energieversorgung durch die Energieversorgungsunternehmen mit Strom und Erdgas, bei dem möglichst viele Teile der Lieferkette dem freien Wettbewerb unterliegen. Über den Wettbewerb sollen die Verbraucher zu den günstigsten Konditionen marktgerecht versorgt werden. Die für die Versorgung benötigten Versorgungsnetze können nicht sinnvoll dem Wettbewerb unterzogen werden. Hier hat der jeweilige Netzbetreiber eine Monopolstellung. Damit der Netzbetreiber seine Monopolstellung nicht zu seinen Gunsten ausnutzt, werden die Entgelte für die Nutzung der Netze (Netznutzungsentgelte) staatlich reguliert.

Stromhandel in Europa[Bearbeiten]

Stromhandelsvolumen europäischer Länder im Jahr 2008 in TWh[1]
Land Import Export Handelssaldo
Belgien 17,036 6,561 -10,475
Bulgarien 3,096 8,440 5,344
Dänemark 8,545 10,772 2,227
Deutschland 40,245 62,695 22,450
Frankreich 10,176 56,495 46,319
Griechenland 7,575 1,964 -5,611
Großbritannien 12,448 0,923 -11,525
Italien 43,284 3,394 -39,890
Kroatien 12,247 5,669 -6,578
Luxemburg 6,819 2,464 -4,355
Niederlande 25,023 9,282 -15,741
Norwegen 0,756 7,970 7,214
Österreich 22,033 16,528 -5,505
Polen 9,021 9,704 0,683
Portugal 10,597 1,315 -9,282
Rumänien 2,609 7,042 4,433
Schweden 1,885 6,937 5,052
Schweiz 30,494 30,525 0,031
Serbien 9,136 8,574 -0,562
Slowakei 9,414 8,889 -0,525
Slowenien 6,233 7,827 1,594
Spanien 5,894 16,485 10,591
Tschechien 8,524 19,986 11,462
Ungarn 12,772 8,867 -3,905

Der Handel mit Strom hat in Europa eine lange Tradition; er entwickelte sich Hand in Hand mit dem Fortschritt in der Nutzung elektrischer Energie. Als die Märkte noch monopolistisch waren, diente der Handel mit Elektrizität zwischen den rund 50 bis 60 Versorgern primär der sicheren Selbstversorgung in ihren Gebieten. Die vorwiegend lokale und nationale Ausrichtung zeigt sich noch heute: das europäische Stromnetz wirkt wie ein einziger Organismus, besteht aber in Wirklichkeit aus acht verschiedenen Regionen, deren physische Engpässe an den Grenzen ein einheitliches Stromnetz («europäische Kupferplatte») und eine länderübergreifende Liberalisierung des Strommarkts behindern. Im Zuge der Energiewende leitete die deutsche Bundesregierung Maßnahmen ein, um zusätzliche Stromtrassen insbesondere für den Transport von Windstrom zu bauen bzw. bestehende Leitungen zu verstärken.

Bis es ein paneuropäisches Stromnetz ohne Grenzen und Engpässe gibt, könnten noch Jahrzehnte vergehen.

Strom wird sowohl an Börsen, z. B. der European Energy Exchange (EEX), als auch bilateral gehandelt (OTC-Handel). Dabei lässt sich unterscheiden zwischen kurzfristigem Handel (Intra-day, Day-ahead, After-day) und langfristigem Handel (Futures, Forwards). Der kurzfristige Handel ist vor allem durch die Tatsache geprägt, dass es sich bei Strom um kein lagerfähiges „Gut“ handelt, sondern Produktion und Verbrauch zur gleichen Zeit stattfinden müssen.

Situation in Deutschland[Bearbeiten]

Allgemeines[Bearbeiten]

Die Preise für die eigentliche Energielieferung unterliegen dem Wettbewerb. Die Preise für die Nutzung der Netze unterliegen in Deutschland der Regulierung durch die zuständige Regulierungsbehörde, der Bundesnetzagentur. Die Liberalisierung der Energiemärkte umfasst nicht die Versorgung mit Fernwärme. Sie wird nur mit lokalen Netzen betrieben. Die Wärmepreise müssen den Anforderungen des § 24 AVBFernwämeV genügen und die jeweiligen Verhältnisse auf dem Wärmemarkt angemessen berücksichtigen.

Kritiker bemängeln einen nicht ausreichend funktionierenden Wettbewerb auf dem deutschen Energiemarkt. Etwa 80 Prozent des Stromangebotes und ein Großteil des Handels werde von vier Produzenten (E.On, RWE, EnBW und Vattenfall) kontrolliert. Etwa drei Viertel des Stromhandels finde außerhalb der Energiebörse statt und unterstünde keinerlei Aufsicht. Der Energiemarkt zähle zu den intransparentesten Märkten. Fehler im System würden die Versorgungssicherheit gefährden.[2] Der Vorsitzende der Monopolkommission, Justus Haucap bemängelt ebenfalls einen nicht funktionierenden Wettbewerb bei der Energieerzeugung in Deutschland.[3] Die Energieriesen verfügten über mehr Marktmacht als vor der Liberalisierung. Dies sei vor allem auf Versagen der Politik zurückzuführen, die nicht ausreichend für Wettbewerb gesorgt habe.[4]

Entwicklung der Stromhandelsbilanz[Bearbeiten]

Deutsche Stromhandelsbilanz in TWh[5]
Jahr Stromimport Stromexport Stromhandelssaldo
1990 31,9 31,1 -0,8
1991 30,4 31,0 0,6
1995 39,7 34,9 -4,8
2000 45,1 42,1 -3,1
2001 43,5 44,8 1,3
2002 46,2 45,5 -0,7
2003 45,8 53,8 8,1
2004 44,2 51,5 7,3
2005 53,4 61,9 8,5
2006 46,1 65,9 19,8
2007 44,3 63,4 19,1
2008 40,2 62,7 22,4
2009 40,6 54,9 14,3
2010 42,2 59,9 17,7
2011 49,7 56,0 6,3
2012 44,2 67,3 23,1

Während in den neunziger Jahren die deutsche Stromhandelsbilanz relativ ausgeglichen war, nahm seit 2003 die von Deutschland exportierte Strommenge zu, während die importierte Strommenge etwa gleich blieb. Die deutsche Stromhandelsbilanz weist seitdem einen beträchtlichen Exportüberschuss auf.[5]

Im Jahr 2012 exportierte Deutschland nach Angaben von destatis 66,6 TWh elektrische Energie, importiert wurden 43,8 TWh, was einen Exportüberschuss von 22,8 TWh bedeutet. Der Exportüberschuss wuchs dabei gegenüber dem Vorjahr auf das Vierfache und erreichte den höchsten Stand der vergangenen vier Jahre. Mit der Stromausfuhr wurden 3,7 Mrd. Euro eingenommen, für die Einfuhr mussten 2,3 Mrd. Euro aufgewendet werden, so dass Deutschland einen Exportüberschuss von 1,4 Mrd. Euro erzielen konnte.[6] Damit betrug der Wert der ausgeführten elektrischen Energie 5,56 ct/kWh, während der Wert der importierten elektrischen Energie mit 5,25 ct/kWh etwas niedriger lag. Der Grund hierfür ist, dass Frankreich während Zeiten niedrigen Strombedarfs viel elektrische Energie zu dann niedrigen Preisen exportiert, um seinen v.a. aus in der Grundlast laufenden Kernkraftwerken bestehenden Kraftwerkspark nicht drosseln zu müssen. Deutschland exportiert dagegen v.a. zu Zeiten höheren Strombedarfs, also während Mittel- und Spitzenlast, wenn die Strompreise für gewöhnlich höher liegen.[7]

Im Jahr 2013 wurde mit ca. 32,3 TWh ein Rekordstromexport erzielt. Ursächlich war v.a. die starke Produktion konventioneller Kraftwerke, v.a. von Kohlekraftwerken. Im ersten Quartal 2014 gingen die Stromexporte trotz eines starken Anstiegs der Produktion von regenerativen Erzeugern deutlich zurück, die Exporte lagen mit 2 TWh bei nur einem Bruchteil des Vorjahresquartals (11,4 TWh) und auch unterhalb der ersten Quartale der Jahre 2011 und 2012. Daraus ergab sich ein Rückgang bei der Produktion aller fossiler Kraftwerke. Am stärksten mit 30 % war dieser Rückgang bei Gaskraftwerken, Steinkohlekraftwerke lieferten 17 % weniger elektrischer Energie, Braunkohlekraftwerke 6 % und Kernkraftwerke 4 % weniger. Damit lag die Produktion von Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken nach dem Ausnahmejahr 2013 wieder auf normalem Niveau.[8]

Import- und Exportmengen[Bearbeiten]

Deutscher Stromhandel in Millionen Kilowattstunden von Januar bis November 2010[9]
Land Import Export Handelssaldo
Dänemark 2.478 13.089 +10.611
Frankreich 14.517 665 -13.852
Luxemburg 8.302 545 -7.757
Niederlande 5.957 13.238 +7.281
Österreich 3.002 7.392 +4.390
Polen 118 5.022 +4.904
Schweden 1.002 2.123 +1.121
Schweiz 2.645 5.765 +3.120
Tschechien 1.175 5.534 +4.359
Gesamt 39.196 53.373 +12.177

Integration fluktuierender Stromerzeugung[Bearbeiten]

Wirtschaftliche Schwierigkeiten bestehender und neu geplanter konventioneller Kraftwerke angesichts sinkender Preise auf dem Stromgroßhandelsmarkt haben eine Diskussion über das künftige Design des Strommarkts ausgelöst, da Kraftwerke aufgrund der fluktuierenden Mengen erneuerbarer Energien (Photovoltaik, Wind) nicht mehr konstant betrieben werden können. Diese Frage betrifft aber nicht nur konventionelle, sondern auch Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien, wie beispielsweise Biogasanlagen. Regelbare erneuerbare und konventionelle Kraftwerke, Energiespeicher, das Stromnetz und die Stromnachfrage müssen sich daher an das schwankende Angebot von Wind und Sonne anpassen können, um damit die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.[10]

Übersicht gesetzliche Regelungen für die Strom- und Gasmärkte[Bearbeiten]

Deutschland[Bearbeiten]

Schweiz[Bearbeiten]

Europäische Union[Bearbeiten]

Liberalisierung der Energiemärkte[Bearbeiten]

Theoretischer Hintergrund[Bearbeiten]

Ursprünglich wurden die Strom- und Gasversorgung als natürliche Monopole angesehen, die auch in einer Marktwirtschaft als gerechtfertigt gelten. Die Basis für die Liberalisierung der Energiemärkte bietet dagegen die Essential Facility-Theorie. Sie besagt, dass natürliche Monopole nur auf den Teil der Wertschöpfungskette beschränkt werden, für den unter Beachtung der volkswirtschaftlichen Kosten ein Wettbewerb nicht sinnvoll ist. Für diese „wesentlichen Einrichtungen“ (engl. essential facility) gibt es eine Alleinstellung des Anbieters. Bei diesen „wesentlichen Einrichtungen“ handelt es sich zum Beispiel um die lokalen Verteilnetze und die überregionalen Übertragungsnetze für Strom und Erdgas. Für diese Netze ist ein Parallelbau in der Regel volkswirtschaftlich nicht sinnvoll.

Die Verfügungsmacht über die „wesentlichen Einrichtungen“ soll aber nicht zu einer marktbeherrschenden Stellung auf den vor- und nachgelagerten Märkten führen. Daher sind die wesentlichen Einrichtungen Dritten gegen eine angemessene Vergütung, die gegebenenfalls von einem Regulator festgelegt wird, zur Mitbenutzung zu überlassen.

Die „essential facility“-Theorie ist sowohl in Artikel 102 des AEUV-Vertrages, wie auch in § 19 (4) des deutschen Kartellgesetzes verankert.

Schritte zum vollständig liberalisierten Energiemarkt[Bearbeiten]

  • Netzzugang Dritter zu Übertragungs- und Verteilnetzen
  • Regulierung der Netznutzungsentgelte und Netzanschlussbedingungen
  • Entflechtung der Netzbetreiber (Unbundling), um Dritten diskriminierungsfreien Wettbewerb zu ermöglichen (Waffengleichheit).

Historie zur Liberalisierung der Energiemärkte[Bearbeiten]

  • 1996 Erste EU-Richtlinie zur Elektrizitätsmarktliberalisierung:[11]
  • 1998 Erste EU-Richtlinie zur Gasmarktliberalisierung[12]
  • 1998 Liberalisierung des deutschen Strommarktes. Die EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt wird mit dem novellierten Energiewirtschaftsgesetz des Jahres 1998 in nationales Recht umgesetzt.[13]
  • 2003: Revision der EU-Richtlinien zur Liberalisierung der Energiemärkte[14][15]
  • ab 2004 Liberalisierung des deutschen Gasmarktes
  • 7. Juli 2005: Das novellierte Energiewirtschaftsgesetz setzt die europäischen Richtlinien zum Elektrizitäts- und Gasbinnenmarkt von 2003 in nationales Recht um.[16]
  • 2009: erneute Revision der Binnenmarktvorschriften durch die EU (Drittes Energiepaket der EU)

Durchführung und Probleme[Bearbeiten]

Die durch den Wettbewerb erhofften Effizienzgewinne und wirtschaftliche Vorteile wurden bisher nur sehr selten erreicht. In den meisten Märkten kam es mit der Liberalisierung zu einer Verteuerung der Energie, vor allem für Kleinverbraucher. Die trifft insbesondere dort zu, wo mit der Liberalisierung eine Privatisierung einher ging. Ursache hierfür ist, dass die Liberalisierung in einem funktionierenden Markt nicht zu niedrigeren, sondern nur zu wettbewerbsfähigen Preisen führt.[17] Als besonderes Problem, das bisher nur teilweise gelöst wurde, gilt bei vielen Srommarktliberalisierungen die Konkurrenz zwischen den einzelnen Produzenten.[18]

Nicht zuletzt müssen beim Übergang in einen liberalisierten Markt mehrere Hindernisse überwunden werden. So kann es durch einen zu schnellen Übergang zu "stranded investments" in Form nicht mehr rentabler Kraftwerke kommen, darüber hinaus bereitet die fehlende Internalisierung externer Kosten, z.B. durch Umweltverschmutzung, dem Ausstoß von Kohlenstoffdioxid oder den Risiken der Kernenergie Probleme. Soll, wie mit der Liberalisierung angestrebt, der Markt die volkswirtschaftlich effizienteste Produktionsweise finden, so müssen hierfür zwingend alle wettbewerbsverzerrenden Faktoren vermieden und eine Kostenwahrheit durch Internalisierung aller externen Faktoren hergestellt werden.[19] Geschieht dies nicht, können die Effizenzvorteile eines liberalisierten Marktes durch negative Effekte auf die Umwelt zunichte gemacht. Möglichkeiten zur Herstellung dieser Kostenwahrheit sind Lenkungsabgaben wie z.B. eine CO2-Steuer oder ein funktionierender Emissionshandel. Einem völlig freien Energiemarkt sind durch diese notwendigen Mechanismen Grenzen gesetzt.[20] Bisher (April 2014) ist eine Internalisierung dieser externen Effekte nur zu einem kleinen Teil erfolgt, eine vollständige Internalisierung ist nicht absehbar. So zieht z.B. der "Jahresbericht Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2013" der AG Energiebilanzen das Fazit, dass "die mit dem Emissionshandel intendierten Anreize für ein emissionsminderndes Verhalten bei derartigen Zertifikatspreisen [von ca. 5 Euro/Tonne] nicht zu erwarten" seien.[21]

Zudem wird ein Rückgang der Versorgungssicherheit prognostiziert. Während vor der Liberalisierung ein sehr robustes Stromversorgungssystem mit entsprechenden Reserven aufgebaut wurde, ist nach Adolf J. Schwab damit zu rechnen, dass notwendige Investitionen vermieden oder aufgeschoben werden. Dies führe "zu Abstrichen bei der Sicherheit, Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit [...], begleitet von signifikanten, verborgenen volkswirtschaftlichen Schäden." Um diese Folgen zuindest abzumildern, seien vielfältige Maßnahmen im technischen Bereich sowie der Ausbildung notwendig.[22]

Wettbewerb[Bearbeiten]

Wettbewerb im Strommarkt[Bearbeiten]

Der Wettbewerb im Strommarkt findet in den Segmenten Erzeugung, Handel und Vertrieb statt, während die Wertschöpfungsstufen Transport und Verteilung als natürliche Monopole reguliert sind. Die staatlich regulierten Übertragungs- und Verteilnetzentgelte machen rund ein Viertel der Strompreise aus.

In einem Liefervertrag verpflichtet sich der Lieferant, genau soviel Strom in das Netz einzuspeisen, wie der Verbraucher entnimmt. Bei Großverbrauchern wird der Verbrauch laufend ermittelt, bei Kleinverbrauchern wird der Verbrauch (Höhe und zeitlicher Verlauf) geschätzt und dann nach dem nächsten Ablesen exakt ausgeglichen. So wird erreicht, dass mittelfristig immer mindestens so viel Energie in das Netz eingespeist wird, wie der Kunde verbraucht. Da jeder eingespeiste Strom Dreiphasenwechselstrom nach VDE/UCTE-Normen ist, ist die Energie nach der Einspeisung ins Netz nicht mehr zu unterscheiden oder zu trennen. Es ist also nicht möglich zu sagen, „welcher Strom“ bei einem Kunden ankommt. Wer Ökostrom bestellt hat, wird mit dem gleichen Strom und oft aus demselben Kabel beliefert wie jeder andere Stromkunde; dennoch wird die von ihm verbrauchte Strommenge nach den vereinbarten (je nach Anbieter etwas unterschiedlichen) Bedingungen hergestellt.

In Abhängigkeit von der Kundengröße ist der Wettbewerb im Strommarkt sehr unterschiedlich ausgeprägt.

Im Bereich der Großkunden, Industriekunden und Gemeinden findet ein intensiver Wettbewerb im Strommarkt statt. Die Entscheidung für einen Energielieferanten findet im öffentlichen Bereich in Form von Öffentlichen Ausschreibungen statt, die in den Amtsblättern veröffentlicht werden. Im Bereich der Großkunden erfolgt die Vergabe aufgrund von Angebotsvergleichen oder Versteigerungen im Internet. (Siehe auch VIK und VEA)

Im Bereich der Kleinverbraucher gibt es einen begrenzten Wettbewerb. Die Stromanbieter bieten in der Regel im Internet standardisierte Stromlieferverträge an. Aufgrund der steigenden Preisunterschiede zu den Angeboten des jeweiligen assoziierten Vertriebs der örtlichen Netzbetreiber steigt auch die Wechselquote (auf niedrigem Niveau) an. Sie liegt laut dem Monitoringbericht 2009 der Bundesnetzagentur im Bereich der Haushalts- und Kleingewerbekunden bei 5,3 % pro Jahr, während sie für Großkunden zwischen 10,5 und 12,5 % beträgt. Um die Verhandlungsposition und somit auch die Preise von Kleingewerbekunden zu verbessern, schließen sich diese häufig zu regionalen Energie-Einkaufsgemeinschaften zusammen.

80 Prozent des deutschen Stroms werden von vier Konzernen produziert. Darunter leidet der Wettbewerb: Während sich die Gewinne der Energiekonzerne in den letzten Jahren vervielfacht haben, sind die Verbraucherpreise für Strom seit dem Jahr 2000 um über 50 Prozent gestiegen (Stand: 2007).[23] Dabei ist zu beachten, dass seit dem Jahr 2000 auch die Stromsteuer von ca. 1 auf 2 Cent pro kWh gestiegen ist. Gemessen an der Zahl der Haushaltskunden sinkt der Marktanteil der vier großen Energiekonzerne. Während 2008 noch 50,1 % der Haushaltskunden von ihnen mit Strom versorgt wurden, waren es 2010 noch 43,8 %.[24]

Wettbewerb im Gasmarkt[Bearbeiten]

Untersuchung der Gaspreise verschiedener Anbieter durch das Bundeskartellamt Deutschland

Der Wettbewerb im Gasmarkt ist bislang wenig entwickelt und konzentriert sich auf einige Großverbraucher. In diesem Bereich herrscht jedoch ein besonders starker Wettbewerb mit anderen Energieträgern wie zum Beispiel leichtem Heizöl, da viele Großverbraucher sowohl Gas als auch Heizöl einsetzen können.

Mit dem 1. Oktober 2006 sollten die Privatkunden in Deutschland erstmals die Möglichkeit erhalten, ihren Gasversorger frei zu wählen. Bis auf kleine Ausnahmen gibt es nur einige regional tätige alternative Gasanbieter. Es wurde erwartet, dass sich an dieser Situation im Gaswirtschaftsjahr 2006/2007 wenig änderte.

Als Ursachen galten:

  1. Zur Umsetzung der gesetzlichen Anforderungen wurde von der Gaswirtschaft unter Mitwirkung der Bundesnetzagentur ein Gasnetzzugangsmodell erarbeitet. Zu dessen Umsetzung wurde am 19. Juli 2006 die Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen [25] erstunterzeichnet. Strittig ist vor allem, dass diese Kooperationsvereinbarung neben der Zweivertragsvariante (2VV) auch die Einzelbuchungsvariante (EBV) zulässt bzw. fordert. Während die Zweivertragsvariante ein Entry-Exit-Modell über mehrere Netze innerhalb eines Marktgebietes umsetzt, bietet das Einzelbuchungsmodell dem Energielieferanten die Möglichkeit auf seinen Wunsch weiterhin einzeln mit jedem Netzbetreiber Verträge zu schließen. Kritiker sehen hier ein mögliches Missbrauchspotential und Ineffizienzen.
  2. Das deutsche Gasversorgungsnetz wurde zwischenzeitlich in 18 Marktgebiete aufgeteilt. In einem Marktgebiet können Energielieferanten Gasmengen flexibel nutzen. Es ist umstritten, ob diese Flexibilität nicht auch in größeren Gebieten möglich ist, also die Marktgebiete reduziert werden könnten. Mittlerweile [Stand Oktober 2011] existieren nur noch zwei Marktgebiete (Gaspool und NetConnect Germany), da die verschiedenen Anbieter sich zu Kooperationen zusammengeschlossen haben.
  3. Die Belieferung von Privatkunden setzt massengeschäftstaugliche Prozesse zwischen den Netzbetreibern und den Gaslieferanten mit entsprechender EDV-Unterstützung voraus. Diese befinden sich noch in der Entwicklung.
  4. Für die Benutzung der Netze sind Netzentgelte von den Energielieferanten zu entrichten. Diese werden von den Regulierungsbehörden zurzeit noch geprüft, nur wenige Genehmigungsverfahren wurden abgeschlossen. Daher haben neue Energieanbieter noch keine zuverlässige Kalkulationsgrundlage für ihre Angebote.

Die Bundesnetzagentur prüft zurzeit die Punkte 1 und 2 auf ein missbräuchliches Verhalten der Netzbetreiber (Az: BK7-06-074) und hat zur Realisierung eines massengeschäftstauglichen Lieferantenwechsels ein Festlegungsverfahren zum Lieferantenwechsel Gas eingeleitet (Az: BK7-06-067).

Verweise[Bearbeiten]

Siehe auch[Bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten]

  • Annika Krisp: Der deutsche Strommarkt in Europa. Zwischen Wettbewerb und Klimaschutz. Dissertation, Universität Gießen 2007 (Volltext)
  • PricewaterhouseCoopers AG (Hrsg.): Entflechtung und Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft. Praxishandbuch zum Energiewirtschaftsgesetz. Haufe, Planegg u. a. 2007, ISBN 978-3-448-08025-4.
  • Adolf J. Schwab: Elektroenergiesysteme. Erzeugung, Transport, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie. Springer Verlag, Berlin u. a. 2006, ISBN 3-540-29664-6.
  • Anton Bucher, Niklaus Mäder: Der lange Weg zum Markt – Von den ersten Überlegungen bis zur Revision des Stromversorgungsgesetzes, Bulletin SEV/VSE, 9/2010, S. 35 ff. PDF
  • Peter Becker: Aufstieg und Krise der deutschen Stromkonzerne - Zugleich ein Beitrag zur Entwicklung des Energierechts, Ponte Press, 2. Auflage, Bochum 2011, ISBN 978-3-920328-57-7
  • Christiane Nill-Theobald, Christian Theobald: Grundzüge des Energiewirtschaftsrechts, C. H. Beck-Verlag, 2. Auflage, München 2008, ISBN 978-3-406-65123-6

Weblinks[Bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. positiver Handelssaldo = Exportüberschuss; negativer Handelssaldo = Importüberschuss; Quelle: european network of transmission system operators for electricity
  2. Martin Gerth: Fehler im System. In: Wirtschaftswoche, Nr. 9, 27. Februar 2012, S. 84 f.
  3. fr-online.de: Strom-Oligopol scheffelt Geld.
  4. sueddeutsche.de, 20. Oktober 2010: [1]
  5. a b Bruttostromerzeugung in Deutschland von 1990 bis 2012 nach Energieträgern. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V., 2. August 2013, abgerufen am 27. November 2013 (PDF).
  6. Deutschland exportierte auch 2012 mehr Strom als es importierte. destatis. Abgerufen am 2. April 2013.
  7. Electricity trading. German power exports more valuable than its imports. Renewables International, 2. April 2013. Abgerufen am 4. April 2013.
  8. Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie im Jahr 2014. Fraunhofer ISE. Abgerufen am 9. April 2014 (Publikation wird wöchentlich aktualisiert).
  9. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen: Energieverbrauch in Deutschland Daten für das 1.-4. Quartal 2010. Kapitel 7.2
  10. BEE, GPE, IZES: Kompassstudie Marktdesign. Leitideen für ein Design eines Stromsystems mit hohem Anteil fluktuierender Erneuerbarer Energien. 2012
  11. Europäische Union (19. Dezember 1996): Richtlinie 96/92/EG – Gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt
  12. Europäische Union (22. Juni 1998): Richtlinie 98/30/EG – Gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt
  13. Europäische Union (1998): EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt für das novellierte Energiewirtschaftsgesetz des Jahres 1998
  14. Europäische Union (26. Juni 2003): Richtlinie 2003/54/EG – Gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt
  15. Richtlinie 2003/55/EG vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt
  16. Das novellierte Energiewirtschaftsgesetz zum Elektrizitäts- und Gasbinnenmarkt von 2003
  17. Valentin Crastan, Elektrische Energieversorgung 2, Berlin - Heidelberg 2012, S. 85.
  18. Valentin Crastan, Elektrische Energieversorgung 2, Berlin - Heidelberg 2012, S. 86.
  19. Valentin Crastan, Elektrische Energieversorgung 2, Berlin - Heidelberg 2012, S. 87.
  20. Valentin Crastan, Elektrische Energieversorgung 2, Berlin - Heidelberg 2012, S. 87.
  21. AG Energiebilanzen, Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2013, S. 41.
  22. Adolf J. Schwab, Elektroenergiesysteme. Erzeugung, Transport, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie, Berlin Heidelberg 2012.
  23. Scharfes Schwert gegen Eon und Co., TARIK AHMIA, tageszeitung vom 12. November 2007 Quelle nicht mehr abrufbar
  24. Bundesnetzagentur – Monitoring Benchmark Report 2011. S. 47
  25. Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen