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Erklärung gemäß § 10, Abs. 2, Nr. 2 der Promotionsordnung für den Fachbereich Wirtschaftswissenschaften der Universität GH Essen vom 05.07.2000

Hiermit erkläre ich, dass ich die Dissertation selbständig verfasst habe.

Datum Unterschrift

1 UCPTE stand für „Union für die Koordinierung der Produktion und des Transportes elektrischer Energie“ und war die Interessensvertretung der kontinentaleuropäischen VU. Mit der Trennung des Netzbetriebes von den restlichen Versorgungsfunktionen des VU im Zuge der Liberalisierung wurde Anfang 2000 „Produktion“ aus dem Namen gelöscht; vgl. http://www.ucte.org.

2 Vgl. Müller-Hagedorn (1993) Sp. 1565.

3 Vgl. Müller-Hagedorn (1993) Sp. 1566-1567.

4 Auf der Verteilnetzeebene mit 110 oder weniger kV ist der Lastfluss auf den Kunden hin gerichtet, so dass hier kein Großhandel stattfinden kann.

5 Im allgemeinen Verständnis stehen Spotgeschäfte für das direkte unmittelbare Geschäft „Strom gegen Geld“, Termingeschäfte für die Vereinbarung der Geschäftskonditionen heute und eine mög­liche Abwicklung der Transaktion in der Zukunft; vgl. Hensing/Pfaffenberger/Ströbele (1998) S. 153.

6 Quelle: Platt’s European Power Daily vom 01.07.2000.

7 Vgl. zu den Handelsprodukten GP 2.2.1.

8 Finanzieller Ausgleich bedeutet, dass bei Fälligkeit keine physische Lieferung vorgesehen ist, sondern der vereinbarte Preis mit dem Spotmarktpreis verglichen und entsprechend verrechnet wird; vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999) S. 109 und Schiffer (1999) S. 199.

9 Vgl. Müller-Hagedorn (1993) S. 1565.

10 Eine spezielle Form des Brokers ist der Portfoliomanager, der kleinere Marktteilnehmer wie Industriekunden und/oder kleinere Stadtwerke beim Energieeinkauf und Risikomanagement berät und dieses verantwortlich durchführt; vgl. Dudenhausen/Ellwanger (1998) S. 501.

11 Vgl. Picot (1986) S. 3.

12 Vgl. Willke (1998) S. 7.

13 Vgl. hierzu und im Folgenden Davenport/Prusak/Laurence (1998) S. 27 ff.

14 Vgl. Picot/Reichwald (1991) S. 252.

15Vgl. Picot/Reichwald/Wigand (1998) S. 69.

16 Probst/Raub/Romhardt (1999). S. 44.

17 Vgl. Kreibich (1986), S. 23ff.

18 Vgl. Wiegand (1996) S. 165.

19 Vgl. ebenda S. 32.

20 Es existieren drei wesentliche alternative Interpretationen des Begriffs Informationsmanagement:

• 
  Interpretationen, die auf das Management von technischen und personellen Ressourcen der Informationsverarbeitungsabteilung abzielen. Ein häufig in den jeweiligen Fachabteilungen vorherrschendes Verständnis; vgl. Seibt (1997) S. 204.
  
• 
  Interpretationen, die das Informations- und Kommunikationsbedürfnis des einzelnen Mitarbeiters in den Vordergrund stellen. Für diesen Ansatz wird häufig auch die Bezeichnung „Persönliches Informationsmanagement verwendet (PIM).
  
• 
  Interpretationen, die auf den Aufbau betrieblicher Informationssysteme fokussieren. Planungs- und Entwicklungsmodelle sowie Systemarchitektur und Informationstechnik stehen im Vordergrund. Ein typische Vertreter dieser Sichtweise ist z.B. Schmidt (1996) und vor allem Scheer (1993) mit dem Modell ARIS (Architektur integrierter Informationssysteme).
  

21 Vgl. Seibt (1997) S. 205.

22 Vgl. Wollnik (1988) S. 34ff.

23 Vgl. Picot (1992) S. 890.

24 Vgl. z.B. Picot/Reichwald (1991) oder Krcmar (1997).

25Vgl. Probst/Romhardt. (1997), S. 1.

26 Vgl. Berres (1998) S. 59.

27 Reinmann-Rothmeier/ Mandl (1997) S. 22.

28 Vgl. Seufert/Seufert (1998) S. 78.

29Vgl. Hansen/Nohria/Tierney (1999) S. 86.

30 Vgl. z.B. die Arbeit von Schüppel (1996).

31Vgl. Maier/v. Rosenstiel (1997) S. 22 sowie Krcmar (1997) S. 1.

32 Vgl. Berthel (1992) Sp.873.

33 Vgl. Picot (1992) S. 890.

34Vgl. Koreimann (1976) S. 65-66.

35 Vgl. Wall (1996) S. 16.

36 Vgl. Aguilar (1967) S. 115.

37 Vgl. Wall (1996) S. 16.

38 In Deutschland wurde die Aufgabe Rahmenbedingungen für Koordination des Verbundaustausches zu erarbeiten auf die 1948 gegründete Deutsche Verbundgesellschaft (DVG) übertragen. Auf inter­nationaler Ebene ist vor allem die „Union für die Koordinierung des Transportes elektrischer Energie (UCTE)“ für den deutschen Markt relevant. Vgl. http://www.ucte.org und http://www.dvg-heidelberg.de.

39 Eine ausführliche Darstellung liefern Hensing/Pfaffenberger/Ströbele (1998) S.113-129.

40 Vgl. VDEW (2000) S. 28.

41 Die Höchstspannungsebene (220/380 kV- Übertragungsnetz) sorgt für möglichst verlustfreie Über­­brückungen großer Entfernungen. In der Nähe von Ballungszentren oder Industriebetrieben wird Strom auf 110 kV (Hochspannungsnetz) herunter gespannt. An den Verbrauchsschwerpunkten über­nehmen Mittelspannungsleitungen von 10 bis 20 kV die weitere Verteilung. Die direkte Versorgung von Haushalten und Gewerbebetrieben erfolgt über das 380/220 V Netz. Auf der Verteilnetzeebene mit 110 oder weniger kV ist der Lastfluss auf den Kunden hin gerichtet, so dass hier kein Großhandel stattfinden kann.

42 Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999) S. 20.

43 Vgl. die aktuellen Fassungen der Verbändevereinbarung in VV 2 (1999), des GridCode in DVG (2000) und DVG (2000a) und des DistributionCode in VDEW (1999a).

44 Für hierzu und im Folgenden Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999) S. 20-24.

45Relevante Unterschiede liegen vor allem in den unterschiedlichen Eigentumsverhältnissen (Staats­ge­sellschaften vs. private bzw. privatisierte Versorgungsunternehmen), Organisationsstrukturen (zentrale vs. regionale dezentrale Strukturen) sowie ordnungspolitischen Rahmendaten (z.B unter­schiedliche Rolle des Staates als Regulierer); vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999) S. 28.

46 Vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999) S. 28.

47 Dieses Vorgehen hat zur Folge, dass die vorliegenden Regelungen aus juristischer Sicht nicht verbindlich sind; vgl. Müller-Kirchenbauer/Ritzau (2000) S. 212.

48 Beteiligte Verbände sind der Bundesverband der deutschen Industrie e.V. (BDI), Verband der industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) und die Vereinigung deutscher Elektrizitätswerke e.V. (VDEW).

49 Zur aktuellen Fassung der Verbändevereinbarung vgl. VV 2 (1999).

50 Als Netznutzung ist der Vorgang der Einspeisung von elektrischer Energie an einer oder mehreren Übergabestellen und der damit verbundenen Entnahme an anderen Übergabestellen verstanden.

51 Vgl. VV 2 (1999) Paragraf 2.1.2.

52 Vgl. VV 2 (1999) Paragraf 2.3.1.

53 In der ursprünglichen Form der VV 2 war ein Transportentgelt vorgesehen. Ziel war es, Transitübertragungen über die deutschen Netze hinweg an den Kosten zu beteiligen. Hierzu wurde Deutschland in zwei Handelszonen unterteilt. Zur Handelszone Nord gehören die Netzgebiete der BEWAG, der HEW, PreussenElektra, der VEAG und der VEW. Zur südlichen Zone gehörten die Netzgebiete der Bayernwerke, EnBW, und RWE. Bei Überschreitung der Handelsgrenzen wurde ein Transportentgelt erhoben. Analoge Entgelte wurden bei Überschreitung der Kuppelstellen des deutschen Netzes vom und zum Ausland erhoben. Diese Regelung führte zu Bedenken einzelner Marktteilnehmer, da sie VUs mit Netzgebieten in beiden Handelszonen - RWE/VEW und VEBA/VIAG - bevorzugt. Nachdem die Kartellaufsichtsbehörde in Brüssel schließlich das Transportentgelt für ungültig erklärte, gaben die deutschen Verbundunternehmen am 21.08.00 bekannt, auf das Transportentgelt zu verzichten.

54 Dieses Entgelt umfasst die Systemdienstleistungen Frequenz- und Spannungshaltung, Versorgungs­wieder­aufbau und Betriebsführung (einschließlich Messung und Verrechnung zwischen Netzbetreibern); vgl. VV 2 (1999) Paragraf 2.2.1.

55 Wie zuvor dargestellt orientieren sich die Netznutzungsgebühren an den spezifischen Jahreskosten in DM/kW. Diese wird durch Division der Jahreskosten eines Netzbereiches durch dessen Jahreshöchstlast ermittelt. Diese Jahreshöchstlast ergibt sich durch die Überlagerung der Einzelnetznutzungen. Die Einzelnetznutzung wird mit ihrer Höchstleistung in Rechnung gestellt. Da die Einzelhöchstleistungen zeitungleich auftreten, ist ihre Summe größer als die Jahreshöchstlast. Diesen Effekt berücksichtigt der Gleichzeitigkeitsgrad, der die Durchmischung der einzelnen zeitungleichen Einzelhöchstleistungen bezüglich der Jahreshöchstlast beschreibt; vgl. VV 2 (1999), Anlage 4.

56 Um einen Anreiz zu schaffen, den Fahrplan möglichst einzuhalten, werden Preise für Mehreinspeisung mit derzeit 1,5 Pf/kWh deutlich geringer vergütet, als für Zusatzbezug mit derzeit 6 Pf/kWh berechnet wird. Vgl. Müller-Kirchenbauer/Ritzau (2000) S. 215.

57 Vgl. VV 2 (1999) Anlage 2.

58 Zusätzlich wurde die Möglichkeit eingeräumt, einen sogenannten Naturalausgleich herbeizuführen, d.h., innerhalb bestimmter Toleranzgrenzen können Ungleichgewichte in der Folgewoche ausgeglichen werden.

59 Vgl. Kraus (2000) S. 26. Ein solcher Wettbewerb wird in Norwegen bereits erfolgreich praktiziert.

60 Vgl. DVG (2000) S. 6.

61 Vgl. hierzu auch GP 3.7.2.2.

62 Vgl. VDEW (1999a).

63 Es ist zu erwarten, dass sich der deutsche Strommarkt aufgrund von Lerneffekten (durch Analogien zur Finanzwirtschaft oder Erfahrungen anderer liberalisierter Märkte) schneller entwickeln wird.

64 Power Marketers Yearbook (1999) S. 20.

65 Vgl. v. Kistowski (1998) S. 3 und Power Marketers Yearbook (1999) S. 20.

66 Vgl. Power Marketers Yearbook (1999) S. 17.

67 Vgl. Hannes/Hepp/Maier (1999) S. 14.

68 Bereits 1993 wurde die nationale norwegische Börse Statnett Market eröffnet, aus der 1996 die skandinavische Strombörse NordPool hervorging.

69Vgl. Hannes/Hepp/Maier (1999) S. 14.

70 Vgl. Kreuzberg (1998) S. 63.

71 Quelle: Eigene Berechnungen auf Basis des Power Marketers Yearbook (1999). Nach Schätzungen amerikanischer Beratungsunternehmen hat nur ein Viertel der Unternehmen profitabel gearbeitet; vgl. Cissna (1998) S. 25.

72 Vgl. Hannes/Hepp/Maier (1999) S. 14.

73 Vgl. Hannes/Hepp/Maier (1999) S. 14.

74 Bzw. auch keine repräsentativen Marktpreise als Referenz für die Verbundgeschäfte vorhanden waren.

75 In der Spitze wurde am 24.09.98 7.500 US$ pro MWh erreicht. Einige Industriekunden haben daraufhin vorübergehend die Produktion eingestellt. Quelle: Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 6.12.1998, S 18.

76 Durchschnitt 01.01-01.10.2001. Quelle: Eigene Berechnung auf Basis historischer Preise veröffentlicht über Nordpool (Stand 01.10 2001).

77 Vgl. Döpke/Wagner (2000) S. 25.

78 Vgl. zu den Handelsprodukten GP 2.2.1.

79 Finanzieller Ausgleich bedeutet, dass bei Fälligkeit keine physische Lieferung vorgesehen ist, sondern der vereinbarte Preis mit dem Spotmarktpreis verglichen und entsprechend verrechnet wird; vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher (1999) S. 109 und Schiffer (1999) S. 199.

80Ein typisches Beispiel sind Wetterderivate, welche auf die Absicherung des Volumenrisikos von Versorgungsunternehmen zielt; vgl. GP 2.2.1.3.

81Vgl. Müller-Kirchenberger/Ritzau (2000) S. 212.

82 Quelle: www.dvg-heidelberg.de zum 01.10.2000 und zum 01.08.01

83 Deutsche Unternehmen haben stark von Erfahrungen der liberalisierten Märkte profitiert. Beispielsweise kooperiert die Börse Leipzig mit NordPool. PreussenElektra hat zum Aufbau des Stromhandels für den Vorstand einen Experten für Handel und Risikomanagement von Amerikas größten Stromproduzenten Tennessee Valley Authority verpflichtet; vgl. Schultheiß (1998) S. 11.

84 Vgl. VDEW (1999) S. 30.

85 Beispielsweise hat RWE zusammen mit der holländischen Houstonstreet-Exchange einen Internet Markt­platz aufgebaut der am 25. September 2000 live gehen soll; Quelle: Handelsblatt vom 19.09.2000 S. 22. Prominente Beispiele für Store-Fronts sind EnronOnline und Powerbroker, die im Netz Angebote und Anfragen aufnehmen.

86 Vgl. Martin (2001) S.20.

87 Quelle: Angaben der Marktteilnehmer.

88Ergebnisse einer Befragung ausgewählter Stromhändler im März/April 2000, vgl auch die Erfahrungen von Eichholz/Otten (1999) S. 44-45.

89Swaps werden nur als Location-Swaps zum Austausch von Strommengen zwischen Handelszone Süd und Nord zur Reduktion von Durchleitungsgebühren abgeschlossen Diese Produkte wurde vor allem von der Bayernwerke AG initiiert und unter dem Namen „SNIP“ auf den Markt gebracht. Nach dem Wegfall der Handelszonen wurde dieses Produkt obsolet; vgl. Fußnote Error: Reference source not found.

90 Vgl. Otten/Eicholz (2000) S. 45.

91 Vgl. http://www.apx.nl/vers200.htm.

92Quelle: Handelsblatt vom 14.06.99, S. 39.

93 Vgl. Veröffentlichung von Marktdaten über http://lpx.de und http://eex.de (Stand: 02.10.01).

94 Quelle: TAM-online vom 29.10.01

95 Das Ergebnis der bundesweiten Analyse zeigt einen durchschnittlichen Netznutzungspreis für Mittel­spannungs­kunden von 4,60 Pf/kWh. Dabei offenbaren sich erhebliche Unterschiede zwischen einzelnen Netzbetreibern. So liegt der Preis für die Netznutzung beim günstigsten Netzbetreiber (RWE Energie AG, Essen) bei durchschnittlich 3,13 Pf/kWh, während der teuerste Netzbetreiber (e.dis Energie Nord, Fürstenwalde) 7,10 Pf/kWh verlangt. Die Differenz beträgt somit 3,97 Pf/kWh oder 127 %. Im übrigen liegen nach dem VIK-Vergleich alle ostdeutschen Netzbetreiber über den Richt­preisen der VV 2. Allein unter den teuersten acht Unternehmen befinden sich sieben aus den neuen Bundesländern, Quelle: Pressemitteilung des VIK am 02.10.2000, veröffentlicht über http://www.vik-online.de

96 Quelle: Süddeutsche Zeitung vom 28.09.01, S. 23. Bereits zuvor gab es Versuche den Wettbewerb zu stärken, z.B. die Initiative „Pro Wettbewerb“ der Einzelhändler best energy, LichtBlick, und Yello Strom für einen regulierten Netzzugang. Quelle: TAM-Online vom 19.09.2000.

97Quelle: TAM-online vom 07.09.01

98 Vgl. Dudenhausen//Döhrer/Gravert-Jenny(1999) S. 310-312.

99Vgl GP 2.1.3.

100 Vgl. Dudenhausen//Döhrer/Gravert-Jenny(1999) S. 312.

101 Wie später noch gezeigt wird, kann z.B. eine nicht abgesicherte Kraftwerksposition in der Zukunft als Spekulation gelten, da man hofft, die zu erzeugende Menge zu einem späteren Zeitpunkt am Spotmarkt zu höheren Preisen zu verkaufen.

102 Vgl hierzu auch GP 1.3.3.2.

103 Vgl. Martin (2001) S. 37.

104 Vgl. Hayek (1945) S. 519-530.

105 Vgl. Picot/Maier (1993) S. 36.

106 Vgl. Barth (1993) Sp. 1581.

107 Müller-Hagedorn (1993) Sp. 1572.

108 Vgl. Barth (1993) Sp. 1581.

109 Vgl. Müller-Hagedorn (1993) Sp. 1572.

110Vgl. Barth (1993) Sp. 1577.

111Vgl. GP 2.2.1.2.3.

112 Vgl. Müller-Hagdedorn (1993) Sp. 1574.

113 Vgl. Müller-Hagedorn (1993) Sp. 1574.

114Jung/Spremann sprechen hier von einem „Spread“, definiert als optimistisch geschätzte Handelsmarge abzüglich Risikokosten. Mit diesem Instrumentarium können sie jeden Handelsbetrieb mit Angabe der Handelsspanne und der Risikokosten klassifizieren; vgl. Jung/Spremann (1989).

115 Zum Risikomanagement vgl. GP 3.4.

116 Vgl. Picot (1986), Gümbel (1985) und Coase (1937).

117 Die Transaktionskosten sind zum Teil einer direkten monetären Erfassung zugänglich, dies gilt etwa für Telefon- und Transportkosten für Kontaktaufnahmen, Arbeitskosten zur Erstellung von Markt­über­sichten, etc. Zum Teil sind sie nur aus Sicht des Betrachters und der alternativen Ver­wendungs­möglichkeiten seiner Fähigkeiten und seiner Zeit bewertbar; vgl. Picot (1986) S. 3.

118 Vgl. vgl. Picot (1986) S. 3.

119 Vgl. Picot (1986) S. 4.

120 Vgl. Picot (1986) S. 3.

121 Vgl hierzu die GP 3.1 und 3.4.

122 Vgl. Stock (2000) S. 383.

123 Im Gegensatz zur Vollautomatisierung wirken bei der Teilautomatisierung Mensch und Maschine zusammen, indem ein Mensch eine Aktion startet (Trigger), die letztlich von Maschinen ausgeführt wird; vgl. Mertens/Bodendorf/König (1998) S. 46.

124 Vgl. Warnecke (1992) S. 262-279.

125Vgl. Picot/Reichwald (1991) S. 285-286.

126 Zum Folgenden vgl. Schiffer (1999) S. 180.

127 Auf Basis der GuD-Technologie.

128 Dies gilt nicht für Eon, und VEAG, die keine Endverbraucher beliefern.

129 Vgl. Schiffer (1999) S. 160.

130 Vgl. GP 3.2.

131 Quelle: Pressemeldung der HEW vom 17.05.2001, abrufbar über http://www.hew.de (Pressearchiv).

132Quelle: Pressemeldung der HEW vom 06.06.2001, abrufbar über http://www.hew.de (Pressearchiv).

133 Quelle: TAM-online vom 28.09.2001

134 Pressemeldung der EnBW vom 07.02.2001, abrufbar über http://www.enbw.com (Presse).

135 Fachliteratur wird der Vorzug vor persönlichen Quellen gegeben, da aufgrund der relativen Neuigkeit des Stromhandels zum Zeitpunkt dieser Untersuchung das subjektive Informationsbedürfnis der einzelnen Marktteilnehmer durch Lerneffekte noch starken Veränderungen unterworfen ist. Zudem hat sich gezeigt, dass eine Untersuchung des Informationsbedarfs mittels Befragung einen tiefen Einblick in die Informationsflüsse des Unternehmens bringt, was die Befürchtung bei den Befragten hervorruft, bestehende Know-how Vorsprünge an andere Wettbewerber abzugeben.

136 In erster Linie wurden Experteninterviews mit Energiehändlern und Beratern geführt

137 Der Teilprozess Informationsspeicherung wird von der Betrachtung ausgeklammert, da hier das geringste Optimierungspotenzial besteht. Grund sind die rapide gefallenen Kosten für Speicherplatz.

138Zu Organisationsvariablen vgl. Picot/Dietl/Frank (1999) S. 216-236. Als weitere Variablen werden die Entscheidungs- und Weisungsrechte sowie „Macht“ und „Programmierung“ genannt.

139Ein Kernprozess soll in dieser Arbeit als ein Bündel von Aufgaben definiert werden, die hauptsächlich von einer Organisationseinheit ausgeführt werden und mit einem definierten Ergebnis für den Leistungsempfänger enden.

140 Es werden nur Kernprozesse des operativen Stromhandels berücksichtigt. Vertikale Abläufe, d.h., Aktivitäten der Koordination zwischen der Führungsebene und operativen Mitarbeitern, bleiben ausgegrenzt; vgl. GP 1.5. Darüber hinaus können weitere Prozesse und Aufgaben im Unternehmen existieren, welche aufgrund der spezifischen Eigenheiten der Strukturen und Systeme eines Unternehmens entstehen. Beispielsweise können aufgrund des gewählten Systems bestimmte Eingabe- und Auswertungsprozeduren erforderlich sein. Eine allgemeingültige Betrachtung derartiger Aufgabe für alle VU ist daher nicht möglich.

141 Vgl. die in Kapitel 3 angegebene Quellen.

142 Quelle: Angaben der Marktteilnehmer. Diese Techniken der fundamentalen und technischen Analyse werden in GP 3.2.1.3 detailliert dargestellt.

143 Vgl. die „Verlautbarungen über Mindestanforderungen an das Betreiben von Handelsgeschäften der Kreditinstitute“ (MAH) vom Oktober 1995 des Bundesaufsichtsamts für Kreditwesen, z.B. in Scharpf/Lutz (1996) S. 655-675.