Paul Langrock / Zenit / laif – Ein Tunnel im Berliner Untergrund verbindet Friedrichshain und Marzahn per Stromautobahn. Ein Netzingenieur auf Inspektionstour
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Energiewirtschaft und Preise


24.9.2013
Seit der Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte 1998 herrscht freier Wettbewerb. Doch wie sind die Kräfte auf dem Markt tatsächlich verteilt? Und wie beeinflusst der Ausbau der erneuerbaren Energien den Strompreis? Das Förderungsmodell für erneuerbare Energien wird kontrovers diskutiert.

Vom Monopol zum Wettbewerb



Cartoon: Die Wankenden (© Thomas Plaßmann/ Baaske Cartoons)
1885 floss in Berlin, erstmals deutschlandweit, Elektrizität aus einem öffentlichen Kraftwerk. Doch erst ab 1998, mehr als 100 Jahre später, entstand ein Markt für Strom mit Preisbildung nach Angebot und Nachfrage. Ein Markt für Gas entwickelte sich ab 2003. Bis dahin hatte die Politik die Energiewirtschaft vom Wettbewerb ausgenommen. Denn die Versorgung der Wirtschaftsbetriebe und der Bevölkerung mit Strom und Wärme galt als Aufgabe der öffentlichen Daseinsvorsorge. Daher befanden sich viele Energieunternehmen im Besitz von Bund, Ländern und Kommunen. Namen wie PreußenElektra und Bayernwerk, Vorgänger des E.On-Konzerns, zeugen von ihrer Vergangenheit als Staatsbetriebe. An RWE sind immer noch Kommunen beteiligt, und bei der Belieferung der Endkunden haben Städte und Gemeinden mit ihren Stadtwerken seit jeher eine starke Stellung. Der Energiekonzern Vattenfall, der vor allem in Hamburg und in den ostdeutschen Bundesländern aktiv ist, befindet sich im Besitz des schwedischen Staates.
Das Fehlen von Wettbewerb hatte neben dem politischen auch einen technischen Grund: Strom- und Gasleitungen ermöglichen ihren Eigentümern ein natürliches Monopol im Energietransport. Volkswirtschaftlich wäre es unökonomisch und bei weitem zu kostspielig, wenn jeder Wettbewerber für seine Energielieferungen ein eigenes Strom- oder Gasnetz aufbaute. Aber nicht nur beim Betrieb der Netze, sondern auch bei der Belieferung der Verbraucher verfügten Energiekonzerne, Regionalversorger und Stadtwerke über Gebietsmonopole. Jeder Endkunde konnte Strom und Gas nur von einem einzigen Versorger kaufen. Gleichzeitig mussten kleinere Lieferanten wie Stadtwerke mangels eigener Erzeugungsanlagen Strom von dem Kraftwerksbetreiber beziehen, dem auch das Übertragungsnetz in ihrem Versorgungsgebiet gehörte. Etwa 85 Prozent der Stromerzeugungskapazität befanden sich jahrzehntelang in der Hand der Unternehmen, die um das Jahr 2000 zu den vier Energiekonzernen E.On, RWE, Vattenfall und EnBW fusionierten.
Die Gebietsmonopole wurden 1998 mit Inkrafttreten des novellierten Energiewirtschaftsgesetzes abgeschafft, nachdem sich die Mitgliedstaaten der Europäischen Union zuvor auf die Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte geeinigt hatten. Neue Energielieferanten traten auf den Plan, und Stadtwerke beendeten mit Klagen gegen die Kraftwerksbetreiber ihre Strombezugsverträge, die sie häufig für eine Laufzeit von 20 Jahren gebunden hatten. Lieferanten konnten für ihren Einkauf nun zumindest zwischen den vier großen Stromerzeugern wählen. Eine weitere Voraussetzung für günstige Beschaffungskosten, nämlich Transparenz über die am Markt erzielten Preise, schufen die im Jahr 2000 in Frankfurt/M. und Leipzig gegründeten Strombörsen, die 2002 zur European Energy Exchange (EEX) in Leipzig fusionierten.


Großhandel über Spot- und Terminmärkte

Der kurzfristige Großhandel mit Energie für Deutschland wird seit 2008 über die Börse European Power Exchange (Epex Spot) mit Sitz in Paris abgewickelt, einem Gemeinschaftsunternehmen der EEX und der französischen Powernext, sowie an der Energy Exchange Austria (EXAA) in Wien. An den Spotmärkten geben die Lieferanten dem Börsenbetreiber einen Tag im Voraus (engl.: day ahead) bekannt, wie viel Strom sie laut ihren Prognosen für ihre Kunden in den unterschiedlichen Stunden des Folgetages benötigen werden und welchen Preis sie zu zahlen bereit sind. Am höchsten ist die Nachfrage werktags zwischen acht und 20 Uhr und besonders in den Mittagsstunden. Diese Spitzenlast-Nachfrage wird über die Börse mit teuren Peakload-Produkten (peakload = engl. für Spitzenlast) gedeckt. Der Teil der Stromnachfrage, der rund um die Uhr und an jedem Tag gesichert werden muss, wird als Grundlast bezeichnet. Im Großhandel gibt es dafür günstige Stromprodukte mit konstanter elektrischer Leistung, sogenannte Baseload.
Auf der Angebotsseite melden die Betreiber von Kraftwerken ebenfalls einen Tag im Voraus, zu welchen Preisen sie prognosegemäß wie viel Strom anbieten werden. In einem funktionierenden Markt bietet jeder Kraftwerksbetreiber dann Strom an, wenn er die Kosten für Brennstoff und CO2-Verschmutzungsrechte sowie einen Deckungsbetrag für Bau und Betrieb des Kraftwerks erwirtschaften kann. Nach diesem Mechanismus weisen Kern- und Braunkohlekraftwerke die niedrigsten Erzeugungskosten auf, während diese bei Steinkohle- und Gaskraftwerken höher liegen. Die Reihenfolge der Kraftwerkstechnologien nach ihren Erzeugungskosten wird als Merit Order (engl. für "Reihenfolge der Grenzkosten") bezeichnet.
Aus dem Schnittpunkt der Angebots- und der Nachfragekurve ermittelt der Börsenbetreiber am Day-Ahead-Markt für jede Stunde des Folgetages einen einheitlichen Strompreis. Dessen Höhe bestimmt das teuerste Kraftwerk, das noch nötig ist, um die Nachfrage in der jeweiligen Stunde zu decken. Meist entspricht dies in der Merit Order den Erzeugungskosten eines Steinkohle-, seltener denen eines Gaskraftwerks.
Weil der Börsenpreis am Spotmarkt stark schwankt und Stromlieferanten ihre Endkundenpreise in der Regel für längere Zeiträume kalkulieren, beziehen sie den Großteil ihres Stroms nicht am Spot-, sondern am Terminmarkt – der Börse EEX Power Derivatives – oder direkt von den Kraftwerksbetreibern (engl. over the counter, außerhalb der Börse, kurz: OTC). Über sogenannte Future- oder Forward-Produkte kaufen Lieferanten Strom meist sechs Monate bis drei Jahre im Voraus ein. Weil der Großhandel sehr aufwendig ist, haben nur größere Energieversorger eigene Handelsabteilungen. Stadtwerke haben den Einkauf häufig an Dienstleister wie Trianel oder Südweststrom ausgelagert.
Mit steigenden Kosten für Kohle und Gas nahm der Börsenpreis vor allem zwischen 2003 und 2008 zunächst stark zu. Im Jahr 2012 machte die Beschaffung auf dem Großhandelsmarkt nach Angaben der Bundesnetzagentur ein Viertel des Strompreises für Haushaltskunden aus. Wie sich der Großhandelspreis für Strom in den kommenden Jahren entwickeln wird, hängt von mehreren Faktoren ab: vom Wachstum bzw. von der Nachfrage in den Schwellenländern, von Fortschritten bei der Energieeffizienz, vom Preis für CO2-Zertifikate und von der Erschließung neuer Gasvorkommen in Schiefergestein und in der Tiefsee. Die Förderung aus unkonventionellen Lagerstätten und die schwache Konjunktur nach der Finanzkrise haben den Gas- und den Strompreis für die Industrie in den USA zwischen 2008 und 2012 um 60 Prozent fallen lassen. Weil deshalb auf dem Weltmarkt auch die Nachfrage nach konkurrierenden Brennstoffen zurückging, sank 2012 der Steinkohlepreis gegenüber dem Vorjahr um sieben Prozent. Dieser Verfall des Kohlepreises war neben der hohen Einspeisung von erneuerbaren Energien und dem gefallenen Preis für Treibhausgaszertifikate ein weiterer Grund, warum der Strompreis an der EEX 2012 stark zurückging.

Quellentext

Wettbewerb vor Entscheidungsfreiheit

Die Leitzentrale in der Nähe des Potsdamer Platzes wird von einem elektronischen Schaltbild beherrscht. Bunte Linien und Lämpchen zeigen die Elektroleitungen jedes Berliner Kiezes an. Hier wird Deutschlands größtes Stromnetz überwacht. Es ist das zentrale Nervensystem der Hauptstadt. Seine Synapsen aktivieren Kühlschränke, Heizungen, Telefone, die S-Bahnen ebenso wie die Konzert- und Operationssäle der 3,5-Millionen-Metropole.
In diesen Wochen setzen sie auch die Berliner Politik unter Spannung. Denn das lokale Stromnetz mit seinen mehr als 35 000 Kilometer Leitungen und 80 Umspannwerken steht zum Verkauf. [...] Wie in Hunderten von Städten und Gemeinden, so läuft auch in der Hauptstadt der Konzessionsvertrag mit dem derzeitigen Inhaber und Betreiber des Netzes aus. An der Spree ist die Vattenfall-Tochter Stromnetz Berlin bis zum Jahr 2014 die Herrin über alle Leitungen. Nun muss der Senat dieses Eigentums- und Nutzungsrecht neu vergeben. Für die nächsten 20 Jahre legen die Politiker fest, wem das Netz gehören soll: einem privaten Unternehmen? Einem kommunal betriebenen Stadtwerk? Oder einer Genossenschaft? Hinzu kommt die Frage: Wie frei ist die Kommune bei dieser Entscheidung? [...]

Wer auch immer das Stromnetz betreibt: Ihm winken verlässliche Einkünfte aus den Durchleitungsentgelten anderer Stromversorger. Die Bundesnetzagentur genehmigt eine Rendite von sieben bis neun Prozent, die können Kommunen gut gebrauchen. Seit 2007 gründeten sie auch deshalb bundesweit 71 neue Stadtwerke und übernahmen 170 Netzkonzessionen.
Dieses Ziel haben die Bürger auch in Berlin formal erreicht. Um die Jahreswende beschloss die große Koalition, ein Stadtwerk zu gründen. Ein zweites Unternehmen, die Berlin Energie, soll sich die Netzkonzession holen. [...]
Die Lage ist vertrackt: Selbst wenn Berlins Politiker durch das Votum der Bürger auf eine Rekommunalisierung verpflichtet würden, könnten sie nicht einfach dem landeseigenen Unternehmen das Netz übertragen. Der freie Wettbewerb hat nämlich Vorfahrt. Er bremst die Entscheidungsfreiheit aus, weil das Energiewirtschaftsgesetz ein "transparentes und diskriminierungsfreies" Vergabeverfahren fordert. Nach strengen Leitlinien des Bundeskartellamtes und der Bundesnetzagentur muss Finanzsenator Ulrich Nussbaum andere Interessenten also gleichbehandeln wie die stadteigene Berlin Energie. [...]

Im Rennen sind neben ihr und der Vattenfall-Tochter fünf weitere Bewerber [...], wer die Stadt von seiner Eignung überzeugt hat, der muss dem vormaligen Inhaber das Stromnetz abkaufen. Die Manager der Vattenfall-Tochter nennen noch keinen offiziellen Preis, geben den Wert des Netzes aber mit zwei bis drei Milliarden Euro an. [...]
Wer bei der Entscheidung 2014 gewinnen wird, das hängt von den Kriterien ab, nach denen der Finanzsenator seine Bewertungspunkte vergibt. Dabei ist er an Leitlinien des Bundeskartellamtes gebunden – und die lassen nur Vorgaben aus dem Energiewirtschaftsgesetz zu. Sicher, preisgünstig und verbraucherfreundlich muss der Konzessionär demnach wirtschaften; effizient und umweltverträglich. Das klingt gut – lässt einer Kommune aber für andere Überlegungen wenig Spielraum. Eine Beteiligung der Bürger beim Netzbetrieb zum Beispiel sieht das Gesetz nicht vor. Der Präsident des Bundeskartellamts, Andreas Mundt, hielte das Kriterium für bedenklich, weil es eine "ungerechtfertigte Bevorzugung kommunaler Unternehmen" ermögliche. Der Wettbewerb sei notwendig, "damit die Verbraucher bestmöglich profitieren". Auch Vorgaben, dass der Konzessionär möglichst viel in die regionale Wirtschaft investieren möge, vertragen sich laut Mundt nicht mit den gesetzlichen Anforderungen. Mehrmals schon hat seine Behörde beanstandet, wenn Kommunen aus ähnlichen Gründen ihren Eigenbetrieben den Zuschlag gaben.

[...] Kommunale Spitzenverbände protestieren gegen die strengen Vorgaben der Marktaufseher. Der Berliner Energierechtler Philipp Boos meint, dass sie gegen die vom Grundgesetz garantierte Selbstverwaltungshoheit der Gemeinden verstießen. Wettbewerbsfreiheit vor Entscheidungsfreiheit: Der Konflikt macht auch die Politiker im Berliner Senat nervös. […]

Christiane Grefe, "Berlins Stromrebellen", in: DIE ZEIT Nr. 23 vom 29. Mai 2013




Marktmacht und Machtkontrolle

In der Energiewirtschaft besteht das Risiko, dass sich der Preis auf den Großhandelsmärkten nicht allein nach marktwirtschaftlichen Prinzipien bildet. Befindet sich ein großer Teil der Kraftwerke in der Hand weniger Erzeuger, können diese ihre Marktmacht ausnutzen und den Strompreis in die Höhe treiben. Nach der Öffnung des Strommarkts war der Großhandelspreis bis zum Jahr 2000 zunächst um ein Drittel gegenüber 1998 gefallen. Doch danach stiegen die Preise wieder an. Als 2006 der Börsenpreis in Deutschland deutlich über den Erzeugungskosten der preisbestimmenden Kraftwerke lag, leitete die EU-Kommission Beschwerdeverfahren gegen E.On ein und ließ Büros des Konzerns durchsuchen. Die Generaldirektion Wettbewerb hatte den Verdacht, dass der Konzern günstigen Strom aus Braunkohle-, Wasser- oder Kernkraftwerken zurückgehalten haben könnte, damit der Börsenpreis durch ein teureres Kraftwerk bestimmt wurde als nötig war.
Die Ermittlungen endeten mit einem Vergleich: Die Kommission stellte das Verfahren 2008 ein, und im Gegenzug verpflichtete sich E.On, sein Stromübertragungsnetz und mehrere große Kraftwerke zu verkaufen. In ihrer vorläufigen Beurteilung schrieb die Kommission allerdings, dass "der deutsche Stromgroßhandelsmarkt von den drei Betreibern E.On, RWE und Vattenfall gemeinsam beherrscht wird. […] E.On, RWE und Vattenfall [könnten] des Weiteren eine gemeinsame Preiserhöhungsstrategie vereinbart haben."
Absprachen der Konzerne seien aber für den Missbrauch von Marktmacht gar nicht nötig, folgerte das Bundeskartellamt in Bonn aus einer Sektoruntersuchung in den Jahren 2007 und 2008. "Die Analyse der Kräfteverhältnisse auf dem Stromgroßhandelsmarkt [...] leg[t] das Ergebnis nahe, dass in Deutschland mehrere Anbieter (RWE, E.On, Vattenfall und gegebenenfalls auch EnBW) individuell über eine marktbeherrschende Stellung verfügen", schrieb die Behörde in einem zusammenfassenden Bericht im Januar 2011. Der Nachweis einer marktbeherrschenden Stellung war allerdings schwierig, weil ein Viertel aller deutschen Kraftwerke nach Angaben der Betreiber im Untersuchungszeitraum wegen "technischer Restriktionen" nicht am Netz war. Die Wettbewerbsbehörde sah sich deshalb nicht imstande, missbräuchliche Kapazitätszurückhaltungen nachträglich von technisch unvermeidbaren Stillständen zu unterscheiden.
Durch die 2013 eingerichtete Markttransparenzstelle bei der Bundesnetzagentur in Bonn und die 2011 gestartete europäische Regulierungsbehörde ACER (European Agency for the Cooperation of Energy Regulators) in Ljubljana werden die Wettbewerbshüter in den kommenden Jahren genauere Daten zum Energiegroßhandel erheben und grenzüberschreitende Stromgeschäfte innerhalb der EU besser kontrollieren können. Nach dem Verkauf von Kraftwerken und der Stilllegung von acht Atomreaktoren im Jahr 2011 verfügen die vier deutschen Energiekonzerne noch über 73 Prozent der inländischen konventionellen Stromerzeugungskapazitäten. Für einen stärkeren Wettbewerb auf dem Großhandelsmarkt müssten zum einen mehr Energieversorger eigene Kraftwerke bauen. Bisher haben kommunale Unternehmen einen Anteil von 18 Prozent am Kraftwerkspark, neun Prozent entfallen auf Erzeugungsanlagen von Industrie- und Gewerbebetrieben sowie auf ausländische Energieversorger. Für mehr Wettbewerb würde zum anderen der Bau zusätzlicher grenzüberschreitender Leitungen sorgen, sodass Strom und Gas ohne Engpässe über Landesgrenzen fließen könnten. Die Marktmacht national ausgerichteter Versorger würde in einem europäischen Energiebinnenmarkt schrumpfen.

Preisbeeinflussung durch erneuerbare Energien

Die größte Herausforderung für den Erzeugungsmarkt wird in den kommenden Jahren aber die Einbeziehung der erneuerbaren Energien sein. Bisher ist die Preisbildung auf konventionelle Kraftwerke zugeschnitten. Die hohen Preise zur Mittagszeit etwa waren für die Betreiber konventioneller Kraftwerke ein wichtiger Baustein, um den Deckungsbetrag für ihre Kraftwerksinvestitionen und ihre Gewinne zu erwirtschaften. Die Preisbildung wird aber zunehmend durch erneuerbare Energien beeinflusst.
Übertragungsnetzbetreiber verkaufen Ökostrom, der durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gefördert wird, seit 2010 an den Spotmärkten. Die Differenz zu der höheren, im EEG garantierten Vergütung tragen die Stromverbraucher seit dem Jahr 2000 über die EEG-Umlage. Mit 3,6 Cent pro Kilowattstunde machte sie 2012 genau 13,8 Prozent des Strompreises von 26 Cent aus.
Weil erneuerbare Energien keine Brennstoffe verbrauchen, liegen ihre laufenden Kosten bei null und sind damit nach dem derzeitigen Marktmodell so niedrig wie bei keiner anderen Erzeugungstechnologie. Erneuerbare Energien verdrängen deshalb Anlagen mit höheren Grenzkosten vom Markt, sodass der Preis von einem günstigeren Kraftwerk bestimmt wird – zum Beispiel von einem abgeschriebenen Steinkohlekraftwerk anstelle eines neuen Gaskraftwerks. Durch diesen Merit-Order-Effekt (siehe. a. S. 55/56) senken erneuerbare Energien den Strompreis an der Börse.
Die Folge ist paradoxerweise eine steigende EEG-Umlage. Denn wenn der Börsenpreis sinkt, erhöht sich automatisch die Differenz zur garantierten Vergütung. Der Merit-Order-Effekt war ein Grund dafür, dass sich die EEG-Umlage 2013 von 3,6 auf 5,3 Cent pro Kilowattstunde erhöhte und ihr Anteil an den Stromkosten von 13,8 auf 18,3 Prozent stieg. Allein die kurz zuvor drastisch ausgebaute Solarenergie deckt an sonnigen Mittagen bereits bis zu einem Drittel des deutschen Stromverbrauchs, wodurch der früher zur Mittagszeit besonders hohe Strompreis sinkt. Dadurch wird es besonders für teure Gaskraftwerke – die früher zur Bedarfsdeckung in Zeiten hoher Nachfrage eingesetzt wurden – schwerer, Gewinne zu erwirtschaften. Solange preisgünstige Speicher für große Elektrizitätsmengen fehlen, bleiben aber fossile Kraftwerke nötig, um die Stromerzeugung aus wetterabhängigen erneuerbaren Energien abzusichern und Schwankungen im Stromnetz auszugleichen. Neue Regeln für den Strommarkt müssten also gewährleisten, dass einerseits erneuerbare Energien vermarktet werden können, ohne einen öffentlichkeitswirksamen Bestandteil ihrer Förderung selbst in die Höhe zu treiben, und sich andererseits auch fossile Kraftwerke noch rentieren.

Entgelte für den Energietransport

NetzbetreiberNetzbetreiber
Die zweite Wertschöpfungsstufe in der Energiewirtschaft nach Erzeugung und Handel ist der Transport. Die Stromhöchstspannungsleitungen gehören den vier Übertragungsnetzbetreibern Tennet TSO, Amprion, 50Hertz Transmission und TransnetBW. Bis vor wenigen Jahren waren sie im Besitz der vier großen Energieerzeuger, derzeit ist noch RWE mit 25 Prozent an Amprion beteiligt, EnBW mit 87 Prozent an TransnetBW. Die niedrigeren Spannungsebenen sind im Eigentum der 735 regionalen Verteilnetzbetreiber, also Stadtwerken oder Regionalversorgern, von denen einige den vier Energiekonzernen gehören.
Seit Beginn der Energiemarktliberalisierung 1998 hat die Politik immer aufwendigere Methoden entwickelt, das natürliche Monopol der Netzbetreiber zu regulieren und Energielieferanten einen diskriminierungsfreien Zugang zu Strom- und Gasleitungen zu verschaffen. Die Eigentümer der Netze hatten den neuen Rechtsanspruch der Lieferanten auf Netzzugang zunächst durch überhöhte Entgelte für die Durchleitung von Strom und Gas behindert. Konkurrierenden Versorgern war es dadurch nur schwer möglich, diese Energieträger gewinnbringend anzubieten.
Seit 2006 genehmigen deshalb die Bundesnetzagentur und die Regulierungsbehörden der Länder die Höhe der Netzentgelte. Sie sind abhängig von der Größe und Struktur des Netzgebietes, vom Erneuerungsbedarf alter Leitungen und von der Zahl neu anzuschließender Kraftwerke – vor allem Ökostrom-Anlagen. Die Netzentgelte sind deshalb bei jedem der 735 regionalen Netzbetreiber unterschiedlich hoch. Zusammen mit den Entgelten für Zählerbetrieb, Messung und Abrechnung machten sie 2012 durchschnittlich 23 Prozent des Strompreises aus.
Die Netzentgelte inklusive der Messkosten sind durch Eingriffe der Regulierungsbehörden von 7,3 Cent im Jahr 2006 auf sechs Cent pro Kilowattstunde im Jahr 2012 gesunken. Durch ihr Eigentum an der Infrastruktur haben die Netzbetreiber aber ein gewisses Druckpotenzial gegenüber den Regulierungsbehörden und dem Gesetzgeber. Nach Protesten der Netzfirmen hat die Bundesnetzagentur die regulierten Renditen der Unternehmen für den Zeitraum 2014 bis 2018 nicht so stark gesenkt wie zunächst beabsichtigt. Die dem Bundeswirtschaftsministerium unterstehende Behörde wollte damit einen schnellen Ausbau des Stromnetzes für die erneuerbaren Energien ermöglichen.


Vertrieb durch die Lieferanten

Die dritte Stufe der Wertschöpfung in der Energiewirtschaft ist schließlich der Vertrieb durch die Lieferanten. Wie viel der Lieferant auf den Großhandelspreis aufschlägt, hängt stark vom Wettbewerbsdruck ab, also von der Zahl der Anbieter und der Bereitschaft der Kunden zu einem Versorgerwechsel. In Deutschland gibt es etwa 1000 Stromversorger, bei dem größten Teil handelt es sich allerdings um Stadtwerke oder Regionalversorger, die nur in ihren Stammgebieten Energie vertreiben. Hinzu kommen rund 50 private Energiehändler, die meist weder über eigene Kraftwerke noch Netze verfügen. Pro Netzgebiet kann ein Haushalt durchschnittlich zwischen 80 Lieferanten wählen. Die höchsten Marktanteile halten immer noch E.On, RWE, Vattenfall und EnBW. Zusammen haben sie Stromlieferverträge mit 42 Prozent aller Haushalte. Dabei treten die vier Konzerne auch unter den Markennamen eigener Discounttöchter oder von Stadtwerken auf, an denen sie Mehrheitsbeteiligungen halten.
Der Lieferant, der in einem Netzgebiet die meisten Kunden versorgt, wird als Grundversorger bezeichnet. Er ist gesetzlich verpflichtet, jeden Kunden im Netzgebiet mit Strom oder Gas zu beliefern. Sollte der Vertragspartner eines Kunden die Belieferung einstellen, übernimmt automatisch der Grundversorger. Mit dieser Pflicht begründen die Lieferanten, dass Grundversorgungstarife besonders teuer sind. Grundversorger sind in der Regel Stadtwerke oder Vertriebstöchter der vier großen Stromerzeuger.
Obwohl es eine große Zahl an Wettbewerbern auf dem Endkundenmarkt gibt, ist die Wechselbereitschaft von Haushaltskunden immer noch eher schwach ausgeprägt. Nur 17 Prozent der Haushalte hatten bis 2011 ihren Energielieferanten gewechselt. Etwa 43 Prozent hatten neue Verträge mit ihrem Grundversorger abgeschlossen, die im Durchschnitt 1,5 Prozent teurer sind als die Belieferung durch einen Konkurrenten. Rund 40 Prozent der Haushalte waren 2011 sogar immer noch in einem der Grundversorgungstarife, die im Mittel 4,7 Prozent teurer sind als Angebote von Wettbewerbern. Wegen der eher schwachen Wechselbereitschaft der Kunden konnten die Stromlieferanten den Vertriebsanteil am Durchschnitt aller Stromtarife von drei Prozent im Jahr 2007 auf acht Prozent 2012 erhöhen, ohne hohe Kundenverluste befürchten zu müssen.