Unter Strom

Vorbeben nennen Geologen jene kleineren, häufig nicht einmal ernst genommenen Erdstöße, die mitunter einem gewaltigen Erdbeben vorausgehen. In die europäische Strombranche könnte das Jahr 2005 als das Jahr der Vorbeben eingehen. Gut möglich, dass die Anzeichen auch hier nicht für voll genommen werden, denn das Geschäft mit der Energie ist nach Phasen der Expansion und nachfolgender Konsolidierung gerade erst zur Ruhe gekommen – und wieder profitabel.

Die Industrie hat ihre Kostenstruktur angepasst, die Spieler haben ihre Marktanteile gesichert. Mittlerweile entwickeln sich die Aktienwerte europäischer Versorger besser als der Gesamtmarkt. Doch das Terrain, auf dem dieser Wohlstand gedeihen konnte, gerät in Bewegung.

„Die Voraussetzungen für eine weiter konstante Entwicklung – stabile Märkte, regulatorische Konsistenz, Investitionssicherheit – dürften schon bald der Vergangenheit angehören“, sagt Carsten Sürig, Mitglied der Führungsgruppe der europäischen Electric Power & Natural Gas Practice von McKinsey. „In den kommenden Monaten und Jahren wird sich entscheiden, wer im Geschäft mit Europas Energie mittelfristig zu den Gewinnern zählt – und wer nicht.“ Wer auf der Gewinnerseite stehen will, muss Aufgaben unter unsicheren Rahmenbedingungen meistern. Die Kraftwerksparks vieler europäischer Energiekonzerne veralten mit jedem Tag, Investitionen sind dringend nötig. Doch es fehlt an Planungssicherheit: Die zukünftige Bedeutung der verschiedenen Energieträger ist unsicher. Auch ist unklar, welche politischen Eingriffe in die Preisstruktur es geben wird, vor allem bei der Vergütung von Transport und Verteilung des Stroms. Zudem rücken die vormals abgeschotteten europäischen Teilmärkte physisch oder virtuell immer enger zusammen. Die Wettbewerbsarena ist zunehmend europäisch – und die dominanten Akteure geraten unter Druck.

Die Liberalisierung: große Hoffnungen, ernüchternde Realität

Um die Wurzeln dieser Entwicklung zu ergründen, lohnt ein Blick zurück zu den Anfängen der Liberalisierung der deutschen Energiebranche. Damals, 1998, sollte mit der freien Anbieterauswahl, der Gründung von Strombörsen und der Liberalisierung des Energiegeschäftes ein transparenter Strommarkt entstehen, auf dem sich die Besten durchsetzen und mit Energie handeln sollten. Später folgte der Wegfall nationaler Schranken. Die Hoffnung der Liberalisierungs-Befürworter wurde jedoch enttäuscht: Der Plan der europäischen Regierungen von einem gemeinsamen Strommarkt ist ein Plan geblieben. Deutsche Privatverbraucher zahlen nach anfangs deutlich niedrigeren Strompreisen heute wieder mehr als vor der Liberalisierung, für Industriekunden liegt der Strompreis auf ähnlichem Niveau wie 1998. Vor allem aber bei den Stromerzeugern selbst machte sich nach der Deregulierungseuphorie bald Katzenjammer breit. Zunächst bereitete ihr „Multi Utility“-Konzept Schwierigkeiten, obwohl es eigentlich ganz schlüssig klang: Man könne seinen bisherigen Kunden in Zu- kunft doch auch mehr anbieten und liefern als nur Strom, lautete die Idee. Folglich engagierten sich beispielsweise die damaligen Hamburgischen Elektricitäts-Werke (HEW) mit Hansenet in der Telekommunikation, auch RWE und VIAG spielten im Festnetz oder Mobilnetz mit, EnBW gründete eine Entsorgungstochter, die RWE kaufte sich im Müll- und Wassergeschäft ein. Auf die Einkaufstour folgte jedoch bald die Ernüchterung. Zum einen entpuppten sich die Synergieeffekte zwischen den Sparten als ziemlich überschaubar – das Einsammeln von Mülltonnen ist eben doch etwas anderes als die Erzeugung und Verbreitung elektrischer Energie.

Zum anderen ließen sich weit weniger Kunden als erhofft von einem Wechsel ihres Stromlieferanten oder Telefonanbieters überzeugen. „Den Verbrauchern ist ziemlich egal, wer ihnen Telefon, Wasser und Strom liefert“, sagt Anja Hartmann, Beraterin in der Electric Power & Natural Gas Practice bei McKinsey, „jedenfalls solange diese Commodities nicht teurer werden und die Versorgungssicherheit gewährleistet ist.“ Die Preisunterschiede zwischen den Anbietern waren jedoch eher marginal. Auch alle Versuche, die Ware Strom zu emotionalisieren, indem man sie werbemäßig gelb oder grün einfärbte, zeigten nur mäßigen Erfolg. Die Bilanz im Jahr sieben nach der Strommarktöffnung in Deutschland ist entsprechend bescheiden: Seit 1998 haben gerade einmal fünf Prozent der Haushalte ihren Lieferanten gewechselt. In Großbritannien, das seinen Gasmarkt bereits 1986 und die Strombranche zwischen 1990 und 1998 deregulierte, werden heute 34 Prozent der Haushalte von einem neuen Anbieter beliefert.

Statt durch Diversifizierung wuchsen die deutschen Stromerzeuger in den vergangenen Jahren deshalb vor allem durch Konsolidierung. Veba und Viag vereinigten sich zur Eon, die HEW wurde von Vattenfall übernommen und fusionierte mit BEWAG, VEAG und Laubag zur Vattenfall Europe, die VEW schlüpfte unters Dach der RWE. Jeder der Großen kaufte zudem eine Vielzahl kleinerer und mittlerer Stadtwerke.

Ähnelte Stromdeutschland zuvor, aus der Luft betrachtet, einem Flickenteppich vieler kleiner und einiger großer Versorger, die den Markt sorgfältig nach Regionen unter sich aufgeteilt hatten, ist das Bild inzwischen deutlich überschaubarer. Mit RWE im Westen, der Vattenfall im Osten und in Hamburg, Eon im Norden und in der Mitte sowie der EnBW im Südwesten zerfällt der Stromteppich in nur noch vier mächtige Teile. Gemeinsam kontrollieren die vier Großen heute direkt oder über Beteiligungen fast 90 Prozent des verkauften Stroms.

Mit den Zusammenschlüssen erhöhte sich die Produktivität der Unternehmen. Allein der Düsseldorfer Eon-Konzern fuhr seine Kosten in den vergangenen Jahren um mehr als zwei Milliarden Euro nach unten – eine Leistung, die von den Kapitalmärkten nachdrücklich honoriert wurde: Seit 2003 verdoppelte sich der Wert der Eon-Aktie von 35 auf rund 70 Euro. Von anderer Seite hagelt es Kritik: Jürgen Basedow, Vorsitzender der Monopolkommission, wertete die aktuelle Situation unlängst als eine „Re-Monopolisierung der Energiemärkte“. Privatverbraucher und Industriekunden klagen über hohe Preise – insbesondere die so genannten Netznutzungsentgelte, die Netzbetreiber für das Durchleiten fremden Stroms in ihren Netzen verlangen.

Druck macht inzwischen auch die deutsche Politik. Nachdem die Bundesregierung anfangs auf die Selbstregulierung der Energiewirtschaft gesetzt hatte, stoppte die EU-Kommission die deutsche Praxis und nahm die Bundespolitiker in die Pflicht, einen Regulierer einzusetzen. Jetzt soll eine Regulierungsbehörde die Kalkulationsmethoden der Netznutzungspreise festlegen. Noch streiten Stromkunden und Energiekonzerne über die Kompetenzen der neuen Instanz; die einen befürchten, die geplante „ex post“-Prüfung der Entgelte sei wirkungslos, der Industrie geht schon diese Einmischung zu weit.

Kraftwerke im Vorruhestand: Investitionen sind nötig

Grund zum entspannten Zurücklehnen haben weder die deutschen Erzeuger noch ihre internationalen Mitbewerber. Der europäische Kraftwerkspark nähert sich seiner Verrentung: Kohlekraftwerke sind auf eine durchschnittliche Lebensdauer von 40 Jahren angelegt, Gas- und Atomkraftwerken soll eigentlich schon nach 35 Jahren der Strom abgedreht werden.

Die International Energy Agency (IEA) in Paris, als unabhängiger Ableger der OECD die wichtigste Denkwerkstatt der Energiebranche, sieht bereits ein „Strom-Dilemma“ über der Alten Welt heraufziehen. Nach Ansicht ihres Chefökonomen Fatih Birol müsste heute jede zweite Woche ein neues Kraftwerk gebaut werden, wollte der Kontinent nicht binnen einer Generation von Stromlieferungen aus Russland oder Nordafrika abhängig werden – mit all den politischen Unwägbarkeiten, die so eine Abhängigkeit mit sich bringen würde.

Die rasant steigende Stromnachfrage verschlimmert das Dilemma. Selbst bei moderaten Wachstumsraten gehen Experten in den kommenden 15 Jahren von einem deutlich höheren Bedarf aus. Bis 2020 wird danach die Spitzenlast für Strom in Europa von heute 550 auf 680 Gigawatt steigen. Im selben Zeitraum, so die Prognose von McKinsey, wird die verfügbare Erzeugungskapazität in Europa von etwa 730 auf 560 Gigawatt sinken. Insgesamt dürften nach Schätzungen der Berater bis zum Jahr 2020 Investitionen von bis zu 300 Milliarden Euro für die Optimierung bestehender oder den Bau neuer Kraftwerke fällig werden. Ein Sechstel davon, also bis zu 50 Milliarden Euro, seien allein nötig, um die Versorgungssicherheit in Deutschland zu gewährleisten. 2004 hatten die deutschen Erzeuger bei der Stromversorgung für Nachfragespitzen noch Reservekapazitäten von 19 Prozent, bis 2010 wird dieser Puffer – wenn nicht mehr Kraftwerke gebaut werden als angekündigt – auf zehn Prozent sinken. 15 Prozent gelten als notwendig, um Stromausfälle zu vermeiden.

In vielen europäischen Nachbarländern ist die Situation kaum besser. Schon heute ist absehbar, dass die Energiemärkte etlicher Nachbarstaaten in eine Phase der Zyklizität driften. Die Kapazitäten in Zentral- und Osteuropa werden mangels Investitionen teilweise drastisch schrumpfen. In Mitteleuropa – Frankreich, Benelux, Deutschland, Österreich und der Schweiz – lag die verfügbare Leistung im vergangenen Jahr noch rund 21 Prozent über der Spitzennachfrage; bis zum Jahr 2010 wird sie, nach Schätzungen von McKinsey, auf beunruhigende zehn Prozent zusammengeschnurrt sein.

Eine akzeptable Versorgungssicherheit prophezeien die Berater Skandinavien und Großbritannien, beide werden aber in Zukunft von erneuerbaren Energien abhängig sein. In Spanien dagegen entstehen zurzeit Überkapazitäten. Alarmiert durch Stromausfälle und eine magere Reserveleistung von sechs Prozent, hat die spanische Regierung vor drei Jahren einen ehrgeizigen Energieplan verabschiedet, der einen ebenso massiven wie kurzfristigen Bau von Gaskraftwerken und den Ausbau erneuerbarer Energien vorsieht. Bis 2010 wird sich die Sicherheitsmarge in Spanien auf 33 Prozent ausdehnen, im Vergleich zu 2001 also mehr als verfünffachen. Eine Ausnahme.

Kohle? Gas? Oder doch lieber Kernkraft?

In weiten Teilen Europas treten die Energiekonzerne auf der Stelle. Für Milliardeninvestitionen fehlt ihnen die nötige Planungssicherheit. Schon die Entscheidung für eine Energieform ist äußerst heikel. Der Ausstieg aus der Kernenergie ist in einigen Ländern zwar beschlossen, allerdings nach wie vor politisch umstritten. Öl als Kraftstoff wäre derzeit die teuerste und politisch auch unsicherste Variante – wer weiß schon sicher zu sagen, wer in zehn oder zwanzig Jahren die wichtigsten Ölquellen kontrolliert? Die Alternative Gas ist mit Russland als Hauptlieferant ebenfalls nicht unproblematisch; zudem ist der Erdgaspreis an die Kapriolen des Öls gekoppelt und damit ökonomisch ähnlich unberechenbar. Auch die künftige Rolle regenerativer Energieformen ist schwer abschätzbar. Die Verstromung von Kohle, bei der verhältnismäßig viel CO2 anfällt, kollidiert wiederum mit den Emissions-Minderungszielen des im Februar in Kraft getretenen Kyoto-Protokolls.

Was also tun? Abwarten? Lebensdauerverlängerung ad infinitum? Milliardeninvestitionen der Versorger werde es „nur bei entsprechenden Rahmenbedingungen geben“, meint Klaus Rauscher, der Vorstandsvorsitzende der Vattenfall Europe AG. Doch wie lange es dauern kann, bis die festgezurrt sind, weiß kaum einer besser als Rauscher selbst – in seinem früheren Leben war der Manager Chef der Bayerischen Staatskanzlei.

Das Zögern ist verständlich – doch es birgt Gefahren. Große Gaslieferanten beispielsweise haben die Unsicherheit der vergangenen Jahre genutzt, um ins Strommonopol einzubrechen. Heute verfügen Unternehmen wie Gaz de France, die spanische Gas Natural und Eni in Italien nicht nur über deutlich bessere Einkaufskonditionen als Stromerzeuger, sie können ihre Gaskapazitäten je nach Marktlage auch flexibel zur eigenen Stromerzeugung oder zum Weiterverkauf einsetzen. Kein Wunder, dass sie ihre Erzeugungskapazitäten massiv ausbauen; die drei zeichnen derzeit für 30 Prozent der neu geplanten Gaskraftwerke in ihren Ländern verantwortlich.

Die europäische Herausforderung

Chancen und Risiken sind länderspezifisch verteilt, und jeder Markt stellt an seine Teilnehmer ganz eigene Fragen.

Großbritannien

Sinkende Grundlastkapazitäten: Wer investiert in herkömmliche Energien, um die Energieverorgung sicherzustellen?

Skandinavien

Wenig Chancen, geringes Risiko: Welche strategischen Optionen ergeben sich für die Player?

Spanien

Der Kampf gegen die Überkapazitäten: Wie lassen sich die Verluste für die Spieler begrenzen?

Deutschland

Wie werden die vier Großen angesichts des Investitionsbedarfs unter Unsicherheit ihre Position verteidigen?

Frankreich

Der Nachzügler in puncto Deregulierung: Wie lässt sich mehr Wettbewerb etablieren?

Benelux

Die Insel der Seligen: Können die Spieler ihre Position gegen Wettbewerber und wachsenden regulatorischen Druck verteidigen?

Centrel

Viele Chancen – aber für wen? Wer profitiert von Exportchancen und dem Bau einer neuen Kraftwerksgeneration?

Italien

Sinkende Preise und aggressiver Wettbewerb in der Erzeugung: Wie lässt sich die Wiederholung des spanischen Beispiels verhindern?

Europa rückt zusammen, der Druck steigt

Welche Konsequenzen die derzeitige Entwicklung haben kann, ließ sich jenseits des Atlantiks in Kalifornien beobachten. Wiederholt wurde der Sonnenstaat von Stromausfällen lahm gelegt. Angesichts erster Blackouts in Italien und Großbritannien steigt die Nervosität auch in Europa. Denn noch kann der schwächer mit Strom versorgte Teil des alten Kontinents nicht ausreichend von möglichen Überkapazitäten der Nachbarländer profitieren. Strom-Europa besteht aus einem Konglomerat nur lose miteinander verbundener Versorgungsinseln, auch die iberische Halbinsel ist nur schwach mit dem Rest des Kontinents vernetzt. Angesichts über Jahrzehnte national beschränkter Energiemärkte wurde in den innereuropäischen Strom-Verkehr kaum investiert. Auch die Furcht vor der möglicherweise billigeren Konkurrenz aus dem Ausland hielt die Investitionslust der Unternehmen in transeuropäische Netze bislang in Grenzen.

Nach Ansicht von McKinsey wird sich das bald ändern. Schon heute ermöglichen Strombörsen wie die Nord Pool in Oslo oder die Leipziger EEX eine europaweite Transparenz bei den Preisen. Zwar lassen sich auf Einzelmärkten noch voneinander abweichende Strompreise durchsetzen, weil die physische Anbindung einiger Länder noch nicht in optimalem Umfang realisiert ist, beispielsweise in den Niederlanden oder in Italien. Doch der internationale Stromhandel und die damit einhergehenden grenzüberschreitenden Stromlieferungen beschleunigen auch das physische Zusammenwachsen der bislang zersplitterten Märkte Europas.

Politische Entscheidungen treiben die Entwicklung in die gleiche Richtung. Unlängst kündigte die Energiekommission an, eine engere Vernetzung der Stromversorgung zwischen den EU-Mitgliedstaaten erreichen zu wollen. Nach Vorstellungen der Kommission sollten die grenzüberschreitenden Netzverbindungen wenigstens zehn Prozent der in einem Mitgliedstaat installierten Kraftwerkskapazität bewältigen können, um bei nationalen Engpässen den Rückgriff auf Reservekapazitäten in Nachbarstaaten zu erleichtern.

Mehr Strom, aber nicht mehr Leitungen – Netze unter Hochspannung

Wie anfällig die Transportnetze derzeit noch sind, zeigte sich blitzartig im September 2003, als ein einziger Baum, der im Kanton Schwyz auf eine Transitleitung stürzte, in ganz Italien die Lichter ausgehen ließ. Tatsächlich gibt es nicht nur am Alpenkamm einen elektrischen Dauerstau, in halb Europa werden die Leitungen permanent hart an der Grenze ihrer Leistungsfähigkeit betrieben. Zwischen 1993 und 2003 sind die grenzüberquerenden Ströme durch das Strom-Transitland Schweiz um 50 Prozent angeschwollen, andernorts sind ähnliche Zuwachsraten zu vermelden. Die Investitionen in den Erhalt und Ausbau der Netze wurden gleichzeitig europaweit kräftig nach unten gefahren: um etwa 20 Prozent in den Jahren 1997 bis 2002, nach einem vorherigen Investitionsvolumen von jährlich etwa vier Milliarden Euro zwischen 1992 und 1997.

Auch hier fehlt den Betreibern für die anstehenden Investitionen die nötige Planungssicherheit – vor allem auf Grund unzureichender regulatorischer Rahmenbedingungen. Sowohl Transportnetze (Hochspannungsleitungen, die wie Kraken auf den Wiesen stehen) als auch Verteilnetze (Niedrigspannungsleitungen, die bis in die Haushalte führen) sind auch nach der Liberalisierung der Märkte reguliert, weil sie ein natürliches Monopol bilden – niemand braucht zwei parallele Stromleitungen zu seinem Haus. Die Kostenstrukturen beider Netze sind jedoch völlig unterschiedlich, genau wie die Anforderungen an ihre Regulierung: Der Bau von Transportnetzen ist teurer als ihre laufende Instandhaltung, bei Verteilnetzen ist das Verhältnis umgekehrt. Ein Transportnetzbetreiber braucht also die Sicherheit, dass seine Einkünfte zur Finanzierung der Investitionen ausreichen. Für den Betreiber von Verteilernetzen ist wichtig, dass er Effizienzgewinne aus dem operativen Geschäft zumindest teilweise behalten darf. Andernfalls fehlt der Anreiz, wirtschaftlicher zu arbeiten – und damit auch der Spielraum für mögliche Preissenkungen.

Wie eine gelungene Regulierung für Transportnetze aussehen kann, macht Großbritannien vor: Hier vertritt die Regulierungsbehörde „Office of Gas and Energy Markets“ (Ofgem) einerseits Nutzerinteressen, andererseits verschafft sie dem Netzbetreiber National Grid durch verlässliche, fünf Jahre laufende Vereinbarungen über Tarife und Investitionen Planungssicherheit. Ergebnis: Die Investitionen in die Netze liegen in Großbritannien mit mehr als 30.000 Euro pro Netzkilometer und Jahr mehr als zehnmal höher als in Märkten wie dem schwedischen oder finnischen mit ihren (teil)staatlichen Netzbetreibern.

Besser läuft fast überall schon heute die Regulierung der Verteilnetze: In den meisten europäischen Ländern haben Betreiber inzwischen einen Vorteil, wenn sie effizient wirtschaften. Allerdings gibt es im europäischen Vergleich auch heute noch große Kostenunterschiede: Laut eines McKinsey-Benchmarking liegen die Kosten pro Kunde bei den effizientesten Verteilnetzbetreibern 30 bis 50 Prozent niedriger als in den weniger effizienten, beispielsweise in Skandinavien oder in Italien.

Neue Geschäftsfelder und ganz neue Allianzen

Veraltete Kraftwerke, energiepolitische Unsicherheit, zunehmender Druck durch zusammenwachsende europäische Teilmärkte und Risiken in den bislang unzureichend regulierten Sektoren – die Situation der europäischen Energiekonzerne ist vertrackt. Doch das Aufbrechen alter Strukturen birgt auch im Stromgeschäft neben Risiken durchaus Chancen.

Die wachsende Integration von Gas- und Elektrizitätsunternehmen bietet die Möglichkeit zum Erschließen neuer Geschäftsfelder. Denn Rohstoffe und Energie sind zwei Seiten desselben Geschäfts, und immer mehr Spieler sehen die Möglichkeiten, die sich daraus ergeben. Gasversorger kaufen sich ins Stromgeschäft ein, Stromversorger wie Eon engagieren sich im Gassektor – und immer geht es darum, Marktrisiken jenseits des traditionellen Geschäfts abzufedern.

Denkbar sind auch ganz neue Allianzen: Warum, fragt McKinsey-Partner Carsten Sürig, sollten Energieversorger zum Beispiel nicht industrielle Großabnehmer an ihren Kraftwerken beteiligen: „Eine Teilkapazität eines neu gebauten Kraftwerks könnte beispielsweise komplett an einen Großabnehmer verkauft werden.“ Der Energieversorger wäre dann mehr Kraftwerksbauer und/oder Kraftwerksbetreiber als Stromverkäufer. Damit ließe sich die Volatilität auf der Abnehmerseite verringern, die Grundlast zum beiderseitigen Vorteil teilen – und gleichzeitig verhindern, dass Großkunden zur Konkurrenz oder sogar ins Ausland abwandern. „Dass so ein Schritt eine gute Möglichkeit für neue Spieler im Markt ist, zeigt die Diskussion zwischen der Norddeutschen Affinerie und Elektrabel“, so Sürig. Eine gemeinsame Interessensbekundung über den Bau und Betrieb eines Kraftwerkes wurde im vergangenen Jahr schon unterzeichnet.

Sicher ist, dass die Gewinner der kommenden Jahre von der Schwäche der Verlierer profitieren können. So bietet die Internationalisierung des Strommarktes neben dem Risiko zusätzlicher Wettbewerber auch die Chance für weitere Konsolidierungen, etwa in Osteuropa und den Beneluxstaaten. Auch in Ländern, die heute oder in Zukunft Überkapazitäten haben – zum Beispiel Spanien – ist mit einem Einbruch der Strompreise und deshalb mit wirtschaftlichen Schwierigkeiten einiger nationaler Erzeuger zu rechnen. Sie könnten zu attraktiven Übernahmekandidaten werden.

Den deutschen Energieerzeugern käme die Möglichkeit internationaler Zukäufe nicht ungelegen. Zum einen könnten sie so ihr voraussichtlich moderates organisches Wachstum antreiben. Vor allem aber würde dieser Schritt ihre Risikoabsicherung – etwa bei Schwankungen des Strompreises – weiter verbessern. Einige Unternehmen haben ihren Umsatz bereits weit gestreut und damit ihre Abhängigkeit vom heimischen Markt gesenkt. RWE und Eon erzielen heute schon 40 bis 50 Prozent ihres Umsatzes jenseits der deutschen Grenzen. Der französische Mitbewerber Electricité de France (EdF), der größte Stromerzeuger Europas, macht immerhin schon mehr als 30 Prozent seines Umsatzes im Ausland.

„Diese Strategie könnte auch Vorbild für andere deutsche Erzeuger werden“, sagt Carsten Sürig. Könnte – denn „diverse Szenarien sind für die Zukunft des europäischen Energiemarktes denkbar“. Die Unternehmensberater raten weder zu passivem Abwarten angesichts der unbestreitbaren Unsicherheiten noch zu offensiven Investitionen in der Hoffnung, aufs richtige Pferd gesetzt zu haben. Stattdessen sei es entscheidend, alternative Pläne für verschiedene Szenarien parat zu haben. „Um langfristig erfolgreich zu sein, muss man Wege finden, das Risiko der Investitionen so weit wie möglich zu mindern“, sagt Anja Hartmann.

Klar ist: Der Ausgang des Spiels mit dem Strom ist noch offen, und wie immer die individuelle Strategie eines Spielers aussehen mag, sie muss wohl überdacht sein und darf sich nicht darauf verlassen, dass Renditen wie einst in Zeiten des Monopols garantiert sind.

Dieser Text stammt aus unserer Redaktion Corporate Publishing.