Abkürzungsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Symbolverzeichnis
1. Einleitung
2. Grundlagen des Stromgroßhandels
2.1 Rechtliche Rahmenbedingungen
2.1.1 Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie
2.1.2 Emissionshandelsrichtlinie
2.1.3 Verordnung für den grenzüberschreitenden Stromhandel
2.2 Stromspezifisches Charakteristikum
2.2.1 Physikalische Besonderheiten
2.2.2 Netzbetrieb
2.2.3 Lasttypen
2.3 Handelsmöglichkeiten auf der Höchstspannungsebene
2.3.1 OTC-Stromhandel
2.3.2 Börsenhandel
2.3.3 OTC- vs. Börsenhandel
2.4 Marktplätze im Stromgroßhandel
2.4.1 Spotmarkt
2.4.1.1 Stromlieferprodukte am Spotmarkt
2.4.1.2 Preisermittlung am EEX - Spotmarkt
2.4.2 Terminmarkt
2.4.2.1 Stromprodukte am Terminmarkt
2.4.2.2 Abwicklung von Futures an der EEX
2.4.3 Ausgleichs-/Regelenergiemarkt
2.4.4 Intra-Day-Markt
2.5 Marktteilnehmer
3. Strompreisbildungsfaktoren
3.1 Einflussfaktoren auf Spotpreise
3.1.1 Fundamentale Einflussfaktoren
3.1.1.1 Kraftwerksverfügbarkeiten
3.1.1.2 Saisonalität und Wetterereignisse
3.1.1.3 Einfluss der Windenergie
3.1.2 Teilnehmergetriebene Einflussfaktoren
3.1.2.1 Anpassungsbedarf von Bandlieferungen an Stundenprofile
3.1.2.2 Physikalische Erfüllung finanzieller Futures
3.1.2.3 Marktmacht
3.2 Einflussfaktoren auf Terminpreise
3.2.1 Einfluss der Primärenergieträger
3.2.2 Einfluss der CO2-Emissionsrechte
3.3 Exkurs: Cross-Border-Trading
3.3.1 Explizite Auktionen
3.3.2 Market Coupling/Implizite Auktionen
4. Risiken im Stromgroßhandel
4.1 Marktpreisrisiko
4.2 Volumenrisiko
4.3 Basisrisiko
4.4 Liquiditätsrisiko
5. Stromportfolio- und Risikomanagement
5.1 Theoretische Grundlagen des Portfoliomanagements
5.1.1 Modellannahmen
5.1.2 Portfoliobildung und Diversifikation
5.1.3 Ermittlung effizienter Portfolios
5.2 Stromportfoliomanagement
5.2.1 Strukturierte Beschaffung als Dienstleistung der Vertriebsseite
5.2.2 Strukturierte Beschaffung in einem EVU
5.2.3 Schnittstelle zwischen Beschaffung und Vertrieb in einem EVU
5.3 Handels- und Risikostrategien
5.3.1 Asset Optimierung durch Spread Trading
5.3.1.1 Definitionen von Spreads
5.3.1.2 Durchführung des Spread-Tradings
5.3.1.3 Kraftwerksausfall und Marktpreisrisiko
5.3.2 Hedging
5.3.2.1 Long- und Short-Hedge
5.3.2.2 Cross-Commodity-Hedge
5.3.2.3 Delta-Hedging
5.3.3 Prop-Trading/Spekulation
5.3.4 Spreading
5.3.5 Arbitrage
6. Fazit
Anhang
Anhangverzeichnis
Literaturverzeichnis
Bücher
Zeitschriften
Internetquellen
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 1: Hypothetischer Verlauf der Gesamtlastkurve an einem Werktag im Mai 12 Abbildung 2: Europäische Strombörsen befinden sich in den unterschiedlichen
Entwicklungsstadien
Abbildung 3: Steigende Kreditrisiken erhöhen Kosten des Handelns
Abbildung 4: Vergleich von OTC- und Spotbörsenpreisen in 2005
Abbildung 5: Entwicklung Spotmarkt vs. Terminmarkt: Jahresverlauf 2008
Abbildung 6: Fundamentale Einflussfaktoren
Abbildung 7: Preisbildung am Spotmarkt nach dem Merit-Order-Prinzip
Abbildung 8: Unelastische Nachfrage und Angebot an der EEX
Abbildung 9: Typischer Verlauf der Lastkurven für den Strombedarf in DE
Abbildung 10: EEX-Spotmarktpreise (Phelix Spot Base und Peak) im Juli 2006
Abbildung 11: Einfluss der Windstromeinspeisung auf die Merit-Order
Abbildung 12: Durchschnittliche Windstromerzeugung in Abhängigkeit
Abbildung 13: Marktkonzentration am EU-Stromgroßhandelsmarkt (nach HHI)
Abbildung 14: CO2-Opportunitätskosten im Vergleich zu mittleren
Abbildung 15: Überblick über die Produktionsstrukturen und fundamentale Einflüsse in den einzelnen EU-Ländern
Abbildung 16: Entwicklung der physikalischen Stromflüsse in Europa
Abbildung 17: Status Quo der EU-Regelkonformität der europäischen Grenzen
Abbildung 18: Market Coupling
Abbildung 19: Risikoarten im Stromgroßhandel
Abbildung 20: Auswirkungen der Korrelation auf das Rendite-Risiko-Profil
Abbildung 21: Efficient Frontier
Abbildung 22: Indifferenzkurven für risikoaverse, risikoneutrale
Abbildung 23: Grafische Bestimmung des optimalen Portfolios
Abbildung 24: Zusammensetzung einer Lastgangkurve
Abbildung 25: Preis-Risiko-Diagramm
Abbildung 26: Hypothetische Verteilung der Durchschnittspreise
Abbildung 27: Zusammenwirkung Beschaffung - Vertrieb
Abbildung 28: Clean-Spark- und Dark-Spread-Produkte für 2007,
Tabelle 1: Vergleich OTC- und Börsenhandel
Tabelle 2: Teilmärkte und Produkteinsatzmöglichkeiten im Stromgroßhandel
Tabelle 3: Arten von Stromterminprodukten
Tabelle 4: Futures-Handelsvolumen an den wichtigsten kontinentaleuropäischen Terminbörsen (Stand 2007)
Tabelle 5: Ausfallwahrscheinlichkeiten thermischer Kraftwerke
Tabelle 6: Marktteilnehmer und deren Funktionen im Stromgroßhandel
Tabelle 7: Korrelationen zwischen Strom-, Gas-, und Ölmärkten sowie innerhalb der
einzelnen Strommärkte vor und mit CO2-Handel
Tabelle 8: Definitionen für Long- und Short-Positionen
Tabelle 9: Long- und Short-Hedge mit finanziellen Futures
Symbolverzeichnis
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Seit die Menschheit den Sprung in die Industriegesellschaft geschafft hat, zählt die Nutzung von Energie in ihrem weitesten Sinne zu den Primärbedürfnissen jedes Individuums. Die Elektrizitätswirtschaft innerhalb der Energieversorgung kann heutzutage mit dem Zentralnervensystem der modernen Wirtschaft verglichen werden, da die Elektrizität die Basis für Wirtschaftswachstum und Wertschöpfung sowie für die Lebensqualität der Stromkonsumenten in privaten Haushalten darstellt und somit eine fundamentale Bedeutung für die menschliche Existenz besitzt.1
Elektrizitätshandel in großen Mengen gab es bereits vor der Deregulierung der Strom- märkte.2 Dabei ging es den großen, internalisierten, national oder regional dominanten Energieversorgungsunternehmen (EVU) weniger um gehedgten oder spekulativen Stromhandel bei dem eine verbrauchsinduzierte physische Belieferung nicht immer zwangsläufig im Vordergrund steht, sondern mehr um Stromhandel zur Aufrecht- erhaltung der Versorgungssicherheit und Optimierung des eigenen Absatzes, sodass die Funktion eines wettbewerbsorientierten Stromgroßhandels und somit die des Strom- großhändlers als solche nicht existierte.3
Die von der EU initiierte Liberalisierung der europäischen Energiemärkte führte dazu, dass der früher übliche, auf Langfristverträgen beruhende Stromhandel zugunsten eines kurzfristigen, direkt von Angebot und Nachfrage abhängenden Handels zurückgedrängt wurde.4 Überall dort, wo sich Wettbewerb entwickelt, entstand im Sinne der Wert- schöpfungskette5 der Elektrizitätswirtschaft mit dem Stromgroßhandel ein neues Geschäftsfeld, das eine Mittelfunktion zwischen der Erzeugung und dem Vertrieb an Endkunden übernimmt.6 Diese Handelsfunktion gibt den Einzelhändler bzw. Groß- kunden die Freiheit, ihren Bedarf aus zunehmend liquiden und transparenten Großhandelsmärkten zu beziehen.7
Da dem Preis als Wettbewerbsparameter die Schlüsselrolle im neuen Wettbewerb zukommt, sehen sich die Marktteilnehmer erheblich stärkeren Marktpreisrisiken als zuvor ausgesetzt. In diesem Zusammenhang hat die Nutzung von Stromderivaten, wie Futures, Forwards, Optionen sowie Swaps, für Marktteilnehmer indes weitreichende Konsequenzen für das Portfolio- und Risikomanagement herbeigeführt. Dabei werden Stromderivate heutzutage nicht mehr ausschließlich zum Hedging von Marktpreisrisiken, sondern zum Teil auch gezielt zur Erzielung von Arbitrage- und Spekulationsgewinnen, also im so genannten „Prop-Tradig“8, eingesetzt.
Die vorliegende Arbeit soll die Voraussetzungen für ein zielgerichtetes Handeln auf den Stromgroßhandelsmärkten vermitteln. Zu diesem Zweck wird neben den grundlegenden Bedingungen und Mechanismen des Stromgroßhandels das Portfolio- und Risikomanagement dargestellt, ferner die Strompreisbildungsfaktoren skizziert, des Weiteren die Marktrisiken identifiziert und sc]hließlich die entsprechenden Handels- und Risikostrategien zur Begegnung dieser Risiken erläutert.
So werden im zweiten Kapitel die notwendigen Grundlagen des Stromgroßhandels in ihren wesentlichen, für diese Arbeit relevanten Punkten, dargestellt. Dabei werden zunächst die rechtlichen Rahmenbedingungen der Elektrizitätswirtschaft in groben Zügen aufgezeichnet, bevor auf das stromspezifisches Charakteristikum, die Handelsmöglichkeiten und die Marktplätze im Stromgroßhandel mitsamt ihrer Stromprodukte eingegangen wird. Den Abschluss des Grundlagenteils bildet eine kurze in einer Tabelle zusammengefasste Beschreibung der Marktteilnehmer.
Das dritte Kapitel setzt sich mit den fundamentalen und teilnehmergetriebenen Einflussfaktoren auf Spot- und Terminpreise auseinander, wobei jeweils nur die wichtigsten Faktoren erläutert werden. Da Stromgroßhandel ein internationales Geschäft ist, bildet der Abschluss des dritten Kapitels einen Exkurs zum Cross-Border- Trading, wobei ferner auf die Zuteilungsverfahren für die Übertragungsrechte über eine Grenzkuppelstelle eingegangen wird.
Das vierte Kapitel beschäftigt sich mit Risiken im Stromgroßhandel. So wird zu Beginn dieses Kapitels ein Überblick über die Risikotypen, die mit dem Stromgroßhandel verbunden sind, gegeben, um anschließend daran den Fokus auf das Marktrisiko und dessen einzelnen Komponenten zu legen.
Schließlich widmet sich das fünfte Kapitel dem Portfolio- und Risikomanagement im Stromgroßhandel. Dabei werden zunächst die Begriffe Stromportfolio- und Risiko- management definiert, bevor die theoretischen Grundlagen des Portfoliomanagements dargestellt werden. Darauf aufbauend wird das Stromportfoliomanagement vorgestellt und abschließend auf die unterschiedlichen Handels- und Risikostrategien eingegangen.
Die strategische Bedeutung der Elektrizitätswirtschaft, die sich aufgrund der geringen Substitutionsmöglichkeiten im Zusammenhang mit dem durch die Ware Strom9 ermöglichten Systemzugang zu vielen Verbrauchersystemen ergibt, erklärt den hohen Grad politischer Interventionsbereitschaft bei der Steuerung des Wettbewerbs auf diesem Gebiet.10
Grundsätzlich gilt im Rahmen der Wirtschaftsordnung der Europäischen Union, dass Wirtschaftsprozesse dezentral privat organisiert werden sollen, wobei sich die Preise ausschließlich über den Markt bilden.11 Die Erkenntnis, dass der Wettbewerb am ehesten geeignet ist, Strukturveränderungen herbeizuführen, wurde dem Liberalisierungsvorhaben zugrunde gelegt.12 So fand ein grundlegender Umdenkprozess13 statt, der nicht nur in Europa, sondern weltweit zu beobachten war.14 Der von der EU initiierte Liberalisierungsprozess hat inzwischen die Funktionsweise der europäischen Strommärkte deutlich verändert, neue Marktchancen geschaffen und die Einführung neuer Produkte und Dienstleistungen herbeigeführt.15
„Ein funktionierender Wettbewerb setzt voraus, dass der Netzzugang nicht diskriminierend, transparent und zu angemessenen Preisen gewährleistet ist.“16 Die Voraussetzung für den gleichberechtigten Netzzugang für alle Marktteilnehmer und somit überhaupt für den liberalisierten Stromhandel wurde insbesondere durch neugefasste bzw. konkretisierte Regeln bei Netzzugang sowie durch das so genannte „Legal Unbundling“17 geschaffen. So werden die Fernleitungs- und Verteilnetze nun getrennt und in rechtlich selbstständigen Unternehmen betrieben.18
Im Folgenden wird die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie, die Emissionshandelsrichtlinie sowie die Verordnung über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel in ihren Kernpunkten kurz skizziert.19
Vorangetrieben durch die EU-Kommission erlebt der europäische Elektrizitätsmarkt einen massiven, grundlegenden Paradigmenwechsel20, welcher sowohl für die Markt- teilnehmer als auch für die Europäische Union selbst eine große Herausforderung schafft. Das primäre Ziel der EU-Kommission ist die Schaffung rechtlicher Rahmen- bedingungen für eine sichere Energieversorgung zu wettbewerbsfähigen Preisen auf den europäischen Gas- und Elektrizitätsmärkten, also ein gut funktionierender, wettbewerb- lich organisierter Energiebinnenmarkt.21 So wurde in Brüssel erkannt, dass trotz der EU-Richtlinie 1996/9222, mit der die Grundlage für die Liberalisierung des Elektrizitäts- markts gelegt wurde, das Ziel eines wettbewerblich organisierten Elektrizitätsbinnen- marktes in Europa noch nicht erreicht wurde.23 Daraufhin wurde im Jahr 2003 die Richtlinie 2003/5424, auch Beschleunigungsrichtlinie genannt, erlassen, um die Liberalisierungsbemühungen in den einzelnen Mitgliedsländern voran zu treiben. Dabei hat sich die EU-Kommission neben der Beschleunigung und Harmonisierung der Liberalisierung auch die vollständige Öffnung der europäischen Elektrizitätsmärkte für alle Mitgliedsländer25 ab 1. Juli 2007 zum Ziel gesetzt, also den grenzüberschreitenden Stromgroßhandel.26
Nachdem in den USA bereits in den 80er Jahren das umweltpolitische Klimaschutzinstrument handelbarer Emissionsrechte zur Begrenzung der Emissionen von Schwefeldioxid eingeführt wurde, spielt das EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS) nach dem Prinzip Cap & Trade seit 2005 eine zentrale Rolle in der europäischen Klimapolitik.27 So wurde mit der EU-Richtlinie 2003/87/EG28 ein wirtschaftlich effizientes Werkzeug zur Vermeidung von Treibhausgasemissionen geschaffen.29
Hintergrund für die Einführung des EU-ETS war das Kyoto- Protokoll von 1997, das zunächst die Reduktionsziele für die Jahre 2008 bis 2012 setzte. Demzufolge verpflich- teten sich die Mitgliedstaaten der erweiterten EU-25 gemeinsam den Ausstoß an Treib- hausgasen30 im Durchschnitt um 8 % gegenüber dem Basisjahr 1990 zu mindern. Dabei einigten sich die einzelnen Mitgliedstaaten auf ein so genanntes „Burden Sharing“31 (Lastenteilung).32
Die Umsetzung der Richtlinie in nationales Recht wurde dadurch gewährleistet, dass jedes der EU-Vertragsstaaten einen nationalen Allokationsplan (NAP) erstellte, in dem das Emissionsbudget auf die zur Teilnahme verpflichteten Anlagen verteilt bzw. die zukünftigen CO2-Reduktionspflichten den Anlagenbetreibern zugeordnet wurden. Während in der ersten Handelsperiode von 2005 bis 2007 (so genannte „Vor-Kyoto- Periode“) 95 % der Zertifikate kostenlos zugeteilt werden sollten, werden in der Kyoto- Phase 2008 bis 2012 mindestens 90 % der CO2-Kontingente (EU-Allowances, kurz EUA) kostenlos zugeteilt und die restlichen 10 % versteigert.33 Nur wenige Mitglieds- staaten haben im NAP I ihren Spielraum genutzt, sodass fast alle Emissionsberech- tigungen verschenkt wurden.34
In der EU sind insgesamt 11.428 energieerzeugende und energieintensive Anlagen zur Teilnahme am Emissionshandel verpflichtet.35 Nach jedem Jahr müssen die Anlagen- betreiber für die tatsächlich angefallenen CO2-Emissionen die entsprechende Menge an Emissionsrechten entwerten.36 Hält ein Anlagenbetreiber nicht die benötigte Menge an CO2-Zertifikaten, so ist je fehlendes Zertifikat eine Strafabgabe fällig.37 Zusätzlich muss der Betroffene die fehlenden Emissionszertifikate am Markt beschaffen, um diese im Folgejahr nachreichen zu können. Bleibt dagegen noch etwas übrig, kann der Anlagen- betreiber die überschüssige Menge am Markt verkaufen oder zur Pflichterfüllung in einem anderen Jahr derselben Handelsperiode nutzen („Banking“).38
Damit in Europa alle Kyoto-Instrumente zur Verfügung stehen, wurde im Oktober 2004 die Richtlinie 2004/101/EG39 zur Einführung der projektbezogenen Mechanismen, auch bekannt als EU-Linking-Directive40 erlassen. Mit dieser Richtlinie wurden Instrumente wie Clean Development Mechanism (CDM) und Joint Implementation (JI) implemen- tiert,41 um ergänzenden Erwerb von Emissionsgutschriften in das EU-ETS einzubezie- hen und somit sämtliche Emissionszertifikate42 international handelbar zu machen.43
Im Gegensatz zu den Richtlinien, die in erster Linie nationale Märkte und deren Öffnung avisieren, geht es bei der EU-Verordnung 1228/2003/EG44 über die Netz- zugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel darum, diese Märkte zu verknüpfen, um durch die Intensivierung des europaweiten Stromhandels einen „echten“ grenzüberschreitenden Wettbewerb zu errichten.45 Aufgrund der Leitungs- gebundenheit des Stroms46 stellt eine nicht diskriminierende und marktbasierte Verteilung der knappen Übertragungskapazitäten auf die interessierten Stromhändler47 bzw. das Engpassmanagement eines der zentralen Probleme für den grenzüberschreiten- den Stromhandel dar.48
Die EU-Verordnung, die ein Engpass als „[…] eine Situation, in der eine Verbindung zwischen nationalen Übertragungsnetzen wegen unzureichender Kapazität der Verbin- dungsleitungen und/oder der betreffenden nationalen Übertragungsnetze nicht alle Stromflüsse im Rahmen des von den Marktteilnehmern gewünschten internationalen Handels bewältigen kann“49 definiert, schreibt den Mitgliedsstaaten erstmals ein gerechtes und wettbewerbsfreundliches Engpassmanagement auf den Verbindungsleitungen (Interkonnektoren) vor.
Zusammenfassend können die Eckpunkte dieser Verordnung folgendermaßen dargestellt werden:50
- Engpassmanagement-Methoden müssen kurzfristige Engpässe auf marktorientierte wirtschaftlich effiziente Weise beseitigen;
- Sie müssen Investitionsanreize für Erzeugung und Netze schaffen;
- Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB/TSO51 ) müssen gerechte und transparente Standards für Engpassmanagement-Methoden festlegen sowie bestimmte technische Daten der Netze veröffentlichen, speziell bezüglich ihrer Auslastung;
- Die unterschiedliche Behandlung verschiedener grenzüberschreitender Stromflüsse muss auf ein Mindestmaß beschränkt werden;
- Die Netzzugangstarife müssen von der Übertragungsrichtung abhängig gemacht werden;
- Die den ÜNB zur Verfügung stehenden Kapazitäten müssen mit möglichst hoher Verbindlichkeit angeboten werden;
- Da sich die Nutzung von Verbindungsleitungen auf beiden Seiten einer Landesgrenze auf die Stromflüsse auswirkt, sollen Engpassmanagement-Verfahren nicht einseitig entwickelt werden.
Da Strom als Endenergieträger52 eine Reihe von physikalischen und technischen Besonderheiten aufweist, die für das Verständnis der Funktionsweise der Märkte bzw. für eine Organisation des Stromhandels von großer Bedeutung sind, wird in diesem Unterkapitel ein kurzer Überblick über diese gegeben.
Physikalisch ist Strom (Elektronenfluss) als geordnete Bewegung der Ladungen (Elektronen) von Minus- zum Pluspol in elektrischen Leitern (Spannungsquelle) definiert.53 Das Produkt aus Stromstärke (Ampere) und Spannung (Volt) wird als elektrische Leistung bezeichnet. Dieses stellt eine in einem vorgegebenen Zeitintervall umgesetzte Energie (verrichtete Arbeit) dar und wird in Kilowatt (kW) oder Megawatt (MW) gemessen. Strom als handelbares Gut und Erzeugnis der Elektrizitätswirtschaft stellt hingegen eine elektrische Arbeit gemessen in Kilowattstunden54 (kWh) oder Megawattstunden (MWh) dar, die als eine pro Zeiteinheit (i.d.R. eine Stunde) beanspruchte elektrische Leistung (Last) aufgefasst werden kann.55
Zu den physikalischen Besonderheiten der Handelsware Strom gehören Leitungs- gebundenheit und praktisch fehlende, abgesehen von Pumpspeicherkraftwerken, Speicherungsmöglichkeit.56 Aufgrund der Leitungsgebundenheit kann Strom nur mittels spezieller Leitungsnetze57 transportiert werden, die ein natürliches Monopol bilden, das insofern nicht angreifbar ist.58 Als Folge der nicht gegebenen Lagerfähigkeit von Strom muss die Erzeugung und Verbrauch von Strom, also Einspeisung und Entnahme, simultan stattfinden.59 Dabei müssen die Kraftwerks- und Netzübertragungskapazitäten so ausgestaltet sein, dass sie auch den Spitzen- sowie Ausgleichsenergiebedarf und somit jederzeitige Stromversorgung sicherstellen können. Im Gegenfall könnte eine Übernachfrage den Zusammenbruch des gesamten Netzes verursachen.60 Die Aufgabe der Gewährleistung der Netzsicherheit (Überwachung und Steuerung von Ein- und Ausspeisungen aus dem Netz) gehört zu den Systemdienstleistungen der Verbundnetzbetreiber. Diese werden durch die Anwendung eines zwischen den UCTE- Mitgliedern61 abgestimmten, mehrstufigen Verfahrens zur Netzregelung62 wahr- genommen.63
Aus technischer Sicht bezeichnet der physische Stromgroßhandel den Stromaustausch auf der 380/220 Kilovolt-(kV)-Höchstspannungsebene.64 Der Kraftwerkseinsatz und der Netzbetrieb erfolgen auf Basis von Fahrplänen, die von den Bilanzkreisverantwort- lichen für jede Viertelstunde des nachfolgenden Tages erstellt werden. Die Fahrpläne selbst werden auf Basis von Lastprofilen (ausgedrückt durch eine Lastkurve) aufgestellt, die auf der Grundlage von Wetterprognosen und sonstigen Lastverlauf beeinflussenden Ereignissen erstellt werden.65 Ein Lastprofil gibt an, welche Last ein Verbraucher in jede Viertelstunde des Lieferzeitraumes (z.B. ein Kalenderjahr) entnimmt, also sein Stromverbrauch.66 Ein Fahrplan gibt für jede Viertelstunde innerhalb der Dauer einer entsprechenden Übertragung an, wie viel elektrischer Leistung (Last) zwischen Bilanzkreisen ausgetauscht bzw. am Einspeise-/Entnahme-Knoten eingespeist/entnom- men wird.67
Bilanzkreise sind virtuelle Bilanzierungseinheiten, die es ermöglichen, Handels- geschäfte mit physischer Erfüllung auf der Großhandelsebene und die daraus resultierende physische Stromflüsse aufeinander abzubilden.68 Jeder Lieferant, egal ob Erzeuger- oder Verbraucherlieferant und jeder Stromhändler in jeder Regelzone69, in der er tätig ist, muss einem Bilanzkreis angehören. Pro Bilanzkreis gibt es immer ein Bilanzkreisverantwortlicher (BKV). Grundsätzlich ist jeder Großhändler ein BKV.70
So gibt es spezielle Börsenbilanzkreise, die für die Abwicklung von börslichen Spot- marktgeschäften verwendet werden.71 Geschäfte mit physischer Erfüllung werden als Fahrplanlieferungen zwischen verschiedenen Bilanzkreisen dargestellt und dem Netzbetreiber übermittelt. Der ÜNB überprüft die Konsistenz der von verschiedenen Großhändlern (BKV) eingereichten Fahrpläne bzw. kontrolliert auch die Überein- stimmung von eingereichtem Fahrplan und tatsächlichem Energiefluss.72 Da die Ein- und Ausspeisungen jeweils pro Bilanzkreis saldiert werden, muss der ÜNB selbst dann nur die verbleibende Differenzmenge durch Ausgleichs-/Regelenergie ausgleichen.73 Somit stellen die Fahrpläne das informative Bindeglied zwischen der Handels- und der physikalischen Ebene dar. Mit deren Hilfe werden in einem standardisierten Verfahren die Informationen über die Austauschbeziehungen zwischen den einzelnen Bilanzkreisen dem jeweiligen ÜNB mitgeteilt.74
Abstrahiert von diesen physikalischen und technischen Besonderheiten stellt Strom insbesondere auf Großhandelsebene hinsichtlich der Produktspezifika ein homogenes, absolut austauschbares Gut dar, welches als ein klassisches Commodity angesehen werden kann und somit die Grundbedingung der Standardisierung für einen funktionsfähigen Termin- und Spotmarkthandel bestens erfüllt.75
Allgemein kann zwischen zwei Lasttypen unterschieden werden. Die Unterscheidung hinsichtlich der Lasttypen in Grundlast (Baseload) und Spitzenlast (Peakload) ist in erster Linie Ergebnis des Stromverbrauchs sowie der bestehenden Kraftwerksland- schaft.76 Nun wird als Beispiel ein hypothetischer Gesamtlastverlauf an einem Werktag betrachtet (Vgl. Abb. 1).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 1: Hypothetischer Verlauf der Gesamtlastkurve an einem Werktag im Mai
Quelle: eigene Darstellung i.A.a. EET (2009)
Es fällt auf, dass der Stromverbrauch in den Peak-Stunden höher ist. Somit liegen auch die Preise für Spitzenlast auf einem höheren Niveau, wobei die teuerste Stunde meistens die Stunde 12 ist, also von 11 bis 12 Uhr, weil zu diesem Zeitpunkt Mittagessen zu- bereitet wird. Dagegen ist in den späten Nachtstunden der Verbrauch bzw. der Preis am niedrigsten.
Da die Stromkonsumenten ihren Verbrauch meistens nur geringfügig ändern bzw. durch andere Energieformen substituieren können77, ist die Preiselastizität der Stromnachfrage sehr gering.78 Entsprechend können die Strompreise für bestimmte Stunden an unter- schiedlichen Tagen stark schwanken und die Preise für die prompte Lieferung erheblich voneinander abweichen.79 Um die Nachfragespitzen ausgleichen zu können, muss eine Reservekapazität80 an Erzeugung für technische Nicht-Verfügbarkeiten der Kraftwerks- leistung (Kraftwerksrevisionen und so genannte „Blackouts“)81 vorgehalten werden.82 Dies hat zur Folge, dass die kurzfristige Anpassung zwischen Angebot und Nachfrage aufgrund der vorerst beschränkten Möglichkeiten der nachfrageseitigen Laststeuerung primär durch das Angebot erfolgt und die Nachfragekurve sich aus dem erwarteten Stromkonsum plus der notwendigen Kapazitätsreservehaltung der Kraftwerke zusammensetzt.83
Auf den liberalisierten Stromgroßhandelsmärkten werden bestimmte Stromprodukte außerbörslich/bilateral oder börslich gehandelt. Dabei kompensieren beide Formen des Stromhandels die Schwächen des anderen, d.h. beide ermöglichen ein optimales Kombinieren von börslichen mit bilateralen Stromprodukten.
Der im Vergleich zum Börsenhandel volumenmäßig größere bilaterale Stromgroß- handel, der so genannte „Over-The-Counter-Market“ (OTC-Markt), umfasst den außer- börslichen Handel mit nicht standardisierten Stromprodukten/-kontrakten, die exakt den
individuellen Bedürfnissen und Vorstellungen der Kontrahenten entsprechen. Das heißt sie bieten generell gute Möglichkeiten eine konkrete Lastdeckung zu erreichen84, da die Fahrpläne ziemlich genau konfiguriert werden können.85
Der OTC-Markt ist im Gegensatz zu einer Börse nicht lokalisiert, bzw. er besitzt keine festen Handelszeiten, sodass die Geschäfte bilateral als „Direkthandel“ via Telefon/Fax, über Broker oder über Online-Handelsplattformen abgeschlossen werden.86 Dabei verhandeln die Counterparts die Vertragsspezifika der Lieferbedingungen wie Preis, Liefermenge, Lieferzeitpunkt87, Lieferort (Netzknoten88 ) oder Vertragslaufzeit vor Vertragsabschluss. Das heißt es besteht immer ein zeitlicher Abstand zwischen Handel und Lieferung, sodass jeder OTC-Vertrag, streng genommen, ein „Forward-Agree- ment“, also eine Vereinbarung über eine Erfüllung in der Zukunft, darstellt.89
Dem Vorteil eines individuellen Zuschnitts steht der Nachteil der relativ hohen Transaktionskosten durch die notwendigen Spezifizierungen im Rahmen der Vertrags- verhandlungen gegenüber.90 Daher wird bei den Vertragsverhandlungen häufig auf die Rahmenverträge zurückgegriffen, um die Transaktionskosten zu senken bzw. die Verhandlungen zu beschleunigen sowie die Risiken zu minimieren.91 Der mit Abstand gebräuchlichste Rahmenvertrag im physischen OTC-Stromhandel ist der EFET- Rahmenvertrag, der die sonst schwierig handelbare OTC-Forwards zum Teil standar- disieren lässt.92 Der außerbörsliche derivative bzw. finanzielle OTC-Stromhandel voll- zieht sich üblicherweise auf der Grundlage von ISDA93 -Stromhandelsverträgen.94
Andererseits birgt sich im bilateralen OTC-Handel auch das Ausfall-/Kreditrisiko95, das grundsätzlich jede Vertragspartei trägt.
Eine Börse wird allgemein als eine organisierte, örtlich konzentrierte, anonymisierte Marktveranstaltung definiert. Die gehandelten Kontrakte sind standardisiert. Als Vertragspartner tritt die Strombörse auf, sodass das Ausfall-/Kreditrisiko weitgehend minimiert wird.96 Außerdem reduziert die Existenz einer Strombörse, genauer einer Spotbörse, die Mengenrisiken der Marktteilnehmer. Das heißt ein Händler kann die überschüssigen oder fehlenden Mengen an der Börse schnell und unkompliziert handeln.97
Der institutionalisierte Börsenhandel stellt die Markttransparenz für alle Marktteil- nehmer dar und erfüllt somit die entscheidende Informationsfunktion, die auch für den OTC-Markt relevant werden kann.98 Im Vergleich zum bilateralen Handel, bei dem sich Liquidität auf eine Vielzahl unterschiedlicher Stromprodukte verteilt, gewährleistet die Börse durch Standardisierung der Produkte sowie Konzentration von Orders und Informationen eine höhere Liquidität bzw. Fungibilität. Die Tatsache, dass eine Strombörse immer als Counterpart auftritt, ermöglicht eine Anonymität des Handels, d.h. die Möglichkeit des Abschlüsses von Lieferverträgen ohne Rücksichtnahme auf etablierte Vertragsbeziehungen, was insbesondere bei großen Aufträgen für die Marktteilnehmer von Interesse ist.99
Im Laufe der Liberalisierung von europäischen Energiemärkten wurden in vielen EUMitgliedstaaten Strombörsen installiert. Diese befinden sich allerdings in unterschiedlichen Entwicklungsstadien (Vgl. Abb. 2).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 2: Europäische Strombörsen befinden sich in den unterschiedlichen Entwicklungsstadien100
Quelle: EET (2009)
Bei analytischer Betrachtung kann Nord-Pool101 als Schnittmuster für die europäischen Spotbörsen bezeichnet werden. Dies bedeutet, dass sich Markt- und Produktaufbau der einzelnen EU-Börsen an der skandinavischen Konstruktion orientieren.102 So betreiben alle Strombörsen einen kurzfristigen Kassahandel, der den Handel der Einzelstunden- kontrakte103 für eine physische Stromlieferung am darauf folgenden Tag zu einem bestimmten Netzknoten104 umfasst (Day-Ahead-Markt).105 Dabei werden von manchen Börsen neben den Einzelstundenkontrakten auch Blockkontrakte106 im fortlaufenden Blockhandel angeboten.107 Nur wenige europäische Strombörsen bieten gleichzeitig auch den Terminhandel, also Terminmarkt an, wo hauptsächlich finanziell oder aber auch physisch erfüllte Futures sowie Optionen auf Standardprodukte zum Einsatz kommen.108
Tabelle 1 zeigt eine zusammenfassende Übersicht über die wichtigsten Unterschiede zwischen den beiden Handelsformen:
Tabelle 1: Vergleich OTC- und Börsenhandel
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: eigene Darstellung i.A.a. EU-KOM (2006), S. 121
Aus der Tabelle 1 wird ersichtlich, dass das Ausfall-/Kreditrisiko, das sich im OTC- Handel birgt, durch die Inanspruchnahme von Clearing-Lösungen reduziert werden kann, indem ein standardisiertes OTC-Geschäft, das dem börslichen Geschäft entspricht, bei einem Clearinghaus einer Börse zunächst registriert, in ein standar- disiertes Börsenprodukt umgewandelt und dann als solches „gecleart“ wird.109 Dabei stellt sich das Clearinghaus als zentraler Kontrahent zwischen Käufer und Verkäufer, um die Gegenparteirisiken auf einen einzigen Vertragspartner zu konzentrieren und somit die finanzielle bzw. physische Erfüllung der Geschäfte zu garantieren. Zur Gewährleistung dieser Sicherheit muss vor der Geschäftsregistrierung von jedem Handelsteilnehmer eine Sicherheitsleistung110 („Margin“) beim Clearinghaus hinterlegt werden, die wiederum bei den Börsen hinterlegt wird, damit bei Verzug eines Clearing- Mitglieds mit diesen hinterlegten Margins Verluste beglichen werden können.111
„Seit dem Einbruch der Finanzmarktkrise Mitte 2007 sind die Kosten, die der Markt für eine Absicherung von Kreditrisiken verlangt112, erheblich gestiegen“113 (Vgl. Abb. 3).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 3: Steigende Kreditrisiken erhöhen Kosten des Handelns
Quelle: Kreuzberg, P. (2009), S. 14
„Diese Kosten erreichten ihren vorläufigen Höhepunkt mit dem Untergang von Lehman Brothers. Als Konsequenz dieses erhöhten Ausfallrisikos hat sich der traditionelle OTCHandel zugunsten regulierter Handelsplätzen und Clearing-Lösungen reduziert. In der Krise fehlt manchen Marktteilnehmern allerdings das für diese Form der Kreditrisikomitigation erforderliche Cash.“114
In einer Untersuchung der EU-Kommission wurde festgestellt, dass sich die deutschen OTC-Strompreise bei identen Stromprodukten weitgehend parallel mit denen an der Börse entwickeln (Vgl. Abb. 4). Sind OTC- und Börsenpreise für ein bestimmtes Produkt gleich hoch, obwohl der Großteil des deutschen Großhandels am OTC-Markt stattfindet, so kann davon ausgegangen werden, dass beide Handelsformen einem gemeinsamen Großhandelsmarkt angehören und somit die Börsepreise durchwegs als Richtwert für die Preise am OTC-Markt herangezogen werden können, um Aussagen über den gesamten Großhandelsmarkt machen zu können.115
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 4: Vergleich von OTC- und Spotbörsenpreisen in 2005
Quelle: EEX; Argus Media, in: EU-KOM (2006), S. 122
Abbildung 4 zeigt ein Vergleich zwischen Day-Ahead-Baseload-Preisen am OTCMarkt und an der Strombörse EEX im Jahr 2005. Diese Entwicklung kann dadurch erklärt werden, dass beide Marktbereiche und somit auch deren Preise von den gleichen Preisbildungsfaktoren116 abhängig sind. Zum anderen führt die kontinuierliche Ausnutzung von Preisunterschieden nahezu identischer Stromprodukte (Arbitragehandel) zu einer Angleichung der Preise der beiden Marktbereiche.117
Sowohl im OTC- als auch im Börsenhandel existieren zwei Marktsegmente: der Stromspot- und der Stromterminmarkt. Beide können grundsätzlich je nach Abstand zwischen Abschluss und Erfüllung, also je nach Fristigkeit der Produkte unterschieden werden.118
Auf den Spot- und Terminmärkten können die Handelsteilnehmer die Geschäfte mit physischer und finanzieller Erfüllung eingehen, welche die Lieferzeiträume für bis zu fünf Jahre im Voraus beinhalten können.119 Während der Spotmarkt als Lieferungs- und Beschaffungsmarkt dem kurzfristigen physischen Handel und somit dem Ausgleich
bzw. der Optimierung von Abnahme- und Bezugspflichten im Portfolio dient, werden am Terminmarkt längerfristige Geschäfte getätigt, die es den Marktteilnehmern verhel- fen, die Mengen- und Preisrisiken zu verringern und den Cash Flow zu stabilisieren.120 In der Tabelle 2 wird die Zuordnung der gehandelten Stromprodukte anhand ihrer jeweiligen Einsatzmöglichkeiten zu den spezifischen Teilmärkten im Stromgroßhandel schematisch veranschaulicht:
Tabelle 2: Teilmärkte und Produkteinsatzmöglichkeiten im Stromgroßhandel
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: i.A.a. Schuster, A. (2006), S. 524; Spicker, J. (2006), S. 88
Angesichts der Nicht-Speicherbarkeit von Strom sowie des grenzüberschreitenden Stromhandels stellt der Ausgleichs-/Regelenergiemarkt, welcher der Netzstabilität dient, einen weiteren wichtigen bzw. notwendigen Markt für Strom dar.121 Dieser soll daher hier auch kurz skizziert werden.122
Unabhängig von der Handelsform findet der kurzfristige physische Handel (Spotbezug/ Spotlieferung) auf dem Spotmarkt statt, der für das direkte unmittelbare Geschäft Ware gegen Geld steht.123
In der einschlägigen Literatur wird die Abgrenzung des Begriffs Spotmarkt nicht eindeutig vorgenommen. So bezeichnen Gerke, W./Hennis, M./Schäffner, D. (2000),
Lokau, B./Ritzau, M. (2005) und Spicker, J. (2006) den Spotmarkt als Day-Ahead- Markt, wo die Marktteilnehmer ein Tag vor der physischen Erfüllung/Lieferung handeln, die erst am folgenden Tag bzw. an dem folgenden Wochenende inkl. des ersten folgenden Werktags (Folgewoche) erfolgt.124 Schuster, A. (2006) seinerseits erweitert diese Definition auf Geschäfte mit einer Fälligkeit bis zum Ende des laufenden Kalendermonats.125 Im Rahmen dieser Arbeit soll die Definition des Spotmarktes auf Geschäfte mit einer physischen Erfüllung am folgenden Tag bzw. an dem folgenden Wochenende beschränkt werden, um eine saubere Trennung der beiden Teilmärkte (Spot- und Terminmarkt) zu gewährleisten.
Aufgrund der Tatsache, dass sich die Spotmarktprodukte an den europäischen Strombörsen in ihren Gegebenheiten nicht grundlegend unterscheiden, wird im Folgenden als Beispiel für börslichen Spotmarkt den Spothandel an der deutschen Strombörse EEX, die als eine zentraleuropäische Referenzbörse gilt, beschrieben.
Aufgrund der individuellen Anforderungen der Marktteilnehmer haben sich sowohl an der EEX als auch im OTC-Handel als wichtige Referenzlieferformen (Stromstandardprodukte) für den Spotmarkt Pakete/Bänder etabliert, die eine konstante physische Grundlastlieferung (Baseload) für 24 Stunden eines Tages sowie eine Spitzenlastlieferung (Peakload) für 12 Stunden eines Werktages126 beinhalten.127 Beide Kontrakttypen existieren im Spotmarkt für einen definierten Lieferzeitraum über einzelne Wochentage, für Wochenenden sowie für Kalenderwochen.128
Da sich aber die üblicherweise stündlich schwankende Nettoposition eines Strom- portfolios mit Base- und Peakload-Lieferungen nicht vollständig abdecken lässt,129 werden die Stunden- und Blockkontrakte als Standardprodukte an der EEX zusätzlich angeboten. Während bei Stundenkontrakten eine Stromlieferung mit konstanter Leistung über eine vorgegebene Lieferstunde gehandelt wird, umfassen die Blöcke, wie der Name schon sagt, eine Stromlieferung mit konstanter Leistung über mehrere
aufeinander folgende Lieferstunden.130 Dadurch wird es den Marktteilnehmern an der Spotbörse ermöglicht, ähnlich dem OTC-Handel, beliebige Lastdeckungsprofile mit Spotmarktprodukten stundenscharf anzunähern und somit ein hohes Maß an Flexibilität bei der Portfoliooptimierung zu erreichen.131 Im Gegensatz zu den frei konfigurierbaren Fahrplanlieferungen132 im OTC-Markt133, die ein Händler in seinem Portfolio nur teilweise glattgestellt bekommen kann, können börsliche Standardprodukte mit Stundenauflösung vom Händler problemlos glattgestellt werden.134
Analog der Strombörse ermöglichen die elektronischen Brokerplattformen im OTC- Markt neben Standardkontrakten wie Base- und Peakload, die den größten Teil der Liquidität auf sich vereinen, auch den Handel bestimmter Stundenblöcke (Stunden- profile).135 Des Weiteren konzentriert sich das Handelsvolumen für Spotprodukte auf den Handelsplattformen der Brokerhäuser überwiegend auf Kontrakten mit einem Lastprofil von 5-MW- oder 25-MW. Andere Kontraktgrößen lassen sich auch vereinbaren, werden aber meist mit einem geringeren Preisaufschlag gehandelt.136 Häufig werden im OTC-Markt auch Nicht-Standardprodukte gehandelt, die komplexe zusammengesetzte Lieferungen beschreiben. So kommen hier Fahrplanlieferungen zur Anwendung, bei denen in einem Viertelstunde-Zeitraster ein anderer Leistungswert geliefert wird. Weitere Produkte in dieser Kategorie sind Indexprodukte, bei denen der Preis des Produktes nicht im Voraus fixiert, sondern an die Preisentwicklung diverser Indizes gekoppelt wird, wobei außer Stromindizes (z.B. Phelix Base von der EEX) oft Indizes, wie z.B. NBP137 (Gas), ARA138 (Kohle) oder WTI139 bzw. Brent140 (Öl) in Anspruch genommen werden.141
Wie oben bereits angedeutet organisiert die Strombörse EEX den Spothandel in zwei unterschiedlichen Handelsformen. Der Handel für Stundenkontrakte und Stunden- blöcke142 findet in einer so genannten „one-shot-auction“, also einer einzigen Call- Auktion mit geschlossenem Orderbuch, statt.143 Dabei teilen die Handelsteilnehmer am Vortag dem Auktionator (Börsenbetreiber) mit, welche Mengen sie zu welchen Stunden und zu welchem Preis verkaufen/kaufen würden (Aufrufphase).144 Die eingegangenen Gebote145 je Stunde des Folgetages werden in der Preisermittlungsphase durch lineare Interpolation zu einer Angebots- und Nachfragekurve aggregiert.146 Der Schnittpunkt beider Kurven bestimmt den Auktionspreis („Market-Clearing-Price“) der jeweils gehandelten Stunde, sodass im Ergebnis die nachgefragte Strommenge in dieser Stunde mit der angebotenen übereinstimmt. Der Börsenmarkt ist somit in dieser Stunde geräumt.147 Dieser ermittelte, markträumende Preis wird nun in die individuellen Gebote eingesetzt. Das heißt alle Käufer/Verkäufer, die einen höheren/niedrigeren Preis geboten haben, erhalten die gewünschte Menge zu diesem Gleichgewichtspreis. Dieses Prozedere erfolgt dann einzeln für alle 24 Stunden des Folgetages.148
Der Handel der Blockkontrakte an der EEX findet dagegen ausschließlich für Base- und Peakload im fortlaufenden Handel statt (offenes Orderbuch).149 Dabei werden die Gebote der Handelsteilnehmer nach ihrem jeweiligen Eingang auf sofortige Ausführbarkeit geprüft und nach Möglichkeit nach dem Meistausführungsprinzip glattgestellt. Das Börsensystem führt die Preisbildung automatisch anhand definierter Regeln durch, die die Gebote im Orderbuch nach Typ, Limitpreis, zeitlicher Reihenfolge des Eingangs sowie dem erzielbaren Handelsvolumen ausführen.150
Die EEX ermittelt börsentäglich den „Physical Electricity Index“ für Base- und Peak- Kontrakte, kurz Phelix Base151 bzw. Phelix Peak152 genannt. Beide haben gemeinsam, dass sie im Marktgebiet Deutschland-Österreich für alle Kalendertage des Jahres und zwar ohne Berücksichtigung von Netzübertragungsengpässen153 ermittelt werden.154 Da der börsliche Spotmarkt als Referenzmarkt zur finanziellen Erfüllung bzw. zur Abdeckung der physischen Bedürfnisse aus den finanziellen Futures fungiert, stellen die genannten Indizes die Grundlage für den EEX-Terminmarkt dar. Dies bedeutet, dass der börsliche Spotmarkt den Basispreis für die Abrechnung der Termingeschäfte liefert.155 Deshalb wird ein anerkannter, liquider und vor allem manipulationsfreier Spotmarkt als Voraussetzung für Terminhandel angesehen.156
Zum Terminmarkt gehören alle Transaktionen, die zwar zum gegenwärtigen Zeitpunkt vereinbart, jedoch erst in der Zukunft, also in einem Zeitraum von Monaten oder sogar Jahren fällig werden. Dabei handelt es sich um Geschäfte, bei denen eine Erfüllung zu einem Festpreis, für eine bestimmte Liefermenge pro Zeiteinheit in einer fixierten Lieferperiode vereinbart wird.157
Konzeptionel betrachtet, stellt der Terminhandel in erster Linie einen Handel auf Marktrisiken158 (Risikotransfer) dar, der die Möglichkeit bietet, die Unsicherheit und Ungewissheit über zukünftige Preisschwankungen des zugrunde liegenden Handels- gegenstandes auf diejenige Partei zu übertragen, die hierzu bereit ist.159 Daneben kann das Ziel von Termingeschäften eine sichere Versorgungssituation auf längere Sicht sein. Zu diesem Zweck existieren im OTC-Handel, neben den physisch zu erfüllenden Forwards, die eine wesentliche Produktart darstellen, auch verschiedene Arten von
Grundlagen des Stromgroßhandels
generischen physischen Stromterminprodukten, die noch heute Grundlage des Großhandels sind.160
Darüber hinaus sind Termingeschäfte durch ihre Hebelwirkung, auch bekannt als Leverage-Effekt, gekennzeichnet. Da der gesamte Kontraktwert nicht sofort fällig ist, reicht ein geringerer Kapitaleinsatz, um die volle Marktentwicklung des zugrunde liegenden Basiswertes mitmachen zu können. In diesem Zusammenhang stellen Termingeschäfte stets ein bedeutendes Spekulationsinstrument dar. Da aber der Hebel in beide Richtungen wirkt, geht natürlich mit der Chance der Erzielung hoher Gewinne bei minimalem Kapitaleinsatz ein korrespondierendes Risiko eines Totalverlustes einher.161
Es gibt verschiedene Unterscheidungsmerkmale von Termingeschäften. Zum einen können diese nach Zugehörigkeit zum einen der beiden Handelsformen, zum anderen nach deren Erfüllung, also physisch oder finanziell unterschieden werden. Weiterhin können alle Termingeschäfte, ungeachtet deren Erfüllung bzw. Zugehörigkeit, in unbedingte und bedingte Geschäfte differenziert werden. Wird von den Counterparts eine unbedingte Verpflichtung zur Leistung und Gegenleistung bei Fälligkeit des Geschäfts vereinbart, so handelt es sich um ein unbedingtes Termin- oder Fixge- schäft.162 Werden diese Terminkontrakte bilateral gehandelt, werden sie als Forwards und im Falle des Börsenhandels als Futures bezeichnet.163 Unbedingte Termingeschäfte zeichnen sich durch ein symmetrisches Chancen-/Risikoprofil aus. Dies bedeutet, dass das Risiko des Verkäufers dem des Käufers in gleicher Höhe entgegen steht.164 Hierzu zählen neben den klassischen Urformen wie Futures und Forwards auch Finanz- tauschgeschäfte wie Swaps.165
Charakteristisch für bedingte Termingeschäfte („bedingt“ durch die Entwicklung des Underlying) ist hingegen ihr asymmetrisches Chancen-/Risikoprofil. Dies bedeutet, dass das Risiko des Käufers stets begrenzt ist, jedoch nicht das des Verkäufers, genauer des Stillhalters.166 Zu dieser Kategorie gehören vor allem den Finanzmärkten entlehnte
Optionen bzw. die daraus entwickelten Swaptions sowie Caps, Floors und Collars, die überwiegend finanziell erfüllt werden.167
Tabelle 3 gibt eine zusammenfassende Übersicht über die Arten der gängigen Stromterminmarkprodukte wieder:
Tabelle 3: Arten von Stromterminprodukten
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: eigene Darstellung
Der börsliche Terminmarkt zeichnet sich dadurch aus, dass dort überwiegend finanzielle Termingeschäfte mit Futures und Optionen zum Einsatz kommen, wobei der EEX-
Phelix-Future das größte Handelsvolumen in Kontinentaleuropa auf sich vereint (Vgl. Tab. 4).172
Tabelle 4: Futures-Handelsvolumen an den wichtigsten kontinentaleuropäischen Terminbörsen (Stand 2007)
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: i.A.a. Rademaekers, K./Slingenberg, A./Morsy, S. (2008), S. 26
Ausgehend von der in der Tabelle 4 geschilderten Situation auf den europäischen Terminmärkten, wird im weiteren Verlauf der Terminhandel an der EEX dargestellt.
Die Strombörse EEX bietet Futures-Kontrakte für Grund- und Spitzenlast entweder mit finanzieller Erfüllung (Phelix-Futures) oder mit physischer Erfüllung (German- Futures173 bzw. French-Futures174 ) an.175
„Jeweils handelbar sind [Futures] für die nächsten sechs Monate, die nächsten sieben Quartale und die nächsten sechs Jahre. Damit sind die Strompreisabsicherungen mit einem zeitlichen Vorlauf von maximal sechs Jahren möglich, wobei die nächsten drei Jahre zu den gängigen Absicherungszeiträumen gehören.“176
Geschäftsabschlüsse kommen am Terminmarkt der EEX durch das Zusammenführen von ausführbaren Orders zustande. Die im Orderbuch eigegebenen Orders der Börsen- teilnehmer werden dabei unverzüglich auf ihre Ausführbarkeit geprüft. Alle Orders im Orderbuch werden zuerst nach Preis und dann nach Einstellungszeitpunkt sortiert. Die Reihenfolge der Ausführung folgt dem „Preis-Zeit-Kriterium“. Das heißt Verkaufs- aufträge mit dem niedrigsten bzw. Kaufaufträge mit dem höchsten Preislimit werden zuerst ausgeführt. Falls sich zwei Aufträge auf der Kaufseite bzw. Verkaufsseite hinsichtlich des Preislimits nicht unterscheiden, so ist der zeitliche Eingang in das Orderbuch entscheidend. Die systemseitige Preisermittlung erfolgt dann am Ende der Eröffnungsphase und während des fortlaufenden Handels. Unmittelbar nach Geschäfts- abschluss erhalten Trader eine elektronische „Trade Conformation“, wobei diese nicht den Counterpart des zustande gekommenen Geschäfts offenbart.177 Ein Futures-Kontrakt umfasst ein fest definiertes Liefervolumen. So hat bspw. ein Month-Baseload-Futures (30 Liefertage; Lieferrate: 1 MW konstanter Leistung pro Tag) ein Kontraktvolumen von 720 MWh (24 h x 30 Tage x 1 MW). Ein Teilnehmer hat auch eine Grundsicherheit (Additional-/Initial-Margin) zu hinterlegen, die er am Ende der Laufzeit oder beim Schließen der Position zurückerhält.178 Gewinne und Verluste werden börsentäglich im Rahmen der so genannten „Variation Margin“ ausgeglichen. Am Ende eines jeden Handelstages erfolgt eine „Mark-to-Market“-Bewertung179 der Futures-Kontrakte, indem der Abrechnungspreis des aktuellen Tages (Settlement-Preis) mit dem Abrechnungspreis des Vortages bzw. am ersten Handelstag mit dem Kauf- oder Verkaufspreis verglichen wird. Die so ermittelte Wertdifferenz wird mit dem jeweiligen Kontraktvolumen und der jeweiligen Anzahl der offenen Kontrakte multipliziert.180 Dieser Prozess findet während der gesamten Laufzeit des jeweiligen Kontraktes statt. Am Ende des letzten Handelstages wird nun das Prozedere verändert. Die Börse kalkuliert den Monatsdurchschnittspreis des Spotmarktes als arithmetisches Mittel aller Tagesdurchschnittswerte („Phelix-Month“). Dieser wird dann als Schluss- abrechnungspreis verwendet. Die Preisdifferenz wird zum Vortag wieder finanziell ausgeglichen. Während des Liefermonats bezahlt der Teilnehmer börsentäglich die Einzelspotpreise (Tagesdurchschnittspreise für alle 24 Stunden), d.h. er kauft seinen Strom täglich am Spotmarkt ein. Am Terminmarkt erhält er im Saldo die Differenz zwischen dem Monatsdurchschnittspreis (Spot) und dem Kaufpreis des Futures (Termin) als Kompensationszahlung.181
Die Existenz des Ausgleichs-/Regelenergiemarktes resultiert aus technischer Notwen- digkeit, dass die im Stromnetz nachgefragte Last jeder Zeit und in jeder Regelzone durch ein äquivalentes Angebot an Elektrizität gedeckt sein muss.182 Zur Gewährleistung der Netzsicherheit wird von dem jeweils zuständigen ÜNB in seiner Regelzone die Ausgleichsenergie zunächst beschafft und gegebenenfalls aktiviert, falls Fahrplanabweichungen zwischen prognostizierter Nachfrage (nach- gefragte Leistungen) und erwartetem Angebot (bereitgestellte Leistungen der Kraft- werke) auftreten.183
Solche Abweichungen sind im Grunde genommen stochastischer Natur.184 Sie entstehen sowohl durch Prognosefehler185 auf der Nachfrageseite, als auch auf der Seite der Erzeugung durch technische Nicht-Verfügbarkeiten der Kraftwerke.186 Aus der Tabelle
5 wird deutlich, dass vor allem Steinkohlekraftwerke eine hohe Ausfallhäufigkeit, die in der Mehrzahl der Fälle zu einer sofortigen Totalabschaltung führt, aufweisen:187
Tabelle 5: Ausfallwahrscheinlichkeiten thermischer Kraftwerke
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: Swider, D. (2006), S. 8
Zusätzlich resultieren solche Abweichungen aus dem Einsatz regenerativer Energien, insbesondere Windenergie, deren Leistungsabgabe stochastisch schwankt.188 Erkennbar sind sie daran, dass die Netzfrequenz unter den Wert von 50 Hertz fällt (es wird eine positive Regelleistung zur Netzstabilisierung eingesetzt) oder über diesen Wert steigt (es wird eine negative Regelenergie benötigt).189 Bei negativer Regel- leistung wird vom ÜNB eine Produktionssenkung bzw. künstliche Verbrauchserhöhung durch den Einsatz von Wasserkraftwerken oder Pumpspeichern vorgenommen.190 Die Preise für Bereitstellung der Ausgleichsenergie hängen von den jeweiligen aggre- gierten Fahrplanabweichungen aller Netzkunden einer Regelzone ab und schwanken in einem Viertelstundentakt.191 Außerdem unterscheiden sie sich auch je nach Regel- energieart (positive oder negative), Zeit (Peak- oder Offpeak-Zeit) und je nach Regelzone.192 Diese stark fluktuierende Preise fallen im Normalfall entsprechend teurer aus als am Spotmarkt, wobei die positive i.d.R. um einiges teurerer als die negative Ausgleichsenergie ist.193
Ausgehend von der oben geschilderten Situation, muss ein Händler versuchen sein Bilanzkreis soweit wie möglich ausgeglichen zu halten, um die Beschaffung von teureren Ausgleichsenergie zu vermeiden. Zu diesem Zweck kann er, neben einer möglichst präzisen Nachbildung der Lastkurve mit notwendigen Spotmarktprodukten, auch eine Realoption auf ein flexibel regelbares Kraftwerk, das sehr kurzfristig zusätz- liche Strommenge bereitstellen oder aber auch sein Angebot drosseln kann, in sein Portfolio aufnehmen.
Wagner, E. (2005) definiert den Begriff Intra-Day-Handel als: „[…] alle Handels- aktivitäten, die im Gegensatz zum regulären Day-Ahead-Markt noch als Korrektur während des Tages bzw. nach Ablauf der Meldefrist am Vortag stattfinden.“194 Das Bilanzkreissystem ist so bestimmt, dass die Fahrpläne für physische Stromlieferung für den Folgetag (Day-Ahead-Geschäfte) i.d.R. bis spätestens 14:30 Uhr beim zustän- digen ÜNB eingereicht werden sollen.195 Jedoch ist es den BKV möglich, Fahrpläne innerhalb einer Regelzone bzw. bei entsprechender Genehmigung durch den ÜNB Regelzonen übergreifend, noch am Liefertag selbst spätestens bis 16:00 Uhr anzupassen (Intra-Day-Geschäfte).196
[...]
1 Mit einem Betrag von rd. 776 Mio. t. RÖE = 9028 TWh trug elektrischer Strom im Jahr 2006 zu 20,3 % am gesamten Endenergieverbrauch (TFC - Total Final Consumption) in der Welt bei und erweist sich damit nach Öl als zweitwichtigster Energieträger; Vgl. IEA (2008), S. 29.
2 Dies fand jedoch vorwiegend zwischen EVU benachbarter Versorgungsgebiete auf der Grundlage von Ausgleichsverträgen (Ausgleichslieferungen) statt, die den wechselseitigen Stromtransfer bis zu einer definierten Menge erlaubten und auf dieser Weise eine Kraftwerkseinsatzoptimierung und somit Kostensenkung ermöglichten; Vgl. Borchert, J./Nabe, Ch. (1999), o.S.
3 Vgl. Pschick, A. (2008), S. 1; Spicker, J. (2006), S. 39; Wallbaum, J. (2005), S. 33; Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R. (2001), S. 90.
4 Vgl. Wallbaum, J. (2005), S. 33; Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R. (2001), S. 89f.; Kraus, M. (2004), S. 1. Auch weiterhin werden langfristige bilaterale Stromlieferverträge abgeschlossen, wobei sich die Preise nun an den laufenden Notierungen auf dem Großhandelsmarkt orientieren; Vgl. Hensing, I./Pfaffenberg, W./Ströbele, W. (1998), S. 156.
5 Diese besteht aus den Stufen Erzeugung, Großhandel, Übertragung und Verteilung sowie Vertrieb inkl. Zählerwesen und Abrechnung; Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 298.
6 Vgl. Niedrig, T. (2006), S. 5; Spicker, J. (2006), S. 39.
7 Vgl. Spicker, J. (2006), S. 39.
8 Abgekürzt von „Proprietary Trading“ oder auf Deutsch proprietäre Handel, das den spekulativen Eigenhandel eines Handelshauses bezeichnet; Vgl. Spicker, J. (2006), S. 83.
9 Darüber, dass es sich bei Strom um eine Ware handelt, obwohl er aus physikalischen Gründen kein körperlichen Gegenstand und somit keine Sache ist, besteht in der Rechtsprechung und weiten Teilen der Literatur überwiegend Einigkeit; Vgl. Röhling, A. (2006), S. 433; Müller, L. (2001), S. 3.
10 Vgl. Hensing, I./Pfaffenberg, W./Ströbele, W. (1998), S. 113.
11 Vgl. Hensing, I./Pfaffenberg, W./Ströbele, W. (1998), S. 161.
12 Vgl. Deutsche Bank Research (1998), S. 11.
13 „Jahrzehntelang galt die These vom Vorliegen natürlicher Monopole in der Versorgungswirtschaft als unantastbar.“; Deutsche Bank Research (1998), S. 11.
14 Schrittmacher der Liberalisierung waren Länder wie Australien, Neuseeland, die USA und Chile. In Kontinentaleuropa übernahmen die skandinavischen Länder eine Vorreiterrolle bei der Neuausrichtung; Vgl. Deutsche Bank Research (1998), S. 11.
15 Vgl. EU-KOM (2006a), S. 2.
16 EU-KOM (2003a), o.S.
17 Rechtliche Entflechtung.
18 Vgl. Craul, M. et al. (2006), S. 30f.; Schwarz, H./Lang, C. (2006), S. 1.
19 Um einen harmonisierten Strombinnenmarkt zu erreichen, werden von Brüssel nicht nur gesetzliche Regelungen erlassen, sondern auch regelmäßig ein Market-Screening durchgeführt, dessen Ergebnisse in Benchmark-Berichten öffentlich publiziert werden. Die Benchmark-Berichte von der EU-Kommission sind unter dem folgenden Link abrufbar: http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/benchmarking_reports_en.htm, (03.04.2009).
20 Vgl. Kapitel 1 (Einleitung).
21 Vgl. EU-KOM (2006a), S. 2.
22 Europäisches Parlament und Europäischer Rat: Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt, ABl. EU Nr. L 27, v. 30.01.1997.
23 Erste Versuche zur Schaffung eines gemeinsamen europäischen Strombinnenmarktes gab es schon im Zuge der Vorarbeiten für die Vollendung des EG-Binnenmarktes 1992, wobei die ersten Vorschläge für eine Marktöffnung bereits 1987 von der EU-Kommission entwickelt wurden; Vgl. Gröner, H./Sauer, G. (1994), S. 332f.
24 Europäisches Parlament und Europäischer Rat: Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG, ABl. EU Nr. L 176, v. 17.07.2003. Die Richtlinie musste bis zum 1. Juli 2004 in nationales Recht umgesetzt werden.
25 Im Bezug auf die Marktöffnung lassen sich die EU - Mitgliedsländer in drei Gruppen unterteilen. Zu der Gruppe 1 gehören DE, AT, FI, SE und GB. Diese sind Vorreiter bei der Einführung des Wettbewerbs, da sie den Markt rascher vollständig geöffnet haben als die Richtlinie vorschrieb. Zu der 2. Gruppe gehören DK, NL, IE und ES. Diese Länder nehmen eine mittlere Position zwischen Bewahren der gewohnten Versorgungsstrukturen und schneller Marktöffnung. Die Gruppe 3 besteht aus Verteidigern alter Strukturen mit minimalen Marktöffnungen. Dazu gehören Länder wie FR, BE, IT, GR und PT; Vgl. Hake, J./Rath-Nagel, S./Vögele, J. (2002), S. 608.
26 Zusammenfassung der wichtigsten Vorgaben: Öffnung der Märkte bis zum 01. Juli 2007; die Umsetzung der Vorschriften zu Unbundling/Entflechtung sowie zu dem Umgang mit Kapazitätsengpässen an den Grenzen (Engpassmanagement); Vgl. Krisp, A. (2007), S. 41; EU-KOM (2003a), o.S.
27 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 345, 353.
28 Europäisches Parlament und Europäischer Rat: Richtlinie 2003/87/EG vom 13. Oktober 2003 über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates, ABL. EU Nr. L 275/32 v. 25.10.2003.
29 Der Grad der Verbesserung der Umweltqualität hängt von der Schärfe der gewählten Umweltziele ab. Dabei lassen sich durch Emissionshandel an sich keine Emissionen vermeiden, sondern ein vorgegebenes Emissionsziel wird mit minimalen Kosten erreicht. Mit anderen Worten bewirkt Emissionshandel (Trade) unter Ausnutzung der Marktmechanismen (Angebot und Nachfrage), dass die zu Erreichung eines bestimmten Umweltziels erforderlichen Emissionsminderungen (Cap) dort realisiert werden, wo sie mit den geringsten Kosten verbunden sind. Somit können die Emittenten mit hohen Vermeidungskosten die überschüssigen CO2-Zertifikate verkaufen und die Emittenten mit den niedrigen Vermeidungskosten dieselben erwerben, um über ihre anfangs zugeteilte Emissionsmenge hinaus emittieren zu dürfen; Vgl. Fraunhofer ISI (2005), S. 68.
30 Das Protokoll sieht sechs verschiedene Treibhausgase vor, wobei Mengenmäßig das wichtigste Treibhausgas das Kohlendioxid (CO2) ist; Vgl. Panos, K. (2009), S. 117f.
31 Intern gelten dabei deutlich unterschiedliche Ziele. So hat sich DE zu einer Reduktion um 21% bereit erklärt, LU und DK sogar um 28 %.
32 Vgl. Ehrenfeld, W. (2008), S. 105.
33 Vgl. EU-KOM (2003b), o.S.
34 Zu den Zuteilungsmengen für die jeweiligen Handelsperioden siehe Anhang 1.
35 Vgl. FICHTNER Plattform für Emissionshandel (2008), o.S.
36 Vgl. Ulreich, S. (2006), S. 233f.
37 Bußgelder: 1. Handelsperiode: 40 Euro /t. CO2; 2. Handelsperiode: 100 Euro /t. CO2; Vgl. EU-KOM (2003b), o.S.
38 Vgl. Ehrenfeld, W. (2008), S. 107; Panos, K. (2009), S. 117.
39 Europäisches Parlament und Europäischer Rat: Richtlinie 2004/101/EG vom 27. Oktober 2004 zur Änderung der Richtlinie 2003/87/EG über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Gemeinschaft im Sinne der projektbezogenen Mechanismen des Kyoto-Protokolls, ABL. EU Nr. L 338/18 v. 13.11.2004.
40 Verbindungsrichtlinie.
41 Die Idee, die hinter den Flexiblen Mechanismen CDM und JI steht, beruht auf dem Gedanken, dass der Treibhauseffekt ein globales Problem darstellt und es eine untergeordnete Rolle spielt, wo die Emissionen letztendlich reduziert werden. Vgl. FICHTNER Plattform für Emissionshandel (2008), o.S. Eine Übersicht über die flexiblen Kyoto-Mechanismen ist dem Anhang 2 zu entnehmen.
42 Eine tabellarische Gegenüberstellung der einzelnen Typen der Emissionszertifikate kann unter dem folgenden Link abgerufen werden:
http://www.dehst.de/cln_090/nn_476494/DE/Register/Emissionsberechtigungen/Emissionszertifikate/Em issionszertifikate.html, (01.04.2009).
43 Das heißt neben EUAs können gleichwertig CERs aus CDM-Projekten (ab 2005) wie auch ERUs aus JI-Projekten (ab 2008) für die Pflichterfüllung im europäischen Emissionshandel verwendet werden. CDM und JI sind derzeit die einzige Möglichkeit, auch andere Treibhausgase, wie z.B. Methan, in das EU-ETS einzubeziehen; Vgl. FICHTNER Plattform für Emissionshandel (2008), o.S; Fraunhofer ISI (2005), S. 704.
44 Europäisches Parlament und Europäischer Rat: Verordnung 1228/2003/EG vom 26. Juni 2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel, ABL. EU Nr. L 176/1 v.
15.7.2003. Diese Verordnung hat seit dem 1. Juli 2004 ihre Geltung und ist unmittelbar anwendbar.
45 Vgl. Kaiser, J. (2007), S. 57.
46 Vgl. Abschnitt 2.2.1 (Physikalische Besonderheiten).
47 Vgl. Unterkapitel 3.3 (Exkurs: Cross-Border-Trading).
48 Da die jeweiligen nationalen Stromnetze ursprünglich nicht zum Zweck des grenzüberschreitenden Stromhandels miteinander verbunden waren (Verbundnetz), sondern zur Steigerung der Versorgungssicherheit, hat einen Anstieg der grenzüberschreitenden Stromflüsse zur Folge, dass nicht alle angemeldeten Transaktionen bewältigt werden können. In diesem Zusammenhang werden die Maßnahmen, die den Netzzugang trotz mangelnder Kapazitäten ermöglichen, als Engpassmanagement bezeichnet; Vgl. CONSENTEC/Frontier Economics (2004), S. 1-4.
49 EU-KOM (2003), Art. 2 Abs. 2 c).
50 Vgl. Kaiser, J. (2007), S. 63; Winkler, R. (2004), F. 6; EU-KOM (2003), Anhang.
51 Transmission System Operator (TSO) ist ein englischer Begriff für Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB).
52 Endenergie wird in einem Energieumwandlungsprozess (z.B. in einem Kraftwerk) aus Primärenergie (Bruttoenergien) gewonnen und stellt die an die Endnutzer für energetische Zwecke gelieferte Energie dar; Vgl. Panos, K. (2009), S. 1; Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 24-28.
53 Es gibt keinen direkten Elektronenfluss vom Erzeuger zum Verbraucher, sondern eine Elektronenverschiebung von Gebieten, in denen Stromüberschuss herrscht (Minuspol) zu Mangelgebieten, in denen eine Unterversorgung entsteht (Pluspol). Somit kann es sein, dass es bei einer Cross-Border-Strom- Transaktion in einem Verbundnetz die Lastflüsse entstehen, die nicht nur der exportierende und importierende Staat betreffen, sondern auch Staaten, die nicht direkt an der jeweiligen Transaktion beteiligt sind; Vgl. Kaiser, J. (2007), S. 59, 62; Zinow, B. (1991), S. 28.
54 Somit ist eine Kilowattstunde (kWh) diejenige Energiemenge, die ein Gerät mit einer Leistung von einem Kilowatt (kW) während einer Stunde abführt; Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 16.
55 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 292f; Wallbaum, J. (2005), S. 34f.
56 Das Speichern von Strom ist in engen Grenzen in Wasserkraftwerken, Pumpspeichern und Batterie- speichern möglich. Allerdings erlauben die dabei erzielten Wirkungsgrade lediglich einen bedingten wirtschaftlichen Nutzen. Aus diesem Grund werden bspw. Pumpspeicher zum Abfahren von Spitzen- lasten verwendet, um zu einem gewünschten Zeitpunkt sehr schnell eine große Menge an Strom bereit- stellen zu können; Vgl. Ulreich, S. (2006), S. 205f; Spicker, J. (2006), S. 41; Niedrig, T. (2006), S. 11.
57 Diese werden je nach Spannungsebene unterteilt: 220/380 Kilovolt-(kV)-Höchstspannungsnetze für den Ferntransport; 35/110 kV-Hochspannungsnetze für den überregionalen Transport; 1/30 kV-Mittel- spannungsnetze für die regionale Verteilung; 220/380 Volt-(V)-Niederspannungsnetze für die Feinverteilung; Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 295.
58 Vgl. Graznow, S. (2007), S. 22; Büdenbender, U. (1995), S. 43. In einem liberalisierten Markt wird ein konstantes Nachregeln der Frequenz und der Spannung im Versorgungsnetz der ÜNB, als verbleibende, natürliche Monopolfunktion überlassen; Vgl. Niedrig, T. (2006), S. 11. Ein wettbewerbsfähiger Strommarkt erfordert daher, dass alle Marktakteure gleichermaßen zu gerechten, transparenten und diskriminierungsfreien Konditionen Zugang zu den Netzen haben; Vgl. Spicker, J. (2006), S. 40. Die staatliche Aufsicht muss also den Netzbereich kontrollieren, um den Missbrauch von Marktmacht zu verhindern, indem Regelungen über einen Zugang Dritter zu bereits bestehenden Leitungsnetzen erlassen werden; Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 298; Kaiser, J. (2007), S. 58.
59 Vgl. Graznow, S. (2007), S. 22; Gerke, W./Hennis, M./Schäffner, D. (2000), S. 13.
60 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 291, 295; Büdenbender, U. (1995), S. 44f.
61 Union for the Coordination of Transmission of Electricity - UCTE ist die Vereinigung für die Koordination des Stromtransports in Kontinentaleuropa. Mitglieder sind Unternehmen, deren synchron zusammengeschlossene Stromnetze 24 europäische Staaten umfassen; Vgl. UCTE (2009), o. S. Der nordische Verbund - NORDEL umfasst Netze aller skandinavischen Länder. GB und IE weisen ein eigenes Verbundnetz aus, sind jedoch wie das NORDEL über Meereskabelverbindungen mit UCTE verbunden; Vgl. Kaiser, J. (2007), S. 59. Ebenfalls angebunden an UCTE sind auch die so genannten CENTREL-Staaten: CZ, HU, PL und SK; Vgl. Schiffer, H. (2008), S. 264. Das 380/220 kV- Höchstspannungsnetz bei allen UCTE-Mitgliedern ist nach dem sogenannten „n-1-Kriterium“ ausgelegt. Das heißt die Versorgungssicherheit/-kontinuität ist sichergestellt, solange nur ein einziges Betriebsmittel, z.B. Kraftwerk oder Stromleitung, ausgefallen ist; Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 296; ETSO (2000), S. 10f; DVG (2000), S. 31f.
62 Die Frequenzregelung (Netzfrequenz bei 50 Hertz) benötigt im Wesentlichen drei Regelenergiearten: Primär- und Sekundärregelenergie sowie Minutenreserve. Die Primärregelung wird automatisch dezentral bei den beteiligten Kraftwerken bei Frequenzabweichungen nach wenigen Sekunden aktiviert, um sicherzustellen, dass die Fahrpläne über die Grenzen von Regelzonen eingehalten werden. Die Sekundär- regelleistung wird ebenfalls automatisch, spätestens innerhalb von 10 Minuten, vollständig aktiviert und muss die Primärregelreserve ersetzen, damit diese wieder vollständig zur Verfügung steht. Die Minuten- reserve muss innerhalb von 15 Minuten aktiviert werden, um die Sekundärreserve bei länger andauernden Störungen abzulösen. Dabei beträgt die maximale Einsatzdauer der Minutenreserve eine Stunde. Danach ist der Verursacher der Störung für die entsprechende Anpassung der Fahrpläne verantwortlich; Vgl. ET (2007), S. 40f; Schuster, A. (2006), S. 528.
63 Vgl. Droste-Franke, B. et al. (2009), S. 247; Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 297f., 332; Schuster,
A. (2006), S. 527f.
64 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 295; Wallbaum, J. (2005), S. 35.
65 Vgl. Panos, K. (2009), S. 406f; Pilgram, T. (2007), S. 118.
66 Vgl. ET (2007), S. 33; Pilgram, T. (2007), S. 107.
67 Vgl. ET (2007), S. 27.
68 Vgl. ET (2007), S. 20.
69 Verbundnetzbetrieb erfolgt in Regelzonen. Eine Regelzone ist ein abgegrenztes geographisches Gebiet, für dessen Gleichgewicht von Ein- und Ausspeisungen im Stromnetz, also Primär- und Sekundärregelung sowie Minutenreserve, jeweils ein einziger ÜNB gemäß UCTE verantwortlich ist. In jeder Regelzone gibt es zwischen 100 bis 200 Bilanzkreise; Vgl. ET (2007), S. 41. Bspw. Deutschland ist zurzeit in vier Regelzonen aufgeteilt. Die ÜNB in Deutschland sind: RWE Net AG; E.ON Netz GmbH; EnBW Transportnetze AG; Vattenfall Europe Transmission GmbH. Aus ökonomischer Sicht, auch wenn einzelne Netzteile unterschiedlichen Eigentümern gehören, stellt das Verbundnetz ein unteilbares Gut dar. Denn nach den Kirchhoff’schen Gesetzen hängt jeder Elektrizitätsfluss zwischen einem Einspeise- und einem Ausspeisepunkt von den elektrischen Widerständen der einzelnen Leitungsabschnitte ab, sodass immer alle Leitungen des Verbundnetzes beansprucht werden. Das heißt der Stromfluss (Elektronenfluss) richtet sich danach, wo der geringste Widerstand im Netz vorhanden ist; Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 296f; Kaiser, J. (2007), S. 59; Bardt, H. (2005), S.30; Büdenbender, U. (1995), S. 300. So würden sich die Auswirkungen einer Betriebsstörung nicht alleine auf das Netz, z.B. in Deutschland, begrenzen, sondern auf alle Netze der Verbundpartner ausweiten können; Vgl. Swider, D. (2006), S. 6.
70 Vgl. Spicker, J. (2006), S. 51; Wagner, E. (2005), S. 60.
71 Auf dieser Weise können auch reine Stromhändler, die eigentlich keinen physischen Strom benötigen, jedoch von Marktpreisschwankungen profitieren wollen, an dem als physisches bezeichneten Handel teilnehmen, und zwar ohne den Abschluss der Netzanschluss- und Netznutzungsverträge; Vgl. Pilgram, T. (2006), S. 317f.
72 Vgl. ET (2007), S. 20.
73 Vgl. Spicker, J. (2006), S. 51; Wagner, E. (2005), S. 60.
74 Vgl. Pilgram, T. (2006), S. 318.
75 Vgl. Niedrig, T. (2006), S. 11; Spicker, J. (2006), S. 39; Wallbaum, J. (2005), S. 35.
76 Kraftwerke, insbesondere größere, können wirtschaftlich nur unterbrechungsfrei für mehrere Stunden auf einer Leistungsstufe betrieben werden; Vgl. Pilgram, T. (2006), S. 313.
77 Die Substitution von Strom bei den Konsumenten durch andere Energieformen ist normalerweise nur durch Neuinvestitionen möglich. Diese sind häufig technisch bzw. wirtschaftlich nicht sinnvoll; Vgl. Nickel, M./Walter, B. (2005), S. 3f.
78 Vgl. Nickel, M./Walter, B. (2005), S. 3; Bäumereich, G./Siemens, B. (1997), S. 598.
79 Vgl. Niedrig, T. (2006), S. 11; Zur Veranschaulichung: Die annualisierten täglichen Volatilitäten liegen zwischen 250 bis 400 %. Zu Spitzenpreis-Zeiten nach dem Enron-Debakel kletterten diese sogar auf über 1000 %; Vgl. Ellwanger, N./Mangelmann, T. (2003), S. 17.
80 Die normale Kapazitätsreserve bewegt sich zwischen etwa 2-30 % der Gesamtkapazität; Gerke, W./Hennis, M./Schäffner, D. (2000), S. 14.
81 Vgl. Unterabschnitt 3.1.1.1 (Kraftwerksverfügbarkeiten).
82 Vgl. Gerke, W./Hennis, M./Schäffner, D. (2000), S. 13f.
83 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 295; Gerke, W./Hennis, M./Schäffner, D. (2000), S. 14.
84 Dazu gehört das sogenannte Fahrplanprodukt, auch der fixe Fahrplan genannt, bei dem über einen definierten Zeitraum für jede Stunde (Stunden-Fahrplan) oder Viertelstunde (Viertelstunden-Fahrplan) ein einzelner Leistungswert festgeschrieben wird; Vgl. Lerch, F. (2006), S. 37.
85 Vgl. ET (2007), S. 38; Lokau, B./Ritzau, M. (2005), S. 67.
86 Vgl. ET (2007), S. 38; Gerade in Deutschland lief in 2006 der größte Teil des Geschäftes, also über 80 % des gehandelten Volumens, über Broker und ihre elektronischen Handelsplattformen. Vielleicht 15 oder 16 % der physischen Umsätze entstanden an der EEX, die allerdings als einzige veröffentlicht werden; Vgl. Niedrig, T. (2006b), o.S.
87 Aufgrund der Nicht-Speicherbarkeit von Strom stellt der Lieferzeitpunkt das entscheidende Kriterium für die Beschreibung eines Stromproduktes dar; Vgl. Niedrig, T. (2006), S. 11.
88 Netzknoten ist eine Netzverbindungsstelle oder Kuppelstelle von Höchstspannungsleitungen, die auch Hub genannt wird.
89 Vgl. Borchert, J./Nabe, Ch. (1999), o.S.
90 Vgl. ebd.
91 Vgl. Granzow, S. (2007), S. 32.
92 EFET steht für „European Federation of Energy Traders“. Der EFET-Rahmenvertrag wird regelmäßig vor Aufnahme der Geschäftsbeziehung zwischen den Vertragsparteien vereinbart, und, wie der Name schon sagt, begründet selbst keine Liefer-, Abnahme-, Zahlungs- oder sonstige Pflichten, sondern ist so konzipiert, dass er sämtliche Regeln über das Zustandekommen der späteren Einzeltransaktionen zwischen den Vertragsparteien trifft, sobald diese ein „Individual Contract“ miteinander abschließen; Vgl. Droste-Franke, B. et al. (2009), S. 250; Liesenhoff, M. (2006), S. 468.
93 ISDA steht für „International Swaps and Derivatives Association“; Vgl. mehr dazu unter www.isda.org, (04.05.2009).
94 Vgl. Pschick, A. (2008), S. 40.
95 Ausfall-/Kreditrisiko oder auch Kontrahentenrisiko besteht darin, dass die Gegenpartei entweder nicht Lieferunfähig oder Zahlungsunfähig wird. Spätestens seit dem Enron-Skandal in 2002 wird dem Kreditrisiko mehr Aufmerksamkeit; Vgl. Büntig, H./Boc, N. (2006), S. 365; Der US-Energiehändler Enron hatte ein Gesamt-Exposure i.H.v. 6,3 Mrd. USD; Vgl. Rich, J./Tange, C. (2003), o.S.; Bei seinem Konkursverfahren waren insgesamt 24.000 Gläubiger beteiligt; Vgl. Lyon, P. (2004), S. 6.
96 Vgl. ET (2007), S. 20; Cieslarczyk, M./Pilgram, T. (2006), S. 632.
97 Vgl. Zander, W. et al. (2000), S. 84; Borchert, J./Nabe, Ch. (1999), o.S.
98 Bspw. bei einer Indexierung der bilateralen Lieferverträge an den Spotpreis einer Referenzbörse, der dann als Indikator für die Preisentwicklung gilt.
99 Vgl. Gerke, W./Hennis, M./Schäffner, D. (2000), S. 65; Borchert, J./Nabe, Ch. (1999), o.S.
100 Beispielhaft sind hier einige wichtigen europäischen Strombörsen genannt, ohne dass diese Abbildung den Anspruch auf Vollständigkeit erheben kann.
101 Nord-Pool ist die Strombörse für die Länder Norwegen, Schweden, Finnland und Dänemark.
102 Vgl. Cieslarczyk, M./Pilgram, T. (2006), S. 633.
103 Abgesehen von UK, wo 30-Minuten-Kontrakte börslich gehandelt werden, hat sich die überwiegende Mehrheit der Spotbörsen auf die Einzelstundenkontrakte als kleinste handelbare Zeiteinheit (Produkt) eingestellt; Vgl. Niedrig, T. (2006), S. 11; Cieslarczyk, M./Pilgram, T. (2006), S. 633.
104 Als Beispiel werden hier die Lieferorte für Stunden- und Blockkontrakte genannt, die von der EEX angeboten werden: RWE Transportnetz Strom; EON Netz; Vattenfall Europe Transmission; EnBW Transportnetz; Austrian Power Grid; Swissgrid; Vgl. EEX (2008), S. 6.
105 Vgl. dazu Abschnitt 2.4.1 (Spotmarkt).
106 Blockkontrakte stellen die Zusammenfassung mehrerer Stunden zu Zeitfenstern und somit zu eigenständigen Produkten dar. So kann an der EEX der Grundlastblock, der Spitzenlastblock und der Wochenend-Grundlastblock im fortlaufenden Blockhandel gehandelt werden; Vgl. Cieslarczyk, M./Pilgram, T. (2006), S. 648.
107 Vgl. Cieslarczyk, M./Pilgram, T. (2006), S. 633; Praetorius, B. (2000), o.S.; Borchert, J./Nabe, Ch. (1999), o.S; Siehe dazu noch Anhang 3 (Übersicht über die Strombörsen: Gemeinsamkeiten und Unterschiede bei der Marktorganisation).
108 Vgl. Cieslarczyk, M./Pilgram, T. (2006), S. 633; Lüderwald, K./von Bernuth, W. (2001), o.S.
109 Vgl. Berlinghof, B./Scholz, U./Krobs, C. (2006), S. 670.
110 Diese können in Form von Bargeld, Bankgarantien, Akkreditiven oder Wertpapieren geleistet werden, wobei mit jedem Handelsteilnehmer entsprechend seiner Bonität, Geschäftsvolumen usw. individuelle Bedingungen ausgehandelt werden; Vgl. Berlinghof, B./Scholz, U./Krobs, C. (2006), S. 691.
111 Da aber kleinere Handelshäuser nicht immer über genügend Liquidität verfügen, haben die meisten Clearinghäuser das so genannte „Cross-Marginig“ eingeführt, um die von den Handelsteilnehmern zu erbringende Sicherheitsleitungen zu minimieren. D.h., falls ein Händler verschiedenen Netto-Positionen mit gleichem Basiswert hat, so können sich die erwarteten Gewinne und Verluste dieser bei Nachschuss- verpflichtungen und möglicher Zwangsglattstellungen zum Teil gegenseitig kompensieren, also genettet werden. Vgl. ECC (2008), S. 3, 28; Berlinghof, B./Scholz, U./Krobs, C. (2006), S. 690f.
112 iTraxx Europe ist der Index für Credit Default Swaps. Mit einem Credit Default Swap sichern sich Anleger gegen Ausfallrisiken von Unternehmen bzw. Wertpapieren der Banken ab. Der Handel findet hauptsächlich außerbörslich zwischen den Banken statt. Der iTraxx Europe bildet die Kosten für eine Versicherung gegen das Ausfallrisiko von 125 europäischen Unternehmen solider Bonität ab, also er zeigt, wie hoch die Kosten sind, um sich vor einem Kreditausfall zu schützen. Der Index steigt, wenn die Zweifel der Anleger an der Bonität von Firmen steigen oder die Risikoaversion wächst. Die iTraxx- Indizes sind Marktteilnehmern zufolge die weltweit liquidesten Kreditinstrumente. Sie entstanden 2004 aus der Fusion der europäischen und asiatischen Marktbarometer der beiden Indexanbieter Trac-x und Dow Jones iBoxx. Vor Beginn der Finanzmarktkrise lag der iTraxx Europe bei knapp über 20 Basispunkten; Diese Information wurde aus den diversen Beiträgen der FTD - Financial Times Deutsch- land zusammengestellt.
113 Kreuzberg, P. (2009), S. 14.
114 Kreuzberg, P. (2009), S. 14; Vgl. dazu auch Unterkapitell 4.4. (Liquiditätsrisiko).
115 Vgl. Haberfellner, M./Holler, J. (2006), S. 11f.
116 Vgl. Unterkapitel 3.1 (Einflussfaktoren auf Spotpreise).
117 Vgl. EU-KOM (2006), S. 122; Haberfellner, M./Holler, J. (2006), S. 12.118 Vgl. etwa Spicker, J. (2006), S. 89.
119 Vgl. Uhle, C. (2004), S. 55.
120 Vgl. Niedrig, T. (2006), S. 7; aber auch Kraus, M. (1999), S. 370.
121 Vgl. Hirschhausen, C./Weigt, H./Zachmann, G. (2007), S. 16.
122 Aus Platzgründen wird auf die Darstellung des Auktionsverfahrens am Regelenergiemarkt verzichtet, vgl. dazu z.B. Swider, D. (2006).
123 Vgl. Hensing, I./Pfaffenberg, W./Ströbele, W. (1998), S. 154.
124 Vgl. Spicker, J. (2006), S. 89; Lokau, B./Ritzau, M. (2005), S. 66; Gerke, W./Hennis, M./Schäffner, D. (2000), S. 31.
125 Vgl. Schuster, A. (2006), S. 523.
126 Montag bis Freitag, unabhängig von Feiertagen, zwischen 8:00 - 20:00 Uhr.
127 Vgl. Niedrig, T. (2006), S. 11f; Schuster, A. (2006), S. 525; Lokau, B./Ritzau, M. (2005), S. 66; Lüderwald, K./von Bernuth, W. (2001), o.S.
128 Am Terminmarkt werden die Baseload- und Peakload-Lieferungen für Kalendermonate, Quartale und Kalenderjahre notiert; Vgl. Schuster, A. (2006), S. 525.
129 Vgl. dazu Unterabschnitt 3.1.2.1 (Anpassungsbedarf von Bandlieferungen an Stundenprofile).
130 Vgl. Panos, K. (2009), S. 45; Schuster, A. (2006), S. 525.
131 Vgl. Schuster, A. (2006), S. 525. Zu den an der EEX handelbaren standardisierten Spotmarktprodukten siehe Anhang 4.
132 Fixe Fahrpläne mit unterschiedlichen Volumina in den Einzelstunden.
133 Portfoliomanager und Vertriebsgesellschaften bieten ihren Kunden im Rahmen einer strukturierten Beschaffung auch individuell zugeschnittene Lieferstrukturen mit stündlicher bzw. viertelstündlicher Auflösung an (Fahrplanlieferungen), die auch Lieferungen für weiter entfernt liegende Kalendertage, Wochenenden und Kalenderwochen des jeweiligen Kalendermonats beinhalten können. Allerdings sind die Preise für solche frei konfigurierbaren Fahrplanlieferungen naturgemäß komplexer und intrans- parenter, sodass die Händler hierfür entsprechende Risikoaufschläge einpreisen; Vgl. Schuster, A. (2006), S. 526; Lokau, B./Ritzau, M. (2005), S. 67.
134 Vgl. Lokau, B./Ritzau, M. (2005), S. 67.
135 Vgl. Schuster, A. (2006), S. 526.
136 Vgl. Schuster, A. (2006), S. 526; Lokau, B./Ritzau, M. (2005), S. 67.
137 „NBP - National Balancing Point ist ein virtueller Handelspunkt für Erdgas in Großbritannien, an dem mehr als 60 Unternehmen tätig sind.“; ET (2007), S. 36.
138 Als ARA wird der Öl- und Kohle-Handelsraum im Städtedreieck Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen bezeichnet, auch Bekannt als NWE - North West Europe oder nur „Rotterdam“; Vgl. ET (2007), S. 17.
139 WTI - Western Texas Intermediate ist die Bezeichnung für ein in den USA gefördertes leichtes Rohöl, das sich u.a. durch seinen geringen Schwefelgehalt auszeichnet. Diese Rohölsorte hat die Funktion einer Leitsorte für den weltweiten Ölmarkt; Vgl. ET (2007), S. 47.
140 „Brent-Öl ist die Referenz-Rohölqualität für Nordseeöl. Die Bezeichnung stammt vom Brent-Ölfeld, das zwischen den Shetlandinseln und Norwegen liegt.“; ET (2007), S. 21.
141 Vgl. Spicker, J. (2006), S. 88f.
142 Die wichtigsten sind Base- und Peak-Kontrakte; Vgl. Swider, D. (2006), S. 30.
143 Vgl. Hirschhausen, C./Weigt, H./Zachmann, G. (2007), S. 32; Schuster, A. (2006), S. 525; Zu den Stundenkontrakten auf Strom im Geschlossenen Auktionshandelan der EEX siehe Anhang 5.
144 Vgl. Hirschhausen, C./Weigt, H./Zachmann, G. (2007), S. 32.
145 Die Gebote werden der Börse in Form diskreter Preis Mengen-Tabellen, die in Excel-ähnlichen Tabellen erstellt werden, eingereicht; Vgl. Pilgram, T. (2007), S. 112.
146 Vgl. Hirschhausen, C./Weigt, H./Zachmann, G. (2007), S. 32; Pilgram, T. (2007), S. 113.
147 Vgl. Hirschhausen, C./Weigt, H./Zachmann, G. (2007), S. 32.
148 Vgl. Hirschhausen, C./Weigt, H./Zachmann, G. (2007), S. 32; Pilgram, T. (2007), S. 114; Cieslarczyk, M./Pilgram, T. (2006), S. 653f.
149 Vgl. Swider, D. (2006), S. 30; Zu den Blockkontrakten auf Strom im fortlaufenden Handel an der EEX siehe Anhang 6.
150 Vgl. Schuster, A. (2006), S. 525; Swider, D. (2006), S. 30.
151 Phelix Base bildet den Spotmarktdurchschnittspreis der Stunde 1 bis 24 ab und wird als arithmetisches Mittel der Auktionspreise aller Stunden des Tages ermittelt.
152 Phelix Peak ist der Spotmarktdurchschnittspreis der Stunden 9 bis 20 und wird als arithmetisches Mittel der Auktionspreise der Stunde 9 bis 20 des Tages berechnet.
153 Vgl. Unterkapitel 3.3 (Exkurs: Cross-Border-Trading).
154 Vgl. EEX (2009), S. 3.
155 Vgl. Pilgram, T. (2008), S. 1315.
156 Vgl. Schuster, A. (2006), S. 523; Ellwanger, N./Mangelmann, T. (2003), S. 8.
157 Vgl. Spicker, J. (2006), S. 86.
158 Vgl. Kapitel 4 (Risiken im Stromgroßhandel).
159 Vgl. Geyer, C./Uttner, V. (2007), S. 146; Hensing, I./Pfaffenberg, W./Ströbele, W. (1998), S. 156; aber auch Storch, P./von Scholz, E. (1998), S. 215.
160 Vgl. Spicker, J. (2006), S. 86, 88.
161 Vgl. Wallbaum, J. (2005), S. 26; Puderbach, F./Zenke, I. (2003), S. 40.162 Vgl. Patek, G. (2002), S. 9.
163 Vgl. Peridon, L./Steiner, M. (2002), S. 310.
164 Vgl. Müller-Möhl, E. (2002), S. 24.
165 Vgl. auch Patek, G. (2002), S. 11-16.
166 Vgl. Spicker, J. (2006), S. 93; Müller-Möhl, E. (2002), S. 24.
167 Vgl. Pilgram, T. (2006), S. 314; Patek, G. (2002), S. 46.
168 In der Regel dienen Futures den Marktteilnehmern nicht der physischen Lieferung, sondern der finanziellen Absicherung der zukünftigen Spotmarktpositionen. Ist der Käufer/Verkäufer des Futures an einer physischen Erfüllung interessiert, realisiert er dies durch den entsprechenden Bezug/die entsprechende Lieferung über die tägliche Spotbörse. Dabei hat der Spotmarktpreis nur den Einfluss auf die zu stellenden Sicherheiten, jedoch keinen Einfluss auf absoluten Strompreis. Im Ergebnis erfüllt der Future in dieser Konstellation denselben Zweck wie ein entsprechender physischer Forward. Unterschiede bestehen jedoch in dem mit den Produkten einhergehenden Cash Flow. Während Forwards vorwiegend (monatlich) nachschüssig entgolten werden, erfolgt bei Futures im Rahmen des Marginigs ein täglicher Wertausgleich (Variation Margin); Vgl. Pilgram, T. (2007), S. 115; Schuster, A. (2006), S. 534f; Lokau, B./Ritzau, M. (2005), S. 68.
169 „Call-Option auf Futures-Kontrakt ermöglicht es, einen Future zu dem Ausübungspreis zu kaufen und somit den Spotmarktpreis nach oben hin zu begrenzen oder im Falle einer Put-Option beim Verkauf des Futures den Mindestpreis zu sichern.“; Borchert, J./Nabe, Ch. (1999), o.S.
170 Ein typischer Swap ist eine Vereinbarung zwischen zwei Vertragspartnern über den Austausch von Preisrisiken, genauer Differenzbeträge, in einem festgelegten Zeitraum entsprechend einer konkretisierten Formel. Die Höhe der zukünftigen Zahlungsströme kann dabei einerseits fest und andererseits fluk- tuierend („Fixed-for-Floating“-Swap/Spotpreis oder Indexpreis gegen Fixpreis) oder umgekehrt („Floating-for-Fixed“-Swap) oder aber auch beiderseits variabel sein („Floating-for-Floating“-Swap). Ein Beispiel für „Floating-for-Floating“-Swap stellt ein Spark-Spread-Swap, der zur Fixierung der Preis- differenz zwischen dem Output (Strom/variabler Strompreis) und Input (Gas/fluktuierender Index) genutzt werden kann, dar; Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R. (2001), S. 135, 151.
171 Durch den Kauf von Caps können Strompreisobergrenzen abgesichert und gleichzeitig alle Vorteile fallender Preise genutzt werden (Einkäuferperspektive), während Floors Strompreisuntergrenzen definie- ren und Ausnutzung steigender Preise ermöglichen (Erzeugerperspektive). Ab Über-(Cap)/Unter- schreitung (Floor) des Höchstpreises/der Preisuntergrenze zahlt der Verkäufer des Caps/Floors dem Käufer den Differenzbetrag. Wird gleichzeitig ein Cap gekauft und ein Floor verkauft, so entsteht ein so genanntes Collar, ein Preiskorridor, innerhalb dessen Chancen und Risiken realisiert werden können; Vgl. Spicker, J. (2006), S. 91f.
172 Vgl. Pilgram, T. (2007), 115.
173 Lieferung bzw. Bezug nur in der Regelzone der RWE Transportnetz Strom GmbH.
174 Lieferung bzw. Bezug in der Regelzone der RTE. Frankreich hat nur einen einzigen ÜNB; Vgl. Pilgram, T. (2006), S. 327.
175 Vgl. EEX (2008b), S. 13; Pilgram, T. (2006), S. 314.
176 Pilgram, T. (2007), S. 126.
177 Vgl. EEX (2007), S. 42, 46.
178 Vgl. Pilgram, T. (2008), S. 1306. Bezogen auf das Beispiel mit dem Kauf eines Month-Baseload- Future mit Kontraktvolumina von 720 MWh muss bei zugrundelegen der aktuellen Marginparameter (2 EUR/ MWh) eine Sicherheit von 1.440 EUR hinterlegt werden (Kontraktvolumen x Marginparameter).
179 „Mark-to-Market“, auch „Marking-to-Market“ genannt, ist ein Bewertungsverfahren, bei dem die offenen Positionen („Open Interest“) zu aktuellen Marktpreisen bewertet werden. Auf der Basis der „Mark-to-Market“-Methode wird insbesondere der Variation Margin offener Futures-Positionen, also Zahlungen auf den bzw. vom „Margin Account“, täglich ermittelt. Grundlage für nicht-standardisierte Stromprodukte, wie z.B. Fahrplanlieferungen, bilden die Kurse, die auch in der Hourly-Price-Forward- Curve abgebildet sind; Vgl. etwa ET (2007), S. 35; Geyer, C./Uttner, V. (2007), S. 147f.; Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R. (2001), S. 103.
180 Bezogen auf das Beispiel, ergibt sich bei einer Wertdifferenz von minus 1 EUR für den Händler eine Nachschusspflicht („Margin Call“) von 720 EUR (1 Kontrakt x Kontraktvolumen 720 MWh).
181 Vgl. Pilgram, T. (2006), S. 322-337.
182 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 332; Schiffer, H. (2008), S. 249; Swider, D. (2006), S. 1; Schuster, A. (2006), S. 527. Vgl. auch Unterkapitel 2.2 (Stromspezifisches Charakteristikum).
183 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 332; Schiffer, H. (2008), S. 249.
184 „Entsprechend der Abrechnungsperioden beruhen die Erzeugungsfahrplane in Deutschland i.d.R. auf 15-Minuten-Mittelwerten, wodurch auch kurzfristige Abweichungen durch stochastisches Lastrauschen, d.h. durch Schwankungen um die Mittelwerte, auftreten.“; Swider, D. (2006), S. 7.
185 „Bei der Lastprognose für den Folgetag liegt der Prognosefehler in der Praxis bei rd. 5 % und kann damit zu erheblichen Leistungsbilanzabweichungen führen“; ebd.
186 Vgl. dazu Unterabschnitt 3.1.1.1 (Kraftwerksverfügbarkeiten).
187 Vgl. Swider, D. (2006), S. 8.
188 Vgl. dazu Unterabschnitt 3.1.1.3 (Einfluss der Windenergie).
189 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 332.
190 In Summe kontrahierten die vier deutschen ÜBN in 2006 etwa 7000 MW positive und 5500 MW negative Regelenergieleistung; Vgl. Schuster, A. (2006), S. 529.
191 Vgl. Erdmann, G./Zweifel, P. (2008), S. 60.
192 Vgl. Heuterkes, M/Janssen, M. (2008), S. 94.
193 Vgl. Heuterkes, M/Janssen, M. (2008), S. 94; Ulreich, S. (2006), S. 218.194 Wagner, E. (2005), S. 60.
195 Vgl. Panos, K. (2009), S. 55; Pilgram, T. (2006), S. 317; Schuster, A. (2006), S. 527.
196 Vgl. Schuster, A. (2006), S. 527.
