Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis   

Inhaltsverzeichnis   I

Abk  ürzungsverzeichnis  IV

Abbildungsverzeichnis   IX

Tabellenverzeichnis   X

Symbolverzeichnis   XI

1.  Einleitung  1

2.  Grundlagen des Stromgroßhandels  3

2.1  Rechtliche Rahmenbedingungen  3

2.1.1  Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie  4

2.1.2  Emissionshandelsrichtlinie  5

2.1.3  Verordnung für den grenzüberschreitenden Stromhandel  7

2.2  Stromspezifisches Charakteristikum  8

2.2.1  Physikalische Besonderheiten  9

2.2.2  Netzbetrieb  10

2.2.3  Lasttypen  12

2.3  Handelsmöglichkeiten auf der Höchstspannungsebene  13

2.3.1  OTC-Stromhandel  13

2.3.2  Börsenhandel  15

2.3.3  OTC- vs. Börsenhandel  17

2.4  Marktplätze im Stromgroßhandel  19

2.4.1  Spotmarkt  20

2.4.1.1  Stromlieferprodukte am Spotmarkt  21

2.4.1.2  Preisermittlung am EEX - Spotmarkt  23

2.4.2  Terminmarkt  24

2.4.2.1  Stromprodukte am Terminmarkt  25

2.4.2.2  Abwicklung von Futures an der EEX  28

2.4.3  Ausgleichs-/Regelenergiemarkt  30

  //  

Inhaltsverzeichnis

2.4.4  Intra-Day-Markt  31

2.5  Marktteilnehmer  32

3.  Strompreisbildungsfaktoren  35

3.1  Einflussfaktoren auf Spotpreise  36

3.1.1  Fundamentale Einflussfaktoren  38

3.1.1.1  Kraftwerksverfügbarkeiten  38

3.1.1.2  Saisonalität und Wetterereignisse  40

3.1.1.3  Einfluss der Windenergie  42

3.1.2  Teilnehmergetriebene Einflussfaktoren  45

3.1.2.1  Anpassungsbedarf von Bandlieferungen an Stundenprofile  45

3.1.2.2  Physikalische Erfüllung finanzieller Futures  46

3.1.2.3  Marktmacht  47

3.2  Einflussfaktoren auf Terminpreise  49

3.2.1  Einfluss der Primärenergieträger  50

3.2.2  Einfluss der CO 2 -Emissionsrechte  51

3.3  Exkurs: Cross-Border-Trading  54

3.3.1  Explizite Auktionen  56

3.3.2  Market Coupling/Implizite Auktionen  57

4.  Risiken im Stromgroßhandel  60

4.1  Marktpreisrisiko  61

4.2  Volumenrisiko  62

4.3  Basisrisiko  63

4.4  Liquiditätsrisiko  64

5.  Stromportfolio- und Risikomanagement  66

5.1  Theoretische Grundlagen des Portfoliomanagements  66

5.1.1  Modellannahmen  67

5.1.2  Portfoliobildung und Diversifikation  69

5.1.3  Ermittlung effizienter Portfolios  73

  ///  

Inhaltsverzeichnis

5.2  Stromportfoliomanagement  77

5.2.1  Strukturierte Beschaffung als Dienstleistung der Vertriebsseite  78

5.2.2  Strukturierte Beschaffung in einem EVU  82

5.2.3  Schnittstelle zwischen Beschaffung und Vertrieb in einem EVU  88

5.3  Handels- und Risikostrategien  90

5.3.1  Asset Optimierung durch Spread Trading  90

5.3.1.1  Definitionen von Spreads  92

5.3.1.2  Durchführung des Spread-Tradings  92

5.3.1.3  Kraftwerksausfall und Marktpreisrisiko  94

5.3.2  Hedging  94

5.3.2.1  Long- und Short-Hedge  95

5.3.2.2  Cross-Commodity-Hedge  97

5.3.2.3  Delta-Hedging  97

5.3.3  Prop-Trading/Spekulation  99

5.3.4  Spreading  100

5.3.5  Arbitrage  101

6.  Fazit  103

Anhang   105

Anhangverzeichnis   105

Literaturverzeichnis   113

B  ücher  113

Zeitschriften   123

Internetquellen   126

  ////  

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

AAU Assigned Amount Units Abb. Abbildung ABl. Amtsblatt AG Aktiengesellschaft APX Amsterdam Power Exchange ARA Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen Art. Artikel AT Österreich Aufl. Auflage Bd. Band BE Belgien BG Bulgarien BKV Bilanzkreisverantwortlicher bspw. beispielsweise bzw. beziehungsweise ca. circa CDM Clean Development Mechanism CDS Clean Dark Spread CER Certified Emission Reductions CH Schweiz CO 2 Kohlenstoffdioxid CRn Konzentrationsraten CSS Clean Spark Spread CY Zypern CZ Tschechien DA Day-Ahead DB Deckungsbeitrag DB max maximaler Deckungsbeitrag DB min minimaler Deckungsbeitrag DB ziel Ziel-Deckungsbeitrag DE Deutschland Diss. Dissertation /ss

Inhaltsverzeichnis

DIW Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung DK Dänemark DVG Deutsche Verbundgesellschaft e.V. e.V. eingetragener Verein

ebd eben da ECC European Commodity Clearing AG EE Estland EET E.ON Energy Trading EEX European Energy Exchange EFET European Federation of Energy Traders EG Europäische Gemeinschaft ERU Emission Reduction Units ES Spanien ET Energiewirtschaftliche Tagesfragen etc. et cetera ETSO European Transmission System Operators EU ETS Europien Emission Trading System EU Europäische Union EUR Euro EVU Energieversorgungsunternehmen EXAA Energy Exchange Austria Ext. Exchanges f. folgende F.A.Z. Frankfurter Allgemeine Zeitung ff. fort folgende FI Finnland Fn. Fußnote FR Frankreich FRA Forward Rate Agreement FTD Financial Times Deutschland GARCH Generalized Autoregressive Conditional Heteroscedasticity GB Groß Britannien GenCo Generation Companie GmbH Gesellschaft mit beschränkter Haftung

ss

Inhaltsverzeichnis

GR Griechenland GW Gigawatt GWh Gigawattstunde h Stunde HfB Hochschule für Bankwirtschaft HHI Herfindahl-Hirschman-Index Hrsg. Herausgeber HU Ungarn i.A.a. in Anlehnung an i.d.R. in der Regel i.e.S. im engeren Sinne i.H.v. in Höhe von i.V.m. in Verbindung mit ICE Intercontinental Exchange IE Irland IEA International Energy Agency IEWT Internationale Energiewirtschaftstagung IfED Institut für Energiedienstleistungen inkl. inklusive IPE International Petroleum Exchange ISDA International Swaps and Derivatives Association ISI Institut für System- und Innovationsforschung ISO International Organization for Standardization IT Italien IWE Institut für Wirtschaftswissenschaft JI Joint Implementation KKW Kernkraftwerke KOM Kommission kV Kilovolt kW Kilowatt KWG Kreditwesengesetz KWK Kraft-Wärme-Kopplung LOP Law of one Price LT Litauen s//

Inhaltsverzeichnis

LTCM Long Term Capital Management LU Luxemburg LV Lettland Min. Minuten Mio. Millionen Mrd. Milliarden MT Malta MtM Mark-to-Market MVP Minimum-Varianz-Portfolio MW Megawatt MWh Megawattstunden n.a. not available NAP Nationale Allokationsplan NBP National Balancing Point NL Niederlande NOR Norwegen Nr. Nummer NTC Net Transfer Capacity o.S. ohne Seitenangaben OTC Over-The-Counter PaR Profit-at-Risk PCMI Price Cost Margin Index PET Primärenergieträger Phelix Physical Electricity Index PL Polen PSI Pivotal Supplier Index PSM Portfolio-Selection-Modell PST Portfolio-Selection-Theorie PT Portugal QELRO Quantified Emission Limitation or Reduction Commitment RBS Royal Bank of Scotland rd. rund RO Rumänien RÖE Rohöleinheit s///

Inhaltsverzeichnis RSI Residual Supply Index S Standard S. Seite SE Schweden SI Slowenien SK Slowakei t Tonne Tab. Tabelle TFC Total Final Consumption TRM Transmission Reliability Margin TSO Transmission System Operator TTC Total Transfer Capacity TWh Terawattstunde u.a. unter anderem UCTE Union for the Coordination of Transmission of Electricity ÜNB Übertragungsnetzbetreiber UK United Kingdom UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change URL Uniform Resource Locator US United States USA United States of America USD US-Dollar V Volt v. von/m VaR Value-at-Risk VDE Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik e.V. VDI Verein Deutscher Ingenieure Vgl. vergleiche Vol. Volume Vs. Versus W West

Wkt.-dichte Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion WTI Western Texas Intermediate z.B. zum Beispiel s////

Inhaltsverzeichnis   

Abbildungsverzeichnis   

Abbildung  1: Hypothetischer Verlauf der Gesamtlastkurve an einem Werktag im Mai  

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: CO 2 -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,  

  /yy  

Inhaltsverzeichnis

Tabellenverzeichnis   

Tabelle 1:  Vergleich OTC- und Börsenhandel  17

Tabelle 2:  Teilmärkte und Produkteinsatzmöglichkeiten im Stromgroßhandel  20

Tabelle 3:  Arten von Stromterminprodukten  26

Tabelle 4:  Futures-Handelsvolumen an den wichtigsten kontinentaleuropäischen  

Terminb  örsen (Stand 2007)  28

Tabelle 5:  Ausfallwahrscheinlichkeiten thermischer Kraftwerke  30

Tabelle 6:  Marktteilnehmer und deren Funktionen im Stromgroßhandel  33

Tabelle 7:  Korrelationen zwischen Strom-, Gas-, und Ölmärkten sowie innerhalb der  

einzelnen  Strommärkte vor und mit CO 2 -Handel  53

Tabelle 8:  Definitionen für Long- und Short-Positionen  61

Tabelle 9:  Long- und Short-Hedge mit finanziellen Futures  96

yy   

Inhaltsverzeichnis Symbolverzeichnis

Varianz der Rendite des Portfolios p μ Erwartungswert der Rendite μ p Erwartungswert der Portfoliorendite COV ij Kovarianz der Anlagen i und j M bi Beschaffungsmenge M vi Vertriebsmenge n Anzahl der im Portfolio enthaltenen Anlagen P bi Beschaffungspreis P vi Vertriebspreis R it,jt Rendite der Anlage i, j in der Periode t R pt Rendite des Portfolios p in der Periode t T Anzahl der Perioden U Isonutzenkurve/Indifferenzkurven

Standardabweichung der Rendite

ij Korrelationskoeffizient der Anlage i und j

i relativer Anteil der i-ten Anlage im Portfolio

y//

Einleitung

1. Einleitung

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 Aufrechterhaltung 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 Wertschöpfungskette ⁵ 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-

¹ Miteinem 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.}

Einleitung

kunden die Freiheit, ihren Bedarf aus zunehmend liquiden und transparenten Groß-

handelsmärkten 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 Spekulations-

gewinnen, 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 schließlich 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.

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.

Grundlagen des Stromgroßhandels

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 Risikomanagement definiert, bevor die theoretischen Grundlagen des Portfoliomanagements dargestellt werden. Darauf aufbauend wird das Stromportfoliomanagement vorgestellt und abschließend auf die unterschiedlichen Handels- und Risikostrategien eingegangen.

2. Grundlagen des Stromgroßhandels

2.1 Rechtliche Rahmenbedingungen

Die strategische Bedeutung der Elektrizitätswirtschaft, die sich aufgrund der geringen

Substitutionsmöglichkeiten im Zusammenhang mit dem durch die Ware Strom ⁹ 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 Liberali-sierungsvorhaben zugrunde gelegt. ¹² So fand ein grundlegender Umdenkprozess ¹³ 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

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.

Grundlagen des Stromgroßhandels

„Ein funktionierender Wettbewerb setzt voraus, dass der Netzzugang nicht diskri-

minierend, 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 grenzüber-

schreitenden Stromhandel in ihren Kernpunkten kurz skizziert. 19

2.1.1 Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie

Vorangetrieben durch die EU-Kommission erlebt der europäische Elektrizitätsmarkt einen massiven, grundlegenden Paradigmenwechsel ²⁰ , welcher sowohl für die Marktteilnehmer als auch für die Europäische Union selbst eine große Herausforderung schafft. Das primäre Ziel der EU-Kommission ist die Schaffung rechtlicher Rahmenbedingungen 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 1996/92 ²² , mit der die Grundlage für die Liberalisierung des Elektrizitätsmarkts gelegt wurde, das Ziel eines wettbewerblich organisierten Elektrizitätsbinnen-

marktes in Europa noch nicht erreicht wurde. ²³ Daraufhin wurde im Jahr 2003 die

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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

Richtlinie 2003/54 ²⁴ , 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 Mitgliedsländer ²⁵ ab 1. Juli 2007 zum Ziel gesetzt, also den grenzüberschreitenden Stromgroßhandel. 26

2.1.2 Emissionshandelsrichtlinie

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/EG ²⁸ 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 verpflichteten sich die Mitgliedstaaten der erweiterten EU-25 gemeinsam den Ausstoß an Treib-

²⁴ EuropäischesParlament 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 CO} 2 ^{-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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

hausgasen ³⁰ 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 CO 2 -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 CO 2 -Kontingente (EU-Allowances, kurz EUA) kostenlos zugeteilt und die restlichen 10 % versteigert. ³³ Nur wenige Mitgliedsstaaten haben im NAP I ihren Spielraum genutzt, sodass fast alle Emissionsberechtigungen 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 Anlagenbetreiber für die tatsächlich angefallenen CO 2 -Emissionen die entsprechende Menge an Emissionsrechten entwerten. ³⁶ Hält ein Anlagenbetreiber nicht die benötigte Menge an CO 2 -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 Anlagenbetreiber 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/EG ³⁹ zur Einführung der projektbezogenen Mechanismen, auch

^{30 Das Protokoll sieht sechs verschiedene Treibhausgase vor, wobei Mengenmäßig das wichtigste Treibhausgas das Kohlendioxid (CO} 2 ) 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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

bekannt als EU-Linking-Directive ⁴⁰ erlassen. Mit dieser Richtlinie wurden Instrumente wie Clean Development Mechanism (CDM) und Joint Implementation (JI) implementiert, ⁴¹ um ergänzenden Erwerb von Emissionsgutschriften in das EU-ETS einzubeziehen und somit sämtliche Emissionszertifikate ⁴² international handelbar zu machen. 43

2.1.3 Verordnung für den grenzüberschreitenden Stromhandel

Im Gegensatz zu den Richtlinien, die in erster Linie nationale Märkte und deren Öffnung avisieren, geht es bei der EU-Verordnung 1228/2003/EG ⁴⁴ über die Netzzugangsbedingungen 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 Stroms ⁴⁶ stellt eine nicht diskriminierende und marktbasierte Verteilung der knappen Übertragungskapazitäten auf die interessierten Stromhändler ⁴⁷ 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 Verbindungsleitungen und/oder der betreffenden nationalen Übertragungsnetze nicht alle

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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

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 dar-

gestellt werden: 50

- Engpassmanagement-Methoden müssen kurzfristige Engpässe auf marktorientierte wirtschaftlich effiziente Weise beseitigen;

- Sie müssen Investitionsanreize für Erzeugung und Netze schaffen;

- Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB/TSO ⁵¹ ) 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.

2.2 Stromspezifisches Charakteristikum

Da Strom als Endenergieträger ⁵² 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.

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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

2.2.1 Physikalische Besonderheiten

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 Kilowattstunden ⁵⁴ (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 Leitungsnetze ⁵⁷ 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

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 Batteriespeichern möglich. Allerdings erlauben die dabei erzielten Wirkungsgrade lediglich einen bedingten wirtschaftlichen Nutzen. Aus diesem Grund werden bspw. Pumpspeicher zum Abfahren von Spitzenlasten verwendet, um zu einem gewünschten Zeitpunkt sehr schnell eine große Menge an Strom bereitstellen 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-Mittelspannungsnetze 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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

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-

Mitgliedern ⁶¹ abgestimmten, mehrstufigen Verfahrens zur Netzregelung ⁶² wahrgenommen. 63

2.2.2 Netzbetrieb

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 Bilanzkreisverantwortlichen 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

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 Sekundärregelleistung wird ebenfalls automatisch, spätestens innerhalb von 10 Minuten, vollständig aktiviert und muss die Primärregelreserve ersetzen, damit diese wieder vollständig zur Verfügung steht. Die Minutenreserve 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.}

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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, Handelsgeschäfte 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 Regelzone ⁶⁹ , 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

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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

die Informationen über die Austauschbeziehungen zwischen den einzelnen Bilanz-

kreisen 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

2.2.3 Lasttypen

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 1: Hypothetischer Verlauf der Gesamtlastkurve an einem Werktag im Mai

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-

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.

Grundlagen des Stromgroßhandels

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 können ⁷⁷ , ist die Preiselastizität der Stromnachfrage sehr gering. ⁷⁸ Entsprechend können die Strompreise für bestimmte Stunden an unterschiedlichen Tagen stark schwanken und die Preise für die prompte Lieferung erheblich voneinander abweichen. ⁷⁹ Um die Nachfragespitzen ausgleichen zu können, muss eine Reservekapazität ⁸⁰ an Erzeugung für technische Nicht-Verfügbarkeiten der Kraftwerksleistung (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

2.3 Handelsmöglichkeiten auf der Höchstspannungsebene

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.

2.3.1 OTC-Stromhandel

Der im Vergleich zum Börsenhandel volumenmäßig größere bilaterale Stromgroß-handel, der so genannte „Over-The-Counter-Market“ (OTC-Markt), umfasst den außerbörslichen Handel mit nicht standardisierten Stromprodukten/-kontrakten, die exakt den

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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

individuellen Bedürfnissen und Vorstellungen der Kontrahenten entsprechen. Das heißt

sie bieten generell gute Möglichkeiten eine konkrete Lastdeckung zu erreichen ⁸⁴ , 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, Lieferzeitpunkt ⁸⁷ , Lieferort (Netzknoten ⁸⁸ ) oder Vertragslaufzeit vor Vertragsabschluss. Das heißt es besteht immer ein zeitlicher Abstand zwischen Handel und Lieferung, sodass jeder OTC-Vertrag, streng genommen, ein „Forward-Agreement“, 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 standardisieren lässt. ⁹² Der außerbörsliche derivative bzw. finanzielle OTC-Stromhandel vollzieht sich üblicherweise auf der Grundlage von ISDA ⁹³ -Stromhandelsverträgen. 94

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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

Andererseits birgt sich im bilateralen OTC-Handel auch das Ausfall-/Kreditrisiko ⁹⁵ , das grundsätzlich jede Vertragspartei trägt.

2.3.2 Börsenhandel

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 Marktteilnehmer 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 EU-Mitgliedstaaten Strombörsen installiert. Diese befinden sich allerdings in unterschiedlichen Entwicklungsstadien (Vgl. Abb. 2).

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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

Abbildung 2: Europäische Strombörsen befinden sich in den unterschiedlichen

Bei analytischer Betrachtung kann Nord-Pool ¹⁰¹ 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-

kontrakte ¹⁰³ für eine physische Stromlieferung am darauf folgenden Tag zu einem bestimmten Netzknoten ¹⁰⁴ umfasst (Day-Ahead-Markt). ¹⁰⁵ Dabei werden von manchen Börsen neben den Einzelstundenkontrakten auch Blockkontrakte ¹⁰⁶ 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

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.

Grundlagen des Stromgroßhandels

2.3.3 OTC- vs. Börsenhandel

Tabelle 1 zeigt eine zusammenfassende Übersicht über die wichtigsten Unterschiede zwischen den beiden Handelsformen:

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 standardisiertes 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 Sicherheitsleistung ¹¹⁰ („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

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 Nachschussverpflichtungen 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.}

Grundlagen des Stromgroßhandels

„Seit dem Einbruch der Finanzmarktkrise Mitte 2007 sind die Kosten, die der Markt für

eine Absicherung von Kreditrisiken verlangt ¹¹² , erheblich gestiegen“ ¹¹³ (Vgl. Abb. 3).

Abbildung 3: Steigende Kreditrisiken erhöhen Kosten des Handelns

„Diese Kosten erreichten ihren vorläufigen Höhepunkt mit dem Untergang von Lehman Brothers. Als Konsequenz dieses erhöhten Ausfallrisikos hat sich der traditionelle OTC-Handel 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

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).