Inhaltsverzeichnis

1.  Einleitung  1

2.  Technische, politische und ökonomische Hintergründe  2

2.1  Das europäische Verbundsystem  2

2.2  Der europäische Strommarkt  4

2.3  Die europäische Gesetzgebung.  4

2.4  Die Strombörse EEX bzw. EPEX  5

2.4.1  Struktur  5

2.4.2  Ermittlung des Spotpreises und volkswirtschaftliche Überlegungen  6

3.  Die Strombörsen Europas  9

3.1  Überblick  9

3.2  Nord Pool  10

3.2.1  Struktur  10

3.2.2  Nord Pool Spot  11

3.3  IPEX  13

3.3.1  Struktur  14

3.3.2  Mercato elettrico a pronti  15

3.4  MIBEL.  16

3.4.1  Struktur  16

3.4.2  Der iberische Spotmarkt  17

3.5  Andere Strombörse in Europa.  19

3.5.1  APX  19

3.5.2  POLPX  20

3.5.3  EXAA  20

4.  Ausblick und Fazit  21

1. Einleitung

Die Ideen zur Strommarktliberalisierung, welche seit mittlerweile über 20 Jahren Schritt für Schritt weltweit umgesetzt werden, haben zu einer weitreichenden Umgestaltung der ehemals starren Branche geführt. Dass dieser Prozess auch in Deutschland und Europa noch immer nicht zu einem zufriedenstellenden Zustand geführt hat, zeigte die öffentliche Diskussion anlässlich der Erhöhung der Strompreise der größten Energieversorger Deutschlands zum Jahreswechsel. Die Rolle der Strombörsen wurde in diesem Zusammenhang nur am Rande beleuchtet. Nach Auswertung der (day-ahead) Preisverläufe aller größeren europäischen Strombörsen ist das durchaus verwunderlich, würden doch gerade die Kursverläufe an den Strombörsen den Kritikern der großen Stromversorger nicht ganz unrecht geben: Denn noch sind die Spotpreise bis zu 20 € pro MWh von den Höchstständen im Jahr 2008 entfernt und eine neue Preisrally war Ende 2010 nicht in Sicht (vgl. 3.1 Überblick); wenngleich die Preise in den letzten Monaten angezogen haben.

Die vorliegende Arbeit gliedert sich in zwei Abschnitte: Im ersten Teil werden Theorie und Funktionsweise der europäischen Strombörsen vorgestellt. Dafür soll die European Power Exchange (EPEX) mit Sitz in Paris und Leipzig als Referenzpunkt dienen. Im zweiten Schritt werden dann die großen europäischen Strombörsen behandelt. Die Analyse beschränkt sich aufgrund des Umfangs der vorliegenden Arbeit, auf die Spotmärkte, insbesondere den day-ahead Handel. Vorausgesetzt, dass die „Preise in allen vorgelagerten Strommärkten die erwarteten Spotmarktpreise reflektieren und somit die Spotpreise auch in der langen Frist die Stromkosten determinieren“ (Ockenfels et al., 2008) schränkt dies die Untersuchungsergebnisse nicht ein.

Während naturgemäß die großen Strombörsen im Fokus der Arbeit stehen, werden im letzten Teil auch drei kleinere Börsen näher beleuchtet. Ein kurzer Abschnitt über das Price Coupling of Regions soll die Perspektiven und Entwicklungspotenziale für die europäischen Strombörsen aufzeigen.

Vorweg noch eine Anmerkung zu den ausgewerteten Daten und deren Qualität. Es ist dem Autor nicht verständlich, warum nur wenige Strombörsen ohne große Bedenken die Rohdaten zu Preis und Handelsvolumen im Tabellenformat veröffentlichen und dazu weitere Hintergrundinformationen zu Preisbildung usw. bereitstellen. Die große Mehrheit in Europa veröffentlicht nur eingeschränkt bzw. mit Auflagen oder gegen Gebühr. Es ist unter diesen Umständen wenig verwunderlich, dass öffentlich wiederkehrend der Verdacht geäußert wird, die Börsen seien intransparent. Wer dieser sachlich ungerechtfertigten Kritik entgegentreten will, der sollte möglicherweise transparenter arbeiten. Ein sehr positives Beispiel für Transparenz und Informationsbereitstellung ist die skandinavische Börse Nord Pool Spot.

2. Technische, politische und ökonomische Hintergründe

Strom unterscheidet sich von anderen Gütern durch seine schlechte Lagerfähigkeit: Ein produziertes Kilowatt muss im selben Moment in Form von Arbeit oder Wärme

„verbraucht“ werden ¹ . Für ein funktionierendes Stromnetz müssen Erzeugung, Transport und Ausgleich von unter- bzw. überschüssigen Strom reibungslos zusammenspielen. Dieser physikalischen Gegebenheit trägt der Stromhandel Rechnung durch eine „Sequenz von eng verknüpften aber separaten Märkten und anderen Allokationsmechanismen für Erzeugung, Übertragung und Regelenergie“ (Ockenfels et al., 2008). Auch wenn sich die Arbeit auf den Handel an Strombörsen beschränken soll, scheint es unerlässlich für ein tieferes Verständnis der Gestaltung und Probleme des europäischen Stromnetzes und der nationalen Besonderheiten der europäischen Handelsplätze, einige gesetzliche, technische und ökonomische Grundlagen des europäischen Hochspannungsnetzes, der Stromversorgung in Europa und dem Handel an Strombörsen zu erläutern.

2.1. Das europäische Verbundsystem

Als Höchstspannungsnetze werden die im Bereich 220 kV bis 400 kV betriebenen Stromnetze bezeichnet. Diese bilden gemeinsam das europäische Verbundnetz. Es bildet die höchste Ebene im Stromnetz und wird von einem Übertragungsnetzbetreiber bewirtschaftet. Dieser ist zuständig für die Einhaltung des ständigen Gleichgewichts von Entnahme und Einspeisung sowie für die Übertragung und den Anschluss an benachbarte Netze zu seiner Regelzone (Baier und Koch, 2003).

Im Zuge der angestrebten Schaffung eines europäischen Binnenmarktes für Elektrizität wurde 1999 der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (seit 2009 kurz: ENTSO-E von European Network of Transmission System Operators for Electricity) geschaffen. Dieser ging aus den ehemaligen Regionalverbänden Kontinentaleuropas (UCTE), Skandinaviens (NORDEL) sowie der britischen Inseln (TSOI und UKTSOA) hervor. In der Regel ist jedes europäische Land mit seinem nationalen, und meist staatlichen, Netzbetreiber in diesem Gremium vertreten. Ausnahmen sind Österreich, Deutschland und Großbritannien, die mit mehreren Netzbetreibern vertreten sind. Im Falle Deutschlands sind dies Amprion (ehemaliges Netz von RWE und VEW), EnBW Transportnetze, TenneT (ehemals E.ON) und 50Hertz Transmission (ehemals Vattenfall). Alle nationalen Netze im Bereich der ENTSO-E sind auf die Frequenz von 50 Hertz getaktet. Schon kleinste Abweichungen von dieser Frequenz, auch in weniger bedeutenden Teilen des Netzes, können erhebliche Konsequenzen für den Netzverbund haben und, letztendlich, sogar zum Stromausfall in ganzen Regionen führen. Es ist daher

¹ Nur Batterien und Akkus können Strom über einen begrenzten Zeitraum speichern. Daher auch das Interesse der Stromkonzerne an den Möglichkeiten, welche Elektroautos inkl. verteilter Ladestationen bieten.

oberste Aufgabe der Netzbetreiber das physikalische Angebot (Kraftwerke) und die Nachfrage (Konsumenten) stets ausgeglichen zu halten. In der Praxis geschieht dies entweder durch eine Reduktion/ Erhöhung der produzierten Strommenge durch das Abschalten/ Zuschalten von Kraftwerken, oder durch eine selbstgenerierte

Nachfrageänderung beispielsweise durch den Einsatz von Pumpspeicherwerken. Dieser Vorgang wird durch den Handel mit Regelenergie abgedeckt (vgl. Nord Pool Spot, 2009). Um möglichst flexibel auf kurzfristige Schwankungen reagieren zu können, ist die Produktion daher durch einen Mix heterogener Kraftwerkstypen mit unterschiedlichen Kostenstrukturen gekennzeichnet. Grundlastkraftwerke (z.B. Kernkraftwerke) laufen die meiste Zeit im Jahr und sind durch hohe Fixkosten und niedrige Grenzkosten gekennzeichnet, während Spitzenlastkraftwerke (z.B. Gasturbinen) nur bei Bedarf eingesetzt werden und vergleichsweise geringe Fixkosten, dafür aber typischerweise hohe Grenzkosten (Brennstoffkosten) aufweisen.

Solange die eingespeiste Menge der abgenommenen Menge Strom entspricht, ist unter Beachtung der Leitungskapazitäten ein freier Stromfluss zwischen den nationalen Höchstspannungsnetzen gewährleistet und damit die Grundlage für einen europäischen Strommarkt gelegt. Diesem Idealzustand fühlt sich auch die ENTSO-E verpflichtet. Sie orientiert sich in ihrer Arbeit stark an den Vorgaben der Europäischen Union zur Schaffung eines europäischen Binnenmarktes und den neuen Anforderungen, welche die Einspeisung von regenerativ erzeugter Elektrizität an die Netze stellen. Zur Bewältigung der neuen Anforderungen sind in den nächsten zehn Jahren bis zu 42.000 km neue und/oder modernisierte Leitungen geplant, dies entspricht bis zu 14% der derzeit installierten Kapazitäten (ENTSO-E, 2010). Dabei liegt der Fokus ihrer Ausbaubemühungen auf den Grenzen der Marktgebiete und den Bottlenecks zwischen Regionen. Darunter fallen diejenigen Leitungen, die kapazitätsbedingt eine stärkere Integration zwischen verschiedenen Regionen verhindern. Die Bottlenecks sind auch für Strombörsen von Relevanz die Market Splitting in ihrem Marktgebiet praktizieren. Das Handelsgebiet der Strombörse wird dafür in verschiedene Regionen unterteilt. Treten keine Kapazitätsprobleme an den Grenzen der Regionen auf, gilt ein einheitlicher Börsenpreis im gesamten Marktgebiet. Andernfalls kann der Preis in einzelnen oder allen Regionen vom Börsenpreis abweichen. Dieses Verfahren wird unter anderem in Skandinavien, Italien und (eingeschränkt) auf der iberischen Halbinsel angewandt. Andere Ansätze, den Stromhandel zwischen Marktgebieten zu erleichtern bzw. effizienter zu gestalten, sind

das Market Coupling, Redispatching und das Nodal Pricing Auf ersteres soll in einem späteren Abschnitt eingegangen werden ² .

2.2. Der europäische Strommarkt

Der Ausbau von Leitungskapazitäten ist ohne Zweifel ein wichtiger Schritt auf dem Weg zu einem einheitlicheren Strombinnenmarkt in Europa. Doch auf dem Gebiet der Erzeugerkapazitäten bleiben große Unterschiede zwischen den nationalen Produktionskapazitäten. Während einige Staaten, insbesondere Frankreich, weit mehr als ihren eigenen Bedarf decken können, sind wiederum andere, hier zuvorderst Italien, auf Stromimporte aus dem Ausland angewiesen. Ursächlich dafür sind in beiden Fällen unterschiedliche politische Vorgaben. So hat Italien sich gegen den Einsatz von Atomenergie entschieden und verfügt gleichzeitig nicht über einen nennenswerten Kohlekraftwerkpark. Demgegenüber steht Frankreich mit einer starken, staatlich geförderten Atomindustrie. In Deutschland hingegen wächst vor allem der Anteil der Windenergie stetig. Dies hat „bereits heute einen feststellbaren Einfluss auf die Preisbildung am EEX-Spotmarkt.“ (Neubarth et al., 2006)

Tabelle 1: Strombilanzen von ausgewählten europäischen Staaten

Nach CIA, 2010 und ENERDATA, 2010

2.3. Die europäische Gesetzgebung

Die schrittweise Liberalisierung und Öffnung der nationalen Strommärkte bildet eine Grundvoraussetzung für eine funktionierende und effizient arbeitende Strombörse. Da viele Staaten Europas bis weit in die 90er Jahre hinein einen nicht oder kaum liberalisierten Strommarkt hatten und oft auch wenig Interesse zeigten diesen Zustand zu ändern, kommen den seither erlassenen EU Richtlinien und Verordnungen (vor dem Vertrag von Lissabon EG-Richtlinie/-Verordnung genannt) eine besondere Bedeutung zu. Diese werden in einem zweiten Schritt durch nationale Gesetze und Verordnungen zum Strom- und Börsenhandel ergänzt und spezifiziert.

² Eine Untersuchung zu diesem Thema liefern beispielsweise Inderst, Wambach: „Engpassmanagement im deutschen Stromübertragungsnetz“, 2007

Bereits in der Einheitlichen Europäischen Akte von 1987, wurden die Grundlagen und erforderlichen Maßnahmen für einen europaweiten Binnenmarkt für Energie benannt. Dieses hochgesteckte Ziel wurde aber erst 1996 durch die Binnenmarktrichtlinie 96/92/EG konkretisiert und klare Vorgaben erlassen. Es heißt dort in Artikel 1: „Mit dieser Richtlinie werden gemeinsame Vorschriften für die Elektrizitätserzeugung, -übertragung undverteilung erlassen.“ Durch die beschlossene freie Wahl des Stromversorgers und einen geregelten Netzzugang für den Wettbewerb waren die Grundlagen gelegt, und die Richtlinie von 1996 bildete zweifellos einen ersten wichtigen Schritt. Nähere Ausführungen zur Gestaltung des Stromhandels - insbesondere dem Aufbau von Strombörsen - suchte man hier aber vergebens. Das mag auch kaum erstaunen, da Ende der 90er Jahre in vielen Mitgliedsstaaten noch kein echter Wettbewerb möglich gewesen wäre. Folgerichtig wurde mit der Richtlinie 2003/54/EG versucht, wesentliche Grundvoraussetzungen für einen funktionierenden Markt, wie beispielsweise die unternehmerische Entflechtung („unbundling“ genannt) von Netzbetreibern und Stromerzeugern, zu erzwingen. Nachdem sich bald herausstellte, dass die bisherige Richtlinie von den Mitgliedsländern zwar juristisch korrekt umgesetzt, aber „nicht gelebt“ wurde, erließ die Kommission 2009 die „Richtlinie 2009/72/EC über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt“ und die „Verordnung 714/2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel“. Die Mitglieder sind nun stärker in die Pflicht genommen, die zwischenstaatlichen Kuppelstellen möglichst effizient zu gestalten um den Handel zu erleichtern. Die Produzenten hingegen müssen ihre Kapazitäten transparenter veröffentlichen. Dadurch soll eine strategische Kapazitätsplanung durch die Kraftwerksbetreiber verhindert werden, bzw. die Änderung von Großhandelspreisen besser nachvollziehbar werden. Anfang 2011 wurde auch bekannt, dass die EU eine umfassende Regulierung des Stromhandels plant.

2.4. Die Strombörse EEX bzw. EPEX

Im folgenden Abschnitt soll die Funktionsweise einer Strombörse, am Beispiel der EEX (European Energy Exchange) bzw. EPEX (European Power Exchange), erläutert und die grundsätzlichen Mechanismen der Preisfindung vorgestellt werden. Die später vorgenommene Untersuchung der großen europäischen Strombörsen vorwegnehmend, kann festgestellt werden, dass an dieser Börse beobachtete Strukturen auch andernorts in Europa existieren und der Handel dort nach ähnlichen Prozessen abläuft. Eine erste Analyse ermöglicht somit bei der späteren Beschreibung der anderen Strombörsen eine Beschränkung auf wesentliche Unterschiede.

2.4.1. Struktur

Die EEX ging 2002 aus einer Fusion der Leipziger Strombörse (LPX) mit der Frankfurter Strombörse hervor. Ihr Sitz ist mittlerweile Leipzig. An der EEX werden neben Strom auch

Gas, Kohle und Emissionsrechte gehandelt. Der Bereich Strom wurde zum Jahreswechsel 2008/09 neu gestaltet. Vorausgegangen war die Schaffung einer Joint-Venture Gesellschaft (EPEX Spot SE) mit der französischen Energiebörse Powernext für den Spotmarkt und dem Einstieg von Powernext in die Derivate Sparte (EEX Power Derivatives).

Die Eigentümerstruktur stellt sich wie im Anhang in Abb. 1 gezeigt dar. Größter Eigner von Powernext ist HGRT, ein Zusammenschluss der französischen (RTE), belgischen (Elia) und niederländischen (TenneT) Netzbetreiber. Wobei RTE und TenneT jeweils vollständig in Staatsbesitz sind. Große Anteilseigner der EEX sind vor allem die Schweizer Terminbörse Eurex und die Landesbank Baden-Württemberg. Daneben halten auch viele europäische Stromkonzerne Anteile an den beiden Börsen. Angaben zu den Sharholdern können meist auf den Webseiten der Börsen eingesehen werden. Im Zuge der Rezession 2009 hatte auch die EEX AG mit einem starken Umsatz- und Ergebniseinbruch zu kämpfen. Der Konzernumsatz sank von rund 43 M€ im Jahr 2008 auf rund 35 M€. Gleichzeitig ging auch der Jahresüberschuss von 27 M€ auf 12 M€ zurück. Damit schrieb die Börse auch 2009 schwarze Zahlen. Die Eigenkapitalquote stieg auf 26% (15% in 2008) und die Mitarbeiterzahl um 19 auf nunmehr 80 (EEX, 2010) Die EPEX Spot SE verzeichnete ihrerseits einen Umsatz von 24 M€, die für Derivate verantwortliche EPD einen Umsatz von 14,4 M€. Das gehandelte Volumen am Spotmarkt sank von 203 TWh auf 196 TWh. Das am Terminmarkt gehandelte Volumen betrug rund 1.150 TWh. Die Anzahl der Marktteilnehmer wuchs auf 185 (+10) mit einem immer noch deutlichen Schwerpunkt auf die Marktzone Deutschland/Österreich. Tabelle 2: Markteilnehmer nach Marktzonen

Nach: EPEX, 2010

2.4.2. Ermittlung des Spotpreises und volkswirtschaftliche Überlegungen Wie alle europäischen Strombörsen ist die EPEX als Börsenmodell konzipiert. Damit ist sie charakterisiert durch „dezentrale Marktorganisation und dezentrale Entscheidungen“ (Oeckenfels, 2008c). Eine verpflichtende Teilnahme der Stromproduzenten istzumindest in Deutschland - nicht vorgesehen. Es sind also auch bilaterale Geschäfte zwischen Produzenten und Abnehmer möglich (auf Englisch „Over The Counter“ bzw. OTC