Der Handel elektrischer Energie an Strombörsen - Aktuelle Fragen des Risikomanagements


Diplomarbeit, 1999

84 Seiten, Note: 1.7


Leseprobe

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1 Einführung

2 Strombörsen

3 Risikomanagement an Warenbörsen

4 Risikomanagement an Strombörsen

5 Fazit

Quellenverzeichnis


Impressum:

 

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Inhaltsverzeichnis

 

1 Einführung

1.1 Problemstellung

1.2 Aufbau der Arbeit

1.3 Begriffsdefinitionen

1.3.1 Risiko

1.3.2 Risikomanagement

2 Strombörsen

2.1 Die Entwicklung von Waren- und Warenterminbörsen

2.1.1 Warenbörsen

2.1.2 Warenterminbörsen

2.2 Die Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte in Europa

2.2.1 Strom als Ware

2.2.2 Strombörsen und wettbewerblicher Stromhandel

2.2.3. Marktteilnehmer des wettbewerblichen Stromhandels

2.2.3.1 Erzeuger

2.2.3.2 Händler

2.2.3.3 Broker

2.2.3.4 Kunden

2.2.4 Durchleitungsverfahren in Deutschland

2.3 Struktur des zukünftigen Strommarktes

2.3.1 OTC- bzw. Grundlastmarkt

2.3.2 Spotmarkt

2.3.3 Stromterminmarkt

2.3.4 Ausgleichsmarkt

2.4 Konsequenzen aus der Liberalisierung der Strommärkte

2.4.1 Konsequenzen aus der Liberalisierung ausländischer Strommärkte

2.4.1.1 Kalifornien

2.4.1.2 Norwegen, Schweden, Finnland

2.4.1.3 England und Wales

2.4.1.4 Niederlande

2.4.2 Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft in Deutschland

3 Risikomanagement an Warenbörsen

3.1 Risikoarten des Warenspot- und Warenterminhandels

3.1.1 Risiken der Marktform

3.1.1.1 Erfüllungsrisiko und Wiedereindeckungsrisiko

3.1.1.2 Liquiditätsrisiko aufgrund geringer Marktreife

3.1.2 Marktpreisrisiken

3.1.2.1 Zinsrisiko

3.1.2.2 Währungsrisiko

3.1.2.3 Warenpreisrisiko

3.1.3 Derivate Risiken

3.1.3.1 Basisrisiko

3.1.3.2 Informationsrisiko

3.1.3.3 Modellrisiko

3.1.3.4 Liquiditätsrisiko

3.1.4 Sonstige Risiken

3.1.4.1 Operative Risiken

3.1.4.2 Rechtliche, bilanzielle und steuerliche Risiken

3.2 Marktteilnehmer der Warenterminbörse

3.3 Risikomessung

3.3.1 Handelsportfolio

3.3.2 Sensitivitäten

3.3.3 Value-at-Risk

3.4 Instrumente des Risikomanagements

3.4.1 Futures

3.4.1.1 Hedging mit Futures

3.4.1.2 Bewertung von Futures

3.4.2 Optionen

3.4.2.1 Hedging mit Optionen

3.4.2.2 Bewertung von Optionen

Black-Scholes-Optionspreisformel

3.4.3 Kombinierte Instrumente

4 Risikomanagement an Strombörsen

4.1 Risikoarten des Stromhandels

4.1.1 Risiken der Marktform

4.1.2 Marktpreisrisiko

4.1.2.1 Volumenrisiko

4.1.2.2 Wetterrisiko

4.1.2.3 Kundenrisiko

4.1.2.4 Brennstoffpreisrisiko

4.1.3 Derivate Risiken

4.1.3.1 Basisrisiko

4.1.3.2 Modellrisiko

4.1.3.3 Produktionsrisiko

4.1.4 Sonstige Risiken

4.1.4.1 Technisches Risiko

4.1.4.2 Durchleitungsrisiko

4.1.4.3 Investitionsrisiko

4.2 Marktteilnehmer an der Stromterminbörse

4.3 Risikomessung im Stromhandel

4.3.1 Portfolio im Stromhandel

4.3.2 Sensitivitäten

4.3.3 Value-at-Risk

4.3.4 Marginal-Energy-Price-Risk

4.4 Instrumente des Risikomanagements an der Strombörse

4.4.1 Strom-Futures

4.4.1.1 Hedging mit Strom-Futures

4.4.1.2 Bewertung von Strom-Futures

4.4.2 Optionen auf Strom-Futures

4.4.2.1 Hedging mit Optionen auf Strom-Futures

4.4.2.2 Bewertung von Optionen auf Strom-Futures

4.4.3 Kombinierte Instrumente im Stromhandel

4.6 Außerbörsliche Instrumente des Risikomanagements im Stromhandel

4.7 Anwendung von Risikomanagementinstrumenten im Stromhandel

5 Fazit

Quellenverzeichnis

 

Abkürzungsverzeichnis

 

 

Abbildungsverzeichnis

 

Abbildung 1: Value-at-Risk und Profit-at-Risk

 

1 Einführung

 

1.1 Problemstellung

 

Mit Inkrafttreten der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes im April 1998 wurde der deutsche Elektrizitätsmarkt in einem Schritt dereguliert. Seit diesem Termin können Industrie- und Privatkunden in Deutschland ihren Stromlieferanten selbst wählen.[1] Die Liberalisierung der ehemals durch Gebietsmonopole geschützten Energiewirtschaft ist ein weltweiter Trend. Auf den deregulierten Märkten ist, zusätzlich zur Strom­erzeugung und dem Stromtransport, ein neues Element der Elektrizitäts­wirtschaft entstanden: Der Handel mit Strom. Der freie Handel mit elektrischer Energie birgt sowohl Chancen als auch Risiken für die Marktteilnehmer, deren Planungssicherheit bezüglich Erlöse und Absatzvolumina sinkt.[2]

 

Von etablierten Warenmärkten sind Organisations­formen bekannt, die einen mit geringen Trans­aktionskosten verbundenen, transparenten, schnellen und sicheren Handel er­möglichen. In den meisten Ländern mit liberalisiertem Elektrizitätsmarkt sind deshalb Strombörsen gegründet worden oder sind Strombörsen in Planung. In Deutschland sprach sich kürzlich die Projektgruppe „Deutsche Strom- und Energie­börse“ (gebildet auf Initiative des Bundeswirtschaftsministeriums) für Frankfurt am Main als Sitz der künftigen Strombörse aus.[3]

 

Ziel dieser Arbeit ist es, die Risiken, die beim Handel mit elektrischer Energie an Strombörsen auftreten, zu beschreiben und darzustellen, wie diesen begegnet werden kann. Dabei werden die spezifischen Eigenschaften der Ware Elektrizität im Vergleich zu etablierten Waren­märkten geschildert.

 

1.2 Aufbau der Arbeit

 

In Kapitel 2 wird die Entstehung von Strombörsen beschrieben. Dabei werden die Parallelen zum Warenhandel dargestellt, die Eignung von Elektrizität als eine börslich gehandelten Ware überprüft. Es werden die Marktteilnehmer des Strommarktes vorgestellt und die Durchleitungsproblematik in Deutschland sowie die Struktur eines Strommarktes mit Strombörse erläutert. Kapitel 2 abschließend werden die Kon­­sequenzen der Liberalisierung der Elektrizitäts­wirtschaft in verschiedenen Ländern und in Deutschland dargestellt.

 

Kapitel 3 befaßt sich mit dem Risikomanagement an Warenbörsen. Begonnen wird mit einer Darstellung der Risiken, die an einer etablierten Warenbörse auftreten. Anschließend werden die Teilnehmer einer Warenbörse vorgestellt. Darauf folgt die Beschreibung von Methoden zur Risikoquantifizierung. Abgeschlossen wird Kapitel 3 mit der Darstellung von Instrumenten des Risikomanagements und deren Handhabung.

 

Kapitel 4 geht auf das Risikomanagement an Strombörsen ein. Aufbauend auf Kapitel 3 werden die an Strombörsen auftretenden Risiken erklärt. Danach werden die Teilnehmer der Strombörse vorgestellt und die Möglichkeiten zur Risikomessung aufgezeigt. Anschließend werden die Instrumente des Risikomanagements an der Strombörse, im Vergleich zu etablierten Warenbörsen, beschrieben und die Probleme in deren Handhabung dargestellt. Darauffolgend werden kurz außerbörsliche Instrumente des Risikomanagements für den Stromhandel vorgestellt. Den Abschluß des Kapitels 4 bildet die Beschreibung einer an die spezifischen Eigenschaften und Risiken der Ware Strom angepaßten Anwendung der bereits aus dem etablierten Warenmarkt bekannten Risiko­managementinstrumente.

 

1.3 Begriffsdefinitionen

 

Thema dieser Arbeit sind Risiken und Risikomanagement an Strombörsen. Dazu ist eine Klärung der Begriffe Risiko und Risikomanagement notwendig.

 

1.3.1 Risiko

 

Die Wahrnehmung von Risiko ist individuell verschieden. Überwiegend wird darunter die aus Unsicherheit über die zukünftige Entwicklung von Umwelt­zuständen folgende Gefahr negativer Ereignisse verstanden. In ökonomischem Zusammenhang wird unter Risiko allgemein die Gefahr der Verlustmöglichkeit einer un­sicheren Unternehmung verstanden.[4]

 

Mit dieser einseitigen Definition wird vernachlässigt, daß aus Unsicherheiten auch Chancen resultieren können. Eine Chance kann somit als positive Abweichung eines erwarteten Umweltzustandes angesehen werden. Ein Teil der Literatur spricht deshalb von positiven und negativen Risiken. Wertungsfrei kann auch von einer zufalls­abhängigen Abweichung von der erwarteten Zielerreichung gesprochen werden. Statistisch entspricht damit das Risiko der Standardabweichung. Ist als Ziel ein bestimmter Ertrag vorgegeben, so entspricht die Standardabweichung, also die Streuungs­breite um den erwarteten Ertrag, der Volatilität des Cash Flows.[5]

 

Unsicherheit ist nicht immer eine Quelle sowohl von Chancen als auch von Risiken, vielmehr gibt es Situationen, bei denen neben dem erwarteten Ziel nur negative Ereignisse eintreten können. In der Literatur werden diese Risiken als reine Risiken bezeichnet. Risiken hingegen, bei denen sich auch eine positive Abweichung des erwarteten Ergebnisses ergeben kann, werden als spekulative Risiken bezeichnet.[6]

 

In dieser Arbeit wird die Möglichkeit einer negativen Verfehlung eines geplanten Wertes als Risiko, die Möglichkeit einer positiven Abweichung dagegen als Chance bezeichnet. Entspricht das Ergebnis dem geplanten Wert, so wird von einer Ziel­erreichung gesprochen.

 

1.3.2 Risikomanagement

 

Ein Unternehmer sucht spekulative Risiken, d.h. er geht Risiken ein, um Chancen wahr­nehmen zu können. Wollte er alle Risiken sichern, würde er aufhören unter­nehmerisch zu handeln. Könnte er sich gegen bestimmte Risiken versichern, wäre er in der Lage neue, weitere spekulative Risiken zu übernehmen.[7] Mit dem Ziel eine Versicherung gegen Risiken zu bieten, wurden für den Terminhandel sogenannte Derivate entwickelt. Derivate sind handelbare finanzielle Instrumente, deren Wert von der Entwicklung eines Basisgutes oder „Underlyings“ abhängt.[8] Ein Underlying ist das einem Termin­geschäft zugrundeliegende Gut. Derivate existieren für reale Güter (z.B. Aktien, Zins­papiere, Währungen, Waren) und für künstlich definierte Basisgüter (z.B. Aktienindizes, Korb von realen Gütern).[9] Der Unterschied zwischen einem Warenspotmarkt und einem Markt für Derivate auf reale Güter liegt in der zeitlichen Dimension. Auf dem Spotmarkt werden Verträge für die sofortige physische Erfüllung geschlossen, während am Terminmarkt derivate Verträge gehandelt werden, die eine Ware betreffen, die erst in der Zukunft geliefert und bezahlt wird.[10]

 

Mit Derivaten als Risk-Management-Instrumenten bzw. Hedging-Instrumenten haben Unternehmen heute die Möglichkeit sich gegen eine Vielzahl von Risiken zu versichern, beispielsweise Währungsrisiken oder Rohstoffpreisrisiken. Hedging (engl. to hedge = einzäunen) beschreibt die durch Derivate mögliche Form der Risiko­transformation. Dabei wird eine offene und damit riskante Position durch ein Gegengeschäft mit Derivaten (welches durch das Risiko entgegengesetzt zum ursprünglichen Geschäft beeinflußt wird) abgesichert. Es entsteht dadurch eine risikolose Gesamtposition.[11]

 

In den letzten Jahren und Jahrzehnten ist das Angebot an Derivaten immer umfangreicher geworden. Heute ist es möglich Risiken in immer mehr Einzelteile zu zerlegen, in neue Pakete zusammenzuschnüren und handelbar zu machen, so daß sich jeder Marktteilnehmer seine gewünschte Risikoposition individuell aufbauen kann. Bereits in den fünfziger Jahren wurde eine Modellwelt beschrieben, in der es für alle möglichen Entwicklungen der Zukunft Wertpapiere gibt. In dieser Welt kann jedes erdenkliche Risiko auf andere übertragen werden, solange man bereit ist, den entsprechenden Preis dafür zu zahlen.[12]

 

Durch die Liberalisierung von Energiemärkten haben sich für die einstmals vom Wettbewerb geschützte Energiewirtschaft, neben Chancen auch neue Risiken ergeben. Dies macht die Einführung eines systematischen Risikomanagements notwendig. Allgemein wird unter Risikomanagement ein Paket abgestimmter Maßnahmen zur Minimierung eines Bündels verschiedener Risiken verstanden. Risikomanagement bedeutet nicht nur die Steuerung und Überwachung finanzieller und operativer Risiken, sondern schließt auch strategische Risiken ein:[13]

 

Auf der strategischen Risikoebene liegen in der Energiewirtschaft Risiken, die sich aus der Liberalisierung der Energiemärkte ergeben, wie z.B. durch eine Neu­positionierung von Unter­nehmen am Markt.

 

Neue operative Risiken in den Unternehmensprozessen ergeben sich beispielsweise aus der Entflechtung der Bereiche Erzeugung, Netze und Stromhandel.

 

Stromhandel als Chance der Liberalisierung weist aber ebenso ein finanzielles Risiko auf.

 

Thema dieser Arbeit sind die sich aus dem Stromhandel, insbesondere an Strombörsen, ergebenden spekulativen sowie reinen Risiken und deren Risikomanagement. Bereits an dieser Stelle soll darauf hingewiesen werden, daß Risikomanagement selbst neue Risiken verursachen kann. Ziel des Risikomanagements im Stromhandel ist die Senkung der Risikoexposition eines Unternehmens und damit die Absicherung gegen Verluste aus Preisschwankungen durch Offenlegen, Identifizieren und Quantifizieren der Risiken sowie dem Ergreifen adäquater Gegenmaßnahmen.[14]

2 Strombörsen

 

Der Handel hat bei vielen Waren zur Entstehung von Börsen als institut­ionalisierte Warenhandelsplätzen geführt. Auf den bereits länger deregulierten Strom­märkten verschiedener Länder ist ebenfalls ein Entstehen von Stromspotmärkten und Strom­termin­börsen zu beobachten. Im folgenden Kapitel wird die Entstehung und die Eigen­schaften von Waren- und Warenterminbörsen beschrieben und anschließend auf die aktuelle Entwicklung der Strombörsen eingegangen.

 

2.1 Die Entwicklung von Waren- und Warenterminbörsen

 

2.1.1 Warenbörsen

 

Börsen als institutionalisierte Handelsplätze von Waren und Wertpapieren haben ihren Ursprung in der flämischen Stadt Brügge. Im 14. Jahrhundert entstand dort im Haus einer Patrizierfamilie ein regelmäßiger Treffpunkt für Handels- und Geldgeschäfte. Aufgrund ihres Reichtums wurde die Familie „van der Beurse“ genannt – das flämische Wort „Beurs“ bedeutet Geldbeutel. So erhielt das Haus und der Treffpunkt der Kaufleute den Namen „Beurse“. Das Beispiel sprach sich herum und es entstanden auch in anderen Handelsorten Börsen: 1460 in Antwerpen, 1462 in Lyon und rund 100 Jahre später in Nürnberg und Augsburg.[15] Offensichtlich erkannten die Händler des Mittelalters den Vorteil eines institutionalisierten Handelsplatzes.

 

Die Vorteile einer Börse, also eines organisierten Marktes, liegen darin[16], daß

 

regelmäßig Angebot und Nachfrage zusammen­geführt und ausgeglichen werden können und somit die Suchkosten für einen Handelspartner gesenkt werden,

 

die Börsenpreise und –umsätze veröffentlicht werden, was für Markt­transparenz sorgt. Die an der Börse erzielten Preise können als Referenz für außerbörsliche bilaterale Geschäfte dienen,

 

sie für jeden potentiellen Marktteilnehmer zumindest mittelbar zugänglich ist,

 

die Konzentration von Informationen und deren schnelle Verbreitung an einer Börse den Marktteilnehmern eine bessere Einschätzung der Marktentwicklung ermöglicht und

 

bei entsprechender Akzeptanz der Börse große Handelsvolumen entstehen bzw. der Handel der entsprechenden Ware liquide ist. [17]

 

Ähnlich den historischen Vorgängern versteht man auch heute unter Börsenhandel eine organisierte Marktveranstaltung. Das bedeutet, daß der Handel an bestimmten Orten, zu bestimmten Zeiten, unter bestimmten Regeln und unter staatlicher Aufsicht abgewickelt wird. Märkte auf denen Vertragsabschluß und Vertragserfüllung zeitlich zusammen­fallen nennt man Kassamarkt oder Spotmarkt.[18]

 

Im Gegensatz zum bilateralen Handel, der auch „Over-the-Counter“- (OTC) Handel genannt wird, erfolgt der Börsenhandel heute anonym. Angebot und Nachfrage werden nur über den Preis in Übereinstimmung gebracht, die Handelspartner werden automatisch vermittelt. Um die Eigenschaften der gehandelten Güter allein auf den Preis zu reduzieren, bedarf es einer Standardisierung der gehandelten Ware hinsichtlich Qualität, Laufzeit, Lieferort und Liefermenge.[19] Das beschränkt mithin die Auswahl an börsenmäßig handelbaren Waren auf die sogenannten fungiblen bzw. vertretbaren Güter, die nach Maß, Zahl oder Gewicht bestimmt werden können.[20]

 

2.1.2 Warenterminbörsen

 

Die Preisfindung an Börsen durch das Zusammenführen von Angebot und Nachfrage kann zu stark schwankenden Preisen führen. Die Preisvolatilität der gehandelten Waren stellen für die am Handel Beteiligten ein ständiges Risiko dar. Zum Schutz vor Preisschwankungen entwickelte sich in der Praxis das Kaufen und Verkaufen mit „späterer Lieferung“. Eine bestimmte Menge einer Handelsware ist zu einem zukünftigen Termin zu einem vereinbarten Preis zu liefern, zu übernehmen und zu bezahlen. Den Handelspartnern wurde durch diesen Terminhandel die Möglichkeit gegeben für einen bestimmten Zeitraum im voraus planen und sich auf Tätigkeiten neben dem Handelsgeschäft konzentrieren zu können. Dabei hatten sie die Gewißheit nicht durch unvorhergesehene Preisausschläge ruiniert werden zu können. Durch Termingeschäfte haben Anbieter und Nachfrager folglich die Möglichkeit, Preisrisiken auf dem Spotmarkt zum Teil zu eliminieren und einen Risikoausgleich zwischen den Handelspartnern zu erzielen.

 

Weiter verfeinert wurde der „Handel auf einen späteren Termin“, indem es möglich wurde, den Vertrag während der vereinbarten Zeitdauer bis zum Fälligkeitstermin mit allen Rechten und Pflichten an Drittpersonen zu veräußern.[21] Auch dieser Handel mit Derivaten kann sowohl bilateral als auch anonym an Börsen erfolgen. Beim OTC-Handel werden die Vertragsspezifikationen bilateral zwischen den Vertragspartnern vereinbart. In diesem Fall spricht man von einem Terminhandel bzw. einem Forward-Handel. Um die Vorteile des Börsenhandels, also v.a. Liquidität und geringe Transaktions­kosten, erschließen zu können, bedarf es auch beim Termin­handel, wie beim Handel am zugrundeliegenden Kassamarkt, einer Standardisierung der Produkte und einer Festlegung der Handelsregeln. Ist dies der Fall, so spricht man von einem Termin­kontrakthandel.[22]

 

Eine Terminkontraktbörse ist ein geeignetes Mittel, um das Erfüllungsrisiko (Ausfall des Vertragspartners) eines bilateralen Vertrages zu mindern. An modernen Terminbörsen sind sogenannte Clearingstellen eingerichtet. Diese stehen zwischen den Käufern und Verkäufern von Terminkontrakten und agieren als deren Vertragspartner. Die Clearing­stelle garantiert den Vertragspartnern zumindest die finanzielle Erfüllung des Kontraktes. Einen börsenmäßig organisierten Handel von Terminkontrakten unter Einschaltung einer Clearingstelle bezeichnet man auch als Futures-Markt.[23]

 

Allgemein werden von einer Ware folgende Eigenschaften verlangt, damit sie für einen Futures-Handel geeignet ist[24]:

 

1. Die Preisvolatilität sollte während eines Jahres über 20% betragen,

2. die Schwankungen von Nachfrage und/ oder Angebot sollten über einen Zeitraum von 2 Jahren 10% erreichen können,

3. es sollte eine Speicherbarkeit von mindestens 30 Tagen möglich sein, um ein hinreichendes Angebot zu ermöglichen,

4. die Qualität der Ware sollte sich objektiv und quantifizierbar beschreiben lassen,

5. die Ware sollte sich 6 – 12 Monate ohne substantielle Veränderungen lagern lassen,

6. der Marktanteil der größten 5 Anbieter sollte 50%, der Anteil der 10 größten Anbieter 80% unterschreiten,

7. und die tägliche Spotmarktpreisinformationen sollten von mindestens 2 unab­hän

gigen Quellen verfügbar sein.

 

2.2 Die Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte in Europa

 

Mit den Argumenten der gesamtstaatlichen Bedeutung und der Gewährleistung der Versorgungssicherheit ging man lange Zeit davon aus, daß die Stromversorgung als Ganzes ein natürliches Monopol darstellt. Inzwischen geht man davon aus, daß nur im Bereich der Netze von einem natürlichen Monopol gesprochen werden kann, hingegen bei Produktion und Verteilung aus volkswirtschaftlicher Sicht mehr Wettbewerb wünschenswert wäre. England und Wales sowie Norwegen begannen Anfang der neunziger Jahre als erste in Europa damit ihre Elektrizitätswirtschaften zu deregulieren.[25] Nahezu in derselben Zeit ergriffen einige US-amerikanische Bundes­staaten, darunter Kalifornien, gesetzliche Maßnahmen zur Deregulierung ihrer Elektrizitätsmärkte.[26] Aufgrund der Initiative der EU folgt nun auch Kontinentaleuropa seit einigen Jahren dem Trend zur Liberalisierung der Energiemärkte.[27] Im April 1998 wurde die Binnenmarktrichtlinie „Elektrizität“ der Europäischen Union in nationales deutsches Recht umgesetzt. Durch diese Liberalisierung haben alle Kunden in Deutschland bereits jetzt die Möglichkeit ihren Stromlieferanten frei zu wählen.[28] Das Gesetz sieht eine Trennung der Stromerzeugung von der Stromübertragung bzw. Stromverteilung sowie dem Stromhandel („unbundling“) vor[29]. Das bedeutet, in Zukunft sind Stromerzeugung und Stromhandel für den Wettbewerb geöffnet, während die Übertragung weiterhin als Monopol verbleibt.

 

2.2.1 Strom als Ware

 

Strom wird schon seit langem zwischen den Verbundunternehmen, auch auf inter­nationaler Ebene, gehandelt.[30] Ist Strom auch eine Ware, die an einer Waren- und Warenterminbörse gehandelt werden kann? Dazu muß Strom die in Kapitel 2.1.2 aufgezählten Kriterien zur Eignung für einen Futures-Handel erfüllen:[31]

 

1. Die Volatilität wird von der NYMEX (New York Mercantile Exchange) als wichtigstes Kriterium für die Eignung zum Futureshandel angegeben.[32] Die Erfahrungen auf bereits länger liberalisierten Märkten zeigen, daß Strom regelmäßig eine Preisvolatilität von deutlich mehr als 20% hat.

2. Durch konjunkturelle, saisonale und tageszeitliche Schwankungen der Last und beispielsweise Wartungszeiten von Kraftwerken schwanken Nachfrage und Angebot regelmäßig mehr als die geforderten 10%.

3. Strom ist nicht direkt speicherbar. Mit Ausnahme von Pumpspeicher­kraft­werken ist eine Speicherung in bedeutendem Ausmaß nicht möglich. Berücksichtigt man allerdings die Langlebigkeit von Kraftwerken sowie deren Reservehaltung und Vorratshaltung an Brennstoff, so kann man von einem hinreichenden Angebot ausgehen.

4. Aufgrund der Vorschriften und Normen über im allgemeinen Elektrizitätsnetz transportier­barem Strom läßt sich Strom hinreichend genau standardisieren.

5. Strom ist nicht direkt speicherfähig. Die Qualität von Strom ist jedoch standardisiert und verändert sich mit der Zeit nicht. Als hinreichende Speicherbarkeit wird daher die Vorhaltung von Kraftwerkskapazitäten und Einsatzbrennstoffen betrachtet.

6. Durch die Liberalisierung der Energiewirtschaft in Deutschland sind hinreichende Marktstrukturen gegeben.

7. Die zur erforderlichen Preisinformation und –transparenz nötigen Informations­systeme werden im Prozeß der Liberalisierung der Energiewirtschaft in Deutschland aufgebaut. Preisinformationen können z.B. durch organisierte (Großhandels-) Märkte oder konkurrierende Großhändler angeboten werden.

 

2.2.2 Strombörsen und wettbewerblicher Stromhandel

 

Für einen wettbewerblichen Stromhandel sind Börsen nicht notwendig, er würde auch mit bilateralen Verträgen realisiert werden können.[33] Aus den bereits oben genannten Vorteilen, die Börsen beim Warenhandel bieten, haben sich auf den bereits länger liberalisierten Strommärkten, neben dem bilateralen Handel auch Strombörsen etabliert, z.B. in Skandinavien die „Nord­pool" und in Kalifornien die „CALPX". Die weltweiten Entwicklungen zeigen, daß sich der bilaterale Handel und der Handel an den Strom­börsen ergänzen.[34]

 

2.2.3. Marktteilnehmer des wettbewerblichen Stromhandels

 

Durch die Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft wird sich in Deutschland die etablierte Ordnung auf dem Strommarkt verändern. Neben Erzeugern, Verteilern, Industriekunden und Privatkunden (ehemals Tarifkunden) werden weitere Markt­teilnehmer auf dem Strommarkt erscheinen, nicht zuletzt auch ausländische Strom­anbieter. Am Stromhandel werden Erzeuger, Händler, Broker und Kunden teilnehmen.

 

Erzeuger

 

Die Betreiber von Kraftwerken sind in der Position, erhebliche Investitionen vornehmen zu müssen, die sich erst in langen Zeiträumen amortisieren. Aufgrund dieser Tatsache existierte in der Branche schon immer die Neigung, die resultierenden Risiken auf­zu­fangen. Die bisherige Lösung bestand aus vertikaler Integration und Gebiets­monopolen, um die vorherrschenden Risiken der Belieferung und des Absatzes zu mindern.[35] Diese Strategien werden den Erzeugern auf einem Wettbewerbsmarkt nicht mehr möglich sein.[36] Erzeuger werden in der Zukunft nur schwer die schwankenden Brennstoffpreise über geänderte Absatzpreise an ihre Kunden weiter­reichen können. Deshalb sind die Erzeuger gezwungen an der Strom­terminbörse oder durch bilaterale Verträge Risikomanagement zu betreiben.[37]

 

Händler

 

Ein Händler kauft und verkauft Strom, ohne eigene Erzeugungskapazitäten besitzen zu müssen. Er nimmt beim Handel Positionen im Markt ein, für die noch kein Gegen­geschäft existiert. Mit der Einnahme solcher offenen Positionen ist ein erhebliches Risiko verbunden. Die Vergütung besteht neben den Provisionen aus Preisdifferenzen, die sich im Zeitraum zwischen An- und Verkauf der Positionen am Markt ergeben haben.[38] Händler treten in verschiedenen Formen auf: [39]

 

Als reine Großhändler bzw. Power Trader,

 

in Verteilerunternehmen, die ihre Energie entweder von den Erzeugern beziehen oder an der Strombörse kaufen, um damit Endkunden zu beliefern,

 

als Aggregatoren, die die Nachfrage vieler kleiner Nachfrager (Haushalte, Klein­gewerbe) bündeln, dadurch den Strom möglichst günstig kaufen und auch die Verteilung organisieren.[40]

 

Broker

 

Ein Broker bzw. Makler kauft oder verkauft keinen Strom auf eigene Rechnung, sondern er bringt Anbieter und Nachfrager zusammen. Er nimmt die Rolle des Geschäftspartners für Käufer und Verkäufer ein, d.h. er vermittelt Geschäfts­partner für ein Stromhandels­geschäft und nimmt dabei keine Risikoposition im Markt ein. Käufer und Verkäufer bleiben anonym. Ein Makler ist Mitglied der sogenannten Clearingstelle der Börse, die den Börsenteilnehmern das Erfüllungsrisiko abnimmt.[41]

 

Kunden

 

Unternehmen mit einer stromintensiven Produktion wie beispielsweise Aluminium- und Papierverarbeiter, aber auch andere Großkunden wie die Chemieindustrie, benötigen sichere Strompreise, um die Preise ihrer Erzeugnisse verläßlich kalkulieren zu können. Die Möglichkeit, sich gegen Preisrisiken zu versichern, eröffnet ihnen die Stromtermin­börse.[42]

 

Auch Privatkunden können seit der Liberalisierung des Strommarktes in Deutschland ihren Stromversorger frei wählen. Sie werden sich zu Einkaufsgenossenschaften zusammen­schließen oder bei Aggregatoren ihren Strom ordern, um durch die so gewonnene Marktmacht eine möglichst kostengünstige Versorgung zu erreichen.

 

2.2.4 Durchleitungsverfahren in Deutschland

 

Die Liberalisierung der Stromwirtschaft ist eine weltweit zu beobachtende Erscheinung. Neben der Öffnung des Marktes für Erzeugung und Handel, ist die Entflechtung von Erzeugung und Netzbetrieb gemeinsames Merkmal dieser Entwicklung. Der Netzbetrieb wird weiterhin als natürliches Monopol angesehen, womit der Zugang zum Netz der Schlüssel zum Wettbewerb geworden ist. Die EU Binnenmarktrichtlinie Elektrizität stellt drei Netzzugangsmodelle zur Wahl:[43]

 

1. Geregelter Netzzugang,

2. Alleinabnehmersystem oder

3. verhandelter Netzzugang (Netzzugang auf Vertragsbasis).

 

Bei der Novellierung des Energiewirtschaftsrechts hat sich Deutschland grundsätzlich für den verhandelten Netzzugang entschieden, womit es eine Sonderstellung unter den Mitgliedstaaten der EU (und Norwegen) einnimmt.[44]

 

Die Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke (VDEW), der Verband der industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) und der Bundesverband der deutschen Industrie (BDI) haben sich auf eine gemeinsame Empfehlung für die Netzbetreiber geeinigt: Die „Verbände­vereinbarung über Kriterien zur Bestimmung von Durchleitungsentgelten“ (VV). In der VV sind die Regeln der Netznutzung und der Netznutzungsentgelte, also der Durchleitungsentgelte, festgelegt. Die Durchleitungsentgelte gliedern sich wie folgt:[45]

 

In den Verteilungsnetzen gilt ein entfernungsunabhängiger Tarif, ein sogenannter „Briefmarkentarif“ und

 

in den Übertragungsnetzen kommt ab einer Entfernung von 100 km eine entfernungs­- und benutzungsdauerabhängige Komponente hinzu.

 

Für die Preisbildung am Strommarkt hat dies zur Konsequenz, daß in Deutschland, zusätzlich zu den Erzeugungspreisen, auch die geographische Lage der Marktteilnehmer beachtet werden muß.

 

Von größerer Bedeutung für den Stromhandel ist die Möglichkeit der Übertragungs­unternehmen den Zugang zu ihren Netzen zu verweigern. Grundsätzlich sind die Netzbetreiber verpflichtet, anderen Unternehmen den Zugang zu ihren Netzen zu gewähren, allerdings bietet das Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts Möglichkeiten, diesen Zugang zu verwehren. Unzumutbar kann eine Durchleitung sein, falls: [46]

 

Eine im Interesse der Allgemeinheit „sichere, preisgünstige und umweltverträgliche“ Elektrizitätsversorgung gefährdet werden könnte und

 

der Absatz von Strom aus regenerativen Energiequellen, aus Kraft-Wärme-Koppelung oder aus ostdeutscher Braunkohle beeinträchtigt werden könnte.

 

Die bei weitem mächtigste Begründung für die Netzbetreiber eine Durchleitung zu verweigern, findet sich in der Möglichkeit, mangelnde Übertragungs­kapazitäten angeben zu können.[47] Gegenwärtig werden die Netz­kapazitäten nach den Regeln des Grid Code vergeben. In diesem werden technische Voraussetzungen für Durch­leitungen festgehalten, wie z.B. Prioritätsregeln und Anmeldefristen. Gegenwärtig wird nach der „first come, first serve“ Regel verfahren, d.h. es dürfen diejenigen Netznutzer mit oberster Priorität durchleiten, die bereits Transaktionen durch­führen. Freie Kapazitäten werden an diejenigen Marktteilnehmer vergeben, die als erste einen Durchleitungs­vertrag mit dem Netzbetreiber abschließen.[48]

 

Die gegenwärtige Regelung belastet v.a. kurzfristige Durchleitungsbegehren, die einem höheren Ablehnungsrisiko ausgesetzt sind. In der Praxis bedeutet dies, daß vor jeder Durchleitungstransaktion freie Netzkapazitäten gefunden sowie Durchleitungs­entgelte festgestellt bzw. verhandelt werden müssen. Gerade beim kurzfristigen Handel ist dieses zeit­aufwendige Verfahren wenig praktikabel. Die Netzbetreiber haben durch die jetzige Regelung eine Vielzahl von möglichen Begründungen, um eine künstliche Verknappung der freien Netzkapazität herbeizuführen und so den Handel zu behindern. Ein Beispiel dafür ist ein Vorkommnis an der Amsterdam Power Exchange im Juni 1999. Die neugegründete niederländische Strombörse lernte einen „ungewöhnlichen externen Umstand“[49] kennen: Sperrung der grenzüberschreitenden Transportkapazität, mit den Resultaten geringerer Handel und Auflösung von Spotkontrakten. Als Ursache wurden „unerwartete Abweichungen der internationalen Produktions- und Verbrauchsverläufe“, v.a. in den umgebenden Ländern (Belgien, Deutschland), angegeben.[50] Einer anderen Quelle zufolge hatte ein „großes west­deutsches Verbund­unternehmen die Muskeln spielen lassen“.[51]

 

Die gegenwärtige Regelung der Durchleitungspraxis und –entgelte behindert den Aufbau einer Strombörse in Deutschland, v.a. eines Spotmarktes. Es darf nicht übersehen werden, daß die Planung der Verteilung von Netzkapazitäten und die möglichst rasche Abwicklung von Spotmarktgeschäften grundsätzlich einen Zielkonflikt darstellen. Eine engere Verschmelzung von Energiebörse und Netzbetreiber könnte zumindest organisatorische Probleme mindern.[52] Zur Zeit werden Angebot und Nachfrage in Deutschland noch nicht elektronisch erfaßt und zentral ausgewertet. Erst wenn das der Fall ist und per Internet ein Abgleich mit den verfügbaren Netzkapazitäten möglich ist, wird ein Spotmarkt mit kurzen Transaktionszeiten möglich.

 

Eine objektive Bewertung kurzfristiger Stromangebote bzw. -nachfragen kann aufgrund der Komplexität der zu beachtenden Faktoren nur mit computergestützten Planungs­verfahren vorgenommen werden.[53] Dies zwingt die Marktakteure zu den entsprechenden Investitionen.

 

2.3 Struktur des zukünftigen Strommarktes

 

Die zukünftige Struktur des Strommarktes wird vier Arten von Strommärkten aufweisen:[54]

 

OTC- bzw. Grundlastmarkt,

 

Stromspotmarkt,

 

Stromterminbörse und

 

Ausgleichsmarkt.

 

Ausgleichsmarkt, Stromspotmarkt und Stromterminbörse bauen aufeinander auf. Stromspotmarkt und Stromterminbörse sind Parallelmärkte zum OTC-Handel. Die Entscheidung der Marktteilnehmer für einen der Märkte hängt sowohl von der Prognos­tizier­barkeit der Lastkurve der Abnehmer als auch von deren Risikoeinstellung ab.[55]

 

2.3.1 OTC- bzw. Grundlastmarkt

 

Der Grundlastmarkt hat die Funktion, die langfristige Grundlast der Abnehmer abzu­sichern. Die bilateralen Kontrakte werden Laufzeiten zwischen einem und drei Jahren haben.[56] Diese Funktion kann auch vom Terminmarkt übernommen werden,[57] jedoch bieten die bilateralen Verträge den Vorteil auf den Kunden individuell zugeschnitten, d.h. maßgeschneidert werden zu können.

 

2.3.2 Spotmarkt

 

Der Spotmarkt dient bei entstehenden Engpässen dazu, den kurzfristigen Bedarf zu decken. Er ermöglicht den Ausgleich von freier Kraftwerkskapazität und Spitzenbedarf. Er ist Voraussetzung dafür, daß die Abnehmer kurzfristig Stromspitzen zur Grundlast hinzu kaufen und die Anbieter ungenutzte Kraftwerkskapazitäten anbieten können.[58] Der Erfüllungs­zeitraum kann grundsätzlich Stunden, Tage oder Wochen betragen. Ausschlaggebend sind die Marktbedürfnisse.[59] Die auf dem Spotmarkt festgestellten Preise signalisieren die Knappheit der Ware Strom. Sie können damit als Referenz­preise für bilaterale Kontrakte dienen. Das Vertrauen in einen Börsenpreis als Referenz­preis ist um so größer, je höher die Liquidität des Marktes ist, auf dem er zustandegekommen ist. Die Liquidität eines Marktes steigt mit der Anzahl der Teilnehmer und deren Handelsvolumen.[60]

 

2.3.3 Stromterminmarkt

 

Am Stromterminmarkt wird der über die Grundlast hinausgehende, planbare künftige Strombedarf gedeckt, wie z.B. absehbare saisonale Spitzen.[61] Es besteht auch die Möglichkeit, durch regelmäßigen Kauf von Terminkontrakten den Grundbedarf am Stromterminmarkt, anstelle des OTC-Marktes, zu decken.[62] Preisschwankungen sind charakteristisch für liberalisierte Märkte. Diese Preisvolatilität stellt für die Markt­teilnehmer ein Risiko dar. Durch Termingeschäfte, Forward- und Future-Handel, haben sie die Möglichkeit die Preisrisiken des Spotmarktes auszuschalten. Auch am Stromterminmarkt wird, wie an anderen Futures-Märkten, durch feste Handelsregeln und Standardisierung der Produkte eine Verringerung der Transaktionskosten erreicht und durch eine Clearingstelle das Erfüllungsrisiko ausgeschaltet.[63]

 

2.3.4 Ausgleichsmarkt

 

Durch technische Fehler, kurzfristigen Ausfall von Kraftwerken, Netzengpässen, unplanmäßige Übertragungs­verluste oder schwankende Reservehaltung können sich Abweichungen von der vereinbarten kurzfristigen Liefermenge für den laufenden Tag ergeben. Sie müssen durch den Netzbetreiber ausgeglichen werden, der die fehlende Leistung am Ausgleichsmarkt bezieht. Prinzipiell handelt es sich beim Ausgleichsmarkt um einen Spotmarkt mit einer minimalen Lieferfrist von einer Stunde, maximal innerhalb desselben Tages. [64] [65]

 

2.4 Konsequenzen aus der Liberalisierung der Strommärkte

 

Gemeinsames Merkmal des internationalen Trends zur Liberalisierung von Strommärkten ist die Einführung eines institutionalisierten Stromhandels. Die jeweiligen institutionalisierten Strommärkte bzw. Strombörsen sind aufgrund der spezifischen Marktgegebenheiten in den verschiedenen Ländern unterschiedlich organisiert. Allen Märkten ist ein Sinken der Strompreise und damit Druck auf die Margen gemeinsam.

 

2.4.1 Konsequenzen aus der Liberalisierung ausländischer Strommärkte

 

In vielen Ländern ist mit der Liberalisierung der Energiemärkte früher begonnen worden als in der EU oder Deutschland. Zwar unterscheiden sich die Konzepte für Durchleitung und Organisation der Strombörsen von dem in Deutschland ein­geschlagenen Weg. Die Ergebnisse aus der Einführung ausländischer Strombörsen lassen allerdings Schlüsse über den weiteren Verlauf und die zu erwartenden Konsequenzen der Liberalisierung des Strommarktes und der Einführung einer Strombörse in Deutschland zu.

 

2.4.1.1 Kalifornien

 

Die Marktöffnung des kalifornischen Elektrizitätsmarktes erfolgte am 1. April 1998. Im Vorfeld war ein unabhängiger Netzbetreiber gebildet (die Netze bleiben Eigentum der großen EVU) und eine Strombörse organisiert worden, die California Power Exchange (CalPX). Um die Marktmacht der drei größten Erzeuger (die zusammen 70% der Erzeugung übernahmen) zu begrenzen, brachte man sie dazu, ihre mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerke zu verkaufen.

 

Teilnehmer an der CalPX sind die großen Erzeuger, kommunale Versorger, Händler finanzieller Kontrakte, Aggregatoren und große Stromverbraucher. Die großen EVU sind gesetzlich gezwungen, ihren gesamten Stromabsatz bis Ende 2001 über die CalPX abzusetzen. Derzeit werden 80% des Stromhandels an der CalPX abgewickelt. Inzwischen haben sich auch private Börsen als Konkurrenz zur CalPX gebildet, darunter auch ein Handelsplatz für regenerative Energieträger.

 

An der CalPX existieren zwei physikalische Forwardmärkte – für den nächsten Tag und für die nächste Stunde, in deren Rahmen Spotmarktpreise bestimmt werden. Aus den Spotmarktpreisen wird ein Erzeugungsplan ermittelt, der dem Netzbetreiber übermittelt wird, der ihn dann mit den bilateralen Verträgen koordiniert. Falls die übermittelte Kraftwerkseinsatzplanung inkompatibel mit den Netzkapazitäten ist, legt der Netzbetreiber unterschiedliche Spotmarktpreise fest. An der CalPX werden keine finanzielle Kontrakte angeboten. Preisabsicherungs­geschäfte für Kalifornien bietet die Nymex in NewYork oder die CBOT in Chicago oder aber Stromhandelshäuser an.[66] An der Nymex sind zusätzlich zu den Futures­kontrakten auch Optionen auf Futureskontrakte handelbar.[67]

 

2.4.1.2 Norwegen, Schweden, Finnland

 

Nach relativ kurzer Übergangszeit wurden die nordischen Elektrizitätswirtschaften vollständig liberalisiert, wobei Norwegen 1992 den Anfang machte und ein Beitritt Dänemarks für Ende 1999 geplant ist. Merkmale des skandinavischen Elektrizitäts­marktes sind: [68]

 

Der regulierte Netzzugang mit Brief­marken­tarif bei der Stromdurchleitung,

 

verbleibendes Monopol im Netzbereich und

 

die Einrichtung der Strombörse Nordpool unter freiwilliger Teilnahme.

 

Der Anteil des an der Börse getätigten Stromhandels betrug 1998 bereits 15%, für 1999 wird mit einem Ergebnis von über 25% gerechnet, denn schon im ersten Tertial lag das Handelsvolumen dreimal höher als im Jahr zuvor.[69] 1998 beruhten 85% des Stromhandels weiterhin auf bilateralen Verträgen, wobei die Preise des Spotmarktes ELSPOT als Preisreferenz dienen.[70] An der Futuresbörse ELTERMIN werden Kontrakte für einen Zeitraum von bis zu drei Jahren im voraus angeboten, der Handel erfolgt elektronisch. Der Futures­handel übertrifft das Handelsvolumen des Spotmarktes mittlerweile deutlich. In Zukunft sollen auch standardisierte Forward-Kontrakte angeboten werden. Nordpool rechnet für die Zukunft mit einer Europäisierung der Strommärkte mit eventuell einem einzigen finanziellen Terminmarkt, wobei es für den physischen Handel, aufgrund der geographischen Begrenztheit des physischen Stromaustauschs, regionale Einteilungen geben soll.[71]

 

In Bezug auf die Durchleitungsproblematik gilt es anzumerken, daß an etwa der Hälfte der Handelstage der Nordpool die am Spotmarkt zustande gekommenen Strompreise nicht abgebildet werden können, da die Durchleitung der gewünschten Liefermengen technisch nicht realisierbar ist. In diesem Fall muß der Netzbetreiber auf Basis der Gesamtlast des Netzes neue Preise für die Teilregion des Landes berechnen. In Skandinavien existiert, im Gegensatz zu Deutschland mit 8 Netzbetreibern, ein zentraler Netzbetreiber, der diese Aufgabe wahrnehmen kann.[72]

 

In der Anfangszeit des liberalisierten Stromhandels in Skandinavien engagierten sich viele, auch sehr kleine, Händler am Markt. Auch die verteilenden Unternehmen sahen auf dem Gebiet des Stromhandels ein neues Betätigungsfeld. Aufgrund atypischer Wetterverhältnisse in den Jahren 1995 und 1996 kam es zu einer Konkurswelle, von der auch viele kommunale Handelsunternehmen betroffen waren.[73]

 

2.4.1.3 England und Wales

 

In England und Wales steht dem liberalisierten Markt für Erzeugung und Handel ein einziger Netzbetreiber gegenüber, welcher einen sogenannten Power-Pool betreibt. Alle Stromerzeuger sind verpflichtet, ihre Elektrizität über den Pool anzubieten. Dort werden täglich per Auktion die Spotmarktpreise für den nächsten Tag ermittelt. Den Markt­akteuren steht es frei bilaterale Contracts of Difference (CfD), auch Electricity Forward Agreements genannt, abzuschließen, bei denen sie sich durch wechselseitige Ausgleichs­zahlungen gegen­seitig längerfristige, vom Pool entkoppelte, Preise garantieren. CfD sind rein finanzielle (Termin-) Instrumente und mit bilateralen Swaps vergleichbar. Derzeit wird dieses System überdacht und die Schaffung eines Terminmarktes für Futures und Optionen erwogen.[74] Seit der Marktöffnung 1989 sind die Strompreise um rund 20% zurück­gegangen.[75]

 

2.4.1.4 Niederlande

 

In Mitteleuropa hat die erste Strombörse in Amsterdam am 25. Mai 1999 den Spotmarkthandel aufgenommen. Ein Terminmarkt ist z.Zt. noch nicht in Planung. Die Netzkoordination erfolgt zentral, der Netzzugang ist reguliert.[76] Die Amsterdam Power Exchange (APX) erwartet Angebote aus drei Ländern: Belgien, Deutschland und den Niederlanden.[77]

 

2.4.2 Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft in Deutschland

 

In Deutschland ist der gesamte Strommarkt seit dem 1.4.1998 liberalisiert. Ebenso wie auf anderen liberalisierten Strommärkten ist in Deutschland die Einführung einer Strombörse geplant. Um den Sitz der zukünftigen deutschen Strombörse haben sich vier Bewerber mit unterschiedlichen Börsenkonzepten bemüht: Leipzig, Düsseldorf, Hannover und Frankfurt am Main. An der bereits gegründeten Leipziger Power Exchange (LPX) ist die norwegische Strombörse Nordpool beteiligt. Nordpool ist bisher die einzige Börse in Europa, die über einen funktionierenden Spotmarkt und einen Terminmarkt verfügt.[78] Partner der Frankfurter Börse und ihrer Initiative German Energy Exchange (GEX) sind die deutsch-schweizer Terminbörse Eurex und die New Yorker Warenbörse Nymex.[79] Am 10. Juni 1999 hat die Projektgruppe „Deutsche Strom- und Energiebörse“ (gebildet auf Initiative des Bundeswirtschaftsministeriums) eine Empfehlung für Frankfurt als künftigen Sitz ausgesprochen. Neben der technischen Kompetenz der Deutschen Börse AG zählt die höhere Wahrscheinlichkeit in Frankfurt auf die für eine hohe Liquidität notwendigen professionellen Spekulanten zu treffen als Argument für die GEX.[80]

 

Die LPX hat angekündigt, trotz der Empfehlung für Frankfurt als Standort, im nächsten Jahr den Betrieb aufnehmen zu wollen. Der wesentliche Unterschied zwischen den Konzepten der Frankfurter und der Leipziger Börse liegt in den Marktmodellen. Leipzig möchte zuerst einen Kassamarkt errichten, während Frankfurt den Handel mit einem Termin­markt (mit physischer Lieferung) beginnen will.[81] Neben anderen Faktoren, wie v.a. die Akzeptanz der Börsen bei den Marktteilnehmern und die davon abhängende Liquidität, wird über den Erfolg der Konzepte entscheiden, ob sich ein Spotmarkt in Deutschland bereits realisieren läßt.[82]

 

Wie beschrieben (Kapitel 2.2.4), gilt in Deutschland bei der Netzdurchleitung im Höchstspannungsbereich kein Briefmarkentarif. Außerdem können eine Reihe von weiteren Faktoren dazu führen, daß das Durchleitungsentgelt je nach Strom­netzbetreiber oder Stromerzeuger schwankt. Die Kosten der Durchleitung sind infolgedessen nicht transparent genug für den anonymisierten Börsenhandel, da ein Stromhändler, der sich an der Börse mit Strom eindecken will, den zusätzlichen Betrag für den Transport nicht abschätzen kann. Mit der gegenwärtigen Durchleitungs­regelung läßt sich die Ware Strom nicht hinreichend standardisieren, damit der an der Börse gefundene Preis als einziges Entscheidungskriterium für den Handel verbleibt. Allerdings läuft die gegenwärtige Durchleitungsregelung im September 1999 aus. Die Energiewirtschaft und ihre wichtigsten Abnehmer verhandeln derzeit über eine praktikablere Regelung, die die Voraussetzung für einen Spotmarkt bieten soll.[83]

 

Unmittelbares Ergebnis des Wettbewerbs auf dem deutschen Strommarkt sind niedrigere Strompreise. Der VDEW gibt an, daß zwischen dem 1. April 1998 und dem 1. Januar 1999 die Strompreise für Industriekunden um durchschnittlich 6% gesunken sind, allerdings seien sie im Vorgriff auf die Liberalisierung vorher schon um 37% gefallen.[84] Diese Entwicklung offenbart auch die Problematik des Massengutes Strom: Für Strom­verkäufer ist es schwierig, sich anders als über den Preis von den Wettbewerbern zu differenzieren. Außerdem zeigt die Entwicklung der Strompreise, daß strategische Ziele der Elektrizitätsunternehmen derzeit die Wirtschaftlichkeits­rechnungen dominieren. Da viele Kraftwerksanlagen in Deutschland voll abgeschrieben sind, können Stromerzeuger zumindest kurzfristig mit den variablen Kosten kalkulieren, um im Wettbewerb Marktanteile zu halten.[85] Bei der Stromerzeugung gilt, nur wer groß ist kann kostengünstig produzieren, wobei Größe sich nicht mehr an den nationalen Maßstäben orientiert, sondern an europäischen. Der Stromumsatz in Europa beträgt derzeit rund 800 Milliarden DM (Deutschland: 122 Milliarden[86]). Wollte der deutsche Marktführer RWE auch in Europa einen ähnlichen Marktanteil wie in Deutschland erreichen, so müßte er seinen Umsatz von gegenwärtig 22 Milliarden DM auf über 150 Milliarden DM steigern. Dies wird nur durch Beteiligungen und Übernahmen möglich sein. In der Zukunft werden in Deutschland v.a. Stadtwerke gefragte Übernahmeobjekte sein, weil ihnen in der Regel das Geld für den nötigen Geschäftsausbau fehlt.[87] Teilweise werden die Stadtwerke sogar noch zur Quersubventionierung anderer städtischer Aufgaben wie den Nahverkehr heran­gezogen, was deren Kapitaldecke und Konkurrenzfähigkeit weiter schmälert.[88] Von der Mehrheit der Marktteilnehmer am Strommarkt wird ein zunehmender Verdrängungswettbewerb erwartet, da der Stromverbrauch in der Zukunft nur geringfügig wachsen wird, schrumpft das Marktvolumen aufgrund der sinkenden Preise.[89] Gleichzeitig werden ausländische Elektrizitätsversorger und Stromhändler versuchen, auf dem deutschen Markt Fuß zu fassen und den bisherigen Marktführern in Deutschland, die eigentlich planen Marktführer in Europa zu werden, die Stellung streitig zu machen. Mit Schwierigkeiten müssen Unternehmen rechnen, die einen hohen Anteil ihres Strombedarfs in einer Anlage erzeugen, nur ein kleines Versorgungsgebiet abdecken und einen hohen Umsatzanteil mit Sondervertrags- bzw. Industriekunden erzielen.[90] Über 100 neue Stromhandels­firmen dürften sich seit Inkrafttreten der Energierechtsnovelle gegründet haben. Dabei werden auch Marktnischen besetzt, beispielsweise durch Anbieter von Strom aus regenerativen Energiequellen, von denen bereits 40 existieren.[91] Analog zum Tele­kommunikations­markt wird das Angebot auf dem Energiemarkt zunächst vielfältiger werden, bevor es zu einer Konzentration kommt.

 

Eine weitere Strategie, um am umkämpften Strommarkt bestehen zu können, liegt in der Ausweitung des Kerngeschäftes auf Wasser und Gas, haustechnische Dienstleistungen oder Entsorgungsleistungen, um trotz der sinkenden Margen im Stromgeschäft eine ausreichende Rendite zu erzielen. Als weiteren Effekt hofft man, als Komplettanbieter eine höhere Kundenloyalität erreichen zu können.[92]

 

Bis vor kurzem haben die großen Industriekunden das Denken der Stromunternehmen beherrscht, obwohl das Marktsegment der Privatkunden ebenfalls vollständig für den Wettbewerb geöffnet wurde. Neben den Problemen durch die gegenwärtige Durchleitungsregelung[93] haben viele etablierte Elektrizitäts­unternehmen eine falsche Vorstellung von den zukünftigen Wettbewerbern, denn sie nehmen an, daß sie lediglich mit anderen etablierten Unternehmen konkurrieren müßten. Dabei lassen sie die neuen Unternehmen, die sich am Markt für Privatkunden etablieren wollen, außer acht.[94] Wie zu beobachten ist, hat der Wettbewerb schon 1999 die 38 Millionen privaten Haushalte erreicht, die zusammen 55% des deutschen Stroms verbrauchen. Erste branchenfremde Einzelhandelskonzerne haben Konzepte für den Verkauf von Strom entwickelt, teilweise in Zusammenarbeit mit etablierten deutschen oder markt­erfahrenen ausländischen Versorgungs­unter­nehmen.[95] Seit kurzem beteiligen sich auch große Elektrizitäts­unternehmen wie RWE und Energie Baden-Württemberg AG am Wettbewerb um die Privatkunden. Interessant zu beobachten ist wie versucht wird neue Marken („Yello“) zu etablieren.[96]

 

Zum Ende des Jahres 1999 soll es für die Privatkunden möglich sein, den Wechsel des Stromversorgers durch ein unkompliziertes, automatisiertes Verfahren vornehmen zu können. Ähnlich dem Telefonmarkt sollen Netzbetreiber und Stromanbieter die Formalitäten und technischen Details übernehmen. Nach Einführung dieser Regelung wird ein ähnlich heftiger Wettbewerb um die Privatkunden erwartet wie im Segment der Großkunden bereits erreicht ist.[97]

 

Elektrizität ist ein homogenes Produkt, meist fällt sie erst auf, wenn sie ausfällt. Die Herkunft des Stromes läßt sich für den Verbraucher nicht nachvollziehen. Die Elektrizitätsunternehmen können sich folglich nur über Image und Service von ihren Mitbewerbern differenzieren, wenn der Preis als Differenzierungsargument ausgereizt ist. Beispielsweise könnten Stromanbieter ihre Kunden beim rationellen und öko­logischen Energieeinsatz beraten und so ihre Kompetenz und Leistungsfähigkeit zur Schau stellen. Der richtige Mix von Preis und Service bietet die Grundlage für eine mittel- bis langfristige Kundenbindung. Deshalb wird, nach dem Preiswettbewerb, mittelfristig eine Innovationswelle bei den Service- und Beratungsleistungen der Stromanbieter erwartet.[98]

 

3 Risikomanagement an Warenbörsen

 

Beim Handel mit Waren, bilateral oder an Warenbörsen, setzen sich Käufer und Verkäufer verschiedenen Risiken aus. Diese Risiken wirken auf die Zahlungsströme und generell auf den Erfolg einer Unternehmung. Ein Unternehmer sucht nach Möglich­keiten, sich gegen Risiken zu versichern. Ziel ist es, nicht alle Unternehmens­risiken zu sichern, sondern ein optimiertes Chancen-Risikoverhältnis aufrecht zu erhalten.[99] Dazu betreibt er Risiko­management. Grund­sätzlich läßt sich der Entscheidungs­ablauf des Risikomanagements an Waren­börsen in drei Phasen unterteilen: Die Identifizierung von Risiken (offen oder geschlossen), die Messung bzw. Quantifizierung der durch die eigene Marktposition eingegangenen Risiken und die Optimierung der Marktposition durch die Auswahl geeigneter Sicher­ungs­instrumente. Zum Abschluß wird der Erfolg der drei Schritte überprüft.[100] [101]

 

3.1 Risikoarten des Warenspot- und Warenterminhandels

 

Niemand kann zukünftige Ereignisse oder Umweltzustände mit Sicherheit vorher­sagen. Aus diesem Wissen heraus kann man beispielsweise einen Getreidebauer als Spekulanten bezeichnen. Zu dem Zeitpunkt, zu dem er seine Saat ausbringt, kennt er nur seine Erwartungen oder Hoffnungen bezüglich Wetter, Ernteertrag, persönlicher Gesundheit, zukünftiger Getreide­preise usw.. Er spekuliert aufgrund seiner, wahrscheinlich auf Erfahrung gestützten, Einschätzung der Chancen und Risiken seines Geschäfts auf einen positiven Ertrag – sonst würde er seine Unternehmung beenden. Durch finanzielle Derivate kann der Getreidebauer einen Teil der Risiken transferieren, beispielsweise kann er mit dem Kauf eines Terminkontraktes an einem Futures-Markt für Getreide sich schon vor der Aussaat den Preis für seine Ernte garantieren lassen. Damit hätte er sein Preisrisiko auf dem Getreidemarkt „gehedgt“, bei einem eventuellen Verfall der Getreidepreise müßte er keine Einbußen in Kauf nehmen. Allerdings könnte er auch von einem Anstieg der Preise nicht profitieren. Allgemein können folgende Arten von Risiken beim Handel mit Waren („Commodities“) auftreten:

 

3.1.1 Risiken der Marktform

 

Bestimmte Risiken sind spezifisch für den börslichen oder außer­börslichen Handel, d.h. sie ergeben sich aus der jeweiligen Marktform. Risiken die sich aus dem außerbörslichen Handel ergeben, haben zum Entstehen des börslichen Handels geführt.

Ende der Leseprobe aus 84 Seiten

Details

Titel
Der Handel elektrischer Energie an Strombörsen - Aktuelle Fragen des Risikomanagements
Hochschule
Technische Universität Darmstadt
Note
1.7
Autor
Jahr
1999
Seiten
84
Katalognummer
V185389
ISBN (eBook)
9783656998532
ISBN (Buch)
9783867463171
Dateigröße
995 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
handel, energie, strombörsen, aktuelle, fragen, risikomanagements
Arbeit zitieren
Daniel Meißner (Autor), 1999, Der Handel elektrischer Energie an Strombörsen - Aktuelle Fragen des Risikomanagements, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/185389

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