Grundwissen: Europäischer Stromgroßhandel

Inhaltsverzeichnis

Einleitung

Grundlagen

Aktuelle Entwicklungen am europäischen Stromgroßhandelsmarkt
Preisentwicklung am europäischen Stromgroßhandelsmarkt
Liquiditätsentwicklung am europäischen Stromgroßhandelsmarkt

Eckpfeiler des europäischen Stromgroßhandelsmarktes
Richtlinien zum Strombinnenmarkt
Richtlinie zum Emissionshandel
Richtlinie über Märkte für Finanzinstrumente

Folgen der Liberalisierung für den europäischen Stromgroßhandel
Kommoditisierung
Marktkonvergenz
Neue Teilmärkte im Stromgroßhandelsmarkt
Handelsmöglichkeiten im Stromgroßhandel
Liquide Stromhandelsmärkte
Neue Stromhandelsprodukte
Neue Marktakteure

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Produkte im Stromgroßhandelsportfolio

Abbildung 2: Gang der Arbeit

Abbildung 3: Korrelation von OTC- und Spotbörsepreisen

Abbildung 4: Spotpreisentwicklung 2000 – 2003 an der Strombörse EEX

Abbildung 5: Entwicklung der europäischen Forwardpreise 2005 -2006

Abbildung 6: Liquiditätsentwicklung im Stromgroßhandel 2001 -2006

Abbildung 7: Eckpfeiler des europäischen Strombinnenmarktes

Abbildung 8: Evolution europäischer Strombörseplätze

Abbildung 9: Produktevolution aufgrund Marktreife

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Handelsvolumen ausgewählter Teilmärkte

Tabelle 2: Teilmärkte und Produktfamilien im Stromgroßhandel

Tabelle 3: Physische Stromterminprodukte

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Den Stromgroßhandel gibt es nicht erst seit den Liberalisierungsbestrebungen der Europäischen Union, sondern die Stromversorger handeln seit Jahrzehnten mit Elektrizität. Jedoch unterscheidet sich der Stromgroßhandel in den Aufgaben und Motiven von vor mit dem nach der Strommarktliberalisierung. Strom in großen Mengen wurde seit jeher gekauft und verkauft, wobei es sich weniger um den gewinnorientierten oder hedgenden Stromhandel, als mehr um einen kurzfristigen Austausch von Elektrizität zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit und Optimierung des eigenen Stromabsatzes, handelte. Bis Anfang der neunziger Jahre waren Stromhandelsmärkte durch eine monopolistisch staatliche Regulierung gekennzeichnet, wobei sich der Stromhandel ausschließlich innerhalb der Staatsgrenzen der europäischen Mitgliedsstaaten abspielte. Der Großhandel mit Strom beruhte auf zweiseitigen Lieferverträgen, die bilateral mit dem Käufer und Verkäufer oder dessen Vorlieferanten abschlossen wurden. Vor allem Stadtwerke und kleine Stromversorger deckten ihren Zusatzbedarf über fix vorgegebene Stromerzeuger, die ein Gebietsmonopol innehatten, ab und waren meist durch langjährige Stromliefervertrage gebunden. Große Stromkonzerne waren auch auf Ausgleichslieferungen von Konkurrenzunternehmen angewiesen, jedoch wurden diese nicht mit Geld sondern mit Ausgleichslieferungen bezahlt. Diese Zeit war von kaum volatilen Strompreisen innerhalb der Monopolgrenzen bestimmt, da einerseits eine Konkurrenz ausgeschlossen war und anderseits der Stromerzeuger als vertikal integriertes Unternehmen auftrat, in dessen Besitz die Wertschöpfungsstufen Erzeugung, Transport, Handel und Vertrieb waren.

Der wettbewerbsorientierte Stromgroßhandel und somit die Funktion des Stromgroßhändlers wie er heute vorherrscht, entstand erst mit der EU-Strommarktliberalisierung. Wurde vor der Liberalisierung der Stromgroßhandel gänzlich zwischen Vollversorger und Endkunde abgewickelt, so kommt seit der Liberalisierung dem organisatorisch und funktional getrennten Stromgroßhandel eine besondere Bedeutung zu. Im Sinne der Stromhandelswertschöpfungskette stellt der Stromhandel das Bindeglied zwischen Stromproduktion und Stromvertrieb dar und ist somit indirekt die Verbindung zwischen Stromerzeugung und Endverbraucher. Zu Beginn der Liberalisierung galt der Stromgroßhandel als neue und unbekannte Disziplin im Energiehandelsgeschäft, wobei aber auf die Erfahrungen aus anderen Commodity-Bereichen wie Öl zurückgegriffen werden konnte. Es gilt jedoch zu berücksichtigen, dass das Commodity Strom physikalisch zu liefern ist und die Gesetze der Physik eingehalten werden müssen. Auch aufgrund der Eigenschaften des Commodities Strom ist ein direkter Vergleich mit anderen Energieträgern nicht möglich, was bei der Bewertung des Marktpreisrisikos dementsprechend zu berücksichtigen ist. Technisch gesehen bezeichnet Stromgroßhandel den Warenaustausch auf Höchstspannungsebene, der sich auf reine Stromlieferungen und finanzielle Geschäfte auf Elektrizität bezieht.

Wie jedes Handelgeschäft findet auch der Stromhandel statt, um Angebot und Nachfrage in Einklang zu bringen, wobei dieser hauptsächlich zwischen den großen nationalen und internationalen Stromkonzernen, neuen Stromhändlern, unabhängigen Stromerzeugern und wenigen Stadtwerken, sowie an den Strombörsen stattfindet. Der physische Stromhandel wird hauptsächlich zur Beschaffungsoptimierung, also zur Optimierung des Einsatzes des eigenen Kraftwerksparks, durchgeführt und liefert einem vertikal integrierten Stromversorger alle Daten zur Kraftwerksoptimierung sowie Daten zur Vertriebssteuerung. Seit der Implementierung von börslichen Stromterminmärkten stehen den Marktteilnehmern jederzeit transparente Preise für ihre derivativen Absicherungsgeschäfte zur Verfügung. Im bilateralen Stromgroßhandel basierten die Absicherungsinstrumente Ende der neunziger Jahre auf Strompreisindices wie etwa dem deutschen GPI oder dem schweizerischen SWEP. Heute werden hauptsächlich die Preise von Strombörsen als Referenzpreise für bilaterale Stromhandelsgeschäfte herangezogen, was an den geringfügigen Unterschieden zwischen den Börse- und den OTC-Strompreisen erkennbar ist.

Den Stromversorgern ist es möglich, im Zuge des Fahrplanmanagements die Liefer- und Leistungspflichten in Termin- und Spotmarktprodukte zu zerlegen und zu handeln. Die Zusammenfassung aller Motive des Stromhandels und der dazu benötigten Stromhandelsprodukte kann als Portfoliomanagement verstanden werden. Wie in der nachfolgenden Abbildung ersichtlich, setzt sich das Stromhandelsportfolio eines Stromhändlers aus den verschiedensten physischen und derivativen Produkten zusammen. So werden neben den täglichen Optimierungsgeschäften am Spothandel auch Fahrpläne, Strom-Optionen zur Bedarfsoptimierung, Forwards für Lieferungen in der Zukunft und Termingeschäfte mit einem Zeithorizont bis hin zu fünf Jahren gesteuert. Durch die Entwicklung von Spot- und Terminmärkten hat sich der Stromgroßhandel hat gravierend geändert. Stark steigenden Brennstoffpreise, zunehm-

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Abbildung 1: Produkte im Stromgroßhandelsportfolio

[Quelle: E.ON]

ende Wetterturbulenzen, der vorgeschriebene Einsatz von Emissionszertifikaten, Vorwurf der Strommarktmanipulation sowie der Konkurs von Enron und die dadurch in Mitleidenschaft gezogenen Marktliquidität, haben erhebliche Unsicherheit und neu zu erkennende Risiken in die einst so sichere Strombranche gebracht. Das kurzfristige Geschäft über Spotmärkte unterliegt erheblichen Preisvolatilitäten und führt somit zu erheblichen Marktpreisrisiken, deren Besicherung vermehrt mittels Stromderivaten wie Forwards, Futures, Optionen oder Swaps erfolgt. Eine fehlende bzw. falsche Absicherungsstrategie gegen Preisrisiken mittels derivater Instrumente kann auch, wie am Beispiel der Metallgesellschaft, fatal enden.^[1] Der Einsatz von Stromderivaten dient aber nicht nur dem Hedging von Marktpreisrisiken sondern auch zur Verfolgung der Strategie der Spekulation, die aber von nur sehr wenigen Stromhandelsunternehmen verfolgt wird.

Mit der Liberalisierung des Stromhandels hatten viele neue Marktteilnehmer diesen neuen Handelsmarkt betreten und auch bald wieder verlassen. So standen zu Beginn der Strommarktliberalisierung viele amerikanische Stromhandelsunternehmen, die ihre Stromhandelszentrale in England und Deutschland eröffneten, im Fokus der Stromhandelsbranche. Im Mittelpunkt des amerikanischen Engagements stand der Stromriese Enron, der mit seinen amerikanischen Mitstreitern für einen großen Liquiditätszufluss sorgte und somit viele kleine, jedoch finanzschwache und „non-rated“ Stromhandelsteilnehmer anlockte. Das jähe Ende des Enron-Gastspiels, das schließlich mit dem Konkurs des Stromgiganten endete, löste den Abzug aller amerikanischen Stromhandelshäuser aus, wodurch es zu einem drastischen Liquiditätseinbruch an den europäischen Strommärkten kam. Viele Stromhandelshäuser erlitten in dieser Zeit einen beträchtlichen, teilweise existenzbedrohlichen finanziellen Schaden aus Geschäftsbeziehungen mit Enron, wodurch ihre Ratings von den führenden Rating-Agenturen nach unten gesetzt wurden. Zu diesem Zeitpunkt war die seit Jahrzehnten geschützte Strombranche erstmals mit dem Kreditrisiko im Stromgroßhandel konfrontiert.

Der durch dieses Stromhandelsdilemma ausgelöste „Credit-Crunch“ hatte aber auch seine heilende Wirkung für die Stromhandelsbranche. Die Stromhandelshäuser lernten aus dieser Krise, verbesserten ihr Kreditrisikomanagement und implementierten strenge Limitsysteme, wodurch viele finanzschwache Geschäftspartner nur reglementiert oder gar nicht zum Stromhandel zugelassen wurden. Jedoch nicht nur die Stromhandelshäuser, die fast ausschließlich im bilateralen Stromhandel tätig waren, reagierten auf diese Krise. So bieten seit der Zeit nach Enron einige Strombörsen auch ein OTC-Clearing an, welches ein Kontrahentenrisiko ausschließt, da die Börse als zentraler Counterpart auftritt und offene Stromhandelspositionen mittels täglichem Margining ausgeglichen werden müssen.. Somit konnte mit der Implementierung des OTC-Clearings an Strombörsen ein wirkungsvolles Instrument gegen das Kreditrisiko im Stromgroßhandel geschaffen werden.

Neben den risikobedingten Erfordernissen zur Institutionalisierung eines Risikomanagements erweist sich auch die politische und regulatorische Komponente als nicht vernachlässigbar. In Zeiten stark steigender Primärenergieträgerkosten und den damit korrelierenden Strompreissteigerungen nimmt das Risiko staatlicher bzw. EU-weiter Eingriffe zur Regulierung dieser Strompreise immer stärker zu. Diese Eingriffe führen dazu, dass das Geschäftsergebnis eines Stromhandelsunternehmens einer sehr starken Unsicherheit und Schwankungsbreite unterworfen ist, was die Notwendigkeit eines unternehmensweiten Risikomanagements nur noch verstärkt. Neben dieser Gefahr der regulatorischen Eingriffe sehen sich Stromhandelsunternehmen zunehmend mit rechtlichen Vorschriften zur Transparenz, einer verpflichtenden Einführung von Basel II sowie der wirtschaftlichen Notwendigkeit einer Einführung eines Risikomanagements konfrontiert. Obwohl sich Stromhandelsunternehmen einer Vielzahl an Risiken ausgesetzt sehen, legt der Autor den Fokus auf die Messung und Steuerung der Marktpreis- und Kreditrisiken, die aus seiner Sicht die Risiken mit dem größten Schadenspotential im Stromgroßhandel darstellen.

Der Fokus dieser Arbeit liegt auf den notwendigen Grundlagen in ihren wichtigsten Punkten. So werden in dieser Arbeit die aktuellen Entwicklungen im europäischen Stromgroßhandelsmarkt erklärt, wobei speziell auf die Preis- und Liquiditätsentwicklung seit dem Beginn der Strommarktliberalisierung im Jahr 1998 eingegangen wird. Es werden auch die rechtlichen Eckpfeiler der Strommarktliberalisierung erklärt, wobei die Richtlinien zum EU-Strombinnenmarkt, die Richtlinie zum Emissionshandel und die Richtlinie über Märkte für Finanzinstrumente Berücksichtigung finden. Den Folgen der Strommarktliberalisierung wird ein ausführliche Darstellung gewidmet, wobei speziell auf Themen wie der Kommoditisierung, dem Entstehen von Marktkonvergenz, dem Entstehung neuer Teilmärkte, dem Eintritt neuer Marktteilnehmer oder der Notwendigkeit zur Entwicklung neuer Stromhandelsprodukte eingegangen wird.

2 Grundlagen

2.1 Aktuelle Entwicklungen am europäischen Stromgroßhandelsmarkt

Die aktuellen Entwicklungen an den europäischen Stromgroßhandelsmärkten können folgendermaßen beschrieben werden: Derzeit herrschen

- Bestrebungen der Europäischen Kommission zur Schaffung eines vollständig liberalisierten Strombinnenmarktes^[2],
- eine beginnenden Marktkonvergenz innerhalb europäischer Teilmärkte^[3],
- die Kommoditisierung der Ware Strom^[4],
- die Entwicklung neuer Teilmärkten des Stromgroßhandels^[5],
- eine steigende Liquidität im Stromgroßhandelsmarkt^[6],
- die Entwicklung neuer Stromhandelsprodukte^[7],
- der Eintritt neuer Marktteilnehmern am Stromgroßhandelsmarkt^[8],
- das Entstehen neuer Risiken aus diesen Stromhandelsgeschäften und
- die Implementierung eines dadurch notwendigen, unternehmensweiten Risikomanagementsystems,

vor. Trotz aller Liberalisierungsbestrebungen der Europäischen Kommission zur Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes kann man im Moment nicht von einem einheitlichen Preisgefüge der Stromgroßhandelsmärkte sprechen. Derzeit ist der Strommarkt durch seine Heterogenität^[9] geprägt und von einem einheitlichen Preisniveau noch weit entfernt. Der unterschiedliche Grad der Liberalisierung sowie die vorherrschende Limitierung von Übertragungskapazitäten an den kontinentaleuropäischen Strommärkten haben zur Entstehung von vier „Preisinseln“ geführt,^[10] wobei von einem kontinentaleuropäischen, iberischen, nordischen und südeuropäischen Preiskorridor gesprochen werden kann. Die kontinentaleuropäische Preisinsel könnte als Paradebeispiel eines funktionierenden Strommarktes dienen, denn die Länder Deutschland, Österreich und Frankreich zeigen die Vorteile eines gut funktionierenden Strommarktgefüges. Eine Untersuchung des österreichischen Regulierers E-Control ergab, dass die Großhandelspreise dieser Länder sehr stark miteinander korrelieren und kaum Abweichungen aufweisen. Eine Begründung kann hier in der Ähnlichkeit der Erzeugungsstruktur sowie des gut funktionierenden Cross-Border-Tradings gefunden werden.^[11] Überdies ist man dem Ziel der EU-Kommission, der Schaffung eines Stromhandelsmarkts, der die Kosten der Stromerzeugung widerspiegelt und von dem ein allgemein gültiges Preissignal ausgeht, nachgekommen. Zur Erreichung dieses Ziels wurden von den EU-Ländern im Zuge der Umsetzung der EU-Vorgaben in das nationale Recht eine Vielzahl an Strombörsen^[12] implementiert. Es galt vor allem durch standardisierte Produkte, die an Strombörsen gehandelt werden, die Marktliquidität zu steigern, die Risiken aus bilateralen Stromhandelsgeschäften zu reduzieren und ein allgemein gültiges Preisniveau für alle, also sowohl börsliche als auch bilaterale Stromhandelsgeschäfte, zu schaffen.

Eine aktuelle Untersuchung der EU zeigt, dass sich der bilaterale Stromgroßhandel stark am institutionellen Strombörsehandel orientiert und somit das Ziel eines gemeinsamen Preissignals für alle Stromhandelsgeschäfte realisiert wurde. Wie in der nachstehenden Grafik zu sehen ist, geht die Entwicklung der OTC-Stromhandelspreise in Deutschland Hand in Hand mit der kontinentaleuropäischen Referenzbörse EEX. Der Grund hierfür liegt in den identen Produkten, die sowohl an den Strombörsen als auch am bilateralen Stromhandelsmarkt gehandelt werden können, wodurch Arbitragemöglichkeiten zwischen bilateralem und börslichem Stromgroßhandelsmarkt möglich sind. Diese Grafik veranschaulicht die Korrelation der Baseload Day-Ahead- OTC- und Börsepreise in Deutschland für das Jahr 2005, wobei klar ersichtlich ist, dass die OTC-Preise den Verlauf der Strombörsepreise folgen.^[13] Der Stromgroßhandelsmarkt kann somit nicht ausschließlich auf die Strombörse EEX und das dortige Stromhandelsvolumen reduziert werden. Vielmehr ist der bilaterale Handel in vollem Umfang in sämtliche Bewertungen und Aussagen zum Stromgroßhandelsmarkt mit einzubeziehen, da die hier gehandelten Strommengen die gehandelten Mengen an der

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Abbildung 3: Korrelation von OTC- und Spotbörsepreisen 2005

[Quelle: EEX, Argus Media in: EUKOM (Energy Sector Inquiry 2006), S. 107]

EEX um ein Vielfaches überschreiten.^[14] Wie bereits zuvor festgestellt, bildet Österreich eine Preisinsel gemeinsam mit Deutschland in Kontinentaleuropa, wodurch es nicht verwunderlich ist, dass in Österreich eine starke Korrelation zwischen dem von Platts veröffentlichten OTC-Strompreisindex für Österreich und den Preisen an der österreichischen Strombörse EXAA, vorherrscht.^[15] Anhand der Beispiele Deutschland und Österreich kann behauptet werden, dass Marktpreise von Strombörsen als Richtpreise für den gesamten Stromhandel herangezogen werden und zwischen dem bilateralen und börslichen Stromhandel nur geringfügige Preisunterschiede vorherrschen. Für HABERFELLNER/HÖLLER ist diese Konvergenz nicht überraschend, da die Stromgroßhandelspreise in diesen Ländern von den identen Faktoren, wie Primärenergiepreise oder CO2-Zertifikatspreise, Verbraucherverhalten, etc., beeinflusst werden. Außerdem führt Arbitrage bei identischen Stromhandelsprodukten durch Stromhändler dazu, dass die Preise der beiden Marktbereiche deckungsgleich sind.^[16] Um dem Ziel des EU-25-Strombinnenmarktes näher zu kommen und gerecht zu werden, müssen gemäß der Verordnung des grenzüberschreitenden Stromhandels^[17] Kapazitätsengpässe beseitigt und divergierende Liberalisierungsstände der Mitgliedsländern behoben werden.

2.1.1 Preisentwicklung am europäischen Stromgroßhandelsmarkt

Zu Beginn der Strommarktliberalisierung im Februar 1999 lagen die Strompreise auf einem Niveau zwischen 15 und 18 €/MWh.^[18] Dieses zu Beginn niedrige Preisniveau ist fundamental durch eine kurzfristige Grenzkostenpreissetzung, bei der die variablen Kosten der am teuersten eingesetzten Kraftwerkskapazität den Preis bestimmt, zu

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Abbildung 4: Spotpreisentwicklung 2000 – 2003 an der Strombörse EEX^[19]

[Quelle: Hujber (Preisentwicklung 2004), S. 4]

erklären. Im Gegensatz zu der Zeit vor der Liberalisierung war es nach der Liberalisierung nicht mehr möglich, die Vollkosten der Stromproduktion an den Abnehmer weiterzugeben, wodurch auch unrentable Kraftwerke vom Netz genommen wurden. Im November 2001 hatte sich die Preisbildung von den kurzfristigen Grenzkosten gelöst, wofür unterschiedliche Gründe wie eine lange Kälteperiode mit wenig Wasser- und Windenergie, überproportional sinkende Handelsvolumina sowie die negativen Meldungen zu Enron, ausschlaggebend waren.^[20] Im Dezember 2001 wurden aufgrund der genannten Gründe Strompreise in der Höhe von € 2.000 erreicht, die als „Super-Price-Spike“^[21] bezeichnet werden kann. Die Ankündigung Enron´s, nach Chapter 11^[22] Konkurs beantragen zu müssen, hinterließ auch ihre Spuren am Strom-Forward Markt, wodurch die Forwards Ende Dezember 2001 für Lieferungen Ende Dezember 2002 in die Höhe schnellten.^[23] Die Strompreise sanken erst wieder im Februar 2002 für einige Monate auf ein relativ niedriges Niveau, das sich wieder approximativ durch eine kurzfristige Grenzkostenpreissetzung erklären lässt.^[24] Die Forwards wiesen in diesem Jahr eine stabile Entwicklung nach oben auf, wonach sich Base 2003 auf ein durchschnittliches Niveau von € 23,75/MWh und Peak 2003 auf ein Niveau von € 34,64/MWh verteuerten.

Im Jahr 2003 stiegen die Spotpreise an den europäischen Strombörsen um ca. 30 Prozent, wonach an der EEX Base durchschnittlich € 30 je MWh und Peak durchschnittlich € 37 je MWh kosteten. Diese Preisentwicklung war durch angebots- und nachfrageseitige Faktoren beeinflusst, da ein extrem heißer und trockener Sommer 2003 einerseits einen ungewöhnlich starken Anstieg des Stromverbrauchs verursachte und andererseits ein drastischer Einbruch bei der Wasserkrafterzeugung in ganz Europa zu verzeichnen war.^[25] Der Forwardmarkt im Jahr 2003 war wie der Terminmarkt der Strombörsen von einem steilen Anstieg geprägt. Zu Beginn des Jahres gingen viele Marktteilnehmer aufgrund des drohenden Irak-Krieges „long“. Im Sommer 2003 waren es die hohen Spotmarkt-Notierungen, die für Preisschübe am Forwardmarkt sorgten. Im Juli 2003 durchbrach das Jahresband Base04 erstmals die Grenze von 28 €/MWh. Steigende Preise an den internationalen Rohstoffmärkten, vor allem aber am Kohlemarkt^[26], waren am nächsten Preisschub im Oktober 2003 verantwortlich. Durch eine sehr hohe Auslastung der Ölförderkapazitäten entstehen Risiken, die sich auf den Terminmärkten in steigenden Preisen niederschlagen. Obwohl Rohöl wird für die Stromerzeugung nicht als Primärenergiequelle eingesetzt wird, hat es dennoch direkte Auswirkungen auf die Gestehungskosten eines Stromversorgers, da der Preis für Rohöl ein korrelierender Indikator für die Gasimportpreise ist.^[27] Aufgrund der starken Korrelation^[28] zwischen Rohstoff- und Strommärkten stieg der Forward Cal04 auf 33,45 €/MWh.^[29] Da im Stromterminmarkt die Preise von der Erwartungshaltung der Marktteilnehmer beeinflusst werden, war eine „Einpreisung“ des nahenden CO2-Handels auch im Jahr 2003 beobachtbar. Zwischen Jänner und November 2003 stieg der Futurespreis für eine Bandlieferung im Jahr 2006 von 25 Euro auf 35 Euro je MWh, was eine Preissteigerung von 40 Prozent bedeutete.^[30] Das Jahr 2003 war vor allem durch seine überdurchschnittlich hohe Preisvolatilität in der zweiten Jahreshälfte gekennzeichnet, was auf die bereits genannten witterungsbedingten Faktoren sowie den stark gestiegenen Primärenergiepreisen zurückgeführt werden kann. Eine Untersuchung von PRANGE verdeutlicht, dass sich die Volatilität in den ersten Monaten 2003 auf gleich bleibend niedrigem Niveau befand und in der zweiten Jahreshälfte rasch anstieg, wobei die Kontrakte für das Folgejahr eine annualisierte Volatilität von 33 Prozent für Base und 40 Prozent für Peak aufwiesen.^[31]

Seit dem Jahr 2005 wird der Stromgroßhandel aller europäischen Länder durch eine neue Kostenkomponente beeinflusst, denn seit Februar 2005 bestimmt der CO2-Zertifikatepreis das Strompreisniveau erheblich und hat zu weiter steigenden Großhandelspreisen weit über 55 € je MWh in Europa geführt. Neben der Kostenkomponente CO2-Zertifikatehandel waren auch die allgemein stark gestiegenen Primärenergieträgerkosten für den Preisanstieg verantwortlich. Das weit über dem europäischen Durchschnitt liegende Preisniveau in Großbritannien ist auf den überproportional gestiegenen Gaspreis zurückzuführen, da hier ein Großteil der Kraftwerke mit Erdgas betrieben wird. Die Großhandelspreise für Strom stiegen im Jahr

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Entwicklung der europäischen Forwardpreise 2005 - 2006

[Quelle: Niedrig (Grundlagen des Stromhandels 2006), S. 12]

2005 signifikant und lagen im Jahresdurchschnitt an der Strombörse EEX bei 46 Euro je MWh und somit um 61 Prozent höher als der Durchschnitt des Jahres 2004 für das idente Stromhandelsprodukt. Die durchschnittlichen Preise für Peak zeigten eine parallele Entwicklung und stiegen um 67 Prozent von ca. 38 €/MWh im Jahr 2004 auf rund 63 €/MWh im Jahr 2005. Die Preisentwicklung auf den Spotmärkten beeinflusste auch die Stromterminmärkte, wenn auch der Anstieg der Preise dort um einiges moderater ausfiel. So wurde Cal 06 Base im Durchschnitt des Jahres 2004 zu 34 €/MWh gehandelt, im Jahr 2005 zu 41 €/MWh, was einen Anstieg von 21 % bedeutete. Die Peak-Notierungen stiegen etwas geringer von 51 €/MWh im Jahresdurchschnitt 2004 auf 56 €/MWh im Jahr 2005.^[32]

Die Trends aus dem Jahre 2005, stark gestiegene Primärenergiepreise, die Einführung des CO2-Zertifikatehandels sowie witterungsbedingte Einflüsse, setzten sich zu Beginn des Jahres 2006 fort und sorgten weiterhin für ein hohes Niveau bei den Terminpreisen für die Lieferung von Grundlast im Jahre 2007. Getrieben vor allem von hohen Gaspreisen, lagen die UK-Großhandelspreise lange Zeit an der Spitze in Europa und erreichten Spitzenwerte von nahe rund 85 €/MWh. Dem Allzeithoch in den europäischen Staaten folgte ein sehr starker Einbruch Ende April 2006, da von fünf EU-Staaten der tatsächliche Bedarf an CO2-Zertifikaten für 2005 veröffentlicht wurde. Nachdem die Mitgliedsstaaten deutliche Übermengen meldeten, gab der CO2-Kontrakt bis Ende April um mehr als 50 Prozent nach und notierte danach bei 13,68 €/EUA.

Nach dieser Korrektur der Zertifikatemengen gingen die Großhandelspreise für Strom ebenfalls stark zurück, jedoch nahmen die Notierungen im Mai 2006 wieder an Fahrt auf. Im Juli 2006 verzeichnete der Spotpreis für Grundlaststrom einen neuen Höchststand seit Aufnahme des Börsenstromhandels in Deutschland. Verursacht wurde dies durch lang anhaltende Hitzeperiode im Sommer, sinkende Pegelstände und eine stetige Erwärmung der Flüsse, verbunden mit einer nachlassende Kühlwasserverfügbarkeit und der daraus folgenden Drosselung von Kraftwerken in ganz Europa. Auch die meist in den Sommermonaten stattfindenden Kraftwerksrevisionen und eine geringe Windenergieeinspeisung trugen zu dem Angebotsrückgang im Strommarkt bei. Nach dem Abklingen der Hitzeperiode wies die Preisentwicklung am Spotmarkt wieder normale und moderate Preisschwankungen auf.^[33] Am Ende des Jahres 2006 lagen die Notierungen in Frankreich und Deutschland bei fast identen 55 €/MWh, nur Holland lag mit rund 65 €/MWh über den Durchschnitt. Der milde Winter und die sehr gute Wasserführung der skandinavischen Flüsse, ließ den Strompreis in Skandinavien am Ende des Jahres bei niedrigen 45 €/MWh notieren.^[34]

2.1.2 Liquiditätsentwicklung am europäischen Stromgroßhandelsmarkt

Den ersten beiden Jahren mit sehr liquidem Handel folgte ein starker Rückgang im Jahr 2002, dem Neuanfang nach dem Enron-Debakel. Die Marktteilnehmer wurden viel vorsichtiger und führten erstmals rigorose Risikorichtlinien mit engeren Handelslimits ein. Stromhandelsunternehmen mit einer angespannten finanziellen Lage wurden höchstens nur mehr zum Wochen- oder Tageshandel zugelassen. Die Folge der neuen und strengeren Risikomanagement-Richtlinien war der Rückzug fast aller amerikanischen Stromhandelshäuser Mitte 2002. Diese US-Player waren der Garant für genügend Liquidität im europäischen Stromhandel, sodass die Liquidität im Markt signifikante Einbußen zu verzeichnen hatte. Somit rückte das physische Stromhandelsgeschäft wieder in den Mittelpunkt und drängte den spekulativen Handel in den Hintergrund. In der Vergangenheit hatten vor allem die Liquiditätsbringer aus Amerika auf hohem Niveau immer wieder Ausbrüche riskiert.^[35] Nach den Turbulenzen

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Abbildung 6: Liquiditätsentwicklung im Stromgroßhandel 2001 - 2006

[Quelle: RWE (Stromhandel 2007), S. 5]

im Jahr 2002 haben sich Europas Stromgroßhandelsmärkte wieder sehr gut erholt. Liquide Day-Ahead- und Forwardmärkte, in Verbindung mit geöffneten Intra-Day- und Ausgleichsenergiemärkten, reflektieren das gestiegene Vertrauen in die Day-Ahead-Preise und die Märkte. Wie in dieser Abbildung ersichtlich, konnte sich das Stromhandelsvolumen nach einem Einbruch im Jahr 2003 bereits ein Jahr danach stabilisieren und wieder auf ein Gesamtvolumen von rund 4.600 TWh anwachsen. Diese Tabelle zeigt das Stromhandelsvolumen im Verhältnis zum Verbrauch des jeweiligen EU-Mitgliedstaates. Hierbei wird deutlich, dass der kurzfristige Spothandel überwiegend über den standardisierten Strombörsehandel abgewickelt wird und der bilaterale Handel einen verhältnismäßig geringen Anteil darstellt. Betrachtet man den Terminhandel, so wird klar ersichtlich, dass der bilaterale Stromterminhandel weitaus überwiegt und etwa in Deutschland mehr als 550 Prozent des nationalen Stromverbrauchs ausmacht, was für einen überaus liquiden Stromhandelsmarkt spricht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Handelsvolumen ausgewählter Teilmärkte^[36]

[Tabelle: eigene Darstellung Quelle: EUKOM (Energy Sector Inquiry 2006), S. 111 f.]

Dies gilt auch für die Länder Holland und Frankreich, wobei der Unterschied in Frankreich mit rund 80 Prozent geringer ausfällt. Im Jahr 2005 betrug das bilaterale Stromhandelsvolumen in Deutschland 3.500 TWh, was das Siebenfache des deutschen Energiekonsums bedeutet^[37], wobei hauptsächliche Base- und Peak-Produkte gehandelt wurden. In Gesamteuropa überschritt im Jahr 2005 das Stromhandelsvolumen erstmals die 6.000 TWh-Grenze, wobei vor allem der deutsche und norwegische OTC-Handel stark an Stromhandelsvolumen zunehmen konnte. Im Jahr 2006 wurden europaweit mehr als 6.200 TWh Strom gehandelt, was rund das Zweifache des EU-Stromverbrauchs eines durchschnittlichen Jahres bedeutet. Rund 75 % aller Stromhandelsgeschäfte wurden bilateral getätigt, der Differenzbetrag über die Strombörsen. Das Handelsvolumen am Stromterminmarkt stieg an der deutschen Strombörse EEX um mehr als 100 Prozent, jedoch konnte das Spotmarktvolumen nur einen geringen Anstieg verzeichnen. Außer Spanien konnten alle europäischen Teilmärkte einen Anstieg ihres Gesamthandelsvolumens aus Stromhandel verzeichnen.^[38] Um die Liquidität und die Transparenz an den europäischen Großhandelsmärkten weiter zu steigern, hat die EU die Direktiven „Internal Electricity Market“ und „Cross-Border-Regulation“ ins Leben gerufen. Die Umsetzung der Richtlinie zum grenzüberschreitenden Stromhandel ist von immenser Notwendigkeit, da Länder wie Luxemburg (62 %); Lettland (51 %) und Ungarn (22 %) Netto-Importländer sind und teilweise mehr als die Hälfte ihres Strombedarfs importieren müssen.^[39]

2.2 Eckpfeiler des europäischen Stromgroßhandelsmarktes

Energieträger wie Öl und Kohle sind bereits seit geraumer Zeit dem vollständigen Wettbewerb ausgesetzt. Seit einigen Jahren gilt dies auch für Elektrizität, wobei bereits in vielen Ländern Europas der Stromhandelsmarkt vollständig geöffnet wurde. Damit Strommärkte funktionieren können, brauchen sie den Stromgroßhandel – also den freien Austausch von Elektrizität. Der europäische Strommarkt hat in den letzten Jahren einem starken Wandel unterzogen bzw. unterziehen müssen. Vorangetrieben wurden diese Veränderungen durch die Europäische Kommission, denn mit dem Jahr 2007 sollte der Strommarkt in allen europäischen Ländern vollständig geöffnet und dereguliert sein

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Eckpfeiler des europäischen Strombinnenmarktes

[Grafik: eigene Darstellung]

Das primäre Ziel der Strommarktliberalisierung war die Schaffung eines rechtlichen Rahmens zur effizienten Verteilung des knappen Gutes Strom, der den Marktteilnehmern für ihre Entscheidungen die richtigen und transparenten Preissignale liefert.^[40] Der Europäischen Union kommt in der Entwicklung hin zu mehr Wettbewerb, Effektivität und Integration noch heute eine sehr wichtige koordinierende Rolle zu. Den Anfang^[41] machten grundlegende Regeln für mehr Offenheit auf nationalen und in bestimmten Fällen auch regionalen Märkten. Schrittweise sind weitere Gesetze eingeführt worden, um ab dem Jahr 2007 einen ungeschränkten Wettbewerb für alle Teilnehmer aller Verbrauchsklassen zu gewährleisten.^[42] Auslöser für die Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes war die Ölkrise von 1973, denn diese führte den europäischen Industriestaaten die Abhängigkeit von ausländischen Energielieferungen vor Augen. Um diesem Szenario am Elektrizitätssektor zu entgehen, wurde die europäische Vereinigung der Netzbetreiber UCTE gegründet.^[43] Die UCTE hat den optimalen Einsatz von Stromerzeugungs- und Übertragungsanlagen als Hauptaufgabe, um den internationalen Stromaustausch am „Power-Highway“ zu erleichtern und zu fördern, wobei der Grundsatz der Wirtschaftlichkeit für die Mitgliedsstaaten im Vordergrund steht. Die EU sieht in einem funktionierenden Stromgroßhandelsmarkt die Vorteile^[44]

- der Gewährleistung eines effektiven Wettbewerbs auf der Erzeugungs- und Absatzstufe,
- einer effizienten Allokation von Investitionen und einer verbesserter Versorgungssicherheit,
- eines effizienten Einsatzes der Kraftwerkskapazitäten,
- der Implementierung eines effizienten Risikomanagements sowie
- eines effizienten Einsatzes und Ausbaus der Netzkapazitäten.

Zur Erreichung eines harmonisierten und einheitlichen Strombinnenmarktes wurden seitens der EU einige gesetzliche Bestimmungen, verpflichtend für die EU-Mitgliedsstaaten, ins Leben gerufen. Die Einhaltung dieser Richtlinien und der dadurch erwirkte Fortschritt werden von der Europäischen Kommission mittels Market-Screening regelmäßig überprüft und seit 1991 in Benchmark-Berichten auch öffentlich publiziert.^[45] Nachfolgend werden die wichtigsten Gesetze in ihren Kernpunkten kurz dargestellt, wobei neben den verschiedenen Strombinnenmarktrichtlinien auch die Richtlinie zum grenzüberschreitenden Stromhandel, die Richtlinie zum Emissionshandel und die Richtlinie zum Handel mit finanziellen Stromprodukten, dargestellt werden.^[46]

2.2.1 Richtlinien zum Strombinnenmarkt

Der erste Meilenstein zum europäischen Stromgroßhandel war die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG ^[47] des Europäischen Parlaments und des Rates betreffend gemeinsamer Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt, die von den zwei Grundprinzipien Realisierung der Marktöffnung im Elektrizitätssektor und die Stärkung des Wettbewerbs, gekennzeichnet war. Kernpunkte dieser Richtlinie waren die Organisation des Netzzuganges, Marktöffnung in vorgegebenen Schritten sowie Unbundling und Transparenz in der Buchhaltung. Die Umsetzung in das nationale Recht erfolgte in Österreich im Jahr 1998 durch das Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz ELWOG^[48], welches in den Kernpunkten einen freien Netzzugang, das Unbundling von Stromerzeugung, Stromvertrieb und Stromübertragung, vorsah, wobei aber dieser erste Gesetzesentwurf später öfters abgeändert und abgepasst wurde.^[49] Da der Vorschlag einer schrittweisen Umsetzung der Liberalisierung^[50] von kleinen und mittleren Industrieunternehmen sowie Privatkunden abgelehnt wurde, entschloss sich die österreichische Bundesregierung, den Strommarkt per 1. Oktober 2001 vollständig zu öffnen. Die Kernpunkte des neuen ELWOG II waren: - die Einteilung des Strommarktes in Regelzonen, - die Implementierung der österreichschen Strombörse EXAA als unabhängige Clearing- & Settlement-Einrichtung, - Unbundling der Wertschöpfungskette in Erzeugung, Vertrieb und Stromtransport, - Einführung der Stromkennzeichnungspflicht sowie die Errichtung der Regulierungsbehörde E-Control. Die Aufgaben der nationalen Regulierungsbehörde ist die Erfüllung gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen, Gewährleistung der Versorgungssicherheit sowie die Überwachung der Preisgestaltung, insbesondere der Netztarife.

Die Beschleunigungsrichtlinie 2003/54/EG ^[51] wurde am 15. Juli 2003 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht und ersetzt seit 1. Juli 2004 die bislang geltende Richtlinie Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG^[52]. Gegenstand der neuen EU-Richtlinie ist im Wesentlichen die vollkommene Öffnung der nationalen Märkte bis 1. Juli 2007, die Einführung eines regulierten Netzzuganges, die Einrichtung unabhängiger Regulierungsbehörden, die Verpflichtung zur gesellschaftsrechlichen organisatorischen und buchhalterischen Trennung des Netzes von anderen Tätigkeiten eines integrierten Unternehmens („Unbundling“), die Betonung der Versorgungssicherheit sowie die Stärkung der Rechte der Konsumenten. Österreich hat die Vorgaben der neuen Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie durch eine Novelle zum Elektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetz (ElWOG), BGBl. I Nr. 63/2004, umgesetzt^[53], die mit 22. Juni 2004 in Kraft getreten ist.^[54]

Das EU-Regelwerk definiert den grenzüberschreitenden Stromfluss als das „Durchleiten eines physikalischen Leistungsflusses durch ein Übertragungsnetz eines Mitgliedsstaates aufgrund der Tätigkeit von Erzeugern oder Verbrauchern außerhalb dieses Mitgliedsstaates“.^[55] Zur Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes schuf die EU die Richtlinie EG 1228/2003 zum grenzüberschreitenden Stromhandel,^[56] deren Eckpunkte folgendermaßen zusammengefasst werden können. Die angewandten Netzengpass-Managementmethoden müssen kurzfristige Engpässe auf marktorientierte, wirtschaftlich effiziente Weise beseitigen; es müssen von ihnen Signale oder Anreize für effiziente Investitionen in Netz und Erzeugung ausgehen; die Übertragungsnetzbetreiber müssen nicht diskriminierende und transparente Standards für Netzengpass-Managementmethoden festlegen und veröffentlichen; die unterschiedliche Behandlung grenzüberschreitender Stromflüsse wird auf ein Mindestmaß beschränkt; die Methode für die Zuweisung knapper Übertragungskapazitäten muss transparent sein, die von dem Netzengpassmanagement ausgehenden Preissignale müssen von der Übertragungsrichtung abhängig sein; die Übertragungsnetzbetreiber müssen Übertragungskapazitäten mit einem möglichst hohen Verbindlichkeitsgrad anbieten.^[57] Diese Verordnung über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromgroßhandel hat seit 1. Juli 2004 Geltung und ist unmittelbar anwendbar. Da das Gemeinschaftsrecht nicht die Zuständigkeit nationaler Behörden festlegen kann, bedurfte es einer innerstaatlichen Zuständigkeitsregelung. Der österreichische Regulierer E-Control ist für die Überwachung der Einhaltung der EU-Stromhandelsverordnung sowie der auf ihrer Grundlage erlassenen Leitlinien zuständig, die E-Control Kommission für Entscheidungen über Anträge betreffend Ausnahmen vom regulierten Netzzugang für neue Verbindungsleitungen. Die Landesregierungen haben geeignete Sanktionen für Verstöße gegen die EU-Stromhandelsverordnung samt Leitlinien gesetzlich festzulegen.^[58]

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^[1] 1993 war die Metallgesellschaft Refining & Marketing (MGRM), die amerikanische Tochtergesellschaft der deutschen Metallgesellschaft AG, in großem Umfang die Verpflichtung eingegangen, langfristig Öl zu fest fixierten Preisen zu liefern. Das entstandene Preisrisiko sollte über Öl-Derivate gehedged werden, wobei jedoch die vorgesehenen Liefertermine bis zu zehn Jahre in die Zukunft reichten und für diese Laufzeiten keine passenden Öl-Derivate handelbar waren. So versuchte MGRM, das komplette künftige Liefervolumen über kurzfristige Öl-Futures mit Laufzeiten meist bei 1 Monat, abzusichern. Bei der Fälligkeit dieser kurzfristigen Öltermingeschäfte wurden die offenen Positionen in den nächsten kurz laufenden Terminkontrakt überrollt. Diese Hedging-Strategie endete in einer unternehmensbedrohlichen Krise des gesamten Konzerns. Zur kontroversiellen Diskussion vgl. etwa Culp/Miller [1999]: Corporate hedging in theory and praxis – lessons from Metallgesellschaft, Kropp [1999]: Management und Controlling finanzwirtschaftlicher Risikopositionen inkl. Fallstudie zu den Öltermingeschäften der Metallgesellschaft, Kniese [1997]: Futureshedging auf Ölmärkten - die Öl-Geschäftsstrategie der Metallgesellschaft.

^[2] vgl. Abschnitt 2.2

^[3] vgl. Unterabschnitt 2.3.2

^[4] vgl. Unterabschnitt 2.3.1

^[5] vgl. Unterabschnitt 2.3.3

^[6] vgl. Unterabschnitt 2.3.5

^[7] vgl. Unterabschnitt 2.3.6

^[8] vgl. Unterabschnitt 2.3.7

^[9] vgl. E-Control [Marktbericht 2006], S. 34

^[10] vgl. Swietly [Stromgroßhandelspreis 2004], o. S.

^[11] Zur Problematik der Marktkonvergenz vgl. Unterabschnitt 2.3.2

^[12] Für einen Überblick über die europäische Strombörselandschaft und deren Produkte siehe Anhang

^[13] vgl. EUKOM [Energy Sector Inquiry 2006], 107

^[14] vgl. RWE [Sektoruntersuchung 2006], S. 10

^[15] vgl. Haberfellner/Holler [Divergenz/Konvergenz 2006], S. 13

^[16] vgl. Haberfellner/Holler [Divergenz/Konvergenz 2006], S. 13

^[17] vgl. Unterabschnitt 2.2.1

^[18] vgl. Verbund [Geschäftsbericht 2005], S. 22

^[19] Notierungen für das Strombörseprodukt EEX Baseload.

^[20] vgl. Peek [Strompreisentwicklung 2005 a], S. 31

^[21] vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2003 a], S. 38

^[22] Chapter 11 ist ein Bericht des Insolvenzrechts in den USA, dem „bancruptcy code“ und regelt eine Neuorganisation des finanzschwachen Unternehmens unter Aufsicht eines zuständigen Gerichtes.

^[23] Für die Entwicklung der Forwardmärkte ist hier die Entwicklung der Forwards für Deutschland und Österreich herangezogen worden. Die Notierungen beruhen auf Brokerquotes und werden vom Unternehmen Platts täglich unter dem Titel „Platts German Market Assessments“ veröffentlicht.

^[24] vgl. Peek [Strompreisentwicklung 2005 a], S. 32

^[25] vgl. Hujber [Preisentwicklung 2004], S. 2

^[26] Da Deutschland mehr als 50 Prozent seiner Elektrizität durch den Betrieb von Kohlekraftwerken erzeugt, sind die Strompreise sehr von der Entwicklung der Kohlepreise sowie der damit verbundenen Frachtraten abhängig. Bedingt durch den hohen Kohlebedarf im asiatischen Raum sind die Importraten aus Ländern wie China stark zurückgegangen. vgl. Gutberlet/Hilligweg [Steinkohle 2005 a], S. 70 f. Die Übernachfrage aus dem asiatischen Raum hat die Frachtraten um das 5fache gegenüber dem Vorjahr ansteigen lassen und somit auch den Preis für Importkohle in Europa nach oben getrieben. vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2004 b], S. 53

^[27] vgl. Verbund [Geschäftsbericht 2005], S. 23

^[28] Die Korrelation zwischen Primärenergieträger und Strompreis wird in Unterabschnitt 4.2.1.2.1 ausführlich erläutert.

^[29] vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2004 b], S. 52 f.

^[30] vgl. Peek [Strompreisentwicklung 2005 a], S. 32

^[31] vgl. Prange [Entwicklung der Jahreskontrakte 2004 b], S. 65

^[32] vgl. Verbund [Geschäftsbericht 2005], S. 21

^[33] vgl. Vattenfall [Geschäftsbericht 2006], S. 25

^[34] vgl. RWE [Stromhandelsentwicklung 2007], S. 4

^[35] vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2003 a], S. 39

^[36] Für diese Illustration wurden nur europäische Teilmärkte, die sowohl über einen börslichen und bilateralen Spot- und Terminmarkt verfügen, ausgewählt.

^[37] vgl. Vattenfall [Geschäftsbericht 2005], S. 18

^[38] vgl. RWE [Stromhandelsentwicklung 2007], S. 4

^[39] vgl. EUKOM [Energy Sector Inquiry 2006], 96

^[40] vgl. Hujber [Liberalisierter Strommarkt 2002], S. 1

^[41] „Eine gemeinsame Energiepolitik war bei der Gründung der Europäischen Union nicht vorgesehen. Dennoch haben energiepolitische Ziele im Prozess der europäischen Integration von Anfang an eine besondere Rolle gespielt.“ Zwei Verträgen gelten als Grundlage für den europäischen Strombinnenmarkt: der EGKS-Vertrag (Europäische Gemeinschaft für Kohle und Stahl) von 1951 und der EAG-Vertrag (Europäische Atomgemeinschaft). Auch der EWG-Vertrag (EWG-Vertrag, 22.07.1975) ist in diesem Zusammenhang zu nennen. vgl. Kleest/Reuter [Netzzugang 2002], S. 13 f.

^[42] Die Mitgliedsländer der Europäischen Union lassen sich hinsichtlich der Elektrizitätsmarktöffnung in drei Gruppen einordnen. Zu den Pionieren bei der Einführung von Wettbewerb, die den Markt vollständig und damit rascher geöffnet haben als in der Elektrizitätsrichtlinie vorgesehen, gehören Deutschland, Finnland, Großbritannien, Österreich und Schweden. Zu den Verteidigern alter Strukturen mit minimalen Marktöffnungen und langen bzw. noch nicht definierten Übergangsfristen bis zur vollständigen Öffnung zählen Belgien, Frankreich, Griechenland, Italien und Portugal. In einer mittleren Position zwischen schneller Marktöffnung und Bewahren der herkömmlichen Versorgungsstrukturen mit gebundenen Kunden befinden sich Dänemark, Irland, die Niederlande und Spanien. vgl. Hake/Rath-Nagel/Vögele [Marktstrukturen 2002 a], S. 608

^[43] 1951 als UCPTE gegründet, ist die UCTE die Vereinigung für die Koordination des Stromtransports. Ihre Mitglieder sind die Unternehmen, deren synchron zusammengeschlossene Stromnetze 23 europäische Staaten umfassen (einschließlich der ehemaligen CENTREL-Staaten Polen, Tschechien, Slowakei und Ungarn sowie Bulgarien und Rumänien). Der nordische Verbund NORDEL umfasst die Netze aller skandinavischen Länder. Aufgrund der geografischen Lage besitzen Großbritannien und Irland ein eigenes Verbundnetz, sind aber wie das NORDEL-Netz über Meereskabelverbindungen mit dem UCTE-Netz verbunden. vgl. UCTE [Mission 2006], o. S.

^[44] vgl. EUKOM [Energy Sector Inquiry 2006], S. 104

^[45] vgl. EUKOM [Benchmarking 2006], o. S.

^[46] Zahlreiche Passagen und Kommentare wurden von offiziellen Homepages der Europäischen Union, DG TREN, entnommen. vgl. EUKOM [Strombinnenmarkt 2006], o. S.

^[47] vgl. EUKOM [Richtlinie 92/96/EG 2003]

^[48] vgl. VEÖ [ELWOG 2005], S. 1 ff.

^[49] Für einen umfassenden Überblick über das österreichische Elektrizitätsrecht, vgl. VEÖ [Ö-Elektrizitätsrecht 2005], o. S.

^[50] Der erste Gesetzesentwurf sah eine Marktöffnung bis zum Jahr 2003 im Ausmaß von 35 Prozent vor.

^[51] vgl. EUKOM [Richtlinie 2003/54/EG 2004], S. 1 ff.

^[52] vgl. EUKOM [Richtlinie 92/96/EG 2003], S. 1 ff.

^[53] Zur Umsetzung der Binnenmarktrichtlinie in österreichisches Recht, vgl. E-Control [Marktbericht 2004], S. 13 ff.

^[54] vgl. E-Control [Marktbericht 2004], S. 12

^[55] vgl. Müller-Kirchenbauer et al. [Grenzüberschreitender Stromhandel 2002 a], S. 30f.

^[56] vgl. EUKOM [Richtlinie EG 1228/2003], S. 1 ff.

^[57] vgl. IfED [Cross-Border-Trading 2005], S. 6

^[58] vgl. E-Control [Marktbericht 2006], S. 16