Management von Marktpreisrisiken im Stromgroßhandel


Akademische Arbeit, 2008

101 Seiten


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung

2 Management von Marktpreisrisiken im Stromgroßhandel
2.1 Marktrisiken im Stromgroßhandel
2.1.1 Marktliquiditätsrisiko
2.1.2 Basisrisiko
2.1.3 Volumensrisiko
2.1.4 Marktpreisrisiko
2.2 Strompreisbildungsfaktoren
2.2.1 Fundamentale Einflussfaktoren
2.2.2 Nicht fundamental begründete Einflussfaktoren
2.3 Dynamik von Strompreisen
2.3.1 Volatilität
2.3.2 Saisonalität und Zyklität
2.3.3 Mean Reversion
2.3.4 Preissprünge
2.4 Messung des Strompreisrisikos
2.4.1 Das Konzept des Value-at-Risk
2.4.2 Profit-at-Risk
2.4.3 Earnings-at-Risk
2.4.4 Integral-Earnings-at-Risk
2.4.5 Cash-Flow-at-Risk
2.4.6 Energy-RAROC
2.4.7 Limitsteuerung mittels VaR
2.4.8 Das Konzept der „Griechen“
2.5 Strompreissicherungsinstrumente
2.5.1 Derivatebegriff
2.5.2 Stromderivate

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Produkte im Stromgroßhandelsportfolio

Abbildung 2: Bestimmung der Netto-Position

Abbildung 3: Fundamentale Einflussfaktoren auf Spot- und Terminpreis

Abbildung 4: Witterungsbedingte Strompreisspitzen an der EEX Juli

Abbildung 5: Korrelation der Stromterminpreise mit Kohle- und Gaspreisen

Abbildung 6: Korrelation von CO2-und Stromgroßhandelspreisen

Abbildung 7: Angekündigte Kraftwerksneubauten in GWh.

Abbildung 8: Merit-Order-Prinzip

Abbildung 9: Marktmacht und Preisentwicklung

Abbildung 10: Big Player im europäischen Stromgroßhandel 2004

Abbildung 11: Volatilitäten Europäischer Strombörsen 2003

Abbildung 12: Value-at-Risk-Konzept

Abbildung 13: Risiken im Integral-Earnings-at-Risk-Konzept

Abbildung 14: Beispiel eines Fixed-for-Floating-Swaps

Abbildung 15: Collar im Stromgroßhandel

Abbildung 16: Zahlungsströme in CfDs

Abbildung 17: 4 Grundpositionen von Strom-Optionen

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Überblick gängiger Strompreissicherungsinstrumente

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-

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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.

2 Management von Marktpreisrisiken im Stromgroßhandel

2.1 Marktrisiken im Stromgroßhandel

Das Marktrisiko ist das Risiko, dass der Wert einer bilanziellen oder außerbilanziellen Position sinkt, bevor sie liquidiert oder durch eine gegenläufige Position geschlossen werden kann.[2] Die durch ein Future- oder Swapgeschäft entstehenden Marktrisiken liegen insbesondere in der Gefahr eines Verlustes bei Änderungen des Preises des zugrunde liegenden Kassainstruments.[3] Marktpreisrisiken speziell erfassen drohende Vermögensverluste im Portfolio eines Stromhändlers, die aus einer Änderung der Marktpreise von physischen und finanziellen Stromhandelsprodukten entsteht. Dieser Zustand der Marktenge[4] bedeutet, dass Positionen im Strommarkt nicht glattgestellt werden können, da sich kein Gegengeschäft zur offenen Position, zum aktuellen Marktpreis oder generell, findet. Im Zusammenhang mit dem Marktrisiko ist auch das Volatilitätsrisiko zu nennen, das die Preisrisiken und damit auch die Verlustgefahr in folge der Stärke der periodischen Schwankungen von Preis- und Kursänderungen beschreibt.[5] Besonders vom Volatilitätsrisiko betroffen sind Strom-Optionen sowie der Wert von Kraftwerkskapazitäten. Das Wissen und Verständnis über das Verhalten von Strompreisen und deren Eigenschaften setzt die Identifizierung der Komponenten des Marktrisikos im Stromgroßhandel voraus.[6] Mögliche Ausprägungsformen des Marktrisikos sind

das Marktpreisrisiko,

das Volumensrisiko,

das Basisrisiko und

das Marktliquiditätsrisiko.

2.1.1 Marktliquiditätsrisiko

Das Marktliquiditätsrisiko ist das Risiko, dass eine Position nicht schnell genug liquidiert oder anderweitig glattgestellt werden kann.[7] Bei aktiv börsengehandelten Produkten ist das Marktliquiditätsrisiko gering. Die Standardisierung in Verbindung mit der Garantiefunktion der Strombörse ermöglicht das Zustandekommen und den Abschluss einer großen Zahl von Geschäften und damit eine hohe Liquidität. Dies bewirkt, dass volumenmäßig dieselbe Transaktion über Options- und Futuresmärkte billiger, schneller, einfacher und mit einem geringeren “price impact” abgewickelt werden als über Kassamärkte.[8] Ein Liquiditätsrisiko von Strommärkten entsteht entweder dadurch, dass man auf einem nicht perfekt liquiden Markt agiert (wobei das Spektrum dabei von sehr geringer Liquidität – beispielsweise OTC-Märkte – bis hin zu sehr hoher aber nicht perfekter Liquidität reicht) oder durch Marktkrisen.[9] Insbesondere bei speziellen OTC-Produkten ist das Marktliquiditätsrisiko relevant und umso größer, je höher eine Position für einen spezifischen Erfüllungsort oder ein spezifisches Derivat ist.[10]

Das Marktliquiditätsrisiko ist im Strommarkt nicht exakt modellierbar, da Liquidität nur indirekt beobachtbar ist. Es können zwar Bid-Ask-Spreads, die bei standardisierten Börseprodukten offiziell publiziert werden als Anhaltspunkt für die Liquidität im Strommarkt herangezogen werden, jedoch kann daraus nicht abgeleitet werden, wie sich der Preis über die zu vermarktenden bzw. zu beschaffenden Mengen eines Produktes verändern würde.[11] Das Liquiditätsrisiko im Strommarkt kann bei zu geringer Handelsaktivität, zu geringer Handelsaktivität in spezifischen Produkten, zu großen Mengen, die abgesichert werden müssen und einer zu geringen Auswahl an Handelspartnern, bedeutend werden.[12] Auch Kraftwerke, die in Strombezugsportfolien ebenso einbezogen werden wie Stromverträge, unterliegen einem großen Marktliquiditätsrisiko, da sie sich kurzfristig nicht verkaufen lassen.[13]

2.1.2 Basisrisiko

Weicht die Kontraktspezifikation des Hedge Geschäfts von der des Grundgeschäfts ab, tauscht der Hedger das Marktpreisrisiko gegen ein anderes, jedoch meist deutlich geringes Preisrisiko, das so genannte Basisrisiko, ein.[14] Hampton definiert das Basisrsiko als….. “The term basis risk is used to describe the risk that the value of a hedge may not move up or down in tandem with the value of the actual price exposure that is being risk managed“.[15] Das Basisrisiko, auch Korrelationsrisiko, ist also das Risiko, dass sich der Wert eines Forward- bzw. Futureskontrakt nicht parallel zum Wert des Gutes entwickelt, in dem man die abzusichernde physische Position besitzt.[16] Steigt oder fällt der Spotmarktpreis stärker als der Futurespreis, vergrößert sich die Basis.[17] Üblicherweise entsteht diese mögliche Differenz aus der fehlenden Kopplung und daher nicht gleichförmigen Entwicklung zwischen Termin- und Spotmarkt bis zum Auflösungszeitpunkt des Absicherungsinstruments.[18] Es existieren verschiedene Ausprägungsformen von Basisrisiken.[19] Das Cash-to-Futures-Basisrisiko[20] herrscht dann vor, wenn der Forwardpreis nicht mit abnehmender Restlaufzeit zum Spotpreis hin konvergiert, also der Marktpreis an den Finanzmärkten nicht mit dem des physischen Marktes übereinstimmt:[21] Das Ortsbasisrisiko (Location-Basisrisiko) resultiert daraus, dass der zur Absicherung herangezogene Futuresvertrag an einem anderen Ort zur Auslieferung gelangt.[22] Es sind auch das Time of Day, Day of Month und Seasonal Basis Risk zu berücksichtigen, welche aufgrund von lastabhängigen Schwankungen im Spotpreis auftreten, häufig jedoch in den Forwardpreisen nicht mit berücksichtigt werden.[23] Das Zeitbasis-Risiko herrscht dann vor, wenn Futures-Verträge vor der Durchführung des physischen Geschäfts, das abgesichert werden soll, auslaufen. Mittels Rolling the hedge forward kann das Zeitbasis-Risiko abgesichert werden.[24] Der Stromhändler kann das Eingehen eines Basisrisikos beim Hedging seiner Spotposition vermeiden, wenn er anstatt des standardisierten börslichen Stromproduktes ein bilaterales Stromhandelsprodukt verwendet, welches individuell auf dessen Bedürfnisprofil zugeschnitten ist.

2.1.3 Volumensrisiko

Wegen der begrenzten Speichermöglichkeit von Elektrizität ist keine Sicherung vor Schwankungen in der Menge[25] durch physische Lagerhaltung möglich. Energieversorgungsunternehmen müssen sich durch möglichst präzise Produktions- und Konsumprognosen sowie durch das Vorhalten von Reservekapazitäten bzw. entsprechender Optionskontrakte auf Volumensrisiken einstellen.[26] Das Volumenrisiko tritt im Gegensatz zu den anderen Risiken meist nur bei Vollversorgungsverträgen und bei der eigenen Portfoliobewirtschaftung auf und besteht aus einer kurzfristigen und einer langfristigen Komponente. Die kurzfristige Komponente erstreckt sich vor allem auf die Prognose des Lastganges für den oder für die nächsten Tage. Die langfristige Komponente des Volumenrisikos bezieht sich auf die Schätzung des Lastganges für die folgenden Monate, Quartale oder Jahre.[27] Bei einem Wasserkraftwerk[28] schwankt die erzeugte Strommenge normalerweise in Abhängigkeit des Wasserstandes. Somit ist nicht nur der zukünftige Spotpreis, sondern auch die verkaufte Menge eine Zufallsgröße. Prinzipiell lässt sich natürlich dieses Volumensrisiko gleich wie das Preisrisiko absichern, sofern die entsprechenden Stromderivate am Markt existieren. Allerdings wird ein Derivat, das als Basis genau dieses Mengenrisiko[29] abdeckt, normalerweise nicht am Markt vorhanden sein.[30] Ein weiteres Volumensrisiko ist das Kundenrisiko, das durch einen kurzfristigen oder nicht erwarteten Kundenwechsel entsteht, wodurch ein kurzfristiges Überangebot für den Stromhändler entsteht.[31] Allgemein kann jedoch gesagt werden, dass ein vollständiges Hedging des Mengenrisikos nicht möglich ist, da der Umfang der abzusichernden Größe unbekannt ist.[32]

2.1.3.1 Bestimmung der Netto-Position

Dem Volumensrisiko ausgesetzt[33] sind alle offenen Stromhandelspositionen, also die Netto-Position eines Stromhandelsportfolios.[34] Grundsätzlich ist eine Netto-Position die Differenz wischen Long- und Shortpositionen sowie Lieferansprüchen und -verpflichtungen aus Kassa-, Termin- und Optionsgeschäften sowie Swaps.[35] Es wird

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Bestimmung der Netto-Position

[Quelle: Ojanen (Analysis of RM 2002), S. 17]

unter Zuhilfenahme der Informationen bereits bestellter Erzeugungsmengen sowie möglicher Freikapazitäten und finanziellen Strom-Optionen die Netto-Position bestimmt.[36] Die Netto-Position entspricht der Risikoexposition[37] und soll für alle Portfolios berechnet werden.[38] Die Ermittlung der Netto-Position sollte einen bestimmten Zeitraum umfassen, für den liquide gehandelte Preise verfügbar sind. Jede Netto-Position ungleich Null stellt dabei eine Position dar, die einen bereits definierten Vertragswert besitzt, die zu einem späteren Zeitpunkt der Erfüllung zu einem unsicheren Marktwert geschlossen werden muss.[39] Darum unterliegt die Netto-Position dem Risiko, dass sich der Marktpreis in eine negative Richtung entwickelt und das Stromhandelsunternehmen einen wirtschaftlichen Schaden erleidet. Das Management des Volumensrisikos muss auch saisonale Bedarfsschwankungen und die Optimierung der Anzahl der offenen Positionen beinhalten.[40] Die Absicherung von Netto-Positionen reduziert somit nicht nur die Komplexität der abzusichernden Risikopositionen sondern auch die damit verbundenen Transaktionskosten. Die Bestimmung der offenen Posten und in Summe der Netto-Position soll äußerst gewissenhaft betrieben werden, da diese die Basis des VaR-Konzepts darstellen.

2.1.3.2 Marking-to-Market

Die tägliche Bestimmung[41] der Netto-Position der Mitglieder des Clearing-Hauses erfolgt mittels Marking-to-Market[42] und stellt eine Grundvoraussetzung im Risikomanagement eines jeden Stromhandelsunternehmens dar. Überdies bildet der mittels Marking-to-Market[43] errechnete Settlement-Preis[44] die Grundlage für das im Clearing eingesetzte Margining. Nach GOEBEL bedeutet Marking-to-Market, eine Finanzposition am aktuellen Marktpreis zu bewerten. Bei börsengehandelten Produkten gibt es diesen Marktpreis in natürlicher Weise.[45] Für bilaterale Stromhandelsgeschäfte wird von bestimmten Strombörsen[46] auch ein OTC-Clearing angeboten, wodurch das Kontrahentenrisiko auch bei bilateralen Stromhandelsgeschäften ausgeschlossen wird.

Anhand des Marking-to-Market wird bestimmt, welcher Gewinn bzw. Verlust beim Glattstellen der bereits gekauften Futurespositionen eines Stromhandelsportfolios realisiert werden würde.[47] Im Gegensatz zu Strom-Forwards, bei welchen die Wertfeststellung am Ende der Laufzeit erfolgt, wird bei Stromfutures der Wert täglich ermittelt. Da die Aufrechnung von Gewinnen und Verlusten täglich erfolgt, wird der Wert des Vertrages am Ende des Handelstages auf Null reduziert.[48] In der Praxis spielen drei Gewinn- und Verlustgrößen eines Stromproduktes oder –Stromhandelsportfolios eine wichtige Rolle:[49]

- Der aktuelle Marktwert im Vergleich zum Wert beim Kauf/Verkauf des Stromhandelsproduktes (Profit-and-Loss Life-to-Date).
- Die Änderung des Marktwertes ab einem bestimmten Datum, meist der Beginn des aktuellen Kalender- oder Geschäftsjahres (Profit-and-Loss Year-to-Date).
- Die Marktwertveränderung von gestern bis heute (Daily Profit-and-Loss).

Der hauptsächliche Zweck des Marking-to-Market von Stromfutures liegt in der Reduzierung des Kreditrisikos für das Clearing-Haus.[50]

2.1.4 Marktpreisrisiko

Unter dem Marktpreisrisiko versteht man die Unsicherheit über die zukünftige Höhe der Marktpreise von Strom. Man spricht von einem Marktpreis-Exposure, auch Elektrizitäts-Exposure[51], wenn der zukünftige Wert einer bereits vorhandenen oder auch einer geplanten, zukünftigen Vermögensposition durch Schwankungen des Strompreises beeinflusst wird.[52] Das Exposure spiegelt somit den Grad der Abhängigkeit unternehmensbezogener Zahlungsströme von einer externen Risikogröße, in diesem Fall dem Marktpreisrisiko, wider.[53] Ein Stromhandelsunternehmen, das sich zur langfristigen Lieferung von Strom verpflichtet, das es am Großhandelsmarkt selbst beschaffen muss, geht ein Marktpreisrisiko ein, wenn er seine Lieferverpflichtungen ungehedged lässt.[54] Beim Marktpreisrisiko ist auch zwischen dem börslichen (Futures-) Preisrisiko und dem bilateralen (Prämienrisiko) Preisrisiko zu unterscheiden. Ersteres entsteht durch die Änderung der Futures-Preise, die zu einer Marktwertänderung des Stromhandelsportfolios führen.[55] Es herrscht bei physischen Positionen ein Prämienrisiko vor, wenn diese Positionen mit Stromterminprodukten abgesichert werden, deren Spezifikation von der physischen Position abweichen.[56] Dieses Risiko wird in weiterer Folge als Basisrisiko bezeichnet.

Bei diesen Marktpreisrisiken dominiert das Warenpreisrisiko (Commodity Price Risk[57] ), das grundsätzlich auch für Unternehmen mit Vollversorgung und langfristiger Preisbindung zutrifft.[58] Der Großteil aller Stromhandelsunternehmen vermarktet jedoch die eigens erzeugte sowie die zusätzlich am Stromgroßhandelsmarkt zugekaufte Elektrizität. Somit setzt sich das Marktpreisrisiko aus dem Fremdstromhandelsrisiko und dem Preisrisiko, der noch nicht am Stromhandelsmarkt verkauften Elektrizität, zusammen. Unternehmen mit einem sehr hohen Anteil an Eigenstrom in ihrem Stromhandelsportfolio verfügen über eine natürliche Long-Position. Hingegen verfügen Unternehmen, die den Großteil der benötigten Energie am Strommarkt zukaufen müssen, über eine Short-Position. Für Abnehmer ist es daher nicht unproblematisch, die Kosten für den kurzfristigen Strombezug im Voraus zu kalkulieren. Umgekehrt ist es dem Erzeuger kaum möglich, die Erlöse aus seiner Long-Position genau vorherzusagen.[59]

Per Definition versteht man unter dem Preisrisiko den möglichen Verlust, den man auf Grund der Preisschwankungen, der in seinem Portfolio enthaltenen Produkte erleiden kann.[60] Marktpreisrisiken entstehen für ein Unternehmen, wenn der Unternehmens- bzw. Portfoliowert abhängig von Marktpreisbewegungen ist.[61] Der Wert von Stromderivaten wird bei ungünstigen Entwicklungen des Strompreises des Underlyings negativ beeinflusst.[62] Das Preisrisiko stellt in einem Stromhandelsunternehmen die bedeutendste Risikokategorie dar. Eine Vielzahl unterschiedlicher Commodities, welche die Gesamtposition eines Stromhandelsunternehmens in unterschiedlichem Ausmaß verändert, erschwert die Darstellung der Gesamtposition aufgrund der Wechselwirkung zwischen den einzelnen Commodities.[63] Das Ausmaß des Marktpreisrisikos wird durch das Volumen der Netto-Position sowie der Stärke der Portfolioschwankungen, hervorgerufen durch die Höhe der Strompreisschwankungen, bestimmt.

2.2 Strompreisbildungsfaktoren

Während bei den meisten Commodities ein nachweisbares Zusammenspiel zwischen Spot- und Terminmärkten zu beobachten ist, ist am Strommarkt kein oder ein nur schwach ausgeprägter Zusammenhang zwischen Spot- und Terminpreisen erkennbar. Obwohl zeitliches Arbitrage am Stromhandelsmarkt nicht oder nur sehr eingeschränkt möglich ist, können andere Faktoren zu einem Zusammenhang zwischen Spot- und Terminpreisen führen. So kann eine relativ starke Veränderung der Spotpreise vor allem über die allgemeine Stimmungslage der Marktteilnehmer den Terminpreis beeinflussen.[64] Saisonale Nachfrage- und witterungsbedingte Angebotsschwankungen[65], Einflüsse der Primärenergiepreise auf die Merit-Order sowie vorhandene Kraftwerksverfügbarkeiten beeinflussen hauptsächlich den Verlauf von Spotmarktpreisen an den Strommärkten. Diese Auf- und Abwärtsbewegungen sind grundsätzlich auf fundamentale Einflussfaktoren zurückzuführen, jedoch werden immer öfter nicht fundamental begründete Faktoren ins Spiel gebracht. Aus diesem Grund soll hier auch ein Beispiel für den möglichen Zusammenhang von ausgeübter Marktmacht mit möglichen Preismanipulationen dargestellt werden.

2.2.1 Fundamentale Einflussfaktoren

Die Entwicklung von Spot- und Terminpreisen ist meist fundamental begründet und basiert auf einem komplexen Zusammenspiel verschiedener fundamentaler Einflussfaktoren.[66] Der Preis am Spotmarkt hängt etwa von Faktoren wie Wettereinflüsse, Netzengpässe oder aber Kraftwerksverfügbarkeiten ab. Bereits im Jahr 2000 wies CURTIUS darauf hin, dass mit dem Abbau von Überkapazitäten die Wahrscheinlichkeit von Angebotsengpässen zunehmen werde. Überdies wurde darauf hingewiesen, dass durch verschiedenste externe Einflüsse die Volatilität überproportional zunehmen werde, da aufgrund der Reduktion der Überkapazitäten auf teure Reservekraftwerke zurückgegriffen werden müsse.[67] Durch die Korrelation[68] der Futurespreise mit den Primärenergiepreisen, spielt die Entwicklung an den internationalen Rohstoffmärkten eine sehr starke Rolle für die Terminpreise.[69] Die positive Korrelation der verschiedenen Energieteilmärkte wird einerseits aus technischen, anderseits aus ökonomischen Gründen zunehmen. Dies bedeutet etwa, dass

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Fundamentale Einflussfaktoren auf Spot- und Terminpreis

[Grafik: eigene Darstellung]

die Zyklen, die in der Preisentwicklung im Strommarkt verlaufen, zunehmend ähnlich wie die Zyklen der Preisentwicklung der Primärenergieträger Öl, Gas- und Kohle und umgekehrt sein werden.[70]

2.2.1.1 Einflussfaktoren auf Spotpreise

Preissprünge am Spotmarkt haben ihre Wurzel in angebots- und nachfrageseitiger Einflussfaktoren. Die wichtigsten Einflussparameter sind das Wetter, die Verfügbarkeit von Netzkapazitäten und die Kraftwerksverfügbarkeiten. Im Gegensatz zu anderen an Börsen gehandelten Assets unterliegen Strompreise durch ihre Abhängigkeit von der Nachfrage saisonalen Schwankungen, wie etwa Tages-, Wochen- oder Monatsmustern.[71] Aufgrund dieser saisonalen Einflüsse befindet sich der Strompreis abwechselnd in Contango (Spotpreis liegt unter dem Forwardpreis) bzw. Backwardation (Spotpreis liegt über dem Forwardpreis), sodass Arbitragegewinne möglich werden. Die Terminpreiskurve kann im Zeitablauf von der einen Situation in die andere umschlagen oder beide Zustände gleichzeitig annehmen, wenn etwa die Terminkurse den kurzfristigen Spotmarktpreis übersteigen, (Contango) die Terminkurse mit längerer Fälligkeit jedoch unter dem Spotmarktpreis liegen (Backwardation).[72] In unterschiedlichen Märkten bzw. aufgrund differierender geographischer Gegebenheiten können völlig unterschiedliche saisonale Muster vorherrschen. So ist in Deutschland vor allem während der Wintermonate ein erhöhtes Preisniveau zu beobachten, während in einigen Regionen der USA aufgrund des verstärkten Einsatzes von Klimaanlagen die Preisspitzen vor allem im Sommer auftreten.[73] Anhand des Preisverlaufes des EEX Phelix Base soll der Einfluss dieser Faktoren auf den Strompreis erklärt werden.

2.2.1.1.1 Witterungsbedingte Effekte

Die Erzeugung von Eigenstrom unterliegt dem Ereignisrisiko und wird etwa durch schwankende Wasserführung bei Speicherkraftwerken, fehlendem Wind bei Windparks oder saisonalen Hitze- und Kälteperioden hervorgerufen. Einen wesentlichen Einfluss auf die starken Schwankungen im Tageshandel kann durch die unregelmäßige Einspeisung aus Windenergieanlagen zurückgeführt werden. Diesem Risiko sind vor allem Übertragungsnetzbetreiber, die gemäß den Bestimmungen des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes die Einspeisungen aus Windenergieanlagen in Form vorab festgelegter Bänder an die Stromhändler liefern und so den Ausgleich stochastischer Windstromerzeugung sicherstellen müssen, ausgesetzt.[74] Den nicht zu vernachlässigenden Einfluss der Windenergie auf den Spotmarktpreis zeigt der positive Umstand, dass etwa im Jänner 2004 rund 10.000 MW Windleistung erzeugt werden konnten, die den Preis am Spotmarkt einbrechen ließen. Die witterungsbedingten Strompreisspitzen sind meist von saisonaler Natur und machen sich vor allem in heißen, trockenen Sommern stark beim Strompreis bemerkbar. In den Sommermonaten geht üblicherweise der Wirkungsgrad der Kraftwerke durch die verminderte Kühlleistung wegen höherer Außentemperaturen zurück. Außerdem kommt es bei anhaltenden Hitzeperioden mit Temperaturen von über 30 Grad zu Einschränkungen bei der Verfügbarkeit von Kraftwerken, denn die Flüsse, die der Kühlwasserversorgung dienen, erwärmen sich stetig und die Pegelstände sinken rasch. Das hat zur Folge, dass die von den Behörden vorgegebenen Temperaturgrenzwerte zur Kühlwassereinleitung erreicht werden und einzelne Kraftwerke ihre Leistung reduzieren müssen oder ganz abgeschaltet werden müssen. Wenn nun Kraftwerke aus Sicherheitsgründen[75] vom Netz genommen werden müssen und aufgrund des Hochdruckwetters Speicherkraftwerke und Windparks Strom nur in geringer bzw. eingeschränkter Menge erzeugt können, kommt es unweigerlich zu Strompreisspitzen. Anhand dieser Grafik soll das Zusammenspiel witterungsbedingter Einflüsse auf den Spotpreis (EEX Phelix und Base) exemplarisch dargestellt werden. In den ersten beiden Juliwochen 2006

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Witterungsbedingte Strompreisspitzen an der EEX Juli 2006

[Quelle und Grafik: EEX Quotierungen für Phelix Base und Peak]

stiegen die Preise am Spotmarkt bei noch guter Laufwasserverfügbarkeit zunächst nur leicht an, lagen mit 45,46 €/MWh und 50,27 €/MWh aber schon merklich über dem Juni-Monatsmittel bei 39,80 €/MWh. Mit dem Auftreten temperaturbedingter Netzprobleme in Osteuropa und daraus resultierenden eingeschränkten Lieferungen nach Deutschland, sowie einer erhöhten Nachfrage stiegen die Spotmarktpreise in der drei. Juliwoche 2006 deutlich an. Das Wochenmittel lag hier bei 75,04 €/MWh. Anhaltend heiße Temperaturen und ein Windangebot weit unter dem saisonalen Durchschnitt ließen die Preise in der letzten Juliwoche dann noch deutlicher ansteigen. Für die Stunde zwölf am 25. Juli 2006 wurde ein neues Allzeithoch von 2000,07 €/MWh erreicht und am 27. Juli des Jahres lagen gleich mehrere Stunden über 500 €/MWh, was zu einem Phelix Base von 301,54 €/MWh und einem Phelix Peak von 543,72 €/MWh führte und das Wochenmittel auf 135,81 €/MWh stieg.[76]

2.2.1.1.2 Netzrestriktionen

Da Strom physisch über ein Netzwerk transportiert wird, spielt die Belastung des Netzes eine zentrale Rolle in der Preisbildung.[77] Bei uneingeschränkten Netzkapazitäten tendieren die europäischen Großhandelspreise zur Konvergenz, jedoch auf Märkten, denen die Anbindung zu anderen Stromhandelsplätzen fehlt oder Netzrestriktionen auftreten, können schwankende Energieverfügbarkeiten nicht über andere Märkte ausgeglichen werden.[78] Jedoch sind die im Sinne eines funktionierenden grenzüberschreitenden Stromhandels (Cross-Border-Tradings - CBT) freien Kapazitäten als auch die Verfügbarkeit sonstiger Betriebsmittel an vielen Kuppelstellen eingeschränkt.[79] Beispielsweise sind die Netzkapazitäten nach Spanien und Italien bedeutend geringer als deren Nachfrage. Auch die Kapazitäten von Frankreich nach Deutschland sind immer wieder kleiner als die Nachfrage, was zur Folge hat, dass die französische Netzgesellschaft hohe Prämien für die Nutzung ihrer Netze verlangt.[80] Der Grundgedanke, langfristig die Interkonnektoren auszubauen, neue Kapazitäten zu schaffen, soll vor allem über Auktionsverfahren[81], die heute bereits überwiegend praktiziert werden, verwirklicht werden.[82] Rechtlich sind erste Ansätze und Grundsätze dafür durch die Verordnung über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel (EU1228/2003) vom 26. Juni 2003 geschaffen worden.

2.2.1.1.3 Kraftwerksverfügbarkeiten

Der Fahrplan des Kraftwerkparks beeinflusst die Verfügbarkeit und auch die Betriebskosten. Aufgrund von Inflexibilitäten im Kraftwerksbetrieb[83] durch Stillstandszeiten, maximale Lastgradienten oder Fernwärmerestriktionen, können nicht in jedem Zeitpunkt beliebige Punkte auf der Kostenfunktion realisiert werden. Entsprechend dem Merit-Order-Prinzip müssen nicht verfügbare Kraftwerkskapazitäten durch, in der Erzeugung teurere, Kraftwerke ersetzt werden, wodurch sich der Marktpreis erhöht.[84] Am Spotmarkt der Leipziger Strombörse tauchen unregelmäßig Börsenpreise auf, die weit über den Grenzkosten der Stromerzeugung liegen. So kostete eine MWh Strom am 7. November 2006 über 2400 € und damit fast das 50-fache des Durchschnittspreises am Spotmarkt der EEX. Ursache für die extremen Preisspitzen (Fly Ups) können überraschende Kraftwerksausfälle bei gleichzeitig hoher Kapazitätsauslastung sein. Das Auftreten von Fly Ups[85] wurde einerseits durch die Intransparenz bezüglich der verfügbaren Kraftwerkskapazitäten begünstigt. Andererseits wirkt das zentraleuropäische Marktdesign förderlich, das durch getrennte Spotmärkte und explizite Auktionen an den Kuppelstellen zum Ausland gekennzeichnet ist.[86]

2.2.1.2 Einflussfaktoren auf Terminpreise

Die Preise am europäischen Terminmarkt entsprechen den Erwartungen der Marktteilnehmer. Neben dem Einfluss der kurzfristigen Spotmarktbewegungen sind langfristige, preisbestimmende Faktoren wie Investitionen in neue und zusätzliche Kraftwerkskapazitäten, die Konjunkturerwartung, die Entwicklung der Stromnachfrage, die Preisentwicklung der wichtigsten Primärenergien, die Kosten der Senkung der CO2-Emissionen und der Aufwand zur Förderung erneuerbarer Energieträger, für den Preisverlauf verantwortlich.[87] Jedoch ist zu beachten, dass die Qualität der Aussagen entscheidend von den unterstellten Korrelationen und der Qualität der Inputdaten abhängt.[88] Die Auswirkungen der kurzfristigen Bewegungen der Spotpreise auf die Terminprodukte sind in sehr nervösen Marktphasen wesentlich deutlicher als in ruhigen.[89] Eine Untersuchung von CHO zur Korrelation von Spot- und Terminpreisen an der norwegischen Nordpool ergab, dass die Korrelationen bei kürzerer Laufzeit schwächer geworden sind und bei Stromhandelskontrakten mit längerer Laufzeit kaum bis nicht mehr nachgewiesen werden kann. Eine mögliche Begründung für den schwindenden Zusammenhang von Spot- und Terminpreisen kann auf einen möglichen Lerneffekt der Stromhandelsunternehmen aus anderen Commodity-Märkten zurückgeführt werden.[90] Auch KRAMER weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass kurzfristige Einflussfaktoren auf den Spotmarktpreis kaum bis gar keinen Einfluss auf die Entwicklung der Terminmarktpreise ausüben.[91] Im Folgenden sollen die Einflüsse von steigenden Primärenergieträgern und anstehenden Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten genauer beleuchtet werden.

2.2.1.2.1 Einfluss der Primärenergieträger

Für die Darstellung der Korrelation zwischen Primärenergieträgern und Terminpreise wurden Daten für Gas, Kohle und Strom aus dem Jahr 2004 herangezogen. Die Entwicklung des Kohlepreises zeigt seit März 2004 eine sehr starke Korrelation mit den Terminpreisen für das Jahresband Grundlast 2005. Würde man nur den Kohlepreis beachten, so würde ein Anstieg des Kohlepreises um 10 €/t, einem angenommenen Heizwert von 30.000 kJ/kg und einem Wirkungsrad des Kraftwerkes von rund 40 Prozent, eine Änderung von 3 €/MWh im Strompreis bewirken.[92] Für den betrachteten Zeitraum gab es einen Anstieg bei Importkohle von 20 Prozent, was einen ebenso starken Anstieg bei den Terminpreisen von Strom bedeutete. Da am Kohlemarkt nicht mit einem Rückgang sondern einem starken Anstieg des Preisniveaus aufgrund der starken Nachfrage aus dem chinesischen Markt gerechnet wird, wird in den nächsten Monaten und Jahren wohl mit einer starken Korrelation der Strom- mit den Kohlepreisen zu rechnen sein. Fast dasselbe Bild zeigt der Vergleich von Gas[93] - und

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Korrelation der Stromterminpreise mit Kohle- und Gaspreisen

[Quelle: Juditsch (Entwicklung Großhandelspreise 2004), S. 6 f.]

Strompreis für denselben Zeitraum. Der Terminpreis für Strom kletterte im Untersuchungszeitraum um rund 20 Prozent im Gleichschritt mit dem Gaspreis. Mitverantwortlich ist die wachsende Zahl von Gaskombikraftwerken und damit verbunden die Tatsache, dass diese Werke zur Bewältigung von Spitzenlasten zugeschaltet werden. Die Kosten für diese zusätzlich produzierten Strommengen spiegeln somit den Gaspreis wider, oder anders gesagt, die Grenzkosten der Stromproduktion folgen dem Marktpreis der Primärenergieträger.[94] Da der Gaspreis direkt an den Ölpreis gekoppelt ist und auch hier kein Sinken des Ölpreises zu erwarten ist, dürfte in den nächsten Quartalen der gleiche Trend wie im Untersuchungszeitraum zu beobachten sein.[95] Der Einfluss des Primärenergieträgers Gas wird sich in Zukunft noch verstärken, da dieser zu den meistgenannten Kandidaten gezählt wird, um der steigenden Nachfrage nach Strom zu begegnen.[96]

2.2.1.2.2 Einfluss der CO2-Emissionszertifikate

Ähnlich wie bei den Primärenergieträgern ist auch hier eine Korrelation zwischen CO2- und Stromhandelspreisen erkennbar. Im Sinne des Merit-Order-Prinzips sind Steinkohle- und Gaskraftwerke die am häufigsten eingesetzten Kraftwerke, da diese zu den niedrigsten Grenzkosten betrieben werden können. Da diese Kraftwerke mit Primärenergieträgern betrieben werden die CO2-Zertifikate bedingen, werden die Kosten für die Zertifikate als variabler Kostenbestandteil berücksichtigt, womit der Einfluss des CO2-Preises auf die Stromgroßhandelspreise fundamental begründet werden kann.[97] Somit wird der Einfluss von CO2-Zertifikaten vor allem auf die Preisentwicklung des Off-Peak-Stroms am größten sein.[98] Außerdem entspricht es der betriebswirtschaftlichen Logik, die Preise für CO2-Zertifikate in die Stromgroßhandelsprodukte einzupreisen.[99] Der Bestand an CO2-Zertifikaten wird von Kraftwerksbetreibern zu Opportunitätskosten mit dem jeweiligen Marktpreis bewertet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Korrelation von CO2-und Stromgroßhandelspreisen

[Quelle: Rentz (Strompreisbildung 2006), S. 4]

Die Bewertung erfolgt losgelöst vom Zuteilungsverfahren und von der unternehmerischen Entscheidung, ob die CO2-Zertifikate verkauft werden oder nicht.[100] Der CO2-Handel verursacht eine Kopplung von Kohle- und Erdgaspreisen bzw. Ölpreisen mit den regionalen europäischen Strommärkten sowie zwischen Kontinentaleuropa und Skandinavien. Für den Wechsel von CO2-intensiver Kohleverstromung auf CO2-minderes Erdgas ist am besten Großbritannien geeignet, denn dort sind die technischen Voraussetzungen für einen Wechsel sehr hoch.[101] Wie in obiger Abbildung ersichtlich, weisen die Stromgroßhandelspreise der einzelnen Länder einen raschen Anstieg seit der Einführung des CO2-Zertifikatehandels auf. Dem überproportionalen Preisanstieg der CO2-Zertifikate Mitte 2005 folgte eine Beruhigungsphase bis zum Jahresbeginn 2006. Ab April 2006 kam jedoch eine hohe Volatilität in den CO2-Markt, wobei in den ersten Aprilwochen alle Emissionskontrakte deutlich zulegen konnten. Vor dem Hintergrund stark gestiegener Ölpreise und fester Notierungen am Deutschen Strommarkt wurde der CO2-Kontrakt EUA06 auf ein neues Allzeithoch von 30,50 €/EUA getrieben. Dem Allzeithoch folgte ein dramatischer Einbruch Ende April 2006, da von fünf EU-Staaten der tatsächliche Bedarf an CO2-Zertifikaten für 2005 veröffentlicht wurde. So meldeten etwa die Länder Tschechien und Holland einen Überhang von mehreren Millionen Tonnen, worauf der Kurs erstmals stark nachgab. Noch deutlicher gaben die CO2-Kontrakte am Tag darauf nach, als die Bedarfe aus Belgien, Frankreich und Spanien bekannt wurden. Insbesondere bei Frankreich wurde im Vorfeld mit einer deutlichen Unterdeckung an gerechnet. Als Folge erfuhr der Markt bei der Veröffentlichung der französischen Ergebnisse die stärksten Verluste. Der CO2-Kontrakt gab bis Ende April um mehr als 50 Prozent nach und notierte bei 13,68 €/EUA.[102]

Trotz des enormen Preisrutsches bei den CO2-Zertifikaten konnte bei den Stromgroßhandelspreisen nur eine kurze Korrektur beobachtet werden. BAUER/ZINK kommen in ihrer Analyse zur Korrelation zwischen CO2- und Strompreis zum Schluss, dass CO2-Zertifikate angebotsseitig weit mehr in den Strompreis kalkuliert werden, als es auf Grund der weitgehend kostenlosen Zuteilung von Zertifikaten nachvollziehbar wäre. Somit ist die Einpreisung von Zertifikatspreisen als Opportunitätskosten ein, von den real entstehenden Kosten unabhängiges, Instrument der Preisgestaltung.[103] Diese „Windfall-Profits“[104], entstanden durch die Einpreisung der kostenlos zugeteilten Zertifikate in den Strompreis, können nur durch eine Auktionierung oder durch eine Ex-Post-Allokation verhindert werden.[105] Um die Kosten für die Volkswirtschaft zu verringern, könnte ein Teil der CO2-Zertifikate versteigert werden. Da bereits die Kosten für CO2-Zertifikate im Strompreis eingepreist wurden, sollte dies gemäß der Theorie zu keiner weiteren Erhöhung der Strompreise führen. Kostenmäßig würden sich für die Stromunternehmen bei einer Versteigerung der CO2-Zertifikate im Vergleich zur Situation vor der Einführung des CO2-Zertifikatesystems keine Änderungen ergeben, da die Kosten aufgrund der notwendigen Zukäufe in den Großhandelspreis einfließen.[106]

2.2.1.2.3 Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten

Einen weiteren Faktor, den Stromterminpreise widerspiegeln, sind Investitionen in den Neubau von Kraftwerkskapazitäten. In den EU-15-Staaten werden innerhalb der nächsten Jahre erhebliche Investitionen aufgrund altersbedingter Stilllegungen in die Kraftwerksinfrastruktur notwendig sein. Nicht zu vernachlässigen sind Investitionen in neue, zusätzliche Kraftwerkskapazitäten, die aufgrund der stark steigenden Stromnachfrage erforderlich werden. In Europa werden innerhalb der nächsten 15 Jahre Investitionen in Ersatzkapazitäten von rund 200 GWh und in zusätzlichen Kraftwerkskapazitäten von 100 GWh erforderlich werden. Bis zum Jahr 2030 sehen sie einen Bedarf an Ersatzinvestitionen von rund 300 GWh und an Neuinvestitionen von 150 GWh. Die International Energy Agency (IEA) sieht sogar einen Investitionsbedarf von 600 Mrd. Euro in Kraftwerkskapazitäten von 600 GWh bis zum Jahr 2030.[107] Viel wird bei dem Bau neuer Kraftwerkskapazitäten von der Entwicklung des Strompreises und den damit verbundenen Einflussfaktoren abhängen. So spielen die Stromgrenzkosten eine sehr entscheidende Rolle, die wiederum von den bereits dargestellten Primärenergieträgern und CO2-Zertifikaten abhängig gemacht werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Angekündigte Kraftwerksneubauten in GWh

[Quelle: Terium (Stromhandel 2007), S. 7]

Wie hier veranschaulicht, sind für die nächsten Jahre Großinvestitionen in Kraftwerkskapazitäten in Italien, Großbritannien und vor allem Deutschland geplant, wo in den letzten Jahren aufgrund des Stromüberangebots Kraftwerke stillgelegt wurden.[108] Die Begründung für die vielen Kraftwerksneubauprojekte ist in den günstigen Allokationsregeln von CO2-Zertifikaten für Neuanlagen zu sehen, denn in anderen EU-Mitgliedsstaaten wurden Kraftwerksneubauten nicht im selben Ausmaß begünstigt. Mit dieser spezifischen Zuteilung soll der CO2-Nachteil von Kohlekraftwerken gegenüber Erdgaskraftwerken eliminiert werden und damit die spezifisch höheren CO2-Emissionen der Kohle[109] gegenüber Gas ausgeglichen werden. Somit spielen für die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerksneubauten die Allokationsregeln eine entscheidende Rolle, denn die 14jährige, kostenlose Zuteilung von CO2-Zertifikaten refinanziert einen erheblichen Teil der Investitionskosten.[110]

2.2.1.2.3.1 Grenzkosten als Entscheidungsgrundlage

Für Investitionsentscheidungen in neue Kraftwerkskapazitäten gilt, dass kurzfristig die Erlöse mindestens die Grenzkosten des jeweiligen Kraftwerktyps decken – langfristig müssen am Markt natürlich die Vollkosten gedeckt werden. Der Einsatz der Kraftwerke richtet sich neben einer Reihe von technischen Restriktionen nach den Betriebskosten der Stromerzeugung, wodurch sich eine Merit-Order[111] des Kraftwerkseinsatzes ergibt.[112] Somit ist in einem Wettbewerbsmarkt der Großhandelspreis durch die Erzeugungskosten des letzten, zur Deckung der Nachfrage nötigen Kraftwerks, bestimmt. Mit Einführung des CO2-Emissionshandels fließen CO2-Kosten in die Grenzkostenbetrachtung der Kraftwerke ein, wodurch die Unterschiede zwischen den Erzeugungsarten zusammenschmelzen. Auf der Großhandelsebene resultieren die Umwelteffekte des EU-Emissionshandelssystems aus einer Änderung der Merit-Order.[113] Grundsätzlich gelten Grenzkosten bestehender Kraftwerke als untere

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 8: Merit-Order-Prinzip

[Quelle: Rentz (Strompreisbildung 2006), S. 2]

Grenze für den Marktpreis und Vollkosten neuer Kraftwerke als obere Grenze, jedoch sind für Day-Ahead-Preise nur die Grenzkosten kurzfristig abschaltbarer Kraftwerke von Bedeutung. Für Laufzeiten unter ca. 2 Jahren und besonders im Spothandel haben die Vollkosten neuer Kraftwerke keine Bedeutung, da die Bauzeit eingerechnet werden muss. Somit weisen die verschiedenen Kraftwerkstypen auch verschieden hohe Grenzkosten auf.[114]

- Windenergie: Grenzkosten im Prinzip Null, aber hoher Regulierungsbedarf
- Wasserkraft: Grenzkosten im Prinzip Null
- Nuklearenergie: zwischen 6 und 8 EUR/MWh
- Braunkohle: abhängig vom Kraftwerkstyp und der Infrastruktur ca. 15 bis 19 EUR / MWh. Ab 2005 zusätzlich Kosten für Emissionsrechte ca. 15 EUR
- Steinkohle: abhängig vom Kraftwerkstyp und Marktwert (Shipping) ca. 19 bis 21 EUR / MWh. Ab 2005 zusätzlich Kosten für Emissionsrechte ca. 15 EUR
- CCGT: abhängig vom Marktpreis des Gases und den Transportkosten, sowie KW Typ ca. 30 bis 40 EUR/MWh. Ab 2005 zusätzlich Kosten für Emissionsrechte ca. 10 EUR
- Öl: abhängig vom Marktpreis des Gases und den Transportkosten, sowie KW Typ (50 bis 60 EUR/MWh). Ab 2005 zusätzlich Kosten für Emissionsrechte ca. 15 -30 EUR

Diese Daten verdeutlichen, dass die Primärenergiekosten und die Kosten für Emissionsrechte die Grenzkosten je nach Kraftwerkstyp dementsprechend in die Höhe treiben und ein Dilemma für künftige Ersatz- und Zusatzinvestitionen darstellen dürften. Um die Investitionen für eine Erneuerung des Kraftwerksparks zu rechtfertigen, müssten die Großhandelspreise um mindestens zehn EUR pro MWh steigen. Derzeit herrschen noch Überkapazitäten von rund 30 Prozent, wobei die Stromproduzenten das Ziel verfolgen, diese Überkapazitäten abzubauen[115], um höhere Preise am Markt erzielen zu können, denn in der ersten Phase der Liberalisierung fielen die Marktpreise sogar unter die kurzfristigen Grenzkosten. Haas[116] rechnet damit, dass in den nächsten fünf bis zehn Jahren der Abbau an alten Kapazitäten den Kapazitätszubau übersteigt und insgesamt die Schere zwischen Nachfrage und Kapazitäten deutlich abnimmt. Während im Jahr 2005 Österreich 69.023 GWh verbraucht hat, wurden in Österreich lediglich 66.359 GWh erzeugt, womit Österreich als Stromimportland gilt. Ohne Kapazitätserweiterungen[117] wird in den nächsten Jahren die Abhängigkeit Österreichs von Importstrom noch mehr zunehmen. Derzeit nähern sich die Marktpreise für Strom wieder den langfristigen Grenzkosten an, die neben den variablen auch die fixen Erzeugungskosten (z. B. Abschreibungen) der Stromproduktion darstellen.[118] Die Entwicklung der Großhandelspreise in Richtung der Grenzkosten ist für künftige Investitionen von größter Notwendigkeit, denn in der Energiewirtschaft gelten üblicherweise die kurz- und langfristigen Grenzkosten als Entscheidungsparameter für Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten. Haas stellt in Frage ist, ob es überhaupt rechtzeitig gelingen wird, Anreize für den Bau neuer Kraftwerke zu setzen. Demnach sind für die zukünftige Kapazitätsentwicklung zwei Extremfälle möglich: Jene entsprechend dem Modell Kalifornien (dramatische Engpässe nach einer gewissen Zeit) oder entsprechend dem Beispiel England (mittelfristig gesicherte Überkapazitäten).[119]

[...]


[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. BIS [Derivativ- und Handelsgeschäft 1998], S. 16

[3] vgl. Heuser-Greipl [Risikomanagement 1999], S. 17

[4] vgl. Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 38

[5] vgl. Schäfer [Optionen und Futures 1995], S. 110

[6] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 2001], S. 206

[7] vgl. BIS [Derivativ- und Handelsgeschäft 1998], S. 4, Scholz/Schuler [Risikomanagement 2006], S. 484

[8] vgl. Basler [OTC vs. Traded Options 1998], o. S.

[9] vgl. Dowd [Beyond VaR 1998], S. 77 ff.

[10] vgl. Lehrmann [Informationsmanagement 2001], S. 216

[11] vgl. Scholz/Schuler [Risikomanagement 2006], S. 484

[12] vgl. Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 38

[13] vgl. Borgmann [Preisrisikomanagement 2004], S. 95

[14] vgl. Kropp [Risikopositionen 1999], S. 53, Brummer/Pfennig/Schäfer [Preisrisiken 1999 a], S. 13, Pilipovic [Energy Risk 1998], S. 172

[15] vgl. Hampton [Energy Options 1999], S. 41

[16] vgl. N. N. [EGL Stromhandelsglossar 2006], o. S.

[17] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 2001], S. 96

[18] vgl. Landgraf [Komplexität des Risikomanagements 2006], S. 50 f.

[19] Basisrisiken treten im Zusammenhang mit Produkteigenschaften sowie mit dem Ort und dem Zeitpunkt der Lieferung auf. vgl. u. a. Brummer/Pfennig/Schäfer [Preisrisiken 1999 a], S. 18 - 22

[20] Dieses Risiko tritt vor allem an nicht liquiden Märkten auf, wenn sich Vertragsparteien bei Fälligkeit eindecken müssen und damit die Preise in die Höhe treiben. vgl. Chevalier/Heidorn/Rütze [Stromderivate 1999], S. 18

[21] vgl. Chevalier/Heidorn/Rütze [Stromderivate 1999], S. 18

[22] vgl. N. N. [EGL Stromhandelsglossar 2006], o. S.

[23] vgl. Chevalier/Heidorn/Rütze [Stromderivate 1999], S. 18

[24] vgl. Langerfeldt/Schulz/Zöckler [Preisabsicherung 2005], S. 28

[25] Direkt korreliert das Volumensrisiko mit dem Prognoserisiko.

[26] vgl. Borgmann [Preisrisikomanagement 2004], S. 94

[27] vgl. Rösner [RM im Stromhandel 2003 a], S. 2

[28] Da viele Kraftwerke Naturgegebenheiten ausnutzen, sind sie so genannten Naturrisiken ausgeliefert, welche direkten Einfluss auf die produzierte Menge an Strom hat. Diese Naturrisiken korrelieren somit mit dem Mengenrisiko.

[29] In der Literatur wird für das Volumens-/Mengenrisiko auch der Begriff des Competitive-Exposure verwendet. vgl. Rodt [Management von Elektrizitätsrisiken 2003], S. 10 ff.

[30] vgl. Jeckle/Madlener [Bedeutung von Derivaten 1999], S. 4

[31] vgl. Meißner/Scholand [Risiken in Strommärkten 2000 a], S. 559

[32] vgl. Brummer/Pfennig/Schäfer [Preisrisiken 1999 a], S. 12

[33] vgl. Ojanen [Analysis of RM 2002), S. 17

[34] Das Portfolio eines Stromhandelsunternehmens beinhaltet verschiedene Komponenten in Form von Erzeugungspotentialen, Speichern, disponierbaren Verträgen und Börseninstrumenten. vgl. Meißner/Scholand [Risiken in Strommärkten 2000 a], S. 561

[35] vgl. Hirschbeck [Management von Handelsrisiken 1998], S. 104

[36] vgl. Borchert et al. [Risiken des Handelsgeschäftes 2003], S. 221

[37] Alle Stromhandelstransaktionen werden in so genannten Books registriert. Diese Books sind im Regelfall leistungsfähige Datenbanken, in denen die Transaktionen gespeichert werden. Books sind somit ein unerlässliches Instrument des Risikomanagements im Stromhandel. vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 207

[38] vgl. Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 32

[39] vgl. Borchert et al. [Risiken des Handelsgeschäftes 2003], S. 221

[40] vgl. Ojanen [Analysis of RM 2002), S. 17

[41] Zur rechnerischen Darstellung des Marking-to-Market vgl. etwa Langerfeldt/Schulz/Zöckler [Preisabsicherung 2005], S. 14 ff oder Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 88 ff.

[42] vgl. Langerfeldt/Schulz/Zöckler [Preisabsicherung 2005], S. 14

[43] Für den Begriff des Marking-to-Market wird auch die Bezeichnung Mark-to-Market verwendet.

[44] Werden keine aktuellen Preise sondern mittels mathematischer Modelle ermittelte oder geschätzte Preise zur Ermittlung des Marktwertes verwendet, so wird vom Marking-to-Modell gesprochen. Die Bewertung erfolgt analog zum Marking-to-Market, jedoch mit modellierten Preisen und anstatt mit Price-Forward-Kurve. Zum Verfahren des Marking-to-Modell vgl. Scholz/Schuler [Risikomanagement 2006], S. 489 ff.

[45] vgl. Goebel [Nutzen und Risiken 1995], S. 57

[46] Zu Beginn des Stromhandels wurden Clearing-Dienstleistungen nur an jenen Strombörsen angeboten, die auch finanzielle Kontrakte in ihrem Handelsportfolio hatten. Mittlerweile wurde das Serviceangebot auch auf OTC-Stromhandelsgeschäfte ausgeweitet, wobei sich hier einige Spezialisten, wie etwa die niederländische Strombörse ENDEX, die norwegische Nordpool oder die deutsche Strombörse EEX am europäischen Markt erfolgreich positioniert haben.

[47] vgl. Scholz/Schuler [Risikomanagement 2006], S. 487

[48] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 88

[49] vgl. Scholz/Schuler [Risikomanagement 2006], S. 487

[50] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 88

[51] RODT verwendet in seiner Arbeit die Bezeichnungen des Elektrizitäts-Exposures, des Elektrizitätsrisikos und des Elektrizitätspreisrisikos, wobei diese Bezeichnungen ident in der Bedeutung mit denen in dieser Arbeit verwendeten Bezeichnungen für das Marktpreisrisiko, Marktpreis-Exposure und Marktrisiko sind. vgl. Rodt [Management von Elektrizitätsrisiken 2003], S. 7

[52] vgl. Brummer et al. [Preisrisiken 19999, S. 12, Rudolph/Schäfer [Derivative Finanzmarktinstrumente 2005], S. 166

[53] vgl. Rodt [Management von Elektrizitätsrisiken 2003], S. 7

[54] vgl. Kropp [Risikopositionen 1999], S. 53

[55] Hierbei ist zwischen dem Outright-Risiko (Prallelverschiebung der Terminkurve) und dem Spread-Risiko (Krümmungsänderung der Terminkurve) zu unterscheiden. Vgl. Pfennig/Schäfer [Commodity-Preisrisiken 1999], S. 159

[56] vgl. Pfennig/Schäfer [Preisrisiken 1999 a], S. 569 f.

[57] Zur Systematisierung des Commodity Price Risk vgl. Pfennig/Schäfer [Commodity-Preisrisiken 1999], S. 156

[58] vgl. Bammert et al. [Risikobeherrschung 2000 a], S. 904

[59] vgl. Meißner/Scholand [Risiken in Strommärkten 2000 a], S. 559

[60] vgl. Landgraf [Komplexität des Risikomanagements 2006], S. 22

[61] vgl. Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 32

[62] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 2001], S. 206

[63] vgl. Landgraf [Komplexität des Risikomanagements 2006], S. 22

[64] vgl. Kramer [Preisbildungsmechanismen 2002], S. 37

[65] Zur Modellierung von Saisonalitäten vgl. u.a. Trück/Weron [RM in Energiemärkten 2004 b], S. 67 ff., Pilipovic [Energy Risk 1998], S. 26 ff.

[66] Grundsätzlich kann neben angebots- und nachfrageseitigen auch zwischen prognostizierbaren und nicht-prognostizierbaren Einflussfaktoren unterschieden werden. Hier werden jedoch nur die, für diese Forschungsarbeit relevanten, angebots- und nachfrageseitigen Einflussfaktoren dargestellt und erklärt. Für eine detaillierte Erklärung der prognostizierbaren und nicht-prognostizierbaren Einflussfaktoren vgl. etwa Borgmann [Preisrisikomanagement 2004], S. 114 ff.

[67] vgl. Curtius [Stromhandel 2000 a], S. 627

[68] Die Korrelation wird über den Korrelationskoeffizienten σxy gemessen und ist ein Maß für den Zusammenhang zweier stochastischer Variablen X und Y. Die Werte liegen zwischen -1 und 1. Eine positive Korrelation bedeutet den gleich­gerichteten Zusammenhang zweier Variablen X und Y. Steigt X, so steigt im Mittel auch Y. Umgekehrt bei negativer Korrelation fällt Y im Mittel, wenn X steigt. Korrelationskoeffizienten nahe Null zeigen keinen Zusammenhang zwi­schen X und Y. Im Folgenden werden die Korrelationskoeffizienten durch den empirischen Korrelationskoeffizienten r geschätzt. Dabei kann bei einem Stichprobenumfang von 250 erst bei einem Korrelationskoeffizienten r ~ 0,1 von Unkorreliertheit der Variablen gesprochen werden. vgl. Fischer [Korrelationen im Energiemarkt 2004 a], S. 11

[69] vgl. Juditsch [Entwicklung Großhandelspreise 2004], S. 2

[70] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 2001], S. 21 ff.

[71] vgl. Trück/Weron [RM in Energiemärkten 2004 b], S. 67

[72] vgl. Brummer/Pfennig/Schäfer [Preisrisiken 1999 a], S. 10

[73] vgl. Trück/Weron [RM in Energiemärkten 2004 b], S. 68

[74] vgl. Gerecht et al. [Beeinflussung durch Windenergie 2006 a], S. 42

[75] Das Problem der zu geringen Kraftwerkskühlung und der damit verbundenen Abschaltung aus Sicherheitsgründen ist vor allem bei Kernkraftwerken der Fall. So mussten am 22. Juli 2006 zahlreiche Atommeiler vom Netz genommen werden oder ihre Leistung drastisch drosseln. Den Flüssen konnte durch die niedrigen Pegelstände weniger Kühlwasser entnommen werden, um die Mindestdurchflussmengen nicht zu gefährden, gleichzeitig kann auch weniger warmes Wasser in die Flüsse eingeleitet werden, da sonst die maximal zulässigen Temperaturen überschritten werden, die den Fischbestand und das Ökosystem in den Flüssen sicherstellen sollen. vgl. Litschauer [Atomkraftwerke vom Netz 2006], o. S.

[76] vgl. RWE [Marktbericht Juli 2006], S. 3 f.

[77] vgl. EGL [Handel mit Energie 2002], S. 5

[78] vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2003 a], S. 40

[79] vgl. IfED [Cross-Border-Trading 2005], S. 5

[80] vgl. EGL [Handel mit Energie 2002], S. 5

[81] Die bei der jeweiligen Auktion zur Verfügung stehende Kapazität wird entsprechend den Angeboten – beginnend beim höchsten Angebot -„aufgefüllt“ und der Preis pro MW bestimmt sich durch das letzte Angebot, das bei der Auktion berücksichtigt werden kann.

[82] vgl. IfED [Cross-Border-Trading 2005], S. 5

[83] Für jede einzelne Erzeugungsanlage eines Kraftwerkparks sind spezifische Einflussfaktoren wie etwa die technische Lebensdauer die Instandhaltungs,- Reperatur- und Personalkosten, die Investitionskosten oder die Wirkungsgrade unterschiedlich. Überdies sind hierbei auch die Anlauf- und Abschaltekosten eines Kraftwerks zu berücksichtigen. vgl. Brummer/Pfennig/Schäfer [Preisrisiken 1999 a], S. 9

[84] vgl. Borchert [Determinanten Stromhandel 2003], S. 29 f.

[85] Als Fly Ups werden Börsenpreise bezeichnet, die über den Grenzkosten des teuersten Kraftwerks liegen. vgl. Lang/Schwarz [Fly Ups 2007], S. 3

[86] vgl. Lang/Schwarz [Fly Ups 2007], S. 2

[87] vgl. Swietly [Strom-Großhandelspreis 2004], o. S.

[88] vgl. Brummer/Pfennig/Schäfer [Preisrisiken 1999 a], S. 11

[89] vgl. Federico [Spot- und Terminmarkt 2004 b], S. II

[90] vgl. Cho et al. [Korrelation 1999], S. 141

[91] vgl. Kramer [Preisbildungsmechanismen 2002], S. 40

[92] vgl. Fischer [Korrelationen im Energiemarkt 2004 a], S. 14

[93] Der Preisverlauf von Gas ist dem Ölpreis gleichzusetzen, da es eine Preisbindung zwischen Öl und Erdgas gibt. Es werden hauptsächlich Gaslieferverträge für Gaskraftwerke an den Ölpreis gekoppelt – meist mit einem „Timelag“ von einem oder 2 Quartalen.

[94] vgl. Walti [Konsequenzen für Strommarkt 2006], S. 2

[95] vgl. Fischer [Korrelationen im Energiemarkt 2004 a], S. 11 ff.

[96] vgl. Walti [Konsequenzen für Strommarkt 2006], S. 2

[97] vgl. RWE [Sektoruntersuchung 2006], S. 33

[98] vgl. Artner [Zertifiziertes Preiskarussell 2005], o. S.

[99] vgl. Koch/Schrader [CO2-Zertifikate 2006 a], S. 12

[100] vgl. RWE [Sektoruntersuchung 2006], S. 34

[101] vgl. Artner [Zertifiziertes Preiskarussell 2005], o. S.

[102] vgl. RWE [Marktbericht April 2006], S. 5

[103] vgl. Bauer/Zink [CO2- und Strompreis 2005 a], S. 577

[104] Der deutsche Verband VIK schätzt, dass alleine die deutsche Stromwirtschaft durch Windfall-Profits jährlich rund 5 Mrd. Euro Mehrerlöse erzielen wird. Im Jahr 2005 sei der Strompreis für Unternehmen von etwa 33 Euro pro MWh auf über 43 Euro pro MWh gestiegen, wobei rund 10 Euro je MWh Windfall-Profits seien. vgl. N. N. [Windfall-Profits 2005], o. S. In Österreich werden jährliche Mehrerlöse durch Windfall-Profits von 120 Mio. Euro angenommen. vgl. Artner [Zertifiziertes Preiskarussell 2005], o. S.

[105] vgl. Koch/Schrader [CO2-Zertifikate 2006 a], S. 12

[106] vgl. E-Control [Marktbericht 2006], S. 130

[107] vgl. Baumgartner-Gabitzer [Strompreisentwicklung 2004], o. S.

[108] vgl. Terium [Stromhandel 2007], S. 7

[109] In Deutschland sind bis 2012 insgesamt 26 Kohlekraftwerksneubauten geplant, was mit günstigen Kohlelieferungen aus Polen und Südafrika begünstigt wird. vgl. Nelles [Klimafalle 2007 a], S. 42 f.

[110] vgl. Koch/Schrader [CO2-Zertifikate 2006 a], S. 12

[111] Merit-Order beschreibt die Einsatzrangfolge eines Kraftwerkssystems, die sich an den variablen Betriebskosten der Anlagen orientiert. In der Literatur werden auch die Begriffe Merit-Stack oder Supply-Stack verwendet. Merit-Order- bzw. Stack-Modelle sind die Basis von Fundamentalmodellen. vgl. Bokermann [Preisprognosen 2005], S. 194 ff.

[112] vgl. Klobasa/Ragwitz [CO2-Minderung im Stromsektor 2005], S. 3

[113] vgl. Haas/Redl [Änderung der Merit-Order 2007], S. 2

[114] vgl. Piasko [Strompreis 2003], S. 22 f.

[115] In Deutschland hat der Stromhandelskonzern RWE bis Ende 2001 Kraftwerkskapazitäten im Umfang von 3000 MWh und der Branchenkollege E.ON bis Ende 2002 Kraftwerke mit einer Leistung von 4175 MWh stillgelegt. vgl. Hellwig et al. [Perspektiven des Wettbewerbs 2004], S. 545

[116] vgl. Haas [Einflussparameter Strompreisentwicklung 2003], S. 5 f.

[117] Die ungleiche Umsetzung von EU-Richtlinien in den einzelnen europäischen Staaten – wie zum Beispiel eine gegenüber dem Ausland benachteiligende Zuteilung von CO2-Zertifikaten, eine Wettbewerbs verzerrende Umsetzung der Wasserrahmenrichtlinie oder andere preisverschärfende Belastungen der Ressource Wasser – bringen massive Standortnachteile für die Elektrizitäts-Branche mit sich. Dies führt in weiterer Konsequenz dazu, dass Kraftwerks-Investitionen im Inland noch teurer und unattraktiver werden und letztlich ins Ausland verlagert werden müssten. Dies wiederum würde sich in einem weiteren Rückgang der Erzeugung in Österreich niederschlagen. vgl. VEÖ [Ö E-Wirtschaft 2006], S. 19

[118] vgl. Baumgartner-Gabitzer [Strompreisentwicklung 2004], o. S.

[119] vgl. Haas [Einflussparameter Strompreisentwicklung 2003], S. 5 f.

Ende der Leseprobe aus 101 Seiten

Details

Titel
Management von Marktpreisrisiken im Stromgroßhandel
Hochschule
Karl-Franzens-Universität Graz
Autor
Jahr
2008
Seiten
101
Katalognummer
V274700
ISBN (eBook)
9783656666561
ISBN (Buch)
9783656666578
Dateigröße
1527 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
management, marktpreisrisiken, stromgroßhandel
Arbeit zitieren
Doktor Andreas Pschick (Autor), 2008, Management von Marktpreisrisiken im Stromgroßhandel, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/274700

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