Grundlagen und Entwicklungen des Stromgroßhandels in Deutschland. Entwicklungen in der Vermarktung erneuerbarer und konventioneller Kraftwerksleistung

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Der Wandel im Umfeld der Kraftwerksvermarktung
1.2 Die Vorhersage zukünftiger Entwicklungen und die Wahl einer Delphi-Studie
1.3 Ausgewählte Studien zum gewählten Themenkomplex

2 Relevante Grundlagen des Energiehandels
2.1 Der Stromgroßhandel
2.2 Die Geschäftsmodelle der Marktteilnehmer
2.3 Die Bedeutung verschiedener Handelsplattformen im deutschen Stromhandels
2.4 Der Spotmarkthandel an der EPEX Spot in Paris
2.5 Blockgebote an der EPEX Spot
2.6 Derivate: Forward, Future, Optionen und Realoptionen
2.7 Der Terminmarkthandel an der EEX in Leipzig
2.9 Die Vermarktung kurzfristiger Regelenergie
2.10 Die Finanzierung der Regelleistung über Bilanzkreise
2.11 Der Day-After-Markt
2.12 Dispatch und Redispatch der Kraftwerke, Einspeisemanagement
2.13 Optimierung des Kraftwerkeinsatzes
2.14 Derzeit prognostizierte zukünftige Preisentwicklungen
2.15 Diskussion des derzeitigen Marktmodells: Energy-Only-Market
2.16 Mangelnde Flexibilitätsvergütung und die politische Agenda

3 Die Vermarktung erneuerbarer Energien und das Förderregime des EEG
3.1 Die EEG-Einspeisevergütung
3.2 Die direkte Vermarktung erneuerbarer Energien nach Marktprämie des EEG
3.3 Weitere Vermarktungsformen innerhalb und außerhalb des EEG
3.4 Werden die erneuerbaren Energien durch die Marktprämie in den Markt integriert?
3.5 Die zukünftige Entwicklung des Förderregimes
3.6 Der Einfluss der Förderung erneuerbarer Energien auf die Großhandelspreise
3.7 Die Vermarktung erneuerbarer Energien und der kurzfristige Handel

4 Grundlagen der Kraftwerksvermarktung
4.1 Die Abgrenzung der Kraftwerksvermarktung
4.2 Die intrinsisch rollierende Vermarktung von Kraftwerken
4.3 Das Delta-Hedging in der Kraftwerksvermarktung
4.4 Das Risikomanagement
4.5 Die Organisation der Kraftwerksvermarktung
4.6 Kosten einer Handelsabteilung
4.7 Die informationstechnologische Unterstützung der Kraftwerksvermarktung
4.8 Virtuelle Kraftwerke als Trend in der Kraftwerksvermarktung
4.9 Das Outsourcing informationstechnologischer Prozesse

5 Relevante Rechtsakte der Finanzmarktregulierung
5.1 Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandels
5.2 Die europäischen Marktinfrastruktur-Regulierung
5.3 Die zweite Fassung der europäischen Finanzmarktrichtlinie

6 Vorstellung der Studienergebnisse
6.1 Der Verlauf der Studie
6.2 Die wachsende Relevanz der kurzfristigen Vermarktung
6.3 Interne Organisation der Kraftwerksvermarktung in den Unternehmen
6.4 Softwarelösungen für die Kraftwerksvermarktung
6.5 Die Politik und das Marktdesign
6.6 Abschlussfazit

7 Literaturverzeichnis

8 Anhang
8.1 Anschreiben erste Befragung
8.2 Fragebogen erste Befragung
8.3 Anschreiben zweite Befragung
8.4 Fragebogen zweite Befragung

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Handelsvolumen verschiedener Plattformen des Jahres 2012 in TWH, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013).

Abbildung 2: EEX-Preise als Funktion der Residuallast, Quelle: https://www.ffe.de/images/stories/wissen_tools/307_Merit_Order/Merit_Order_full.png

Abbildung 3: Mittlere Spotmarktpreise an der Epex Spot für Phelix-Day-Base in den Jahren 2007-2013 in €/MWh, Quelle: www.epex.com

Abbildung 4: Minimale und maximale Preise der EPEX Spot Stundenprodukte je Woche, Quelle: Mayer (2014), S. 10.

Abbildung 5: Handelsvolumina im Jahr 2012 für Terminprodukte an der EEX nach Erfüllungsjahr in TWh, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013), S. 108.

Abbildung 6: Forward-Preise für Grundlast in Deutschland in €/MWh, Quelle: http://www.greentechmedia.com//content/images/articles/German_Forward_Energy_Prices.png

Abbildung 7: Clean-Dark-Spreak Base und Clean-Spark-Spread Peak, Quelle: http://www.greentechmedia.com//content/images/articles/Germany_Gross_Margin_of_Power_Plants.png

Abbildung 8: Spark und Dark Spread Peak, Mai bis Juli 2014, in €/MWh, Quelle: Argus European Electricity, Issue 14-152, 1.8.2014, S. 2.

Abbildung 9: Vermarktungshorizont für Terminprodukte des Stromgroßhandels, eigene Darstellung.

Abbildung 10: Vermarktungshorizont des kurzfristigen Stromgroßhandels, eigene Darstellung.

Abbildung 11: Vermarktungshorizont unter zwei Tagen des Stromgroßhandels, eigene Darstellung.

Abbildung 12: Stromproduktion und Spotmarktpreise der 48. Kalenderwoche 2014, Quelle: Meyer (2014), S. 73. 2.8 Negative Preise im Stromgroßhandel am Beispiel der EEX Day-Ahead-Auktion

Abbildung 13: Ausmaß negativer Preise, Zeitraum von Oktober 2008 bis Januar 2014, Quelle: Götz (2014), S. 17.

Abbildung 14: Mittlere Leistungspreise Primärregelleistung in €/MW je Stunde, eigene Darstellung, Quelle: www.regelleistung.net.

Abbildung 15: Durchschnittswerte der bezuschlagten Leistungspreise für Sekundärreserve in den Jahren 2011 bis 2014, in €/MW je Stunde, eigene Darstellung, Quelle: www.regelleistung.net.

Abbildung 16: Durchschnittswerte der bezuschlagten Leistungspreise für Minutenreserve in €/MW je Stunde, eigene Darstellung, Quelle: www.regelleistung.net.

Abbildung 17: Merit-Order Sekundärregelleistung, eigene Darstellung, Quelle: www.regelleistung.net.

Abbildung 18: Merit-Order Sekundärregelleistung, 0-500 MW, eigene Darstellung, Quelle: www.regelleistung.net.

Abbildung 19: reBAP 01.02.2014, eigene Darstellung nach http://www.50hertz.com/Portals/3/Content/Dokumente/Energiebeschaffung/Regelenergie/Ausgleichsenergiepreise/201402_arbeitspreise_reBAP.CSV

Abbildung 20: Häufigkeitsverteilung der Ausgleichsenergiepreise in den Jahren 2011 und 2012, Quelle: Bundesnetzagentur (2013), S. 83.

Abbildung 21: Preisdauerlinie und Besterlös en einem Beispiel, Quelle: Ottersbach (2013), S. 67.

Abbildung 22: Kraftwerkeinsatzplan in stündlicher Granularität mit Spotmarkpotential, eigene Darstellung.

Abbildung 23: Gewinne im Stichjahr konventioneller Erzeugungseinheiten, Szenarioanalyse, Quelle: Frontier Economics (2014), S. 163.

Abbildung 24: Die durchschnittliche Festvergütung 2012 für jeweilige Inbetriebnahmejahrgänge, Quelle: BDEW (2014), S. 65.

Abbildung 25: Vermarktungsformen erneuerbarer Energien in den Jahren 2011 und 2012, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013), S. 37-39.

Abbildung 26: Einfluss von EE-Einspeisung auf die optimale Zusammensetzung des konventionellen Kraftwerkspark, Quelle: Fürsch et al (2012), S. 9.

Abbildung 27: Residuallastrampen bei hoher Einspeisung von Photovoltaik und Windkraft,

Abbildung 28: Der extrinsische und intrinsische Wert verschiedener Kraftwerkstechnologien,

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Handelsvolmen der Strombörsen des Marktgebietes Deutschland und Österreich in TWh/Jahr, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013), EEX (2014), Epex Spot (2014c)

Tabelle 2: Gebote am Day-Ahead-Markt der Epex Spot im Jahr 2012, in TWh, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013), S. 102.

Tabelle 3: Flexibilität thermischer Kraftwerke, eigene Darstellung, Quelle: Ireneusz (2013), S. 30.

Tabelle 4: Organisation des Energiehandels, eigene Darstellung.

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Das Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, relevante Entwicklungen in der Vermarktung elektrischer Energie aus Kraftwerken auf der Ebene des Großhandels und im Umfeld der deutschen Energiewende vor dem Hintergrund rasanter Fortschritte in der Entwicklung der Informationstechnologie (IT) zu erkennen und zu beschreiben.

Die Verwendung von IT ist inzwischen integraler Bestandteil der Vermarktung von Erzeugerleistung und ist in diesem Sinne explizit zu betrachten. Wichtige Entwicklungen wie die inzwischen mögliche Bearbeitung riesiger Datenmengen oder die mögliche Auslagerung von Teilen der IT-Infrastruktur¹ werden im Rahmen dieser Arbeit in ihren Auswirkungen für die Vermarktung von Erzeugerleistung untersucht werden.

Die Relevanz des gewählten Themas ergibt sich aber nicht nur aus den enormen Veränderungs- und Innovationsprozessen im Bereich der Informations- und Kommunikationstechnik, sondern auch auf Basis der mit der Energiewende einhergehenden umfassenden Anpassungs- und Veränderungsprozesse der Energiewirtschaft. Diese Prozesse sind überdies vor dem Hintergrund einer vor nicht mehr als vor zwei Dekaden angestoßenen Liberalisierung der Energiemärkte und den sich weiterhin ergebenden politischen und regulatorischen Anpassungsprozessen, insbesondere in Folge der Wirtschafts- und Finanzkrise ab dem Jahr 2007 anzuschauen. Diese enormen Veränderungen werden weiter begleitet von innovativen Entwicklungen im Bereich Energietechnik, gerade vor dem Hintergrund der deutschen Energiewende beziehungsweise generell einer nachhaltigen Energieversorgung. Aufgrund der gegenseitigen Beeinflussung der Prozesse ist eine sinnvolle Abschätzung der sich ergebenden Folgen für die Vermarktung konventioneller und erneuerbarer Kraftwerksleistung gewinnbringend. Der Begriff Kraftwerksvermarktung beschreibt in dieser Arbeit den optimierten Vertrieb elektrischer Energie, sowohl aus konventioneller als auch aus erneuerbarer Energieumwandlung.

In der weiteren Einführung wird sowohl das thematische als auch das wissenschaftliche Umfeld dieser Arbeit bestimmt. Das thematische Umfeld ist vor dem Hintergrund aktueller und der eben aufgeführten politischer, technischer und wirtschaftlicher Veränderungsprozesse zu bestimmen. Im Anschluss folgt eine Erläuterung der Grundlagen des gewählten Studiendesigns. Am Ende des ersten Abschnittes werden andere, ausgewählte Studien zur Darstellung des aktuellen Forschungsstandes in kurzer Form dargestellt. Die Grundlagen des Energiegroßhandels werden im dann anschließenden Kapitel unter besonderer Berücksichtigung aktueller und zukünftiger Entwicklungen dargelegt. Die nachfolgenden Kapitel behandeln die Vermarktung erneuerbarer Energien vor dem Hintergrund des Förderregimes des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und die Grundlagen der operativen Kraftwerksvermarktung. Ergänzend sollen dann die regulatorischen Veränderungen beschrieben werden. Abschließend werden die Studienergebnisse vorgestellt und diskutiert.

1.1 Der Wandel im Umfeld der Kraftwerksvermarktung

Im Rahmen der Stromerzeugung² wurde im 20. Jahrhundert vor allem die aus der Verbrennung der fossilen Rohstoffe³ Erdöl, Erdgas und Kohle gewonnene thermische Energie über die Umwandlung mechanischer in elektrische Energie zur Stromerzeugung genutzt. Diese Form der Erzeugung elektrischer Energie wird aufgrund seiner historischen Bedeutung konventionell genannt und geht einher mit beachtlichen Umweltemissionen im Rahmen der Verbrennungsprozesse. Insbesondere hohe Kohlendioxidemissionen werden in direkten Zusammenhang mit einem anthropogenen Klimawandel gesetzt und begründeten wesentlich die politisch geförderte Hinwendung zu einem Ersatz konventioneller Energieträger durch erneuerbare Energien (EE). ⁴ Der Begriff Energieträger beschreibt, dass der Energiegehalt für Energieumwandlungsprozesse nutzbar ist. Mit erneuerbaren Energien werden Energieträger bezeichnet, die im Rahmen des menschlichen Zeithorizonts praktisch unerschöpflich zur Verfügung stehen. Als erneuerbare Energien gelten die Windenergie, die Sonnenenergie, die Wasserkraft, die Geothermie sowie die Verbrennung nachwachsender Rohstoffe.⁵ Langfristig ist eine Senkung des anthropogenen CO2-Ausstoßes um 80-95%, so der Energiefahrplan 2050, ein Dokument zur strategischen Planung der europäischen Energiepolitik, vorgesehen.⁶ Die Bundesregierung hat im Rahmen ihres Energiekonzeptes das gleiche Ziel aufgestellt.⁷

Die mit der Energiewende einhergehenden Folgen für die Vermarktung elektrischer Energie lassen sich jedoch nur unter Rückgriff auf die von der Europäischen Union angestoßenen Liberalisierung der Strommärkte verstehen. Die Entwicklung eines freien Marktes mit Angebot und Nachfrage im Rahmen einer desintegrierten Wertschöpfungskette⁸ wurde erfolgreich mit der Richtlinie 96/92/EG angestoßen und wirkt bis heute nach. ⁹ Eine detaillierte Beschreibung des heutigen Strommarktes wird im zweiten Kapitel dieser Arbeit erfolgen.

Die wachsende Integration erneuerbarer Energien in ein vormals auf konventionellen Energieträgern basierendes System elektrischer Energieerzeugung hatte und hat zu umfangreichen Veränderungsprozessen geführt. Sonneneinstrahlung und Wind, die Energieträger der beiden in Deutschland im Rahmen der Energiewende relevanten erneuerbaren Energien sind aufgrund natürlicher Gegebenheiten nicht konstant verfügbar. In Konsequenz ist auch die aus ihnen erfolgende Stromerzeugung unbeständig. Für Strom allerdings gilt, dass physikalisch bedingt die Notwendigkeit einer stets ausgeglichenen Bilanz von Stromerzeugung und Stromverbrauch bei ausreichender Netzkapazität notwendig ist. Die Speicherung von Strom ist derzeit nur bedingt wirtschaftlich. Eine Ausnahme bildet die Speicherung in Pumpspeicherkraftwerken sowie neue Entwicklungen in der Batterietechnik.

Aus der wachsenden Bedeutung der Photovoltaik und der Windenergie hat sich damit ein von variablen Kosten befreites, jedoch stark volatiles¹⁰ Stromangebot entwickelt. Diese Entwicklung hat enorme und in dieser Arbeit zu besprechende Folgen für die in der Vermarktung erzielbaren Erlöse und einhergehend direkt für die Vermarktung konventioneller Stromerzeuger. Einhergehend mit einem sehr niedrigen Preisniveau aufgrund des Überangebotes konventioneller Kraftwerksleistung führt die veränderte Volatilität der Strompreise zu einer Reduktion der Erlöse konventioneller Kraftwerksleistung und damit zu einer Erhöhung der Anforderungen in Flexibilität und Effektivität. Flexibilität ist erforderlich, um auf die durch Einspeiseschwankungen verursachten Preisvolatilitäten insbesondere technisch mit einer schnellen Anpassung der Kraftwerksleistung reagieren zu können. Effektivität ist notwendig, denn nur niedrige Erzeugungskosten ermöglichen bei dem aktuell sehr niedrigen Preisniveau Profitabilität.

Darüber hinaus verändert sich das Förderregime für die erneuerbaren Energien. Nach langjähriger fester Einspeisevergütung, also der garantierten Abnahme und festen Vergütung des erzeugten Stroms durch den zuständigen Netzbetreiber, wurde im Jahr 2012 über eine Novelle des Erneuerbare-Energie-Gesetzes eine Prämie für die direkte Vermarktung der erzeugten EE-Strommengen eingeführt. Politisch ist es klar, dass mit der geplanten Einführung technologiespezifischer Ausschreibungen Ende des Jahres 2016 die garantierten festen Einspeisevergütungen für neue Anlagen auslaufen werden. ¹¹ Die Einbindung der Erneuerbaren Energien in das Rahmenwerk des normalen Strommarktes und damit der direkten Vermarktung ist dementsprechend unumgänglich. Im Gegensatz zur konventionellen Energieerzeugung bedeutet dies die Integration einer großen Menge dezentraler und nur begrenzt steuerbarer Erzeugungsanlagen in die Vermarktungsprozesse. Die dargebotsabhängige Vermarktung der erneuerbaren Energien - gefördert, ohne variable Kosten und nur stark eingeschränkt flexibel - unterscheidet sich ganz klar von der Vermarktung großer konventioneller Energieerzeuger. Die Ebene der Vermarktung allerdings, das Ziel der Erlösmaximierung im Großhandel, wird für konventionelle und erneuerbare Kraftwerksleistung in Zukunft dieselbe sein.

Neben dem Wandel der Erzeugerstruktur verändern innovative Entwicklungen in der Energietechnik und von der Politik forcierte Veränderungen des Energie- und Marktes das Umfeld der Kraftwerksvermarktung.

Innovative Entwicklungen, beispielsweise in den Bereichen Energiespeicher¹², die Bündelung der Vermarktung mehrerer Erzeuger in virtuellen Kraftwerken, das sogenannte Lastmanagement, das Auslesen und die Steuerung von Netzanschlüssen per sogenannter Smart Meter¹³, innovative Lösungen der Bereitstellung von Systemdienstleistungen für das Stromnetz, die intelligente Steuerung der Stromnetze und weitere energietechnische Entwicklungen und Veränderungen gilt es sinnvoll in ein marktfähiges Konzept nachhaltiger Stromversorgung zu integrieren. Und letztendlich beschränkt sich die Energiewende nicht auf die Stromversorgung, sondern umfasst ebenso die Bereiche Mobilität und Wärme. Aufgrund der prinzipiell möglichen Umwandlung der Energieformen werden nicht nur die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme oder die Elektromobilität die Sektoren des Bereiches Energie in Zukunft näher aneinander bringen.

Für die Politik ist der Handlungsbedarf ebenfalls enorm. Es gilt, die Energiewende im Rahmen der europäischen Klimapolitik kosteneffizient, effektiv und vor allem erfolgreich zu gestalten. Denn die Energiewende ist „mit beträchtlichen Herausforderungen für Effizienz und Versorgungssicherheit verbunden“.¹⁴ Die Gewährleistung von Kontinuität für alle Akteure im kontinuierlichen Wandel ist wesentlich. Neben der Förderung der erneuerbarer Energien, dem Anpassen der Übertragungs- und Verteilernetze und der Reform des europäischen Emissionshandels gilt es, die Energiewende derzeit vor allem mit einem tragfähigen Strommarktdesign zu stabilisieren.

Insgesamt beeinflussen die besagten Veränderungen die Geschäftsmodelle in der Energiewirtschaft erheblich. „Today´s power utilities market is facing major disruption. The magnitude of near and mid-term challenges is immense“.¹⁵ Diese externen Veränderungen erzwingen interne Anpassungs- oder Veränderungsprozesse¹⁶ und verlangen gleichzeitig nach innovativen und gestalterisch aktiven Konzepten. Diese Arbeit möchte einen Beitrag zur aktiven Gestaltung der Veränderungsprozesse insbesondere unter Rückgriff auf innovative IT-Konzepte leisten.

1.2 Die Vorhersage zukünftiger Entwicklungen und die Wahl einer Delphi-Studie

Wissende vorhersagen nicht, Vorhersagende wissen nicht. 智者不博，博者不智。Leotse

In Zahlen beschriebene, quantifizierte Sachverhalte lassen sich auf Basis mathematischer Gesetze und Formeln nutzen, um verifizierbare Vorhersagen zu treffen. Wenn Gesetze den Verlauf zukünftiger Entwicklungen bestimmen, dann sind diese Vorhersagen durchaus belastbar. Diese Art der Prognostizierung wird als quantitative Methode beschrieben. Als Gegenstück zur quantifizierten Beschreibung eines Sachverhaltes steht die Erfassung der Gesamtheit der charakteristischen Eigenschaften, die Qualität. Diese erfolgt im Wesentlichen sprachlich. Qualitative Methoden werden vor allem genutzt, um Tatbestände die aufgrund ihrer Komplexität nicht quantifizierbar sind, zu erfassen.¹⁷ Die Prognose auf Basis qualitativer Methoden, also sprachlich erfasster Sachverhalte, ist schwierig und obliegt dem Menschen.

Für den Themenbereich dieser Arbeit, für die Kraftwerksvermarktung, lassen sich einige zukünftige Entwicklungen durchaus im Rahmen einer Zahlenanalyse erkennen. Wenn solche Datenbestände zugänglich sind, dann sollen sie auch im Rahmen dieser Arbeit verwendet werden. Weil die Kraftwerksvermarktung ein komplexes System ist, welches viele neue Entwicklungen aus anderen Bereichen aufnimmt, lassen sich wichtige Entwicklungen, Strukturbrüche und neue Ereignisse quantitativ kaum beschreiben. ¹⁸ Die gestaltete Zukunft¹⁹ lässt sich nur skizzieren, insofern beeinflussende Entwicklungen und relevante Probleme erkennbar sind. Um diese zu erkennen und um mögliche Antworten und Entwicklungen zusammenzutragen, wurde im Rahmen der Möglichkeiten dieser Studie das Instrument der Delphi-Methode aus dem Bereich der qualitativen Prognoseverfahren gewählt. ²⁰

Die Delphi-Methode ist ein meist mehrstufiges Befragungsverfahren. Unter Inanspruchnahme von Expertenwissen sollen Prognosen durch eine wiederholte Befragung in ihrer Qualität verbessert werden. Ob sich im Rahmen einer Prognose wirklich eine bessere Prognosequalität im Vergleich zu anderen Methoden einstellt, ist in der Forschung weiterhin nicht geklärt. Insgesamt wird diese Methode jedoch positiv bewertet. ²¹ Der Rückgriff auf Experten ist für ein allgemein unbekanntes und komplexes Thema wie die Kraftwerksvermarktung notwendig, ansonsten lassen sich leider kaum sinnvolle Aussagen treffen. Generell wird den Experten eine größere Menge abrufbarer Erfahrungen und Einflussfaktoren unterstellt, eine letztendlich fundierte wissenschaftliche Grundlage für die Wahl von Experten existiert nicht.²²

Im Rahmen dieser Studie wird eine qualitative Befragung zur Ideenaggregation möglicher Entwicklungen erfolgen. ²³ Diese werden nachfolgend im Rahmen einer zweiten Befragung von den Experten nach Ihrer Relevanz beurteilt. Das Studiendesign entspricht zwar einem typischen Vorhersage-Delphi²⁴, es wurde aber bewusst Abstand von der Quantifizierung bestimmter Sachverhalten wie der Schätzungen des Eintrittszeitpunktes, prozentuale oder absolute Mengen etc. genommen. Die Studie zielt damit vor allem auf die Vorhersage neuer Entwicklungen und Strukturbrüche ab.

In der zweiten Fragerunde wird auf eine Kompetenzfrage zur subjektiven Einschätzung des eigenen Sachverstandes im Rahmen der Beantwortung einzelner Fragebereiche verzichtet; die berufliche Position setzt dieses als Basis der Befragungsgesamtheit voraus.²⁵ Eigentlich ist eine Kompetenzfrage im Rahmen von Delphi-Studien üblich und dient der Relativierung sowohl nicht fundierter Antworten als auch der subjektiven Exaktheitsverpflichtung der Teilnehmer.²⁶ In den erstellten Befragungen besteht die Möglichkeit, Kommentare zu erstellen. Diese Möglichkeit stärkt das diskursive Element der Studie.

Der Fragebogen wurde im Rahmen eines Probegesprächs getestet. Es gilt: „If you don´t have the resources to pilot test your questionnaire, don´t do the study“.²⁷ Von Bedeutung im Pretesting waren vor allem die Verständlichkeit, Probleme bei der Aufgabenstellung, Interesse und Wohlbefinden, Häufigkeitsverteilung der Antworten und die für die Umfrage notwendige Zeitdauer.²⁸

Für die Auswahl der Experten dieser Studie wurden Gruppen ausgewählt, die sich aufgrund ihrer Tätigkeit im besagten Gebiet auskennen und die Bedingung einer breiten Streuung und einer interdisziplinären Zusammensetzung erfüllen. Adresslisten wurden dann im Rahmen der Recherchen für diese Arbeit erstellt und unter Zuhilfenahme einer bekannten Internetsuchmaschine ergänzt. Als relevante Fachgruppen für die Kraftwerksvermarktung wurden Softwareanbieter im Bereich Energiehandel und Kraftwerksvermarktung, direkt an der Vermarktung beteiligten Unternehmen, dem Themengebiet hinzuzurechnende Verbände, wissenschaftliche Institute und relevante Beratungsfirmen ausgewählt.

Ein weiterer Aspekt der Studiengestaltung war die Überlegung, eine Differenzierung von technologischen und organisatorisch-konzeptionellen Entwicklungen in das Studiendesign zu integrieren, um der Technologielastigkeit anderer Studien zu entgehen. ²⁹ Ausschlaggebend für die Nichtberücksichtigung dieser Differenzierung waren letztendlich die Notwendigkeit einer fortlaufenden doppelten Nennung, die unklare logische Integration in den Schwerpunkt IT sowie die Abdeckung organisatorischer Veränderungen im Rahmen der Schwerpunktbefragung.

Die der sehr allgemeinen Fragestellung nachfolgenden Schwerpunkte der ersten qualitativen Befragung dienen dem Abruf des Expertenwissens für einige als relevant erachteter Treiber der Entwicklungen in der Kraftwerksvermarktung. Die Wahl der drei Einflussbereiche Politik, Markt und Technik/IT basiert auf der im Eingangskapitel nachgezeichneten Analyse relevanter Einflussfaktoren auf ein sich stark wandelndes Marktumfeld einhergehend mit der Berücksichtigung makroökonomischer Einflussfaktoren und interner Veränderungsprozesse³⁰. Die im Rahmen der Fragestellung implizite Relevanzprüfung soll es den Probanden ermöglichen, den genannten Bereich auch als unwesentlich für zukünftige Entwicklungen zu erklären. Der erstellte Fragebogen sowie das dazugehörige Anschreiben sind dem Anhang dieser Arbeit beigefügt.

1.3 Ausgewählte Studien zum gewählten Themenkomplex

Im Bereich aktueller Energiethemen gibt es zahlreiche Studien. Praktisch jeder mögliche Beitrag zur Energiewende wird mannigfach beleuchtet, hinzukommen zahlreiche Machbarkeitsstudien, Problemanalysen oder auf derzeitigem Kenntnisstand und quantitativen Datensätzen basierende Prognosen. Einige dieser Studien sind im Bereich der Kraftwerksvermarktung durchaus relevant, aber schier aufgrund der enormen Menge kann hier kein Abriss bekannter Studien erfolgen. An dieser Stelle werden stattdessen aufschlussreiche und thematisch naheliegende Delphistudien oder Zukunftsstudien mit direktem Bezug zur Kraftwerksvermarktung, beispielhaft vorgestellt.

Die Delphistudie „Wie entwickelt sich der Deutsche Energiemarkt in 10 Jahren“ (2013) widmet sich dem Thema Energiemarkt aus der Perspektive der Energiewende im Jahr 2023. Wesentliche Erkenntnisse sind der gravierende Wandel des Energiemarktes, die kontinuierliche Bedeutung fossiler Energieträger und wachsende Bedeutung erneuerbarer Energien, die langsame Integration neuer Technologien im Bereich der Energieversorgung und Energieeffizienz sowie ein insgesamt starker politischer Handlungsbedarf und die kontinuierliche Bedeutung kommunaler Energieversorger bis 2023.³¹

Die insgesamt aufwändig angelegte Delphi-Studie über die „Zukunft und Zukunftsfähigkeit der Informations- und Kommunikationstechnologien und Medien“ (2009) beschreibt ganz allgemein die zunehmende Durchdringung und Bedeutung von Informations- und Kommunikationstechnologien in allen privaten und beruflichen Lebensbereichen.³² Im Bereich der Stromversorgung wird die Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT) zur Gewährleistung von Versorgungssicherheit und effizienter Energienutzung unabdingbar sein. Bereits Im Jahr 2024 werden sich, so die Experten, eine von IKT durchdrungene moderne technische Infrastruktur, bidirektionaler Handel, Smart Meter und Smart Grids durchgesetzt haben. ³³

Die Kurzstudie „Die Energiewende – Herausforderungen für Politik und Unternehmen“ (2014) nennt als größte Herausforderungen der Energiewende für Unternehmen die politische Unsicherheit, die angespannte Erlössituation in der Erzeugung und den Ausbau der Erzeugung sowie der Netze. Der Handlungsdruck für die Energieversorger besteht strategisch vor allem in der Diversifikation, aber substantiell auch in Kooperationen und Spezialisierungen. ³⁴

Die Studie „Strategiewende zur Energiewende?“ (2013) beschreibt die Lage der Stadtwerke und anderer kleinerer und mittlerer Energieversorger aufgrund politischer Unsicherheiten und eines negativen Geschäftsklimas als schlecht. Im Bereich der Stromerzeugung waren die Stadtwerke generell wenig engagiert und wenn, dann vor allem im Bereich konventioneller Energieerzeugung. Im Bereich erneuerbare Energien³⁵ besitzen die Stadtwerke gerademal einen Eigentümeranteil von 10 Prozent, ein Ausbau ist geplant.³⁶ Eigene Erzeugungsanlagen dienen weiterhin hauptsächlich der Absicherung gegenüber den Risiken stark volatiler Strompreise. Virtuelle Kraftwerke, die Direktvermarktung erneuerbarer Energien oder dezentraler Erzeugerleistung auch als Regelleistung gewinnen insgesamt an Bedeutung, sind aber für kleine und mittlere Stadtwerke in vielen Fällen noch zu kapitalintensiv. Das Lastmanagement ist ein Nischenthema und derzeit nur relevant für etwa 10 Prozent der Stadtwerke. Kooperationen sind vor allem im Bereich der Energiebeschaffung gängig, bereits 30% der Unternehmen nutzen diese Form der Optimierung der Beschaffungskosten. Zunehmendes Datenvolumen werden auch in dieser Studie konstatiert, insbesondere eine Konsequenz der Einführung des Smart Meter und der integrativen Verknüpfung der Daten der einzelnen Wertschöpfungsstufen treiben die IT Entwicklung an. Die geringe Verlässlichkeit der Politik und kontinuierliche regulatorische und marktorganisatorische Anpassungserfordernisse im Strommarktdesign haben die inhärente Innovationskraft der Stadtwerke gelähmt. Um die Anforderungen und Wirtschaftlichkeitsziele zu erfüllen, beabsichtigen die Stadtwerke vor allem, die eigenen Prozesse zu optimieren und ihr Produktportfolio auszuweiten. ³⁷

Eine Marktanalyse der IKT-Anwendungsbreiche im Auftrag des Landes Nordrhein-Westfalen (2009) sieht die wichtigsten Anwendungen der Energiebranche alle an Bedeutung gewinnen. Die wichtigsten Anwendungen sind Datenbeschaffung und –analyse, Energiedatenmanagement und die elektronische Abrechnung. Die Erfassung von Energiedaten folgt an vierter Stelle, ihr wird ein hoher Relevanzgewinn prophezeit. Noch auf konzeptioneller Ebene sind das Störfallmanagement, Mess- und Abrechnungssysteme sowie Energiehandel/Marktinformation und die IT-Sicherheit von besonderer Bedeutung. Im Bereich technischer Neuerungen wurden die Datenintegration, die IT-Sicherheit und die Breitbandanbindung als sehr bedeutend eingeschätzt.³⁸

Bearing Point und das IAEW erkunden in ihrer auf Experteninterviews und einer schriftlichen Befragung basierenden Studie die "Einsatzmöglichkeiten von Cloud Computing in der Energiewirtschaft" (2013).

Die Studie stellt in ihrer Zusammenfassung folgende Kernthesen auf:

- Kommunikationsbedarf und Datenmengen nehmen zu.
- kleine Marktteilnehmer können von den Vorteilen der Skalierbarkeit und Kostenreduktion der Cloud profitieren.
- die Cloud kann in der Marktintegration erneuerbarer Energien hilfreich sein.
- im Bereich steuerbarer und fernkontrollierbarer Netze sowie Erzeuger und Verbraucher bremsen mangelnde Datensicherheitskonzepte und technologische Lösungen die Entwicklung.
- im Bereich Stromvertrieb und Endkundengeräte wird das Cloud Computing positiv bewertet. ³⁹

2 Relevante Grundlagen des Energiehandels

Der folgende Teil dieser Arbeit soll die aktuellen Entwicklungen des Stromgroßhandels beschreiben. Die Darstellung wird um wichtige ergebnisrelevante Faktoren im Bereich Finanzen sowie Strommarkt erweitert. Besondere Berücksichtigung soll aktuellen und zukünftigen Entwicklungen vor dem Hintergrund der Kraftwerksvermarktung eingeräumt werden.

2.1 Der Stromgroßhandel

Die genannte, physisch begründete Eigenheit des Strommarktes, die Gleichzeitigkeit von Verbrauch und Erzeugung bei netzabhängiger Lieferung, führt zu den folgenden Besonderheiten des Strompreises:

- Saisonalitäten. Die Strompreise sind mittelfristig von saisonalen Begebenheiten wie Jahreszeiten oder Feiertagen und kurzfristig von deutlichen Tages- und Wochenmustern geprägt.
- Variable, nicht standardisierbare Volatilitäten. Extremen Preisspitzen. Die bei hoher Residuallast sehr steile Grenzkostenkurve kann zu extrem hohen Preisen führen.
- Mean Reversion. Langfristig sind die Preise auch aufgrund der Möglichkeit, andere Energieträger zu nutzen, auf einem gleichen Niveau. Kurzfristig gilt dies aufgrund der zumindest kurzfristigen Kontinuität der Grenzkostenkurve als auch der Nachfrage.⁴⁰

Seine wesentliche Bedeutung erlangte der Stromgroßhandel in Europa erst im Zuge der Liberalisierung. Vor der Liberalisierung wurde nur Energie zur Gewährleistung der Bilanzgleichheit in relevanten Mengen gehandelt. Die Stromversorgung war damals in Gebietsmonopolen organisiert. Derzeit ist der Handel von Strom sowohl langfristig auf Jahre in der Zukunft als auch kurzfristig bis zur unmittelbaren Lieferung möglich. Prinzipiell gilt, dass langfristig gehandelte Produkte auch größere Zeitabschnitte für die Lieferung umfassen. Analog zum Finanzmarkt konnte sich die Unterscheidung in zwei Formen von Handelsplätzen durchsetzen. Neben den Strombörsen⁴¹ ist der sogenannte Over-The-Counter-Handel (OTC)⁴², der außerbörsliche Handel, etabliert.

Der außerbörsliche Handel ist in seiner Gestaltung flexibler, die Produktpalette reicht über die Standardprodukte der Strombörsen hinaus. Neben den auch dort überwiegend gehandelten Standardprodukten werden ebenfalls stundenscharfe Fahrpläne gehandelt. ⁴³ Andere Produkte sind auch dort eher unüblich. Ein weiterer wesentlicher Unterschied der Handelsformen liegt im Kontrahentenausfallrisiko, welches an der Börse durch die Übernahme des Ausfallrisikos weitgehend entfällt.⁴⁴ Im außerbörslichen Handel ist nicht die Börse, sondern sind Käufer und Verkäufer untereinander Handelspartner. Die Vertragsgrundlage stellt dabei fast ausschließlich der sogenannte EFET-Rahmenvertrag dar.⁴⁵ Über das Zustandekommen des Handelsgeschäftes, bilateral oder intermediär, ist der außerbörsliche Handel zu differenzieren. Direkte, oftmals telefonisch abgewickelte Verhandlungen wurden in ihrer wesentlichen Bedeutung von großen, börsenähnlichen Internetplattformen abgelöst. Die Zukunft liegt aufgrund ihrer Flexibilität, Effektivität, Transparenz, Liquidität und einfachen Zugänglichkeit aller Voraussicht nach bei den Internetplattformen. ⁴⁶

2.2 Die Geschäftsmodelle der Marktteilnehmer

Verschiedene Faktoren lassen sich zur Unterscheidung der Marktteilnehmer heranziehen. Ausgangspunkt der Handelstätigkeit sind natürlich die sich aus der Liberalisierung ergebenden Anforderungen der desintegrierten Wertschöpfungskette und damit der grundsätzlich freien Inanspruchnahme der Netze. Ganz grundsätzlich lassen sich aus dem Volumen, der Risikobereitschaft und aus der physischen oder finanziellen Basis der Handelstätigkeit sinnvolle Rückschlüsse auf das Geschäftsmodell eines Marktteilnehmers ziehen. Für Industriekunden und kleine Energieversorgungsunternehmen stehen der Einkauf und seltener der Verkauf im Rahmen einer strukturierten Beschaffung im Vordergrund. Geringe Volumen gehen hier meist mit einer geringen Risikobereitschaft einher. Allerdings existiert mit der Wahl des Transaktionszeitpunktes bei sich ändernden Preisen immer ein Risiko. Über die Unter- und Überdeckung des Portfolios gehen die Marktteilnehmer weitere, noch grundsätzlich physisch begründete Risikopositionen ein.

Ein Derivat ist ein Finanzinstrument, dessen Wert sich von einem zugrundeliegenden Basiswert ableitet.⁴⁷ Relevante Basiswerte im Energiegroßhandel sind die Preise für Energieressourcen, Strom und Wärme sowie Emissionszertifikate. Über die Integration von Derivaten lassen sich die Portfolios in ihren Risiken nach eigenen Wünschen gestalten. Die Akteure sind meist mittlere Energieversorgungsunternehmen und Energiedienstleister. Die bewusste Risikoübernahme oder die Sammlung von Risikopositionen sowie das Eingehen nicht mehr physisch begründbarer, spekulativer finanzieller Risikopositionen steckt das obere Spektrum der Marktteilnehmer ab. Im Finanzbereich können Arbitragegewinne, also Gewinne die auf zeitlichen und örtlichen Preisdifferenzen beruhen, für Banken und große Energieunternehmen einen Handelsanreiz bieten.⁴⁸ In diesem Zusammenhang muss die marktdominierende Stellung der vier großen deutschen Energieversorger EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall genannt sein, die bei sinkenden Anteilen im Jahr 2013 noch für über 74% der Erzeugermengen verantwortlich gewesen sind.⁴⁹ Weitere traditionell große Marktteilnehmer sind die großen Energieversorger, große Ölgesellschaften und Handelshäuser. Sie sorgen aufgrund ihrer Größe für Liquidität im Markt und können sich dies als sogenannte Market-Maker auch vergüten lassen.⁵⁰

2.3 Die Bedeutung verschiedener Handelsplattformen im deutschen Stromhandels

Generell wird zwischen den sogenannten Termin- und Spotmärkten unterschieden. Der Terminmarkt ermöglicht den heutigen Handel für eine Lieferung in der Zukunft. Die zeitliche Auflösung in einzelne handelbare Produkte korreliert mit dem Lieferzeitpunkt. Lieferungen über ein ganzes Jahr werden mehrere Jahre, Lieferungen für einen vollen Tag zwei Wochen im Voraus gehandelt. Im Terminmarkt wird zwischen den Produkten Base, einer kontinuierlichen Lieferung in Grundlast und Peak, einer Lieferung von 8:00 Uhr bis 20:00 Uhr in Spitzenlast, unterschieden. Am Spotmarkt werden der folgende (Day-Ahead) und der aktuelle (Intraday) Tag, inzwischen bis zur einzelnen Viertelstunde aufgelöst, gehandelt.

Für das gemeinsame Marktgebiet Österreich und Deutschland sind drei Börsen verantwortlich, denn aufgrund ausreichender Netzkapazitäten ist der Handel für alle deutschen Bilanzkreisverträge in Österreich uneingeschränkt möglich.

Der kurzfristige Handel ist an der Epex Spot in Paris oder an der EXAA in Wien möglich, der langfristige Handel findet an der EEX in Leipzig statt. Die folgende Abbildung zeigt, dass das Handelsvolumen an den Börsen in den letzten Jahren deutlich gesteigert werden konnte.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Handelsvolmen der Strombörsen des Marktgebietes Deutschland und Österreich in TWh/Jahr, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013), EEX (2014), Epex Spot (2014c)

Auskünfte und belastbare Aussagen zu den Handelsvolumina im OTC-Bereich sind schwierig zu erlangen. Da keine zentrale Handelsplattform existiert, werden die Handelsdaten, bilateral als auch multilateral, derzeit nur im Rahmen einer freiwilligen Erhebung aggregiert. Auch die Erhebung der Bundesnetzagentur ist freiwillig und basiert auf signifikanten Schätzungen. Des Weiteren können die jeweiligen Terminprodukte mehrfach umgeschlagen oder finanziell wie physisch erfüllt werden, für den kurzfristigen Spothandel gilt dies nicht. Beide Sachverhalte erschweren die Interpretation und den Vergleich der Handelsvolumina von Termin und Spot. Im Vergleich zwischen OTC und Börse kommt hinzu, dass außerbörsliche Geschäfte zur Risikominderung an die Börse überführt werden. Dies wird als Clearing bezeichnet. Die folgende Abbildung zeigt die Handelsvolumen verschiedener Plattformen im Jahr 2012. Hierbei zeigt sich der OTC Terminhandel mit deutlich überragenden Handelsvolumina. Im kurzfristigen Handel ist auf die weiteren Zugewinne der EPEX Spot Börse hinzuweisen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Handelsvolumen verschiedener Plattformen des Jahres 2012 in TWH, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013).

Aufgrund anderer Erhebungsmethoden beträgt die außerbörslich gehandelte Menge im Jahr 2013 5930 TWh. Der interne Handel großer Unternehmen ist in diesem Fall nicht abgebildet. Signifikante Handelsmengen bestehen für das Folgejahr (3263 TWh) und für das laufende Jahr mit einem Erfüllungszeitraum ab einer Woche (1611 TWh). Der kurzfristige Handel mit Erfüllungszeiträumen unter sechs Tagen ist mit 121 TWh unbedeutend.⁵¹

Steigende Handelsvolumina des Börsenhandels korrespondieren mit von einem sehr hohen Niveau ausgehend sinkenden Volumina im OTC-Handel. Aber nicht nur die Handelsvolumina, auch die Anzahl der Handelsteilnehmer an den Börsen hat sich seit dem Jahr 2007 deutlich erhöht.⁵² Die Teilnehmerliste der EEX (EPEX Spot)⁵³ führt zum Beispiel 49 (77) für den Stromhandel registrierte Handelsteilnehmer auf.

2.4 Der Spotmarkthandel an der EPEX Spot in Paris

Grundlage für den Stromhandel ist die sogenannte Day-Ahead-Auktion, eine tägliche Spotmarktauktion für den nächsten Tag an der Börse EPEX Spot SE in Paris. Die Auktionierung erfolgt in Stundenkontrakten und über das Prinzip der Merit-Order, das heißt der Preisfestsetzung auf Basis des höchsten zur Erfüllung der preisunbegrenzten⁵⁴ Nachfrage notwendigen Gebotes. Der Strompreis wird also durch das letzte notwendige Angebot definiert und ist damit identisch für alle nachgefragten MWh. Dieser Preis wird auch als Markträumungspreis (Market-Clearing-Price) bezeichnet.

Der Anbieter konventioneller Kraftwerksleistung bildet sein Angebot vor allem aus den erforderlichen variablen Kosten pro Megawattstunde. Ein günstigerer Preis zieht automatisch einen finanziellen Verlust nach sich und kann dementsprechend nur im Rahmen von Notwendigkeiten wie z.B. der Mindestlast oder eines Wärmebedarfes eingegangen werden. Die fixen Kosten, also das Einspielen unvermeidlicher Ausgaben wie Kapitalkosten und Löhne, werden an all den Zeiten eingespielt, an denen das vermarktete Kraftwerk nicht das preissetzende Kraftwerk ist. Ein strategischer Aufschlag wird zwar teilweise in der Literatur diskutiert, in normalen Marktsituationen konnte er aber bisher nicht nachgewiesen werden. Dies wäre auch problematisch, denn das Bundeskartellamt interpretiert das Anbieten von Kapazitäten zu höheren Preisen als die variablen Kosten als missbräuchliche Kapazitätszurückhaltung und damit als Marktmissbrauch. Ein Aufschlag ist auch im Mittellastbereich unnötig, da die Wahrscheinlichkeit, dass preissetzende Kraftwerk zu sein, sehr gering ist.

Die folgende Abbildung zeigt die Markträumungspreise der Day-Ahead-Auktion als Funktion der Residuallast. Die Residuallast ist die Last, die durch konventionelle Kraftwerke zu decken ist. Erkennbar sind die von links nach rechts aufsteigenden variablen Kosten der verschiedenen Technologien.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: EEX-Preise als Funktion der Residuallast, Quelle: https://www.ffe.de/images/stories/wissen_tools/307_Merit_Order/Merit_Order_full.png

Aus dem Mechanismus der Preisbildung lässt sich bei gegebener Nachfrage der Preis vorhersagen. Zudem lässt sich der Einsatz der Kraftwerke gut darstellen. Wie die Abbildung der EEX-Preise als Funktion der Residuallast zeigt, werden bei steigender Nachfrage andere und in ihren variablen Kosten teurere Kraftwerke zur Erfüllung herangezogen. Erwähnenswert ist noch, dass die EE ohne variable Kosten in das Angebot zur Erfüllung der Nachfrage von links einrücken. Prinzipiell kann der Preisrückgang aufgrund der Einspeisung erneuerbarer Energien gut durch diese Verschiebung visualisiert werden.

Die langfristigen Kalkulationen der Kraftwerksbetreiber (zwanzig Jahre) haben das damals noch nicht abzusehende Wachstum der EE nicht ausreichend berücksichtigt. Ebenfalls wurde mittelfristig (fünf Jahre) in klimaschonende, moderne Gaskraftwerke zur Unterstützung der Energiewende investiert. Aufgrund fallender Preise sowohl der Emissionszertifikate, als auch des Stroms und der Kohle, können diese heute insbesondere mit Braunkohlekraftwerken und Stromimporten nicht mehr konkurrieren.

In Deutschland sind insgesamt Erzeugungskapazitäten von 183,6 GW installiert und betriebsbereit, davon sind 72 GW als Windkraft und Photovoltaik in ihrem Angebot volatil und nicht steuerbar.⁵⁵ Weitere 11 GW konventionelle Kraftwerksleistung befinden sich im Bau. Die Jahreshöchstlast in Deutschland lag in der letzten Dekade etwa bei 82 GW. Damals konnten mit 6,3 GW Windkraft nur etwa 7,7 % der Last durch die volatilen erneuerbaren Energien gedeckt werden. Im Hinblick auf die Erzeugerleistung bestehen in Deutschland ausreichende Kapazitäten zur Gewährung der Versorgungssicherheit. Vor diesem Hintergrund sind allerdings auf Basis abzuschaltender Atomkraftwerke und mangelnder Übertragungsnetzkapazitäten in Süddeutschland die bisher vorzuhaltenden Reservekapazitäten von 2,5 GW (2013) zu erwähnen.⁵⁶

Der Day-Ahead-Handel der EPEX Spot verzeichnet, dargestellt in der Tabelle 2, ein stetig wachsendes Handelsvolumen. Die großen Energieversorgungsunternehmen wie EON, Vattenfall, EnBW und RWE sind für einen Großteil der Handelsvolumina verantwortlich. Danach folgen Teilnehmer aus dem Finanzsektor (14,3%), ÜNB (17,6%), die Stadtwerke (8,5%) und im kleinsten Maße Eigenverbraucher (1,2%).⁵⁷ Die folgende Tabelle zeigt die Art der Gebote im Day-Ahead-Markt der Epex-Spot des Jahres 2012. Gut erkennbar sind die über das EEG vermarktete Strommengen als Verkaufsgebote der ÜNB und die über Terminmarktprodukte in der Day-Ahead-Auktion abgewickelte Mengen. Die Gesamtsumme entspricht etwa 44% des deutschen Nettostromverbrauches.⁵⁸

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2: Gebote am Day-Ahead-Markt der Epex Spot im Jahr 2012, in TWh, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013), S. 102.

Neben der Day-Ahead-Auktion besteht der Intraday-Handel als kontinuierlicher Handel mit Orderbuch. Ab 16 Uhr können Viertelstundenlieferungen für den Folgetag gehandelt werden. Handelsschluss ist 45 Minuten vor der Lieferung. Im Dezember des Jahres 2014 soll bereits um 15 Uhr und damit vor Öffnung des viertelstündlichen Intradaymarktes eine Auktion für alle am nächsten Tag folgenden 15-Minuten-Kontrakte stattfinden. Die Auktion soll „Liquidität konzentrieren und ein stabiles Preissignal“ senden.⁵⁹ Außerdem ermöglicht die geplante Auktion eine Feinauflösung des eigenen Portfolios ohne die Risiken des kontinuierlichen Intraday-Handels, die auch in der Aufteilung der Liquidität auf bis zu 32 Stunden für jedes der 96 15-Minuten-Produkte eines Tages bestehen. Die Börse EXAA in Wien hat auf die gestiegenen Anforderungen in der Auflösung handelbarer Produkte seit September 2014 die Day-Ahead-Auktion in viertelstündliche Produkte aufgelöst.

Die Preisentwicklungen der letzten Jahre für Strom an der EPEX Spot werden in der folgenden Abbildung dargestellt. Die Abbildung zeigt die mittleren Spotmarktpreise der jeweiligen Jahre. Es wird deutlich, dass die Spotmarktpreise im Jahr 2013 auf niedrigem Niveau sind. Dieses Niveau wurde aber bereits in den Jahren 2007 und 2009 erreicht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Mittlere Spotmarktpreise an der Epex Spot für Phelix-Day-Base in den Jahren 2007-2013 in €/MWh, Quelle: www.epex.com

Die Abbildung 12 zeigt die Day-Ahead und Intradaypreise der 48. Kalenderwoche 2014. Die Preise schwanken zwischen 0 und 69 €/MWh. Die Schwankungen zwischen Base und Peak sind deutlich erkennbar. Insgesamt verringert sich die Preisdifferenz zwischen Base und Peak stetig, sie hat mit 3,3 €/MWh im Jahr 2014 den tiefsten Wert der letzten Dekade erreicht. In den Jahren 2006 und 2008 waren noch Differenzen von über 14 €/MWh zu verzeichnen. Die folgende Abbildung zeigt das Auftreten von Preisspitzen. Die nächste Abbildung zeigt die Entwicklung der maximalen und minimalen Stundenpreise einer Woche bis November 2014.Deutlich wird, dass positive Preisspitzen seit dem Jahr 2009 deutlich geringer ausfallen und seltener auftreten. Außerdem sind seit dem Jahr 2009 negative Preise zu verzeichnen. Nur schwer aus den Abbildungen erkennbar ist, dass die Preise für Stundenprodukte wachsenden Schwankungen unterliegen, diese aber innerhalb geringerer Preisspitzen stattfinden. ⁶⁰

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Minimale und maximale Preise der EPEX Spot Stundenprodukte je Woche, Quelle: Mayer (2014), S. 10.

2.5 Blockgebote an der EPEX Spot

An der EPEX Spot in Paris können Blockgebote, also die Verknüpfung mehrerer Angebote, in Abhängigkeit des volumengewichteten Durchschnittspreises für die verknüpften Blöcke angeboten und nachgefragt werden. Im Februar des Jahres 2014 wurde dieses Angebot mit Einführung verbundener Blockgebote (linked block orders) und exklusiver Blockgebote um die Möglichkeit (logischer) Abhängigkeiten von Geboten erweitert. Dies soll die Abbildung technischer und finanzieller Rahmenbedingungen auch in der KWV genauer ermöglichen.

Exklusive Blöcke wählen aus acht Möglichkeiten die ertragreichste (oder keine) Möglichkeit. Es kann also ein einmaliger Prozess, z.B. der Verkauf einer festen Strommenge aufgrund begrenzter Produktion oder aus Speicherung sowie ein einmaliger Produktionsprozess zur rentabelsten Zeit vermarktet werden.

Verbundene Blöcke ermöglichen eine simple Abhängigkeit zu einem übergeordneten Gebot (father-child). Wenn ein Gebot (father) im Geld ist, wird das abhängige Gebot (child) in Erwägung gezogen und im positiven Falle (in the money) ausgeführt. So können Prozesse mit nach Auslastung wechselnden Parametern abgebildet werden, z.B. höhere Kosten im Spitzenlastbetrieb von Kraftwerken bzw. weiterer Betrieb nach (oder vor) Anfahrt zu Spitzenpreisen, vorausgesetzt die Preise rechtfertigen kein Anfahren, jedoch den Weiterbetrieb des Kraftwerkes. In den ersten drei Monaten wurden nach Angaben der EPEX Spot 4,8 verbundene Blöcke und 16 Gruppen exklusiver Blöcke am Tag von insgesamt 18 der 221 Teilnehmern auf dem europäischen Markt geboten.⁶¹ Dies spricht für keine außerordentliche Bedeutung der neuen Vermarktungsmöglichkeiten.

2.6 Derivate: Forward, Future, Optionen und Realoptionen

Bezugswerte für Derivate können sowohl klassische Finanzprodukte aber auch konventionelle Handelsgüter oder abstrakte Bezugswerte wie das Wetter sein.⁶² Weitverbreitete Derivate sind Forwards, Futures und Optionen. Forwards und Futures unterscheiden sich in ihrem Handesort. Forwards werden auf dem OTC-Markt gehandelt, Futures an einer Börse. Ein Forward oder Future ist eine Übereinkunft darüber, ein Gut zu einem zukünftigen Zeitpunkt zu kaufen.⁶³ Für die KWV bedeutet das die Möglichkeit⁶⁴, zum aktuellen Zeitpunkt sowohl den Kauf von Kohle als auch den Verkauf von Strom für einen beliebigen Zeitpunkt vorzunehmen. Die bis zum Abschluss des Geschäfts folgende Preisentwicklung kann das Geschäft dann nicht mehr beeinflussen.

Mit einer Option erwirbt man das Recht, zu einem bestimmten und festgelegten Zeitpunkt⁶⁵ vom Verkäufer der Option den Bezugswert zu einem bestimmten Preis zu erwerben. Für dieses Recht wird der Verkäufer durch den Wert der Option entschädigt.⁶⁶ Ist der Preis des Bezugswertes in der Zukunft höher als die Summe des Preises der Option und des vereinbarten Preises, dann hat der Verkäufer einen Verlust gemacht. Durch die Verbindung von Kauf und Verkauf bestimmter Optionen lassen sich interessante Konstruktionen mit unterschiedlichen Risiken generieren. Diese Optionsstrategien erlauben die Spekulation auf starke oder schwache Preisänderungen und können dementsprechend auch als Absicherungsgeschäfte für starke Preisänderungen dienen.

Eine Realoption ist kein Finanzprodukt. Stattdessen werden die Bewertungsmechanismen für Optionen auf reale Güter angewendet. Insofern diese Güter bestimmte Optionen in finanzieller Hinsicht ermöglichen, lassen sich diese Optionen im Sinne einer Finanzoption interpretieren und bewerten.⁶⁷ Der Besitz einer Produktionsanlage ermöglicht die Produktion und den anschließenden Verkauf eines Gutes. Ein Kraftwerk ist also eine Realoption auf die Differenz des Preises von Energieträger und Emissionszertifikat und weiteren variablen Erzeugungskosten zum Strompreis. Eine Realoption bietet die Möglichkeit, die Verluste durch die Nichtinanspruchnahme zu begrenzen, die möglichen Gewinne aber im vollen Umfang abzuschöpfen.⁶⁸ Vom Charakter her liegt damit eine Call-Option⁶⁹ vor. Der Wert einer Option wiederum hängt natürlich von verschiedenen Faktoren ab. Das sogenannte Black-Scholes-Modell geht von fünf Faktoren aus:

aktuellen Preis des Basiswertes

Ausübungspreis

Restlaufzeit

Marktzinsen

Volatilität, also die Wahrscheinlichkeit einer Preisänderung. Diese ermöglicht als Maß erst die Quantifizierung der Unsicherheit einer Preisentwicklung und ist als einzige Größe für den abzusehenden Zeitraum unbekannt.

2.7 Der Terminmarkthandel an der EEX in Leipzig

Die European Energy Exchange AG (EEX) in Leipzig hat sich seit ihrer Gründung nach eigenen Angaben zu einem der führenden Energiehandelsplätze in Europa entwickelt.

Der Physical Electricity Index (Phelix) beschreibt als Tagesdurchschnittspreis den Strompreis. Seit 2011 sinken die durchschnittlichen Tagespreise, die Spanne der Preise hat sich allerdings deutlich erhöht. ⁷⁰ Als Phelix Base (Grundlast) werden alle Stunden eines Tages gezählt, der Phelix Peak beschreibt nur die gängige Arbeitszeit werktags von 8-20 Uhr. Als Terminprodukte werden in Leipzig die Durchschnittswerte als Tages-, Wochen-, Monats- und Jahresprodukte gehandelt. Der Phelix Base Year Future, also die Summe aller 8760 Stunden eines Jahres, ist über die Kontraktmindestgröße eines MW für das folgende Jahr das mit Abstand wichtigste Terminprodukt der Börse EEX. Der Optionshandel an der Börse ist nach aktuellen Marktdaten⁷¹ unbedeutend. Außerhalb der Börse werden Phelix-Optionen gehandelt, 37 TWh (von 538 TWh) wurden in das Clearing der Börse überführt.⁷² Die folgende Abbildung zeigt das Handelsvolumen im Jahr 2012 für Terminprodukte am Terminmarkt der EEX nach Erfüllungsjahren.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Handelsvolumina im Jahr 2012 für Terminprodukte an der EEX nach Erfüllungsjahr in TWh, eigene Darstellung, Quelle: Bundesnetzagentur (2013), S. 108.

Die Preisentwicklungen der Terminprodukte für ein Jahresband, also für alle Stunden des jeweiligen Jahres zeigt die nächste Abbildung. Die Forwardpreise zeigen eine konstante Schwankung zwischen 65 €/MW und 50 €/MWh in den Jahren 2010 bis 2012 und einen dann folgenden dramatischen Abfall auf knapp über 35 €/MWh.⁷³

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Forward-Preise für Grundlast in Deutschland in €/MWh, Quelle: http://www.greentechmedia.com//content/images/articles/German_Forward_Energy_Prices.png

Für die Kraftwerksvermarktung ist jedoch nicht der Strompreis, sondern die Differenz zwischen Rohstoffpreis, also vor allem Kohle und Gas, und dem Strompreis relevant. Unter Einbezug eines Wirkungsgrades wird diese Differenz als Spread bezeichnet. Die Zusatzbezeichnungen Dark und Spark stehen für Kohle oder Gas. Die weiteren Ergänzungen Clean oder Green substrahieren weiter die Kosten für die im Rahmen der Stromproduktion erforderlichen CO2-Zertifikate. Für die KWV kann ein Spread nur ein Anhaltspunkt sein, denn die eigenen Kosten variieren ferner nach Wirkungsgrad und dessen Einflussgrößen sowie anderen Bedingungen, insbesondere der Flexibilitätsbedingungen des Kraftwerkes.⁷⁴ Die Abbildung 7 zeigt die Clean-Dark-Spread für Kohle in der Grundlast und den Clean-Spark-Spread für Gas im klassischen Spitzenlastprodukt. Deutlich wird, dass geringe Spitzenlastpreise und konstante Gaspreise zu einem stark sinkenden, sehr negativem Spread geführt haben. Sinkende Kohlepreise haben hingegen den Betrieb von Kohlekraftwerken zurück in die Rentabilität geführt. Aktuelle Daten der Abbildung 8 zeigen ein ähnliches Bild. In der folgenden Abbildung werden die Preise für Spreads von Kohle und Gas im Peak für den Zeitraum Mai bis Juli 2014 gezeigt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Clean-Dark-Spreak Base und Clean-Spark-Spread Peak, Quelle: http://www.greentechmedia.com//content/images/articles/Germany_Gross_Margin_of_Power_Plants.png

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 8: Spark und Dark Spread Peak, Mai bis Juli 2014, in €/MWh, Quelle: Argus European Electricity, Issue 14-152, 1.8.2014, S. 2.

Die folgenden Abbildungen zeigen zusammenfassend die möglichen Vermarktungshorizonte des Energiegroßmarktes der Strombörsen EEX und EPEX SPOT. In den Abbildungen wird zwischen Terminhandel, kurzfristigen Handel und Handel auf zwei Tage unterschieden. Die Balken repräsentieren den Zeitraum eines Produktes, die Klammern die nach Stichtag⁷⁵ handelbaren Produkte. Der Phelix Year Future ist für die folgenden sechs vollen Jahre handelbar, der Phelix Quarter Future für die nächsten 11 Quartale und Phelix Month Future für die nächsten neun Monate. Die Punktmarkierungen im kurzfristigen Handel markieren den Auktionszeitpunkt für das in der gleichen Farbe folgende Produkt. Im Handel auf zwei Tage werden die Produktgrenzen durch eine unterschiedliche Farbgestaltung abgegrenzt.

Abbildung 9: Vermarktungshorizont für Terminprodukte des Stromgroßhandels, eigene Darstellung.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 10: Vermarktungshorizont des kurzfristigen Stromgroßhandels, eigene Darstellung.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 11: Vermarktungshorizont unter zwei Tagen des Stromgroßhandels, eigene Darstellung.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 12: Stromproduktion und Spotmarktpreise der 48. Kalenderwoche 2014, Quelle: Meyer (2014), S. 73. 2.8 Negative Preise im Stromgroßhandel am Beispiel der EEX Day-Ahead-Auktion

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Negative Preise⁷⁶ sind unter Berücksichtigung der Besonderheiten des Stromhandels „die konsequente Weiterführung des marktwirtschaftlichen Prinzips“. ⁷⁷ Die folgende Abbildung zeigt das Auftreten negativer Preise im Day-Ahead-Handel. Die im Jahr 2009 vermehrt aufgetretenen negativen Preise erklären sich aus den Folgen der Finanz- und Wirtschaftskrise und einem einhergehenden niedrigerem Stromverbrauch, aus den unlimitiert angebotenen EEG-Mengen der Netzbetreiber und aus einer damals nicht vorbereiteten operativen Kraftwerksvermarktung. Deutlich zeigt sich zudem das Auftreten negativer Preise zum Jahresende. Aufgrund eingeschränkter Bewirtschaftung der Bilanzkreise/Kraftwerke und der Leitstellen kann eine reduzierte Flexibilität des Marktes angenommen werden. Für die Interpretation muss außerdem bemerkt werden, dass bei existierenden variablen Kosten für brennstoffbasierte Kraftwerke bereits sehr geringe Strompreise nicht rentabel sind. .

Abbildung 13: Ausmaß negativer Preise, Zeitraum von Oktober 2008 bis Januar 2014, Quelle: Götz (2014), S. 17.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Ganz grundsätzlich sind die negativen Preise das Resultat eines kurzfristigen Überangebotes.⁷⁸ Der verursachende Flexibilitätsmangel⁷⁹ wird wie folgt begründet:

- Kosten und technische Rahmenbedingungen für die Abregelung oder Abschaltung konventioneller Kraftwerke.⁸⁰
- Die ÜNB sind zur Vermarktung der EE im Rahmen der Einspeisevergütung verpflichtet.
- Die Direktvermarktung der EE rentiert sich ebenfalls auch bei negativen Strompreisen.
- Es gibt einen sogenannten Mindestlastsockel (Must-Run) zur Erbringung von Systemdienstleistungen, Regelenergie und Blindleistungskompensation sowie zum Betrieb von wärmegeführter Kopplung von KWK.
- Langfristiger Handel, auch von Systemdienstleistungen, schränkt die Flexibilität ein.

In diesem Sinne kann ein negativer Preis⁸¹ auch als systematischer und wichtiger Anreiz verstanden werden, in Flexibilität auf Erzeugerseite zu investieren und einhergehend auch Einnahmen zu generieren. Bisher bleiben bei negativen Strompreisen immer noch 13-27 GW konventionelle Erzeugerleistung in Betrieb. ⁸² Dies ist vor dem Hintergrund wachsender Erzeugerkapazität der erneuerbarer Energien zu sehen. Extreme negative Strompreise aufgrund verschiedener Änderungen am Marktdesign als Reaktion auf die extreme Preissituation sind in Zukunft unwahrscheinlich, denn:

- Die Netzbetreiber können Anlagen bei negativen Strompreisen in einer geforderten zweiten Auktion mit einem zufälligen Preislimit in 10 Tranchen zwischen -150€/MWh und -350€/MWh für die von Ihnen vermarkteten EE-Anlagen anbieten.
- Eine Direktvermarktung EE ist trotz gegebener Vergütung durch die Marktprämie bei Preisen beginnend ab -50 €/MWh unrentabel.
- Die zukünftige Einspeisung nicht (mehr) EEG-geförderter EE ist bereits ab -1 €/MWh unrentabel.
- Die europäische Marktkopplung sollte sich mildernd auf die Preisentwicklung auswirken.

[...]

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¹ Das Schlagwort BigData meint die Bearbeitung und Erfassung großer Datenmengen, der metaphorische Begriff Cloud meint die Auslagerung von Rechenleistung, Speicherplatz, IT und Software.

² Elektrische Energie soll im Folgenden auch mit dem Wort Strommenge oder der umgangssprachlich gängigen Bezeichnung Strom benannt werden. Die Arbeit bezeichnet eine Leistung auf Zeit. Gängige Größen im Bereich der Energieversorgung sind die Kilowattstunde (kWh), die Megawattstunde (MWh=1000kWh) und die Terrawattstunde (TWh=1000MWh).

³ Mit fossilen Rohstoffen sind in Anlehnung an das lateinische Wort fossilis „(aus)gegraben“, die Rohstoffe Erdöl, Kohle, Erdgas gemeint. Uran und Plutonium werden hingegen als Kernbrennstoffe bezeichnet.

⁴ Ein anderer Grund ist die in der Folge der Nutzung erneuerbarer Energieträger vermiedene Abhängigkeit von einem Import oder Abbau fossiler Ressourcen.

⁵ Vgl. Quaschning (2011), S. 34. Die Einordnung der Kernenergie und auch der Wasserkraft in den Dualismus konventioneller und erneuerbarer Energien ist strittig.

⁶ Vgl. Europäische Kommission (2011), S. 1.

⁷ Vgl. Bundesregierung (2010), S. 5.

⁸ EnWG (2011), §6, §7, Es wird eine Trennung der Verteilnetzbetreiber (VNB), der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und der Energieversorgungsunternehmen (EVU) vorgeschrieben.

⁹ So zum Beispiel das sogenannte dritte Energiepaket der EU 2009 und die Umsetzung in das EnWG 2011.

¹⁰ Der Begriff Volatilität (lat. volatilis, flüchtig, verdunstend) beschreibt die Schwankungen innerhalb eines betrachteten Zeitraumes. Es kann auch mit Unbeständigkeit übersetzt werden.

¹¹ Vgl. BMWi (2014), S. 4.

¹² Energiespeicher sind nicht Thema dieser Arbeit, relevant sind u.a. Wasserstoffspeicher, Batterien und Redux-Flow-Speicher, Schwung- und Lageenergiespeicher, Druckluftspeicher und, energieträgerübergreifend, auch die thermischen Speicher. Vgl. BMWi (2014c), S. 55.

¹³ Den genannten Technologien ist gemeinsam, dass sie einen Beitrag zur Anpassung von Stromangebot und Nachfrage leisten können.

¹⁴ Gawel, Purkus (2012), S. 3.

¹⁵ PricewaterhouseCoopers, (2013), S. 3.

¹⁶ So sind etwa zwei Drittel der Projektaktivitäten von Energieversorgungsunternehmen (EVU) aufgrund gesetzlicher und technologischer Rahmenbedingungen vorgeschrieben. Vgl. Tami (2010), S. 28.

¹⁷ In der empirischen Sozialforschung wird streng unterschieden zwischen Erhebungen, die Tatbestände quantifizieren und qualitativen Erhebungen, in denen der Sachverhalt sprachlich beschrieben wird.

¹⁸ Vgl. Vorgrimler, Wübben, (2003), S. 763.

¹⁹ Gestaltender ist letztlich der Mensch als Handelnder unter Unsicherheiten.

²⁰ Andere Methoden beschreibt: Häder (2009), S. 55-64. Für die Wahl der Delphi-Methode spricht im Vergleich mit anderen möglichen Methoden (Gruppendiskussion, Deliberative Polls) insbesondere der vergleichsweise geringe Aufwand.

²¹ Vgl. Vorgrimler, Wübben, (2003), S. 764, S. 774, sowie Häder (2009), S. 27ff.

²² Mehr zu den kognitionspsychologischen Grundlagen und der Debatte über die Notwendigkeit von Experten in Häder (2009), S. 39-54. Interessant ist, dass Experten in ihrem Optimismus zu zukünftigen Entwicklungen die Prognosegüte verschlechtern können.

²³ Letztendlich ist die Differenzierung in Ursache und Wirkung schwierig und jede Entwicklung hat viele andere Entwicklungen zur Ursache.

²⁴ Vlg. Häder (2009), S. 32.

²⁵ Vermutlich genügt in diesem Fall das Verständnis des Fragenbogens. Formale Regeln zur Auswahl geeigneter Experten lassen sich im Rahmen eines Prognose-Delphi nicht finden. Trotzdem beeinflusst die Auswahl (und nicht die Menge) der Experten die Güte der Prognosequalität.

²⁶ Vgl. Häder (2009), S. 128.

²⁷ Bradburn, Sudman (1983), S. 283. Dieser Grundsatz ist in der Sozialwissenschaft weit verbreitet. Vgl. Häder (2009), S. 139.

²⁸ Vgl. Häder (2009), S. 139.

²⁹ Vgl. Münchow-Küster, Zelewski (2012), S. 3.

³⁰ Der Berücksichtigung makroökonomischer Einflussfaktoren liegt das Modell der PEST-Analyse zugrunde. Diesem Modell liegt die Differenzierung in politische, ökonomische, soziale und technologische Faktoren zugrunde. Für die Kraftwerksvermarktung sind nach eigenem Ermessen soziale und makroökonomische Faktoren derzeit nicht ausschlaggebend. Stattdessen wurde auf die sich (letztendlich wohl makroökonomisch bedingten) intern ergebenden Veränderungen sowohl im Markt als auch im Unternehmen konzentriert. Die Unterscheidung in interne und externe Faktoren findet sich ebenfalls in der SWOT-Analyse. Vgl. Thompson, Martin (2010), S. 86ff, S. 816, Lynch (2006), S. 84f.

³¹ Vgl. Grüttner et. al. (2013), S. 1-7.

³² Vgl. Münchener Kreis e.V et. al. (2009): S. 5.

³³ Vgl. Münchener Kreis e.V et. al. (2009): S. 248ff.

³⁴ Vgl. Ewi (2014), S. 5,

³⁵ Zufälligerweise gilt dies ebenfalls für die installierte konventionelle Leistung, in diesem Fall besitzen die anderen 90 Prozent jedoch die großen Energieversorger und Konzerne. Vgl. CGI, Trend Research (2013), S. 40.

³⁶ Vgl. CGI, Trend Research (2013), S. 20.

³⁷ Vgl. CGI, Trend Research (2013), S. 27- 34.

³⁸ Vgl. NRWInvest (2009), S. 24f.

³⁹ Vgl. BearingPoint, IAEW (2013), S. 4f.

⁴⁰ Vgl. Borgmann (2004), S. 119f.

⁴¹ Neben der EEX (Leipzig) und EPEX SPOT(Paris), EXAA(Wien), Nordpool (Oslo) und der Amsterdam Power Exchange existieren viele weitere nationale oder multinationale Strombörsen.

⁴² Der Begriff benennt den außerbörslichen Handel.

⁴³ Die Stundenscharfen Ein- und Ausspeiseprofile sind vor allem für große Verbraucher und kleine EVUs von Bedeutung, Synthetische Lastprofile sind auf Basis von Kundengruppen und Einflussgrößen vom Netzbetreiber berechnete und bilanzierte Verbrauchsmengen. Analytische Lastprofile werden auf der Basis gemessener Werte berechnet.

⁴⁴ Deswegen werden OTC-Geschäfte gerne über die Börse gecleart.

⁴⁵ Die European Federation of Energy Traders.

⁴⁶ z.B. Intercontinental Exchange, GFI Group, Trayford Global Vision, Tullett Prebon, ICAP,vgl. Spicker (2010), S. 134f, aber auch deutsche Anbieter wie power2energy

⁴⁷ Hull (2012), S. 1.

⁴⁸ Vgl. Borgmann (2011), S. 111, Spicker (2010), S. 104, pWC (2011), S. 43.

⁴⁹ Vgl. Bundesnetzagentur (2014), S. 30.

⁵⁰ Banken, TradingFloors können sich auch als als Market Maker bei vergüteten Quotierungspflichten registrieren. An der EEX sind als Market Maker EDF Trading Limited, E.ON Energy Trading SE, RWE Supply & Trading GmbH, Vattefall Energy Trading GmbH eingetragen. https://www.eex.com/de/handel/market-making

⁵¹ Vgl. Bundesnetzagentur (2014), S. 135.

⁵² EEX knapp verdoppelt, EPEX Spot Steigerung um 50%, Bundesnetzagentur (2013), S. 97.

⁵³ Teilnehmerlisten der EEX und EPEX Spot sind im Internet verfügbar.

⁵⁴ Es gibt auch Gebote mit Preisgrenzen.

⁵⁵ Vgl. Bundesnetzagentur (2014), Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur, Stand 16.07.2014.

⁵⁶ Die eigentlich von den Betreibern aufgrund mangelnder Rentabilität abgeschaltet werden sollen. Ausreichende Kapazitäten sind für einen Atomausstieg auch gar nicht möglich. Die Situation ohne Kernenergie (12GW), Braunkohle (21 GW) und Steinkohle (27 GW), durchaus eine debattierte Option, sähe anders aus. Vgl. BMWi (2014c), S. 48f.

⁵⁷ Vgl. Bundesnetzagentur (2013), S. 103.

⁵⁸ (ohne Bedarf der Kraftwerke und Netze). Ohne Österreich. Vgl. Statista (2014)

⁵⁹ Vgl. Epex Spot (2014b), S. 1.

⁶⁰ Bundesnetzagentur (2014), S. 123.

⁶¹ Vgl. Epex Spot (2014d)

⁶² Vgl. Hull (2012), S. 1.

⁶³ Vgl. Hull (2012), S. 5.

⁶⁴ Insofern der Markt diese Produkte handelt/anbietet.

⁶⁵ Dies sind europäische Optionen, amerikanische Optionen erlauben die Transaktion zu einem beliebigen Zeitpunkt bis Fälligkeit.

⁶⁶ Vgl. Hull, (2012), S. 9.

⁶⁷ Vgl. Hull (2012), S. 765.

⁶⁸ Vgl. Los et al (2009), S. 49.

⁶⁹ Eine Call-Option beinhaltet das Recht des Kaufes (und für die andere Seite die Pflicht zum Verkauf) zu einem vorher festgelegten Preis.

⁷⁰ So für Phelix-Day-Base von 13-68 €/MWh (2011) auf 8-99 €/MWh (2012), Vgl. Bundesnetzagentur (2013), S. 105.

⁷¹ http://www.eex.com/de/marktdaten/strom/terminmarkt/phelix-options#!/2014/10/28

⁷² Bundesnetzagentur (2014), S. 137.

⁷³ Mit Ausnahme des Jahres 2008 (70,33 €/MWh) pendelt der Preis des Phelix-Frontjahr-Future in den Jahren 2007 – 2011 ebenfalls auf einem Niveau zwischen 56,08 €/MWh und 49,20 €/MWh (Mittelwerte).

⁷⁴ Zum Beispiel die Außentemperatur, Brennstoffqualität, Fahrweise.

⁷⁵ 29.12.2014

⁷⁶ Möglich seit 1.9.2008 an der EPEX Spot (damals EEX). Vgl. Götz et. al. (2014), S. 16f.

⁷⁷ Vgl. Götz et. al. (2014), S. 71.

⁷⁸ Auf Basis einer hohen Einspeisung EE, jedoch im gesamten Jahr nie >65%. Götz et. al. (2014), S. 15.

⁷⁹ Nur keine Anreize zum nutzlosen Verbrauch existieren und den Markt untergraben. Vgl. Götz et al. (2014), S. 14, 31.

⁸⁰ Mindestleistung, Mindestbetriebszeit, Mindeststillstandszeit.

⁸¹ Auch im Rahmen seiner Begrenzung von 3000€/MWh auf 500€/MWh

⁸² Vgl. Götz et. al. (2014), S. 71, 74.