Die Determinanten des deutschen Strompreises. Eine empirische Analyse für den Terminmarkt


Masterarbeit, 2018
115 Seiten, Note: 1,3

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Formel- und Symbolverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Problemstellung
1.2 Zielsetzung und Gang der Arbeit

2 Grundlagen und Rahmenbedingungen im liberalisierten Strommarkt
2.1 Charakteristika und Besonderheiten des Produktes Strom
2.2 Historische Entwicklung und Liberalisierung des deutschen Strommarktes
2.3 Der Großhandelsstrommarkt
2.3.1 Börslicher und außerbörslicher Handel
2.3.2 Produkte im deutschen Spot- und Terminmarkt
2.3.3 Akteure und Risiken im Stromhandel

3 Theoretischer Bezugsrahmen und Forschungshypothesen
3.1 Strompreismodelle
3.1.1 Verlaufseigenschaften von Strompreisen
3.1.2 Bewertung von Strom-Terminpreisen
3.2 Einflussfaktoren und funktionale Beziehungen
3.2.1 Angebots- und Nachfragestruktur
3.2.2 Brennstoffpreise und Emissionskosten
3.2.3 Rahmenbedingungen und wirtschaftliche Aspekte
3.3 Abgrenzung der Einflussfaktoren für den Terminmarkt und Hypothesen

4 Stand der bisherigen empirischen Forschung

5 Empirische Studie
5.1 Konzeption der empirischen Studie
5.2 Vorbehandlung und Operationalisierung der Modellvariablen
5.3 Ergebnisse der Studie und Interpretation der Ergebnisse
5.3.1 Deskriptive Statistik
5.3.2 Ergebnisse der empirischen Studie
5.3.3 Überprüfung der Forschungshypothesen und Interpretation

6 Fazit
6.1 Zielerreichung
6.2 Perspektiven

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Standardprodukte im Stromhandel

Abbildung 2: Übersicht Spot- und Terminmarkt

Abbildung 3: Beispielhafter Verlauf der Day-Ahead Spotpreise

Abbildung 4: Beispielhafter Verlauf der Terminpreise

Abbildung 5: Strompreismodelle für den Terminmarkt

Abbildung 6: Einflussgrößen auf den Strompreis

Abbildung 7: Energiemix nach Energieträgern in Deutschland

Abbildung 8: Merit-Order

Abbildung 9: Stromverbrauch in Deutschland nach Verbrauchergruppen

Abbildung 10: Fuel Switch

Abbildung 11: Entkopplung Wirtschaft und Primärenergieverbrauch

Abbildung 12: Untersuchungsmodell - Einflussfaktoren des empirischen Modells

Abbildung 13: Bereinigung des Datensatzes

Abbildung 14: Handelsvolumen Frontjahr - Baseload und Peakload

Abbildung 15: Zeitreihen der Modellvariablen mit korrigierter Rollierung

Abbildung 16: Zeitreihen der Renditen

Abbildung 17: Residuen gegen die Zeit und gegen angepasste Werte - Baseload

Abbildung 18: Leverage Values und Cook's Distance - Baseload

Abbildung 19: Histogramm und Q-Q Diagramm der Residuen - Baseload

Abbildung 20: Residuen gegen die Zeit und gegen angepasste Werte - Peakload

Abbildung 21: Leverage Values und Cook's Distance - Peakload

Abbildung 22: Histogramm und Q-Q Diagramm der Residuen - Peakload

Abbildung 23: Prognose auf Basis von Zeitreihenmodellen

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Gesetzliche Regulierungen im Rahmen der Liberalisierung

Tabelle 2: Vergleich EEX und OTC

Tabelle 3: Gehandelte Future-Kontrakte am EEX-Terminmarkt am 07.09.2017

Tabelle 4: Korrelation zwischen Spot- und Terminpreisen

Tabelle 5: Forschungshypothesen

Tabelle 6: Empirische Forschungen zur Risikoprämie

Tabelle 7: Modellvariablen

Tabelle 8: Deskriptive Analyse der unbehandelten Modellvariablen

Tabelle 9: Augmented Dickey-Fuller Test der unbehandelten Modellvariablen

Tabelle 10: Augmented Dickey-Fuller Test der Renditen

Tabelle 11: Deskriptive Statistik der Renditen – finaler Datensatz

Tabelle 12: Korrelationen zwischen Modellvariablen

Tabelle 13: Ergebnis der ersten OLS-Regression - Baseload

Tabelle 14: Ergebnis der ersten OLS-Regression - Peakload

Tabelle 15: Zweite OLS-Regression mit signifikanten Einflussfaktoren - Baseload

Tabelle 16: Dritte OLS-Regression mit signifikanten Einflussfaktoren - Baseload

Tabelle 17: Variance-Inflation-Faktor der unabhängigen Variablen - Baseload

Tabelle 18: Korrelation der unabhängigen Variablen mit Residuen - Baseload

Tabelle 19: Zweite OLS-Regression mit signifikanten Einflussfaktoren - Peakload

Tabelle 20: Dritte OLS-Regression mit signifikanten Einflussfaktoren - Peakload

Tabelle 21: Korrelation der unabhängigen Variablen mit Residuen - Peakload

Tabelle 22: Finales Ergebnis der OLS-Regression – Baseload

Tabelle 23: Finales Ergebnis der OLS-Regression - Peakload

Tabelle 24: Überprüfung der Forschungshypothesen

Tabelle 25: Standardisierte Regressionskoeffizienten

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel- und Symbolverzeichnis

Formel 1: Ein-Faktor Modell von Lucia und Schwartz

Formel 2: Cost-of-Carry Modell

Formel 3: Berechnung der Rendite

Formel 4: Modellgleichung für OLS-Regression mit Baseload

Formel 5: Modellgleichung für OLS-Regression mit Peakload

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

Im Rahmen der Deregulierung seit Ende der 90er Jahre und der damit einhergehenden Liberalisierung des europäischen Energiemarktes, haben sich angesichts des Strom-Großhandelsmarktes in Deutschland zahlreiche Änderungen ergeben.[1] Dazu zählt unter anderem die Bildung von börslichen und außerbörslichen Märkten, die den Handel mit Strom am Großhandelsmarkt über die Jahre, vor allem für Energieversorgungsunternehmen (EVU), Energieerzeugern, Banken und großen Energieverbrauchern, wie beispielsweise Aluminiumherstellern, geprägt haben.[2]

Charakterisierend für den Handel mit Strom ist die Unterscheidung zu anderen finanziellen oder physischen Produkten.[3] Insbesondere die fehlende Speicherbarkeit von Strom führt dazu, dass gängige Preismodelle wie beispielsweise das Cost-of-Carry Modell für die Ermittlung des Terminpreises nicht angemessen sind.[4] Zum Beispiel durch Änderungen politischer Rahmenbedingungen und dem dadurch einhergehenden stetigen Zuwachs an erneuerbaren Energien, steigen zusätzlich Unsicherheiten bei der Preisbildung im Strommarkt.[5] Daher ist es für die aufgezählten Marktakteure von elementarer Bedeutung zu wissen, wie sich der Strompreis im Spot- und Terminmarkt – losgelöst von den privaten Haushalten - bildet und entwickelt.[6] Daraus ergibt sich die Fragestellung, welche Determinanten sich positiv oder negativ auf den deutschen Strom-Großhandelsmarkt auswirken.

Aufgrund der hohen Volatilität im Spotmarkt versuchen die Marktakteure bereits innerhalb des Terminmarktes ihre Marktpreisrisiken durch Ein- oder Verkäufe auf Basis eines Fixpreises abzusichern, Arbitragehandel auszuüben oder gezielte Spekulationen vorzunehmen.[7] Denn dem überwiegenden Handel mit Endkunden auf Basis von Fixpreisen steht der volatile und damit variable Großhandelsmarkt gegenüber.[8] Große EVU verfolgen daher das Ziel, die Erlöse durch den Verkauf von Strom bereits frühzeitig zu sichern und dadurch planbar zu gestalten.[9] Infolgedessen liegt der Fokus dieser empirischen Arbeit auf der Analyse des Terminmarktes.

Die notwendigen Instrumente zur Absicherung von Marktpreisrisiken stellen somit finanziell oder physisch erfüllbare Forwards und Futures[10] am Terminmarkt dar.[11] Doch welche Produkte stehen konkret den einzelnen Händlern am Terminmarkt zur Verfügung? Welche Chancen und Risiken ergeben sich durch den Handel? Welche Einflüsse lassen sich am besten vom Strompreis im Terminmarkt ableiten? Oder anders gefragt, welche Determinanten bilden den größten Einfluss auf den Strompreis im Terminmarkt und inwiefern differenzieren sich diese vom Spotmarkt? Fragestellungen, die es gilt im Rahmen dieser Arbeit zu beantworten.

1.2 Zielsetzung und Gang der Arbeit

Die Zielsetzung dieser Arbeit legt somit den Fokus auf die theoretische Ableitung der Einflussfaktoren des deutschen Strompreises und die empirische Untersuchung dieser mithilfe multipler linearer Regressionsanalysen, wobei jeweils eine separate Analyse der beiden wichtigsten Produkte des Strom-Terminmarktes erfolgt. Insgesamt umfasst die Datenanalyse einen Zeitraum von fünfeinhalb Jahren - von Beginn des Jahres 2012 bis Mitte des Jahres 2017. Durch die Methode der Ordinary Least Squares-Regression (OLS-Regression) soll innerhalb von dieser Zeitspanne die Frage beantwortet werden, ob und welche Relevanz Einflussfaktoren auf den Strompreis im deutschen Terminmarkt haben. Durch Ermittlung standardisierter Koeffizienten wird zusätzlich herausgestellt, welche Determinanten die größten bzw. wichtigsten Auswirkungen haben.

Die eingangs erwähnte Unterscheidung von Strom zu anderen handelnden Finanzprodukten, wird zunächst in Kapitel 2 unter Berücksichtigung signifikanter Differenzen und besonderer Merkmale geklärt. Dazu werden ebenfalls die Grundlagen des deutschen Strommarktes und die damit verbundenen Regulierungen erläutert. Diese haben sich maßgeblich auf die Entwicklung des deutschen Strommarktes ausgewirkt und prägen diesen wiederum heute. Darunter fallen auch die Darstellung der aktuell zu handelnden Produkte für Strom sowie die Einordnung und das Risikoprofil der Akteure im Strommarkt.

In Kapitel 3 werden anschließend die Verlaufseigenschaften von Strompreisen charakterisiert und die gemäß Literatur angewandten Modelle zur Herleitung von Spot- und Terminmarktpreisen dargestellt. Der Kern des Kapitels stellt die theoretische Herleitung der generellen Einflussfaktoren des Strompreises dar. Hierbei werden, neben den ursprünglichen Einflussfaktoren wie Angebot und Nachfrage, sowohl Einflüsse aus Rohstoffmärkten als auch politische Rahmenbedingungen erörtert. Nach Abgrenzung der zu untersuchenden relevanten Einflussfaktoren für den Terminmarkt werden die für die empirische Studie geltenden Forschungshypothesen aus der Literatur abgeleitet.

Aufbauend in Kapitel 4 gibt die Literatur Auskunft über die bereits untersuchten Einflussfaktoren und den daraus resultierenden empirischen Ergebnissen. Diese helfen die Wirkungszusammenhänge zwischen den Variablen gemäß Modelltheorie zu verstehen und einen generellen Überblick über den Stand der Forschung zu erlangen. Abschließend wird im Fazit ein Vergleich der eigenen empirischen Ergebnisse mit denen aus der dargestellten Literatur ermöglicht.

Darauf basierend werden in Kapitel 5, mit denen in Kapitel 3.3 abgegrenzten Einflussfaktoren und den abgeleiteten Forschungshypothesen, zwei multiple lineare OLS-Regressionen durchgeführt. Die Verwendung einheitlicher erklärender Variablen erlaubt letztlich einen Vergleich der Ergebnisse mit den zwei ausgewählten Produkten des Strom-Terminmarktes. Dabei unterscheidet sich diese Arbeit von bisherigen durchgeführten Untersuchungen. Zwar behandelt diese empirische Analyse im Kern die auf Basis der Literatur abgeleiteten Einflussfaktoren, liefert jedoch zusätzlich neue Erkenntnisse im Hinblick auf in diesem Kontext nicht untersuchten Variablen. Nach Prüfung der Modellgüte durch die Regressionsdiagnostik erfolgt die Interpretation und Erläuterung der Ergebnisse.

Kapitel 6 fasst letztlich die wesentlichen Ergebnisse dieser Arbeit zusammen und gibt Auskunft über die Zielerreichung sowie das Lösen der Problemstellung. Zuletzt wird ein Ausblick weiterer Ansätze für darüber hinausgehende Forschungsarbeiten aufgezeigt.

2 Grundlagen und Rahmenbedingungen im liberalisierten Strommarkt

Der deutsche Strommarkt unterscheidet sich nicht nur in den dort gehandelten Produkten von anderen Finanzmärkten, sondern ebenfalls in den zugrundeliegenden Rahmenbedingungen und den Akteuren im Markt. Welche Produkteigenschaften Strom von anderen Produkten unterscheidet, wie ein Preis für Strom hergeleitet wird und was für Implikationen die historische Entwicklung des deutschen Strommarktes auf den aktuellen Handel hat, wird im folgenden Kapitel herausgestellt.

2.1 Charakteristika und Besonderheiten des Produktes Strom

Das Produkt Strom als solches unterscheidet sich grundsätzlich in den Eigenschaften von anderen physisch erfüllbaren Produkten wie zum Beispiel Kohle oder Öl. Die Anwendungsbereiche Wärme, Licht und Kraft machen Strom dabei zu einem universellen Energieträger. Die verschiedenen Eigenschaften, worunter im Wesentlichen Homogenität, Leitungsgebundenheit und die mangelnde Speicherung von Strom zu verstehen sind, wirken sich dabei auf den Preis des Produkts Strom aus und sind damit elementar für diese Arbeit.[12] Die Kenngrößen stellen dabei die Stromspannung in Volt und die Stromstärke in Ampere dar. Die Multiplikation dieser Größen ergibt die elektrische Leistung in Watt.[13]

Lagerung: Strom ist im Wesentlichen nicht lagerfähig und muss nach der Produktion umgehend verbraucht werden.[14] Pumpspeicher, Kondensatoren oder Blei- Lithium- und Nickelbatterien können zwar dem Mangel der fehlenden Speicherung entgegenwirken, bilden aufgrund der aktuellen Rahmenbedingungen jedoch keine wirtschaftliche Alternative.[15] Die zum Teil fehlende Lagerung des Stroms hat zur Auswirkung, dass stets die Übertragungsnetzbetreiber, worunter Amprion, TransnetBW, TenneT und 50Hertz einzuordnen sind, die Aufgabe haben, Nachfrage und Angebot von Strom im Einklang zu halten und damit für ein Leistungsgleichgewicht zu sorgen.[16] Ansonsten könnte dies zur Folge haben, dass die Nennfrequenz von 50 Hertz nicht eingehalten wird und damit die Frequenzabweichung letztlich zu einem Blackout führen könnte.[17] Für Frequenzschwankungen können demnach sowohl die Angebots- als auch die Nachfrageseite verantwortlich sein. Um die Schwankungen im Netz auszugleichen, wird sogenannte Regelleistung eingesetzt.[18]

Leitungsgebundenheit: Wie auch Gas wird Strom leitungsgebunden geliefert. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen dafür sorgen, dass der Strom an die Verbraucher geliefert wird. Dafür stehen Transport- und Verteilungsnetze zur Verfügung, welche innerhalb des sogenannten Verbundnetzes für die Lieferung des Stroms sorgen.[19] Die Übertragungsnetzbetreiber sind letztlich auch für dessen gesamte Funktionsfähigkeit verantwortlich.[20] Damit einher geht die Voraussetzung, dass Erzeuger und Verbraucher an das Verbundnetz angebunden sein müssen. Denn im Falle eines Kohlekraftwerkausfalls, müssen andere Stromerzeugungsanlagen die notwendige Nachfrage nach Strom decken können.[21]

Homogenität: Ob Strom aus einem Kohlekraftwerk oder aus einer Windturbine erzeugt wird, hat letztendlich für die Verbraucher keinen Einfluss auf die Qualität.[22] Damit wirken sich qualitative Unterschiede weder positiv noch negativ auf den Preis aus.[23] Sowohl die Mischung von Strom mit gleicher Spannung und Frequenz als auch eine Transformation von Strom mit unterschiedlicher Spannung auf eine Frequenz ist ebenfalls möglich.[24] Die Homogenität von Strom und der leitungsgebundene Transport führen allerdings auch dazu, dass der physikalische Fluss von Strom im Übertragungsnetz nicht exakt nachvollzogen werden kann.[25] Auch eine Abgrenzung im Wettbewerb durch die Lieferung unterschiedlicher Qualitäten ist damit nicht gegeben.[26] Eine Ausnahme könnte lediglich die Produktion von Bahnstrom bedeuten, bei der der Strom auf der Frequenz von 16 2/3 Hertz ins Netz eingespeist wird.[27]

Unelastische Nachfrage und geringe Substituierbarkeit: Strom ist nicht mehr aus dem täglichen Leben weg zu denken und wird als selbstverständlich vorausgesetzt. Dabei achten die Endverbraucher bei der Nachfrage nach Strom nicht auf den aktuellen Preis.[28] Endverbraucher haben in der Regel einen festen Preis für Strom pro Kilowattstunde zu bezahlen. Damit werden beispielsweise Engpässe in der Stromerzeugung welche zu hohen Preisen auf dem Großhandelsmarkt führen, nicht weitergereicht.[29] Dies kann jedoch dazu führen, dass eine Rückhaltung der Anbieter dazu führt, dass diese Preisspitzen ausnutzen und zusätzlichen Deckungsbeitrag generieren.[30]

2.2 Historische Entwicklung und Liberalisierung des deutschen Strommarktes

Der bis Ende der 90er Jahre vorherrschende Strommarkt in Deutschland kennzeichnete sich durch eine monopolistische Struktur. Diese wurde durch das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ermöglicht, indem die EVU innerhalb von insgesamt vier festgelegten Versorgungsgebieten im Monopol vor anderen Wettbewerbern geschützt wurden.[31] Innerhalb dieses auch sogenannten Konsortialgebietes waren die EVU für die Stromproduktion, den Stromtransport, die Lieferung sowie die Abrechnung an die Endkunden verantwortlich.[32] Kunden konnten dabei nicht frei über ihren Stromlieferanten entscheiden. Ein Verkauf von eigens erzeugter Energie war ebenfalls nicht möglich.[33]

Im Laufe der 90er Jahre sollte jedoch der Strommarkt grundlegend verändert werden, indem durch Wettbewerb Produktvielfalt geschaffen wurde.[34] Das bis dahin geltende vertikal integrierte Monopol sollte damit abgeschafft werden.[35] Die damit einhergehenden Änderungen und wichtigsten Gesetze sowie Novellen der Energiewende seit dem Jahr 1990 fasst die nachstehende Tabelle 1 zusammen.

Tabelle 1: Gesetzliche Regulierungen im Rahmen der Liberalisierung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 36 f.

Mit der Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte im Jahr 1997 wurden grundlegende Anpassungen vorgenommen. Neben der Privatisierung der Unternehmen, dem freien Wettbewerb und dem dadurch neu entstandenen Preismechanismus entstand ebenfalls der Börsenhandel für den Gas- und Strommarkt.[36] Damit wurden die Konsortialgebiete aufgelöst und ein Netzzugang für dritte Stromanbieter ermöglicht.[37] Durch die Öffnung der Märkte hat der Energie-Mix an Vielfalt, insbesondere durch erneuerbare Energien, zugenommen.[38] Der Grund für den Umbruch lag in der Schaffung eines europäischen Binnenmarktes, in dem Produkte oder Dienstleistungen europaweit angeboten werden können und der Wettbewerb gefördert wird.[39] Der Liberalisierung steht jedoch weiterhin das vorherrschende Oligopol im Strommarkt durch die vier großen EVU gegenüber. Diese mussten zwar durch den zunehmenden Wettbewerb Marktanteile abgeben, halten aber weiterhin über 80 % der Erzeugungskapazitäten. Verstärkt wird dieser Effekt zusätzlich dadurch, da die großen EVU zusätzlich Anteile an 282 Stadtwerken und Regionalversorgern halten.[40]

Durch die in Kapitel 2.1 beschriebene Homogenität des Produktes Strom und die nach der Liberalisierung geschaffene Möglichkeit, den Stromanbieter als Verbraucher frei zu wählen, nahm ebenfalls der Wettbewerb zwischen den Stromanbietern zu.[41] Gleichzeitig kommt es durch die Preisbildung mittels Angebot und Nachfrage häufiger zu Marktungleichgewichten. Diese ist zum einen durch die aufgeführte fehlende Speicherbarkeit und Leitungsgebundenheit begründet, zum anderen durch den in den letzten Jahren stark angestiegenen Anteil an erneuerbaren Energien.[42] Diesen ist ein Einspeisevorrang vorbehalten, auf die im späteren Verlauf im Rahmen der sogenannten Merit-Order detaillierter eingegangen wird. Letztlich bedeutet dies für Elektrizitätshandelsunternehmen eine höhere Volatilität und somit eine höhere Unsicherheit im Strommarkt.[43] Schließlich soll die Stromerzeugung bis zum Jahr 2025 mit einem Anteil von erneuerbaren Energien von 40 bis 45 Prozent erfolgen.[44]

2.3 Der Großhandelsstrommarkt

2.3.1 Börslicher und außerbörslicher Handel

Strom ist nicht nur eine Größe aus der Physik, sondern stellt auch eine Handelsware bzw. Commodity dar, die am deutschen Strommarkt börslich oder außerbörslich gehandelt werden kann. Grundsätzlich wird am Terminmarkt, Day-ahead- und am Intraday-Markt gehandelt. Die Märkte ermöglichen den Handel von Kontrakten, die sich von einer einzelnen Viertelstunde am heutigen Tag bis auf die nachfolgenden 6 Jahre beziehen können.[45]

Mit Blick auf den Börsenhandel steht die European Energy Exchange (EEX), nach Fusion der Strombörsen in Frankfurt und Leipzig seit 2002 als Börsenplattform in Deutschland zur Verfügung.[46] Nach kurzer Zeit zählte diese bereits als Strombörse zu den führenden Handelsplätzen für Energie und anderen energieähnlichen Produkten.[47] Neben Strom lassen sich unter anderem auch Erdgas, Emissionsrechte, Kohle und Öl handeln.[48] Damit dienen die von der EEX ermittelten Preise der Produkte europaweit, auch für außerbörsliche Kontrakte, als Referenzpreise.[49] An der EEX haben die Marktteilnehmer die Möglichkeit, standardisierte Produkte am Spot- und Terminmarkt zu kaufen oder zu verkaufen.[50] Als Marktplätze steht neben der Strombörse EEX auch der außerbörsliche Stromhandel, also Over the Counter (OTC) zur Verfügung.[51] Während an der EEX Futures gehandelt werden, findet außerbörslich der Handel mit Forwards statt.[52] Dabei stellt ein Forward- bzw. auch Terminkontrakt ein bilaterales Geschäft dar, bei dem über folgende Eigenschaften eine Einigung herbeigeführt wird:[53]

- Menge bzw. Kontraktvolumen eines bestimmten Gutes bzw. Underlyings
- Definierter Preis, zu dem der Handel abgeschlossen wird
- Liefertermin zu einem späteren Zeitpunkt

Der Unterschied zwischen Forwards und Futures besteht darin, dass bei Futures ein täglicher Gewinn oder Verlust durch einen sogenannten Clearing & Margining Prozess realisiert wird, während bei Forwards die täglichen Gewinne und Verluste bis zur Fälligkeit kumuliert werden.[54]

Der außerbörsliche Handel bzw. der OTC-Markt bietet mittlerweile für den Stromhandel die höchste Liquidität, wodurch über Forwards ein höheres Handelsvolumen als über Futures an der Börse umgesetzt wird.[55] Rund 75 % werden außerbörslich gehandelt, wobei der Handel entweder bilateral direkt zwischen den Marktpartnern oder über Market Maker bzw. Broker abgewickelt wird.[56] Eine Gegenüberstellung der wesentlichen Unterschiede zwischen dem Handel von Strom an der Börse bzw. EEX und OTC zeigt nachstehende Tabelle 2.

Tabelle 2: Vergleich EEX und OTC

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 21 f.

Aufgrund der fehlenden Regulierung im OTC-Markt und der gegenüber der Börse geringeren Transparenz sind die einhergehenden Risiken im außerbörslichen Handel höher. So fehlt im OTC-Markt, im Falle eines Ausfalls eines Marktpartners, das an der Börse vorhandene Clearingverfahren. Zwar gibt es dafür auch außerbörslich Mechanismen, sind jedoch keine vereinbart, wird im OTC-Markt nicht wie an der EEX das Kontrahentenrisiko übernommen.[57] Allerdings lassen sich an der Börse nur standardisierte Produkte mit fest definierten Lieferzeiträumen handeln. Individuelle Vereinbarungen in Bezug auf die Produkte und Laufzeiten können nur im OTC-Markt festgelegt werden.[58]

2.3.2 Produkte im deutschen Spot- und Terminmarkt

Für den börslichen und außerbörslichen Handel stehen im Strommarkt, wie auch im reinen Wertpapierhandel, verschiedene handelbare Produkte zur Verfügung. Grundsätzlich lassen sich die für diese Arbeit relevanten Standardprodukte des Stromhandels in Stunden- und Blockkontrakten unterscheiden. Bei Blockkontrakten erfolgt die Lieferung von Strom mit einer durchgehenden konstanten Lieferleistung über mehrere Stunden.[59] Die wichtigsten Blockkontrakte bzw. Standardprodukte, die auch der nachstehenden Abbildung 1 entnommen werden können, sind:[60]

- Baseload mit Lieferung von 0:00 Uhr bis 24:00 Uhr
- Peakload mit Lieferung von 8:00 Uhr bis 20:00 Uhr
- Off-Peak-Load mit Lieferung von 0:00 Uhr bis 8:00 Uhr und von 20:00 Uhr bis 24:00 Uhr

Abbildung 1: Standardprodukte im Stromhandel

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthaltenQuelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Kästner, T., Kießling, A., Energiewende, 2016, S. 136

Die durch die Blockkontrakte abgedeckten Lieferzeiträume unterscheiden sich im Preisniveau. Das Preisniveau hängt wiederum von dem Angebot und der Nachfrage ab, auf das in Kapitel 3.2.1 eingegangen wird. Die Spitzenlast, also damit die höchste Nachfrage, ergibt sich in der Regel im Peakload zwischen 8 Uhr morgens und 20 Uhr abends.[61]

Neben den Standard- und Blockkontrakten stehen den EVU in den neu geschaffenen Handelsplätzen nach der Liberalisierung sowohl börslich als auch außerbörslich gehandelte zahlreiche neue Produkte am Spot- und Terminmarkt zur Verfügung.[62] Spot- und Terminmarkt unterscheiden sich im Wesentlichen in der zu handelnden Fristigkeit.[63] Der Spotmarkt ist grundsätzlich in Day ahead und Intraday-Markt abzugrenzen. Während im Day ahead Handel der nächste Tag gehandelt wird, kann im Intraday bis zu 45 Minuten vor Lieferung viertelstundenscharf gehandelt werden.[64] Innerhalb des Spotmarkts sind standardisierte Block- und Stundenkontrakte mit physischer Erfüllung unter dem Namen Physical Electricity Index (Phelix) handelbar.[65] Am Terminmarkt werden längerfristige Produkte, also Wochen, Monate, Quartale und Jahre, gehandelt.[66] Aufschluss über die unterschiedlichen Produkte am Spot- und Terminmarkt gibt Abbildung 2.

Abbildung 2: Übersicht Spot- und Terminmarkt

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Konstantin, P., Energiewirtschaft, 2013, S. 48

Das größte Handelsvolumen wird durch Futures und Forwards, also über unbedingte Termingeschäfte, umgesetzt.[67] Diese lassen sich für verschiedene Lieferzeiträume handeln. Im Bereich der unbedingten Termingeschäfte am Terminmarkt zeigt die nachstehende Tabelle 3 am Beispiel eines Handelstages, getrennt nach den Produkten Baseload und Peakload, die gehandelten deutschen Future-Kontrakte an der EEX.

Tabelle 3: Gehandelte Future-Kontrakte am EEX-Terminmarkt am 07.09.2017

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung

Für Marktakteure ergibt sich demnach die Möglichkeit, bis zu sechs Jahre in der Zukunft Strom zu handeln.[68] Allerdings sinkt mit zunehmender Fristigkeit auch die Liquidität.[69] Strom-Swaps, die ebenfalls unter unbedingte Termingeschäfte fallen, werden zum größten Teil außerbörslich gehandelt und ermöglichen, analog zu Zinsswaps, den Tausch von Zahlungsströmen.[70]

Aufgrund der Möglichkeit, individuelle Vereinbarungen am OTC-Markt zu treffen, gibt es gegenüber der Börse dort eine größere Auswahl an Produkten.[71] Ein Beispiel stellen die am OTC-Markt zu handelnden strukturierten Geschäfte dar. Darunter fallen Produkte, die von den üblichen Blocklieferungen abweichen und damit ein spezielles Lastprofil aufweisen. Mit diesen sogenannten Fahrplänen kann im Spot- und Terminmarkt zu jeder Stunde oder Viertelstunde ein anderer Leistungswert gehandelt werden.[72] Damit kann jeder Verkäufer oder Käufer diese Fahrpläne dazu nutzen, seine Lastgänge individuell zu gestalten um damit das Optimierungspotential zu heben.[73]

Die in der Abbildung 2 unter bedingte Termingeschäfte fallenden Optionen können an der EEX und auch im OTC-Markt gehandelt werden. Dabei handelt es sich um finanziell erfüllbare europäische Optionen, die sich lediglich auf den Baseload beziehen.[74] Am Beispiel einer Call-Option hat der Käufer das Recht, am letzten Handelstag eine bestimmte Menge des Basiswertes, also Baseload, zu einem festgelegten Ausübungspreis vom Verkäufer zu erwerben.[75] Optionen sind an eine Bedingung gebunden und stellen damit bedingte Termingeschäfte dar. Sie unterscheiden sich demnach von Futures und Forwards, welche unbedingte Termingeschäfte darstellen.[76]

Neben finanziell zu erfüllenden Optionen haben meist größere EVU eine sogenannte Realoption zu bewirtschaften. Unter die Realoption fällt der größte Umfang an zu handelnden Optionalitäten im Strommarkt. Die Realoption kann neben dem Einsatz für fossile Kraftwerke, worunter zum Beispiel Kohle- oder Gaskraftwerke fallen, auch für Speicherkraftwerke oder energieintensive Industriebetriebe verwendet werden. Ein fossiles Kraftwerk wandelt Energieträger, wozu zum Beispiel Kohle zählt, in Strom um und speist diesen entsprechend ins Stromnetz ein. Dabei besteht für denjenigen, der in Besitz eines fossilen Kraftwerks ist, die Optionalität, das Kraftwerk anzufahren und damit Strom zu erzeugen oder aber das Kraftwerk nicht anzufahren und damit keinen Strom zu produzieren. Der Preis der Optionalität ergibt sich aus dem Unterschiedsbetrag bzw. Spread zwischen den Erlösen aus Strom und dem Aufwand für Energieträger bzw. allen Einsätzen die notwendig sind, damit das Kraftwerk Strom erzeugt. Damit fällt die Realoption unter die Clean Spread Option. Ist die Option im Geld, sind demnach die Erlöse für Strom größer als die Aufwände und es wird in der Regel Strom erzeugt.[77] Für Kohlekraftwerke wird diese Option auch Clean Dark Spread und bei Gaskraftwerken Clean Spark Spread genannt. Beide weisen den Rohertrag der Kraftwerke pro produzierte Megawattstunde (MWh) aus.[78]

Ähnliche Optionalitäten lassen sich für Betreiber von Speicherkraftwerken ableiten. Am Beispiel für ein Pumpspeicherkraftwerk lässt sich der Strompreis auf einem niedrigen Niveau des Strompreises der Speicher durch das Einströmen von Wasser füllen. Steigt der Strompreis, hat der Betreiber die Möglichkeit das Wasser austreten zu lassen um damit Strom zu produzieren.[79] Energieintensive Industriebetriebe, worunter zum Beispiel Aluminiumhersteller gehören, sind zum Teil ebenfalls am Spotmarkt an der Börse zugelassen und können bei Bedarf Regelenergie bereitstellen. Regelenergie wird von der Netzgesellschaft dazu benötigt, Schwankungen im Strommarkt kurzfristig auszugleichen und damit die Spannung konstant auf 50 Hetz zu halten.[80] Im Falle einer zu hohen Nachfrage nach Strom kann der Industriebetrieb seine Produktion herunterfahren, um weniger Energie zu verbrauchen und damit die Nachfrage zu senken.[81]

Der Strommarkt hat sich seit der Liberalisierung zu einer großen Produktvielfalt entwickelt. Im Zuge dessen wurde sich aber von sogenannten Vollversorgungsverträgen distanziert. Frühere sogenannte Vollversorgungsverträge sind seit der Liberalisierung im Strommarkt mittlerweile eher nur für kleine oder mittelständische Kunden attraktiv.[82] Diese geben den Käufern die Möglichkeit, bei Bedarf eine zuvor vom EVU zurückgehaltene Leistung anzufordern. Die Rückhaltung der Leistung wird durch einen entsprechenden Aufschlag auf den Großhandelsstrompreis finanziert.[83]

2.3.3 Akteure und Risiken im Stromhandel

Zu den Akuteren am Großhandelsmarkt zählen vor allem EVU. Diese kaufen und verkaufen Strommengen kurz-, mittel- und langfristig, um den Strombedarf der Kunden, worunter neben Industriekunden auch die üblichen Haushalte fallen, zu decken. Neben EVU sind auch Banken, Fonds oder Stromhändler aktiv, die den Strommarkt für Spekulationen nutzen und damit nur einen finanziellen Ausgleich und keine physische Lieferung fokussieren.[84] Private Haushalte oder andere kleinere Verbraucher differenzieren sich dabei im zur Verfügung stehenden Marktzugang. Während Haushalte durch Zwischenhändler beliefert werden und überwiegend Festpreise pro verbrauchte Kilowattstunde bezahlen, haben größere Industrieunternehmen zum Teil einen direkten Marktzugang zum Großhandelsstrommarkt.[85] Zur besseren Planung sichern sich die Marktakteure insbesondere in Phasen ab, in denen niedrigere Nachfrageerwartungen gegeben sind.[86]

Von den aktiv am Großhandelsstrommarkt beteiligten Akteuren werden dabei Futures oder Forwards zur Absicherung des Marktpreisrisikos gehandelt. Unter dem Marktpreisrisiko wird die für den Marktakteur ungünstige Preisentwicklung von zum Beispiel Strom verstanden.[87] Um das Marktpreisrisiko abzusichern, werden Käufe auf niedrigem Preisniveau und Verkäufe möglichst auf einem höheren Preisniveau getätigt. Verkäufe werden wiederum vor allem durch EVU genutzt, um die aus dem Portfolio resultierende Long-Position vor fallenden Marktpreisen zu hedgen.[88] Aufgrund der hohen Volatilität im Spotmarkt sichern sich meist große EVU durch Terminkontrakte bereits frühzeitig auf dem Terminmarkt einen fixen Preis für Strom oder den anderen erwähnten Handelswaren.[89] Damit kann die Unsicherheit in Bezug auf den tatsächlichen Strompreis, also dem Spotpreis der zu dem Zeitpunkt unbekannt, bzw. nur über Erwartungen des Terminmarktes gebildet wird, möglichst gering gehalten werden.[90] Ein weiterer Grund zur frühzeitigen Absicherung resultiert aus der bei EVU entstehenden Realoption. Diese weist neben dem intrinsischen zusätzlich einen extrinsischen Wert auf. In diesem Wert sind die möglichen positiven Schwankungen des Strompreises über die Zeit berücksichtigt, welche den Optionswert steigen lassen.[91] In Bezug auf die Erzeugungsanlagen bedeutet das, dass weitere Stunden rentabel und verkauft werden können. Je frühzeitiger damit die Absicherung erfolgt, umso mehr potentieller Wert kann generiert werden.

Die am Spotmarkt geschlossenen Handelsgeschäfte werden meist spätestens nach zwei Tagen physisch erfüllt. Sie dienen im Handel für die kurzfristige Optimierung der Marktakteure.[92] Physische Erfüllung bedeutet, dass während des gehandelten Lieferzeitraums eine physische Lieferung von Strom zwischen Börse und Handelsteilnehmer erfolgt. Soll keine physische Lieferung erfolgen, kann im Terminmarkt auch ein finanzieller Ausgleich vereinbart werden.[93] Bei vereinbarter physischer Erfüllung kann jedoch neben dem Preisrisiko ebenfalls das Mengenrisiko, welches aus der Long-Position der Energieerzeugungsanlagen besteht, reduziert werden.[94]

Unter dem Mengenrisiko bzw. Fahrplan- oder auch Strukturrisiko ist das Risiko gemeint, welches sich durch die ungenaue Voraussage des zukünftigen Lastgangs ergeben kann. Kommt es beispielsweise zu einem geringeren Verbrauchsverhalten, wurden im Terminmarkt vorerst zu viele Mengen verkauft.[95] Ein weiterer Faktor ist die meist schwierige und dadurch oftmals falsche Prognose des Wetters. Damit geht die volatile Einspeisung der erneuerbaren Energien einher.[96] Aus dem Mengenrisiko entsteht wiederum ein Marktpreisrisiko, da die sogenannte Short-Position reduziert werden muss. In diesem Beispiel müssten Mengen innerhalb des Spotmarkts im ungünstigen Fall teurer zurückgekauft werden.[97]

3 Theoretischer Bezugsrahmen und Forschungshypothesen

Zur Abbildung der Strompreisverläufe und schließlich zur Herleitung der Einflussfaktoren existieren verschiedene Ansätze in einigen theoretischen Modellen. Daher werden in Kapitel 3.1 zunächst einige theoretische Modelle beschrieben, die auf die Anforderungen der Modellierung von Spot – und Terminpreisen eingehen. Um die Wirkungszusammenhänge der Einflussfaktoren auf den Strompreis zu verstehen werden dabei sowohl Einflussfaktoren für den Spot- als auch den Terminmarkt beschrieben. Im Anschluss erfolgt die Abgrenzung der zu untersuchenden Einflussfaktoren innerhalb des Terminmarktes mit anschließender Hypothesenbildung.

3.1 Strompreismodelle

3.1.1 Verlaufseigenschaften von Strompreisen

Es gibt zahlreiche Modelle die das Ziel verfolgen, Strompreise abzuleiten. Begründet durch unterschiedliche Verlaufseigenschaften wird bei der Modellierung von Strompreisen zwischen Spot- und Terminmarkt unterschieden.[98] Die Grundlagen der Modellierung von Spotpreisen sind jedoch elementar für das Verständnis der Modellierung von Terminpreisen. Grundsätzlich müssen zur Modellierung von Strompreisen die Charakteristika des Produktes Strom berücksichtigt werden. Darunter fallen die fehelende Speicherbarkeit und die preisunelastische Nachfrage.[99]

Innerhalb des Spotmarktes werden Spotpreise, also Day-Ahead-Preise modelliert.[100] Darunter können neben den Block- auch Stundenkontrakte fallen.[101] Die folgende Abbildung 3 gibt Aufschluss über den typischen Verlauf von Day-Ahead Spotpreisen. Dabei wurden für die Darstellung die Zeitreihen für Spotpreise vom 1. Januar 2017 bis zum 30. Juni 2017 herangezogen.

Abbildung 3: Beispielhafter Verlauf der Day-Ahead Spotpreise

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung

Innerhalb dieses Zeitraums wird in rot der niedrigste, in grün der höchste und in blau der durchschnittliche Strompreisverlauf dargestellt. Der durchschnittliche Strompreisverlauf ergibt sich als Mittelwert von allen 181 Tagen, also von Anfang Januar bis Ende Juni 2017. Auffällig sind die negativen Preise am 01.05.2017 bis ca. 17 Uhr. Diese resultieren an dem deutschen Feiertag aus einer zu hohen Produktionsmenge von Strom aus den Erzeugungsanlagen. Ein Grund liegt in der geringen Flexibilität von konventionellen Erzeugungsanlagen, wodurch bei Auftreten von plötzlicher hoher Produktion aus erneuerbaren Energien beispielsweise durch Wind eine Überkapazität entsteht.[102] Ein weiterer Grund liegt in der durch den Feiertag bedingten geringen Nachfrage nach Strom.

Die Anforderungen an ein Spotpreismodell ergeben sich durch die Eigenschaften der Zeitreihenwerte von Spotpreisen.[103] Diese sind geprägt durch eine hohe Volatilität, Mittelwertrückkehr bzw. Mean-Reversion, positiver Schiefe, einer großen Wölbung, Saisonalität und vereinzelter und unerwarteter Ausreißer bzw. sogenannten Spikes.[104] Die hohe Volatilität ist im Wesentlichen durch die sich stetig ändernde Angebots- und Nachfrageseite begründet, die sich auf ein Ungleichgewicht von Angebot und Nachfrage auswirken.[105] Grundsätzlich reagiert der Spotpreis sensitiv auf Nachfrage- oder Angebotsänderungen. Bedingt durch die fehlende Lagerfähigkeit von Strom, Kapazitätsengpässen und der zusätzlich unelastischen Nachfrage nach Strom, kommt es an einigen Tagen zu Spikes, welche das Preisniveau kurzfristig ansteigen lassen.[106] Aus diesem Grund werden für die Strompreisdynamik oftmals Zeitreihenmodelle verwendet, die diese Eigenschaften abbilden.[107] Durch die Zeitreihenanalyse sollen Strukturen und Regelmäßigkeiten im Zeitverlauf aufgedeckt und beschrieben werden.[108]

[...]


[1] Vgl. Redl, C., Price formation in electricity forward markets, 2011, S. 1; Janczura, J., A risk premium approach, 2013, S. 1.

[2] Vgl. Frank, F., Preisbildung von Strom-Forwards, 2011, S. 1; Redl, C., Price formation in electricity forward markets, 2011, S. 1.

[3] Vgl. Marckhoff, J., Muck, M., Bewertung von Stromderivaten, 2010, S. 299.

[4] Vgl. Bessembinder, H., Lemmon, M. L., Equilibrium Pricing, 2002, S. 1347; Longstaff, F., Wang, A., High-Frequency Empirical Analysis, 2004, S. 1886; Kempf, A., Preiszusammenhang zwischen Kassa- und Futuresmärkten, 1996, S. 8; Ullrich, C. J., Constrained Capacity and Equilibrium, 2007, S. 1.

[5] Vgl. Bessec, M. et al., Forecasting electricity spot prices, 2016, S. 1; Fereira, P. et al., The Impact of Fuel and CO2 Prices, 2012, S. 32; Traber, T., Kemfert, C., Renewable Energy, 2009, S. 155; Ziel, F., Steinert, R., Probabilistic Mid- and Long-Term, 2017, S. 1.

[6] Vgl. Kästner, T., Kießling, A., Energiewende, 2016, 140; Longstaff, F., Wang, A., High-Frequency Empirical Analysis, 2004, S. 1877; Murthy, G. et al., Forecasting Electricity Prices, 2014, S. 1; Nogales, F., Conejo, A. J., Electricity price forecasting – function models, 2006, S. 350.

[7] Vgl. Daskalakis, G. et al., Emissions Constrained Economy, 2015, S. 1; Frank, F., Preisbildung von Strom-Forwards, 2011, S. 1; Janczura, J., A risk premium approach, 2013, S. 1.

[8] Vgl. Janczura, J., A risk premium approach, 2013, S. 1 f.

[9] Vgl. Frank, F., Preisbildung von Strom-Forwards, 2011, S. 27.

[10] Forwards- und Futures werden im Rahmen dieser Arbeit als Synonyme verwendet. Eine Abgrenzung der Begrifflichkeiten erfolgt in Kapitel 2.3

[11] Vgl. Janczura, J., A risk premium approach, 2013, S. 1 f.

[12] Vgl. Borchert, J., Determinanten der Großhandelspreise für Elektrizität, 2003, S. 49; Borgmann, E., Preisrisikomanagement, 2004, S. 7.

[13] Vgl. Frank, F., Preisbildung von Strom-Forwards, 2011, S. 7.

[14] Vgl. Borgmann, E., Preisrisikomanagement, 2004, S. 25; Spiecker, I., Digitale Konzepte, 2017, S. 286.

[15] Vgl. Aust, Benjamin, Morscher, Christof, Negative Strompreise, 2017, S.305; Zapf, M., Stromspeicher, 2017, S. 97.

[16] Vgl. Dürr, T., Heyne, J. C., Virtuelle Kraftwerke, 2017, S. 655; Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 130; Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 7; Kästner, T., Kießling, A., Energiewende, 2016, S. 114.

[17] Vgl. Brauner, G., Energiesysteme, 2016, S. 92.

[18] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 7; Maubach, K. D., Strom 4.0, 2015, S. 154; Simon, R., Demand-Side-Management, 2017, S. 258.

[19] Vgl. Kramer, R., Gesetzliche Rahmenbedingungen, 2015, S. 65.

[20] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 4.

[21] Vgl. Borgmann, E., Preisrisikomanagement, 2004, S. 7.

[22] Vgl. Frank, F., Preisbildung von Strom-Forwards, 2011, S. 7 f.

[23] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 1; Henseler, J., Konsumenten im Strommarkt, 2006, S. 11f.

[24] Vgl. Borgmann, E., Preisrisikomanagement, 2004, S. 7.

[25] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 5; Menges, Roland, Beyer, Gregor, Konsumentenpräferenzen, 2015, S. 96.

[26] Vgl. Kramer, J.W., Somrau, R., Bedeutung des Diensleistungsmarketings, 2014, 178.

[27] Vgl. Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 127; Kästner, T., Kießling, A., Energiewende, 2016, S. 114.

[28] Vgl. Marckhoff, J., Muck, M., Bewertung von Stromderivaten, 2010, S. 300.

[29] Vgl. Borgmann, E., Preisrisikomanagement, 2004, S. 122.

[30] Vgl. Amelung, A., Wambach, A., Kapazitätsmechanismen, 2013, S. 276.

[31] Vgl. Rimmler, M., Liberalisierung der Energiemärkte, 2015, S. 549 f.; Würfel, P., Unter Strom, 2015, S. 6.

[32] Vgl. Hebel, D., Schnoedel, J., Strommarkt im freien Wettbewerb, 1997, S. 522; Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 12.

[33] Vgl. Brauner, G., Energiesysteme, 2016, S. 151.

[34] Vgl. Bergschneider, C., et al., Risikomanagement in der Energiewirtschaft, 2003, S. 376; Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 35.

[35] Vgl. Fischer, S., Energiewende und Europa, 2017, S. 179; Henseler, J., Konsumenten im Strommarkt, 2006, S. 10.

[36] Vgl. Doleski, O., Utility 4.0, 2017, S. 4; Kästner, T., Kießling, A., Energiewende, 2016, S. 3.

[37] Vgl. Baumhögger, J., Perret, C., Großhandelsmärkte, 2017, S. 77.

[38] Vgl. Fischer, S., Energiewende und Europa, 2017, S. 167;Niederhausen, H., Burkert, A., Elektrischer Strom, 2014, S. 62.

[39] Vgl. Würfel, P., Unter Strom, 2015, S. 7.

[40] Vgl. Wiesner, M., Stromgroßhandel in Deutschland, 2009, S. 48.

[41] Vgl. Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 35.

[42] Vgl. Zahoransky, R., Energietechnik, 2015, S. 401 f.

[43] Vgl. Bergschneider, C., et al., Risikomanagement in der Energiewirtschaft, 2003, S. 376.

[44] Vgl. Kästner, T., Kießling, A., Energiewende, 2016, S. 27.

[45] Vgl. Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 130.

[46] Vgl. European Energy Exchange, Zahlen & Fakten, 2017, S. 1.

[47] Vgl. Konstantin, P., Energiewirtschaft, 2013, S. 48.

[48] Vgl. European Energy Exchange, Zahlen & Fakten, 2017, S. 4.

[49] Vgl. Hilpold, C., Kaiser, D. G., Innovative Investmentstrategien, 2010, S. 156.

[50] Vgl. Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 130.

[51] Vgl. Vgl. Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 130; Niederhausen, H., Burkert, A., Elektrischer Strom, 2014, S. 744; Würfel, P., Unter Strom, 2015, S. 125.

[52] Vgl. Baumhögger, J., Perret, C., Großhandelsmärkte, 2017, S. 90.

[53] Vgl. Schnorrenberg, B., Preisbildung von Forwardkontrakten, 2006, S. 8.

[54] Vgl. Kempf, A., Preiszusammenhang zwischen Kassa- und Futuresmärkten, 1996, S. 9.

[55] Vgl. Baumhögger, J., Perret, C., Großhandelsmärkte, 2017, S. 87; Zapf, M., Stromspeicher, 2017, S. 63.

[56] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 11; Zapf, M., Stromspeicher, 2017, S. 63; Vgl. Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 20.

[57] Vgl. Baumhögger, J., Perret, C., Großhandelsmärkte, 2017, S. 87 f.

[58] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 11.

[59] Vgl. Hilpold, C., Kaiser, D. G., Innovative Investmentstrategien, 2010, S. 156; Konstantin, P., Energiewirtschaft, 2013, S. 438; Pschick, A. W., Hedgingstrategien, 2014, S. 46.

[60] Vgl. Seifert, J. M., Preismodellierung und Derivatebewertung, 2009, S. 13.

[61] Vgl. Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 23.

[62] Vgl. Posch, W., Energiemanagement, 2011, S. 98.

[63] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 13.

[64] Vgl. Kästner, T., Kießling, A., Energiewende, 2016, S. 136.

[65] Vgl. Konstantin, P., Energiewirtschaft, 2013, S. 438.

[66] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 13.

[67] Vgl. Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 20.

[68] Vgl. Huisman, R., Kilic, M., Carbon pass-through rates, 2014, S. 7.

[69] Vgl. Baumhögger, J., Perret, C., Großhandelsmärkte, 2017, S. 86.

[70] Vgl. ebd., S. 90.

[71] Vgl. Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 20.

[72] Vgl. Baumhögger, J., Perret, C., Großhandelsmärkte, 2017, S. 89.

[73] Vgl. Pschick, A. W., Hedgingstrategien, 2014, S. 46.

[74] Vgl. Zapf, M., Stromspeicher, 2017, S. 63.

[75] Vgl. Konstantin, P., Energiewirtschaft, 2013, S. 441.

[76] Vgl. Baumhögger, J., Perret, C., Großhandelsmärkte, 2017, S. 83.

[77] Vgl. Seifert, J. M., Preismodellierung und Derivatebewertung, 2009, S. 19 f.

[78] Vgl. Maubach, K. D., Strom 4.0, 2015, S. 36.

[79] Vgl. Seifert, J. M., Preismodellierung und Derivatebewertung, 2009, S. 20.

[80] Vgl. Simon, R., Demand-Side-Management, 2017, S. 258.

[81] Vgl. Seifert, J. M., Preismodellierung und Derivatebewertung, 2009, S. 20.

[82] Vgl. Konstantin, P., Energiewirtschaft, 2013, S. 456.

[83] Vgl. Borgmann, E., Preisrisikomanagement, 2004, S. 111.

[84] Vgl. Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 24 f.

[85] Vgl. Drathen, J., Der Europäische Energiemarkt, 2010, S. 79.

[86] Vgl. Daskalakis, G. et al., Emissions Constrained Economy, 2015, S. 11.

[87] Vgl. Würfel, P. et al., Energiebeschaffung für Industrieunternehmen, 2017, S. 371.

[88] Vgl. Konstantin, P., Energiewirtschaft, 2013, S. 441.

[89] Vgl. Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 130; Niederhausen, H., Burkert, A., Elektrischer Strom, 2014, S. 744; Vgl. Pell, W., Energy as a Service, 2017, S. 737.

[90] Vgl. Pell, W., Energy as a Service, 2017, S. 737.

[91] Vgl. Garner, C., Brittain, P., Commodity Options, 2009, S. 3 f.

[92] Vgl. European Energy Exchange, Zahlen & Fakten, 2017, S. 4.

[93] Vgl. Graeber, R. D., Handel mit Strom, 2014, S. 12.

[94] Vgl. Borgmann, E., Preisrisikomanagement, 2004, S. 56.

[95] Vgl. Würfel, P. et al., Energiebeschaffung für Industrieunternehmen, 2017, S. 371 f.

[96] Vgl. Borgmann, E., Preisrisikomanagement, 2004, S. 94.

[97] Vgl. Schumacher, I., Würfel, P., Strategien zur Strombeschaffung, 2015, S. 65.

[98] Vgl. Seifert, J. M., Preismodellierung und Derivatebewertung, 2009, S. 23.

[99] Vgl. Bessembinder, H., Lemmon, M. L., Equilibrium Pricing, 2002, S. 1347; Müller-Merbach, J., Bewertung von Termingeschäften, 2008, S. 75.

[100] Vgl. Frank, F., Preisbildung von Strom-Forwards, 2011, S. 24.

[101] Vgl. Seifert, J. M., Preismodellierung und Derivatebewertung, 2009, S. 23 f.

[102] Vgl. Gochermann, J., Expedition Energiewende, 2016, S. 131.

[103] Vgl. Nogales, F., Conejo, A. J., Electricity price forecasting – function models, 2006, S. 350.

[104] Vgl. Bernhmad, F., Percebois, J., Wind power feed-in impact, 2015, S. 86; Bunn, D. et al., Forecasting of Electricity Price Risks, 2016, S. 102; Daskalakis, G. et al., Emissions Constrained Economy, 2015, S. 2; Diko, P. et al., Risk Premia in Electricity Forward Prices, 2006, S. 9.

[105] Vgl. Thoenes, S., Determinants of Electricity Prices, 2014, S. 62.

[106] Vgl. Persio, L., Perin, I., Stochastic Approach to Pricing Forward Contracts, 2015, S. 1; Pietz, M., Risk Premia, 2009, S. 3; Redl, C., Bunn, D., The premium in forward contracts, 2012, S. 92.

[107] Vgl. Seifert, J. M., Preismodellierung und Derivatebewertung, 2009, S. 33.

[108] Vgl. Schlittgen, R., Zeitreihenanalyse, 2015, S. 7.

Ende der Leseprobe aus 115 Seiten

Details

Titel
Die Determinanten des deutschen Strompreises. Eine empirische Analyse für den Terminmarkt
Hochschule
FOM Essen, Hochschule für Oekonomie & Management gemeinnützige GmbH, Hochschulleitung Essen früher Fachhochschule
Note
1,3
Autor
Jahr
2018
Seiten
115
Katalognummer
V413376
ISBN (eBook)
9783668643956
ISBN (Buch)
9783668643963
Dateigröße
4628 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
strompreis, determinanten, ols, regression, linear, baseload, peakload, merit-order, energie, strom, liberalisierung
Arbeit zitieren
Simon Schweihoff (Autor), 2018, Die Determinanten des deutschen Strompreises. Eine empirische Analyse für den Terminmarkt, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/413376

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