Bewertung von Flexibilität in freien Stromhandelssystemen unter Berücksichtigung von Sprüngen-

Transkript

1 Bewertung von Flexibilität in freien Stromhandelssystemen unter Berücksichtigung von Sprüngen- Ein Vergleich zu Kapazitätsmärkten Diplomarbeit Themensteller: Prof. Dr. Wolfgang Ströbele Betreuer: Magnus Wobben eingereicht von Oleg Reichmann Münster,

2 Danksagung Ich danke Magnus Wobben Matthias Jansen für die tolle Betreuung und Unterstützung bei der Erstellung dieser Arbeit und die Beantwortung meiner zahlreichen Fragen. Melanie Borouki für das Korrekturlesen dieser Arbeit. Professor Burger und Magnus Wobben für die Möglichkeit ökonomische und mathematische Aspekte in beide Arbeiten einbringen zu können. Meinen Eltern und meiner Schwester, die mich immer unterstützt haben.

3 Inhaltsverzeichnis I. Abbildungsverzeichnis i II. Abkürzungsverzeichnis III. Tabellenverzeichnis ii iii 1 Einleitung 1 2 Grundlagen Investitionsdilemma Generation Security Generation Adequacy Optionsbewertung Beispiele für Spotoptionen Physische Übertragungsrechte Ökonomische Beschreibung Optionstheoretische Erfassung Bewertung Ergebnisse Regelenergie Ökonomische Beschreibung Optionstheoretische Erfassung Bewertung Ergebnisse Swing Optionen Ökonomische Beschreibung Optionstheoretische Erfassung Bewertung Ergebnisse

4 4 Analyse des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes Regelenergiemarkt Untersuchung des Status quo Alternative I: Ein-Preis-System Alternative II: Anreizregime für die ÜNB Alternative III: Echtzeitbepreisung Ausgleichsenergiemarkt Untersuchung des Status quo Alternative I: Differenzierte Bepreisung Alternative II: Kostenunabhängige Bepreisung Zwischenfazit Kapazitätsmärkte Poolmärkte Grundlagen Poolmärkte Das Reliability Pricing Model im PJM Markt Der Forward Capacity Market im New England Markt Kapazitätsmechasismen in freien Handelssystemen Swing Optionen Minutenreservemarkt Fazit 77 Anhang 78 A Hilfsresultate 78 IV. Literaturverzeichnis 80

5 Abbildungsverzeichnis 3.1 Chronologie der Vergabe von Übertragungsrechten zwischen Deutschland und den Niederlanden Verwendete Modelle QQ-Plot der Spreadzuwächse gegen die Normalverteilung Einnahmen durch die Future-Duplikationsstrategie Modellergebnisse im Vergleich Opportunitätskosten eines Kraftwerktes mit Grenzkosten von 100 Euro/MWh für den Sensitivität der Opportunitätskosten bezüglich der Moneyness Quartalsswing Optionen für das Jahr Swing Optionen für das dritte Quartal des Jahres Grenzleistungpreise und gewichtete mittlere Leistungspreise für Minutenreserve für Januar bis Juni Merit Order der Arbeitspreise für Block 1 und Block 4 am Mittlere und minimale Arbeitspreise für September Grenzarbeitspreise für September Arbeitspreise für negative Regelarbeit (September 2008) Leistungspreise für negative Regelarbeit (September 2008) Vergleich der Kosten bei der aktuellen Eindeckungsstrategie und einer Eindeckung bei vollkommener Information für Stunde 10 am 22. April Relativer Unterschied der aktuellen Eindeckungsstrategie und einer Eindeckung bei vollkommener Information für Stunde 10 am 22. April Berücksichtigung der Leistungspreise bei Regimewechsel Mittlere gewichtete Arbeitspreise von RWE Transportnetz und EnBW Netz für den Oktober Regelzonensaldo für Vattenfall Transportnetz und EoN Netz für den Oktober Einzugsgebiet des PJM Marktes Einzugsgebiet des New England Marktes i

6 Abkürzungsverzeichnis BKV BNetzA EEX EnWG EVU FCM GW kwh MGAP MPR MR MRM MW MWh OTC PDE PTR RPM SDE SO ÜNB Bilanzkreisverantwortliche Bundesnetzagentur European Energy Exchange Energiewirtschaftsgesetz Energieversorgungsunternehmen Forward Capacity Market Gigawatt Kilowattstunde Mittlerer gewichteter Arbeitspreis Marktpreis des Risikos Minutenreserve Minutenreservemarkt Megawatt Megawattstunde Over the Counter Partielle Differentialgleichung Physisches Übertragungsrecht Reliability Pricing Model Stochastische Differentialgleichung Systemoperator Übertragungsnetzbetreiber ii

7 Tabellenverzeichnis 4.1 Zuschläge und Absagen am Minutenreservemarkt iii

8 Kapitel 1 Einleitung Flexibilität (vom Lateinischen flecetere=biegen, beugen) bezeichnet die Fähigkeit eines Subjektes, sich an geänderte Anforderungen und Gegebenheiten seiner Umwelt anpassen zu können. Diese Arbeit untersucht Mechanismen, die Flexibilität auf Strommärken, insbesondere dem deutschen Strommarkt, bereitstellen. Flexibilität spielt auf Grund der Nichtspeicherbarkeit von Strom und der damit einhergehenden Notwendigkeit eines permanenten Gleichgewichtes aus Angebot und Nachfrage eine besonders wichtige Rolle. Es zeigt sich, dass viele Produkte, die Flexibilität bereitstellen als Optionen auf Spotstrom interpretiert werden können. Diese Sicht widerspricht der oft deklarierten nachrangigen Bedeutung von Spotoptionen auf Strommärkten. Der Zugang liefert eine Möglichkeit den fairen Wert von Flexibilität und insbesondere Kapazitätsvorhaltung zu bestimmen. Einer der größten Märkte für Flexibilität ist der Regelenergiemarkt und insbesondere der Markt für Minutenreserve. Die richtige Ausgestaltung dieses Marktes ist wegen seiner Wichtigkeit von entscheidender Bedeutung. Ziel dieser Arbeit ist neben der Bewertung von Flexibilität eine Analyse des deutschen Regelenergiemarktes, insbesondere des Minutenreservemarktes, zu liefern und einen Vergleich zwischen Kapazitätsmechanismen in Poolsystemen und freien Handelssystemen durchzuführen. Die Arbeit ist folgendermaßen aufgebaut. In Kapitel 2 werden die notwendigen volkswirtschaftlichen und optionstheoretischen Grundlagen gelegt. Es wird eine Beschreibung des Investitionsdilemmas liberalisierter Strommärkte gegeben und die im Laufe der Arbeit behandelten Kontrakte werden eingebunden. In Kapitel 3 wird die Bewertung von physischen Übertragungsrechten, Minutenreserve und Swing Optionen durchgeführt, falls möglich werden die modelltheoretischen Ergebnisse mit realen Daten verglichen. Kapitel 4 gibt eine theoretische und empirische Analyse des Minutenreservemarktes und des Ausgleichsenergiemarktes. Es werden potenzielle alternative Designs diskutiert. In Kapitel 5 weden Kapazitätsmechanismen in Poolsystemen und freien Handelssystemen verglichen. Kapitel 6 fasst die Ergebnisse der Arbeit zusammen. 1

9 Kapitel 2 Grundlagen In diesem Kapitel sollen die Grundlagen, die für das Verständnis der Arbeit notwendig sind, gelegt werden. Zunächst wird das Investitionsdilemma liberalisierter Strommärkte beschrieben und die Rolle von Regelenegie und Swing Optionen vor diesem Hintergrund erklärt. In einem zweiten Teil werden einige Aspekte der Optionsbewertung beschrieben. Diese ermöglicht die Bewertung von Flexibilität und liefert einen intuitiven Zugang zum Verständnis von vielen Produkten auf Strommärkten. 2.1 Investitionsdilemma Der folgende Abschnitt gibt eine Beschreibung des Investitionsdilemmas liberalisierter Strommärkte und insbesondere des deutschen Strommarktes. Zunächst muss hierfür der Begriff der Versorgungssicherheit geklärt werden. Unter Versorgungssicherheit wird die Fähigkeit der Bereitstellung von Endenergiemengen verstanden 1. Dieser Begriff wird im englischsprachigen Raum mit supply reliability übersetzt und in supply adequacy und supply security unterteilt. Dabei kommt eine Übersetzung mit lang- und kurzfristiger Versorgungssicherheit den Begriffen am nächsten. Während supply security der Fähigkeit entspricht auf plötzliche Änderungen und Abweichungen bei Ein- und Ausspeisung entsprechend zu reagieren, um die Netzstabilität zu gewährleisten, beschreibt supply adequacy die Fähigkeit den Stromverbrauchern jederzeit die notwendige elektrische Arbeit in der von ihnen nachgefragten Menge zur Verfügung zu stellen 2. Supply adequacy lässt sich weiter in net adequacy und generation adequacy unterteilten, fordert also einen hinreichenden Ausbau des Netzes und des Kraftwerksparks 3. Diese Arbeit beschränkt sich bei der nun folgenden Untersuchung auf generation security und generation adequacy. Zunächst soll geklärt werden in wie fern die Güter generati- 1 vgl. [10, S.16]. 2 vgl. [40, S.2]. 3 vgl. [4, S.31f]. 2

10 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 3 on adequacy und generation security öffentlichen bzw. privaten Charakter aufweisen, um regulatorische Eingriffe in den einzelnen Märkten rechtfertigen zu können Generation Security Generation security (Netzstabilität) stellt ein öffentliches Gut dar, da weder Rivalität noch Exkludierbarkeit (zu ökonomisch tragbaren Kosten) vorliegt. Es kann kein Nutzer des Netzes einzeln abgeschaltet werden und die Nutzer rivalisieren auch nicht untereinander um die Netzstabilität. In einem wettbewerblichen Markt ohne besondere Institution würde dieses Gut nicht in hinreichender Höhe bereitgestellt, da kein rationaler Anbieter seine wahre Zahlungsbereitschaft für das Gut artikulieren würde. Daher ist ein regulatorischer Eingriff zur Sicherung der Netzstabilität und verpflichtende Beteiligung aller Nutzer an den Kosten gerechtfertigt. In Deutschland wird dieser Tatsache teilweise durch die Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zur Bereitstellung von Regelarbeit und anderen Systemdienstleistungen über die StromNZV ( 6-11) und das EnWG ( 13) Rechnung getragen. Die Bereitstellungskosten (Leistungspreise) für Regelarbeit werden in die Netznutzungsentgelte umgelegt und somit von den Endverbrauchern getragen, obwohl auch die Produzenten von einer höheren Netzstabilität profitieren. Somit wird das öffentliche Gut Netzstabilität teilweise durch die gesetzliche Verpflichtung zur Vorhaltung von Regelarbeit bereitgestellt. Eine Beschreibung der Bewertung von Regelarbeit und insbesondere der MR findet sich in Abschnitt 3.2 wieder. In Kapitel 4 wird das aktuelle Design des Minutenreservemarktes (MRM) dargestellt und mögliche Verbesserungsvorschläge präsentiert. Mit Hilfe der Regelenergie werden jedoch nur die ersten 60 Minuten nach Auftreten einer Abweichung eines Energieversorgungsunternehmens (EVU) vom angemeldeten Fahrplan abgedeckt. Danach ist jeder einzelne Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) zum Ausgleich der Abweichung verpflichtet 4. In sein Kalkül zur Berechnung der optimalen Absicherungshöhe, sei es durch eigene vorgehaltene Kapazitäten oder Besicherungsverträge, wird er seine privaten Kosten einbeziehen, die ihm dadurch entstehen würden, dass er die Ausgleichsarbeit nicht liefern kann 5. Diese privaten Kosten sind in Deutschland einerseits die Kosten für Minutenreserve (MR), die in diesem Fall weiterverwendet würde, sowie die Kosten der entsprechenden Strafe, die der BKV zahlen müsste. Weiterhin würde er unter Umständen das Risiko eines Entzugs des Bilanzkreises bei fahrlässigem Handeln seinerseits miteinbeziehen. Das damit einhergehende erhöhte Risikos eines Blackouts geht jedoch nicht 4 Um genau zu sein, werden durch den Regelenergiemarkt Abweichungen bis zum Ende der fünften Viertelstunde nach Auftreten der Störung ausgeglichen. 5 Bei dieser Argumentation wird davon ausgegangen, dass eine Markträumung nur im day-ahead Markt möglich ist. Liegt hingegen ein liquider Intra-day Markt vor, so wäre dieses Problem der generation adequacy zuzuorden. In Deutschland existiert zwar ein Intra-day Handel jedoch ist nicht davon auszugehen, dass an diesem Markt jederzeit beliebige Mengen beschaffbar sind.

11 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 4 in sein Kalkül ein. Dies führt dazu dass, falls die Strafen mit denen ein BKV rechnen muss nicht den sozialen Kosten des erhöhten Risikos eines Blackouts entsprechen, die Zahlungsbereitschaft für diesen Teil der Netzstabilität unter dem volkswirtschaftlichen Optimum bleiben wird. Dies würde dazu führen, dass insgesamt zu wenig Kapazität vorgehalten wird. Welche Art der Kapazität dies ist, lässt sich a priori nicht sagen, jedoch entlohnt ein solcher Besicherungsvertrag, den der BKV abschließen würde, im wesentlichen die Kapazitätsvorhaltung. Somit können Kapazitäten mit schlechten Opportunitäten, oder anders ausgedrückt hohen Grenzkosten, solche Verträge günstig anbieten 6. Dies können moderne Gasturbinenkraftwerke sein, deren Grenzkosten bei weit über 100 Euro/MWh liegen können, die jedoch hochflexible Fahrweisen ermöglichen oder ältere Gas- oder Ölturbinen, sowie Kombiturbinen und Testkraftwerke 7. An dieser Stelle bleibt festzuhalten, dass dem öffentlichen Gut Charakter von Netzstabilität nur teilweise durch den Regelarbeitsmarkt und die gesetzlichen Regelungen für BKV für den Ausgleich von Fahrplanabweichungen Rechnung getragen wird. Insgesamt ist davon auszugehen, dass ein Maß an Reservekapazitäten im deutschen Strommarkt unter dem volkswirtschaftlichen Optimum vorgehalten wird, falls die Strafen, die mit einer Nichteinspeisung einhergehen nicht den sozialen Kosten eines Blackouts bzw. dem erhöhten Risiko eines Blackouts entsprechen. Eine ähnliche Situation findet sich auch in vielen anderen liberalisierten Märkten wieder Generation Adequacy Generation adequacy stellt in einem liberalisierten Markt per se kein öffentliches, sondern ein privates Gut dar, da jeder einzelne Nachfrager dafür Sorge tragen kann und sich mit Hilfe von langfristigen Verträgen oder Versicherungen mit der notwendigen Menge an Leistung eindecken muss 8. Kurzfristig wird eine Markträumung durch entsprechend hohe Preise erreicht, wobei diese die Zahlungsbereitschaft der Nachfrager wiederspiegeln. Bei einem knappen Angebot werden die Preise steigen, so dass nur Nachfrager zum Zuge kommen, die eine entsprechend hohe Zahlungsbereitschaft aufweisen. Somit ist nicht klar warum langfristig mit einer Unterinvestition in Erzeugungseinheiten zu rechen ist. So halten [51] und [20] energy-only Märkte für fähig langfristig Anreize für den Ausbau eines volkswirtschaftlich optimalen Kraftwerksparks zu setzen. Warum dies in vielen energyonly Marktdesigns insbesondere für Spitzenlastkraftwerke fraglich ist, soll im Folgenden begründet werden. 6 Ein Anbieter mit niedrigen Opportunitätskosten müsste mit der Versicherungsprämie seine entgangenen Deckungsbeiträge verdienen, damit der Markt für ihn attraktiv wäre. Vgl. auch die ausführlichere Diskussion in Kapitel 5. Einem Anbieter mit hohen Grenzkosten steht der klassische Terminmarkt nicht zur Verfügung, da dort Bandkontrakte gehandelt werden, deren Erlöse in der Regel unter den Grenzkosten eines solchen Anbieters liegen. 7 vgl. für eine ausführliche Diskussion von Kraftwerkstypen [32]. 8 vgl. [40, S.3].

12 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 5 Wesentlich wirkt sich die Existenz eines Price Caps auf die langfristigen Anreize aus 9. Der Price Cap stellt eine Versicherung für die Nachfrager dar, die sicherstellt, dass Preise nicht über ein bestimmtes Niveau steigen 10. Gleichzeitig führt er dazu, dass das Zustandekommen eines Gleichgewichtspreises nicht immer gesichert ist, da es Situationen geben kann in denen die Nachfrage zum Cap Preis das Angebot übersteigt und der Markt nicht geräumt werden kann. Dann müssten bestimmte Nachfragergruppen abgeschaltet werden. [52] argumentiert, dass die optimale Höhe des Caps dem durchschnittlichen VOLL der Nachfrager entsprechen sollte. Dies würde jedoch zu einer Quersubventionierung zwischen Nachfragern mit niedrigeren und höheren VOLLs führen. Zwar hätte ein solcher Cap für einen durchschnittlichen Nachfrager keinen Wert, jedoch für die Summe der Nachfrager. Diese Beschränkung der möglichen Einkünfte der Realoption der Anbieter wird jedoch nicht vergütet und muss per se zu einem suboptimalen Ergebnis führen 11, da die Preissignale des Marktes verzerrt und die möglichen Deckungsbeiträge eines Kraftwerkes beschränkt werden. Dieses Problem wird in der Literatur als missing money Problem bezeichnet 12. Es trifft in erster Linie Kraftwerke, die sich hauptsächlich über den Spotmarkt vermarkten, also insbesondere flexible Kapazitäten mit hohen Grenzkosten (bspw. Gasturbinen), jedoch wirkt es sich genauso auf alle anderen Kapazitäten aus, da sich die entsprechende Opportunität der Nachfrager durch die Einführung eines Caps ändert und somit auch die Zahlungsbereitschaft für Terminmarktkontrakte. Die Einführung eines Caps wird oft damit begründet, dass dieser einerseits die Möglichkeiten zu einer Marktmachtausübung bei Knappheit beschränkt 13 und andererseits die Marktteilnehmer vor unzumutbaren Risiken schützt. Das zweite Argument ist ökonomisch nicht haltbar, da genau dieses Risiko die Marktteilnehmer dazu bewegen würde sich gegen Preisrisiken entsprechend abzusichern, also die Versicherung, die durch den Cap bereitgestellt wird, selber abzuschließen und somit Kapazitätsvorhaltung zu entlohnen. Die Effizienz des Caps zur Beschränkung der Marktmacht ist fraglich, da es unter Umständen dazu kommen kann, dass bei Einführung eines Caps öfter Kapazität zurückgehalten wird als in einem Regime ohne Cap. Weiterhin werden Nachfrager mit dem Ziel der Preissicherung Lieferverträge eingehen, 9 Die Existenz eines Price Caps ist für den deutschen Spotmarkt nicht klar, zwar können keine Gebote an der EEX über 3000 Euro/MWh abgegeben werden, jedoch hat dies eher pragmatische Gründe, um das Spektrum der bietbaren Preise zu beschränken. OTC können dagegen Kontrakte mit beliebigen Konditionen gehandelt werden. Falls eine Markträumung nicht zustande kommt, würden an der EEX zunächst Anbieter nach Reservekapazitäten befragt, die sie unter Umständen zusätzlich anbieten könnten. Hätte dies keinen Erfolg, würden die Nachfrager pro rata nicht bedient. Sie könnten sich jedoch OTC mit den fehlenden Kapazitäten auch zu Preisen über 3000 Euro/MWh eindecken. 10 Analog wirkt sich ein Price floor als Versicherung für die Anbieter aus. 11 Die einzige Ausnahme bildet der Fall, dass alle Nachfrager den selben VOLL besitzen. 12 vgl. [23, S.2]. 13 Im Knappheitsfall besitzen viele Anbieter (auch kleine) Marktmacht, da sie durch Zurückhalten eines Teils ihrer Kapazität die Preise deutlich erhöhen können.

13 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 6 aus denen sie Arbeit im Falle hoher Spotpreise beziehen können, sie werden also ihr Exposure gegenüber dem Spotpreisrisiko auf ein betriebswirtschaftlich optimales Niveau reduzieren. Die Bewertung eines Kontraktes mit dessen Hilfe dies durchgeführt werden kann, wird in Abschnitt 3.3 genau untersucht. Durch den Abschluß solcher Verträge sinkt die Wahrscheinlichkeit, dass ein Marktpreis nicht zustande kommt, da ein Teil der Last nur noch bis zum Strike der Option und nicht mehr bis zum Cap mitbietet. Somit bringt ein solcher Vertrag einen positiven externen Effekt für die Gesamtnachfrage mit sich 14. Daher würde sich ein volkswirtschaftliches zu niedriges Niveau an Reservekapazität einstellen, da jeder Nachfrager in sein Optimierungskalkül nur seine privaten Kosten einbeziehen würde. Weiterhin besteht auf Grund der Aufteilung der Ausfallszeiten im Falle des Nichtzustandekommens eines Marktpreises für alle Nachfrager der Anreiz weniger Reservekapazität als dies im Falle der Einzelabschaltbarkeit der Nachfrager der Fall wäre, nachzufragen. Neben diesen Preisbeschränkungen gibt es noch weitere Faktoren, die eine Unterinvestition insbesondere in flexible Erzeugungseinheiten verstärken. So besitzen die Kraftwerksbetreiber unvollständige Informationen über die zukünftige Preisentwicklung am Spotmarkt. Diese ist jedoch für Kapazitäten, die sich darüber vermarkten von entscheidender Bedeutung. Für Erzeugungskapazitäten mit hohen Grenzkosten ist eine Vermarktung über Standardterminmarktprodukte nicht möglich, da hier eine konstante Lieferung über längere Perioden (Base, Peak oder Offpeak) vergütet wird, bei denen die Kapazitäten nicht konkurrenzfähig sind. Die Schwierigkeit der Schätzung der Spotmarktentwicklung, insbesondere für einzelne Stunden, liegt einerseits an den fehlenden Informationen über die zukünftige Nachfrage, andererseits aber auch an der teilweise unelastischen Angebotsund Nachfragefunktionen am Spotmarkt. Die Schätzung von Entwicklungen am Terminmarkt ist ebenfalls eine Herausforderung, jedoch auf Grund von börslich gehandelten Produkten für die nächsten 3-4 Jahre 15 und elastischer Angebots- und Nachfragekurven um einiges einfacher. Gepaart mit der oft beschriebenen Risikoaversion der Produzenten am Strommarkt führen die Schwierigkeiten bei der Prognose der Preise und somit der erzielbaren Deckungsbeiträge zu einer Unterinvestition insbesondere in die über Spot vermarkteten Kapazitäten. Auf Grund dieser Tatsache könnte es also auch ohne die Existenz eines Price Caps dazu kommen, dass gesamtvolkswirtschaftlich gesehen Preise über einen längeren Zeitraum suboptimal hoch sind, da die Nachfrage von den Produzenten unterschätzt wurde. Analog wirkt sich die Time lag Problematik durch lange Genehmigungsverfahren und Bauzeiten auf das optimale Preisniveau aus. Dadurch können Produzenten nur einen sehr geringen Teil ihrer Deckungsbeiträge, die sie mit einem Kraftwerk erzielen wollen, prognostizieren. Langfristige Kontrakte mit einer Laufzeit über 5 Jahren werden kaum 14 vgl. [15, S.6]. 15 OTC werden u.u. sogar weiter in der Zukunft liegende Kontrakte gehandelt.

14 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 7 gehandelt und so lässt sich die Wirtschaftlichkeit eines Investitionsprojektes in der Regel nur über Fundamentalmodelle prognostizieren, die in der Regel mit starken Annahmen versehen wird. Festzuhalten bleibt, dass generation adequacy in einem liberalisierten energy-only Markt nur unter bestimmten Annahmen ein privates Gut ohne Externalitäten darstellt, wodurch zur Bereitstellung einer volkswirtschaftlich optimalen Menge teilweise regulatorische Eingriffe gerechtfertigt sind. Die Preisunsicherheit wirkt sich gepaart mit der Risikoaversion der Produzenten negativ auf die bereitgestellte Menge an Kapazität aus. Die Einführung eines Price Caps führt zwangsläufig zu Unterinvestitionen. Die Existenz eines Price Caps kann für den deutschen Markt, trotz der Bietgrenze an der EEX ausgeschloßen werden. Die anderen Phänomene wie Preisunsicherheit und lange Genehmigungsverfahren sind beobachtbar. Nachdem nun einige volkswirtschaftliche Grundlagen dargelegt wurden, soll im nächsten Abschnitt auf einige Aspekte der Optionsbewertung eingegangen werden. Diese wird im Laufe der Arbeit das Verständnis und die Bewertung von unterschiedlichen Produkten auf Strommärkten wesentlich erleichtern.

15 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN Optionsbewertung Im Folgenden soll eine kurze Einführung in die für diese Arbeit wichtigen Aspekte der Optionsbewertung gegeben werden. Für eine wesentlich ausführlichere Einführung sei hier auf die sehr zugänglichen Werke [31], [50] und [7] verwiesen. Für einen wahrscheinlichkeitstheorerischen Hintergrund ist das Standardwerk [45] zu empfehlen. Für die im Laufe dieser Arbeit wesentlichen Modelle gibt [47], insbesondere Kapitel 2.1, Kapitel 4 und Kapitel 6 eine Einführung. Im Folgenden werden Optionen auf das Underlying Strom bewertet, dessen Evolution mit Hilfe einer stochastischen Differentialgleichung modelliert wird. Eine Option als bedingtes Termingeschäft beinhaltet das Recht, ein Gut, das Underlying (Wertpapier, Rohstoff, Strom), zu einem bestimmten Zeitpunkt oder innerhalb eines bestimmten Zeitraumes zu einem bestimmten Basispreis K (Strike) zu kaufen (Call) oder zu verkaufen (Put). Der Käufer eines Calls zahlt die Optionsprämie an den Verkäufer, der zum Ausübungszeitpunkt das Underlying zum Basispreis abzugeben verpflichtet ist, wenn der Käufer von seinem Recht Gebrauch macht. Umgekehrt zahlt der Käufer eines Puts die Optionsprämie an den Verkäufer, der zum Zeitpunkt T das Underlying zum Basispreis abnehmen muss. Kann die Option vor Ende der Laufzeit T (maturity date) ausgeübt werden, so handelt es sich um eine amerikanische, kann sie ausschließlich zum Zeitpunkt T ausgeübt werden, so spricht man von einer europäischen Option. Der Wert einer Option V am Verfallstag T hängt vom Kurs P des zugrunde liegenden Underlyings und dem Basispreis K ab, deren Differenz das Auszahlungsprofil der Option bildet. Während der Laufzeit wird diese Differenz als innerer Wert bezeichnet. Ist während der Laufzeit der innere Wert einer Option positiv, so befindet sie sich in-the-money, andernfalls out-of-the-money 16. Der Halter einer europäischen Call-Option wird diese am Fälligkeitszeitpunkt nur dann ausüben, wenn der Basispreis kleiner ist als der Kurs des Underlyings. Andernfalls hat die Option einen Wert von Null. Umgekehrt wird der Halter einer Put-Option diese nur dann ausüben, wenn K größer ist als der Kurs des Underlyings. Aber auch die Laufzeit einer Option beeinflusst ihren Wert. Je länger diese ausfällt, desto höher ist ihr sog. Zeitwert, d.h. die Wahrscheinlichkeit dafür, dass sich der Kurs des Underlyings innerhalb dieser Frist in die gewünschte Richtung entwickelt. Zum Ende der Laufzeit verringert sich der Zeitwert auf Null, so dass zum Verfallstag der Wert der Option durch den inneren Wert abgebildet wird. Die Volatilität als Maß für die Schwankungsbreite eines Underlyings hat einen ähnlichen Effekt auf den Wert der Option. Je höher diese ist, desto höher ist auch die erwartete Auszahlung des Optionsnehmers bei einer günstigen Kursentwicklung des Underlyings. Die Bewertung von Optionen zu einem beliebigen Zeitpunkt vor Fälligkeit 16 Bei Commodities die saisonalen Schwankungen unterliegen, wie dies bei Strom der Fall ist, wird die moneyness in der Regel nicht bezüglich des aktuellen Kurses, sondern in Bezug auf den Forwardpreis oder die erwartete saisonale Komponente bei Fälligkeit definiert.

16 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 9 wird nun diskutiert. Da der Wert einer Option V bei Fälligkeit dem Auszahlungsprofil g(p T ) entspricht, ist der Wert zu einem belibigen Zeitpunkt vor Fälligkeit das erwartete auf den heutigen Zeitpunkt diskontierte Auszahlung der Option oder: V t = e r(t t) E[(g(P T )) + F t ], (2.1) wobei F t den Informationsstand zum heutigen Zeitpunkt beschreibt 17. Eines der Hauptprobleme bei der Bewertung von Optionen ist die Bestimmung des richtigen Maßes unter dem der obige Erwartungswert zu bestimmen ist. Da sich der Wert eines Gutes auf einem wettbewerblichen Markt aus Angebot und Nachfrage bestimmt, muss dies auch in die Berechnung des obigen Erwartungswertes eingehen. Es ist für den Optionswert irrelevant wie realistisch es objektiv (was auch immer dies bedeuten mag) ist, dass ein bestimmtes Ereignis eintrifft, sondern vielmehr für wie wahrscheinlich es die Marktteilnehmer halten. Diese Erwartungen lassen sich unter bestimmten Voraussetzungen zu einem Maß agregieren unter dem die Berechnung des obigen Erwartungswertes durchgeführt werden kann. In einer diskreten Welt wird dieser Tatsache durch sogenannte Zustandspreise Rechnung getragen 18. Nun sollen einige grundlegende Eigenschaften von Modellen zur Bewertung von Derivaten beschrieben werden. Die wesentlichen Unterscheidungspunkte von Kapitalmarktmodellen sind Arbitragefreiheit und Vollständigkeit. Arbitrage ist die risikolose Erzielung von Gewinnen, wobei in der Regel zwischen zwei Arten von Arbitrage unterschieden wird, nämlich free lunch und free lottery. Free lunch impliziert eine echt positive Auszahlung im heutigen Zeitpunkt gepaart mit nicht negativen Auszahlungen in zukünftigen Zeitpunkten. Free lottery entpricht einer nicht negativen heutigen Auszahlung und der echt positiven Chance auf eine positive Auszahlung in der Zukunft. Die Forderung der Arbitragefreiheit ist essentiell für die Bewertung. Paradox daran ist, dass reale Märkte in der Regel nicht arbitragefrei sind, aber die Arbitrage in der Regel nur äußerst kurz auf einem solchen Markt vorhanden ist, bevor sie durch Arbitrageure beseitigt wird. Arbitragefreiheit garantiert unter gewissen technischen Voraussetzungen die Existenz eines äquivalenten Martingalmaßes 19, unter dem dann die Bewertung durchgeführt werden kann. Die Forderung der Vollständigkeit ist wesentlich stärker. Sie bedeutet, dass im betrachte- 17 Anschaulich ist der Informationsstand nichts anderes als die bisherige Historie des Underlyings. 18 [7, S.8ff]. 19 Zwei Maße heißen äquivalent, falls sie die selben Nullmengen besitzen, dies bedeutet, dass unter beiden Maßen die selben Ereignisse unmöglich sind. Eines der Maße gewichtet die möglichen Ereignisse anders, aber essentiell ändert sich nichts. Ein Maß heißt Martingalmaß falls unter ihm alle gehandelten Wertpapiere Martingale also faire Spiele darstellen. Martingale sind stochastische Prozesse, deren erwarteter Stand zu jedem Zeitpunkt in der Zukunft, bedingt den heutigen Stand, dem heutigen Stand entspricht. Ein einfaches Beispiel stellt dabei ein Futurekontrakt dar.

17 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 10 ten Modell alle Derivate dupliziert werden können. Dies bedeutet das für alle Produkte ein eindeutiger Marktpreis bestimmt werden kann oder formal ausgedrückt, dass das Martingalmaß eindeutig ist. Die meisten realistischen Modelle für Finanzmärkte sind unvollständig. Dies rührt daher, dass die Berücksichtigung von Sprüngen von unvorhersehbarer Höhe für die Evolution des Underlyings sofort auf ein unvollständiges Modell führt und die Berücksichtigung von Sprungereignissen in vielen Fällen notwendig ist 20. Ein Beispiel für ein zeitstetiges vollständiges Modell ist das Black-Scholes Modell. Bei der Bewertung in vollständigen Modellen gibt es nun zwei mögliche Bewertungsansätze. Einerseits kann das Modell an den realen Marktdaten kalibriert werden um dann zum eindeutigen Bewertungsmaß überzugehen. Andererseits kann das Modell direkt unter dem Bewertungsmaß, auch etwas irreführend risikoneutrales Maß genannt, kalibriert werden. Die risikoneutrale Kalibrierung müsste an marktgehandelten Produkten vorgenommen werden, während die reale Kalibrierung mit Hilfe des Underlying vorgenommen wird. Der Maßwechsel wird durch eine Anpassung der Dynamik des Underlyings ausgedrückt. Auf unvollständigen arbitragefreien Märkten gibt es mehr als eins, unter Umständen sogar unendliche viele, äquivalente Martingalmaße. Die Frage ist nun wie das richtige Bewertungsmaß auswählt werden kann. Zunächst ist anzumerken, dass die direkte risikoneutrale Kalibrierung problematisch ist, da oft aus der Menge der äquavalenten Martingalmaße eines ausgewählt wird, dass in einem gewissen Sinne nahe an dem physischen Maß liegt. Eine übliche Technik ist die Definition und Minimierung einer Funktion Φ angewandt auf einen stochastischen Prozess, der durch den Maßwechsel definiert wird, dieser Prozess wird als Radon-Nikodym-Ableitung bezeichnet. Zwischen den Funktionen Φ und der aggregierten Nutzenfunktion des Marktes kann unter gewissen Voraussetzungen an die Funktion Φ eine eins-zu-eins Beziehung hergeleitet werden 21. Eine spannende Frage ist in wie fern sich die Dynamik eines Prozesses unter einem Maßwechsel verändern kann. Die folgenden Beispiele sollen das Konzept der risikoneutralen Dynamik, sowie der Unvollständigkeit veranschaulichen. Black-Scholes Markt Es wird ein Markt auf dem eine risikolose Anlage mit einer stetigen Verzinsung zum Zins r, sowie n Basiswertpapiere gehandelt werden, betrachtet. Deren Dynamik wird über 20 Das Modell bleibt dabei unvollständig, unabhängig von der Anzahl der gehandelten Wertpapiere. Vgl. [2]. 21 vgl. [5].

18 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 11 folgendes System von SDEs abgebildet: ds i = µs i + S i σ idw P, wobei σ i ein Spaltenvektor der Länge m und W P eine m-dimensionale Brownsche Bewegung unter P ist. Auf diesem sogenannten Black-Scholes Markt 22 ändert sich beim Übergang zu einem äquivalenten Martingalmaß nur der Trend in der Dynamik der einzelnen Wertpapiere, die nun folgendermaßen beschrieben werden kann: ds i = rs i + S i σ idw Q, wobei W Q eine m-dimensionale Brownsche Bewegung unter Q ist. Ein ähnliches Resultat lässt sich zeigen, falls das Underlying nicht handelbar 23 (Bsp.:Strom) ist. In diesem Fall müssen auf dem Markt derivative Produkte auf das nicht handelbare Gut handelbar sein. In einem solchen Fall muss der Trend nicht zwangsweise dem risikolosen Zins entsprechen, die Volatilität σ des Prozesses darf sich jedoch, wie im Black-Scholes Markt, nicht ändern. Die Frage ist nun welche Optionen auf einem solchen Markt eindeutig bewertet werden können. Dies sind alle Wertpapiere, die durch eine Duplikationsstrategie nachbildbar sind, der Wert entspricht dann den Kosten zur Aufstellung einer selbtsfinanzierenden Duplikationsstrategie. Falls n = m angonommen und gefordert wird, dass (σ 1,..., σ n ) strikt positiv definit ist, 24 so lassen sich alle Wertpapiere auf dem Markt duplizieren. Ist jedoch m > n so ist der Markt unvollständig. In diesem Fall kann nur für einen Teil der Derivate ein eindeutiger, vom ausgewählten Maß unabhängiger, Marktpreis angegeben werden. Dies sind, wie oben, jene Derivate für die eine Duplikationsstrategie aufgestellt werden kann. Für die übrigen Wertpapiere können nur Preisgrenzen angegeben werden, die sich aus Supra- und Superhedgestrategien ergeben, diese sind wiederum unabhängig von der Wahl des Maßes. Der Wert dieser Derivate ist jedoch schon von der Maßwahl abhängig. Wie oben dargestellt, lässt sich die Auswahl eines Maßes auf Hypothesen über die agregierten Nutzenfunktionen des Marktes zurückführen. Alternativ können Marktdaten zur Kalibrierung herangezogen werden. Anzumerken ist, dass sich die Unvollständigkeit auf einem Black-Scholes Markt durch die Hinzunahme von hinreichend vielen gehandelten Derivaten beheben lässt. 22 vgl. [8]. 23 Unter einem handelbaren Underlying wird ein Gut verstanden, welches gehalten und leer verkauft werden kann. 24 Diese Forderung stellt sicher, dass die n Basiswertpapiere linear unabhängig sind.

19 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 12 Kluge-Modell Das Kluge-Modell beinhaltet Sprünge von nicht vorhersehbarer Höhe und ist somit ein unvollständiges Modell. Da von einem nicht handelbaren Underlying ausgegangen wird, muss dieses auch unter einem Bewertungsmaß kein Martingal sein. Die Dynamik unter dem physischen oder realen Maß lässt sich mit den üblichen Bezeichnungen folgendermaßen darstellen: S t = exp(f(t) + X t + Y t ) dx t = αx t dt + σdw P t dy t = βy t dt + J t dn P t. Nach einem Maßwechsel zum Maß Q, kann sich sowohl die Dynamik des Diffusionsprozesses, als auch die des Sprungprozesses verändern. Weder die zur Familie von Zufallsvariablen (J t ) t 0 gehörige Sprungverteilung noch die zu N t gehörige u.u. zeitvariate Sprungintensität, muss unter den beiden Maßen gleich bleiben 25. Aus Vereinfachungsgründen wird in der Regel davon ausgegangen, dass die Klasse der Sprungverteilungen unter einem Maßwechsel erhalten bleibt, dies ist jedoch keineswegs modellendogen vorgegeben, sondern wird zur Beschränkung der Menge der äquivalenten Maße postuliert. Der Diffusionprozess wird durch die Berücksichtigung einer Driftänderung transformiert. Insgesamt lässt sich die risikoneutrale Dynamik folgermaßen aufschreiben (vgl. [30] S.64 ff): S t = exp(f(t) + X t + Y t ) dx t = ˆα(µ(t) X t )dt + σdw Q t dy t = βy t dt + ĴtdN Q t. Es werden in diesem Fall also 4 unterschiedliche Marktpreise des Risikos (MPR) unterschieden werden. Ein MPR für Diffusionsrisiko, für Sprungintensität, für Sprunghöhe und für Sprungvarianz. Für einparametrische Verteilungen der Sprunghöhe (bspw. die Exponentialverteilung) ist nur die Verwendung eines der beiden letzten MPR sinnvoll, da der Erwartungswert und die Varianz einer einparametrischen Verteilung voneinander abhängen. Um nun die MPR zu bestimmen, muss zunächst eine parametrische Struktur für diese angenommen werden, um danach einen entsprechenden Fit mit Hilfe von Annahmen über die Nutzenfunktionen der einzelnen Marktteilnehmer oder alternativ mit Hilfe empirischer Derivatedaten durchzuführen. An dieser Stelle sei angemerkt, dass die Aufspaltung des MPR wesentlichen Einfluß auf die berechneten Werte einiger Kontrakte hat. So ist der Einfluss des Sprungrisikos auf deap out-of-the-money Optionen wesentlich 25 Die Sprungverteilungen unter beiden Maßen müssen nur den selben Träger, also die selben unmöglichen Ereignisse besitzen. Vgl. hierzu [14, S.303ff].

20 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 13 stärker als auf Optionen die nahe am Geld oder sogar im Geld sind, da im ersten Fall der Wert der Option wesentlich durch die Wahrscheinlichkeit eines Sprunges geprägt ist, während in den letzten beiden Fällen der Wert hauptsächlich durch den inneren Wert und die Diffusionskomponente beeinflusst wird. Die empirische Untersuchung im Verlaufe dieser Arbeit beschränkt sich darauf den MPR für Sprungintensität, sowie für Diffusionsrisiko zu kalibrieren, die MPR für Sprunghöhe und Sprungvarianz werden gleich null gesetzt. Diese Annahme ist damit zu rechtfertigen, dass auf Grund der knappen Datenbasis eine genauere Auffecherung der Risikoprämien die Stabilität der Kalibrierung gefährden würde. Die getroffenen Hyphothesen über die Aufteilung der Risikoprämien sind in der wissenschaftlichen Praxis durchaus verbreitet 26. Nun stellt sich die Frage wie nach Bestimmung einer risikoneutralen Dynamik für den Prozess die Bewertung von Derivaten durchgeführt werden kann. Drei geläufige Ansätze sind die Monte-Carlo-Methode, IFT-Methoden und PDE-Methoden. Diese sollen im folgenden kurz erläutert werden. Die intuitivste Methode zur Berechnung von Gleichung (2.1) stellt die Monte-Carlo- Methode dar. Dabei werden Simulationen der risikoneutralen Evolution des Underlyings bis zum Fälligkeitszeitpunkt der Option erzeugt, um dann den Wert der Option mit Hilfe eines Schätzers (bspw. des arithmetischen Mittels) über die diskontierten Auszahlungen in den verschiedenen Szenarien zu ermitteln. Bei pfadabhängigen Optionen muss hierfür zunächst der ganze Pfad auf bestimmte Bedingungen überprüft und u.u. gespeichert werden. Bei manchen Optionen ist dann noch die Anwendung eines dynamische Optimierungsalgorithmus notwendig. Der wesentliche Vorteil der Monte-Carlo Methode liegt in der oftmals einfachen Implementierung und der universellen Anwendbarkeit auf viele Optionstypen. Problematisch ist die langsame Konvergenz des Verfahrens bei Erhöhung der Anzahl der Durchläufe und Verfeinerung der Diskretisierung. Damit einher geht der große Speicher- und Rechenaufwand für die Erzielung von genauen Ergebnissen. Eine Alternative stellt die Nutzung von IFT-Methoden zur Berechnung des Optionswertes dar. Dabei wird die Verteilung des Underlyings bei Fälligkeit durch eine geeigtene Transformation in den Fourierraum überführt. Danach kann der Optionswert mit Hifle zweier inverser Fouriertransformationen bestimmt werden. Diese Methode beschränkt sich im wesentlichen auf eine Prozessklasse für die der charakterischtische Exponent, die Fouriertransformation der Verteilung des Underlyings, angegeben werden kann (dazu gehören u.a. die affinen Prozesse vgl. [18]). In den meisten Fällen ist die Transformierte im Fourierraum analytisch oder numerisch durch die Lösung eines Systems gewöhnlicher 26 vgl. bspw. [41].

21 KAPITEL 2. GRUNDLAGEN 14 Differentialgleichungen gegeben. Somit reduziert sich die Bewertung auf die Berechnung von zwei Fourierintegralen, was mit FFT-Routinen äußerst effizient durchgeführt werden kann. Dies ist auch der wesentliche Vorteil der IFT-Methoden. Problematisch ist zu sehen, dass keine amerikanischen Kontrakte bewertet werden können. Die dritte Möglichkeit zur Bestimmung des Optionswertes sind die PDE-Methoden. Dabei wird zunächst die SDE für das Underlying mit Hilfe von Îtos Lemma in eine partielle Differentialgleichung (und Integralgleichung) überführt. Das Auszahlungsprofil dient als Endbedingung. Danach wird die PDE gelöst, in manchen Fällen ist dies analytisch möglich, zumeist muss jedoch auf numerische Verfahren zurückgegriffen werden. Dabei stellt die Vorgabe von Randbedingungen in vielen Fällen ein nichttriviales Problem dar, da bei ökonomischen Applikationen das Randverhalten im Gegensatz zu vielen Anwendungen aus der Physik nicht offensichtlich ist (vgl. hierzu [47], insbesondere Kapitel 7). Der wesentliche Vorteil der PDE-Methoden liegt in der flexiblen Anwendbarkeit auf unterschiedliche Optionstypen und der recht hohen Rechengeschwindigkeit und Genauigkeit bei niedrigdimensionalen Problemen. Bei hochdimensionalen Anwendungen (bspw. der Bewertung einer Basket-Option auf korrelierte Underlyings) sind PDE-Methoden hingegen kaum anwendbar, da sowohl Rechenzeit als auch Speicheraufwand nicht tragbar sind. Die Möglichkeit der Kompression solcher Probleme ist Gegenstand aktueller Forschung 27. Da alle drei vorgestellten Methoden gewisse Vor- und Nachteile haben, werden wir abhängig vom Bewertungsproblem auf unterschiedliche Bewertungsmethoden zurückgreifen. 27 vgl. [46].

22 Kapitel 3 Beispiele für Spotoptionen In diesem Kapitel soll die Bewertung unterschiedlicher Flexibilitätsmechanismen vorgestellt werden. Es zeigt sich, dass diese als Spotoptionen angesehen und dementsprechend bewertet werden können. In Abschnitt 3.1 werden physische Übertragungsrechte zwischen Deutschland und den Niederlanden bewertet, Abschnitt 3.2 stellt die Bewertung von Regelenergie und insbesondere Minutenreserve vor. Schließlich werden in Abschnitt 3.3 Swing Optionen diskutiert. 3.1 Physische Übertragungsrechte Ökonomische Beschreibung Im Folgenden wird die Bewertung von physischen Übertragungsrechten am Beispiel der Monatsauktionen zwischen Deutschland und den Niederlanden erläutert. Für eine ausführliche ökonomische Diskussion dieses Themas sei hier auf [16] und [17] verwiesen. Funktionierender Wettbewerb auf Strommärkten wird im entscheidenden Maße vom freien Netzzugang bestimmt. Dieses gilt nicht nur innerhalb nationaler Märkte, sondern auch, vor dem Hintergrund eines gemeinsamen europäischen Strombinnenmarktes, auf internationaler Ebene. Eine Schlüsselposition kommt daher den grenzüberschreitenden Transferkapazitäten zu, die als natürliche Monopole in Besitz der ÜNB die Grundlage für jedes internationale Stromgeschäft bilden. Die Kapazität dieser sog. Grenzkuppelstellen ist allerdings beschränkt, so dass einer Preisanpassung physikalische Grenzen gesetzt sind. Gemäß der Stromhandelsverordnung 1 sind hierfür explizite oder implizite Auktionen geeignet. Beide haben einen präventiven Charakter, werden also genutzt, um den Engpass im Vorfeld zu vermeiden. Bei einer expliziten Auktion erfolgt die Vergabe von physischen Transferrechten zur Harmonisierung zweier getrennter Märkte, bei denen die Spotpreis- 1 Verordnung (EG Nr.1228/2003) des europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel 15

23 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 16 bildung unabhängig voneinander erfolgt, separat. Noch vor dem Abschluss des eigentlichen physischen Stromgeschäftes werden die Kapazitäten einer Kuppelstelle in Form von Optionen oder Obligationen vergeben. Explizite Auktionen für physische Übertragungsrechte (PTR) haben sich dabei zum europaweiten Standard entwickelt, während implizite Auktionen, bei denen eine simultane Klärung aller beteiligten Regionen stattfindet, in reiner Form, d.h. nicht im Rahmen des Market Coupling, nur vereinzelt zum Einsatz kommen. Hier werden die Monatsauktion zwischen Deutschland und den Niederlanden, deren Chronologie den Optionscharakter eines PTR verdeutlicht (siehe Abbildung 3.1), betrachtet. Jeweils am 10. Werktag des der Lieferung vorausgehenden Monats findet die Monatsauktion zwischen Deutschland und den Niederlanden statt. Es werden Übertragungsrechte vom ersten bis zum letzten Tag eines Kalendermonats versteigert. Die Gebote müssen am Tag vor der Auktion bis 12:00 Uhr beim Auktionsbüro eingegangen sein, wobei innerhalb einer Monatsauktion mehrere Gebote pro Teilnehmer abgegeben werden können. Spätestens drei Stunden nach letztmöglicher Abgabe der Gebote werden die Bieter über das Ergebnis der Auktion informiert. Bis d 4 (Tag der physischen Erfüllung -4 Tage) um 08:00 Uhr ist die Rückgabe an den ÜNB (Resell) bzw. der Weiterverkauf an einen Dritten (Transfer) möglich. In beiden Fällen fallen Transaktionsgebühren in bestimmter Höhe an, dies kann als ein erster Grund für die im Folgenden gezeigte Unterbewertung der Übertragungsrechte gesehen werden. Gibt der Inhaber physische Übertragungsrechte an den ÜNB zurück, so erhält er den in der nächstfolgenden Auktion anteilig festgelegten Preis abzüglich einer Handelspauschale von 250 Euro. Jahres- oder Monatskapazität, die bis 08:00 Uhr d 1 nicht nominiert wird, geht automatisch und ohne Entschädigung in die Monats- bzw. Tagesauktion über (use it or lose it) Optionstheoretische Erfassung Der Besitz eines PTR erlaubt es seinem Besitzer während eines Monats Strom von einem Land ins andere zu liefern. Der faire Wert der Option sollte wie gewöhnlich den (unter dem entsprechenden Maß) erwarteten Auszahlungen, die mit dem Recht erzielt werden können, entsprechen. Die Auszahlungen, die mit einem PTR einhergehen, entsprechen den Spotpreisdifferenzen zwischen den entsprechenden Ländern. Denn durch den Erwerb des Übertragungsrechtes kann der Besitzer sich Spotpreisdifferenzen zwischen zwei Marktgebieten zu Nutze machen 2. Der Preis, der für ein monatliches PTR gezahlt wird, setzt sich also aus der Summe der erwarteten Preisdifferenzen der Spotpreise für jeden Tag eines Kalendermonats zusammen. Langfristige PTR (Monats- und Jahresrechte) können demnach als ein Bündel europäischer Calls auf die Preisdifferenz 2 Bei Aktien existiert eine solche Marktzutrittsbarriere in der Regel nicht.

24 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 17 Abbildung 3.1: Chronologie der Vergabe von Übertragungsrechten zwischen Deutschland und den Niederlanden (Spread) zwischen zwei Zonen interpretiert werden. Nun bestehen grundsätzlich zwei Möglichkeiten, um den Wert eines PTR zu bestimmen. Einerseits können die Spotpreisdynamiken in den einzelnen Ländern modelliert werden, um danach den Wert der Option (V) als Bündel von sogennanten Spreadoptionen 3 zu bestimmen. Dies lässt sich mathematisch folgendermaßen ausdrücken: N V = C(i) (3.1) 1 C(i) = e r(ti t) E[S 1 (T i ) S 2 (T i ) K], (3.2) wobei T i {1,..., N} den Fälligkeitszeitpunkten der einzelnen Optionen entspricht, S 1 ( ) sowie S 2 ( ) die Stromkurse zum jeweiligen Zeitpunkt in den einzelnen Regionen sind und K den Basispreis bei Ausübung eines Optionsrechtes darstellt 4. Andererseits besteht die Möglichkeit die Preisdifferenz direkt zu modellieren, also den Spread zwischen den beiden Ländern als Underlying anzusehen und das PTR als Bündel 3 Spreadoptionen sind Optionen auf die Differenz zweier Underlyings, dabei wird in der Regel noch ein Basispreis berücksichtigt. Optionen mit einem Basispreis von Null werden Exchangeoptionen genannt. 4 Eine Diskussion zur Existenz und Bedeutung eines Basispreises wird am Ende dieses Abschnittes geführt.

25 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 18 von europäischen Optionen auf das Underlying Preisspread anzusehen: N V = C(i) (3.3) 1 C(i) = e r(t i t) E[S(T i ) K], (3.4) wobei S( ) nun die Spotpreisdifferenz darstellt. Beide Zugänge haben ihre Stärken und Schwächen und werden im Folgenden kurz diskutiert. Beim ersten Ansatz müssen anhand vergangener Daten u.a. die Korrelationen aller stochastischen Prozesse, die in die Modelle eingehen, geschätzt werden. Wird z.b. für beide Regionen ein Sprung-Diffusionsmodell gewählt, müssen neben den eigentlichen Modellparametern sowohl die Korrelationen der Diffusionsprozesse als auch der Sprungprozesse geschätzt werden. Solche Schätzungen sind in hohem Maße bestimmend für den Optionspreis, können aber aufgrund der knappen Datenbasis oder der Nicht-Beobachtbarkeit der Sprunganteile fehlerhaft sein. Ein zweiter Nachteil der Korrelationsmodelle ist, dass sich selbst in einfachen Diffusionsmodellen keine geschlossenen Lösungen für echt positive Basispreise herleiten lassen. Daher beschäftigt sich ein großer Teil der Literatur mit appoximativen Lösungsansätzen. Der wesentliche Nachteil der Modellierung des Spread als Underlying liegt in der nur mittelbaren Nutzung der vorhandenen Informationen. Geschlossene Lösungen lassen sich nur in wenigen Fällen und nur für Exchange-Optionen angeben. In [36] wird eine Lösung unter der Annahme einer Evolution der Prozesse als Geometrisch-Brownsche Bewegung hergeleitet. [12] geben, neben einem sehr guten Literaturüberblick zu Spreadoptionen, eine geschlossene Lösung für einen Spezialfall des Lucia-Schwartz-Modells 5 an, wobei die saisonale Komponenten in beiden Gebieten als konstant und identisch angenommen wird. [22] berechnen geschlossen den Wert für ein verallgemeinertes Lucia-Schwarz-Modell mit stochastischem mean-reversion Niveau. Der klassische approximative Ansatz zur Bewertung von echten Spreadoptionen basiert auf einer Normalverteilungsannahme für den Spread und wird als Bachilier-Formel 6 bezeichnet. Dabei werden die ersten zwei Momente (Erwartungswert und Varianz) der Spreadverteilung bestimmt und daraus der Optionswert berechnet. Die Güte dieser Approximation ist im Wesentlichen von der Richtigkeit der Normalverteilungshyphothese abhängig. Empirisch wurde dies von [33] untersucht, der eine NIG-Verteilung 7 als besser geeignet erachtet. Andere approximative Ansätze liefern [28] oder [12]. Die Attraktivität 5 siehe auch [35]. 6 vgl. [1]. 7 Die NIG-Verteilung wurde 1995 von [3] eingeführt und besitzt langsamer abfallende Tails als die Normalverteilung. Die Tails fallen nur exponentiell und nicht quadratisch-exponentiell, wie bei der Normalverteilung ab. Solche Tails werden als semi-heavy bezeichnet.

26 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 19 von Approximationsformel insb. in der Praxis ist durch die einfache Implementierung zu erklären. Die Modellierung des Spread als Underlying wird bspw. in [6] diskutiert. Dort wird ein allgemeines Jump-Diffusion-Modell vorgeschlagen und Sparkspread-Optionen, also Optionen auf die Differenz zwischen Gas- und Strompreise, auf dem UK-Markt bewertet. Approximationsformeln sind bei dieser Variante der Modellierung nicht notwendig, da auf eine breite Literatur zur Bewertung europäischer Optionen zurückgegriffen werden kann Bewertung Für die Bewertung der Spotpreisdifferenzen wird das übliche Modell verwendet: P t = f(t) + X t + Y t, wobei P t im Falle der Korrelationsmodelle der logarithmierte Strompreis im jeweiligen Land ist und im Falle der Spreadmodelle den Spread abbildet. Die unterschiedlichen Spezifikationen für X t und Y t sind in Abbildung 3.2 zusammengefasst. In den jeweiligen Abbildung 3.2: Verwendete Modelle Modellen müssen nun die Bewertungsgleichungen (3.1)-(3.2) bzw. (3.3)-(3.4) gelöst werden. Dies ist im Modell (S1) geschlossen möglich, wobei sich der Wert einer einzelnen Call Option folgendermaßen ergibt: ( ) C(T i ) = e r(t i t) V0 T /2πe 1 2 d2 + (E0 T K) N( d),

27 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 20 dabei sind E T 0 und V T 0 der bedingte Erwartungswert und die bedingte Varianz bei bekanntem Stand des Prozesses zum Zeitpunkt 0. Die Herleitung der Lösung ist [16] zu entnehmen. Für die anderen Modelle lassen sich keine geschlossenen Lösungen herleiten, daher muss auf numerische Methoden zur Bestimmung der Optionspreise zurückgegriffen werden. Es werden die Monte-Carlo Simulation und PDE-Methoden zur Bestimmung der Optionspreise verwendet. Kalibriert wurden die Modelle anhand historischer Spotdaten Abbildung 3.3: QQ-Plot der Spreadzuwächse gegen die Normalverteilung der Jahre , die MPR wurden anhand der Futurekurse am jeweiligen Auktionstag berechnet. Für Details zur Kalibrierung sei hier auf [47, Kapitel 6] und [17] verwiesen. In Abbildung 3.3 ist ein QQ-Plot der Zuwächse der Spreads gegen eine Normalverteilung dargestellt. Bereits hieraus lässt sich erkennen, dass Modell (S1) nicht zu befriedingenden Ergebnissen führen kann, da diesem Modell eine Normalverteilungshypothese für die Zuwächse zu Grunde liegt, welche für die Spreadzuwächse abgelehnt werden muss Ergebnisse Im Folgenden werden die Ergebnisse der Analyse der PTR Auktionen zusammengefasst. Zunächst wurden die Auktionsergebnisse mit dem Wert einer simulatanen Glattstellungsstrategie verglichen. Dabei wird am Tage der PTR Versteigerung der entsprechende Monatsfuture in Deutschland gekauft und in den Niederlanden verkauft. Da keine mid-of-the-day Future zur Verfügung standen, wurden diese durch den Mittelwert zweier Schlusskurse approximiert. Diese Art der Glattstellung berücksichtigt nicht, die im

28 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 21 Übertragungsrecht implizite Flexibilität und stellt somit eine Unterbewertung dar. Da das Übertragungsrecht nicht zur Nutzung der Kuppelstelle verpflichtet, sondern nur die Möglichkeit dazu bietet. Bei Durchführung dieser Strategie fallen Transaktionskosten in Form von bid-ask Spreads an, diese betragen im Durchschnitt 0.50 Euro. Wie der Abbildung 3.4 zu entnehmen ist, liegt der Wert dieser Strategie in den meisten Fällen unter den tatsächlich realisierten Auktionsergebnissen. Es lässt sich also zunächst festhalten, dass die Abbildung 3.4: Einnahmen durch die Future-Duplikationsstrategie in den PTR implizite Flexibilität bei der Bewertung, wenn auch geringfügig, Berücksichtigung findet. [37] kommt zu einem anderen Ergebnis. Er bewertet ebenfalls die PTR zwischen Deutschland und Holland und nutzt zur Glattstellung den Futurekurs bei Bekanntgabe der Auktionsergebnisse. Seiner Analyse zufolge liegen die realisierten Preise oberhalb des Wertes der entsprechenden Strategie. Die unterschiedlichen Ergebnisse können einerseits dadurch erklärt werden, dass nicht klar ist ob Transaktionskosten in [37] berücksichtigt wurden und andererseits stehen uns nur Tagesendkurse zur Verfügung, die eine Approximation für den tatsächlichen Futurekurs bei Auktionsabgabe darstellen. Es wird also ersichtlich, dass die Flexibilität, wenn überhaupt, nur zu einem kleinen Teil zum Wert des Kontraktes beiträgt. In Abbildung 3.5 sind die Optionspreise, die in den verschiedenen Modellen generiert

29 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 22 werden, abgetragen. Der Basispreis wird genau wie bei den Futures aus den Transaktionskosten bestimmt 8. Bei den Spreadmodellen (S1 und S2) findet eine deutliche Unterbewertung statt, da die Daten für die Prozesse X und Y iterativ gefiltert wurden, bis sie die zugrundeliegenden Verteilungshypothesen erfüllen. Dies ist notwendig, da ansonsten mit nicht signifikanten Werten gerechnet wird, d.h. die Ergebnisse nicht zu interpretieren wären. Die von Modell S2 genierten Preise liegen über den Preisen aus Modell S1, da die erwartete Sprunghöhe der Preisdifferenzen (NL-D) positiv ist. In dem Korrelationsmodell K2 mussten die Daten nicht gefiltert werden, d.h. die Flexibilität wird marktkohärent bewertet. Das Modell K1 wurde in Abbildung 3.5 nicht berücksichtigt, da es aufgrund der Tatsache, dass es zwar das Diffusionsrisiko adäquat bewertet, jedoch Sprünge ignoriert, schwierig zu interpretieren ist. Die Werte von Modell K1 liegen zwischen den Werten von Modell S1 und K2. Die Preise, die das Modell K2 erzeugt, liegen 8% - 17% über den Preisen von Modell S2 und sogar 20% - 60% über den Preisen der PTR von E.ON Netz und TenneT. Da das Modell K2 die gebotene Flexibilität marktkohärent berücksichtigt, können die gewonnenen Ergebnisse als Indiz für eine Unterbewertung der Nutzungsrechte der Grenzkuppelstellen angesehen werden. Die Modellergebnisse zeigen, dass der Markt für physische Übertragungsrechte zwi- Abbildung 3.5: Modellergebnisse im Vergleich schen Deutschland und den Niederlanden den Optionscharakter dieser Produkte nur zum 8 Er enthält die Transaktionskosten, die beim aufstellen eines Duplikationsportfolios entstehen.

30 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 23 Teil vergütet. Je realistischer das Bewertungsmodell gewählt wird, um so mehr weichen die tatsächlichen Preise von den fairen Preisen ab. Zusammen mit der Tatsache, dass die Auktionsergebnisse für die monatlichen PTR zwischen RWE Transportnetz-TenneT und E.ON Netz-TenneT erheblich voneinander abweichen, suggeriert dies Ineffizienzen in dem Markt für grenzüberschreitende Transferkapazitäten. Als mögliche Gründe für die Existenz der aufgezeigten Arbitragepotenziale, können hier die geringe Anzahl an Marktteilnehmern und die damit verbundene Begünstigung strategischen Bietverhaltens sowie eingeschränkte Duplikationsmöglichkeiten der PTR genannt werden. Der zweite Punkt tritt z.b. dann auf, wenn die Tagesoptionen, aus denen ein monatliches PTR besteht, nicht jederzeit zu ihrem fairen Wert an den Markt gebracht werden können. Damit würde das Arbitragepotenzial (zumindest teilweise) nur auf dem Papier bestehen. Der Markt für grenzüberschreitende Transferkapazitäten stellt nicht zuletzt auf Grund der aufgezeigten Unterbewertung für flexibele Kraftwerkskapazitäten eine interessante zusätzliche Einnahmequelle dar.

31 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN Regelenergie Ökonomische Beschreibung Im Folgenden soll eine Einführung in den deutschen Regelenergiemarkt gegeben werden. Die Effizienz des Systems, insbesondere des MRM, sowie alternative Regime werden ausführlich in Kapitel 4 diskutiert. Aus der Nichtspeicherbarkeit von Strom ergibt sich, zur Gewährleistung der Frequenzerhaltung, mit dem Ziel der Sicherung der Netzstabilität, für den Netzbetreiber die Notwendigkeit permanent nicht vereinbarte Schwankungen bei der Ein- und Ausspeisung von Strom auszugleichen. In Deutschland wird das Netz mit einer Frequenz von 50 Hz betrieben. Bereits Abweichungen von mehr als 150 mhz führen zu einer Gefährdung der Netzstabilität, diese treten durch das Auseinanderfallen von Ein- und Ausspeichung zu Tage, wobei eine Überspeisung zu einer erhöhten Frequenz und eine Unterspeisung zu einer Frequenzabsenkung führt 9. Dem ÜNB stehen drei Instrumente zur Verfügung um einer Frequenzabweichung entgegenzuwirken, diese sind Primär-, Sekundär- und Minutenreserve 10. Die einzelnen Reserven werden nacheinander eingesetzt und dementsprechend werden unterschiedliche Voraussetzungen an die Kapazitäten in den einzelnen Märkten gestellt. Die Primärreserve wird vollautomatisch eingesetzt, tritt in der Regel nach wenigen Sekunden in Kraft und muss nach 15 Sekunden vollständig zur Verfügung stehen. Sie wird nur sehr kurzfristig eingesetzt, um danach durch Sekundär- bzw. MR abgelöst zu werden und zum Ausgleich neuer Frequenzstörungen zur Verfügung zu stehen. Der Einsatz wird dezentral durch Regler an den einzelnen Erzeugungseinheiten gesteurt. Die Sekundärreserve löst die Primärreserve in der Regel nach 30 Sekunden ab und muss nach 5 Minuten vollständig zur Verfügung stehen. Ihre Einsatzdauer beträgt in der Regel unter 15 Minuten. Sie wird zentral über einen beim ÜNB installierten Regler automatisch aktiviert. Als nächstes wird bei länger andauernden Störungen die MR eingesetzt diese wird vom ÜNB telefonisch angefordert und muss höchstens 15 Minuten nach der Anfrage vollständig zur Verfügung stehen. Ihre Einsatzzeit beträgt höchstens 1 Stunde 11 für eine Störung und u.u. mehrere Stunden bei einer Kette von Störungen. Kraftwerke, die an den Regelenergiemärken teilnehmen wollen, müssen neben den beschriebenen Voraussetzungen noch weitere Bedingungen (siehe [54, S.2f,S.7f,S.13f]) erfüllen. Falls sie die Voraussetzungen erfüllen, 9 Dies rührt daher, dass bei Unterspeisung die fehlende Energie aus der kinetischen Energie der Turbinen der Kraftwerke gewonnen wird, welche sich hierdurch verlangsamen. Bei einer Überspeisung tritt genau der umgekehrte Effekt auf. 10 vgl. [54, S.2ff]. 11 Der ÜNB ist für die Erbringung der Ausgleichsenergie bis zum Ablauf der fünften Viertelstunde nach einem Störungfall verantwortlich.

32 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 25 können sich die Kraftwerke präqualifizieren lassen, um dann an den entspechenden Auktionen teilzunehmen. Aus dem unterschiedlichen Charakter der Regelenergieprodukte ergeben sich die unterschiedlichen Entlohnungssysteme. Während bei der Primärreserve auf Grund des permanenten Einsatzes eine Bewertung der erbrachten Arbeit mit prohibitiv hohen Transaktionskosten verbunden wäre, ist dies bei der Sekundär- und Minutenreserve möglich. Daher wird bei der Primärreserve nur die Kapazitätsvorhaltung in Form eines Leistungspreises entlohnt. Diese muss symmetrisch (positive und negative) Regelarbeit angeboten werden. Bei der Sekundär- und Minutenreserve wird sowohl ein Preis für die Kapazitätsvorhaltung (Leistungspreis), als auch ein Preis für die tatsächlich erbrachte Arbeit (Arbeitspreis) vergütet, dabei kann sowohl negative als auch positive Regelenergie auf diesen Märkten angeboten werden. Auf allen Märken werden die entsprechenden Kapazitäten verauktioniert. Dabei wird bei der Primärreserve monatlich ein Produkt ausgeschrieben. Die Sekundärreserve wird monatlich in Form von zwei Produkten (Peak und Offpeak) ausgeschrieben und die Beschaffung der MR findet in einer day-ahead Auktion täglich um Uhr, also vor Spot statt. Dabei werden 6 Blöcke a 4 Stunden Reservekapazitäten verauktioniert. Der ÜNB wird bei der Auswahl der einzusetzenden Kapazitäten reguliert, so ist er verpflichetet die nominierten Kraftwerke nach der Höhe der Leistungspreise zu bestimmen, während der Einsatz (auf dem Sekundär- und Minutenreservemarkt) nach der Höhe der Arbeitspreise der nominierten Kraftwerke vorgenomen wird. Für die auf dem Regelenergiemarkt gebundenen Kapazitäten besteht ein Doppelvermarktungsverbot, d.h. diese Kapazitäten stehen dem Spotmarkt nicht mehr zur Verfügung 12. Dies spielt bei der (fairen) Bewertung von Kapazitäten auf dem Regelenergiemarkt eine wesentliche Rolle. Dieser Abschnitt beschränkt sich im Folgenden auf die Analyse und Bewertung von positiver MR, da dieser Markt für Spitzenkraftwerke eine zusätzliche Vermarktungschance darstellt. Auf dem Primär- und Sekundärreservemarkt können Peaker nicht anbieten, da sie dafür 24 bzw. 12 Stunden online sein müssten, was bei den Grenzkosten eines Spitzenlastkraftwerks utopisch scheint. Für die Teilnahme am MRM müsste das entsprechende Kraftwerk hingegen nur (mindestens) 4 Stunden in betriebsbereitem Zustand gehalten werden, was für Gaskraftwerke durchaus realistisch ist. Negative Regelarbeit kann nur von abwerfbaren Lasten und Kraftwerken, die sicher online sein werden, angeboten werden. Dabei haben Erzeuger mit einem großen diversifizierten Portfolio einen Vorteil, da sie sicher davon ausgehen können Kapazitäten am Netz zu haben. Im Vergleich zu den anderen Reservemärkten hat der MRM zwei entscheidende Vorteile für Spitzenlastkraft- 12 vgl. [55, S.12].

33 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 26 werke. Einerseits muss das Kraftwerk nur innerhalb von 15 Minuten voll einsatzbereit sein, andererseits sind die Ausschreibungsperioden und damit einhergehend die minimalen Bereitschaftszeiten wesentlich geringer Optionstheoretische Erfassung Um den Optionscharakter der MR besser nachvollziehen zu können, ist es nützlich sich folgenden Sachverhalt zu vergegenwärtigen: die Anbieter von Regelenergie veräußern für einen beschränkten Zeitraum einen Teil ihrer Realoption, die sie als Kraftwerksbetreiber inne haben, da ein Kraftwerk im Falle eines Zuschlages am Regelenergiemarkt nicht anderweitig vermarktet werden kann (Doppelvermarktungsverbot). Der Leistungspreis sollte daher die Summe aus (erwarteten) Opportunitäts- und zusätzlichen Bereitstellungskosten für das Vorhalten der Kapazität beinhalten, da kein rationaler Anbieter bereit sein sollte seine Realoption für einen geringeren Wert zu veräußern. Eine weitere Komponente, die im Leistungspreis enthalten sein sollte, ist die Differenz aus den eigenen Opportunitäts- und Bereitschaftskosten, sowie dem erwarteten Grenzleistungspreis. Diese Komponente wird berücksichtigt, da die MR in Form einer pay-as-bid Auktion versteigert wird, somit haben insbesondere Anbieter mit geringen Leistungspreisen den Anreiz höhere Gebote über der eigenen Oppportunität abzugeben. Als Opportunitätskostenanteil im Leistungspreis werden (vereinfachend) die erwarteten Einnahmen des Spotmarktes zu Grunde gelegt. Wie in Kapitel 2 erläutert, muss der entsprechende Erwartungswert unter einem Bewertungsmaß bestimmt werden, somit erfüllt der gebotene Leistungspreis eines rationalen Bieters folgende Gleichung: LP = 4 E[(S(T i ) GK Spot ) + ] + BK + DIF GK, i=1 wobei (x) + das Maximum aus x und 0 sowie S( ) den Spotpreis für die entsprechende Stunde darstellt, GK Spot den Grenzkosten für eine Teilnahme am Spotmarkt und BK den zusätzlichen Bereitsstellungskosten im Vergleich zu einer alternativen Vermarktung (in unserem Fall Spot) entspricht. DIF GK stellt die geschätzte Differenz zu dem Leistungspreis des Grenzkraftwerks dar. Es wird angenomen, dass der Arbeitspreis den Grenzkosten einer Regelenergiemarktfahrweise entspricht. Es wird in diesem Teil zunächst von strategischen Überlegungen, die durch Bieten von zu niedrigen Leistungsspreisen und zu hohen Arbeitspreisen im aktuellen Regime möglich sind 13, abstrahiert. Anzumerken ist, dass die Grenzkosten der Kraftwerke auf dem Regelenergiemarkt nicht zwangsläufig den Grenzkosten des Spotmarktes entsprechen müssen. Hier müssen der höhere Verschleiß und niedrigere Effizienzgrad 13 vgl. Kapitel 4.

34 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 27 auf Grund der wesentlich flexibleren Fahrweise Berücksichtigung finden. Am Spotmarkt werden Kraftwerke mindestens stundenweise eingesetzt, während dies am MRM im Viertelstundenrhythmus geschieht. Dieser Aufschlag variiert bei den unterschiedlichen Kraftwerkstypen äußerst stark. Während bei Braunkohle- und Kernkraftwerken von äußerst hohen Aufschlägen auszugehen ist, sind diese für moderne Steinkohlekraftwerke und Gasturbinen relativ gering. Der ÜNB erwirbt eine Option deren Strikepreis nicht den vom Verkäufer der Option verwendeten GK Spot entspricht, sondern in der Regel weit darüber liegt, da die Grenzkosten der meisten Kraftwerke für eine Fahrweise am Regelenergiemarkt weit über den Fahrkosten am Spotmarkt liegen. Für den Arbeitspreis gilt unter Vernachlässigung strategischer Überlegungen: AP = GK Regel. Der ÜNB setzt die Option aus Modellsicht nicht rational ein, da er nicht zwangsweise ausübt (Regelarbeit in Anspruch nimmt), falls der Spotpreis über dem Arbeitspreis eines Anbieters liegt und teilweise ausübt falls der Spotpreis unter dem Arbeitspreis liegt. Dies ist damit zu erklären, dass er auf den Spotmarkt bei Auftreten einer Fahrplanabweichung nicht zurückgreifen kann, da die Spotmarktauktion am Tage vor Lieferung stattfindet. Dieses stochastische Ausüben der Option ändert per se nichts an ihrem Wert, da der Kraftwerksbetreiber weiterhin ein und das selbe Produkt (Realoption) veräußert Bewertung Im Folgenden soll das von den Bietern am MRM angebotene Produkt bewertet werden. Es soll dabei die Opportunitätskostenkomponente im Leistungspreis bestimmt werden. Der Arbeitspreis wird nicht weiter betrachtet, da dieser entweder eine kostenbasierte und somit aus technischen Eigenschaften ableitbare Größe ist oder bei Marktunvollkommenheiten spieltheoretische Gesichtspunkte die Preisbestimmung prägen. Die anderen Komponenten des Leistungspreises werden ebenfalls nicht untersucht. Die Bereitschaftskosten können aus einer Kostenanalyse bspw. mit Hilfe der Prozesskostenrechnung bestimmt werden und die Differenz zu dem Grenzleistungspreis muss mit Hilfe von Prognosemodellen sowie spieltheoretischer Überlegungen errechnet werden 14. Um die Opportunitätskostenkomponente (OP) zu bestimmen, müssen die erwarteten Ein- 14 Dabei ist davon auszugehen, dass große Spieler gegenüber Kleinen im Vorteil sind, da sie auf Grund ihres größeren Gesamtvolumes in dem Markt Preise besser abschätzen können. Ähnliches gilt für ehemals integrierte Unternehmen, bei denen nicht auszuschließen ist, dass eine gewisse Kommunikation zwischen Netzgesellschaft und Vertriebsgesellschaft weiterbesteht.

35 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 28 nahmen eines Kraftwerkes am Spotmarkt berechnet werden oder formal: OP = 4 E[(S(T i ) GK Spot ) + ], i=1 mit der gleichen Notation wie oben Ergebnisse Es wird für den Spotpreis das übliche Modell (vgl. [47, Kapitel 4]) mit einer stundenscharfen Saisonalität unterstellt. Das Bewertungsmaß wird mit Hilfe einer hourly forward curve für das Jahr 2007 bestimmt. Zur Berechnung des obigen Erwartungswertes werden, die in [47] entwickelten, Methoden genutzt. In Abbildung 3.6 sind die Opportunitäts- Abbildung 3.6: Opportunitätskosten eines Kraftwerktes mit Grenzkosten von 100 Euro/MWh für den kosten eines (hypothetischen) Kraftwerkes mit Grenzkosten von 100 Euro/MWh für den dargestellt. Es ist deutlich zu erkennen, dass für die Peak-Blöcke (3-5) wesentlich höhere Opportunitätskosten vorhanden sind, als für Offpeak-Blöcke. Dies ist damit zu erklären, dass zu Peakzeiten die erwarteten Spotpreise höher sind und somit ein Kraftwerk mit Grenzkosten von 100 Euro/MWh häufiger zum Einsatz kommt. Dies führt dazu,

36 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 29 dass bei Verzicht auf diese Vermarktung die damit einhergehenden entgangenen Gewinne größer sind als in der Offpeak-Periode. Auf der X-Achse ist in Abbildung 3.6 ist der Stand Abbildung 3.7: Sensitivität der Opportunitätskosten bezüglich der Moneyness des Prozesses zum Bewertungszeitpunkt, also in diesem Fall einen Tag vor Lieferung abgebildet. Es zeigt sich, dass der heutige Kurs wesentlich den Wert der Kontrakte in allen Blöcken beeinflusst. Dieser Zusammenhang kann genauer mit Hilfe von Abbildung 3.7 untersucht werden. Dort sind die Opportunitätskosten für die einzelnen Blöcke für verschiedene Preise zum Bewertungszeitpunkt abgetragen. Die Kosten in den Peak-Blöcken reagieren sensitiver auf Änderungen des Preises zum Bewertungszeitpunkt. Dies ist damit zu erklären, dass sich die (Real-)Option zu diesem Zeitpunkt näher am Geld befindet und stärker auf Änderungen im heutigen Preis reagiert. Zu den Offpeak Zeiten stellt das Kraftwerk eine deap out-of-the-money Option dar, auf deren Wert eine marginale Veränderung des Ausgangspreises kaum Einfluss hat. Ein Vergleich mit realen Leistungspreisen ist kaum sinnvoll, da diese Preise weitere Komponenten beinhalten und die Opportunitätskosten lediglich eine Gebotsuntergrenze für die Leistungspreise darstellen könnten.

37 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN Swing Optionen Ökonomische Beschreibung Im Folgenden soll ein Hilfsmittel, das kurzfristige Flexibilität auf Strommärkten fördert, untersucht und bewertet werden. Dieses Hilfsmittel sind Swing Optionen. Swing Optionen machen unter gewissen Beschränkungen Flexibilität handelbar machen. Mit Hilfe der Swing Optionen können einerseits flexible Anbieter auf dem Strommarkt, wie zum Beispiel Gaskraftwerke, das Gut Flexibilität vermarkten, indem sie Swing Rechte verkaufen. Andererseits haben unflexible Nachfrager wie Stadtwerke die Möglichkeit, sich mit sich mit Flexibilität in Form von Swing Kontrakten einzudecken. Heutzutage sind Swing Kontrakte nicht nur in Deutschland, sondern auf vielen liberalisierten Märkten ein typisches OTC Produkt 15. Es ist anzumerken, dass Swing Kontrakte keine Erfindung von Energiemärkten sind, sondern bereits lange Zeit auf Gasmärkten verwendet werden. Ihre Bezeichnung lautet dort Take-or-Pay Verträge 16. In der Literatur findet sich keine einheitliche Darstellung von Swings, jedoch gibt es einige typische Charakteristika 17. Ein Swing Kontrakt stellt dem Käufer sowohl eine zeitliche als auch eine mengenmäßige Flexibilität zur Verfügung. Dieser besteht in der Regel aus zwei Teilen. Einerseits einem Teil, der dem Käufer des Kontraktes eine konstante Versorgung mit dem Gut (z.b. Gas oder Strom) gewährleistet und andererseits einem flexiblen Teil, der dem Käufer das Recht gewährt, zusätzliche Mengen des Gutes zu beziehen oder auf einen Teil der Bezugsmenge zu verzichten 18. Dieser Teil wird als Swing Option bezeichnet. Die Restriktionen dieser Flexibilität beeiflussen maßgeblich den Wert des Kontraktes. Bei der europäischen Variante eines Swing kann der Halter des Kontraktes zu bestimmten Zeitpunkten über Bezugsmengen innerhalb bestimmter Grenzen für einen festgelegten Zeitraum entscheiden. Die amerikanische Variante gestattet es dem Halter diese Entscheidung jederzeit zu treffen, jedoch muss nach der Ausübung eines Swing Rechtes eine bestimmte Periode, die sogenannte refraction rate vor der nächsten Ausübung abgewartet werden. Ein typischer Nachfrager von Swing Kontrakten sind bspw. Stadtwerke. Diese haben auf Grund ihres Geschäftsmodells eine natürliche short-position im Strom, welche sie bis zu 3 Jahren im voraus über Termingeschäfte glattzustellen versuchen. Da jedoch die erwartete Absatzmenge 3 Jahre im voraus schwer pronostizierbar ist und Strom nicht speicherbar ist, muss das erworbene Portfolio über die Zeit angepasst werden. Dies geschieht in der 15 vgl. [27, S.2]. 16 vgl.[27, S.1]. 17 vgl.[27], [56] oder [57] 18 vgl. [26, S.4].

38 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 31 Regel 1 Jahr, 3 Monate und einen Monat vor dem Fälligkeitszeitpunkt. Jedoch sind auch diese Prognosen nicht perfekt und somit muss das Stadtwerk am Spotmarkt agieren um die übrigen Differenzen aus beschafftem Portfolio und prognostizierter Last zu eliminieren. Die Preise am Spotmarkt stellen durch ihre hohe Volatilität und das Auftreten von Spikes ein erhebliches, u.u. existenzbedrohliches, Preisrisiko für das Unternehmen dar. Eine Swing Option, welche nach Spot (in Deutschland nach Uhr für den Folgetag) ausgeübt wird, könnte es gegen diese Risiken absichern. Andererseits ist dieser Kontrakt auch für die Erzeuger von großem Interesse, da auf Grund der Absicherung gegen dieses existenzielle Risiko und der starken Risikoaversion der Nachfragen große Zusatzmargen (in Form von Risikoprämien) im Vergleich zur Vermarktung über Spot zu erwirtschaften sind. Desweiteren sind sowohl die Einnahmen für den Anbieter besser abzuschätzen, da er nicht auf die unregelmäßigen Auszahlungen auf dem Spotmarkt angewiesen ist, als auch die Ausgaben für den Nachfrager Optionstheoretische Erfassung Um einen Swing Kontrakt bewerten zu können, ist dieser zunächst zu definieren. Für den Rest dieses Abschnittes wird unter einem europäischen Swing Kontrakt ein Kontrakt verstanden, der der folgenden Definition genügt 19. Definition 3.1 (Europäischer Swing Kontrakt). Als europäischer Swing Kontrakt wird ein Kontrakt mit folgenden Charakteristika bezeichnet 1. Fälligkeit: Der Kontrakt läuft über eine Periode [0, T ]. 2. Strike: Ein fester Strikepreis K Euro/MWh ist festgelegt. 3. Swing Zeitpunkte: Die Zeitpunkte zu denen der Halter der Option handeln darf, werden mit {T n } N n=1 bezeichnet, wobei 0 T 1 <... < T n < T gilt. 4. Swing Handlungen: Zu jedem Zeitpunkt T n muss der Halter des Kontraktes über die zu liefernde Menge Bn d zum Preis K in jeder der D Perioden (Tn, d Tn d+1 ], 1 d D entscheiden, wobei T n = Tn 1 <... < Tn D+1 = T n+1 gilt. 5. Zulässige Menge pro Periode: Es wird angenommen, dass B d n Λ [0, ) gilt. Wobei Λ entweder ein abgeschlossenes Intervall (Λ = [B, B]) oder eine diskrete Menge ist. Damit wird der Fall, dass der Halter der Option das Underlying short geht, ausgeschlossen. 6. Insgesamt zulässige Menge: Der Käufer muss dem Verkäufer insgesamt mindestens M MWh und darf höchstens M MWh abnehmen. Damit diese Grenzen eine wirkliche Restriktion darstellen, sollte N DB < M < M < N DB gelten. 19 vgl. [29].

39 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN Settlement: Alle Swingkontrakte werden finanziell ausgeglichen. Dabei erfolgen die Zahlungen zu den Zeitpunkten Tn d mit n {1,..., N} und d {1,..., D}, um das Kontrahentenausfallrisiko zu reduzieren. Um diese etwas längliche Definition etwas zu veranschaulichen, folgt nun ein Beispiel. Beispiel 3.1. Der Kontrakt läuft über ein Jahr. Dabei hat der Halter jeden Freitag die Möglichkeit festzulegen an welchen Tagen der folgenden Woche er konstant eine 1 MW Strom zu einem Preis von 30 Euro/MWh beziehen möchte. Über das gesamte Jahre muss er zwischen 300 MWh und 500 MWh abnehmen. In diesem Fall ist also D = 7 und T d n ist 0.00 Uhr des Tages d Bewertung Nun werden zunächst einige in der Literatur angewandte Methoden zur Berechnung des Wertes von Swing Optionen vorgestellt. Swing Kontrakte lassen sich dann als Summe aus Swing Optionen und Forwards bewerten. Die angewandten Methoden verwenden ähnliche Prinzipien. Zunächst müssen die optimalen Ausübungszeitpunkte aus heutiger Sicht bestimmt werden, um danach den heutigen Wert des Kontraktes zu bestimmen. Die optimalen Ausübungszeitpunkte sind jene Zeitpunkte, zu denen die Option optimalerweise (aus heutiger Sicht) ausgeübt werden sollte. Das Problem der Bestimmung der optimalen Ausübungszeitpunkte wird in eine Folge von Teilproblemen mit weniger Wahlrechten und kürzerer Laufzeit zerlegt. Diese Teilprobleme werden sukzessiv, beginnend mit dem Problem mit den wenigsten Freiheitsgraden, gelöst und für die Lösung des nächsten Teilproblems genutzt. So nutzen [26] die dynamische Programmierung, um den Wert eines Swings zu berechnen. Dabei modellieren sie die Evolution des Underlyings mit Hilfe eines Binomialbaumes. Den Wahlrechten der Swing Option wird durch die Möglichkeit zu anderen Bäumen (mit weniger Wahlrechten) überzugehen Rechnung getragen, was auch die Bezeichnung als forest -Methode erklärt. [34] verwenden ebenfalls die dynamische Programmierung, um das Bewerungsproblem für amerikanische Optionen zu lösen. Sie modellieren die Evolution des Underlyings über eine SDE und nutzen einen Monte-Carlo Algorithmus zur Simulation der Evolution. Der Fortführungswert, also der Wert der Ausübung zu einem späteren, als dem aktuellen, Zeitpunkt wird mittels einer Regression des (bereits bekannten) Wertes des Rechtes zum nächstspäteren Zeitpunkt auf den heutigen Stand des Prozesses durchgeführt 20. Für die Regression können bspw. polynomiale Funktionen benutzt werden. Der Algorithmus lässt sich generisch auf Swing Optionen erweitern, da nur die Möglichkeit multipler Ausübungsrechte miteinbezogen 20 Für die Regression werden nur in-the-money Pfade genutzt, da nur für diese eine Ausübung zu dem aktuellen Zeitpunkt in Frage kommt.

40 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 33 werden muss. [58] liefern einen Bewertungsalgorithmus für amerikanische Swing Optionen im Lucia-Schwartz Modell. Ihr Algorithmus löst das Bewertungsproblem iterierend über die Anzahl der Ausübungsrechte, beginnend mit einem Recht, also einer einfachen amerikanischen Option. Der Rechenaufwand wird reduzieren indem der Ausübungszeitpunkt des ersten Rechtes einschränkt wird. Die Swing Option wird in einzelne Produkte aufgespalten (europäische und amerikanische Optionen), deren Werte entsprechende PDEs erfüllen und mit Hilfe der Finite Elemente Methode bestimmt werden. Im Folgenden wird ein Bewertungsalgorithmus für die Bewertung von europäischen Swing Optionen vom oben beschriebenen Typ hergeleitet, dabei folgen die Ausführungen im wesentlichen [29]. Es ist anzumerken, dass der Algorithmus unabhängig von dem für das Underlying zugrundeliegenden Prozess funktioniert. Die einzige Voraussetzung an den Prozess des Underlyings ist die Möglichkeit Forwards und Optionen europäischen Typs bewerten zu können. Es wird davon ausgegangen, dass der Halter der Swing Option die Maximierung des Wertes der Option als Ziel hat 21. Zunächst ist es sinnvoll eine äquivalente Darstellung einer Swing Handlung zu wählen. Diese lässt sich mit Hilfe eines Portfolios aus Forwards eindeutig beschreiben. Die Entscheidung zum Zeitpunkt T n über die Periode (Tn, d Tn d+1 ] zum Preis von K Euro/MWh konstant Bn d MW Strom zu beziehen, entspricht dem Kauf von Bn d Forwardkontrakten mit Lieferperiode (Tn, d Tn d+1 ], Forwardpreis K Euro/MWh und einem MW Liefermenge. Eine Swing Handlung lässt sich demzufolge mit einem D-dimendinalen Vektor {Bn, 1..., Bn} d Λ D beschreiben. Nun werden einige notwendige Notationen eingeführt. Mit n wird die in dem Intervall (T n, T n+1 ] insgesamt gelieferte Arbeit bezeichnet, also n = D d=1 Bd n(tn d+1 Tn). d Mit G d (T n, s), 1 d D werden die Preise der D Forwards mit Lieferperiode in (T n, T n+1 ] zum Zeitpunkt T n und Kurs s bezeichnet. Diese seien absteigend nach dem Forwardpreis geordnet. Nun kann eine Funktion g definiert werden, die angibt wie hoch der Wert einer bestimmten Swing Handlung mit festgelegter zu liefernder Arbeit ist. k 1 g(t n, s, n ) = BG d (T n, s) + [ n (k 1)B]G k (T n, s) (3.5) d=1 Dies gilt für n [(k 1)B, kb]. Anschaulich heißt dies nichts anderes, als dass möglichst viel von den teuersten Kontrakten erworben werden soll, um den Wert der Handlung zu maximieren. Die Funktion g wird eine wichtige Rolle bei der Bewertung des Forwards spielen. Die Schwierigkeit bei der Bewertung liegt darin, dass eine Nutzung eines Swing 21 vgl. [27, S.2].

41 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 34 Rechts in der aktuellen Periode Alternativen zu einem späteren Zeitpunkt beschränkt und somit Interdependenzen zwischen den Perioden unbedingt zu berücksichtigen sind. Im Folgenden soll der Wert der Option und auch eine optimale Strategie aus heutiger Sicht für das Ausüben der Option gefunden werden. Hierfür ist es notwendig zu klären, was überhaupt zulässige Strategien sind. Definition 3.2 (Zulässige Swing Strategie). Als Menge der zulässigen Swing Strategien A werden alle Folge { n } N n=1 von Zufallsvariablen bezeichnet mit 1. n [BD, BD] 2. n ist F Tn -messbar 3. N n=1 n [M, M]. Voraussetzung (2) bedeutet, dass mit bekanntem Stand des Prozesses zum Zeitpunkt T n auch die Menge der benötigten Arbeit n bekannt ist. Es lässt sich nun der Wert einer Swing Option als der erwartete Wert (unter dem entsprechenden Maß) einer optimalen Bewertungsstrategie bestimmen. Der folgende Satz formalisiert diese Aussage. Der Beweis der Aussage, der [29] und dem Anhang zu entnehmen ist, verläuft konstruktiv und liefert wie im Folgenden gezeigt wird einen Algorithmus mit dem der Wert der Option bestimmt werden kann. Mit V (t, s, z) wird der Wert einer Swing Option zum Zeitpunkt t, Kurs des Underlyings s und bisher verbrauchter Arbeit z = j n=1 j bezeichnet, wobei t (T j, T j+1 ] gilt. Satz 3.1. Sei P eine Swing Option vom oben beschriebenen Typ und sei 1 j N. Dann ist der Wert der Option V (t, s, z) gegeben durch: sup N { n} N n=j A n=j e r(tn Tj) E[g(T n, S Tn, n ) F Tj ], für t = T j V (t, s, z) = e r(tj t) E[V (T j, S Tj,z) F t ] für T j 1 < t < T j, j > 1 und t < T 1 für j = 1. (3.6) Aus der Aussage des Satzes lässt sich sofort eine Bewertungsstrategie für die Swing Option konstruieren. Zunächst wird der Fall betrachtet, dass der Zeitpunkt zu dem bewertet werden soll einem Swing Zeitpunkt entspricht, im Anschluss wird der allgemeine Fall betrachtet. O.B.d.A. kann davon ausgegangen werden, dass der Zeitpunkt t dem Zeitpunkt der ersten Swing Handlung entspricht. Wie im Beweis zum Satz, beginnt der Algorithmus mit dem Zeitpunkt der letzten Swing Handlung T N. Zu diesem Zeitpunkt werden für alle möglichen Mengen an Swing Rechten und alle möglichen Stände des Preisprozesses die Werte der Swing Handlung unter Beachtung aller Restriktionen bestimmt. Dies geschieht

42 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 35 indem zunächst alle möglichen Forwards mit entsprechender Lieferperiode bewertet werden und danach die Funktion g, wie in (3.5), ausgewertet wird. Diese Auswertung wird nach entsprechender Diskretisierung der Zustandsvariablen in der Matrix V alue gespreichert. Wobei die Spalten die verschiedenen möglichen Stände des Prozesses und die Zeilen die mögliche Anzahl an Swing-Rechten repräsentieren. Wäre T N = T 1, so wäre der Algorithmus an dieser Stelle abgeschlossen und der Wert der Swing Option ließe sich, abhängig von der Anzahl der Swing Rechte und des aktuellen Kurses des Prozesses, in der jeweiligen Zeile und Spalte ablesen. Ist hingegen T N > T 1, so muss zum Zeitpunkt T N 1 übergegangen werden. In diesem Zeitschritt wird die selbe Berechnung wie in T N durchgeführt und die Ergebnise werden in eine Martix F ORW ARD geschrieben (Schritt 1) 22. Nun muss der Wert der Aufbewahrung von Rechten bis zum Zeitpunkt T N bestimmt werden. Diese stellen von T N 1 aus betrachtet europäische Optionen mit einer Auszahlung von V (T N, s l, z l ) in T N dar. Bei einem Stand des Preisprozesses von s l und z l verbrauchten Rechten in T N 1 dar. Diese Werte werden in die Matrix OP T ION (Schritt 2) geschrieben. Nun muss aus beiden Matrizen die optimale Strategie und der Wert der Option zu diesem Zeitpunkt gefunden werden. Sei hierfür zunächst ein Stand des Preisprozesses zum Zeitpunkt T N 1 fixiert. Dann durchläft eine Routine für alle möglichen Werte an Rechten z l alle Kombinationen aus Nutzung von Rechten in T N und in T N 1, also Einträgen in OP T ION und F ORW ARD, die insgesamt zu einer Nutzung von z l Rechten führen. Die Routine bildet darüber das Maximum und speichert diese in einen Vektor V alue2. Wird dieses Vorgehen nun für alle möglichen Stände des Preisprozesses wiederholt und in der Matrix V alue gespeichert, so kann zum vorherigen Zeitpunkt übergegangen werden (Schritt 3). In jedem Zeitpunkt müssen Schritte 1-3 durchgeführt werden. Am Ende ist der Wert der Option zu einer festen Anzahl an Ausübungsrechten und einem bekannten Kurs ein Eintrag der Matrix. Ist nun der aktuelle Zeitpunkt t ungleich dem Zeitpunkt einer Swing Handlung, so besitzt der Halter der Option, wie bereits erläutert, eine europäische Option, die als Endbedingung den Wert zum Zeitpunkt T 1 hat, falls t < T 1 angenommen wird. Es muss also, um die Bewertung abzuschließen, Schritt 2 des Algorithmus auf die V alue-matrix zum Zeitpunkt T 1 angewandt werden. Auf die Diskretisierung der einzelnen Zustandsvariablen wird hier nicht im Näheren ein- 22 Damit ist Teil (a) aus (A.2) bestimmt.

43 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 36 gegangen, siehe dazu [47, Kapitel 7] Ergebnisse Abbildung 3.8: Quartalsswing Optionen für das Jahr 2007 Als Modell für den Spotpreis wurde das Lucia-Schwartz-Modell zu Grunde gelegt. Die Kalibrierung ist [47, Kapitel 6] zu entnehmen. In Abbildung 3.8 sind die vier Quartalsswing Optionen für das Jahr 2007 abgebildet. Sie ermöglichen es dem Halter zu Beginn jeder Woche festzulegen an welchen Tagen er 1 MW für 50 Euro/MWh beziehen möchte und haben eine Laufzeit von jeweils drei Monaten. Es ist deutlich die Konkavität des Wertes der Swing Option bezüglich der Anzahl der Ausübungsrechte zu erkennen. Diese ist damit zu begründen, dass jedes zusätzliche Swing Recht weniger Flexibilität beinhaltet als das vorangegangene, da ein Ausübungszeitpunkt weniger zur Verfügung steht. Es dürfen ja nicht am selben Tag zwei Swing Rechte ausgeübt werden. Weiterhin ist zu erkennen, dass der Swing für das vierte Quartal den höchsten Wert besitzt, während die Option für das zweite Quartal am günstigsten ist. Dies ist damit zu begründen, dass im vierten Quartal mit dem höchsten saisonalen Niveau gerechnet wird, während die Historie für die Monate April-Juni geringere Werte aufweist. Somit kommen in den Monaten Oktober bis Dezember höhere Forwardpreise zu Stande, da der Forward maßgeblich von dem erwarteten saisonalen Niveau bei Fälligkeit abhängt. Die höheren Forwardpreisen führen dann zu einem höheren Wert der Option.

44 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 37 Der Halter einer Swing Option hat die Möglichkeit sofort bei Vertragsabschluss Swing Abbildung 3.9: Swing Optionen für das dritte Quartal des Jahres 2007 Rechte in Form von Forwards auszuüben oder bis zu einem späteren Zeitpunkt zu warten. Welche Strategie den Wert der Swing Option bestimmt ist unter anderem vom aktuellen Strompreis abhängig. Zunächst ist anzumerken, dass sowohl der Fortführungswert als auch der Forwardpreis mit dem Underlying steigen, da höhere Preise heute höhere Preise in der Zukunft wahrscheinlicher machen. Jedoch steigt der Wert des Fortführungsrechtes auf Grund der mean-reversion Eigenschaft im Lucia-Schwartz Modell weniger stark als der Wert des Forwards, da der Forward mit einer kurzfristigeren Ausübung einhergeht als das Fortführungsrecht. Dies ist auch an den Swing Preisen deutlich ersichtlich. In Abbildung 3.9 sind Swing Optionen für das dritte Quartal des Jahres 2007 mit unterschiedlichen Mengen an Swing Rechten in Abhängigkeit vom Kurs bei Vertragsabschluss dargestellt. Es ist deutlich für jede Anzahl an Swing Rechten ein Knick in der Kurve zu erkennen. Dieser Knick stellt den Übergang von der Präferierung einer späteren Nutzung der meisten Swing Rechte auf die Nutzung in der aktuellen Periode dar. Damit einher geht die Abhängigkeit des Wertes des Swings von den Forwardpreisen der aktuellen Woche, was die größere Steigung der Kurve erklärt. Eine weitere interessante Beobachtung ist die Verschiebung des Punktes an dem die Nutzung von Forwards den Forführungswert dominiert mit steigender Anzahl an Swing Rechten. Je mehr Rechte im Vertrag enthalten sind,

45 KAPITEL 3. BEISPIELE FÜR SPOTOPTIONEN 38 desto weiter links ist der Punkt zu finden. Desto niedriger muss also der heutige Kurs sein, um die sofortige Ausübung attraktiv zu machen. Dies ist damit zu erklären, dass mit steigender Anzahl an Swing Rechten der Wert jedes zusätzlichen Rechtes abnimmt, also der Forwardkurs nicht so hoch sein muss, um eine sofortige Ausübung attraktiv zu machen. Abschließend ist anzumerken, dass der Wert der Swing Option ebenfalls entscheident von den Handlungszeitpunkten geprägt ist. Die Anbieter werden einen höheren Preis für kurzfristiger ausübbare Optionen verlangen, da ihre Kapazitäten somit weniger Opportunitäten besitzen und für den Kraftwerksbetreiber die Plannung schwieriger wird. Die Zahlungsbereitschaft der Nachfrager sollte hingegen zunehmen, da die Flexibilität ihres Portfolios zunimmt. Ein Vergleich der berechneten Ergebnisse mit Marktpreisen war leider nicht möglich, da Swing Kontrakte nur OTC gehandelt werden und öffentlich keine Preise verfügbar sind.

46 Kapitel 4 Analyse des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes In diesem Kapitel soll der Regel- und Ausgleichenergiemarkt untersucht werden. Die Untersuchung findet soweit wie möglich getrennt für beide Märkte statt. Zunächst wird dabei der Status quo unter Zuhilfenahme realer Daten diskutiert. Danach werden alternative Designs beider Märkte vorgestellt und kritisch bewertet. Abschnitt 4.3 gibt ein Zwischenfazit mit Angabe möglicher Kombinationen alternativer Designs. Auf dem Regelenergiemarkt treten die ÜNB als einzige Nachfrager auf, dabei decken sie sich bei den präqualifizierten Anbieter mit der notwendigen Kapazität ein. Ihre Nachfrage ist dabei vollkommen unelastisch. Auf dem Ausgleichsenergiemarkt treten die BKV als Nachfrager auf und die einzigen Anbieter sind die ÜNB. Die ÜNB bestimmen im 15 Minutenrhythmus den Saldo aus Mehr- und Mindereinspeisung aller Bilanzkreise und ordnet den Bilanzkreisen die Kosten für eingesetzte positive und negative Sekundär- bzw. MR zu. Dabei bestimmen sie aus der eingesetzten Regelarbeit einen mittleren gewichteten Arbeitspreis (MGAP), welcher symmetrisch für Über- bzw. Unterspeisung von dem BKV zu entrichten ist (pos. MR) bzw. ihm zugestanden wird (negative MR). 4.1 Regelenergiemarkt Untersuchung des Status quo Im Folgenden soll eine ausführliche Analyse des deutschen Regelenergiemarktes durchgeführt werden. Dabei wird der Markt für MR betrachtet, da auf diesem Markt (im Gegensatz zu den anderen Reservemärkten) auch Peaker agieren könnten. Wie oben dargestellt, bieten die präqualifizierten Teilnehmer am MRM einen Leistungspreis und einen Arbeitspreis. Der Leistungspreis muss entrichtet werden, falls der Teilnehmer zur Kapazitätsvorhaltung ausgewählt wird, während der Arbeitspreis nur bei Abruf der Kapazität, 39

47 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 40 abgerechnet in 15 Minuten Einheiten, entrichtet werden muss. Die ÜNB sind die einzigen Nachfrager von Regelenergie und müssen sich in hinreichender Höhe mit Minutenreservekapazitäten eindecken. Das Auswahlverfahren für die Berücksichtigung und den Einsatz der Kraftwerke ist festgesetzt. Die Kapazitäten, die für die MR berücksichtigt werden, müssen aufsteigend nach den Leistungspreisen bis zum Erreichen der geforderten Kapazität nominiert werden. Dabei findet seit 12/06 eine Auktion für alle vier Regelzonen statt 1. Der Abruf erfolgt dann aufsteigend nach den Arbeitspreisen (natürlich werden hier nur die zuvor ausgewählten Kraftwerke betrachtet). Die Vergütung erfolgt in beiden Fällen nach dem pay-as-bid Verfahren. Wie oben dargestellt, sollte der Leistungspreis Opportunitätskosten, zusätzliche Bereitschaftskosten und die erwartete Differenz zu dem Grenzleistungspreis enthalten. Der Arbeitspreis sollte die Grenzkosten der Produktion vergüten. Empirisch lässt sich zeigen, dass die Teilnehmer am MRM den Grenzleistungspreis recht Abbildung 4.1: Grenzleistungpreise und gewichtete mittlere Leistungspreise für Minutenreserve für Januar bis Juni 2008 genau abschätzen können, dies wurde auch von Vertretern aus der Praxis bestätigt. In 1 Es müssen bestimmte Kernanteile berücksichtigt werden. Dies bedeutet, dass ein bestimmter Teil der Kapazitäten in der eigenen Regelzone beschafft werden muss. Somit kann es theoretisch zu unterschiedlichen Grenzleistungspreisen in den Regelzonen kommen.

48 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 41 Abbildung 4.1 sind sowohl der Grenzleistungspreis als auch der mittlere Leistungspreis beispielhaft für Januar bis Juni 2008 dargestellt. Interessant zu beobachten ist, dass die höchsten Preise für die Stundenblöcke 3-5 (8-20 Uhr) eines Tages zu beobachten sind. Dies ist damit zu begründen, dass in diesen Stunden die Kapazität im Markt knapper ist, da die Nachfrage am day-ahead Markt höher ist. Der teuerste Block ist Block 5, da zu diesem Zeitpunkt bereits viele Spitzenlastkraftwerke runtergefahren sind und somit die Kapazität besonders knapp ist 2. Eine analoge Struktur zeigt sich auch bei einer hourly forward curve. Die mittlere Abweichung von Grenz- und Durchschnittsleistungspreisen liegt für Januar bis Oktober 2008 bei 12.6%. Berücksichtigt man nun, dass die angebotenen Kraftwerke äußerst heterogen sind und mit völlig unterschiedlichen Grenzkosten (vgl. Abbildung ) und somit Opportunitäten ausgestattet sind, zeugt dies von einer guten Qualität der Schätzungen. Bei den Arbeitspreisen zeigt sich ebenfalls eine gewisse Systematik, wie Abbildung Abbildung 4.2: Merit Order der Arbeitspreise für Block 1 und Block 4 am und 4.4 zu entnehmen ist. Es sind die Arbeitspreise für den Monat September des Jahres 2008 dargestellt. Wie deutlich zu erkennen ist, weisen sowohl die minimalen Arbeitspreise, als auch die Grenzarbeitspreise recht systematische Schwankungen auf. Am 2 Daher ist die Gefahr eines Spikes besonders groß und somit die Opportunität für die gebotenen Kapazitäten. 3 In Abbilung 4.2 ist die Arbeitspreis merit order Beispielhaft für zwei Blöcke am abgebildet. Die sehr heterogenen Gebote geben einen Hinweis auf unterschiedliche Grenzkosten der Kapazitäten am Spotmarkt.

49 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 42 Abbildung 4.3: Mittlere und minimale Arbeitspreise für September 2008 Wochenende sind die minimalen Arbeitspreise niedriger als unter der Woche. Dies ist damit zu begründen, dass Kapazitäten, die unter der Woche anders vermarktet werden (bspw. Spot), am Wochenende auf dem Regelenergiemarkt auf Grund schlechter Opportunitäten agieren. Oder anders ausgedrückt, weichen Kapazitäten auf Grund niedrigerer Spotpreise auf den Regelenergiemarkt aus. Für die negative MR zeigen sich andere Preismuster. Die Arbeitspreise sind regulatorisch bei null beschränkt, d.h. die Anbieter von negativer MR müssen im Falle eines Abrufs und der Lieferung von negativer Regelarbeit diese entlohnen 4. Kapazitäten, die bestimmte Lieferverpflichtungen erfüllen müssen und negative Regelarbeit leisten, würden also einen Teil ihrer Produktion einschränken und trotzdem ihren Lieferverpflichtungen in voller Höhe nachkommen. Von manchen Marktteilnehmern wird hier die Einführung positiver Preise gefordert, da es bei bestimmten Auslastungsgraden dazu kommen kann, dass eine Senkung der Auslastung zu einem Produktionskostenanstieg führen kann. Bei den Leistungspreisen für negative Regelarbeit zeigt sich ebenfalls eine Konvergenz der Preise, wie aus Abbildung 4.6 zu erkennen ist. Die mittlere Abweichung der Grenzleistungspreise von den mittleren Leistungspreisen liegt bei 20%. Die höchesten Leistungspreise ergeben sich für die Blöcke 1 und 2, also zwischen 0 Uhr und 8 Uhr, insbesondere in der Nacht von Samstag auf Sonntag. Eine mögliche Erklärungen hierfür ist, 4 vgl. 8 StromNZV.

50 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 43 Abbildung 4.4: Grenzarbeitspreise für September 2008 dass zu diesem Zeitpunkt wenig Kapazität (und insbesondere Grundlast) am Netz ist und so Oligopolrenten realisierbar sind, da Grundlast nur von wenigen Anbietern in Deutschland angeboten wird. Alternativ lassen sich die hohen Preise auch mit den hohen und u.u. negativen Flexibilitätskosten dieser Kapazitäten begründen. Es ist nicht auszuschließen, dass die durch das teilweise Herunterfahren einer Erzeugungseinheit gesparten Grenzkosten durch die Kosten der Fahrweise und die adverse Veränderung des Wirkungsgrades überkompensiert werden. In einem solchen Fall müsste der Kraftwerksanbieter einen positiven Arbeitspreis bieten, da dies in Deutschland nicht möglich ist, würde ein rationaler Anbieter seinen Leistungspreis in einem solchen Fall entsprechend erhöhen. Die Arbeitspreise für negative Regelarbeit sind sehr niedrig (unter 3 Euro/MWh), wobei ein großer Teil der angebotenen Kapazitäten einen Arbeitspreis von 0 Euro/MWh hat. Die höchsten Arbeitspreise, also die höchsten Zahlungsbereitschaft für die Drosselung der Produktion von elektrischer Arbeit, ist dabei in den Blöcken 3 bis 5 (8-20 Uhr) zu beobachten. Die höheren Preise sind damit zu begründen, dass während dieser Zeit mehr Kapazitäten am Netz sind - darunter auch flexible - für die eine Fahrplanabweichung nicht mit so hohen Kosten verbunden ist, wie dies bei Grundlastkraftwerken der Fall ist. Somit besitzen die Produzenten eine höhere Zahlungsbereitschaft für eingeschränkte Produktion. Eine Alternative Erklärung wäre die höhere Wettbewerbsintensität im Peak-Bereich, die ein Abschöpfen von Oligopolrenten minimiert. An dieser Stelle lässt sich bereits festhalten, dass die durch die Einführung des Ge-

51 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 44 Abbildung 4.5: Arbeitspreise für negative Regelarbeit (September 2008) botspreisverfahrens geplante Senkung der Netznutzungsentgelte vor dem Hintergrund der Leistungspreiskonvergenz von geringem Erfolg geprägt ist. Weiterhin lassen die beobachteten Arbeitspreise auf strategisches Verhalten der einzelnen Marktteilnehmer schließen. Die Möglichkeiten und Anreize zu strategischem Verhalten sowie die langfristigen Auswirkungen des Designs sollen nun genauer erläutert werden. Nun soll analysiert werden, welche Kapazitäten im aktuellen Regime am Regelenergiemarkt nominiert und eingesetzt werden und in wie fern das aktuelle Regime statisch und dynamisch effizient ist. Da die Nominierung nur nach dem Leistungspreis erfolgt, sind Kapazitäten mit geringen Opportunitäten bei der Nomierung im Vorteil. Dies sind Kapazitäten, die hohe Grenzkosten für den Einsatz am Spotmarkt haben und somit dort selten zum Einsatz kommen und auch geringe Deckungsbeiträge erzielen. Ein Kraftwerk mit niedrigen Grenzkosten müsste im Falle einer Vermarktung über den MRM die nicht unerheblichen entgangenen Deckungsbeiträge am Spotmarkt bei seinem Gebot voll berücksichtigen. Somit wäre dieser Anteil am Leistungspreis für ein Grund- oder Mittellastkraftwerk bei Weitem höher als für ein Kraftwerk mit hohen Spotgrenzkosten. Dies führt dazu, dass Grund- und Mittelastkraftwerke in der Regel keine Berücksichtigung bei der MR finden. Wie im Verlaufe dieses Kapitels klar wird, ist es jedoch äußerst fraglich, ob eine reine Nominierung nach Leistugspreisen zu optimalen Ergebnissen führen kann. Kapazitäten mit hohen Grenzkosten, die den Charakter einer deap out-of-the-money Option erfüllen, sind beispielsweise Testkraftwerke, die ursprünglich für wissenschaftliche Zwecke errichtet wurden. Sie sind auf Grund ihrer exorbitant hohen Grenzkosten für ei-

52 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 45 Abbildung 4.6: Leistungspreise für negative Regelarbeit (September 2008) ne Vermarktung über den Spotmarkt ungeeignet. Eine andere Gruppe von Anbietern mit geringen Opportunitäten sind abwerfbare Lasten. Dies sind Stromnachfrager, die bei Bedarf abgeschaltet werden können, wobei dies mit äußerst hohen Grenzkosten verbunden ist (bspw. industrielle Prozesse). Die Grenzkosten sind auf Produktionsausfälle, hohe Anfahrtskosten sowie den Einsatz von Reservegeneratoren zurückzuführen. Auch für diese Kapazitäten stellt der MRM auf Grund seines Designs eine lukrative Einnahmequelle dar. Ihre alternative Vermarktung wären Spotgebote, wobei bei der Höhe der Grenzkosten ein Abruf, ähnlich wie bei Testkraftwerken, nur sehr unregelmäßig und selten passieren würde. Ältere Öl- und Gaskraftwerke, sowie ältere Gasturbinen finden sich ebenfalls auf diesem Markt. Moderne Gaskraftwerke konkurrieren mit diesen Kapazitäten um den Zuschlag nur auf Grund des Leistungspreises. Es kommen Kapazitäten mit schlechteren Opportunitäten eher zum Zuge. Allein diese Tatsache muss noch nicht zu einem suboptimalen Ergebnis führen. Es ist jedoch durchaus fraglich, ob dies so im aktuellen Design angelegt war. Es stellt sich die Frage, ob im aktuellen Marktdesign auf dem MRM die Güter Kapazitätsvorhaltung und Arbeit, welche der ÜNB nachfragt statisch effizient zur Verfügung gestellt werden. Der ÜNB selber hat weder ein Interesse noch die Möglichkeit zur effizienten Beschaffung der Regelenergie, da er in den Zuschlags- und Abrufverfahren reguliert wird und die Kosten der Regelarbeitbeschaffung vollständig über die Netznutzungsentgelte bzw. die mittleren gewichteten Arbeitspreise geltend machen kann. Daher ist zu überprüfen, ob diese Verfahren zu einer kostenminimalen Auswahl der Kapazitäten führen. Bei dem aktuellen Verfahren werden Anlagen ohne gute Opportunität bevorzugt. Diese (oft alten oder zu Testzwecken errichteten) Anlagen haben neben ihren hohen Grenzkos-

53 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 46 ten auch noch hohe Anfahrtskosten. Die Summe aus Spotgrenzkosten und den erwarteten Anfahrtskosten stellt den minimalen Arbeitspreis dar. Ähnlich wie am Spotmarkt werden Kraftwerke nicht die Grenzkosten des worst-case einpreisen, sondern ihre Erwartungen über die Laufzeit bei Einsatz mitberücksichtigen. Die Analogie am Spotmarkt sind die gebotenen Grenzkosten eines Base- und Mittellastkraftwerkes, welche ihre Anfahrtskosten nicht in jeder Stunde voll einpreisen, sondern diese über die erwartete Einsatzdauer verteilen. Der Arbeitspreis ist der für den ÜNB relevante Strike der erworbenen Realoption, er würde ihr also den entsprechenden Wert mit dem Strike als Arbeitspreis zuordnen. Für den Anbieter der Kapazität stellt jedoch die Vermarktung am Spotmarkt mit den entsprechenden Spotgrenzkosten die Opportunität dar und diese wird er auch entsprechend in seinen Leistungspreis einpreisen. Daraus folgt, dass bereits ohne Berücksichtigung möglicher strategischer Bietüberlegungen sich beim unflexiblen Teil der Kapazität das veräußerte Produkt erheblich von dem durch den ÜNB erworbenen unterscheiden. Bei flexiblen Kapazitäten wie modernen Gasturbinen ist die Differenz aus Spot- und Minutenreservegrenzkosten vernachlässigbar, falls die Anlagen mit ihrer vollen Kapazität genutzt werden. Der ÜNB würde also die Option bekommen, für die er bezahlt. Dies allein ist noch kein Nachweis für Ineffizienzen, da es möglich ist, dass trotz der unterschiedlichen Strikes deap out-of-the-money Optionen die Güter Kapazität und Arbeit insgesamt am günstigsten zur Verfügung stellen. Die statische Ineffizienz des aktuellen Regimes lässt sich folgendermaßen begründen. Auf Grund der sequentiellen Auswahl nach Leistungs- und Arbeitspreis ist nicht sichergestellt, dass die insgesamt günstigsten Kapazitäten zum Zuge kommen, da es durchaus möglich ist, dass Kraftwerke mit sehr günstigen Arbeitspreisen auf Grund ihres hohen Leistungspreis nicht nominiert werden. Es wird also unter den gegebenen Informationen nicht notwendigerweise ein kostenminimales Portfolio zusammengestellt. Das aktuelle Regime stellt zwar eine sehr einfache Auswahlregel da, optimiert jedoch nicht die nominierten Kraftwerke in Bezug auf die erwarteten einzusetzenden Kapazitäten. Das soll nun durch folgendes Beispiel verdeutlicht werden. Es sei angenommen, dass der ÜNB sich für einen bestimmten Stundenblock mit 1000 MW Reservekapazität eindecken muss und er weiss, dass 300 MW durchgehend in dem entsprechenden 4 Stundenblock in Anspruch genommen werden. Ihm stehen zwei Gebote G1 und G2 zur Verfügung, wobei er diese auch teilweise nominieren darf. G1 hat einen Leistungspreis von 100 Euro/MW und einen Arbeitspreis von 1000 Euro/MWh, während G2 einen Leistungspreis von 400 Euro und einen Arbeitspreis von 200 Euro/MWh aufweist. Im aktuellen Regime würde der ÜNB nur G1 auf Grund des niedrigeren Leistungspreises auswählen, ihm entstünden Kosten in Höhe von 1, 3 Mio Euro( = ). Kostenminimal ist eine Nominierung von 300 MW G1 und 700 MW G2, dies würde zu Kosten in Höhe von Euro ( = ). Es lassen sich also in diesem Beispiel über 60%

54 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 47 der Kosten einsparen. Da der ÜNB in Realität keine vollständigen Informationen über den Regelarbeitseinsatz besitzt, ist tatsächlich das Einsparpotenzial geringer, jedoch kann auf Grund der systematischen Muster der Regelzonensalden von guten Abweichungsprognosen seitens der ÜNB ausgegangen werden 5. Hinzu kommt, dass im Moment der Leistungspreis eine Marktzutrittsbarriere darstellt, welche die Anbieter zu umgehen versuchen, daher müssen sie nicht nur die eigenen Grenzkosten und Opportunitätskosten schätzen, sondern zusätzlich die eigene Abrufwahrscheinlichkeit in Abhängigkeit vom gebotenen Arbeitspreis. Neben der Tatsache, dass die Lösung dieses nicht trivialen Optimierungsproblems (Finden eines optimalen Leistungs- /Arbeitspreisverhältnisses) Kosten bei den einzelnen Anbietern verursacht, kann sie auch auf Grund von unvollständigen Informationen zu Fehlbewertungen und Fehlsteuerungen führen. Ein Fehler bei der Bestimmung der Einsatzwahrscheinlichkeiten kann dazu führen, dass Kapazitäten, die optimalerweise berücksichtigt werden sollten, außen vor bleiben und vice versa. Große Anbieter haben bei der Bestimmung der Einsatzwahrscheinlichkeiten einen Vorteil gegenüber kleinen Spielern, da die Wahrscheinlichkeit von den Marktgeboten abhängt und große Spieler einen nicht unerheblichen Teil des Marktes mitbieten. Wie in Kapitel 3.2 dargestellt, erwirbt der ÜNB durch die MR eine Realoption vom Kapazitätsanbieter. Eine Realoption besitzt, wie jede andere (europäische) Option auch, eine Optionsprämie und einen Basispreis. Die Optionsprämie wird für die Vorhaltung der Option gezahlt, während der Basispreis bei Abruf der Option zu begleichen ist. Dieser Tatsache wird im deutschen Minutenreservemarktdesign durch einen Arbeitspreis und einen Leistungspreis Rechnung getragen. Das aktuelle Design führt jedoch dazu, dass es Anreize gibt die Produkte nicht adäquat zu bepreisen. Es ist für die Bieter am MRM vorteilhaft einen zu niedrigen Leistungspreis zu bieten, da dieser eine Marktzutrittsbarriere darstellt. Da bei der Nominierung nur der Leistungspreis von Bedeutung ist, kann es für einen Anbieter vorteilhaft sein einen zu niedrigen Leistungspreis zu bieten (unter Umständen unter seiner Opportunität), um durch einen überhöhten Arbeitspreis die Deckungsbeiträge zu erwirtschaften. In einem vollständig wettbewertblichen Markt wäre nur ein Leistungspreis von null stabil, da sich die Anbieter bis zu diesem Niveau in den Leistungspreisen unterbieten würden. Die Arbeitspreise würden dabei entsprechend steigen. Die mit so einer Strategie einhergehenden Probleme und Ineffizienzen werden in Abschnitt bei der Betrachtung einer Ein-Preis-Lösung genauer untersucht. Desweiteren führt die aktuelle Auktionierungsmethode in Form einer pay-as-bid Auktion dazu, dass alle Anbieter den Grenzleistungspreis zu approximieren versuchen. Bei der 5 vgl. Abbildung 4.11.

55 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 48 Schätzung dieses Preises sind große Spieler auf dem Markt im Vorteil, da sie einerseits Kostendegressionen bei der Verteilung der Schätzkosten realisieren können und andererseits auf Grund ihrer wesentlichen Beteiligung am Markt den Preisbildungsmechanismus wesentlich genauer abschätzen können als ein kleiner Spieler. Wie oben beschrieben, ist die Qualität dieser Schätzungen bei vielen Teilnehmern am Markt sehr gut. Nachdem nun einige Argumente erläutert wurden, die Zweifel an der statischen Effizienz des aktuellen Regimes aufkommen lassen, soll diese empirisch untersucht werden. Dazu werden auf verfügbare Daten der Minutenreserveauktionen und der tatsächlichen Regelarbeitsabrufe untersucht. Wir unterstellen, dass die ÜNB sich weiterhin mit der selben Kapazität eindecken und ihre Einkaufspolitik unter der Prämisse vollständiger Information optimieren, sie wissen also wann Fahrplanabweichungen in welcher Höhe auftreten werden. In einer solchen Situation wäre theoretisch die Beschaffung von Regelarbeit und insbesondere von MR durch ein einfaches Optimierungsproblem lösbar. Der ÜNB würde seinen Fahrplan bekannt geben und die Teilnehmer am MRM Gebote für einzelne Teile des Planes abgeben lassen, um danach ein einfaches Minimierungsproblem mit der Zielfunktion Kosten zu lösen. Die Unterteilung in Arbeits- und Leistungspreis wäre nicht mehr notwendig, da die ÜNB nicht mehr das Produkt Kapazität nachfragen würde, sondern nur noch das Gut Arbeit. Dies ist damit zu begründen, dass bei unbekanntem Regelarbeitsabruf die ÜNB Realoptionen mit einem Wert (Leistungspreise) und bestimmten Abrufkosten (Arbeitspreise) erwerben, während sie bei bekanntem Fahrplan verbindliche Spotkontrakte mit einem Wert eingehen können. Das Szenario mit vollständiger Information soll als Referenzfall oder best case dienen. In Abbildung 4.7 und 4.8 sind die gesamten Kosten für Regelarbeit (inklusive Kapazitätsvorhaltung) in Abhängigkeit von der abgerufenen Arbeit für die Stunde 10 am dargestellt. In dieser Stunde fand einer der größten Regelarbeitsabrufe im Jahr 2008 statt (Der größte Abruf im April 2008.). Es sind sowohl die Kosten im aktuellen Regime als auch die Kosten im best case dargestellt (a), in Abbildung (b) ist ein relativer Vergleich der Kosten zu sehen. Der tatsächliche Abruf in dieser Stunde lag bei 987 MW. Dies zeigt, auf den ersten Blick, dass die Regelarbeitsauktionen in den meisten Fällen statisch effizient stattfinden. Unterschiede bei den Kosten der beiden Strategien treten nur bei sehr großen Mengen an abgerufener Gesamtkapazität auf. Es stellt sich jedoch die Frage, ob nicht die Nachfrager ihr Bietverhalten unter dem gegebenen Regime optimiert haben. Anzeichen hierfür sind einerseits die eng aneinander gelegenen Leistungspreise, sowie die niedrige Variation der Grenzarbeitspreise (vgl. Abbildung 4.4), die auf Lerneffekte hindeuten. Desweiteren deutet auch die Tatsache, dass ein wesentlicher Teil der abgegebenen Leistungspreisgebote für MR angenommen wird (in Tabelle 4.1 ist die Anzahl der Gebote für die Monate Januar bis März im Jahr 2008 abgetragen, eine Berücksichti-

56 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 49 Abbildung 4.7: Vergleich der Kosten bei der aktuellen Eindeckungsstrategie und einer Eindeckung bei vollkommener Information für Stunde 10 am 22. April 2008 gung der entsprechenden gebotenen Volumina ändert nichts an der Aussage), darauf hin dass die Bieter die ungefähre Preisbildung am Markt gut abschätzen können. Schließlich Tabelle 4.1: Zuschläge und Absagen am Minutenreservemarkt Absage Monat Zuschlag Gesamt Januar Februar März sind die abgegebenen Arbeitpreisgebote nicht mit Geboten am Spotmarkt vergleichbar. Zwar müssen hier die höheren Verschleißkosten auf Grund der flexibleren Fahrweise miteinbezogen werden, jedoch scheinen Preise von Euro/MWh nicht kostenbasiert (vgl. Abbildung 4.3 ). Lerneffekte sind alles andere als verwunderlich, wenn man berücksichtigt, dass Auktionen täglich stattfinden, die Nachfrage komplett unelastisch ist und für die Teilnahme an diesem Markt nur 24 Teilnehmer präqualifiziert sind 6. Das negative Resultat ist also unter Umständen auf die Nichtgültigkeit der ceteris paribus Hypothese für das Bietverhalten der Marktteilnehmer zurückzuführen. Desweiteren lässt sich die Nichtnachweisbarkeit der statischen Ineffizienz darauf zurück- 6 Hierbei ist nicht auszuschließen, dass ein Großteil des Marktes von wenigen Anbietern dominiert wird. Vgl. [32, S.46]

57 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 50 Abbildung 4.8: Relativer Unterschied der aktuellen Eindeckungsstrategie und einer Eindeckung bei vollkommener Information für Stunde 10 am 22. April 2008 führen, dass im Moment Regelarbeit nur in geringen Mengen eingesetzt wird (vgl. Abbildung 4.11) und sich somit das suboptimale Auswahlverfahren nicht in den Kosten niederschlägt, da die abgerufene Menge gering ist. Es ist jedoch auf Grund des steigenden Anteils regenerativer Energie mit einem Anstieg der Nachfrage nach MR in den kommenden Jahren zu rechnen. Festzuhalten bleibt, dass statische Ineffizienzen empirisch nicht eindeutig nachweisbar, jedoch aus theoretischer Sicht gut begründbar sind. Nun soll die dynamische Effizienz auf dem Markt für positive MR untersucht werden. Es ist zu klären für welche Kraftwerkskapazitäten der Markt Investitionsanreize setzt. Es zeigt sich, dass das aktuelle Marktdesign die Effizienz eines moderneren Kraftwerkes, welche sich in geringeren Grenzkosten (im Vergleich zu älteren Anlagen) äußert, nicht vergütet. Dies ist damit zu begründen, dass die zu nominierenden Kapazitäten nur nach dem Leistungspreis ausgewählt werden. Somit konkurriert ein modernes Gaskraftwerk auf gleicher Ebene mit einem alten Testkraftwerk und ist sogar im Nachteil, da es auf Grund seiner wesentlich geringeren Grenzkosten mit einem höheren Opportunitätskostenanteil im Leistungspreis kalkulieren muss und somit wesentlich unflexibler bei der Preissetzung ist. A priori ist dies jedoch noch, analog zu oben, kein Nachweis für dynamische Ineffizienz. Es zeigt nur, dass der MRM Investitionen in Kapazitäten, welche deap out-of-the-money Optionen darstellen, fördert. Nun muss untersucht werden, welches Realoptionenbündel dem Ziel der kurzfristigen Versorgungssicherheit, das durch den

58 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 51 Regelenenergiemarkt und insbesondere den MRM verfolgt wird, am kostengünstigsten gerecht wird. Das aktuelle System setzt adäquate Anreize, falls davon ausgegangen wird, dass MR kaum (oder gar nicht) zum Einsatz kommt. Da so Investitionen in Kapazitäten gefördert werden, welche die Präqualifikationsanforderungen erfüllen und möglichst schlechte Opportunitäten oder - anders ausgedrückt - geringe Leistungspreise besitzen. Wird jedoch davon ausgegangen, was recht naheliegend scheint, dass eine gewisse Menge der vorgehaltenen Kapazität tatsächlich regelmäßig zum Einsatz kommt, kann es dazu kommen, dass durch die sequentielle Nominierung Kraftwerkstypen, die für den Einsatz am MRM geeignet sind, keine Berücksichtigung finden. Ein Beispiel für solche durchaus zweifelhaften Investitionen bietet die Firma Atel. Das schweizer Unternehmen hat in diesem Jahr ein altes Ölkraftwerk übernommen und es auf eine Gas/Öl-Kombiturbine umgestellt, um es am Regelenegiemarkt zu vermarkten. Dies ist die erste Erzeugungseinheit der Firma Atel in Deutschland. Fraglich ist nun, ob dies ökonomisch sinnvolle Anreize sind. Die abschließende Klärung dieser Frage würde den Rahmen dieser Arbeit sprengen. Festzuhalten bleibt, dass ein Markt, auf dem Versorgungssicherheit im Vordergrund steht und der Anreize für Investitionen in ältere, aus Spotmarktsicht möglicherweise unrentable Kraftwerke setzt, durchaus kritisch zu sehen ist. Weiterhin ist durch die strategischen Anreize bei der Setzung von Arbeits- und Leistungspreisen die Deutung von Marktsignalen kaum möglich. Somit wird das Erkennen von Marktmachtausnutzung schwieriger und der Marktzutritt für Neuzugänger wird behindert, da diese Preise kaum interpretieren können und über eine Bietstrategie bei Marktzutritt verfügen müssen. Abschließend lässt sich zusammenfassen, dass die dynamische und statische Effizienz des aktuellen Regimes mehr als fraglich sind, auch wenn Ineffizienzen empirisch nur begrenzt nachgewiesen werden konnten. Im Folgenden sollen einige Vorschläge zur Umgestaltung des MRM vorgestellt werden Alternative I: Ein-Preis-System Ein im Ausland angewandter Ansatz ist die Verwendung eines Preises auf dem MRM 7. Zunächst bestehen zwei Möglichkeiten einen einheitlichen Preis zu wählen. Einerseits als Arbeitspreis und andererseits als Leistungspreis. Die Verwendung eines reinen Leistungspreises wird im Folgenden nicht betrachtet, da ein solches Design dazu führen würde, dass die vollen Kosten des Regelenergiemarktes sozialisiert würden, also nicht verursachungsgerecht zugeordnet würden. Dies scheint, insbesondere auf Grund der damit verbundenen Anreizwirkungen nicht sinnvoll, weswegen sich die folgende Untersuchung auf die Betrachtung eines reinen Arbeitspreissystems beschränkt. 7 Im Übrigen wird sich wie oben erläutert eine ähnliche Situation im aktuellen Regime mit steigender Wettbewerbsintensität einstellen. Ein reines Arbeitspreissystem wird in Großbritanien und Spanien verwendet. Vgl. [21, S.156].

59 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 52 Eine Umlage über die Netznutzungsentgelte ist in diesem Fall nicht sinnvoll, da die Kosten der Leistungsvorhaltung nicht bestimmbar sind und somit nicht umgelegt werden können. Alternativ könnte ein Teil der Netznutzungsentgelte zu einem Abschlag von den Arbeitspreisen verwendet werden. Hierbei würden die Kosten wiederrum nicht verursachungsgerecht zugeordnet. Die einzig sinnvolle Lösung ist also, den Nachfragern von Ausgleichsenergie die vollen Kosten der Leistungsvorhaltung und Leistungsbereitstellung aufzubürden. Diese würden nur im Falle vollständiger Konkurrenz über Großhandels- und Terminmärkte an die Verbraucher vollständig weitergeben. Die Anbieter müssten bei jeder angebotenen MWh die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls multipliziert mit den erwarteten Kosten für Ausgleichsenergie miteinbeziehen. Somit wären die Träger der Kosten nicht unbedigt äquivalent zu den Trägern bei Erhebung von Netznutzungsentgelten, da Verbraucher mit Anbietern, die ihre Last besser prognostizieren im Vergleich zum heutigen Regime weniger zahlen würden. Statisch würden nicht die Kapazitäten mit dem besten Arbeits/Leistunspreisverhältnis zum Zuge kommen, sondern jene, die zusätzlich die effizientesten Einsatzprognosen besitzen. Jeder Anbieter müsste im einfachsten Fall unter der Annahme linearer Nutzenfunktionen folgendes Problem lösen. Bei einer Vergütung mit einem Leistungs- und Arbeitspreis hat er insgesamt erwartete Einkünfte in Höhe von: LP + p(ap ) (AP GK), (4.1) wobei p die Abrufwahrscheinlichkeit in Abhängigkeit von AP und den Geboten der Konkurrenz ist. Wird nun nur noch ein Arbeitspreis vergütet, so möchte er im Erwartungswert (lineare Nutzenfunktion) sein Einkommen beibehalten und muss deswegen einen Preis AP so wählen, dass dieser folgende Gleichung erfüllt: LP + p(ap ) (AP GK) = p(ap ) (AP GK). (4.2) Die optimale Wahl ist ein nicht triviales Optimierungsproblem, wobei große Spieler einen Vorteil haben, da sie einen größeren Teil des Marktes mitbieten und somit bessere Kenntnisse über die Funktion p besitzen. Daher bringt ein solches Regime die Notwendigkeit mit sich, dass alle Marktteilnehmer Prognosemodelle für die Einsatzwahrscheinlichkeiten erstellen, was nicht zur Güte des Gutes Kapazität beiträgt. Diese Ineffizienz könnte dadurch beseitigt werden, dass der Marktteilnehmer mit den besten Informationen über Einsatzwahrscheinlichkeiten (also der ÜNB) die richtigen Anreize bekommt, um eine kosteneffiziente Prognose zu erstellen und dementsprechend Kapazitäten einzusetzen (vgl. Abschnitt 4.1.3).

60 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 53 Wird nun von Marktteilnehmern unterschiedlicher Größe mit unterschiedlichen Risikoeinstellungen ausgegangen, so ist damit zu rechnen, dass die Gesamtkosten des Systems im Vergleich zu einer Situation, in der die Anbieter ihre Opportunität und ihre Grenzkosten offenbaren, danach selektiert werden und insbesondere die Opportunität leistungsunabhängig vergütet wird, steigen werden. Dies ist damit zu begründen, dass Anbieter für die earnings-at-risk auf Grund ihrer Risikoaversion einen Risikoaufschlag fordern werden. Der Leistungspreis stellt im aktuellen Regime das Sicherheitsäquivalent zum notwendigen Aufschlag auf den Arbeitspreis im neuen Regime dar. Dieser Sachverhalt ist in Abbildung 4.9 dargestellt. Es werden zwei identische Kraftwerke betrachtet, eines im Portfolio eines diversifizierten, großen Anbieters mit linearer Nutzenfunktion und eines im Portfolio eines kleinen Anbieters mit konkaver Nutzenfunktion. In der Ausgangssituation besitzen beide Opportunitätsund Bereitschafftskosten in Höhe von x. Nun wird das neue Regime implementiert, wobei angenommen wird, dass beide ihre Abrufwahrscheinlichkeiten kennen, und beide einen Preis bieten müssen. Die Grenzkosten des Einsatzes werden außen vor gelassen, da sie nichts an der Argumentation ändern. Für hinreichend große Auszahlungen gilt U kl (z) < U gr (z), somit wird die für den kleinen Anbieter notwendige Auszahlung y kl, die notwendig ist um das Nutzenniveau U(x) zu erreichen über der notwendigen Auszahlung y gr für den großen Anbieter liegen. Die Argumentation lässt sich analog für nicht konstante Abrufwahrscheinlichkeiten und unterschiedliche Ausgangsnutzenniveaus verallgemeinern, die Grundaussage bleibt jedoch so erhalten. Der kleine Anbieter wird den Preis y kl und der große den Preis y gr bieten, wodurch der große eher Berücksichtigung finden wird als der kleine. Es ist davon auszugehen, dass die eingepreiste Risikoprämie mit steigender Portfoliogröße und Diversifizierung abnehmen wird. Dies ist damit zu begründen, dass in einem großen diversifizierten Portfolio schwankende Erlöse aus dem Regelenergiemarkt nur geringfügig zum Gesamtergebnis beitragen und durch nicht perfekte Korrelation zu den anderen Anteilen des Vermarktungsportfolios das Gesamtergebnis des Portfolios geglättet wird. Anders ist dies bei einem kleinen Anbieter mit einem wenig diversifizierten Vermarktungsportfolio. Für ihn bringen schlecht prognostizierbare, stochastische Erlöse ein Liquiditäts- und Insolvenzrisiko mit sich, weshalb er einen beträchtlichen Risikoaufschlag auf seine Opportunitätskosten miteinpreisen wird. Somit würden kleine Anbieter systematisch durch die großen Anbieter von dem MRM verdrängt oder sich dort erst gar nicht engagieren. Dynamisch würde ein solches Design die Marktzutrittsbarrieren für neue Spieler auf Grund der mangelnden Transparenz der Preise erhöhen. Die beobachtbaren Preise würden aus mehreren, teilweise von Risikopräferenzen und Prognosen abhängigen, Größen zusammengesetzt und wären für einen Newcomer schwer deutbar. Analog gilt dies für

61 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 54 Abbildung 4.9: Berücksichtigung der Leistungspreise bei Regimewechsel Aufsichtsbehörden, denen ein Nachweis von Marktmachtausübung in Verbindung mit überhöhten Preisen in einem Regime mit intransparenten Preisen erschwert würde. Ein physisches Unbundling der Netze wäre in einem solchen Regime nicht notwendig, da der ÜNB weiterhin über eine triviale Auswahlregel die Kraftwerke nominieren würde, was leicht zu kontrollieren wäre. Somit ist diese mögliche Umgestaltung des Regelenergiemarktes eine leicht umzusetzende Alternative, deren statische und dynamische Effizienz jedoch äußerst fraglich ist Alternative II: Anreizregime für die ÜNB Eine Möglichkeit die Effizienz des MRM zu steigern, wäre dem ÜNB bei der Beschaffung von MR soweit wie möglich freie Hand zu lassen und ihn der Möglichkeit, Kosten weiterzureichen zu berauben. Als Gewinnmaximierer würde er sich unter den gegebenen Voraussetzungen möglichst kostengünstig mit Flexibilität eindecken und dabei sowohl die Bereitstellungs- als auch die Abrufkosten berücksichtigen. Im Idealfall würde er sich ein Portfolio zusammenstellen, welches einen optimalen Trade-off aus Kraftwerken mit guten Opportunitäten und damit einhergehend niedrigen Arbeitspreisen und hohen Leistungspreisen sowie Kraftwerken mit schlechten Opportunitäten und niedrigen Leistungspreisen, darstellt.

62 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 55 Ein erster Vorschlag könnte folgendermaßen aussehen. Dem ÜNB könnte vorgeschrieben werden sich für eine bestimmte Summe (X) mit Kapazität einzudecken, diese Summe würde über die Netznutzungsentgelte sozialisiert und müsste vom Regulierer festgesetzt werden. Es würden jedoch nicht mehr die Arbeitspreise an die BKV und schlussendlich an die Produzenten/Konsumenten, weitergereicht, sondern ein gewisses vielfaches des aktuellsten Strompreises (im Moment ist dies sicherlich der Spotstrompreis, aber es ist nicht auszuschließen, dass dies in Zukunft ein Intra-day Kurs oder ein anderer Realtimepreis sein wird). Dadurch hätten die Marktteilnehmer keine Möglichkeit zwischen dem Spotund Regelenergiemarkt zu arbitrieren. Der ÜNB hätte als Gewinnmaximierer Anreize sich mit Optionen mit möglichst günstigen Arbeitspreisen einzudecken, um einen möglichst großen Anteil der Strafzahlung als Deckungsbeitrag einbehalten zu können. Eine weitere Stärke dieses Marktdesigns wäre, dass der MRM in Knappheitssituationen auf Grund der höheren Leistungspreise eine geringere Menge an Kapazität binden würde und somit diese Kapazitäten dem Spotmarkt zur Beseitigung des Engpasses zur Verfügung stehen würden. Nachteilig ist zu sehen, dass in solch einem Design für Anbieter von MR der Anreiz besteht, hohe Leistungspreise und einen Arbeitspreis nahe null zu bieten, da davon auszugehen ist, dass der ÜNB diese Gebote präferieren wird, da er den Leistungspreis durchreichen kann und die Differenz aus Arbeitspreis und dem Vielfachen des Spotpreises als Erlös realisiert. Desweiteren hat der ÜNB keinen Anreiz sich mit at-the-money Optionen einzudecken, sondern er wird die günstigsten Arbeitspreise auswählen, die der Markt anbietet. Ein weiteres Problem ist, dass auf Grund der äußerst unelastischen gesamtwirtschaftlichen Nachfragekurve nach zusätzlichen Kapazitäten und der langfristig äußerst elastischen Angebotskurve 8 eine Steuerung über den Preis zu einer großen Fehlallokation führen kann. Die wesentliche Schwäche des vorgestellten Ansatzes liegt darin, dass die ÜNB durch ein so ausgestalltetes Regime adverse Anreize zur Gebotsauswahl haben. Nun gibt es zwei naheliegende Auswege, um dieses Problem zu lösen. Einerseits können die ÜNB gezwungen werden, ein adäquates Auswahlverfahren zu benutzen und andererseits könnten die ÜNB in diesem Bereich anreizreguliert werden 9. Beide Ansätze sollen im Folgenden untersucht werden. Beginnen wir zunächst mit dem ersten Ansatz. Unter einem adäquaten Auswahlverfahren ist ein Verfahren zu verstehen, welches jene AP/LP Kombinationen auswählt, die das Gut Regelarbeit, dessen nachgefragte Menge a priori unbekannt ist, im Erwartungswert effizient zur Verfügung stellen. In der Literatur werden hierfür mehrere Verfahren dis- 8 vgl. [40, S.8] 9 Dies würde sich mit der geplannten Anreizregulierung für die ÜNB decken.

63 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 56 kutiert 10. Ihnen allen ist das grundsätzliche Vorgehen gemein, anstatt wie im aktuellen Design sequentiell die einzusetzenden Kapazitäten nach Leistungs- und Arbeitspreis auszuwählen, bestimmt die ÜNB unter der simultanen Betrachtung von Leistungspreis, Arbeitspreis und angebotener Kapazität das optimale Optionenbündel. Dazu nutzen sie ihre Erwartungen über die einzusetzenden Kapazitäten und beziehen diese in ihr Kalkül mit ein. Daraus lässt sich ein nicht lineares Optimierungsproblem definieren, welches von den ÜNB gelöst werden müsste. Das Problem des Vorgehens ist die Bestimmung der erwarteten Fahrplanabweichungen und die Bestimmung des optimalen Informationseinsatzes zur Präzisierung der Schätzung. Entweder müsste dieses vom Regulierer durchgeführt werden oder es müssten auch hierfür bestimmte Verfahren oder Anreizsysteme vorgegeben werden. Die Summe der Leistungspreise würde wiederrum über die Netzentgelte sozialisiert und die Abrechnung für Ausgleichsenergie durch eine Koppelung an Spotpreise durchgeführt. Die Einführung des Einheitspreisverfahrens könnte den Marktzugang für neue und kleine Spieler auf Grund größerer Transparenz erleichtern. Jedoch ist zu berücksichtigen, dass so Überrenditen im Vergleich zum Spotmarkt erzielbar wären, da über den Leistungspreis bereits der erwartete Deckungsbeitrag des Spotmarktes erwirtschaft wird und somit ein Einheitspreisverfahren zusätzliche Margen generieren würde. Die Argumentation beim Arbeitspreis verläuft analog. Aus Sicht des Investitionsdilemmas kann es durchaus sinnvoll sein, über den Leistungspreis die Attraktivität insbesondere von Investitionen in flexible Kapazitäten zu steigern. Ein Einheitspreisverfahren beim Arbeitspreis ist ebenfalls vorstellbar. Die statische und dynamische Effizienz des Auswahlverfahrens steht und fällt mit der Güte der Prognosenachfragekurve. Die einfachste Möglichkeit eine solche Kurve herzuleiten, beruht auf der Analyse historischer Daten, während fortgeschrittene Ansätze zusätzlich aktuelle Kraftwerksausfallwahrscheinlichkeiten in Verbindung mit den entspechenden Fahrplänen miteinbeziehen würden. Der zweite und marktnähere Ansatz würde den ÜNB über die Netznutzungsentgelte Mittel zugestehen, deren Höhe vom Regulierer zu bestimmen ist und ihn zu einer bestimmten Menge an vorzuhaltender Kapazität zwingen. Somit wäre sie bemüht dies möglichst kosteneffizient zu tun, da ihnen Überschüße im Form von Deckungsbeiträgen zukommen würden. Der Markt für Ausgleichsenergie würde analog zu oben gestaltet. Somit wäre die ÜNB selbst für die Auswahl eines geeigneten Prognoseverfahrens verantwortlich und würde wahrscheinlich ein zum oben beschriebenen analoges System unter der Prämisse der Kostenminimierung verwenden. Die in diesem System vorzugebenden Variablen sind einerseits die Mittel, die dem ÜNB zur Deckung der Leistungspreise zugestanden werden und andererseits die von ihm vorzuhaltende Kapazität. Diese beiden Variablen 10 vgl. [11], [13], [49] und [53].

64 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 57 können nicht marktendogen bestimmt werden, da kurzfristige Versorgungssicherheit, wie oben erläutert, ein öffentliches Gut ist und somit Marktversagen einen staatlichen Eingriff begründet. In diesem System werden die ÜNB unter den vom Regulator gesetzten Nebenbedingungen ihren Erfolg maximieren und somit das kostenminimale Prognoseniveau und danach das kostenminimale Optionenbündel auswählen. Somit würde statisch unter den gegebenen Informationen jene Kapazitäten ausgewählt, die die Güter Kapazitätsvorhaltung und Arbeit am günstigsten bereitstellen. Dynamisch würden nicht mehr nur Anreize für Investitionen in Kraftwerke mit schlechten Opportunitäten gesetzt, sondern auch in Kapazitäten einer guten LP/AP-Kombination. Die Anreize zu strategischem Bietverhalten würden auf Grund der nicht trivialen Auswahlregeln minimiert. Es ist zwar nicht auszuschließen, dass die Marktteilnehmer versuchen werden, die Auswahlregel des ÜNB zu umgehen, jedoch ist dies wesentlich schwieriger als im aktuellen Regime. Abschließend ist anzumerken, dass eine deregulierte Lösung nur dann in Frage kommt, wenn auf dem Markt unbundelte Versorger und Netzbetreiber agieren. Solange dies nicht der Fall ist, muss das Auswahlverfahren stark reguliert werden und es ist davon auszugehen, dass Regelarbeitsanbieter mit einer Netzschwester systematische Vorteile bei jeder Form der Versteigerung haben werden. Ein weiterer Vorteil des zuletzt vorgestellten Systems liegt in der Tatsache, dass der Regulierer in Knappheitssituationen die anzubietende Menge am MRM kurzfristig ändern könnte, um so zusätzliche Kapazitäten dem Spotmarkt zukommen zu lassen. Die kritische Auseinandersetzung mit dem vorgeschlagenen Ausgleichenergiemarktdesign ist im Abschnitt 4.3 zu finden Alternative III: Echtzeitbepreisung Die nun vorgestellte Ausgestaltungsalternative für den Regelenergiemarkt folgt im wesentlichen [43] 11. Als Prämisse wird hierbei von einem liquiden Intra-day Handel ausgegangen. Dies ist im Moment noch nicht der Fall, jedoch wird von einer in Zukunft steigenden Liquidität dieses Marktes ausgegangen 12. Zunächst muss zwischen dem Reservekapazitätsmarkt und dem Markt für Regelarbeit unterschieden werden. Auf beiden tritt der ÜNB als einziger Nachfrager auf, jedoch fragt er auf dem ersten Markt Kapazität nach, die er potenziell zur Erzeugung von Regelarbeit einsetzen könnte, während er auf dem zweiten Markt keine Kapazität sondern nur noch Arbeit nachfragt 13. Auf dem Kapazitätsmarkt, dessen Ausschreibung vor Spot in einer day-ahead Auktion stattfindet, werden die ausgewählten Gebote nach einer Leistungspreis 11 EURELECTRIC ist eine Vereinigung der Stromwirtschaft, welche die Interessen des Sektors auf europäischer Ebene vertritt. Siehe auch 12 vgl. [43]. 13 Im bisherigen Verlauf dieser Arbeit war der zweite Markt wesentlich an den ersten gekoppelt.

65 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 58 merit order ausgewählt und nach dem Einheitspreisverfahren vergütet. Auf dem Regelarbeitsmarkt können Gebote auch danach bis eine Stunde vor Fälligkeit des entsprechenden Blocks abgegeben werden, dabei sind nicht nur die bei der Kapazitätsauktion berücksichtigten Kraftwerke zur Abgabe von Geboten berechtigt, sondern alle präqualifizierten Marktteilnehmer dürfen sich an der Versteigerung beteiligen. Der Einsatz der MR findet dann nach einer Arbeitspreis merit order statt. Die Abgabe von Geboten für den Regelarbeitsmarkt findet bis kurz nach Beendigung des Intra-day Handels für jede Stunde statt. Damit ist sichergestellt, dass die aktuellsten Informationen in die Gebote einfließen 14. Die Kapazitätsauktion am Tag d 1 stellt sicher, dass der ÜNB in jedem Fall hinreichende Kapazitäten besitzt, um Regelarbeit leisten zu können, da davon ausgegangen wird, dass in der day-ahead Auktion mehr als die von den ÜNB benötigte Menge auktioniert wird und eine Teilnahme am Reservekapazitätsmarkt mit Bepreisung der entsprechenden Opportunität rational ist. Eine dem Spotmarkt nachgelagerte Kapazitätsauktion würde zwar auf den ersten Blick die Kapazitätspreise senken, da die verbleibende Oppotunität der Intra-day Markt ist, jedoch würde in den Spotmarktgeboten die Opportunität des Kapazitätsmarktes miteingepreist. Die Kapazitäten, die bei der Kapazitätsauktion zum Zuge kommen werden, befinden sich am Ende der Spot und Intra-day merit order. Diese deap out-of-the-money Optionen sind, wie oben dargestellt, bspw. alte Öl- und Gaskraftwerke oder abwerfbare Lasten. Bei den Leistungspreisgeboten existieren keine Anreize zu strategischem Bieten, da einerseits die Nominierung keine Marktzutrittsbariere dastellt - es dürfen ja auch Kraftwerke die nicht nominiert wurden für Regelarbeit mitbieten - und andererseits da nach dem Einheitspreisverfahren vergütet wird. Somit ist zu erwarten, dass im Gegensatz zum aktuellen Regime die Opportunitäts- und Bereitstellungskosten sich in den Geboten bei der Auktion wiederspiegeln. Bei den Arbeitspreisgeboten bestehen ebenfalls keine Anreize zu strategischem Bieten, da die Preise nach Intra-day Handelsschluss für die entsprechende Stunde abgegeben werden können. Es würden also bei Abruf slightly out-of-the-money 15 Optionen zur Abdeckung des Versorgungsengpasses benutzt. Durch die Auswahl der einzusetzenden Kapazitäten nach Schluß des Intra-day Handels ist sichergestellt, dass eine marktkohärente Bepreisung der einzusetzenden Kapazitäten stattfindet. Anzumerken ist, dass sich die Arbeitspreise i.d.r. deutlich von den Clearingpreisen im Intra-day Handel unterscheiden werden, da hier unterschiedliche Produkte mit unterschiedlichen angenommenen Fahrweisen und 14 Die bei der Kapazitätsauktion nominierten Marktteilnehmer müssen ihre Gebote bei Nominierung, also noch vor der Spotauktion, abgeben, da sie keine Opportunität besitzen (Doppelvermarktungsverbot). 15 Die Moneyness bezieht sich nun auf den aktuellsten vorhandenen Preis, also den entsprechenden Intraday-Schlusskurs.

66 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 59 damit einhergehend Verschleißkosten sowie Wirkungsgraden der Kapazitäten der Kraftwerke gehandelt werden. Das oben geschilderte Problem der Nachfrage zweier unterschiedlicher Güter durch den ÜNB wird in diesem Fall dadurch gelöst, dass die beiden Märkte völlig voneinander getrennt werden. Auf jedem Markt wird das jeweilige Gut entsprechend bepreist. Statisch betrachtet führt dies dazu, dass das Gut Kapazitätsvorhaltung effizient (unter den gegebenen Informationen bei Nominierung) zur Verfügung gestellt wird, da zum Zeitpunkt der Nominierung die günstigsten Gebote Berücksichtigung finden. Die Regelarbeit wird (unter der Prämisse eines liquiden Intra-day Marktes) ebenfalls effizient zur Verfügung gestellt, da bei Nominierung jene Kraftwerke, die an der Auktion teilnehmen nach ihrem Arbeitspreis ausgewählt werden und keinerlei Marktzutrittsbarrieren bestehen. Auf dem Regelarbeitsmarkt werden die günstigen Kapazitäten mit flexibler Fahrweise, die bei Handelsschluss noch unvermarktet sind, bei Einsatz vergütet. Dynamisch betrachtet, wird für Kapazitäten mit schlechten Opportunitäten eine zusätzliche Einnahmenquelle geschaffen und somit u.u. Investitionsanreize in diese Kapazitäten vergrößert, beziehungsweise die Anreize zum Weiterbetrieb erweitert 16. Durch den späten Handelsschluss am Regelarbeitsmarkt wird die Attraktivität eines unterstellten liquiden Intra-day Marktes erhöht und ein zusätzlicher Markt für hochflexible Vermarktungskapazitäten erweitert bzw. geschaffen. Somit erhöht dieses Marktdesign die Attraktivität von Investitionen in hochflexible Vermarktungseinheiten und Einheiten mit schlechter Opportunität. Unklar ist, in wie weit Einheiten mit schlechter Opportunität zur Effizienz des gesamten Systems beitragen. Ihren geringen Kapazitätsvorhaltungskosten stehen hohe Grenzkosten bei Inanspruchnahme der Kapazitäten gegenüber, so dass per se kein eindeutiges Urteil getroffen werden kann. Um auf eine optimale Ausgestalltung des Kraftwerksparks schließen zu können, wäre eine Modellierung möglicher zukünftiger Szenarien notwendig, welche den Rahmen dieser Arbeit sprengen würde. Fraglich ist, ob das oben beschriebene System auch ohne einen funktionieren Intra-day Markt implementierbar wäre, da in diesem Fall Kapazitäten bei einer Teilnahme an dem Regelarbeitsmarkt ihre vollen Betriebskosten über den Regelarbeitsmarkt generieren müssten, wobei sie eines Einsatzes an diesem Markt nicht sicher sein könnten. Sie würden also mit Einnahmen in Höhe des in Abschnitt erwarteten Preises rechnen, wobei kleine Spieler im Vergleich zu großen (wie oben erläutert) entsprechend höhere Preise bieten müssten. Diese würden zwar mit den bei der Kapazitätsauktion berücksichtigten deap out-of-the-money Grenzpreisen konkurrieren, jedoch würde dies zu den selben Ineffizienzen wie oben führen. Es ist zu erwarten, dass ohne liquiden Intra-day Handel nur die 16 Anders ausgedrückt, würde der Wert der Fortführungsoption einer solchen Kapazität gesteigert.

67 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 60 bei der Kapazitätsauktion nominierten Kapazitäten an der Regelarbeitsauktion teilnehmen würden. Somit wäre das Regime zu dem aktuellen Regime degeneriert, mit den oben vorgestellten Problemen. Die Einführung eines Einheitsleistungspreises wäre in diesem Regime unvermeidlich, da ansonsten die Anbieter ein Raten des Grenzleistungspreises, analog zum heutigen Regime, durchführen würden. Damit einher gehen jedoch, wie oben dargestellt, zu erwartende Überrenditen im Vergleich zum Spotmarkt mit den dargestellten Anreizen. Bei den Arbeitspreisen ist ebenfalls die Verwendung eines Einheitspreisverfahrens sinnvoll, um eine zusätzliche Einnahmequelle nach dem Intra-day Markt für die Anbieter zu schaffen, die das Erzielen von Deckungsbeiträgen ermöglicht. 4.2 Ausgleichsenergiemarkt Untersuchung des Status quo Nun soll die Situation des mit dem Regelenergiemarkt eng verwandten Ausgleichsenergiemarktes analysiert werden. Die Nachfrager von Ausgleichsenergie sind die BKV. Der ÜNB bestimmt im 15 Minutenrhythmus den Saldo aus Mehr- und Mindereinspeisung aller Bilanzkreise und ordnet den Bilanzkreisen die Kosten für eingesetzte positive und negative Sekundär- bzw. Minutenreserve zu 17. Dabei bestimmt er aus der eingesetzten Regelarbeit einen MGAP 18, welcher symmetrisch für Über- bzw. Unterspeisung von dem BKV zu entrichten ist (pos. MR) bzw. ihm zugestanden wird (negative MR). In Abbildung 4.10 ist der MGAP für Oktober 2008 für die Regelzonen von RWE Transportnetz und EnBW Netz dargestellt. Die realisierten Preise weisen sowohl bei der Frequenz, als auch bei der Höhe eine gewisse Systematik auf. Dies spricht für recht konstante Gebote der Marktteilnehmer und sich wiederholende Nominierungsmuster. Es könnte also teilweise damit zu begründen sein, dass ähnliche Kapazitäten zur Abdeckung der Schwankungen verwendet werden, jedoch sind auch wiederkehrende Muster in den Abweichungen nicht auszuschließen 19. Das System der Bildung und Abrechnung der Arbeitspreise soll nun anhand eines Beispiels veranschaulicht werden. Es sei angenommen, dass der betrachtete ÜNB 3 Bilanzkreise BK1, BK2 und BK3 besitzt. In den ersten beiden Bilanzkreisen findet von 6.00 Uhr bis 6.15 Uhr eine Unterspeisung in Höhe von jeweils 10 MW statt, während in BK3 eine Überspeisung in Höhe von 5 MW stattfindet. Der ÜNB muss, um das Versorgungsgebiet 17 vgl. 8 StromNZV. 18 siehe auch [9, 10.2] 19 vgl. Abbildung Solche wiederkehrenden Muster würden die Verwendung von Optimierungsroutinen von Seiten der ÜNB nahelegen.

68 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 61 Abbildung 4.10: Mittlere gewichtete Arbeitspreise von RWE Transportnetz und EnBW Netz für den Oktober 2008 ausgeglichen zu halten, positive Regelarbeit in Höhe von 15 MW ( = ) während der 15 Minuten einsetzen. Dazu stehen ihm zwei Regelarbeitsanbieter mit jeweils einer maximalen Kapazität von 10 MW und Arbeitspreisen von 200 Euro/MW h bzw. 800 Euro/MW h zur Verfügung. Seine Kosten (K) pro MWh bestimmen sich foglendermaßen: K = (200 10/ /4)/15 = ( )/15 = 100. Ihm entstehen also durch den Ausgleich des Netzes Kosten in Höhe von 100 Euro/MW, diese reicht er folgendermaßen an die Bilanzkreise weiter. Die BKV 1 und 2 müssen jeweils 100 Euro/MW 10 MW = 1000 Euro an den ÜNB entrichten, während der BKV Euro/MW 5 MW = 500 Euro an den ÜNB bezahlen muss, also eine Zahlung in Höhe von 500 Euro vom ÜNB erhält. Analog ist die Situation bei einer Überspeisung des Netzes, welche im übrigen wesentlich häufiger Auftritt als eine Unterspeisung. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass falls das Netz long ist, der MGAP nahe oder gleich Null ist, somit der überspeiste Strom nahezu vernachlässigbar vergütet wird und die Unterspeisung in einem solchen Fall nahezu straflos geschehen kann. Ein Grund für das eher überspeiste als unterspeiste Netz ist darin zu finden, dass bei einer Überspeisung die damit einhergehenden Kosten bei den eigenen Grenzkosten gedeckelt sind, abzüglich des

69 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 62 u.u. attraktiven MGAP, der den überspeisenden Bilanzkreisen zukommen würde, falls das Netz short ist und positive Regelarbeit eingesetzt werden muss. Bei einer Unterspeisung ist die Ersparnis nach oben durch die eigenen Grenzkosten gedeckelt und kann sich u.u. um den teilweise erheblichen MGAP vermindern. In Abbildung 4.11 ist beispielhaft der Zustand der Regelzonen von Vattenfall Netz und EON Netz für Oktober 2008 dargestellt. Wie zu erkennen ist, schwankt der Zustand des Netzes sehr stark. Es lässt sich eine signifikant positive Korrelation zwischen den einzelnen Regelzonensalden nachweisen. Das Netz insgesamt war in diesem Monat in knapp 63% der Fälle long, dies lässt sich mit der asymmetrischen Straffunktion für Abweichungen nach oben und unten begründen. Strategisches Verhalten der BKV, auch als auf das Netz fallen lassen bekannt, Abbildung 4.11: Regelzonensaldo für Vattenfall Transportnetz und EoN Netz für den Oktober 2008 kann nicht ausgeschloßen werden. Es kann bei guten Prognosen über den zukünftigen Zustand des Netzes vorteilhaft sein, wie oben dargestellt, absichtlich unter- oder überzuspeisen, also in gewissem Sinne auf dem Regelenergiemarkt zu spekulieren. Gute Prognosen besitzen insbesondere die Anbieter von Sekundärreserve, da sie an der Menge und dem Vorzeichen mit dem sie abgerufen werden gut den Zustand des Netzes ablesen können und somit entweder Intra-day oder innerhalb des eigenen Kraftwerksparks gegen den Regelenergiemarkt optimieren können. Im Folgenden sollen alternative Designs des

70 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 63 Ausgleichsenergiemarktes, welche die oben beschriebenen strategischen Möglichkeiten minimieren, diskutiert werden Alternative I: Differenzierte Bepreisung Ein mögliches alternatives Design ist die Einführung zweier getrennter Preise für Unterspeisung und für Überspeisung. Im Falle des Einsatzes von positiver oder negativer Regelarbeit würden die Kosten 20 wie heute auf die Bilanzkreise umgelegt. Dabei würden jene Bilanzkreise, die einen der Regelzone gegenüber gegenläufigen Saldo aufweisen, in gleicher Höhe entlohnt (bei unterspeistem Netz) bzw. müssten in gleicher Höhe Zahlungen erbringen (bei überspeistem Netz) wie dies die Anbieter von Regelarbeit leisten. Das vorgeschlagene Regime unterscheidet sich nur im Falle einer Nutzung von negativer und positiver Regelarbeit innerhalb einer Abrechnungsperiode grundlegend von dem aktuellen. In einem solchen Fall wäre nicht das Vorzeichen des Regelzonensaldos der Abrechnungsperiode entscheident, sondern die Salden der einzelnen Bilanzkreise und die Kosten für positive und negative Regelarbeit. Die Kosten würden, abhängig vom Vorzeichen der einzelnen Bilanzkreise diesen zugeordnet. Auf Grund der äußerst niedrigen Arbeitspreise für negative Regelarbeit ist damit zu rechnen, dass in einem solchen Fall die Einnahmen der überspeisten Bilanzkreise deutlich zurückgehen und die Ausgaben der unterspeisten Bilanzkreise ebenfalls sinken werden. Somit würde sich in diesem Fall die Attraktivität einer Überspeisung vermindern, jedoch auch die Strafe für Unterspeisen. Die Möglichkeit sich auf das Netz fallen zu lassen, würde jedoch in vermindertem Maße, weiterbestehen. Dieses Regime wäre nur in Verbindung mit dem heutigen Design sowie Regelenergiemarktdesigns I und III implementierbar, da das Regime II einen kostenunabhängigen Ausgleichsenergiemarkt bedingt. Die vorgeschlagene Umgestaltungsalternative würde im Vergleich zum Status quo zu einer verursachungsgerechteren Bepreisung der Ausgleichsenergie führen, da im Falle von Unter- und Überspeisung innerhalb einer Abrechnungsperiode nicht die gesamten Kosten unter den abweichenden Bilanzkreisen sozialisiert würden, sondern eine verursachungsgerechte Zuordnung erfolgen würde Alternative II: Kostenunabhängige Bepreisung Eine kostenunabhängige Bepreisung von Ausgleichsenergie wäre eine weitere Alternative zum aktuellen Design. In so einem Fall würden ebenfalls zwei Preise, für positive und negative Regelarbeit, für jede Abrechnungsperiode erhoben. Diese Preise würden sich nicht an den Kosten des ÜNB zur Beseitigung des Ungleichgewicht orientieren, sondern an einem Referenzpreis mit entsprechenden Auf- und Abschlägen. Der Referenzpreis sollte 20 Abhängig davon, ob ein Einheits- oder Gebotspreisverfahren verwendet würde, wären dies entweder der Grenzarbeitspreis oder der mittlere Arbeitspreis der eingesetzten Kapazitäten.

71 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES 64 möglichst gut die Opportunität des BKV zur Nutzung von Regelarbeit wiederspiegeln. Im Moment wäre dieser Preis sicherlich der Spotkurs, jedoch ist nicht auszuschließen, dass es in einigen Jahren unter Umständen ein Intra-day Preis sein wird. Der Aufschlag (bei positiver Regelarbeit) bzw. Abschlag (bei negativer Regelarbeit) von dem Referenzpreis soll dafür sorgen, dass eine Spekulation auf den Zustand des Netzes unattraktiv wird. Da jede Abweichung, unabhängig vom Zustand des Netzes in einem solchen Regime bestraft würde, ist eine strategische Fahrplanabweichung, bei entsprechend hohen Preisauf- und Preisabschlägen auszuschließen. Dadurch, dass Marktteilnehmer, die gegen das Vorzeichen der Regelzone einspeisen mit einer niedrigeren Entlohnung bzw. höheren Strafzahlungen rechnen müssten als abgerufene Regelarbeitsmarktkapazitäten, bestünden stärkere Anreize die angemeldete Fahrweise einzuhalten, als dies im aktuellen Regime der Fall ist. Kritisch an der Einführung einer referenzpreisorientierten Vergütung, bei der jegliche Abweichung vom Fahrplan zu Strafzahlungen führt, ist, dass damit kleine Anbieter systematische Nachteile erleiden. Während bei den Großanbietern von Portfoliovorteilen auszugehen ist, müssten kleine Anbieter und insbesondere neue Anlagen mit höheren Kosten rechnen. Somit könnte die Einführung eines solchen Systems Marktzutrittsbarrieren schaffen. Weiterhin ist anzumerken, dass eine Festlegung bzw. Beschränkung des Ausgleichsenergiepreises vor Handelsschluß im Intra-day Markt den Handel auf diesem Markt in gewissem Sinne einschränkt, da nur bedingt Anreize bestehen die ersten fünf Viertelstunden nach einer Abweichung zu höheren Kosten als den Ausgleichsenergiekosten auszugleichen. Somit würde dem Intra-day Markt im vorgeschlagenen Regime im Vergleich zu einem Regime in dem der Regelarbeitspreis erst nach Intra-day Handelsschluss festgelegt wird, Liquidität entzogen. Dieses Ausgleichsenergiemarktdesign ist prinzipiell sowohl für das aktuelle Regelenergiemarktdesign als auch für die drei vorgeschlagenen alternativen Designs geeignet. Bei Verwendung in Verbindung mit einem Design, bei dem der ÜNB keine Überschüsse auf dem Ausgleichsenergiemarkt generieren soll, müsste in regelmäßigen Abständen ein Abgleich der Ein- und Ausgaben des ÜNB erfolgen, um diese entsprechend über die Netznutzungsentgelte auszugleichen 21. Ein wesentliches Problem bei der Umsetzung dieses Vorschlages ist die Bestimmung eines geeigneten Referenzpreises und die Bestimmung geeigneter Auf- und Abschäge, die die Marktteilnehmer hinreichend stark zur Fahrplaneinhaltung motivieren Ein analoges Design findet sich auf dem deutschen Regelenergiemarkt für den Gassektor. 22 Es ist zwar verboten sich auf das Netz fallen zu lassen, jedoch ist davon auszugehen, dass dieses Verbot auf Grund der Schwierigkeiten bei der Überprüfung der Gründe für Fahrplanabweichungen umgangen wird.

72 KAPITEL 4. ANALYSE DES REGEL- UND AUSGLEICHSENERGIEMARKTES Zwischenfazit Abschließend bleibt festzuhalten, dass im aktuellen Regelenergiemarktdesign Ineffizienzen theoretisch aufgezeigt werden konnten. Empirisch lässt sich die Konvergenz der Leistungspreise, die einer Senkung der Netznutzungsentgelte durch die Einführung des Gebotspreisverfahrens entgegensteht, nachweisen. Die statische Ineffizienz des Einsatzverfahrens lässt sich auf Grund der nicht erfüllten ceteris paribus Hypothese nur teilweise nachweisen. Bei den vorgeschlagenen alternativen Designs zeigt sich, dass die Nutzung nur eines Preises keine sinnvolle Alternative darstellt, jedoch sind die beiden anderen Alternativvorschläge mit Prämissen versehen. So muss der ÜNB um volkswirtschaftlich sinnvoll sein Portfolio zu optimieren, komplett unabhängig von den Erzeugern agieren, was im Moment auf dem deutschen Markt nicht realisierbar wäre, da nur zwei der vier großen Spieler auf dem Markt bereit sind ihr Netz zu veräußern. Zwar sind die Netztöchter rechtlich unabhängige Gesellschaften, jedoch kann eine gewisse Kommunikation zwischen der Erzeugungs- und Netztochter nicht ausgeschlossen werden. Daher könnte eine Bevorzugung der eigenen Kapazitäten bei der Nominierung nicht ausgeschlossen werden. Der Alternativvorschlag setzt einen liquiden Intra-day Markt voraus, von dem im Moment noch keine Rede sein kann. Bei den Ausgleichsenergiemarktdesigns zeigt sich, dass ein Trade-off zwischen Anreizen zur Fahrplaneinhaltungen und Marktzutrittsbarrieren für kleine Spieler durch zu hohe Strafzahlungen gefunden werden muss. Die Aufteilung in zwei Preise scheint in jedem Fall mit dem Ziel der Erhöhung der Verursachungsgerechtigkeit sinnvoll. Es sind unterschiedliche Regel- und Ausgleichsenergiemarktkombinationen vorstellbar. Eine adhoc Umsetzung ist bei keinem der Vorschläge möglich, jedoch könnte nach Auswahl des Zielszenarios eine stufenweise Umsetzung erfolgen.

73 Kapitel 5 Kapazitätsmärkte Im Folgenden sollen die wesentlichen Funktionsweisen eines Poolmarktes erläutert werden 1. In Poolmärkten können auf Grund ihrer besonderen Struktur Kapazitätsmärkte implementiert werden, durch die das Vorhalten von Kapazität entlohnt wird. Nach der Vorstellung unterschiedlicher implementierter Kapazitätsmarktmodelle soll in einem ersten Schritt überprüft werden in wie fern ein Markt für Swing Optionen einem Kapazitätsmarkt entspricht. In einem zweiten Schritt soll überprüft werden, ob der Regelenergiemarkt einem Kapazitätsmarkt entspricht. 5.1 Poolmärkte Grundlagen Poolmärkte Poolmärkte sind Märkte in denen der Institution des sogenannten Systemoperators (SO) eine wesentliche Rolle zukommt. Dem SO müssen alle Nachfrage- und Angebotsgebote gemeldet werden, wobei dieser daraus einen Marktpreis 2 bestimmt. Dabei minimiert der SO die Gesamtkosten des Systems unter Berücksichtigung unterschiedlicher Restriktionen wie bspw. Netzengpässe und Anreizsignale. Ein Handel außerhalb des Pools ist (falls überhaupt) nur möglich, falls dieser rechtzeitig dem SO vor Markträumung gemeldet wird. Der SO betreibt in der Regel mehrere Märkte, einen day-ahead Markt und mindestens einen Intra-day Markt, sowie einen Markt für Regelarbeit. Beispiele für Poolmärkte sind der PJM Markt, der frühere UK Markt oder der New England Markt. Es werden unterschiedliche Entlohnungsverfahren (pay-as-bid und uniform pricing) sowie unterschiedliche Auktionsmethoden (einseitige oder zweiseitige Auktionen) verwendet. In vielen Poolsystemen findet sich ein Price Cap 3 wieder. Begründet wird dies in der 1 vgl. im Folgenden [48, S.55f]. 2 Sei es für day-ahead oder Realtimestrom. 3 Dieser liegt bspw. im PJM Markt und New England Markt bei 1000 $/MWh. 66

74 KAPITEL 5. KAPAZITÄTSMÄRKTE 67 Regel mit dem Schutz der Marktteilnehmer vor Preisrisiken und Marktmachtausnutzung seitens der Produzenten. Da dem SO die ganze nachgefragte Arbeit gemeldet werden muss und er die Preisfindung übernimmt, hat er die Möglichkeit Anreize zum Ausbau neuer Erzeugungskapazitäten zu generieren. Anzumerken ist, dass finanzielle Produkte OTC- oder börsengehandelt werden können, insofern unterscheidet sich der Poolmarkt also nicht von einem freien Handelssystem. Der wesentlichen Unterschiede zu einem freien Handelssystem ist, dass der Marktpreis nicht durch einen Abgleich zwischen Angebot und Nachfrage zu Stande kommt, sondern durch ein Optimierungskalkül des Systemoperators bestimmt wird. Dieser hat somit Möglichkeiten, die in einem freien Handelssystem nicht gegeben sind, so kann er zusätzliche Gelder durch einen höheren Marktpreis erzeugen und entsprechend bestimmte Anreize setzen, da er die vollständige Übersicht über Angebot und Nachfrage besitzt. Das Problem der Unterinvestition in Kapazitäten, welches durch das Setzen eines Price Caps noch verstärkt wird 4, ist in den meisten Poolsystemen erkannt worden. Daher wurden unterschiedliche Mechanismen entwickelt, um dem Problem zu begegnen und für eine hinreichende Menge an Erzeugungskapazitäten zu sorgen. Allen Ansätzen ist gemein, dass durch zusätzliche Zahlungen der Nachfrager die Deckungsbeiträge von Kapazitäten vergrößert werden sollen. Dabei müssen jedoch die entstehenden Anreizwirkungen genau analysiert werden, um durch den zusätzlichen Markt keine Fehlanreize zu schaffen. Eine Ausgestaltungsalternative sind Kapazitätszahlungen, diese entlohnen Erzeuger zusätzlich zum eigentlichen Marktpreis für jedes vorgehaltene MW Kapazität (unabhängig von der Nutzung) oder alternativ für jede gelieferte MWh. Die Kosten werden dabei auf die Nachfrage umgelegt und führen zu einer Parallelverschiebung der Angebotskurve. Problematisch an diesem Ansatz ist, dass nicht klar ist, wie die Höhe der Zahlungen festgelegt werden muss und ob sie zu einer Steigerung der vorgehaltenen Kapazität führt. Solche Systeme werden in Spanien und Teilen Südamerikas verwendet 5. Im Folgenden sollen zwei alternative Ansätze zu Kapazitätszahlungen vorgestellt werden. Diese lassen sich unter dem Begriff Kapazitätsmärkte zusammenfassen, weil in beiden Fällen ein zusätzlicher Markt für Kapazitäten geschaffen wird. Es werden Erzeugung und Kapazitätsvorhaltung auf zwei unterschiedlichen Märkten entlohnt. Dabei wird versucht über mittelfristige Verträge für die Kapazitätsvorhaltung, die in Kapitel 2.2 beschriebene Investitionsunsicherheit für Kraftwerksinvestitionen zu reduzieren. 4 vgl. Kapitel vgl. [39, S.3].

75 KAPITEL 5. KAPAZITÄTSMÄRKTE Das Reliability Pricing Model im PJM Markt Der PJM Markt umfasst eine Vielzahl von Bundesstaaten im Nordosten der USA, das Einzugsgebiet ist in Abbildung 5.1 dargestellt 6. Im Versorgungsgebiet des Marktes le- Abbildung 5.1: Einzugsgebiet des PJM Marktes ben ca. 51 Mio. Menschen und die systemweite Erzeugungskapazität liegt bei 160 GW. Diese wird hauptsächlich über den day-ahead Markt, einen real-time Markt und einen Regelenergiemarkt vermarktet. Seit dem ersten Juni 2007 wird im PJM Gebiet zur Sicherstellung der generation adequacy das Reliability Pricing Model (RPM) verwendet. Dieses sieht vor, dass sich Nachfrager auf dem Markt neben der von ihnen benötigten Arbeit mit Kapazität eindecken müssen. Sie brauchen hierfür jedoch keine eigenen Kraftwerke zu errichten, sondern können den Kapazitätsanforderungen über den Erwerb von Kapazitätscredits, die von den Produzenten angeboten werden, gerecht werden. Die Höhe der Kapazitätscredits, die ein Anbieter veräußern darf, richtet sich dabei nicht nach seiner installierten Kapazität (Installed Capacity), sondern nach der verfügbaren Kapazität (Unforced Capacity). Es wird mit Zuhilfenahme historischer Daten versucht die Verfügbarkeit eines Kraftwerkes zu schätzen und entsprechend der erwarteten Ausfallzeit darf auch nur ein Teil der Kapazität vermarktet werden 7. Dies wird von dem SO durchgeführt. Dadurch soll versucht werden der Tatsache Rechung zu tragen, dass unterschiedliche Kraftwerke unterschiedliche Verfügbarkeitskennzahlen aufweisen und somit unterschiedlich gut zum Lösen eines Kapazitätsengpasses beitragen können. 6 vgl. im Folgenden [44] und [48, S. 57ff]. Quelle: [44]. 7 vgl. [38, S.73].

76 KAPITEL 5. KAPAZITÄTSMÄRKTE 69 Die von jedem Nachfrager vorzuhaltende Menge an Kapazitätscredits wird vom SO festgelegt. Dieser nutzt hierfür eine Prognose der jeweils nachgefragten Spitzenlast versehen mit einem Aufschlag (reserve margin), der bei 15,5% liegt 8. Die erste Auktion findet drei Jahre vor dem tatsächlichen Vorhaltungsjahr statt. Das versteigerte Produkt ist dabei die Verpflichtung Kapazität im PJM Markt während der Lieferperiode des Kontraktes vorzuhalten. Die teilnehmenden Kapazitäten dürfen also während der Lieferperiode nicht in einer anderen Regelzone vermarktet werden. Die Nachfrager haben dabei mehrere Möglichkeiten sich mit Kapazitätscredits einzudecken. Einerseits können sie hierfür Lieferverträge mit Anbietern, wobei das liefernde Kraftwerk explizit im Vertrag genannt werden muss, nutzen 9. Sie können auch eigene Vermarktungskapazitäten einbringen oder an der Kapazitätsauktion des SO teilnehmen. Der SO kann im Falle lokaler Engpässe lokale Kapazitätsanforderungen stellen, den Nachfragern also auferlegen einen Teil der Kapazitätscredits lokal zu beschaffen. Bei der Auktion können auch noch nicht fertiggestellte Kapazitäten Berücksichtigung finden, falls ein Bauplan mit entsprechenden Meilensteinen vorgelegt wird. Der SO hat also die Möglichkeit die vorzuhaltenden Kapazitäten zu steuern. Fraglich ist, ob seine Informationen über Ausfallwahrscheinlichkeiten und die erwartete Spitzenlast in der jeweiligen Fälligkeitsperiode hinreichend genau sind, um möglichen Fehrsteuerungen aus dem Weg zu gehen. Festzuhalten bleibt, dass das Konstrukt des RPM für Anbieter eine mittelfristig prognostizierbar Einnahmequelle bildet, fraglich ist in wie weit es das Investitionsrisiko auf dem Markt vermindert, da viele Kraftwerkstypen Konstruktionszeiten von über 3 Jahren haben und so nicht direkt auf die Kapazitätszahlungen kalkulieren können. Desweiteren werden alle Kapazitäten ohne Differenzierung nach Kraftwerkstyp entlohnt, wobei lediglich die Anzahl der Verfügbarkeitsstunden und die Leistung die Zahlungen beeinflussen. Der Wert der erworbenen Kapazitätsanteile bemisst sich für die Nachfrager nur anhand der mit der Nichtvorhaltung einhergehenden Strafen, hat jedoch nichts mit dem Wert des erworbenen Produktes zu tun. Dies ist damit zu begründen, dass Nachfrager das erworbene Produkt nicht nutzen können, sondern nur für die Nichtvorhaltung bestraft werden Der Forward Capacity Market im New England Markt Das New England Marktgebiet ist in Abbildung 5.2 dargestellt 10. Es umfasst 14 Mio. Einwohner und eine Gesamtkapazität von 32 GW. Es existieren, ähnlich zum PJM Markt, ein 8 vgl. [59, S.10]. 9 vgl. [59, S.26f]. 10 Quelle: [19].

77 KAPITEL 5. KAPAZITÄTSMÄRKTE 70 day-ahead, ein real-time und ein Regelarbeitsmarkt 11. Der New England Markt ist in meh- Abbildung 5.2: Einzugsgebiet des New England Marktes rere Marktgebiete unterteilt, die auf Grund von Netzengpässen an den Grenzkuppelstellen gebildet werden. Seit Dezember 2006 wird ein Kapazitätsmechanismus, bezeichnet als Forward Capacity Market (FCM) angewandt, um eine hinreichende Menge an Erzeugungskapazitäten in dem Marktgebiet sicherzustellen. Der Price Cap im System liegt bei 1000$/MWh. Wie im Laufe dieses Abschnitts gezeigt wird, ist die Bezeichung des Mechanismus nicht ganz zutreffend, da es sich genau genomen nicht um einen Forward, sondern teilweise um einen Optionsmarkt handelt. Ähnlich wie im PJM Markt müssen auch im New England Markt die Nachfrager zusätzlich zu der nachgefragten elektrischen Arbeit Kapazitätscredits vorhalten. Diese werden in jährlichen Auktionen bis zu drei Jahre vor Fälligkeit vergeben und müssen von den Anbietern entsprechend der Spitzenlastanteile vergütet werden 12. Es dürfen auch noch nicht fertiggestellte Erzeugungskapazitäten an den Versteigerungen teilnehmen, falls sie einen Plan mit entsprechenden Meilensteinen vorlegen. Um die Neubauanreize weiter zu erhöhen, dürfen sich neue Erzeugungskapazitäten den bei der Auktion erzielten Preis für die fünf Folgejahre sichern und so das Risiko ihrer Investition senken. Der SO kann lokale Anforderungen an die Kapazitätsvorhaltung stellen also den Nachfragern vorschreiben 11 vgl. [19]. 12 vgl. [42].