Strompreisbildung an der EEX und aktuelle Strommarktgestaltung

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1 Strompreisbildung an der EEX und aktuelle Strommarktgestaltung Dialogforum Mainfranken Würzburg, 27. Januar 2015 Timo Schulz, Political & Regulatory Affairs

2 Agenda 1. Vorstellung der EEX 2. Funktionsweise der Börse am Beispiel des Stromhandels 3. Strommarktdesign: Diskussion aktueller regulatorischer Themen Debatte um Netzausbau/ Preiszonen Weiterentwicklung des Strommarktdesigns Page 2

3 EEX in Kürze EEX ist eine öffentlich-rechtliche Börse, die dem deutschen Börsengesetz unterliegt EEX betreibt einen elektronischen Marktplatz für Strom, Erdgas, CO 2 -Emissionsrechte und Kohle Clearinghaus ECC bietet hohe Bonität und Absicherung gegen Zahlungs- bzw. Lieferausfall Unternehmenssitz ist Leipzig; weitere Büros in Paris, London und Brüssel ca. 160 Beschäftigte Folie 3

4 2015: Börsen und andere Handelsplätze in Europa für Energie und Energieprodukte Energy brokers mainly London-based Green Exchange Imarex Group Nasdaq OMX Commodities Nord Pool Spot AS SEMO Intercontinental Exchange Nord Pool Gas AS European Market Coupling Company (EMCC) GmbH BaltPool UAB N2EX European Energy Exchange AG APX (Power) ENDEX (Gas) Belpex SA Auction office CASC-CWE EPEX SPOT SE Towarowa Gielda Energii SA Operátor trhu s elektrinou a.s. Energetická Burza Praha EXAA Energy Exchange Austria Central European Gas Hub (CEGH) Powernext SA Operador de Mercado Ibérico de Energia (Pólo Português) S.A. Operador del Mercado Ibérico de Energía (Polo Español) S.A. Bolsas y Mercados Españoles (CO 2 spot trading) Borsa italiana Gestore del mercato elettrico S.p.a. Operatorul Pietei de Energie Electrica OPCOM SA Hungarian Power Exchange Borzen LAGIE Page 4

5 Auf einen Blick: Märkte und Produkte Spotmarkt Strom EPEX SPOT Day ahead auction (D/A, F, CH) Intra-Day (D/A, F) Erdgas Kontinuierlicher 24/7-Handel (NCG, GASPOOL und TTF) CO 2 -Emissionsrechte Sekundärmarkt mit EUAund CER-Spotkontrakten EUA-Primärauktion Spot Terminmarkt Strom EEX Power Derivatives Phelix-Futures French/Dutch/Belgian/Italian-Futures Optionen auf Phelix-Futures Erdgas Physische Futures (NCG, GASPOOL) CO 2 -Emissionsrechte Sekundärmarkt mit EUA-, EUAA-, CER- und ERU-Futures EUA-Primärauktion Termin Herkunftsnachweise Nordic Hydro Alpine Hydro Central Northern Europe Wind Trade Registration zum Clearing Strom Entsprechende Produkte Strom-Futures für die Schweiz, Italien, Skandinavien, Rumänien und Spanien Erdgas Entsprechende Produkte NBP Gas-Futures CO 2 -Emissionsrechte Entsprechende Produkte Herkunftsnachweise Entsprechende Produkte Kohle Finanzielle Futures (ARA, RB) Kohle Entsprechende Produkte sowie in Euro notierte Kohle-Futures (ARA, RB) Vollständig integriertes Clearing und Cross-Margining durch die ECC

6 Energiehandel ist international EPEX SPOT: 225 Teilnehmer EEX: 257 Teilnehmer Stand: 30. November 2014 Page 6

7 Handelsvolumina am Spot- und Terminmarkt für Strom [TWh] Spotmarkt Terminmarkt Page 7

8 Agenda 1. Vorstellung der EEX 2. Funktionsweise der Börse am Beispiel des Stromhandels 3. Strommarktdesign: Diskussion aktueller regulatorischer Themen Debatte um Netzausbau/ Preiszonen Weiterentwicklung des Strommarktdesigns Page 8

9 Bedeutung des Börsenhandels Schaffung von Transparenz mit anerkannten Referenzpreisen und Veröffentlichung der Marktdaten (Preise und Volumina) Zugang zu einer Vielzahl von Handelsteilnehmern und Bündelung von Liquidität an einem Handelsplatz Ein sehr hoher Automatisierungsgrad durch elektronische und standardisierte Handels- und Abwicklungsprozesse Wegfall des Kontrahentenausfallrisikos durch Clearing und Abwicklung über das Clearinghaus der Börse Anonymität des Börsenhandels und die Regulierung des Marktplatzes garantiert Diskriminierungsfreiheit und Gleichbehandlung aller Börsenteilnehmer Page 9

10 Grundlagen der Preisbildung (1) Der Spotmarkt Merkmale des Spotmarkts Vereinbarung über physische Stromlieferung für den Folgetag (Day-Ahead) Vergleichsweise geringes Volumen ( Optimierungsmarkt ) Vergleichsweise große Preisschwankungen (hohe Volatilität) Allgemeine Einflussfaktoren auf die Preisbildung Angebotsseite: Wetter (Wind, Sonnenstrahlung, Niederschlag, Temperatur) Verfügbarkeit des Kraftwerksparks (Revisionen, Ausfälle) Kraftwerkskosten Ausländische Versorger als Anbieter Nachfrageseite: Wetter (Temperatur) Feiertage/Werktage/Wochentage/Tageszeit Kraftwerkskosten Ausländische Versorger als Nachfrager Page 10

11 Grundlagen der Preisbildung (2) Der Terminmarkt Merkmale des Terminmarkts Vereinbarung über Lieferung in der Zukunft Preise spiegeln die Erwartung künftiger (Spotmarkt-)Preisentwicklung wieder Vergleichsweise großes Volumen, z.b. Jahresmengen ( Absicherungsmarkt ) Vergleichsweise niedrige Preisschwankungen (geringere Volatilität im Vergleich zum Spotmarkt) Allgemeine Einflussfaktoren auf die Preisbildung Preisentwicklung Spotmarkt Ökonomische Entwicklungen (Wirtschaftwachstum) Entwicklung anderer/verwandter Märkte (Ölpreis, Kohlepreis, Gaspreis, Preis für CO 2 -Emissionsrechte) Besondere Ereignisse (z.b. Kernkraftwerks-Moratorium) Politische Rahmenbedingungen Page 11

12 Der Terminmarkt Kontinuierlicher Handel von Futures und Optionen 1. Termingeschäft: Abschluss und Erfüllung des Geschäfts liegen zeitlich auseinander 2. Börsliches Termingeschäft = standardisiertes Termingeschäft (Kontrakt) Terminmarkt Futures Optionen Unbedingtes Termingeschäft: Käufer und Verkäufer haben Pflichten Beim börslichen Terminhandel einigen sich die Teilnehmer nur noch über den Preis und die Anzahl der Kontrakte. Page 12

13 Agenda 1. Vorstellung der EEX 2. Funktionsweise der Börse am Beispiel des Stromhandels 3. Strommarktdesign: Diskussion aktueller regulatorischer Themen Debatte um Netzausbau/ Preiszonen Weiterentwicklung des Strommarktdesigns Page 13

14 Preiszonen in Europa Quelle: BDEW Page 14

15 Netzausbau in Deutschland und Europa ist Grundlage für die Erreichung energiepolitischer Ziele Grundlage für einen effizient funktionierenden europäischen Binnenmarkt sind große Preiszonen, die die notwendige Liquidität für einen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage schaffen. Größere Marktgebiete wirken kostendämpfend, da sie großflächig Erzeuger und Speicher einbinden. Die Vollendung des Binnenmarktes hat gerade in der derzeitigen politischen Lage weiter hohe politische Priorität. Fortschritte sind z.b. jüngst durch die europaweite Kopplung der der Märkte sichtbar. Zusätzlich werden weitere Maßnahmen, wie eine Erhöhung des bestehenden Ziels für Interkonnektivität, diskutiert. Die Fortführung der ambitionierten Erneuerbaren-Ausbauziele stellt erhöhte Anforderungen an den Ausgleich von Angebot und Nachfrage. Deutschland hat sich ein Erneuerbaren-Ziel von 60% bis 2035 gesetzt, auf europäischer Ebene ist ein 27%-Ziel bis 2030 im Gespräch. Der Ausbau erfordert die konsequente, auch grenzüberschreitende Nutzung vorhandener Speicherkapazitäten. Page 15

16 Zum Netzausbau existieren keine nachhaltigen Alternativen Es existieren zur Zeit in Deutschland keine großflächigen Engpässe. Wo Engpässe auftreten, sind diese regional begrenzt und können adäquat durch weiteren Netzausbau adressiert werden. Investitionen in den Netzausbau sind die einzig nachhaltige Lösung zur Verhinderung zukünftiger Engpässen. Eine Verkleinerung existierender Preiszonen kann das Problem regionaler Engpässe nicht lösen. Sie führt aber tendenziell zu erheblich höheren Kosten, beispielsweise durch einen weniger effizienten Redispatch. In Ausnahmefällen in denen kein Netzausbau möglich ist, können weniger marktverzerrende Maßnahmen (Redispatch, verbesserte grenzüberschreitende Zusammenarbeit) angewandt werden. Page 16

17 Eine Aufteilung von Preiszonen hätte unabsehbare Folgen für den Energiehandel Eine mögliche Verkleinerung der Preiszonen setzt Marktteilnehmer einem Risiko aus, das weder kalkulierbar noch absicherbar ist. Schon die Diskussion schafft zusätzliche Risiken und erhebliche Unsicherheit im Markt. Dies verringert potenziell auch die Investitionsanreize für den Kraftwerksneubau. Durch die Schaffung eines möglichen Präzedenzfalls könnten sich Risiken unkontrolliert auf weitere Marktgebiete ausbreiten. Verstärkt wird dieses Risiko durch bestehende Vorschläge zur regelmäßigen Überprüfung der bestehenden Preiszonen. Eine Aufteilung hätte erheblichen Einfluss auf die Energiepreise im Süden Deutschlands und/oder Österreich. Eine mögliche Folge wären unterschiedliche Strompreise innerhalb Deutschlands. Page 17

18 Die deutsch-österreichische Preiszone ist Sinnbild der Liberalisierung des Energiemarkts Volkswirtschaftliche Vorteile einer großen Preiszone: Höhere Marktliquidität Mehr Wettbewerb Tendenziell niedrigere Preise Geringere Kosten für Systemstabilität Mehr Flexibilität Besserer Ausgleich von Angebot und Nachfrage Beibehaltung der bestehenden Absicherungsprodukte Debatte über eine Aufteilung der deutschösterreichischen Preiszone Nord-Süd-Gefälle zwischen Erzeugung und Verbrauch Netzengpässe innerhalb Deutschlands aufgrund unzureichender Netzinfrastruktur Forderung der Aufteilung entweder innerhalb Deutschlands oder an der deutschösterreichischen Grenze Investitionen in den Netzausbau sind die einzig langfristige Lösung Eine Aufteilung der Preiszone würde das Erreichte der letzten Jahre in Frage stellen: Wettbewerb, Integration Erneuerbarer Energien, geringe Marktmacht und grenzüberschreitender Handel Page 18

19 Weitere Stärkung des Marktpreissignals erforderlich Ein stabiles und unverzerrtes Preissignal ist sowohl für die Steuerung von Angebot und Nachfrage als auch für die Finanzierung von Investitionen zentral. Die bisherige Förderpraxis erneuerbarer Energien hat das Preissignal teilweise beeinträchtigt. In der jüngsten Vergangenheit hat das Preissignal wieder an Qualität gewonnen, v.a. durch die zunehmende Direktvermarktung Erneuerbarer Energien. Folgende Maßnahmen können das Preissignal weiter stärken: Vollständige Integration Erneuerbarer Energien Netzausbau innerhalb Deutschlands Europäische Integration Beibehaltung der einheitlichen Preiszone Schaffung der richtigen Rahmenbedingungen für Demand Side Management Kapazitätsmechanismus in Deutschland als Ultima Ratio Ein unverzerrter und stabiler Marktpreis ist Grundlage des liberalisierten Strommarktes Dispatch- und Investitionsentscheidungen sollten auf Basis dieses Marktpreises erfolgen Flexibilität (angebots- und nachfrageseitig) kann so marktkonform erschlossen werden Page 19

20 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!