2.4.1 Strommärkte Differenzierung nach Marktstufen und Art der Akteure

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1 2.4 Beschaffungs- und Absatzmärkte Strommärkte Brennstoffmärkte Markt für Emissions-Zertifikate Strommärkte Differenzierung nach Marktstufen und Art der Akteure Beim Strommarkt ist wie bei anderen Gütermärkten zwischen Großhandels- und Einzelhandelsmärkten (Wholesale Market und Retail Market) zu unterscheiden. Typischerweise liefern Produzenten nicht an Endkunden, sondern an Großhändler und Börsen sowie Einzelhändler. Sie handeln damit auf Großhandelsmärkten. Auf Großhandelsmärkten wechseln die Güter den Eigentümer, bleiben aber im Markt. Auf Endkundenmärkten sind hingegen Einzelhändler und Endverbraucher die Akteure. Die Endverbraucher entziehen dabei das Gut dauerhaft dem Markt. 42

2 Strommärkte Mark-to-Market Prinzip Da Strom zwischen der Großhandels- und der Einzelhandelsstufe nicht umgewandelt wird, stellt sich die Frage, welche Preise für die Erzeugung maßgeblich sind. Dies gilt insbesondere für vertikal integrierten Unternehmen, die die eigene Erzeugung direkt an Endkunden verkaufen könnten. Aber aus einer marktorientierten Unternehmensführung folgt: Der Output aus Kraftwerken ist immer mit Großhandelspreisen zu bewerten (Mark-to-market-Prinzip). Denn dies ist der primäre Markt für Kraftwerksoutput. Und der Einzelhandel hat (bei liquidem Großhandelsmarkt) immer die Möglichkeit statt von eigenen Kraftwerken vom Großhandel zu beziehen. Dies gilt auch im Fall von vertikal integrierten Unternehmen. Daher muss auch die unternehmensinterne Bewertung der Stromerzeugung auf Basis der Marktpreise erfolgen. Jede andere Bewertung würde die Make-or-Buy-Entscheidung des Gesamtunternehmens verfälschen. Entweder den Kraftwerken flössen überhöhte Erlöse zu, wenn der interne Verrechnungspreis über dem Großhandelsmarkt läge. Oder die Kraftwerke würden systematisch um Erlöse geprellt im umgekehrten Fall. 43 Strommärkte Differenzierung nach Produkten a) Spotmarkt Da Strom nicht (in nennenswertem Umfang) speicherbar ist, stellen Stromlieferungen zu unterschiedlichen Zeiten unterschiedliche, nicht oder nur schlecht untereinander substituierbare Produkte dar. Dementsprechend werden am Großhandelsmarkt für Strom differenzierte Produkte für unterschiedliche Lieferzeitpunkte gehandelt. Der Markt für Lieferungen unmittelbar in der Zukunft ist der Spotmarkt. In Deutschland ist er als Day-Ahead-Markt organisiert, d.h. Käufe und Verkäufe auf diesem Markt müssen am Vortag abgewickelt werden. In GB schließt der Spotmarkt erst wenige Stunden vor der Lieferperiode. Auf dem Day-ahead-Markt in Deutschland werden Produkte im Stundenraster gehandelt. in GB: Halbstunden-Raster Der Spothandel findet an der Strombörse EEX und außerbörslich statt. 44

3 Preisentwicklung Stromgroßhandelsmarkt EEX stündliche Spotmarktpreise September EEX Spotmarktpreis in /MWh Quelle: EEX (2006) 45 b) Regelenergiemarkt Für den Ausgleich von Abweichungen zwischen den day-ahead geplanten Energielieferungen und den tatsächlichen Energieflüssen wird Regelenergie eingesetzt Der Einsatz erfolgt durch den (Verbund-)Netzbetreiber. Da die Netzbetreiber keine eigenen Kraftwerke besitzen, beschaffen sie sich die Regelenergie über spezielle Regelenergiemärkte. Dabei erfolgt regelmäßige Ausschreibung von: Primärregelleistung: Frequenzregelung, erfolgt europaweit im UCTE-Netz Sekundärregelleistung: Lastflussregelung, erfolgt anhand von Regelsignal von den Netzkuppelstellen Minutenreserve: kurzfristig (i. d. R. innerhalb von 15 Minuten) verfügbare Kraftwerksreserve, v. a. zum Ausgleich von Kraftwerksausfällen Primär- und Sekundärregelleistung werden für jeweils 6 Monate ausgeschrieben. Minutenreserve wird täglich ausgeschrieben. Das Bereitstellen von solchen Reserveleistungen ermöglicht Kraftwerksbetreibern teilweise erhebliche Zusatzeinnahmen. 46

4 c) Terminmarkt für Forwards und Futures Am Terminmarkt erfolgt der Kauf bzw. Verkauf eines bestimmten Gutes zu einem bestimmten Zeitpunkt in der Zukunft (1 Monat, 1 Jahr oder mehr) zu einem heute vereinbarten, aber später zu entrichtenden Preis. Ermöglicht Stromerzeugern Absicherung ihrer Erlöse gegen starke Schwankungen am Spotmarkt. Zwei Typen unbedingter Termingeschäfte: Forwards nicht standardisiert, private Vereinbarungen zwischen zwei Parteien (OTC- (Over-the-counter) Geschäften), zumeist physische Lieferung vorgesehen Futures standardisiert, an der Börse gehandelt und täglich bewertet, führen in der Regel nicht zur physischen Lieferung des Underlyings Forwards und Futures sind zeitlich nicht so fein aufgelöst wie Spotlieferungen Gehandelt werden zumeist Lieferungen für einen ganzen Monat oder noch längere Zeiträume Neben kontinuierlichen Lieferungen (Base: 24 h am Tag, jeden Tag) auch Produkte für Lieferung tagsüber (Peak: 8 Uhr 20 Uhr an Werktagen) 47 Preisentwicklung Stromgroßhandelsmarkt EEX: Terminmarkt-Preise für Jahres-Base Jan06 Sep EUR / MWh Base 2008 Base 2009 Quelle: EEX (2007) 48

5 Strommärkte Eckpunkte aus Sicht der Erzeuger Für den Kraftwerkseinsatz ist letztendlich der Großhandels- Spotmarkt der maßgebliche Markt. Dies gilt auch für vertikal integrierte Unternehmen Terminmärkte dienen nur zur Absicherung der Stromerlöse gegen die teilweise extremen Preisschwankungen am Spotmarkt Es ist eine Frage des Portfoliomanagements, wann welcher Anteil der verfügbaren Erzeugungskapazitäten über den Terminmarkt vermarktet wird. Regelenergiemärkte ermöglichen den Kraftwerksbetreibern Zusatzerlöse. Die Netzbetreiber benötigen die Regelenergie, um Abweichungen zwischen momentaner Last und geplanten Fahrplänen auszuregeln und damit die Stabilität der Stromversorgung zu gewährleisten Brennstoffmärkte a) Steinkohle Steinkohle ist kein homogenes Produkt. Vielmehr unterscheiden sich Steinkohlen aus unterschiedlichen Förderländern und Gruben z. B. in den folgenden Parametern Brennwert Schwefelgehalt Feuchte Anteil flüchtiger Substanzen Mahlbarkeit Schlackebildung Einzelne Kraftwerke werden auf spezifische Kohlequalitäten eingestellt. Üblicherweise werden auch langfristige Lieferverträge zwischen Gruben und Kraftwerken abgeschlossen. 50

6 Steinkohle Handel In den letzten Jahren hat sich der Steinkohlehandel rapide entwickelt Zwischen Anfang der 1990er und 2002 ist der Anteil des internationalen Handels an der gesamten Weltnachfrage von 10 % auf 17 % gestiegen Elektronischer Handel hat sich dabei viel langsamer entwickelt als bei Öl und Gas Hauptgrund: Spezifität der für Kraftwerke jeweils benötigten Kohle Kohleindizes haben dieses Hemmnis überwunden Bieten standardisierte Definitionen der Herkunft, Qualität und anderer Parameter Basierend auf diesen Indizes werden Spotgeschäfte getätigt Darauf aufbauend wurden auch Terminmarktprodukte definiert und es werden Handelsgeschäfte für diese abgeschlossen 2004 war das Handelsvolumen im elektronischen Handel (Spot- und Termingeschäfte) rund 4 bis 7 mal höher als die physischen Kohleverträge Quelle: IEA (2004), S Steinkohle Preisentwicklung Kraftwerkskohle in EUR je MWh frei deutsche Grenze EUR / MWh 8,5 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4, Quelle: BAFA (2007) 52

7 b) Braunkohle Einsatz, Handel und Preisbildung Braunkohle wird üblicherweise in der Nähe der Förderstätte verstromt Grund: niedrige Energiedichte führt zu hohen Transportkosten In den meisten Fällen befinden sich in Deutschland Braunkohle- Tagebau und Kraftwerk in der Hand des selben Unternehmens: z.b. RWE: Tagebau im rheinischen Revier und Kraftwerke (z. B. BoA- Anlage in Niederaußem) z.b. Vattenfall: Tagebau in der Lausitz und Kraftwerke (z. B. Kraftwerk Boxberg) Kein Spothandel, da Unternehmen vertikal integriert oder langfristige Lieferverträge Kein internationaler Handel, da hohe Transportkosten Interne Verrechnungspreise ergeben sich aus Förderkosten und ggf. Opportunitätskosten (Wert der erschöpfbaren Ressource) Zugrundelegung von kurz- bzw. langfristigen Grenzkosten der Förderung verändert Kraftwerkseinsatz u. U. erheblich Langfristige Kosten werden mit rund 4 /MWh Brennstoff angegeben 53 c) Erdgas Liberalisierung der Märkte für Erdgas erfolgte in Deutschland de jure zeitgleich mit der Liberalisierung der Strommärkte (April 1998) De facto ist der Wettbewerb beim Erdgas nach wie vor viel weniger ausgeprägt als beim Strom Beschaffung von Erdgas über den Markt statt über den traditionellen Vorlieferanten stellt sich nach wie vor schwierig dar Gründe: Geringe Marktliquidität bei Import bzw. einheimischer Förderung in Folge von Langzeit-Lieferverträgen In Zukunft wird mehr Liquidität im Erdgashandel erwartet Regulierer wird voraussichtlich Trennung zwischen Netzbetrieb und Vertrieb verschärfen und auf Transportbedingungen drängen, die Handel ermöglichen 54

8 Erdgas Handel Großhandel mit Erdgas erfolgt an sogenannten Hubs (Handelsknoten) Die wichtigsten für Deutschland: Zeebrugge, Belgien, am sogenannten Interconnector, der Gaspipeline zwischen Großbritannien und dem Kontinent Bunde/Oude, NL, an der Grenze zu Deutschland, zugleich Anlandungspunkt von Pipelines aus Norwegen und Russland, auch erhebliche Speicherkapazitäten An den Hubs gibt es Spotpreise für Gas day-ahead Handel an der EEX und bei Eon-Ruhrgas Choice Market Marktgebiete??? Auch Terminmarktkontrakte werden auf die Hubs und die dortigen Spotkontrakte indiziert Aber liquider Handelsmarkt nur möglich, wenn auch An- und Abtransport zu Handelsknoten einfach zu gestalten 55 Erdgas Preisbildung Die Preisbildung für Erdgas erfolgt traditionell nach dem Prinzip des anlegbaren Gaspreises Nach diesem Prinzip wird der Preis für Erdgas in einer Vergleichsrechnung bestimmt In diese gehen neben dem Preis für die Bereitstellung der entsprechenden Wärmemenge ggf. auch quantifizierbare Verwendungsvor- und -nachteile im Verhältnis zur Versorgungsalternative ein Als Versorgungsalternative wird üblicherweise leichtes Heizöl zugrunde gelegt, in der Industrie teilweise auch schweres Heizöl Diese Preisbildung stellt sicher, dass Erdgas immer wettbewerbsfähig gegenüber den Alternativen bleibt Daraus ergibt sich eine weitgehende Eliminierung des Absatzmengenrisikos bei Investitionen in Erdgasleitungen In der Stromwirtschaft ist Steinkohle Hauptkonkurrent zu Erdgas Wettbewerbsfähigkeit wird sich in Mittel- und Grundlast nur einstellen, wenn keine Erdgaspreisbindung an Heizöl erfolgt (sondern an Kohle) Wenn Kurzfrist-Handel zunimmt, geht kurzfristige Kopplung an Ölpreis u. U. zurück 56

9 Erdgas Preisentwicklung Importpreise in je MWh frei deutsche Grenze EUR / MWh Jan 91 Jan 92 Jan 93 Jan 94 Jan 95 Jan 96 Jan 97 Jan 98 Jan 99 Jan 00 Jan 01 Jan 02 Jan 03 Jan 04 Jan 05 Jan 06 Jan 07 ohne Erdgassteuer, Quelle: BAFA (2007) 57 Erdgas Preisentwicklung Spotpreise in je MWh OTC Zeebrugge EUR / MWh Quelle: Energate (2007) 58

10 Erdgas und Kohle Kosten frei Kraftwerk (I) Neben den Importpreisen sind für die Kosten der fossilen Brennstoffe auch relevant Transportkosten innerhalb Deutschlands Steuern Kohle: Schiffstransport wesentlich kostengünstiger als Bahntransport und große Schiffe günstiger als kleine Standorte am Meer oder am Rhein haben deutlich niedrigere Brennstoffkosten EnStG: Besteuerung von Kohle, aber Befreiung für die Stromerzeugung 59 Erdgas und Kohle Kosten frei Kraftwerk (II) Erdgas: Bei größeren Kraftwerken üblicherweise Direktanschluss an Ferngasleitung Kosten der Ferngasstufe relevant Abhängig von Entry- und Exit-Punkt Maßgeblich ist v. a. die maximale gebuchte Leistung Durchschnittskosten sinken für Kraftwerke mit hohen Volllaststunden Eher Fixkostenblock als Teil der variablen Kosten Energiesteuer wird auch auf Erdgas erhoben Mineralölsteuerbefreiung für KWK-Anlagen mit mind. 70% Nutzungsgrad Befreiung für hocheffiziente GuD-Anlagen mit mind. 57,5 % Wirkungsgrad Ermäßigung für KWK-Anlagen mit mind. 60% Nutzungsgrad 60

11 d) Uran Produktion, Handel, Preisbildung Produktion erfolgt in wenigen Ländern, Hauptproduzenten: Kanada, Australien, Kasachstan Preisbildung gemäß Angebot und Nachfrage auf dem Weltmarkt Seit Mitte der achtziger Jahre bis Anfang 2003 sind die Kosten für Uranbezüge beträchtlich gesunken Erheblicher Anteil der Brennelemente wurde durch Abreicherung von Waffenuran, MOX-Brennelemente aus der Wiederaufarbeitung und aus Lagerbeständen gedeckt Langfristverträge, die Mitte der achtziger Jahre noch zu rund 100 /kg abgeschlossen wurden, lagen 2003 bei etwa 30 /kg U Spotmarktpreise haben sich zwischen März 2003 und November 2004 verdoppelt, von 20 /kg U auf 40 /kg U Neben Brennstoffkosten sind auch Kosten für Brennstoffnachbehandlung (Zwischenlagerung, Wiederaufbereitung bzw. Endlagerung) zu berücksichtigen Aber Anteil der Brennstoffzykluskosten an Gesamtkosten ist bei Kernkraftwerken klein 61 Preisentwicklung U3O8 Preis in $Dollar Quelle: The Ux Consulting Company (2007), 62

12 2.4.3 Markt für Emissionszertifikate Ausgestaltung des Handels Neben den Anlagenbetreibern kann jede natürliche und juristische Person mit Berechtigungen handeln Zuständig für den deutschen Emissionshandel ist nach dem Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt. Die DEHSt führt alle deutschen Handelskonten elektronisch via Internet ( Die Abwicklung des Handels also die konkreten Ankäufe und Verkäufe kann über Börsen oder OTC erfolgen Handel an verschiedenen internationalen Plattformen, z. B. oder der EEX größter Handelsplatz: ECX, European Climate Exchange mit Sitz in Amsterdam 63 Klimapolitik EU-Richtlinie 2003/87/EG zum Emissionshandel am in Kraft getreten Ziel: möglichst kostengünstige Erfüllung des EU-Reduktionsziels Reichweite: Teilnehmer: energieintensive Anlagenbetreiber (Elektrizität, Eisen und Stahl, Papier, Pappe, NE-Metalle) ca. 60% der Emissionen Keine Teilnehmer: übrige Industrie, Verkehr, Haushalte Treibhausgas-Emissionshandels-Gesetz (TEHG) ist am in Kraft getreten Gesetz über nationalen Zuteilungsplan am in Kraft getreten 1. Nationaler Allokationsplan (NAP) für die Periode NAP: rund 1860 Anlagen in Deutschland betroffen 64

13 Internationaler Hintergrund: Kyoto-Protokoll 1997: 3. Vertragsstaatenkonferenz der Klimarahmenkonvention in Kyoto Verabschiedung des Kyoto-Protokolls mit Selbstverpflichtung der Vertragsstaaten zur Reduktion ihrer Treibhausgasemissionen Reduktion von sechs Treibhausgasen bis zum Zeitraum 2008/12 um insgesamt 5,2% bezogen auf 1990, vor allem Kohlendioxid (CO2) aber auch: Methan (CH4), Distickstoffoxid (N2O), teilhalogenierte Fluorkohlenwasserstoffe (HFKW), perfluorierte Kohlenwasserstoffe (PFKW) und Schwefelhexafluorid (SF6) Deutschland verpflichtet sich zu einer Reduktion von 21% Zuvor Selbstverpflichtung: 25% CO 2 -Reduktion bis 2005 bezogen auf 1990 Zur Zielerreichung Verabschiedung flexibler Mechanismen: Emissionshandel, Joint Implementation, Clean Development Mechanism 65 Emissionshandel und Kraftwerkseinsatz Entscheidend für den Kraftwerkseinsatz sind aus Sicht eines Stromerzeugers die Grenzkosten, d. h. der Preis der Zertifikate Erstausstattung mit Zertifikaten ist für den Kraftwerks-Einsatz unbedeutend Wird der Kraftwerksbetrieb auf Grund hoher Zertifikatspreise eingeschränkt, so werden vorhandene, kostenlos zugeteilte Zertifikate verkauft oder es werden weniger Zertifikate am Markt gekauft Ausnahme: Ex-Post-Kürzungen der zugeteilten Zertifikatsmengen in Abhängigkeit von der tatsächlichen Erzeugung Wenn Produktion unter 60 % der geplanten Produktion (die der Zuteilung zugrunde lag) sinkt Bsp. deutscher NAP 1 sich ändernde Opportunitätskosten 67

14 Emissionszertifikate Preisentwicklungen (CARBIX) Preise an der EEX in je t CO EUR/EUA