Energiehandel an der EEX

Transcrição

Bachelorarbeit
Universität St. Gallen
Prof. Dr. Karl Frauendorfer
Dominique-Cristian Baumann
[email protected]
23. Mai 2011
Abstract
The purpose of this bachelor thesis is to analyze the organization of the European Energy Exchange,
to give an overview of the traded commodities and its markets and- as the core of the thesis- to
present an overview of existing literature, addressing the phenomena of energy markets.
Therefore, three fields of literature were analyzed; first, literature from the EEX-homepage,
describing the whole organizational structure of the exchange, secondly, literature concerning the
traded goods and their specifications and thirdly, research papers in the field of energy trading. The
results from the research papers are categorized among the analyzed characteristics like mean
reverting, seasonality, jumps, spikes, and volatility. Used databases were EBSCO and ProQuest,
whereby most of the analyzed journals were published in the Journal of Energy Markets.
Main findings are that often the same phenomena of energy commodity prices are explained in the
various papers with very different concepts. To address the unique characteristic of the prices in
energy markets compared to those of “normal” commodity markets, the analyzed research papers
used fundamental, stochastic and hybrid models for the Spot-market and a non-arbitrage approach
or a stochastic modeling of the forward curve for the Future-market.
Main goal of this thesis is to help researchers to gain an overview of the Institution of the European
Energy Exchange, to describe the specifics of the traded commodities and to present research
results of recent years.
1
Inhaltsverzeichnis
Abstract ................................................................................................................................................. 1
Abbildungsverzeichnis ........................................................................................................................... 4
Tabellenverzeichnis ............................................................................................................................... 5
Abkürzungsverzeichnis .......................................................................................................................... 6
1.
Einleitung....................................................................................................................................... 7
2.
Der europäische Energiemarkt...................................................................................................... 8
3.
4.
2.1.
Liberalisierung des deutschen Elektrizitätsmarktes .............................................................. 8
2.2.
Marktbesonderheiten des Energiemarktes ........................................................................ 10
Die European Energy Exchange (EEX) ......................................................................................... 13
3.1.
Entstehung .......................................................................................................................... 13
3.2.
Unternehmensstruktur ....................................................................................................... 15
3.3.
Organe ................................................................................................................................. 16
3.4.
Strategie und Vision ............................................................................................................ 18
3.5.
Aktionäre ............................................................................................................................. 21
3.6.
An der EEX gehandelte Energie-Rohstoffe .......................................................................... 22
EEX-Spotmarkt............................................................................................................................. 25
4.1.
Kontraktarten ...................................................................................................................... 25
4.1.1.
Strom-Spotkontrakte................................................................................................... 25
4.1.2.
Erdgas-Spotkontrakte .................................................................................................. 27
4.1.3.
Spotkontrakte auf Emissionsberechtigungen ............................................................. 30
4.2.
Handelsprozesse.................................................................................................................. 31
4.3.
Auftragsarten bei Strom ...................................................................................................... 33
4.3.1.
Stundengebote ............................................................................................................ 33
4.3.2.
Blockgebote ................................................................................................................. 34
4.4.
Literaturreview zu Spotmarktmodellen .............................................................................. 36
4.4.1.
Modellansätze ............................................................................................................. 36
4.4.2.
Literaturanalyse........................................................................................................... 41
2
5.
EEX-Terminmarkt......................................................................................................................... 49
5.1.
6.
Kontraktarten ...................................................................................................................... 49
5.1.1.
Strom-Terminkontrakte............................................................................................... 49
5.1.2.
Erdgas-Terminkontrakte.............................................................................................. 52
5.1.3.
Terminkontrakte auf CO2-Emissionsberechtigungen .................................................. 53
5.1.4.
Kohle-Terminkontrakte ............................................................................................... 54
5.2.
Handelsphasen .................................................................................................................... 55
5.3.
Literaturreview zu Terminmarktmodellen .......................................................................... 56
5.3.1.
Modellansätze ............................................................................................................. 56
5.3.2.
Literaturanalyse........................................................................................................... 57
Zusammenfassung und Diskussion.............................................................................................. 61
Literaturverzeichnis ............................................................................................................................. 62
Anhang: Preischarts zu gehandelten Energierohstoffen..................................................................... 68
Eigenständigkeitserklärung ................................................................................................................. 73
3
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1 Teilmärkte der EEX (Quelle: EEX-Homepage; Teilmärkte der Börse) ............................. 13
Abbildung 2 Beteiligungen der EEX (Quelle: EEX-Homepage; Unternehmensstruktur) ..................... 16
Abbildung 3 Leitprinzipien der EEX (Quelle: Eigene Darstellung nach EEX-Homepage; EEX Charta) . 19
Abbildung 4 Anteilseigner nach Land (Quelle: Eigene Darstellung; Daten von EEX) .......................... 21
Abbildung 5 Grösste Einzelaktionäre (Quelle: Eigene Darstellung; Daten von EEX) ........................... 21
Abbildung 6 Preischart (Indexiert) Phelix-Day-Base Spotpreis (Quelle: Bloomberg).......................... 27
Abbildung 7 Preischart (indexiert) NCG Day-Ahead Erdgas Spotpreis (Quelle: Bloomberg) .............. 29
Abbildung 8 Produktübersicht über den Erdgas-Spotmarkt (Quelle: European Energy Exchange AG,
2011) ................................................................................................................................................... 29
Abbildung 9 Erdgas-Marktgebiete (Quelle: European Energy Exchange AG, 2011, S. 22) ................. 30
Abbildung 10 Handelszeiten des EEX-Spotmarktes (Quelle: eigene Darstellung, basierend auf
European Energy Exchange AG, 2011, S. 2) ........................................................................................ 32
Abbildung 11 Preischart (Inexiert) Phelix-Baseload 1 Jahres-Future (Quelle: Bloomberg) ................ 51
Abbildung 12 Terminmarkt für Strom; Produktübersicht (Quelle: European Energy Exchange AG,
2011) ................................................................................................................................................... 52
Abbildung 13 Produktübersicht Terminmarkt (European Energy Exchange AG, 2011, S. 21) ............ 52
Abbildung 14 Preischart (indexiert) NCG Base 1 Jahres Future (Quelle: Bloomberg) ........................ 53
Abbildung 15 Preischart (Indexiert) ARA 1 Monats-Future, Reverenz Index API#2 (Quelle: Eigene
Darstellung, Daten von Bloomberg) .................................................................................................... 55
4
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1 Geschäftsentwicklung von 2008 bis 2009 (Quelle: eigene Darstellung nach European
Energy Exchange AG, 2009 und 2011) ................................................................................................ 14
Tabelle 2 Märkte und Produkte der EEX (Quelle: EEX Homepage; Produkte & Entgelte, European
Energy Exchange, 2011, S. 3)............................................................................................................... 24
Tabelle 3 Strom-Spotmarkt-Kontraktarten (Quelle: eigene Darstellung basierend auf European
Energy Exchange AG, 2011 & EPEX Spot, 2011) .................................................................................. 26
Tabelle 4 Erdgas-Spotmarkt-Kontraktarten (Quelle: Eigene Darstellung basierend auf European
Energy Exchange AG, 2011)................................................................................................................. 28
Tabelle 5 Spotkontrakte auf EU-Emissionsberechtigungen (Quelle: Eigene Darstellung gemäss
European Energy Exchange AG, 2011) ................................................................................................ 31
Tabelle 6 Auftragsarten am Stromspotmarkt (Eigene Darstellung) .................................................... 33
Tabelle 7 Standardisierte Blockkontrakte (Quelle: eigene Darstellung basierend auf EEX- und EPEXHomepage sowie European Energy Exchange AG, 2007, S. 20-23) .................................................... 35
Tabelle 8 Preisbesonderheiten bei entsprechender Rohstoffart; eigene Darstellung........................ 41
Tabelle 9 Autoren mit Schwerpunkt auf mean reverting und Saisonalität; Eigene Ergänzung
basierend auf (Seifert & Uhrig-Homburg, 2007) ................................................................................. 42
Tabelle 10 Autoren mit Schwerpunkt auf Preissprüngen; Eigene Ergänzung basierend auf (Seifert &
Uhrig-Homburg, 2007) ........................................................................................................................ 42
Tabelle 11 Produktübersicht am Stromterminmarkt (Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an
European Energy Exchange AG, 2011) ................................................................................................ 50
Tabelle 12 Übersicht Emissionsrechte-Terminmarkt (Quelle: Eigene Darstellung basierend auf EEXHomepage) .......................................................................................................................................... 53
Tabelle 13 Kohleprodukte am Terminmarkt (Quelle: European Energy Exchange AG, 2011) ............ 54
Tabelle 14 Handelszeiten am EEX-Terminmarkt (Quelle: eigene Darstellung nach European Energy
Exchange AG, 2011, S. 2) ..................................................................................................................... 55
5
Abkürzungsverzeichnis
ARA
Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen
Bafin
Bundesanstalt für Finanzdienstleistungen
CER
Certified Emission Reduction
ECC
European Commodity Clearing AG
EEX
European Energy Exchange
EGIX
European Gas Index
ELIX
European Electricity Index
ENDEX
European Energy Derivatives Exchange
EnWG
Energiewirtschaftsgesetz
EPEX
European Power Exchange
ETS
European Union Emission Trading System
EUA
European Emission Allowance
EUREX
European Exchange
Hüst
Handelsüberwachungsstelle
IEA
International Energy Agency
MRL
Mean Reverting Level
MWh
Megawatt Stunde
NCG
NetConnect Germany
OTC
Over-the-Counter
PHELIX
Physical Electricity Index
RB
Richard Bay
TFF
Title Transfer Facility
ÜNB
Übertragungsnetzbetreiber
6
1. Einleitung
Das Thema „Energie“ ist durch die Vorkommnisse im Atommeiler Fukushima, durch Fragen nach
einer nachhaltigen Umweltpolitik und durch die gesellschaftspolitische Brisanz einer sicheren
Energieversorgung an Aktualität kaum zu überbieten. Märkte, an denen Energie, speziell
Elektrizität, gehandelt wird, sind- verglichen mit Aktien- oder Anleihenmärkten- ein relativ junges
Phänomen, das erst durch die Liberalisierung des europäischen Energiemarktes entstanden ist. So
kann denn auch die European Energy Exchange (EEX) als Ausdruck eines liberalisierten
Elektrizitätsmarktes gesehen werden. Der Energiehandel geht jedoch über den Handel mit Strom
hinaus. An der EEX werden denn auch die Rohstoffe Erdgas und Kohle, die der Stromgewinnung
dienen, und Emissionsberechtigungen, die zum Ausstoss von Treibhausgassen wie CO2 berechtigen,
gehandelt. Die durch diesen Handel gebildeten Preise weisen dabei einige Besonderheiten auf, die
sie von denen anderer Handelsgüter unterscheiden.
Angelehnt an den Titel „Energiehandel an der EEX“ wird in der vorliegenden Bachelor-Arbeit der
Fokus auf die EEX zum einen und den Handel mit Energieprodukten zum anderen gelegt.
Untersuchungsgegenstand ist somit der Aufbau und die Struktur der Institution „Börse“, womit dem
„EEX“ im Titel genüge getan wird. Weiter hat die Arbeit zum Ziel, zu beleuchten, wie der Spot- und
Terminhandel funktionieren und welche Kontraktarten wie gehandelt werden. Damit wird der
„Energiehandel“ fokussiert. Kernpunkt der Arbeit ist dabei die Literaturanalyse, bei der
überblicksartig die Stossrichtungen der Forschung zum Thema „Energiehandel“ aufgezeigt werden.
Dazu wird versucht, diese Forschungsrichtungen zu strukturieren und zu ordnen.
Um diesen Zweck zu erfüllen, ist die Arbeit wie folgt aufgebaut; zuerst wird die Entwicklung des
deutschen Energiemarktes hin zu einem liberalisierten Strommarkt in Deutschland aufgezeigt
(Kapitel 2). Als Resultat dieser Entwicklung kann die Entstehung von Energiebörsen wie die EEX
gesehen werden. Der Aufbau und die Funktionsweise der EEX ist dabei Untersuchungsgegenstand
im dritten Teil (Kapitel 3). Im vierten Teil wird der Spotmarkt der Börse analysiert (Kapitel 4). Der
Schwerpunkt liegt dabei auf den verschiedenen Kontraktarten, den Handelsprozessen,
Auftragsarten und einem Literaturreview, bei dem aufgezeigt wird, was für Spotmarktmodelle in
der Forschungsliteratur vorgeschlagen werden. Das folgende Kapitel über den Terminmarkt (Kapitel
5) ist gleich aufgebaut, wenn auch weniger ausführlich, da die Grundlagen beim Kapitel über den
Spotmarkt beschrieben werden. Im Schlussteil werden die wichtigsten Erkenntnisse nochmals
festgehalten und der Versuch unternommen, einen Ausblick zur zukünftigen Entwicklung im
Energiehandel zu geben.
7
2. Der europäische Energiemarkt
Das
Ziel
dieses
Kapitels
ist,
die
Entstehungsgeschichte
des
Energiemarktes
durch
Liberalisierungsbestrebungen in Deutschland aufzuzeigen sowie die Besonderheiten eines
Energiemarktes gegenüber anderen Rohstoffmärkten zu beleuchten.
2.1.
Liberalisierung des deutschen Elektrizitätsmarktes
Als Grundlage der Struktur des deutschen Elektrizitätsmarktes kann das 1935 entstandene
Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) gesehen werden, das als primäre Ziele Versorgungssicherheit und
die Anerkennung des Strommarktes als natürliches Monopol beschrieb. In den damaligen
monopolistischen Systemen existierten geschlossene Versorgungsgebiete. Dabei ist der Besitzer des
(z.B. Hochspannung-) Netzgebietes eines bestimmten Versorgungsgebietes gleichzeitig auch der
Lieferant. Eine freie Wahl des Lieferanten war in diesem System nicht möglich. In solchen
monopolistischen Stromversorgungssystemen unterliegt der Energiepreis einer behördlichen
Aufsicht. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006) (Zander, Riedel, Held, Ritzau, & Tomerius, 2000, S. 22)
Vor der Strommarktliberalisierung 1998 wurde der überwiegende Anteil der Stromerzeugung wie
auch die Distribution auf Höchstspannungsebene durch Verbundunternehmen vorgenommen, die
langfristige Austauschbeziehungen (meist über 20 Jahre) zu den Kunden unterhielten. So war das
Stromgeschäft klar aufgeteilt in die Elemente Erzeugung, Transport und Vertrieb, wodurch der
Handel von Strom als integrierter Bestandteil der Strombeschaffung betrachtet wurde. (Müller,
1998)
Wie in anderen monopolistischen Märkten (z.B. Telekommunikationsmarkt) hat sich die öffentliche
Meinung
durchgesetzt,
marktwirtschaftlich
dass
organisiert
Teile
werden
der
Wertschöpfungskette
sollten.
Diese
Einsicht
der
führte
Energieversorgung
1997
zu
der
Binnenmarktrichtlinie 96/92/ EC Strom und 1998 zu einer Neufassung des deutschen
Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Diese Richtlinien bildeten die Grundlagen zu einer
vollständigen Öffnung des Endkundenmarktes in Deutschland. Obschon Strom technisch gesehen
Eigenschaften einer „Commodity“ besitzt, hat sich nicht sofort ein Grosshandel entwickelt. Gründe
dafür waren zum einen langfristige Lieferverträge sowie ungenügende Marktregelungen in der
ersten Verbändevereinbarung. So war das erklärte Ziel der von den Marktteilnehmern verhandelten
Verbändevereinbarung I von 1999, den Netzzugang diskriminierungsfrei und die entsprechenden
Entgelte transparent zu gestalten. Die Durchleitung von Energie in fremde Netzgebiete wurde durch
ein „Punkt zu Punkt“ Modell geregelt, das den Wettbewerb der Durchleitung formal gewährleistete,
8
jedoch zu hohen Transaktionskosten führte. Ein weiterer Grund dafür, dass sich zunächst kein freier
Markt bildete, war die geringe Preissensitivität auf der Nachfrageseite und damit verbunden eine
geringe Wechselbereitschaft von Kleinkunden. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 7-8)
Kennzeichnend waren zu Beginn der Liberalisierung auf die physische Erfüllung ausgerichtete
zweiseitige Vertragsbeziehungen. Allerdings war die Möglichkeit des Stromgrosshandels für
Verbundunternehmen nichts Neues, sondern bereits Teil des täglichen Geschäfts (Müller, 1998).
Primäre Motivation von vollintegrierten Stromversorgungsunternehmen, die traditionell in den
Wertschöpfungsstufen Erzeugung, Übertragung, Verteilung, Handel und Vertrieb tätig sind, war die
Optimierung des eigenen Portfolios hinsichtlich erwarteter Renditen und korrespondierendem
Risiko. In der Anfangszeit der Marktöffnung waren grosse deutsche Verbundunternehmen und
ausländische Handelshäuser die bestimmenden Marktkräfte. Grund dafür waren die in
Monopolzeiten
von
deutschen
Verbundunternehmen
aufgebauten
Überkapazitäten
in
Kraftwerksleistungen wie auch der Wissensvorsprung von externen Handelsunternehmen (als
Beispiels sei hier Enron aufgeführt), die diese auf ihren Heimmärkten sammeln konnten. (Borchert,
Schemm, & Korth, 2006, S. 8)
Eine grössere Anzahl von Handelspartnern konnte erst durch die Verbändevereinbarung II
gewonnen werden. Diese beinhaltete eine Saldierung aller Energielieferungen über eine Regelzone.
Eine Regelzone ist dabei ein abgegrenztes Netzgebiet, für das ein Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB,
Betreiber des Hochspannungs-Strom-Netzes in einem bestimmten Gebiet) für den Bilanzausgleich
im betreffenden Bilanzkreis verantwortlich ist (European Energy Exchange AG, 2007, S. 79). Das
Konzept
des
Bilanzkreises
kann
nach
Melzian
als
zentrales
Element
für
die
Strommarktliberalisierung gesehen werden und gilt somit als Voraussetzung für die
Börsentauglichkeit des Stromhandels (Melzian, 2008, S. 7). Dabei handelt es sich um ein
Energiekonto, das der Übertragungsnetzbetreiber jede Viertelstunde für jeden Netznutzer führt, um
Einspeisungen, Entnahmen und Energieüberträge an andere Bilanzkreise (als Fahrplan bezeichnet)
zu verbuchen. Ziel ist die Erreichung einer ausgeglichenen Bilanz zwischen Einspeisungen und
Entnahmen, für die der Bilanzkreisverantwortliche die Verantwortung trägt. (Melzian, 2008, S. 8)
(European Energy Exchange AG, 2007, S. 71)
Dadurch musste nur der Gesamtsaldo aller Verträge in einer Regelzone ausgeglichen werden,
wodurch die Netzzugangsentgelte nur für die physische Endkundenbelieferung fällig wurden, was
gesamthaft zu geringeren Transaktionskosten führte. Es bildete sich somit ein Handel, der über den
direkten, bilateralen Stromhandel zu einem indirekten über Intermediäre führte. Der sich
entwickelnde Markt war zunächst stark durch physische Handelsmotivation bestimmt, wodurch sich
9
ein Spotmarkt (Kapitel 4) bildete. Spotgeschäfte können als unmittelbares Geschäft Ware gegen
Geld definiert werden und dienen u.a. zum kurzfristigen Ausgleich von Angebots/NachfrageSchwankungen. Mit zunehmender Anzahl der Handelspartner vergrösserte sich die Sensibilität der
Marktteilnehmer für das Kontrahenten-Risiko (auch Kredit- oder Adressenausfallrisiko), was neue
Produkte und Marktmechanismen erforderte. Ein Beispiel war die Einführung des OTC-Clearings.
Dabei wird eine Clearingbank Handelspartner aller Verträge, wodurch das Kreditrisiko für die
Unternehmen entfällt. Weitere Phasen einer Börsenentwicklung sind das Entstehen eines
Terminmarktes (Future- und Optionsmarktes; Kapitel 5), um auf die zusätzlichen Bedürfnisse der
Marktteilnehmer adäquat reagieren zu können. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 9-16)
Die Liberalisierung des Strommarktes änderte auch die Sichtweise, Stromwirtschaften als reine
Infrastrukturen für eine sichere Versorgung zu sehen. Vielmehr wird die Stromwirtschaft als Markt
verstanden, der den Handel von Strom als natürliche Grundlage hat und bei dem die
Leitungsgebundenheit keine hinreichende Bedingung mehr ist, die Strombranche vom Wettbewerb
auszunehmen (Müller, 1998). So werden in einem liberalisierten Energiemarkt die geschlossenen
Versorgungsgebiete aufgehoben und die Endabnehmer können ihre Lieferanten frei wählen. Der
Netzbetrieb an sich bleibt jedoch ein natürliches Monopol, da es wenig Sinn macht, parallel zu
bestehenden Netzgebieten neue aufzubauen. Zentrales Element ist somit eine Trennung der
Funktionen
Netzbetrieb
und
Stromlieferung,
auch
„Unbundling“
genannt,
wobei
ein
diskriminierungsfreier Netzzugang sicher gestellt werden muss. Zur Nutzung der Stromnetze muss
an die Netzbetreiber Netznutzungsentgelte geleistet werden, die je nach Land unterschiedlich
ausgestaltet sind. (Zander, Riedel, Held, Ritzau, & Tomerius, 2000, S. 22-26)
Als Konsequenz daraus haben sich in Europe diverse Handelsplätze für Energie und damit
verbunden weiteren energie-nahen Produkten wie beispielsweise Erdgas, Kohle und CO2Emissionsrechte herausgebildet.
2.2.
Marktbesonderheiten des Energiemarktes
Energie und energienahe Rohstoffe weisen einige Besonderheiten gegenüber anderen
Rohstoffmärkten auf, die für den Markt und das Marktverhalten von besonderer Relevanz sind. Zu
diesen Charakteristiken gehören saisonale Muster, Zyklen, Preissprünge, Preisspitzen und sehr
volatile Preisdynamiken.
Saisonalität und Zyklizität: Energierohstoffe weisen saisonale und zyklische Charakteristiken auf.
Beispielsweise haben EEX- Strom-Spotpreise innerhalb eines Tages, während einer Woche wie auch
10
während einem Jahr bestimmte Muster (Blöchlinger, 2008, S. 7-8). Die Strompreise sind innerhalb
einer Woche im Durchschnitt relativ konstant, wobei Ferien- und Feiertage gesondert behandelt
werden müssen. An Wochenenden und Feiertagen sinkt der Strompreis. Das gleiche Muster ergibt
sich bei der Betrachtung von Preisentwicklungen innerhalb eines Tages. Während in den
Sommermonaten eine Tagesspitze um 12 Uhr erreicht wird, verschiebt sich diese in den
Wintermonaten zu einer Abendspitze zwischen 18.00-19.00 Uhr. Auch in den Nachstunden ist ein
Abfallen der Strompreise- und Mengen beobachtbar. Diese zyklischen Phänomene können dabei
auf Grund der unelastischen Nachfrage sowie der Nicht-Speicherbarkeit von Strom nicht
ausgeglichen werden. Bei Gaspreisen steigt in den Wintermonaten normalerweise der Gaspreis auf
Grund steigender Heiztätigkeiten, während er in Sommermonaten tendenziell sinkt. (Borchert,
Schemm, & Korth, 2006, S. 52-54) (Bernhardt, Klüppelberg, & Meyer-Brandis, 2008)
Mean Reversion: Elektrizitätspreise weisen teilweise grosse Sprünge auf, wobei der Preis langfristig
zu einem bestimmten Niveau, dem Mean-Reverting Level (MRL), zurückkehrt (Borchert, Schemm, &
Korth, 2006, S. 55). Dieses Phänomen des Zurückkehrens des Preises zu einem mittleren Level wird
als „Mean Reversion“ bezeichnet. Dieses mittlere Preisniveau wird unter anderem durch die
Produktionskosten gebildet. Langfristig sind diese Kosten und dadurch die Angebotskurve mehr
oder weniger stabil, wie auch die Nachfragekurve. Kurzfristige Kursauschläge können beispielsweise
auf das Wetter zurückgeführt werden, mittelfristig auf längere Perioden von z.B. Regen- oder
Schneefällen (Blöchlinger, 2008, S. 9) (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 54-55). Eine weitere
Erklärung liegt darin, dass Rohstoff-Produzenten das Angebot bei hohen Preisen ausdehnen, was
den steigenden Preisen entgegenwirkt. Umgekehrt wird bei niedrigen Preisen das Angebot
zurückgefahren, wodurch die Angebotsmenge reduziert wird, was wiederum zu steigenden Preisen
führt. Dadurch bildet sich ein mittleres Preislevel aus, der „mean reverting price“. (Schwartz, 1997)
Preisspitzen (Spikes): Bei Strompreisen sind Preisspitzen zu beobachten. Diese können auf drei
Ursachen zurückgeführt werden. Aufgrund der oben genannten Nichtspeicherbarkeit des Gutes
Elektrizität, wodurch sich Preisschwankungen nicht ausgeglichen lassen. Ein weiterer Grund ist die
geringe Preissensitivität der Nachfrage, was zu einer starken Neigung der Nachfragekurve führt.
Weiter haben die Kraftwerke ab einem bestimmten Niveau hohe Grenzkosten zur Deckung von
Spitzenlasten. Fällt nun ein Kraftwerk aus, führt dies zu einer Linksverschiebung der Angebotskurve,
was zu hohen Preisspitzen führen kann. Diese Preisanstiege sind allerdings oftmals von kurzer
Dauer und können beispielsweise durch die Inbetriebnahme von stillgelegten Kraftwerken schnell
behoben werden. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 55-57) (Blöchlinger, 2008)
11
Volatilität: Eine weitere Besonderheit bei Elektrizitätspreisen ist die sehr hohe Volatilität. Die
Spotpreise haben beispielsweise nach Blöchlinger eine jährliche historische Volatilität von 470%,
wobei sich diese Zahl auf die täglichen Log-returns bezieht (nur Wochentage berücksichtigt)
(Blöchlinger, 2008, S. 10). Eigenen Berechnungen zufolge betrug die Volatilität der Log-Returns auf
den Phelix-Basload-Spot Strompreis sogar 592% pro Jahr. Dabei wurde eine Zeitperiode vom
31.12.2000 bis zum 14.5.2011 berücksichtigt1. Zu beachten ist ausserdem, dass es Phasen von hoher
und solche mit geringerer Volatilität gibt (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 60). (Bernhardt,
Klüppelberg, & Meyer-Brandis, 2008)
1
Quelle der Daten: Bloomberg
12
3. Die European Energy Exchange (EEX)
Dieses Kapitel hat zum Ziel, die EEX als Institution „Börse“ zu beleuchten. Dazu werden die
Entstehung der EEX, die Unternehmensstruktur, die Börsenorgane, die Strategie und Vision der
Börse, die Besitzstruktur und die an der Börse gehandelten Rohstoffe beschrieben.
3.1.
Entstehung
Die European Energy Exchange AG (EEX) ist im Jahr 2002 aus einer Fusion der deutschen
Strombörsen Frankfurt und Leipzig entstanden (European Energy Exchange AG).
Die EEX betreibt als eine der führenden Energiebörsen Kontinentaleuropas Spotmärkte für Strom,
Gas und Emissionsrechte sowie einen Terminmarkt, an welchem Futures und Optionen auf Strom,
Gas, Emissionsrechte und Kohle gehandelt werden. Die Teilmärkte der EEX sind gemäss
untenstehender
Abbildung
1
organisiert.
(European
Energy
Exchange
AG,
2011)
Abbildung 1 Teilmärkte der EEX (Quelle: EEX-Homepage; Teilmärkte der Börse)
20092 erzielte das Unternehmen einen Umsatz von 34.6 Mio. €. Das EBIT betrug 12.8 Mio. € bei 80
Mitarbeitern. Das Handelsvolumen am Spotmarkt belief sich auf 2009 bei Strom 203 TWh, bei
Emissionsberechtigungen 9.7 Mio. t und bei Gas 3516 GWh. Der Wert der gehandelten
Spotmarktprodukte betrug 9.58 Mrd. €. Insgesamt hatte die Börse 2009 185 Börsenteilnehmer
beim Strom-Spotmarkthandel. An der EEX Spot Markets, dem Handelsplatz für Erdgas und
Emissionsrechte, hatte es 2009 103 Marktteilnehmer. (European Energy Exchange AG, 2009)
2
Letzter verfügbarer Geschäftsbericht; (20.5.2011)
13
Das
Handelsvolumen
am
Terminmarkt
erreichte
2009
bei
Strom
1025
TWh,
bei
Emissionsberechtigungen 23.6 Mio. t, bei Gas 11361 GWh und bei Kohle 117000 t. Der Handelswert
der Terminmarktprodukte betrug 2009 51.4 Mrd. € (European Energy Exchange AG, 2009). Für das
Geschäftsjahr 20103 wurde ein Umsatzerlös von 43.2 Mio € bekanntgegeben. (European Energy
Exchange, 2011)(Tabelle 1 Geschäftsentwicklung von 2008 bis 2009 (Quelle: eigene Darstellung
nach European Energy Exchange AG, 2009 und 2011)
Einheit
2008
2009
2010
Umsatzerlöse
T€
34‘955
34‘604
43‘200
EBIT
T€
27‘739
12‘803
Eigenkapital
T€
81‘597
93‘439
Bilanzsumme
T€
533‘163
355‘346
Eigenkapitalrendite
%
27
8
Eigenkapitalquote
%
15
26
61
80
TWh
154
203
1000 t
654
9.709
Volumen Gas
GWh
1.170
3.516
Wert gehandelter Produkte
Mio €
12.173
9.586
Marktteilnehmer (Strom Spot)
160
185
Marktteilnehmer (Gas und Emissionen)
149
103
TWh
1‘165
1‘025
1000 t
80‘084
23‘642
GWh
16‘341
11‘361
Volumen Kohle
1000 t
246
117
Wert gehandelter Produkte
Mio €
83‘148
51‘446
Marktteilnehmer (EEX Power Derivatives)
118
146
Marktteilnehmer (EEX Derivatives Markets)
134
152
Gewinn/ Verlust
Bilanzkennzahlen
Mitarbeiter
103‘800
Kennzahlen Spotmarkt
Volumen Strom
Volumen Emissionsrechte
Kennzahlen Terminmarkt
Volumen Strom
Volumen Emissionsrechte
Volumen Gas
Tabelle 1 Geschäftsentwicklung von 2008 bis 2009 (Quelle: eigene Darstellung nach European Energy Exchange AG,
2009 und 2011)
3
Unvollständige Zahlen da nur 2010 nur basierend auf einer Pressemitteilung vom 14. April 2011
14
3.2.
Unternehmensstruktur
Zentrales Ziel der EEX ist das Erzielen von mehr Flexibilität, Marktabdeckung und Volumen. Dazu hat
das Unternehmen diverse Geschäftsbereiche in eigene Gesellschaften übergeführt und ist mit
anderen Börsen Kooperationen eingegangen.
So wurden 2006 die Clearingaktivitäten in die Tochtergesellschaft European Commodity Clearing AG
(ECC) übergeführt. Unter Clearing ist die physische und finanzielle Erfüllung von Geschäften wie
auch deren Abrechnung zu verstehen (European Energy Exchange AG, 2007, S. 72). (European
Energy Exchange AG)
2007 und 2008 wurden der Spot- und Terminhandel mittels Ausgründungen in eigene
Gesellschaften überführt. Der Spotmarkt der EEX für Erdgas und Emissionsrechte wird über die EEX
Spot Markets betrieben, während der Terminmarkt der EEX (für Strom) über die EEX Power
Derivatives betrieben wird. (European Energy Exchange AG)
Kooperationen wurden 2006 im Clearingbereich mit der niederländischen Börse ENDEX European
Energy Derivatives Exchange N.V. eingegangen. Das Clearing und Settlement der an der ENDEX
gehandelten Produkte erfolgt dabei durch die ECC.
Im Stromhandel wurde eine weitere Kooperation mit der französischen Powernet SA eingegangen.
So hat die EEX einen 50% Anteil an der gemeinsamen Gesellschaft EPEX Spot SE mit Sitz in Paris.
Diese Gesellschaft betreibt den Spotmarkt für Strom für Deutschland, Frankreich, Österreich und
die Schweiz.
Der deutsche und französische Terminhandel für Strom erfolgt über die EEX Power Derivatives
GmbH, einer EEX-Tochtergesellschaft mit Sitz in Leipzig. Das Clearing und Settlement bei Spot- und
Termingeschäften in Strom erfolgt durch die ECC, die seit 2008 auch die an der Powernext
gehandelten Gasgeschäfte abwickelt. (European Energy Exchange AG, 2011)
Beteiligungen unterhält die EEX an der Storage Capacity Exchange GmbH (store-x), einer
Onlineplattform für den Sekundärhandel mit Erdgas-Speicherkapazitäten wie auch an der Transport
Capacity Exchange GmbH (trac-x), einer Onlineplattform für Erdgas-Transportkapazitäten. Zu 20%
beteiligt ist sie schliesslich an der European Market Coupling Company (EMCC GmbH), einer
Gesellschaft, die an der deutsch-dänischen Grenze das Engpassmanagement durchführt. (European
Energy Exchange AG)
Eine weitere Kooperation besteht mit der Eurex im Bereich CO2-Emissionsrechte-Handel. So
arbeiten die beiden Börsenplätze seit Dezember 2007 im Handel mit CO2-Emissionsrechten
15
zusammen. Die EEX erhofft sich von dieser Kooperation eine Verknüpfung der weltweit
operierenden Finanzmarktteilnehmer. (European Energy Exchange AG)
Die nachfolgende Abbildung zeigt die Teilbörsen und Beteiligungen der EEX auf.
Abbildung 2 Beteiligungen der EEX (Quelle: EEX-Homepage; Unternehmensstruktur)
3.3.
Organe
Unterscheiden kann man zwischen den Gesellschaftsorganen der EEX als Aktiengesellschaft
(fungiert als Trägergesellschaft der Börse) und den Börsenorganen der EEX als Institution „Börse“.
Die Organe der Aktiengesellschaft der EEX (EEX AG) sind der Vorstand und der Aufsichtsrat.
Daneben hat die EEX vier Börsenorgane: Den Börsenrat, die Börsengeschäftsführung, die
Handelsüberwachungsstelle und den Sanktionsausschuss. (European Energy Exchange AG)
Der Börsenrat ist ein Gremium aus 24 Mitgliedern mit den drei Aufgabenfelder Rechtsetzung,
Überwachung der Geschäftsführung und Personalkompetenz. Die Rechtsetzungskompetenz
beinhaltet das Recht, eine Börsenordnung als Satzung zu verabschieden. Dies kann nur mit
16
Zustimmung der Börsenaufsicht (Sächsisches Staatsministerium für Wirtschaft und Arbeit) erfolgen
und ist Ausdruck der durch das deutsche Börsengesetz vermittelten Autonomie, die sie
betreffenden Angelegenheiten selber gestalten zu können. Durch eine laufende Überwachung der
Börsengeschäftsführung sowie durch Mitwirkung bei wesentlichen Geschäftsführungsmassnahmen
nimmt der Börsenrat seine Überwachungsfunktion wahr. So braucht es beispielsweise für die
Einführung oder Änderung der Handels- und Abwicklungssysteme, bei Fusions- oder
Kooperationsabkommen und bei Auslagerungen von bestimmten Tätigkeiten ein gesetzliches
Zustimmungserfordernis des Börsenrates. Die Personalkompetenz umfasst die Bestellung,
Wiederbestellung und Abberufung der Börsengeschäftsführung sowie des Leiters der
Handelsüberwachungsstelle (HÜSt). (European Energy Exchange AG)
Die Börsengeschäftsführung ist das Organ, welches die Geschäfte der Börse in eigener
Verantwortung leitet. Diese Leitungsfunktion ist begrenzt durch Mitwirkungserfordernisse vom
Börsenrat und der Börsenaufsicht. Die Funktion entspricht mit gewissen Besonderheiten dem
aktienrechtlichen Vorstand. (European Energy Exchange AG)
Die Handelsüberwachungsstelle (HÜSt) ist ein unabhängiges und eigenständiges Börsenorgan nach
Börsengesetz, das nur der Börsenaufsichtsbehörde- dem Sächsischen Staatsministerium für
Wirtschaft und Arbeit- sowie der Börsengeschäftsführung untersteht. Sie hat die Aufgabe,
sicherzustellen, dass der Handel und die damit verbundene Preisermittlung fair und
manipulationsfrei erfolgen, denn das dadurch sichergestellte Vertrauen der Öffentlichkeit und der
Markteilnehmer in den betreffenden Markt und dessen Preisbildungsmechanismus gilt als
Voraussetzung
für
das
Funktionieren
eines
Börsenbetriebes.
Der
Leiter
der
Handelsüberwachungsstelle wird dabei auf Vorschlag der Börsengeschäftsführung vom Börsenrat
im Einvernehmen mit der Börsenaufsichtsbehörde bestellt. Die Handelsüberwachungsstelle hat
folgende Tätigkeiten:

Tägliche
Erfassung
und
Auswertung
aller
Börsenhandels-
und
Börsengeschäftsabwicklungsdaten

Durchführung von Ermittlungen wenn nötig

Durchführung von Sonderuntersuchungen auf eigene Initiative hin oder auf
Weisung der Börsenaufsichtsbehörde

Regelmässige oder anlassbezogene Berichte an Börsenaufsichtsbehörde und der
Börsengeschäftsführung
17

Unterstützung von nationalen, europäischen und internationalen Behörden in den
Bereichen
Börsen-
und
Finanzmarktaufsicht,
Energieregulierung
und
Wettbewerbsaufsicht

Regelmässige Veröffentlichung des „EEX Market Monitor“
Damit die Handelsüberwachungsstelle diese Tätigkeiten ausüben kann, verfügt sie über
weitgehende Auskunfts- und Informationsrechte. (European Energy Exchange AG)
Der Sanktionsausschuss ist das jüngste Börsenorgan der EEX und wurde 2009 durch Verordnung des
Sächsischen Staatsministeriums für Wirtschaft und Arbeit gegründet. Der Sanktionsausschluss hat
das Recht, Börsenteilnehmer, die gegen börsenrechtliche Ordnungsvorschriften verstossen, mit
Verweisen, Ordnungsgelder oder mit Ausschluss von der Börse zu belegen. Um die Unabhängigkeit
des Organs zu garantieren, dürfen die Mitglieder des Sanktionsausschusses nicht an Entscheidungen
mitwirken, von denen sie selbst betroffen sind. Ausserdem üben die 2 vorsitzenden und 5
beisitzenden Mitglieder ihre Tätigkeiten ehrenamtlich aus und dürfen weder Angehörige anderer
Börsenorgane noch der Börsenaufsichtsbehörde sein. (European Energy Exchange AG)
Das Sächsische Staatsministerium für Wirtschaft und Arbeit ist die Börsenaufsichtsbehörde. Nach
dem Börsengesetz ist die Börsenaufsichtsbehörde für die Rechtsaufsicht über die Börse, dessen
Organe und die Börsenteilnehmer zuständig. Die Aufsicht nach dem Wertpapierhandelsgesetz wird
von der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungen (BaFin) mit der Überwachung des
Insiderhandelsverbot und des Verbots der Marktpreismanipulation vorgenommen. (European
Energy Exchange AG)
Je nach Betrachtungsweise kann die Börsenaufsichtsbehörde als „fünftes“ Börsenorgan betrachtet
werden.
3.4.
Strategie und Vision
Die EEX hat die Vision, sich „mittelfristig als erste Wahl unter den europäischen Handels- und
Abwicklungsplätzen für Energie und energienahe Produkte zu etablieren sowie diesen Ruf dauerhaft
und unverwechselbar zu verankern.“ (European Energy Exchange AG)
Davon abgeleitet ergibt sich das Ziel, im „globalen Energiehandelsmarkt der Zukunft [. . .] eine
exponierte Rolle als einer der wichtigsten Börsenplätze [zu] spielen“, wobei ein nachhaltiges
Wachstum in den drei Dimensionen Regionen, Produkte und Marktsegmente verfolgt wird.
(European Energy Exchange AG)
18
In ihrer Geschäftstätigkeit richten sich die EEX nach den folgenden, übergeordneten Prinzipien und
den sich daraus ergebenen Verpflichtungen aus. Diese können auch als Voraussetzung eines
funktionierenden Börsenbetriebes gesehen werden:
Offenheit
für
Partner
Liquidität
Sicherheit
Schrittmacher in
Europa
Mehrdimensionales
Wachstum
Transparenz
Zentrale
Leitprinzipien
der EEX
Gemeinsamkeit
Gleichbehandlung
Einfachheit
Sukzessive
Entwicklung
Kosteneffizienz
Abbildung 3 Leitprinzipien der EEX (Quelle: Eigene Darstellung nach EEX-Homepage; EEX Charta)

Liquidität: wird durch ein hohes Handelsvolumina, viele Marktteilnehmer und eine
faire und verlässliche Preisbildung sichergestellt. Indikator ist der Bid- Ask- Spread
(Differenz zwischen dem Kauf-und Verkaufspreis.)

Sicherheit: wird dadurch gewährleistet, dass die EEX als öffentlich-rechtliche Börse
dem deutschen Börsengesetz wie auch internationalen Aufsichtsbehörden
untersteht.

Transparenz: wird als Voraussetzung für das Vertrauen der Marktteilnehmer in den
Markt und den Preisbildungsmechanismus betrachtet.

Gleichbehandlung: wird als Chancengleichheit und gleiche Handelsbedingungen für
alle Marktteilnehmer verstanden.

Einfachheit: wird als Anforderung betrachtet, die Prozesse so einfach wie möglich
zu gestalten, um einem grösstmöglichen Kreis von Handelsteilnehmern den Zugang
zu den Energiemärkten über die EEX zu ermöglichen.
19

Kosteneffizienz: wird als Angebot von unkomplizierten Geschäftsabläufen mit
geringen finanziellen Forderungen als Grundlage wirtschaftlichen Handelns
verstanden. Dieses Prinzip findet Ausdruck in niedrigen Entgelten und der
Abschaffung von Zulassungsgebühren.

Sukzessive
Entwicklung:
wird
durch
das
Verfolgen
einer
schrittweisen
Positionierung im Markt verfolgt, mit dem Ziel, sämtliche Entwicklungsprozesse
aufeinander aufzubauen und in logischer Reihenfolge umzusetzen.

Gemeinsamkeit: wird durch eine enge Zusammenarbeit mit den Marktteilnehmern
der Energiebörse verfolgt.

Mehrdimensionales Wachstum: wird durch Diversifikation bezüglich Märkte,
Produkte und Regionen gesehen.

Schrittmacher in Europa: wird als Verantwortung verstanden, den Wettbewerb und
die Integration der europäischen Energiemärkte weiter voranzutreiben.

Offenheit für Partner: wird die Offenheit für Kooperationen mit dem Ziel einer
grösseren und höheren Flexibilität, Marktabdeckung und Volumen verfolgt.
(European Energy Exchange AG)
Diese Prinzipien können als normativer Rahmen der Börse gesehen werden, in dessen Leitplanken
sich die Entwicklung der Börse abspielt.
20
3.5.
Aktionäre
Die Aktien der EEX AG sind nicht kotiert, sondern werden von 43 Aktionären gehalten4. Abbildung 4
führt die Aktionäre nach Herkunftsland auf, während Abbildung 5 die grössten Aktionäre aufzeigt,
wobei nur solche namentlich erwähnt werden, die Anteile über 2% halten. Die Mehrheit der
Aktiengesellschaft wird dabei von Deutschen (53.11%) und Schweizer (41.45%) Unternehmen
gehalten. Die drei grössten Einzelaktionäre sind die EUREX (35.23%), die Landesbank BadenWürttemberg (22.96%) und die Leipziger Versorgungs-und Verkehrsgesellschaft LVV Leipzig (7.38%).
2.94%
1.00%
Anteilseigner nach Land
1.00%
Deutschland
Schweiz
Österreich
41.45%
53.61%
Luxemburg
sonstige Länder (< 1.00%)
Abbildung 4 Anteilseigner nach Land (Quelle: Eigene Darstellung; Daten von EEX)
2.02%
Grösste Einzelaktionäre (>2%)
2.69%
3.48%
4.35%
4.51%
17.38%
BHF-BANK
Alpiq
E.ON Energy Trading
7.38%
RWE Beteiligungsgesellschaft
Freistaat Sachsen
LVV
35.23%
22.96%
Landesbank Baden-Württemberg
Eurex Zürich
Übrige
Abbildung 5 Grösste Einzelaktionäre (Quelle: Eigene Darstellung; Daten von EEX)
4
Stand 18. Februar 2011
21
3.6.
An der EEX gehandelte Energie-Rohstoffe
An der EEX werden Strom, Erdgas, CO2-Emissionsberechtigungen und Kohle gehandelt. Der Handel
findet je nach Produkt über Auktionen oder mittels kontinuierlichem Handel statt (Kapitel 4.2).
Strom, Erdgas und CO2-Emissionsrechte können am Spotmarkt und am Terminmarkt gehandelt
werden, während Kohle mittels finanziellen Kohle-Futures nur am Terminmarkt gehandelt wird.
Strom
Der Stromhandel unterscheidet sich in mancher Hinsicht von dem anderer Rohstoffe. Eine
Besonderheit des Produktes Strom ist die erwähnte Nichtlagerbarkeit. In den meisten
Rohstoffmärkten (z.B. Öl- oder Metall-Märkte) wird die Ursache-Wirkungsbeziehung durch
Lagermöglichkeiten dämpfend beeinflusst. Im Elektrizitätsmarkt sind Speichermöglichkeiten als
Voraussetzung eines intertemporalen Austausches allerdings nicht in nennenswerter Grösse
verfügbar. Dadurch besitzen Knappheit und Überfluss sehr grosse Auswirkungen auf den Preis, so
dass sich dieser fundamental von dem anderer Güter unterscheidet. Dieser Umstand wird zusätzlich
durch die Leitungsgebundenheit von Strom verschärft. Elektrische Energie kann nur über spezielle
(Hochspannungs-) Leitungen transportiert werden. Da der Lieferant verpflichtet ist, die Nachfrage
des Kunden nach elektrischer Energie jederzeit zu decken, muss der Lieferant stets zeitgleich zum
Verbrauch Strom liefern (Zander, Riedel, Held, Ritzau, & Tomerius, 2000, S. 22). Dies bedeutet, dass
Nachfrage und Angebot in allen Zeitpunkten an jedem Ort übereinstimmen müssen. Zusätzlich ist
Elektrizität in wirtschaftlichen und alltäglichen Bereichen für viele Prozesse ein wichtiger
Inputfaktor, der nicht durch andere Faktoren substituiert werden kann. Die Stromnachfrage gilt
deshalb als sehr preisunelastisch. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 51) (Zander, Riedel, Held,
Ritzau, & Tomerius, 2000) (Seifert & Uhrig-Homburg, 2007)
Da Energie durch diverse Verfahren gewonnen wird, ist der Strompreis in grossem Masse von dem
Preisverhalten der zur Stromproduktion nötigen Energierohstoffe und damit von den in einem Land
vorherrschenden Kraftwerkstypen abhängig. (Seifert & Uhrig-Homburg, 2007, S. 60)
Erdgas
Ein Vorteil von Erdgas ist, dass mit Erdgas betriebene Kraftwerke weniger CO2 frei setzten als
solche, die andere fossile Energieträger (Öl und Kohle) verbrennen. So sind die CO2-Emissionen um
bis zu 50% geringer als bei der Kohleverbrennung, wodurch Gas-betriebene Kraftwerke oftmals
bevorzugt werden. Obschon Erdgas in verschiedenen Sektoren verwendet wird, geht die IEA davon
aus, dass die Stromwirtschaft der zentrale Nachfragetreiber für Erdgas sein wird. So wird geschätzt,
22
dass der weltweite Anteil der Erdgasnachfrage durch Kraftwerke von 39% 2007 auf 41% bis 2030
steigen wird. (IEA International Energy Agency, 2009) (Rough Guides Ltd., 2008)
CO2-Emissionsrechte
Durch die Verbrennung von fossilen Energieträgern wie Erdgas oder Kohle werden Treibhausgase5
freigesetzt. Diese Freisetzung hat nach herrschender wissenschaftlicher Meinung einen starken
Einfluss auf den natürlichen Treibhauseffekt, der einen voranschreitenden Klimawandel zur Folge
hat6. Seit den 1970er Jahre wurden auf internationaler Ebene diverse Massnahmen erörtert, wie
dieser Problematik zu begegnen sei. Erst 1997 gelang es allerdings mit dem Kyoto-Protokoll eine
völkerrechtlich verbindliche Obergrenze der Treibhausgasemissionen zu beschliessen, nämlich eine
Senkung des Ausstosses von CO2 und weiteren Treibhausgasen um 5.2% bis zur Periode 20008/12
gegenüber 1990. Um dieses Ziel zu erreichen kann nach Corbach (2007) der Emissionshandel als
„zentrales Instrument der internationalen Klimapolitik“ gesehen werden (Corbach, 2007, S. 6). Am
1. Januar 2005 trat das Europäische Emissionshandelssystem (eng. EU Emission Trading Scheme;
ETS) als Konsequenz dieser klimapolitischen Überlegungen in Kraft. (Corbach, 2007, S. 4-6)
Das Prinzip des Handelssystems in der EU beruht auf der Festlegung einer Obergrenze für das
freigesetzte CO2 (Cap and Trade System). Diese CO2-Menge wird in Zertifikate umgerechnet und an
bestimmte Akteur-Gruppen verteilt oder versteigert, die dann das Recht haben, eine bestimmte
Menge an CO2 auszustossen. Wer sein Reduktionsziel nicht erfüllt, muss von Marktteilnehmern, die
ihre Ziele mehr als erfüllt haben, Zertifikate nachkaufen. Wird eine Überallokation von Zertifikaten
vermieden, entsteht dadurch in der Theorie ein Markt, der eine CO2-Reduktion dort erbringt wo es
am kostengünstigsten und damit effizientesten ist. (Corbach, 2007, S. 6-7)
Der Handel solcher CO2-Emissionsrechten wurde an der EEX im Jahre 2005 aufgenommen. Als Basis
dient das oben erwähne europäische Emissionshandelssystem (ETS). Die CO2-Emissionsrechte, auch
EUA (EU Allowances), werden am Spot und am Terminmarkt gehandelt. Neben EUA-Futures werden
am Terminmarkt auch Futures auf Certified Emission Reductions (CER-Futures) gehandelt. Dies sind
weltweit
entstehende
Emissionsgutschriften
nach
dem
Kyoto-Protokoll.
Neben
dem
Sekundärhandel führt die EEX auch Primärauktionen für europäische Emissionsrechte im Auftrag
des Bundesumweltministeriums durch. (European Energy Exchange AG, 2011, S. 28)
5
Dazu zählen Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4), Lachgas (N2O), Fluor-Kohlenwasserstoffe (FKW), HydrogenFluor-Kohlenwasserstoffe (H-FKW), Fluor-Chlor-Kohlenwasserstoffe (FCKW), Per-Fluor-Kohlenwasserstoffe (PFKW) und Schwefelhexafluorid SF6) ( (Lucht, 2005)
6
Wie stark die Erderwärmung auf menschliches Handeln zurückzuführen ist, ist immer noch Anlass vieler, teils
emotional geführter, wissenschaftlichen Auseinandersetzungen.
23
Kohle
Kohle ist nach wie vor einer der wichtigsten Energieträger der Welt. So wird 42% des weltweiten
Energieangebots durch Kohle-betriebene Kraftwerke geliefert. Gleichzeitig ist die Kohleverbrennung
sehr umweltschädlich, da grosse Mengen an CO2 frei gesetzt werden. Gemäss IEA (International
Energy Agency) sind Kohlekraftwerke für über 28% der globalen Kohlendioxid-Emissionen
verantwortlich. Die Reserven werden auf 990 Mrd. t geschätzt- genug, um den Konsum auf dem
jetzigen Niveau für weitere 150 Jahre zu decken. Ein weiterer Vorteil von Kohle ist, dass dieser
Energieträger relativ preisgünstig ist. Zu beachten ist auch, dass in letzter Zeit diverse
Anstrengungen unternommen wurden, um die Effizienz und Umweltverträglichkeit von
Kohlekraftwerken zu verbessern. (IEA International Energy Agency, 2010) (Rough Guides Ltd., 2008)
Die beschriebenen Rohstoffe werden an der Energiebörse über entsprechende Kontrakte
gehandelt. Tabelle 2 stellt die Handelsprozesse mit den jeweiligen Handelsplätzen, resp. Teilbörsen,
überblicksartig dar.
Strom
Spotmarkt
Terminmarkt
OTC-Markt
EPEX SPOT
 Day-Ahead Auktion
 Intraday
EEX Power Derivatives
 Finanzielle Futures
 Physische Futures
 Optionen
EEX
 Physische Futures
(NCG/ GASPOOL)
EEX Power Derivatives
 Entsprechende
Produkte
EEX
 EUA-Futures
 CER-Futures
 EUA-Optionen
 EUAPrimärmarktauktion
EEX
 Finanzielle Futures
(ARA/ RB)
EEX
 Entsprechende
Produkte
Erdgas
EEX
Auktion/
kontinuierlicher
Handel (NCG,
GASPOOL, TTF)
 Within-Day
 Day-Ahead
 Two-Days-Ahead
 Weekend
CO2EEX
Emissionsrechte  EUA-Spothandel
 EUAPrimärmarktauktion
Kohle
-
EEX
 Entsprechende
Produkte
EEX
 Entsprechende
Produkte
Tabelle 2 Märkte und Produkte der EEX (Quelle: EEX Homepage; Produkte & Entgelte, European Energy Exchange,
2011, S. 3)
24
4. EEX-Spotmarkt
In diesem Kapitel wird der Spotmarkt der EEX beleuchtet. Dazu wird zuerst untersucht, welche
Kontraktarten gehandelt werden. Weiter wird im zweiten Teil aufgezeigt, wie dieser Handel
stattfindet. Anschliessend werden die verschiedenen Auftragsarten, die den Marktteilnehmern zur
Verfügung stehen, vorgestellt. Der zweite und dritte Teil des Kapitels beziehen sich aufgrund der
Besonderheiten beim Elektrizitätshandel vorwiegend auf Strom-Kontrakte. Kernpunkt des Kapitels
ist die im vierten Teil durchgeführte Literaturanalyse. Dabei wird analysiert, welche
Forschungsströme
zum
Beschrieb
der
beobachtbaren
Preischarakteristiken
in
der
Wissenschaftsliteratur auftreten.
4.1.
Kontraktarten
Spotgeschäfte beschreiben Kurzfristgeschäfte, die für einen kurzen Zeitraum, meist den Folgetag,
abgeschlossen werden. Diese können entweder bilateral (Over-the Counter, OTC) oder
anonymisiert und standardisiert über Börsen gehandelt werden. Spotgeschäfte werden auch als
„physische Börsengeschäfte“ bezeichnet, weil sie eine tatsächliche (Strom-)Lieferung umfassen.
(Zander, Riedel, Held, Ritzau, & Tomerius, 2000, S. 49-51)
4.1.1. Strom-Spotkontrakte
Die an der EPEX Spot gehandelten Strom-Produkte stellen standardisierte Kontrakte für die
physische Lieferung von Strom innerhalb der österreichischen, französischen, deutschen und
schweizerischen Übertragungsnetze dar. Die Produkte werden durch Auktionen oder durch
kontinuierlichen Handel gehandelt, um „die Beschaffung und den Verkauf von Strommengen
kurzfristig zu optimieren“ (European Energy Exchange AG, 2011). (Tabelle 3) (EPEX Spot, 2011).
Auktionshandel (Day-Ahead)
Regelzone
Frankreich
Min.
Kontraktgrösse
Minimale
Preisänderung
Basiswert
1 MW
Deutschland/Ös
terreich (Phelix)
0.1 MW
Intraday-Handel
Schweiz
(Swissix)
0.1 MW
0.01 € pro
0.1 € pro MWh
MWh
Lieferung am Folgetag in 24-h Intervallen
gehandelter Strom
Frankreich
1 MW
Deutschland/
Österreich
0.1 MW
0.01 € pro MWh, Preisspanne 9.9€ bis 9.9€
Strom in Einzelstunden od.
Blockgeboten zur Lieferung
am gleichen oder nächsten
25
Lieferort
Auktions-/
HandelsZeiten
Veröffentlichungszeit
Auftragsarten
(Kapitel 4.3)
Französisches
Übertragungs
netz; von RTE
verwaltet
Innerhalb
folgender
Regelzonen:
 Amprion
 TenneT TSO
 50Hertz
Transmission
 EnBW
Transportnetze
 Austrian
Power Grid
Täglich, 7 Tage die Woche um
12.00 Uhr
Innerhalb von
Swissgrid
verwalteten
Zone
Ab 12.40 Uhr
Täglich, 7 Tage
die Woche um
11.00 Uhr
Ab 11.10 Uhr
Ab 12.40 Uhr
 Einzelstunden
 Blöcke (Standardisiert od. benutzerdefiniert)
Tag. Bis 75 min vor
Lieferbeginn handelbar
Franz.
 Amprion
Übertragungs  Tennet
netz
TSO
 50Hertz
Transmissi
on
 EnBW
Transportnetze
Kontinuierlich 24h pro Tag, 7
Tag pro Woche
 LimitOrders
 Market
Sweep
Order
 LimitOrders
 Market
Sweep
Orders
 10th MM
Orders
Tabelle 3 Strom-Spotmarkt-Kontraktarten (Quelle: eigene Darstellung basierend auf European Energy Exchange AG,
2011 & EPEX Spot, 2011)
Für das Marktgebiet Frankreich werden im Auktionshandel die Produkte Frankreich Day Base,
Frankreich Day Peak, bestimmte Blockkontrakte und Stundenkontrakte gehandelt.
Deutschland und Österreich werden unter dem Namen „Phelix“ (Physical Electricity Index) zu einem
Marktgebiet zusammengefasst. Mittels Auktionen werden dabei wiederum Day Base-, Day Peak-,
Block- sowie Stundenkontrakte gehandelt. Der Phelix-Day-Base-Index bezieht sich auf die
Grundlastlieferung von Strom in den Stunden 1-24 für das Marktgebiet Deutschland/Österreich. Der
Index berechnet sich aus dem arithmetischen Durchschnitt der in den Stunden-Auktionen erzielten
Preise. Der Phelix-Day-Peak bezieht sich auf die Stundenpreise der Spitzenlastzeiten (8.00 Uhr bis
20.00 Uhr). (European Energy Exchange AG, 2011, S. 4)
26
2000
€/MWh
1500
1000
500
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
-500
Phelix-Basload-Spot
Abbildung 6 Preischart (Indexiert) Phelix-Day-Base Spotpreis (Quelle: Bloomberg)
Zusätzlich zum Auktionshandel wird für die Marktgebiete Frankreich und Deutschland ein IntradayHandel angeboten, über den Strom sehr kurzfristig gehandelt werden kann. Die Lieferung kann
noch am gleichen Handelstag oder am Folgetag erfolgen. Jede Stunde resp. jeder Stundenblock
kann bis zu 75 min. vor dem Lieferbeginn gehandelt werden. Die Stunden des nächsten Tages
werden ab 15.00 Uhr des laufenden Tages gehandelt. (European Energy Exchange AG, 2011, S. 10)
Die Schweiz stellt ein eigenes Marktgebiet dar. Wiederum werden über Auktionen Day-Base-, DayPeak-, Block- und Stundenkontrakte gehandelt. Der Referenzpreis dieses Marktgebietes ist der
Swiss Electricity Index (Swissix), der wiederum als Swissix-Base und Swissix-Peak gebildet wird.
(European Energy Exchange AG, 2011, S. 4)
Seit dem 18. Oktober 2010 wird als Referenzpreis für die zusammengefassten Marktgebiete
Frankreich, Deutschland/ Österreich und Schweiz der European Electricity Index (ELIX) gebildet. Die
Berechnung erfolgt gemäss der EEX AG in „einer integrierten Auktion auf Basis aggregierten
Angebots- und Nachfragekurven“ (European Energy Exchange AG, 2011, S. 4). Der Index wird
basierend auf den 24 Einzelstunden, dem Durchschnittspreis für Grundlast- (ELIX Day Base) und
Spitzenlast-Stunden (ELIX Day Peak) veröffentlicht. (European Energy Exchange AG, 2011)
4.1.2. Erdgas-Spotkontrakte
Am Spotmarkt der EEX wird Erdgas in einem kontinuierlichen Handel für den aktuellen, den
nächsten und übernächsten Tag und für das folgende Wochenende gehandelt. Zusätzlich findet
einmal täglich eine Day-Ahead-Auktion statt, bei der Gas-Lieferungen für den nächsten und
27
übernächsten Tag sowie das Wochenende versteigert werden. Vorteil der Auktion ist die geringere
Mindestgrösse. Zusätzlich gibt es einen Within-Day Handel, mit Erdgas des aktuellen Gasliefertages.
Preisbildung
Auktionshandel
Kontraktart
Kontrakt
Day- und Weekend-Kontrakte
Lieferung/ Bezug von Lieferung/ Bezug
Erdgas in 1 MWvon Erdgas in 10
Schritten
MW-Schritten
Handelbare
Lieferperioden
Day-Ahead, TowDays-Ahead und
Weekend-Kontrakte
Liefergebiet/
Erfüllung
Marktgebiete von
GASPOOL, NCG und
Ab Q1 2011 TTF
Von 14.30 bis 14.35
Handel-/
Auktions-Zeiten
Kontinuierlicher Handel
Day-Ahead, TowDays-Ahead und
WeekendKontrakte
Marktgebiete von
GASPOOL, NCG und
Ab Q1 2011 TTF
Within-Day Erdgas
Lieferung/ Bezug von Erdgas für
verbleibenden Lieferstunden des
aktuellen Erdgashandelstages mit 3
stündiger Vorlaufzeit
Restliche Stunden des aktuellen
Liefertages
Marktgebiete von GASPOOL, NCG
und Ab Q1 2011 TTF
Börsentäglich, 8.00 bis 18.00
(kontinuierlich)
Tabelle 4 Erdgas-Spotmarkt-Kontraktarten (Quelle: Eigene Darstellung basierend auf European Energy Exchange
AG, 2011)
Am Spotmarkt der EEX werden Blockkontrakte über Lieferung/Bezug für Erdgas der Qualität H-Gas
(High Gas; Gas mit etwas höherem Energiegehalt) gehandelt. Diese Blockkontrakte umfassen
konstante Lieferungen in einem bestimmten Marktgebiet über eine bestimmte Zeit. Unterschieden
werden dabei Tagesprodukte (Natural-Gas-Day-Kontrakte) und Wochenendprodukte (Natural-GasWeekend-Kontrakte). Die Natural-Gas-Day-Kontrakte beinhalten eine Lieferung von 24 MWh pro
Liefertag, von 6.00 Uhr eines Liefertages bis 6.00 Uhr des darauf folgenden Tages (TagesGrundlastlieferung). Natural-Gas-Weekend-Kontrakte entsprechen einer Gaslieferung von 6.00 Uhr
am Samstag bis 6.00 Uhr am Montag. Diese Kontraktart beinhaltet somit 48 MWh (WochenendGrundlastlieferung). (European Energy Exchange AG, 2011)
Gehandelt werden Natural-Gas-Day-Kontrakte an den beiden Tagen vor dem Liefertag. Je nachdem,
wann der Kontrakt gehandelt wird, unterscheidet man einen Day-Ahead oder Two-Days-AheadKontrakt. Auch Weekend-Kontrakte sind an jeweils zwei Handelstagen handelbar, die der
Lieferperiode vorangehen. Handelstage für Gas-Wochenendkontrakte sind damit in der Regel der
Donnerstag und Freitag. Daneben können Kontrakte allerdings auch am Tage der Lieferung
gehandelt werden, was als Within-Day-Kontrakt bezeichnet wird. Der Within-Day-Handel wurde im
März 2010 eingeführt. (European Energy Exchange AG, 2011)
28
140
120
€/MWh
100
80
60
40
20
04.11
02.11
12.10
10.10
08.10
06.10
04.10
02.10
12.09
10.09
08.09
06.09
04.09
02.09
12.08
10.08
08.08
0
NCG Day Ahead Natural Gas Spot
Abbildung 7 Preischart (indexiert) NCG Day-Ahead Erdgas Spotpreis (Quelle: Bloomberg)
Der Gasmarkt wird in die beiden Marktgebiete NetConnect Germany NCG und GASPOOL aufgeteilt
und definiert. NetConnect Germany NCG und GASPOOL sind dabei die Übertragungsnetzbetreiber
der betreffenden Marktgebiete. Dies hat zur Folge, dass in beiden Gebieten spezifische Kontrakte
gehandelt werden können, die sich entsprechend dem Lieferort unterschieden. Dadurch gibt es 16
Instrumente im Handelssystem des EEX-Spotmarktes. Jeweils sieben Day-Kontrakte sowie ein
Weekend-Kontrakt, und dies für die beiden Marktgebiete. Im Q1 2011 wird der börsliche Gashandel
zusätzlich auf das niederländische Marktgebiet TTF ausgeweitet (Abbildung 8 und Abbildung 9).
(European Energy Exchange AG, 2011, S. 20-25)
NetConnect Germany
GASPOOL
TTF (geplant in Q1/2011)
Within-Day-Kontrakte (kontinuierlicher Handel)
Day-Kontrakte (kontinuierlicher Handel und Auktion)
Weekend-Kontrakte (kontinuierlicher Handel und Auktion)
Abbildung 8 Produktübersicht über den Erdgas-Spotmarkt (Quelle: European Energy Exchange AG, 2011)
29
Abbildung 9 Erdgas-Marktgebiete (Quelle: European Energy Exchange AG, 2011, S. 22)
Als Referenzpreis für den deutschen Gasmarkt wurde im Januar 2011 der European Gas Index
(EGIX) lanciert. Dieser entspricht dem aktuellen Marktpreis für Erdgas für Lieferungen im
Folgemonat (aktuelle Frontmonatskontrakte) und wird gemäss EEX AG basierend auf einem
„volumengewichteten, täglichen Durchschnittspreis über alle börslichen Erdgas-Geschäfte“
gebildet, wobei der arithmetische Mittelwert über diese täglichen Indizes die Indexbasis bildet.
(European Energy Exchange AG, 2011, S. 4; 21)
4.1.3. Spotkontrakte auf Emissionsberechtigungen
Am EEX-Spotmarkt können Emissionsberechtigungen (EUA European Emission Allowances) für
Treibhausgasemissionen auf Basis des europäischen Emissionshandelssystems (ETS European
Trading Scheme) gehandelt werden. Dabei handelt es sich um EU-Emissionsberechtigungen, die von
den EU-Mitgliedsstaaten über Allokationspläne den Betreibern von Anlagen, die Treibhausgase
verursachen, zugeteilt werden. Der Inhaber einer EU-Emissionsberechtigung ist berechtigt, in einem
EU-Mitgliedsstaat eine Tonne CO2 (resp. ein CO2-Aquivalent) in der sogenannten EU-VerpflichtungsPeriode (2008-12, auch 2. EU-ETS-Handelsperiode) zu emittieren. Der Handel wurde dabei 2005 an
der EEX eingeführt. (European Energy Exchange AG, 2011) (European Energy Exchange AG, 2011, S.
28)
Der Emissionsrechte-Handel ermöglicht Unternehmen, die Emissionsverpflichtungen zu erfüllen
sowie Kosten für Emissionsrechte abzusichern. Die EEX bietet sowohl einen Primärhandel als auch
einen Sekundärhandel für Emissionsrechte an. Über den Primärmarkt wird im Auftrag des
30
Bundesumweltministeriums durch Auktionen Emissionsberechtigungen am Markt „platziert“. Am
Sekundärmarkt werden emittierte Emissionsberechtigungen in einem fortlaufenden Handel wie
auch über untertägige Auktionen gehandelt. (European Energy Exchange AG, 2011)
Preisbildung
Auktionshandel
Kontrakt
Handelbare Liefertage
Kontraktgrösse
Min.
Preisveränderung
Handels-/
Auktionszeiten
Veröffentlichungszeit
Fortlaufender Handel
Primärhandel
Sekundärhandel
Sekundärhandel
EU-Emissionsrechte Spot der 2. EU-ETS-Handelsperiode (2008-12)
t+1
t+1
t +1
1 EUA
1 EUA
1 EUA
0.01 €/ EUA
0.01 €/ EUA
11.00 Uhr
10.30 Uhr
9.00 bis 17.00 Uhr
11.01
Tabelle 5 Spotkontrakte auf EU-Emissionsberechtigungen (Quelle: Eigene Darstellung gemäss European Energy
Exchange AG, 2011)
Als Referenzpreis für Emissionsberechtigungen dient der Carbon-Index Carbix. Dieser Index wird
börsentäglich in einer Intraday-Auktion um 10.30 ermittelt. Die Preisfestlegung in der
Spotmarktauktion erfolgt mittels Meistausführungsprinzip. Dabei ist der Auktionspreis der Preis, bei
dem die grösstmögliche Menge mit gleichzeitig geringstem Überhang ausgeführt werden kann.
(European Energy Exchange AG, 2011)
4.2.
Handelsprozesse
Der tägliche Handelsprozess für Spotkontrakte findet an der EEX in einem fortlaufenden,
kontinuierlichen Handel und über Auktionen statt. Die Handelszeiten variieren nach Kontraktart.
Auch finden die jeweiligen Auktionen je nach Marktgebiet und Kontrakt zu unterschiedlichen Zeiten
statt (Abbildung 10).
Uhrzeit
Strom
8.00
9.00
10.00
11.00
12.00
A
A
13.00
14.00
15.00
16.00
17.00
18.00
Nonstop 24h/7-Handel für deutsche/ französiche Regelzone
Erdgas
A
Nonstop 24h/7-Handel; geplant Q2 2011, (European Energy Exchange AG, 2011, S. 2)
31
EUA
A
Primärauktion
P
P
P
P
Abbildung 10 Handelszeiten des EEX-Spotmarktes (Quelle: eigene Darstellung, basierend auf European Energy
Exchange AG, 2011, S. 2)
Strom wird an der EPEX Spot am Intraday-Markt in einem kontinuierlichem „24/7- Handel“ für die
Marktgebiete Deutschland und Frankreich gehandelt. Zusätzlich finden für die Marktgebiete
Deutschland/Österreich, Frankreich und Schweiz einmal täglich Day-Ahead-Auktionen statt, die zu
Stromlieferungen am Folgetag führen (A). Für die Schweiz um 11.00 Uhr, für Frankreich und
Deutschland/Österreich um 12.00 Uhr.
Erdgas wird kontinuierlich gehandelt, wobei für das 2. Quartal 2011 ein 24/7-Handel geplant ist.
Zusätzlich findet börsentäglich eine Day-Ahead-Auktion um 14.30 Uhr mit reduzierten
Mindestkontraktgrössen statt (A). Daneben wurde im März 2010 ein Within-Day-Kontrakt-Handel
eingeführt, der den Verkauf von Erdgas für den aktuellen Gasliefertag ermöglicht und von 8.00 bis
18.00 Uhr stattfindet. (European Energy Exchange AG, 2011)
CO2-Emissionsberechtigungen werden fortlaufend zwischen 9.00 Uhr und 17.00 Uhr gehandelt.
Zusätzlich findet börsentäglich um 10.30 Uhr eine untertägige Auktion statt. Die Primärauktionen
dauern von 9.00 bis 11.00 Uhr. (European Energy Exchange AG, 2011, S. 32) (European Energy
Exchange AG, 2011)
Die EEX plant ab Q1 2011 eine Handelszeitverlängerung bei einigen Kontakten (dargestellt mit
einem P Abbildung 10). (European Energy Exchange AG, 2011, S. 2)
32
4.3.
Auftragsarten bei Strom
Strom kann am Spotmarkt über verschiedene Auftragsarten gehandelt werden.
Stundenkontrakte
auf Strom
Blockgebot
(Block Bid)-->
führt zu
Blockkontrakt
Stundengebot
(Hourly Bid)
Preisunabhängiges
Stundengebot
Preisabhängiges
Stundengebot
Stundengebot
zur physischen
Erfüllung
Unlimitierter
Aufrag
(Preisunabhängig)
Market-toLimit Order
Stop-Market
Order
Limitierter
Auftrag
(Preisabhängig)
Stop-Limit
Order
Iceberg-Order
Tabelle 6 Auftragsarten am Stromspotmarkt (Eigene Darstellung)
4.3.1. Stundengebote
Stundengebote beziehen sich immer auf einen Stundenkontrakt auf Strom. Die Stundenkontrakte
sind dabei eindeutig über den Liefertag, die Lieferstunde und den Lieferort definiert. Damit ein
Börsenteilnehmer Stundengebote abgeben kann, muss er über einen Bilanzkreis in der
betreffenden Regelzone verfügen. Stundengebote erfolgen als Aufträge, bei denen Preisangaben
zwischen einem minimalen und maximalen Preis getätigt werden. Der Börsenteilnehmer gibt also
an, welche Strommenge in MWh zu welchem Strompreis in €/MWh an einem bestimmten Liefertag
ver-/gekauft werden soll. Stundengebote werden dabei als Menge von Wertepaaren abgegeben,
die aus einem Strompreis und einer Strommenge bestehen. Mittels linearer Interpolation wird dann
die Auftragsausführung ermittelt. Käufe werden durch eine positive Strommenge angegeben,
während Stromverkäufe durch eine negative Wertemenge zum Ausdruck kommen. Damit Aufträge
getätigt werden können, müssen einige Bedingungen erfüllt sein. So ist der minimale Preis 0.0
€/MWh und der maximale Preis 3000 €/MWh. Ein Stundenkontrakt muss dabei zu beiden Preisen
ein Wertepaar haben. Weitere Voraussetzungen sind, dass es zu einem Preis nur ein Wertpapier
geben kann und dass mindestens 2 Wertepaare anzugeben sind (minimaler und maximaler Preis).
(European Energy Exchange AG, 2007, S. 17- 18)
33
Stundengebote für Strom können als preisabhängige und preisunabhängige Gebote abgegeben
werden.
Bei
preisabhängigen
Stundengeboten
werden
abhängig
vom
Börsenpreis
verschiedene
Strommengen ausgeführt.
Bei preisunabhängigen Stundengeboten erhält der Börsenteilnehmer immer die gleiche angegebene
Strommenge immer zum Börsenpreis, unabhängig davon, welche Höhe der Börsenpreis annehmen
sollte. In diesem Fall ist die Strommenge in genau zwei Wertepaaren- für die minimale und
maximale Preisangabe- anzugeben. (European Energy Exchange AG, 2007)
4.3.2. Blockgebote
Einzelne Stunden können im Stromhandel zu Blocklieferungen zusammengefasst werden. Solche
Blockgebote beziehen sich auf Blocklieferungen von Strom, die eine Kombination von bis zu 24
Teilaufträgen von Stundenkontrakten darstellen. Die Teilaufträge eines Blockgebotes werden alle
gleich ausgeführt. Das bedeutet, dass bei einem Kauf- (Verkaufs) Auftrag alle Teilaufträge Kauf(Verkaufs) Aufträge darstellen. Weiter bestehen Blockgebote aus einer Kombination von
mindestens zwei und maximal vierundzwanzig Stundenkontrakten. Die Stundenkontrakte eines
Blockgebotes müssen dem gleichen Liefertag und Lieferort angehören. Die entsprechenden
Teilaufträge lauten ausserdem auf die gleiche Strommenge pro Stunde.
Die am häufigsten genutzten Kombinationen von Stundenkontrakten sind in Tabelle 7 aufgeführt.
Die wichtigsten Blockkontrakte sind Baseload- und Peakloadlieferungen. Auf diese Blockkontrakte
werden die Phelix-, Swissix und ELIX-Index gebildet, jewils als Day- Base und Day- Peak. (European
Energy Exchange AG, 2011)
Blockbezeichnung
Lieferzeiten
EEX-Night
Stunden 1-6: 00.00 Uhr- 06.00 Uhr
EEX-Morning
Stunden 7-10: 06.00 Uhr- 10.00 Uhr
Business
Stunden 9-16: 08.00 Uhr- 16.00 Uhr
EEX-High-Noon
Stunden 11-14: 10.00 Uhr- 14.00 Uhr
EEX-Afternoon
Stunden 15-18: 14.00 Uhr- 18.00 Uhr
EEX-Roush-Hour
Stunden 17-20: 16.00 Uhr- 20.00 Uhr
EEX-Evening
Stunden 19-24: 18.00 Uhr- 24.00 Uhr
Baseload
Stunden 1-24: 00.00 Uhr- 24.00 Uhr
Peakload
Stunden 9-20: 08.00 Uhr- 20.00 Uhr
34
Off-Peakload
Stunden 1-8 und 21-24: 00.00 Uhr- 08.00 Uhr und 20.00 Uhr- 24.00 Uhr
Off-Peak 1
Stunden 1-8: 00.00 Uhr- 08.00 Uhr
Off-Peak 2
Stunden 21-24: 20.00 Uhr- 24.00 Uhr
Tabelle 7 Standardisierte Blockkontrakte (Quelle: eigene Darstellung basierend auf EEX- und EPEX-Homepage sowie
European Energy Exchange AG, 2007, S. 20-23)
Bei Blockgeboten für Strom kann wiederum zwischen preisabhängigen und preisunabhängigen
Geboten unterschieden werden.
Preisabhängige Blockgebote (resp. limitierte Aufträge, Limit Orders) müssen mit einer Preisangabe
versehen werden. Das preisabhängige Blockgebot wird dann ausgeführt, wenn das Limit gleich oder
unter dem Mittelwert der Börsenpreise der im Blockgebot enthaltenen Stundenkontrakte liegt. Bei
limitierten Aufträgen kann weiter unterteilt werden in Stop Limit Order und Iceberg Order.
Bei Stop-Limit Orders ist zusätzlich zum Limit ein bestimmter Auslösepreis (Stop Limit)
definiert. Wird beim entsprechenden Kontrakt dieser Auslösepreis erreicht oder über- bzw.
unterschritten, wird die Stop Limit Order automatisch als limitierter Auftrag ausgeführt.
Bei Iceberg-Orders ist der Auftrag zusätzlich zum Limit mit einer Spitzenmenge versehen.
Dabei findet nicht die gesamte Menge des Auftrages Eingang ins Auftragsbuch, sondern nur
die Spitzenmenge der Iceberg-Order. Wurde dieser Auftrag ausgeführt, wird automatisch
ein neuer limitierter Auftrag mit der entsprechenden Spitzenmenge ins Auftragsbuch
eingestellt. Dieser Prozess wiederholt sich so lange, bis das gesamte Auftragsvolumen der
Iceberg Order ausgeführt wurde. Iceberg- Orders werden nur beim fortlaufenden Handel
mit Spitzenmengen ausgeführt.
Der Auktionspreis wird ermittelt, indem zu jedem Limit im Auftragsbuch die Kaufmenge,
Verkaufsmenge, ausführbare Menge und der Überhang zum entsprechenden Limit errechnet wird.
Der Auktionspreis bildet sich aus demjenigen Preis, bei dem ein Auftrag zur grösstmöglichen Menge
und gleichzeitig geringstem Überhang ausgeführt werden kann. (European Energy Exchange AG,
2007, S. 28-29)
Preisunabhängige Blockgebote (resp. unlimitierte Aufträge) werden stets zum Mittelwert der
Börsenpreise der im Blockgebot enthaltenen Stundenkontrakte ausgeführt. Bei dieser Art von
Blockgeboten lautet bei Kaufaufträgen die Preisangabe auf den maximalen Preis von
Stundengeboten und bei Verkaufsaufträgen auf den minimalen Preis von Stundengeboten. Somit
sind unlimitierte Aufträge Gebote ohne Preisangabe. Sie werden zu jedem Preis ausgeführt.
Unlimitierte Aufträge werden in Stop-Market-Order und Market-to-Limit-Order unterteilt.
35
Bei der ersten Variante handelt es sich um einen unlimitierten Auftrag, der mit einem
bestimmten Auslösepreis (Stop Limit) ausgestattet ist. Dabei wird die Stop-Market-Order
automatisch als unlimitierter Auftrag in Auftragsbuch übernommen, wenn das angegebene
Stop Limit erreicht oder unter- bzw. überschritten wurde.
Market-to-Limit Order sind Aufträge, bei denen Teile des Auftrags, die nicht ausgeführt
werden konnten, als limitierter Auftrag im Orderbuch verbleiben.
Limitierte und unlimitierte Aufträge können durch diverse Ausführungsbeschränkungen weiter
spezifiziert werden. (European Energy Exchange AG, 2007)
4.4.
Literaturreview zu Spotmarktmodellen
Ziel dieses Kapitels ist aufzuzeigen, auf welche Preisbesonderheiten von Energierohstoffen der
Forschungsschwerpunkt der letzten Jahre lag. Dazu wird in einem ersten Teil überblicksartig die
Basis, auf der die meisten Preismodelle beruhen, aufgezeigt. Im zweiten Teil wird anhand von
Auszügen aus Wissenschaftsjournals die Stossrichtung der Forschung der letzten Jahre analysiert.
4.4.1. Modellansätze
Mit Hilfe eines Modells sollen die beobachtbaren Preisdynamiken in der Vergangenheit beschrieben
werden, um damit Aufschluss über das zukünftige Marktpreisverhalten zu erhalten. Ziel ist, die
Grundlage für die Bewertung eines Rohstoffkontraktes zu schaffen. Dazu müssen die bei
Energierohstoffen beobachtbaren Preischarakteristiken (Kapitel 2.2) modelliert werden.
Vergleicht man die Literatur zum Beschrieb von Preisphänomenen finden sich verschiedene
Modell-Ansätze. Borchert et Al. unterscheidet beispielsweise bei (Strom)-Preisen zwischen
fundamentalen-, stochastischen-, und hybriden Marktmodellen. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006,
S. 79-82)
Fundamentale Marktmodelle beschreiben das Zustandekommen von Preisen aus dem
Zusammenspiel von Angebots- und Nachfrageprozessen. Grundlage solcher Modelle ist die
Modellierung der Dynamik der Angebots- und Nachfragefunktionen. Beispielsweise werden alle
Kraftwerkskapazitäten bezüglich ihren Grenzkosten betrachtet, um möglichst günstig die
nachgefragte Systemlast zu decken. Der Schnittpunkt aus Nachfrage- und Angebotsfunktion ergibt
den Gleichgewichtspreis mit entsprechender Menge. Diese Art von Marktmodellen ist sehr intuitiv
und entsprechend weit verbreitet. Beispielsweise lässt sich ein Kraftwerksausfall durch eine
36
Linksverschiebung der Angebotskurve (zum gleichen Preis wird weniger angeboten) darstellen, was
zu einer sprunghaften Erhöhung der Preise führt, da die Nachfrage nach Strom sehr preisunelastisch
ist (steile Nachfragekurve). Damit kann z.B. das Phänomen der Preisspitzen intuitiv erklärt werden.
(Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 80-81)
Stochastische Preismodelle erklären den Marktprozess anhand mathematischer Gleichungen, die
den Preis als dynamische Zustandsvariable beschreiben. Deterministische Muster wie auch
Zufälligkeiten werden in die Gleichungen integriert. Die durch die Gleichung implizierten
Preiseigenschaften müssen dabei sowohl mit den empirisch beobachtbaren Preisen und mit
grundsätzlichen theoretischen Überlegungen zum Marktverhalten korrespondieren. (Borchert,
Schemm, & Korth, 2006, S. 81-82)
Der Logarithmus des Strom-Spotpreis (
) kann als Summe eines deterministischen- und eines
stochastischen Terms modelliert werden:
Mit dem deterministischen Term
werden vorhersehbare Preisphänomene wie z.B. der saisonale
Charakter von Stromspotpreisen dargestellt. Mit Sinus und Cosinus- Funktionen kann ein jährlicher,
wöchentlicher oder andere saisonale Effekte modelliert werden.
Zufällig auftretende Preischarakteristiken wie die erwähnten Preissprünge, die hohe Volatilität und
die Mean Reversion werden durch den stochastischen Term
zum Ausdruck gebracht (Seifert &
Uhrig-Homburg, 2007). Je nach Anzahl an stochastischen Termen spricht man von Ein-Faktor, ZweiFaktor oder Mehr-Faktormodellen. In Mehrfaktorenmodellen werden als konstant angenommene
Parameter durch zusätzliche Differentialgleichungen dynamisch modelliert. Eine weitere
Möglichkeit stellt die additive Zusammensetzung des Preises durch mehrere Prozesse dar.
Grundlage stochastischer Energiepreis- Modellen ist ein Îto-Prozess:
()
(
( ))
(
( ))
()
Y steht dabei für die Rendite. Die Formel besteht aus einem Driftterm
(mittlere Rendite )und einer
zufälligen Dynamik . Beide Terme sind abhängig von der Zeit t und der Rendite zum Zeitpunkt t.
der Term dZ steht für einen Wienerprozess7 der Form:
√
7
Auf die Herleitung von Wiener-Prozess, Generellem Wiener-Prozess, Îto-Prozess wird verzichtet
37
Dabei bedeutet eine Zufallsvariable. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 88-92)
Als einfachstes Einfaktormodell zum Beschrieb der Preisdynamik kann die Formel
verwendet werden (arithmetische Variante). Es stellt dabei eine Erweiterung des Wiener-Prozesses
dZ um den Faktor , welcher die Volatilität beschreibt, dar. Addiert wird wiederum ein Trend der
Form
. Der dazugehörige Preis P kann mittels geometrischer Brownsche Bewegung
(geometrische Variante) beschrieben werden. Sie lautet:
und
. In
dieser Form sind die beiden Komponenten Trend und Varianz proportional vom aktuellen Preis
abhängig. Bei diesem ersten, einfachen Modell fehlt der Mean-Reverting Charakter, wodurch ein
wichtiges Merkmal von Stromspotpreisen nicht beschrieben werden kann (Barlow, 2002, S. 289).
(Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 92)
Die Mean Reversion (Preise tendieren gegen ein mittelfristig konstantes Wertniveau, Kapitel 2.2)
wird in der Forschungsliteratur meist basierend auf folgendem stochastischen Modell beschrieben:
(
)
Getrieben wird das Modell wiederum durch einen Wiener-Prozess dZ. Entwickelt wurde das Modell
in den 30’er Jahren des letzten Jahrhunderts von den beiden Physikern Leonard S. Ornstein und
Georg E. Uhlenbeck (desshalb auch Ornstein-Uhlenbeck OU-Prozess (Barlow, 2002)). Der Faktor
beschreibt die Geschwindigkeit der „reversion“ (Regelvorgang), mit welcher der Prozess nach einer
Auslenkung wieder zum mittleren Wertniveau L zurückkehrt. Das mean reverting- Level kann als
zeitlich nicht konstant betrachtet werden, was durch einen stochastischen Prozess beschrieben
werden kann. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 94-97).
Auch die Volatilität kann durch einen mean reverting-Prozess dargestellt werden. Dabei gibt es eine
unbedingte mittlere Varianz, von der der Varianzprozess kurzfristig abweichen kann. Damit werden
Phasen niedriger und hoher Volatilität berücksichtigt. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 94-98)
(Schwartz, 1997, S. 926) (Lucia & Schwartz, 2002, S. 17)
Die Modellierung von Preissprüngen (Jumps, Kapitel 2.2) kann entweder durch Poisson- oder
Regime-Switching-Prozesse erfolgen.
38

Poisson-Prozesse haben folgende mathematische Grundlage:
(
(
mit
)
∑
)
( )
und
J beschreibt dabei die Sprunghöhe, die normalverteilt ist. Q ist die Wahrscheinlichkeit nach einer
Poisson-Funktion, dass ein Sprung eintritt. Gegeben ist die Wahrscheinlichkeit durch:
(
)
{
Der vordere Term stellt den bereits beschriebenen Mean-Reverting-Prozess dar. Problematisch bei
diesem Modell ist, dass der Sprung direkt in dY einfliesst und dadurch einen bleibenden Effekt auf
das Niveau von Y hat. Dies stellt ein Wiederspruch zur Empirie dar, da sich Strompreisspitzen nur
sehr kurzfristig auswirken. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 99-100) (Barlow, 2002, S. 290)

Regime-Switching-Prozesse
Diesem Umstand wird mit der zweiten Möglichkeit Rechnung getragen, Preissprünge mittels
Regime-Switching-Prozessen darzustellen. Es wird dabei unterstellt, dass das Modell zu
unterschiedlichen
Zeitpunkten
ein
unterschiedliches
Verhalten
besitzen
kann.
Jeder
Verhaltenszustand wird mit einer Wahrscheinlichkeit verknüpft. Der Übergang von einem Zustand
in den anderen wird mit einer Übergangswahrscheinlichkeit beschrieben. Im folgenden Modell wird
von den drei Zuständen Mean Reverting Prozess, Sprungereignis und Gegensprungereignis
ausgegangen:
(
Regime Mean Reverting:
(
Regime Sprung:
Regime Up (U):
Regime Down (D):
Mit:
)
(
)
∑
)
(
)
( )
39
Und Übergangsmatrix:
|
|
In der Übergangsmatrix sind die bedingten Wahrscheinlichkeiten
, die den Übergang von einem
Zustand in den andern ausdrücken. Befindet sich beispielsweise das Model in einem Regime „Mean
Reverting“, so erfolgt mit Wahrscheinlichkeit p1 ein Sprung gegen oben. Diese Regime-SwitchingModelle können beliebig nach Regimes erweitert werden. Die Matrix würde entsprechend erweitert
werden. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 100-102)
Beispiel eines Mehrfaktorenmodells ist das Drei-Faktor-Spotmarktmodell von Borchert et al. Bei
diesem Modell finden die oben beschriebenen Gleichungen praktische Verwendung. Das Modell
besteht aus einem kurzfristigen-, einem mittelfristigen-, und einem langfristigen Prozess.
Kurzfristige Prozesse (hier mit
bezeichnet) beziehen sich dabei auf einige wenige Tage und bilden
beispielsweise Kraftwerksstörungen, Streiks oder extreme Nachfrageerhöhungen ab. Ausdruck
finden solche Phänomene in kurzfristigen Preissprüngen, die mittels bereits vorgestellten PoissonProzessen sowie Ornstein-Uhlenbeck-Prozessen modelliert werden.
Mittelfristige Prozesse drücken saisonale klimatische Bedingungen wie extreme Hitze oder
Kälteperioden aus. Dies kann durch mittelfristige Mean-Reverting-Prozesse, abgebildet durch einen
Ornstein-Uhlenbeck-Prozes, wiedergegeben werden:
Langfristige Prozesse drücken lang anhaltende Trends aus. Abgebildet werden damit z.B. generelle
Grenzkostenfaktoren
wie
Brennstoffpreissteigerungen,
CO2-Zertifikate
oder
Kraftwerksparkveränderungen. Funktional wird dies mittels bereits beschriebenen Brown‘scher
Bewegung mit Trend und Driftkomponente beschrieben:
Resultat ist eine aus den drei Prozessen zusammengefasste Gleichung, in der der Spotpreis in
logarithmierter Form und desaisonalisiert zum Ausdruck kommt:
( )
(Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 106-108)
40
Hybride Modelle sind Mischformen zwischen fundamentalen und stochastischen Modellen.
Fundamental, weil die Preise auf Angebots-und Nachfragekurve zurückgeführt werden. Die
Angebots- und die Nachfragekurve werden allerdings als System von stochastischen Modellen
aufgefasst. (Borchert, Schemm, & Korth, 2006, S. 82) Beispiele von Hybriden Modellen sind
diejenigen von Barlow (2002), Mari (2008) und weiteren, die in folgenden Kapitel näher beleuchtet
werden.
4.4.2. Literaturanalyse
Dieses Kapitel hat zum Ziel, die Forschungsrichtungen im Bereich Energiehandel überblicksartig
aufzuzeigen. Analysiert wurden die Papers insbesondere auf den gewählten Modellansatz, um die
beobachteten Preisbesonderheiten zu erklären. Untersucht wurden 55 Wissenschaftspapers,
wovon der Grossteil in den Jahren 2008 bis 2010 erschienen ist. Die meisten wissenschaftlichen
Beiträge sind dabei im Journal of Energy Markets erschienen. Das Research erfolgte über die beiden
Datenbanken ProQuest und EBSCO.
Die analysierten Forschungsjournale haben oftmals eine der im vorigen Kapitel vorgestellten
stochastischen Konzepte als Grundlage. Im Folgenden werden die Stossrichtungen der letzten Jahre
überblicksartig zusammengefasst. Die Gliederung erfolgt wiederum anhand der für Energierohstoffe
typischen Preischarakteristiken:
Rohstoffe
Besonderheiten
Strom
Erdgas
Saisonalität
X
X
Mean-Reversion
X
X
X
Preissprünge (Jumps)
X
X
X
Hohe Volatilität
X
X
X
Extreme Preisausschlage (Spikes)
X
Korrelation zw. Rohstoffen
X
X
X
Preisfindung in Auktionen
X
X
X
Bewertung von Speicher
EUA
X
Tabelle 8 Preisbesonderheiten bei entsprechender Rohstoffart; eigene Darstellung
Es wird deutlich, dass die Untersuchung von Energiepreisdynamiken ein relativ junger
Forschungszweig ist und insbesondere in den letzten Jahren mit der voranschreitenden
Liberalisierung
von
Energiemärkten
stark
an
Bedeutung
gewonnen
hat.
Je
nach
41
Forschungsströmung
wird
der
Schwerpunkt
mehr
auf
den
mean
reverting
und
Saisonalitätscharakter oder auf die Preissprünge (Jumps) und Preisspitzen (Spikes) gelegt.
Forschungsschwerpunkt auf Mean-Reversion und Saisonalität
1997
Schwartz
(1997)
1998
Pilipovic
(1998)
1999
2000
Schwartz &
Smith (2000)
2001
2002
Lucia &
Schwartz
(2002)
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Westgaad,
Faria &
Fleten
(2008)
Stoll &
Wiebauer
(2010)
Tabelle 9 Autoren mit Schwerpunkt auf mean reverting und Saisonalität; Eigene Ergänzung basierend auf (Seifert &
Uhrig-Homburg, 2007)
Forschungsschwerpunkt auf Preissprünge und Preisspitzen
1997
Kaminski
(1997)
1998
1999
2000
Clewlow &
Strickland
(2000)
Deng (2000)
2001
2002
Barlow
(2002)
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Bernhardt,
Klüppelberg
& MeyerBrandis
(2008)
Mari
(2008)
2009
Green &
Nossman
(2008/09)
2010
Borovkova,
Permana &
Pavlyukevich
(2006)
Chevallier &
Sévi (2010)
Tabelle 10 Autoren mit Schwerpunkt auf Preissprüngen; Eigene Ergänzung basierend auf (Seifert & Uhrig-Homburg,
2007)
Saisonalität und Mean-Reversion
Eine gute Übersicht über gängige Strompreismodelle liefert Barlow (2002). Während
Aktienpreisdynamiken durch eine geometrische Brown’sche Bewegung modelliert werden, eignet
sich dieser auf Grund des fehlenden mean reverting Charakter schlecht für Strompreisdynamiken.
Stattdessen wird ein Ornstein-Uhlenbeck OU- Prozess als Basis zur Modellierung des mean reverting
Charakters angenommen. (Barlow, 2002, S. 288-290)
42
Schwartz (1997) vergleicht drei stochastische Mean-Reversion-Modelle als Basis für die Bewertung
(Pricing) von Future-Kontrakten. Grundlage ist ein Modell, welches den Logarithmus des Spotpreises
des Rohstoffes als mean reverting-Prozess darstellt (erstes Modell). Das zweite Modell führt als
zweiten stochastischen Faktor (zwei-Faktor-Modell) den convenience yield auf, der wiederum
einem mean reverting Prozess folgt. Beim dritten Modell wird zusätzlich die Zinsrate stochastisch
modelliert. Mit diesem Ansatz wird dem mean reverting-Charakter von Rohstoffen Beachtung
geschenkt. Schwarz untersuchte in seiner Studie Öl- und Kupfer-Future-Preise. (Schwartz, 1997)
Dieses Paper kann als Basis vieler im Folgenden vorgestellten Modelle gesehen werden, so bspw.
darauf aufbauend Lucia und Schwartz (2002), welche Spot-, Future- und Forward-Preise auf Strom
an der Nordic Power Exchange analysieren. Dabei kommen sie zum Schluss, dass saisonale Effekte
während dem Jahr einen massgeblichen Einfluss auf die Form der Future/ Forward Kurve haben. So
unterscheidet sich beispielsweise die Volatilität stark zwischen kalten und warmen Phasen.
Ausdruck kann dies durch ein mean reverting diffusions Prozess finden. Lucia und Schwartz
unterteilen stochastische Prozesse in Ein-Faktor Modelle auf Spotpreise (Log-Preise des
Spotkontraktes), bei denen ein Ornstein-Uhlenbeck Prozess die Grundlage ist und Zwei-Faktoren
Prozesse. Dabei wird die Implikation von Einfaktor-Modellen, wonach Preisänderungen in
Spotpriesen und Forward-Preisen perfekt korreliert sind, vermieden. Durch die Annahme, dass
Spotpreise durch mehr als nur ein Faktor bestimmt werden, kann die Übereinstimmung zu
historischen Daten verbessert werden. (Lucia & Schwartz, 2002)
Ein Paper, das verdeutlicht, dass saisonale Muster nicht nur für Strom ein wichtiges Phänomen ist,
ist jenes von Westgaad, Faria & Fleten (2008), welches das Preisverhalten von Gaskomponenten
(Propan, Butan und Naphta) als Input der petrochemischen Industrie untersucht. Generell wird
davon ausgegangen, dass Energie-Rohstoffpreise einen mean reverting Charakter haben, wobei das
mittlere Niveau (mean) von den Grenzkosten der Produktion bestimmt wird. Preistrends sind auf
die Grenzkosten der Exploration, die jedoch stationär werden, zurückzuführen, während saisonale
Muster auf die Problematik der Speicherbarkeit zurückgeführt werden. Diese Eigenschaften gelten
für Erdgas, nicht aber für die Gaskomponenten, die andere Anwendungsbereiche haben. So
erscheinen die saisonalen Muster als fix. (Westgaard, Faria, & Fleten, 2008)
Stoll und Wiebauer (2010) untersuchen saisonale Muster von Erdgas-Spotpreisen. Der Fokus liegt
dabei auf der Beziehung zwischen Preis und Temperatur. Die stochastische Dynamik des Preises und
der Temperatur werden mittels Autoregressiven-Moving-Average-Prozessen (ARMA) modelliert.
Zwei Anwendungsbereiche sind die Bewertung von Gas-Speicher und das Pricing von ganzheitlichen
43
Angebotskontrakten, dessen Konsum stark von Temperaturschwankungen abhängig ist. (Stoll &
Wiebauer, 2010)
Preissprünge (Jumps) und Extreme Preisausschläge (Spikes)
Wie im vorigen Kapitel ausgeführt können Preissprünge mathematisch auf zwei Arten beschrieben
werden. Erstens über Poisson-Prozesse und zweitens über Regime-Switching-Prozesse mit einem
„normalen“ und einem „sprunghaften“ Regime (Seifert & Uhrig-Homburg, 2007, S. 60).
Beispielsweise
analysiert
Barlow
(2002)
Preisspikes
mit
einem
Diffusionsmodell
für
Stromspotpreise. Ausgehend von einem einfachen Angebots/Nachfragemodell wird ein nonlineares Ornstein-Uhlenbeck Modell für Strom-Spotpreise entwickelt. Das Modell basiert dabei auf
einer stochastischen Modellierung der Angebots-und Nachfragekurven. Damit kann das Modell als
hybrides Modell charakterisiert werden. Die Parameterschätzung basiert auf historischen Daten für
die nordamerikanischen Strommärkte Alberta und Kalifornien (Barlow, 2002). Darauf aufbauend
entwickelt Mari (2008) ein Modell, das als Grundlage einen Regime-Switching Prozess hat. Die
zufälligen Bewegungen des Strompreises werden in einen Angebots/Nachfragekontext gebettet. Es
wird von einer unelastischen Nachfragekurve ausgegangen, die jedoch sensitiv auf Temperatur und
Wetter reagiert und von einer Angebotskurve, die einen Knick aufweist, nach welchem die Preise
nahezu
exponentiell
ansteigen.
Dieser
Knick
ist
auf
die
begrenzte
Strom-
Kraftwerkserzeugungskapazität zurückzuführen (Barlow, 2002, S. 291). Mari geht davon aus, dass
die Grenzlast die einzige erklärende Variable für die Beschreibung der Strompreisdynamik ist. Dabei
gibt es zwei Regimes; eines beschreibt den Zustand der Angebotskurve vor dem Knick (normale
Periode), das zweite jenes nach dem Knick (turbulente Periode). Der stochastische Charakter nimmt
dabei auf den Kurvenverlauf der Angebotskurve Bezug. (Mari, 2008) Somit hat auch dieses Modell
hybriden Charakter. Coulon und Howison (2009) entwickeln ein fundamentales Strom-SpotpreisModell. Basis ist eine stochastische Modellierung der dem Strom Spotpreis zugrundeliegenden
Basisfaktoren (Brennstoffpreise, Stromnachfrage und Erzeugungskapazität). Da das Modell
fundamentalen Charakter hat, aber dennoch auf einer stochastischen Modellierung der zugrunde
liegenden Faktoren beruht, kann es als hybrides Modell betrachtet werden. (Coulon & Howison,
2009) Einen weiteren hybriden Modellansatz verwendet Keynia und Amjady. (2008/09) (Keynia &
Amjady, 2008/09)
Ein rein stochastisches Modell stammt von Bernhardt, Klüppelberg und Meyer Brandis (2008). Der
Fokus dieses Modells liegt auf den Preisausschlägen („impressive spikes“). Basierend auf
Elektrizitäts-Spotpreisen der Singapore New Electricity Market präsentieren sie ein zeitdiskretes
44
Autoregressives-Moving-Average (ARMA) Modell, welches auch Trend- und SaisonalitätsKomponenten miteinbezieht. (Bernhardt, Klüppelberg, & Meyer-Brandis, 2008)
Eine Generalisierung des Spot-Preis Modells von Lucia und Schwartz (2002) findet sich bei Green
und Nossman (2008/09). Das Modell wird mit einem zwei-Faktor-Modell mit Preissprüngen und
stochastischer Volatilität erweitert, was bei Lucia und Schwartz (2002) fehlt. Grundlage bildet Benth
et al (2007) und (Hambly, Howison, & Kluge, 2007). Der erste Prozess beschreibt die Saisonalität.
Der zweite ist ein Ornstein-Uhlenbeck-Prozess mit stochastischer Volatilität. Der dritte ein Ornstein
Uhlenbeck mit einer Poisson-Jump Komponente, womit die Preissprünge beschrieben werden. Mit
diesem Ansatz wird eine Generalisierung von Hambly et al (2007) genüge getan. Die stochastische
Volatilität ist dabei zentral, um die Preisspitzen von normalen Preisprozessen zu differenzieren.
(Green & Nossmann, 2008)
Preissprünge (Spikes) können auch über Regime-Switching-Ansätze erklärt werden. Ein Beispiel
eines Rgime-Switching-Modells stammt von Blöchlinger. Dabei handelt es sich um ein
generalisiertes Multi-Faktor-Jump-Diffusion-Modell, welches den mean reversion Charakter,
Saisonalität und Preisspitzen berücksichtigt. Basis sind Spot und Future-Preise von der EEX.
(Blöchlinger, 2008)
Einen anderen, alternativen Modellansatz wählen Borovkova, Permana und Pavlyukevich (2006).
Dabei werden die extremen Preisausschläge („extreme price spikes“) bei Elektrizität mit Lévy
diffusions Modellen erklärt. (Borovkova, Permana, & Pavlyukevich, 2009)
Eine Studie, die insbesondere die Auswirkung von Preissprüngen (Jumps) auf das Verhalten der
Intraday-Volatilität bei CO2-Emissionsberechtigungen untersucht, ist jene von Chevallier und Sévi
(2010). Dabei ist Ihre Studie nach eigenen Angaben eine der ersten Analysen des Preisverhaltens
von Emissionsrechtepreisen auf täglicher Basis mit spezieller Berücksichtigung von Preissprüngen.
(Chevallier & Sévi, 2010)
Hohe Volatilität
Die hohe Volatilität ist beispielsweise Untersuchungsgegenstand von Aloui (2008). Analysiert
werden Value-at-risk (VaR)- Konzepte für Energierohstoffe (Ölpreise). Es werden verschiedene
Verteilungen untersucht, die den auftretenden „fat tails“ gerecht werden. VaR ist dabei ein Mass,
das den maximalen möglichen Wertverlust eines Portfolios ausdrückt (Aloui, 2008). In einem
weiteren Paper von Aloui wird der Zusammenhang zwischen der Volatilität von Rohöl-Märkten und
Aktien- Märkten untersucht. (Aloui, Jammazy, & Dhakhlaoui, 2008)
45
Am Beispiel des Emissionsrechtemarktes untersuchen Mansanet-Bataller und Pardo (2009), wie sich
neu
veröffentlichte
regulatorische
Informationen
der
EU
auf
die
Volatilität
der
Emissionsrechtekontrakte auswirken. Sie kommen zum Schluss, dass die Veröffentlichung von
regulatorischen Neuerungen am Veröffentlichungstag wie auch am Tag danach einen starken
Einfluss auf die Preise hat. (Mansanet-Bataller & Pardo, 2009)
Auktionsverhalten, Allokationseffizienz und Marktmacht
Wie in den bisherigen Kapiteln aufgezeigt, werden viele Energierohstoff-Kontrakte mittels
Auktionen gehandelt. In der Literatur gibt es einige Studien, die sich mit dem Bieterverhalten und
als weiteren Schritt mit der Allokationseffizienz im Strommarkt beschäftigen. Damit
zusammenhängend analysieren einige Journale auch die Verteilung der Marktmacht im
Energiemarkt. So analysiert Melzian (2008) das Gebotsverhalten von Marktteilnehmern des
Elektrizitätsmarktes. Die Angebots-und Nachfragekurven unterscheiden sich in ihren Eigenschaften
dabei von der Theorie der Grenzkostengeboten in polypolisierten Märkten, was auf Effekte wie den
heterogenen Kraftwerkspark mit dessen Eigentümerstruktur sowie Eigenheiten der Stromnachfrage
und des Strommarktes zurückzuführen ist. Um das Gebotsverhalten zu modellieren gilt es, das
individuelle Verhalten der Marktteilnehmer und die Besonderheiten von limitierten und
unlimitierten Geboten zu berücksichtigen. (Melzian, 2008)
Eine Untersuchung über die Allokationseffizienz im Kalifornischen Elektrizitätsmarkt und der damit
zusammenhängenden Preisentwicklung liefern Knittel und Metaxoglou (2008). (Knittel &
Metaxoglou, 2008) Das Zusammenspiel von Mittelwert und Volatilität bei Übertragungen zwischen
den zwei Marktgebieten Phelix (EEX) und Nord Pool (Skandinavien) über Elektrizitätsauktionen ist
Analysegegenstand bei Solibakke. (Solibakke, 2008) Weitere Studien, die sich auf das Preisverhalten
einzelner Stunden konzentrieren, sind (Dordonnat, Koopman, & Ooms, 2010) und (Andersson &
Lillestol, 2010)
Ob und wie einzelne Marktteilnehmer Marktmacht im deutschen Elektrizitätsmarkt ausüben, ist
Untersuchungsgegenstand von Möst und Genoese (2009). (Möst & Genoese, 2009). Mit diesem
Thema verwandt, ist eine spieltheoretische Analyse der Gaslieferungen von Russland an
Westeuropa von Zweifel et Al (2009/10). Dabei ist Russland auf eine der beiden Transitnationen
Weissrussland und Ukraine angewiesen, um das Erdgas nach Europa zu transportieren. Das
spieltheoretische Verhalten unter diesen drei Ländern wird anhand von Modellen analysiert.
(Zweifel, Krey, & Schirillo, 2009/10)
46
Lagerbewertung
Elektrizität ist, wie mehrmals beschrieben, ein nicht-lagerbares Gut. Anders verhält es sich mit
Erdgas, das in begrenzten Mengen durchaus gespeichert werden kann. So ist denn auch die
Untersuchung von Erdgas-Speicher-Modellen ein Forschungsgebiet, zu dem mehrere Studien
publiziert wurden. Beispiele sind:
Chen und Forsyth (2010). Sie entwickeln ein Ein-Faktor Regime-Switching Modell für
Erdgasspotpreise, das als Grundlage für die Bewertung und den Betrieb von Erdgas-Lagern dient.
Die Regimes folgen entweder einem mean reverting Prozess oder einem einer geometrischen
Brown’schen Bewegung ähnlichem Prozess mit negativem/positivem Drift, wobei der Preis
zufälligerweise (z.B. auf Grund von Wetteränderungen oder politischer Instabilität) zwischen den
beiden Regimes wechseln kann. Kalibriert wird das Model für Futures und Optionen auf Futures.
(Chen & Forsyth, 2010)
Basierend auf (Manoliu, 2004)und (Jaillet, Ronn, & Tompaidis, 2004) entwickeln Kjaer und Ronn
(2008/09) ein weiteres Modell zur Bewertung von Gas-Speicherung unter der Annahme, dass
Handel am Spot wie auch Future-Markt betrieben wird. Den Spotmarktpreis lassen sie gemäss der
Dynamik des Model 1 von Schwartz (1997) folgen (Ornstein-Uhlenbeck Prozess). Bei den Future
Kurven wird ein Modell basierend auf dem verwendet Heath-Jarrow-Morton Modell, HJM
verwendet (Kapitel 5.3.2). Zentraler Bestandteil der Gas-Speicher-Bewertung ist die Bewertung von
Swing-Optionen. Eine Swing Option gibt dabei dem Käufer das Recht, einen Call (upswing) oder Put
(downswing) an jedem der im Voraus spezifizierten Ausübungszeitpunkte auszuüben (Hirsch, 2009).
(Kjaer & Ronn, 2008/09) Hedging (Absicherungs)- Strategien auf Erdgas in Bezug auf die
Übereinstimmung mit hedging accounting standards untersucht schliesslich ein Paper von Johnson
(2008). (Johnson, 2008)
Interaktion zwischen den Energierohstoffen
Die gegenseitige Beeinflussung des Preises von Energierohstoffen untersucht de Jong und Schneider
(2009) am Beispiel von Gas- und Strom-Spotpreisen in Holland, da dort ein Grossteil des Stroms mit
Gaskraftwerken erzeugt wird. Die Ergebnisse zeigen, dass der Gaspreis einen grossen Einfluss auf
den an der Amsterdam Power Exchange gehandelten Strompreis hat. (de Jong & Schneider, 2009).
Eine weitere Arbeit in dem Gebiet ist von Paschke und Prokopczuk. Dabei wird die gegenseitige
Abhängigkeit zwischen Energierohstoff-Spotpreisen mit einem Multi-Faktor Modell analysiert.
(Paschke & Prokopczuk, 2009) Die Preisinteraktion zwischen Elektrizität, Gas und EmissionsrechtePreisen wird bei Fezzi und Bunn (2009/10) aufgezeigt. (Fezzi & Bunn, 2009/10)
47
Taschini und Urech (2010) entwickeln ein Modell, um den Wert und die Aktivierungsfrequenz eines
Erzeugungssystems aus Kohle und Gas-Kraftwerken zu beurteilen. Dazu wird ein Real-Optionen
Ansatz gewählt. Miteinbezogen werden die unter einem cap-and-trade System benötigten CO2Emissionsrechte, die Opportunitätskosten darstellen und je nach Art der Stromproduktion und dem
damit verbundenen Ausstoss von CO2 unterschiedlich hoch sein können. (Taschini & Urech, 2010)
Investitionsentscheide
Investitionen in den Energiesektor (z.B. Kraftwerk oder Gasspeicher) sind mit hohen Kosten
verbunden, die oftmals nicht mehr rückgängig gemacht werden können („sunk costs“). Als
Grundlage
von
solchen
Investitionsentscheiden
entwickeln
Fortin
et
Al.
(2008)
ein
Bewertungsmodell, das auf der Optionstheorie und auf Portfoliooptimierungsansätzen beruht. Die
Optionstheorie
(von
Black
&
Scholes
(1973)
und
Merton
(1973))
wird
hier
als
Entscheidungsgrundlage von Investitionen verwendet. Dabei wird die Investition als „reale Option“
(Fortin zitiert dabei Mc Donald und Siegel (1986), Pindyck (1988, 1991, 1993) und Dixit und Pindyck
(1994)) betrachtet, wobei die Irreversibilität des Investments durch den Optionspreis zum Ausdruck
kommt. Die Unsicherheit, enthalten im Optionspreis, steht für die mit einer solchen Investition
zusammenhängenden Risiken (CO2-Steuern, unsichere Cash-Flows). Der Portfoliooptimierungsansatz (basierend auf Markowitz (1952)) bezieht sich auf die verschiedenen in Kraftwerken
angewandten Technologien. Als Risikomass wird das VaR verwendet. Die in ihrem Paper
angesprochenen Unsicherheiten beziehen die Autoren insbesondere auf die klimapolitischen
Regelungen zur CO2-Reduktion. (Fortin, Fuss, Hlouskova, Khabarov, Obersteiner, & Szolgayova,
2008). Weitere Arbeiten in dem Gebiet sind von Nagel & Rammerstorfer (2008/09) und Fleten &
Ringen (2008/09). Erstere analysieren den Einfluss von Regulierungen auf das Investitionsverhalten.
Dabei untersuchen die Autoren das Timing und das Mass der Investitionen einer Firma, die in einem
regulierten Markt tätig ist. Mittels Real-Optionen Ansatz wird gezeigt, dass sich eine regulatorisch
festgesetzte Preislimite „price cap“ wie eine short call option auswirkt. (Nagel & Rammerstorfer,
2008/09). Der zweite Forschungsbeitrag setzt den Schwerpunkt auf Investitionsentscheide
betreffend erneuerbarer Energien (am Bsp. von Wind- und Wasserkraftwerken in Norwegen) unter
Unsicherheit. (Fleten & Ringen, 2009)
48
5. EEX-Terminmarkt
Termingeschäfte beziehen sich auf Verträge, die erst zu einem späteren Zeitpunkt zu erfüllen sind,
deren Vertragsspezifikationen (Menge, Preis, Zeitpunkt der Erfüllung etc.) aber bereits beim
Vertragsabschluss festgelegt werden. Weiter können Termingeschäfte in unbedingte und bedingte
Termingeschäfte unterteilt werden. Unbedingte Termingeschäfte (Futures, Forwards) stellen eine
Verpflichtung dar, einen bestimmten Basiswert zum heute festgelegten Preis an einem bestimmten
zukünftigen Zeitpunkt zu (ver)kaufen. Damit geht auch ein unbegrenztes Verlustrisiko einher.
Bedingte Termingeschäfte (Optionen) stellen Rechte dar, am (europäische Option) oder bis zum
(amerikanische Option) letzten Handelstag eine bestimmte Menge des Basiswertes zu einem heute
festgelegten Pries (Ausübungspreis, Strike) zu kaufen (Call) oder verkaufen (Put). Zander et al.
definieren die zeitliche Trennlinie zwischen Spot-und Termingeschäften bei einer Woche. (Zander,
Riedel, Held, Ritzau, & Tomerius, 2000, S. 51-58) (European Energy Exchange AG, 2011)
5.1.
Kontraktarten
An der EEX werden im Terminhandel Kontrakte auf Strom, Erdgas, CO2-Emissionsrechte und Kohle
gehandelt. Futures erlauben somit Arbitragemöglichkeiten, Hedging von Spotmarktkontrakten und
Absicherung der oftmals volatilen Zeitperioden.
5.1.1. Strom-Terminkontrakte
Die EEX Power Derivatives GmbH betreibt den deutschen und französischen Terminmarkt für Strom.
Handelbar sind dabei finanzielle Futures (Phelix Futures und French Week Futures) und auf
physische Erfüllung ausgerichtete Strom-Future für Stromlieferungen nach Deutschland oder
Frankreich. Weiter sind Phelix-Optionen handelbar. Neben standardisierten Handelsprodukten
können über den OTC-Handel auch individuelle Geschäfte abgewickelt werden.
Produktübersicht des Strom-Terminmarktes:
Unbedingte Termingeschäfte (Futures)
Produkt
French
Financial Week
Futures
Phelix(Fiancial)
Futures
Kontrakt
Zukünftige
SpotmarktDurchschnittsp
reise
(Frankreich)
 Aktuelle
Woche/
Fälligkeit
Bedingte Termingeschäfte
(Optionen)
Phelix-Optionen Phelix-Short
Dated Options
Zukünftige
SpotmarktDurchschnittsp
reise (Phelix)
French(German)
PowerFutures
Future auf
Option auf
Stromlieferun Phelixgen
BaseloadFuture
Option auf
korrespondier
ende Phelix
Futures
 Aktuelle
Woche/
 Aktueller
Monat/
Nächste 3 od.
4 Jahre, Verfall
 Nächste 5
Monate
49
nächste 4
Wochen
Erfüllung
Finanzielle
Erfüllung (cash
settlement)
Handelszei
ten
8.25 Uhr- 16.00
Uhr, bis 17.30
Uhr OTCClearing
nächsten 4
Wochen,
 aktueller
Monat/
nächste 9
Monate
 11 Quartale
 6 Jahre
Finanzielle
Erfüllung (cash
settlement)
nächste 6
Monate
 7
Quartale
 6 Jahre
 6 Quartale
 3 od. 4 Jahre
Physische
Erfüllung
jeweils Ende
März, Juni,
September,
Dezember
(analog
Quartals- und
Jahresoptionen
Finanzielle
Erfüllung
Einbuchung
einer
korrespondiere
nden PhelixBaseloadFuture-Position
8.25 Uhr- 16.00 Uhr, bis 17.30 Uhr OTC-Clearing (geplant
Verlängerung)
Tabelle 11 Produktübersicht am Stromterminmarkt (Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an European Energy
Exchange AG, 2011)
Der French Financial Week Future ist (analog zu Phelix-Future) ein finanzieller Terminkontrakt,
welcher sich auf die durchschnittlichen Strom-Spotmarktpreise (EPEX) einer zukünftigen
Lieferperiode bezieht. French-Week-Futures existieren als Baseload- und Peakload-Kontrakte.
Der Phelix-Future bezieht sich auf die durchschnittlichen Spotmarktpreise für Strom in einer
zukünftigen Lieferperiode und ist ein finanzieller Terminkontrakt. Handelbar sind Kontrakte für die
aktuelle Woche, die nächsten vier Wochen, den aktuellen Monat, nächsten neun Monate, elf
Quartale und sechs Jahre. Gehandelt werden neben Baseload- und Peakload- zusätzlich Off-PeakFutures. Underlying ist entweder der Phelix-Day-Base- oder Day-Peak-Monatsindex.
50
190
170
€/MWH
150
130
110
90
70
04.11
12.10
08.10
04.10
12.09
08.09
04.09
12.08
08.08
04.08
12.07
08.07
04.07
12.06
08.06
04.06
12.05
50
Phelix-Basleoad-1Y-Future
Abbildung 11 Preischart (Inexiert) Phelix-Baseload 1 Jahres-Future (Quelle: Bloomberg)
French und German Power Futures sind physische Terminkontrakte, die Stromlieferungen zu einem
zukünftigen Zeitpunkt vorsehen. Laufzeiten sind der aktuelle Monat, die nächsten sechs Monate,
sieben Quartale und sechs Jahre. Kontrakte existieren als Baseload- und Peakload-Futures, wobei
sich das Underlying auf das französische Netzgebiet RTE respektive das deutsche Netzgebiet der
Firma Amprion bezieht. Bei dieser Kontraktart ist die Erfüllung verpflichtend.
Eine Phelix Option gibt bei der Ausübung einer Kaufoption (Call) oder Verkaufsoption (Put) das
Recht, die mit der Option korrespondierende Phelix Future Position zum Ausübungspreis zu führen.
Das Ausübungsrecht bezahlt der Käufer als Optionspreis (Prämie) an den Verkäufer der Option. Die
Ausübung der Option ist nur am letzten Handelstag möglich (europäische Option) und wird durch
Verbuchung einer mit der Option korrespondierenden Phelix-Future-Position erfüllt.
Phelix-Short Dated Options orientieren sich an kürzeren Fälligkeiten der Future-Kontrakte.
(European Energy Exchange AG, 2011, S. 12-18) (European Energy Exchange AG, 2011)
51
Abbildung 12 Terminmarkt für Strom; Produktübersicht (Quelle: European Energy Exchange AG, 2011)
5.1.2. Erdgas-Terminkontrakte
Am Erdgas-Terminmarkt können für die beiden Marktgebiete NCG und GASPOOL Futures für den
Restmonat, die nächsten sechs Monate, sieben Quartale und sechs Jahre (NCG zusätzlich vier
Halbjahreszeiten; Season-Futures) gehandelt werden (Abbildung 13) (European Energy Exchange
AG, 2011, S. 26).
Abbildung 13 Produktübersicht Terminmarkt (European Energy Exchange AG, 2011, S. 21)
Der Terminmarkt-Handel findet dabei börsentäglich zwischen 8.00 Uhr und 18.00 Uhr in einem
kontinuierlichen Handel statt. Der Future-Kontrakt bezieht sich auf Erdgaslieferungen von 6.00 bis
6.00 Uhr an jedem Liefertag während dem Liefermonat. (European Energy Exchange AG, 2011, S. 811) (European Energy Exchange AG, 2011, S. 26)
52
03.11
12.10
09.10
06.10
03.10
12.09
09.09
06.09
03.09
12.08
09.08
06.08
03.08
12.07
09.07
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
06.07
€/MWh
NCG Base Year Jan12
Abbildung 14 Preischart (indexiert) NCG Base 1 Jahres Future (Quelle: Bloomberg)
5.1.3. Terminkontrakte auf CO2-Emissionsberechtigungen
Über den Terminmarkt werden European Carbon Futures EUA-Futures, Certified Emission
Reduction CER-Futures und EUA-Optionen (2. Und 3. Periode EU-ETS) gehandelt. Die 2. EU-ETSHandelsperiode sind die Jahre 2008-2012, die 3. Periode die Jahre 2013-2020) (Tabelle 12).
Produkt
Preisbildung
Kontrakt
EUA-Futures
Primärhandel in Auktion
Lieferung/ Abnahme von
EU- Emissionsrechte der 2.
EU-ETS-Handelsperiode
Kontraktvolumen 1.000 EUA
Quotierung
€/ t CO2
Fälligkeit
2011: 21. Dezember 2011
Erfüllung
Handelszeiten
Lieferung gegen Zahlung
CER-Futures
Sekundärhandel im fortlaufenden Handel
Lieferung/ Abnahme von EULieferung/
Emissionsberechtigungen der
Bezug von
2. EU-ETS-Handelsperiode
Certified
3. EU-ETS-Handelsperiode
Emission
Reductions
(CER)
1.000 EUA
1.000 CER
EUA-Mid-Dec: Mitte Dezember
EUA-Early-Dec: 1- Börsentag
im Dezember
Lieferung gegen Zahlung
CER-Mid-Dec:
Mitte Dezember
CER-Early-Dec:
1- Börsentag im
Dezember
Lieferung gegen
Zahlung
8.00-18.00
Tabelle 12 Übersicht Emissionsrechte-Terminmarkt (Quelle: Eigene Darstellung basierend auf EEX-Homepage)
53
Am Terminmarkt werden EUA-Futures und Optionen gehandelt sowie Futures auf Certified Emission
Reductions (CER-Futures). CER-Futures beinhalten die Abnahme/Lieferung von „Zertifizierten
Emissionsreduktionen aus bilateralen Projekten [. . .] des Kyoto-Protokolls“ (European Energy
Exchange AG, 2011, S. 10).
Bei European-Carbon-Futures verpflichtet sich der Käufer/Verkäufer zum Bezug/Lieferung von EUEmissionsberechtigungen zu einem zukünftigen Zeitpunkt. Bei CER-Futures bezieht sich diese
Verpflichtung auf Certified Emission Reductions. Bei European-Carbon-Futures sind Kontrakte mit
der Fälligkeit Ende laufendes Jahr und Ende Folgejahr (aktuell Dezember 2011 und 2012) handelbar.
Zusätzlich zum Sekundärmarkt, der über einen fortlaufenden Handel betrieben wird, bietet die EEX
Primärmarkt-Auktionen an. Dabei werden Futures mit der Fälligkeit Dezember 2011 (gehandelt vom
1.1.2011 bis Oktober 2011) und 2012 (gehandelt vom 1.1.2012 bis Oktober 2012) gehandelt. Die
Auktionen erfolgen nach Black-Box-Prinzip, wodurch kein Indikativer Auktionspreis angezeigt wird.
Die Auktionen werden jeweils am Mittwoch abgehalten. Die Aufrufphase dauert dabei von 13.0015.00 Uhr, während um 15.00 Uhr die Preise veröffentlicht werden. (European Energy Exchange AG,
2011, S. 7-12) (European Energy Exchange AG, 2011, S. 29-32)
5.1.4. Kohle-Terminkontrakte
Kohle wird an der EEX nur am Terminmarkt gehandelt. Neben einem börslichen Handel für KohleFutures bietet die EEX auch OTC-Clearing von Kohle-Swaps an. Handelsteilnehmer haben die
Möglichkeit, die Coal-Futures „Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA)“ und „Richards Bay (RB)“
zu handeln, die als Referenzindex die Indizes API#2 (ARA) und API#4 (RB) haben. Die „API-Indizes“
werden von der Firma Argus gebildet, die diverse Dienstleistungen (z.B. Marktdaten) im
Energiebereich anbieten. API#2 ist dabei der Benchmarkt für Kohle, die nach Europa importiert
wird. API#4 bezeichnet den Preisindex für Kohle, die aus Südafrika über das Richards Bay-KohleTerminal exportiert wird (Argus Media Ltd., 2011). Die beiden Index-Futures werden dabei finanziell
gegen diese beiden Kohle-Indizes abgerechnet. Das Kontrahenten- Risiko wird von der ECC
übernommen. (European Energy Exchange AG, 2011, S. 34)
ARA
Kontrakt
Fälligkeiten
Kontraktgrösse
Quotierung
RB
Index Future auf API#2
Index Future auf API#4
 Aktueller Monat
 Nächste 6 Monate
 7 Quartale
 6 Jahre
1000 metrische Tonnen pro Monat
$/t
Tabelle 13 Kohleprodukte am Terminmarkt (Quelle: European Energy Exchange AG, 2011)
54
600
500
USD/t
400
300
200
100
0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
ARA 1 M Future auf API2
Abbildung 15 Preischart (Indexiert) ARA 1 Monats-Future, Reverenz Index API#2 (Quelle: Eigene Darstellung, Daten
von Bloomberg)
5.2.
Handelsphasen
Bei den Handelsphasen am Terminmarkt gilt es zu unterscheiden zwischen dem OTC-Clearing, bei
dem Marktteilnehmer massgeschneiderte Produkte handeln können und dem standardisierten
Terminmarkthandel. Allgemein findet der Terminmarkthandel über einen kontinuierlichen Handel
statt. Eine Ausnahme bilden die Primärmarkt-Auktionen auf Emissionsberechtigungen (Kapitel
5.1.3). Die Handelszeiten am Terminmarkt unterscheiden sich nach Kontraktart (Tabelle 14).
Uhrzeit
8.00
Strom
P
9.00
10.00
P
OTC-Clearing
P
P
11.00
12.00
13.00
14.00
15.00
16.00
17.00
P
P
P
18.00
P
P
Erdgas
EUA
P
OTC-Clearing
.
P
OTC-Clearing
Kohle
P
P
P
OTC-Clearing
P
P
P
P
Tabelle 14 Handelszeiten am EEX-Terminmarkt (Quelle: eigene Darstellung nach European Energy Exchange AG,
2011, S. 2)
55
Der Stromterminhandel findet börsentäglich von 8.25 Uhr bis 16.00 Uhr für Standardkontrakte
statt. Das OTC-Clearing ist bis um 17.30 Uhr möglich. Für Erdgas findet der Handel am Terminmarkt
börsentäglich zwischen 8.00 Uhr und 18.00 Uhr statt. (European Energy Exchange AG, 2011)
CO2-Emissionsrechte werden am Terminmarkt börsentäglich zwischen 8.00 Uhr und 18.00 Uhr
gehandelt. Daneben bietet die EEX bis 18.00 Uhr börsentäglich die Registrierung von OTCGeschäften zum Clearing von EUA- und CER-Futures an. (European Energy Exchange AG, 2011, S.
32)
Der Handel der Kohle-Futures findet kontinuierlich zwischen 8.30 und 16.00 Uhr statt (European
Energy Exchange AG, 2011, S. 2; 34)
5.3.
Literaturreview zu Terminmarktmodellen
Aufbauend
auf
den
Spotmarktmodellen
wird
in
diesem
Kapitel
untersucht,
welche
Forschungsströme in der Wissenschaftsliteratur vorherrschen.
5.3.1. Modellansätze
Grundlage der Bewertung von Derivaten ist das Itô-Lemma8, welches die Ableitung nach
Kettenregel des Itô-Prozesses (Kapitel 4.4.1) darstellt:
( (
))
(
(
)
(
) (
)
(
) )
(
)
(
)
Das Lemma beruht auf der Kettenregel der Differentialrechnung für stochastische Prozesse und
dient als Grundlage, von einem Basiswert abhängige Derivate wie Forward-Kontrakte oder
Optionen zu bewerten. Beispielsweise haben Black & Scholes mittels Itô-Lemma ihre berühmte
Optionsbewertungsformel hergeleitet. (Joshi, 2003, S. 89-101)
Optionen können mittels Binomialbaummodell oder Black-Scholes-Formel bewertet werden.9
Preise von Futures können mittels Replikation (Terminkontrakt gleich Kauf des Underlyings und
anschliessende Lagerung) berechnet werden, wenn Arbitrage ausgeschlossen wird. Somit kann der
Terminmarktpreis wie folgt dargestellt werden:
8
Auf weitere Ausführungen und die Herleitung des Lemma’s wird verzichtet, da es den Rahmen dieser Arbeit
sprengen würde. Weiterführende Literatur: Joshi (2003); umfangreiche Herleitung mit
Anwendungsbeispielen,
9
Auch hier wird auf weitere Ausführungen verzichtet.
56
(
)
(
(
)
)
Der Terminpreis zum Zeitpunkt T ergibt sich aus dem jetzigen Preis
Lagerkosten (cost-of-carry)
und Zinsen
(Spotpreis), zuzüglich
und Abzüglich des Convenience-Yields . Dieser ergibt
sich aus dem Vorteil, der durch die Verfügbarkeit des Underlyings bei der physischen Lagerung
entsteht (Lieferverfügbarkeit usw.). Ist der Zähler grösser als der Nenner, ist der Terminkurs grösser
als der Spotpreis. Dies wird Contango genannt. Ist der Nenner grösser als der Zähler und der
Terminkurs somit unter dem Spotkurs, liegt Backwardation vor. (Spremann, 2007, S. 269-281)
5.3.2. Literaturanalyse
In der analysierten Literatur gibt es zwei Ansätze, Forward-Preise zu modellieren. Der erste beruht
auf einer stochastischen Modellierung des Spotpreises (Kapitel 4.4.2), wovon mittels Non-ArbitragePrinzip die Dynamik des Forward-Preises abgeleitet und beschreiben werden kann. Die Alternative
beruht auf dem Heath-Jarrow-Morton Ansatz, wonach die Dynamik der Forward-Kurve direkt
modelliert wird. (Andresen, Koekebakker, & Westgaard, 2010)
Stochastische Modellierung des Spotpreises
2004
2005
2006
2007
Wilkens &
Wimschulte
(2007)
2008
2009
Ronn &
Wimschulte
(2009/10)
2010
2009
Benth &
MeyerBrandis
(2009)
2010
Andresen,
Koekebakker
&
Westgaard
(2010)
De Maere
d’Aertycke
& Smeers
(2010)
Direkte Modellierung der Forward-Kurve (Heath-Jarrow-Morton)
2004
2005
Koekebakker
& Ollmar
(2005)
2006
Hagan &
West
(2006)
2007
2008
Benth &
Borak &
Koekebakker Weron
(2007)
57
Modelle beruhend auf einer stochastischen Modellierung der Spotpreise
Die
meisten
Terminmarktmodelle
basieren
auf
den
in
Kapitel
4.4.2
vorgestellten
Spotmarktmodellen. So untersuchen Wilens und Wimschulte (2007) beispielsweise das Pricing von
Strom-Futures an der EEX, wobei das Ein- und Zwei-Faktor Spotmarktmodell von Lucia und Schwartz
(2002) die Basis bildet. (Wilkens & Wimschulte, 2007) Die Preisausschläge bei Elektrizität ist
Untersuchungsgegenstand bei Ronn und Wimschulte (2009/10). Die Autoren untersuchen, ob
Investoren bereit sind, bei Forward-Kontrakten auf Strom eine Risikoprämie zu bezahlen, um die
Lieferpreise gegen Preisspikes abzusichern. Dabei kommen sie zum Schluss, dass Marktteilnehmer
generell dazu bereit sind. Die Studie bezieht sich dabei auf Daten der EEX. (Ronn & Wimschulte,
2009/10)
Alternativ-Ansatz: direkte Modellierung der Forward-Kurve
Aufgrund der Nicht-Lagerbarkeit von Strom entfallen die Cost-of-carry (u.a. in (de Maere d'Aertycke
& Smeers, 2010) beschrieben) und der Convenience-Yield, was spezielle Herausforderung an die
Bewertung von (Strom-) Forwardkontrakten stellt. In der analysierten Literatur gibt es einige
alternative Ansätze, die diese Problematik adressieren. So kann das Pricing von Forward Kontrakten
nach Benth und Koekebakker (2007) neben einer Modellierung der Spotpreise und davon abgeleitet
der Forwardpreise mittels der auf Heath, Jarrow und Morton (1992) zurückgehenden Modellierung
der Dynamik der gesamten Yield-Kurve erfolgen (HJM-Ansatz) (Joshi, 2003, S. 301). Da
Forward/Future Kontrakte die Lieferung von Strom über eine bestimmte Periode beschreiben,
werden sie teilweise als Swaps beschrieben, da solche Kontrakte einen Austausch zwischen
fixiertem und flexiblem Elektrizitätspreis ausdrücken. Da die Modellierung von Spotpreisen einige
Schwierigkeiten aufweisen, schlagen die Autoren den HJM-Ansatz vor, die Kontrakte als Swap-Preis
zu modellieren. (Benth & Koekebakker, 2007) Ein weiteres Modell zur Modellierung von StromForward Kurven ist das von Borak und Weron (2008). Basierend auf Strom-Daten der Nord Pool
wird ein „dynamic semiparametric factor model (DSFM)“ entwickelt. Vorteil ist der saisonale
Charakter des Modells. Die Literatur zu diesem Gebiet ist nach Borak et al relativ spärlich; einige
weitere Forschungsbeiträge, von Borak und Weron (2008) zitiert, stammen von Koekebakker &
Ollmar (2005), Hagan & West (2006), Fleten & Lemming (2003) und Benth et al (2007). (Borak &
Weron, 2008) Andresen, Koekebakker und Westgaard (2010) untersuchen die Implikationen der
leptokurtischen (Verteilung mit hoher Spitze und „fat tails“) Rendite-Verteilung von ForwardPreisen, die typisch für Strom sind. Sie verwenden dazu ein Modell zum Beschrieb der
Forwardkurve,
das
auf
einer
„multivariate
normal
inverse
Gaussian
distribution“
(mehrdimensionalen, normalen inversen Gauss’sche Verteilung) beruht. Es werden dabei bessere
58
Übereinstimmungen erzielt als mit- auf einer Gauss’sche Verteilung basierenden- Multi-Faktoren
Modellen. (Andresen, Koekebakker, & Westgaard, 2010)
Eine daran anknüpfende, generelle Diskussion über das Pricing von Forwardkontrakten von nichtlagerbaren Energierohstoffen (Strom) liefern Benth & Meyer Brandis (2009). Sie zeigen dabei, dass
eine Bewertung von Forwardpreisen auf Grund von Spotpreisen bei nicht-lagerbaren Rohstoffen
fundamental falsch ist, da zukunftsgerichtete Informationen nicht unbedingt im momentanen
Spotpreis enthalten sind aufgrund der fehlenden Lagerbarkeit. Unter anderem wird auch
untersucht, wie sich CO2 Emissionskosten auf den Elektrizitätspreis auswirken. (Benth & MeyerBrandis, 2009) Die Nicht-Lagerbarkeit von Elektrizität und dessen Einfluss auf die Bewertung von
Forward-Kontrakten ist auch Untersuchungsgegenstand von Maere d’Aertrycke und Smeers (2010).
(de Maere d'Aertycke & Smeers, 2010) Weitere Autoren, die Forwardmodelle für den Strommarkt
mittels HJM-Ansatz modellieren sind: Benth & Koekebakker (2007), Bjerskund et al (2000), Clewlow
& Strickland (2000) und Kiesel et al (2009), Autoren zitiert in (Andresen, Koekebakker, & Westgaard,
2010) .
Gegenseitige Beeinflussung von Kontrakten verschiedener Laufzeiten
Wie sich Forwardkurven mit unterschiedlicher Laufzeit zueinander verhalten (Comovements), ist
Analysegegenstand von Spargoli und Zagaglia (2008). Dabei werden Erdgas- Futures, gehandelt an
der NYMEX (New York Mergantile Exchange), mit einmonatiger, zwei- und dreimonatiger Laufzeit
untersucht. (Spargoli & Zagaglia, 2008)
Huisman, Mahieu und Schlichter (2007) analysieren die Portfoliostrukturierung zwischen Energie
Forward Kontrakten für Endkunden. Basis bilden EEX Preisdaten von on-peak und off-peak Stunden.
(Huisman, Mahieu, & Schlichter, 2007)
Ein genereller Bezugsrahmen zur Bewertung von Derivaten (Futures und Optionen) auf Strom auf
stündlicher Basis stammt von Branger, Reichmann und Wobben (2010). (Branger, Reichmann, &
Wobben, 2010) Eine Untersuchung der Performance von statistischen Arbitrage-Handelsstrategien
basierend auf fundamentaler und technischer Analyse ist von Alizadeh und Nomikos (2008).
(Alizadeh & Nomikos, 2008) Eine generelle Analyse über die Prognostizierbarkeit von Future-Preisen
an der Nord Pool liefert schliesslich Torró. (Torró, 2009)
Optionsbewertung
Hirsch untersucht das Pricing von Elektrizitäts-Swing-Optionen, wobei das Underlying- der Spotpreis
an der EEX- über drei verschiedene Methoden berechnet wird. Mittels Regime-switching AR59
Prozess, einem jump-diffusion Prozess mit Bernoulli Jump terms und einem normalen inversen
Gauss’schen Prozess. Die drei Modelle werden schliesslich mit den EEX Spotpreisen und Swing
Option mit unterschiedlichen Ausübungszeitpunkten untersucht. (Hirsch, 2009) Die Bewertung von
Swing-Optionen basierend auf Rohstoffen untersuchen (Kiesel, Gernhard, & Stoll, 2010)
60
6. Zusammenfassung und Diskussion
Hauptzweck der vorliegenden Arbeit war, den Energiehandel an der European Energy Exchange zu
untersuchen. Die Existenz der Börse kann dabei als Resultat der Marktliberalisierung in Deutschland
gesehen werden. Es wurde auch klar, dass der Handel mit Energie und energienahen Produkten sich
fundamental von dem anderer Güter unterscheidet. So weist insbesondere der Stromhandel
aufgrund der Nichtlagerbarkeit und Leitungsgebundenheit Eigenschaften auf, für die neue
Preismodelle entwickelt werden mussten. Diese Annahme wurde auch bei der Literaturanalyse
deutlich. Die in der untersuchten Literatur entwickelten Modelle hatten teils sehr unterschiedliche
mathematische Konzepte als Grundlage. Während einige Modelle Preissprünge beispielsweise mit
Regime-Switching Modellen beschrieben, verwendeten andere Poisson-Prozesse. Wieder andere
modellierten nicht den Preis stochastisch, sondern das Verhalten der dem Preis zugrundeliegenden
Angebots- und Nachfragekurven, was einen hybriden Modellansatz darstellt. Auch der Handel an
sich unterscheidet sich durch die Preisfindung mittels Auktionen für Lieferungen am Folgetag von
dem anderer Güter. Der Schwerpunkt der untersuchten Wissenschaftsjournale lag auf Elektrizität
und teilweise Erdgas, was sicherlich auf die beschriebenen Besonderheiten zum einen und auf das
relativ neue Phänomen einer Strompreisbildung auf Grund des Marktverhaltens zum anderen
zurückzuführen ist. Beim Handel mit Emissionsberechtigungen waren mehr die Organisation des
Handelssystems
Untersuchungsgegenstand.
Am
wenigsten
in
den
untersuchten
Wissenschaftsjournalen wurde dabei über Kohle geschrieben. Bei den Terminmarktmodellen
unterschieden die Autoren in der Forschungsliteratur zwischen Modellen, die auf der Dynamik der
Spotmarktpreisen beruhen und der direkten Modellierung des Verhaltens der Forwardkurve (HJMAnsatz).
Vor diesem Hintergrund kann diese Arbeit als Einstieg in die Thematik des Energiehandels gesehen
werden. Weiter richtet sich die Arbeit an Personen, die einen Überblick über die verschiedenen
Forschungsrichtungen und die vorherrschenden Marktmodelle gewinnen wollen.
Das Thema „Energie“ ist insbesondere zum jetzigen Zeitpunkt nach der Atomkatastrophe in Japan
und den dadurch losgetretenen Diskussionen zum Thema Atomausstieg, Förderung von
erneuerbaren Energien und Ressourcenabhängigkeit bei fossilen Brennstoffen einmal mehr in den
Fokus einer breiten Öffentlichkeit getreten. Diese Diskussion und die daraus gezogenen
Konsequenzen werden sicherlich einen grossen Einfluss auf die an der Börse gehandelten
Energierohstoffe haben.
61
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67
Anhang: Preischarts zu gehandelten Energierohstoffen
QUELLENANGABE: Die zugrundeliegenden Daten der folgenden Charts sind alle von BLOOMBERG
Strom:
2000
1500
€/MWh
1000
500
2009
02.11
2010
2008
12.10
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
-500
2000
0
Phelix-Basload-Spot
04.11
10.10
08.10
06.10
04.10
02.10
12.09
10.09
190
170
150
130
110
90
70
50
08.09
€/MWh
16 Quelle: Bloomberg
Phelix-Baseload-1M-Future
68
Erdgas:
140
120
€/MWh
100
80
60
40
20
02.11
11.10
08.10
05.10
02.10
11.09
08.09
05.09
02.09
11.08
08.08
0
NCG Day Ahead Natural Gas Spot
€/MWh
140
120
100
80
60
40
20
0
NCG Base Month Fu May11
200
€/MWh
150
100
50
02.11
10.10
06.10
02.10
10.09
06.09
02.09
10.08
06.08
02.08
10.07
06.07
0
NCG Base Year Jan12
69
04.11
GASPOOL Day Ahead Natural Gas Spot
12.10
08.10
04.10
12.09
08.09
04.09
12.08
08.08
04.08
12.07
08.07
400
350
300
250
200
150
100
50
0
04.07
€/MWh
130
€/MWh
120
110
100
90
80
GASPOOL Base Month May11
250
€/MWh
200
150
100
50
03.11
11.10
07.10
03.10
11.09
07.09
03.09
11.08
07.08
03.08
11.07
07.07
0
GASPOOL Base Year Jan12
70
€/MWh
400
350
300
250
200
150
100
50
0
03.05
03.06
03.07
03.08
03.09
03.10
03.11
TTF Within Day Natural Gas Spot
130
€/MWh
120
110
100
90
80
11.10
12.10
01.11
02.11
03.11
04.11
TTF Hub Gas Price Month Specif
140
120
€/MWh
100
80
60
40
20
0
TTF Hub Gas Price Year Specifi
71
CO2-Emissionsberechtigungen:
250
200
150
100
50
0
04.05
04.06
04.07
04.08
04.09
04.10
04.11
Spot Carbon Dioxide (CO2) Emis
Kohle:
600
500
USD/t
400
300
200
100
0
ARA 1 M Future auf API2
72
Eigenständigkeitserklärung
Ich erkläre hiermit,

Dass ich die vorliegende Arbeit ohne fremde Hilfe und ohne Verwendung anderer als der
angegebenen Hilfsmittel verfasst habe,

Dass ich sämtliche verwendeten Quellen erwähnt und gemäss gängigen wissenschaftlichen
Zitierregeln nach bestem Wissen und Gewissen korrekt zitiert habe.
St. Gallen, 23. Mai 2011
Dominique-Cristian Baumann
73

Energiehandel an der EEX

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