Börslicher Energiehandel in Deutschland

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Symbolverzeichnis

1. Einleitung

2. Marktliberalisierung und Entstehung der deutschen Energiebörse EEX
2.1 Liberalisierung des Marktes und Veränderung des Marktumfeldes
2.1.1 Ausgangslage vor der Liberalisierung
2.1.2 Zielsetzung und Vorgehensweise zur Liberalisierung
2.1.3 Veränderungen durch die Liberalisierung
2.2 Entstehung von Energiebörsen
2.2.1 Möglichkeiten des Energiehandels
2.2.2 Konkurrierende Börsenmodelle
2.2.3 Gründung der EEX
2.3 Funktion und Organisation der EEX
2.3.1 Rolle der EEX im börslichen Energiehandel
2.3.2 Organe der EEX
2.3.3 Elektronische Handelssysteme an der EEX

3. EEX-Marktteilnehmer und -instrumente
3.1 Marktteilnehmer der deutschen Energiebörse EEX
3.1.1 Primäre Marktteilnehmer
3.1.2 Sekundäre Marktteilnehmer
3.1.3 Zulassungsvoraussetzungen
3.2 Produkte der deutschen Energiebörse EEX
3.2.1 Handelsobjekte an Spot- und Terminmarkt
3.2.2 Handelsformen und Handelsphasen an Spot- und Terminmarkt
3.2.3 Preisbildungsmechanismen
3.3 Einsatzmöglichkeiten energiebörslicher Produkte
3.3.1 Handelsmotive
3.3.2 Einsatzmöglichkeiten von Spotmarktprodukten
3.3.3 Einsatzmöglichkeiten von Terminmarktprodukten

4. Kritische Würdigung des Energiemarktes und Lösungsansätze für Schwachstellen ..
4.1 Kritische Analyse des liberalisierten Energiemarktes
4.1.1 Zielerreichungsgrad der Liberalisierungsbestrebungen
4.1.2 Definition und Ausübungsmöglichkeiten von Marktmacht
4.1.3 Empirischer Nachweis für das Vorliegen von Marktmacht
4.2 Kritische Analyse der EEX als Strombörse im liberalisierten Markt
4.2.1 Erfüllungsgrad der Börsenfunktionen
4.2.2 Untersuchung des Preisbildungsmechanismus am Spotmarkt der EEX
4.2.3 Untersuchung der Liquidität an der EEX
4.3 Maßnahmen zur Steigerung des Wettbewerbs auf dem Energiemarkt
4.3.1 Eindämmung von Marktmacht durch umfassendes Market-Monitoring
4.3.2 Transparenzoffensive der EEX
4.3.3 Steigerung der Liquidität an der EEX

5. Zusammenfassung und Ausblick

Literaturverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Monopolanbieter der Versorgungsgebiete in Deutschland vor 1998

Abbildung 2: Aufteilung des deutschen Energiemarktes nach der Liberalisierung

Abbildung 3: Allokationsfunktion der Börse

Abbildung 4: Wertschöpfungskette eines EVU

Abbildung 5: Handelsteilnehmer der European Energy Exchange, Leipzig

Abbildung 6: Spot- und Terminmarktprodukte an der EEX

Abbildung 7: Handelsphasen für Stundenkontrakte auf Strom

Abbildung 8: Handelsphasen für Blockkontrakte auf Strom

Abbildung 9: Auftragsbuch vor Feststellung des Auktionspreises

Abbildung 10: Ermittlung von Kaufmenge, Verkaufsmenge, ausführbarer Menge und Überhang

Abbildung 11: Preisfeststellung im fortlaufenden Handel

Abbildung 12: Fortlaufender Handel - Auftragsbuch vor (oben) und nach (unten) Eingabe eines ausführbaren Verkaufsauftrages

Abbildung 13: Beschaffungsoptimierung mit Portfoliomanagement

Abbildung 14: Beschaffungspreisabsicherung eines Industrieunternehmens durch den Kauf von Call-Optionen

Abbildung 15: Durchschnittspreise für Strom am EEX-Spotmarkt [€/MWh]

Abbildung 16: Ökonomische und physische Zurückhaltung

Abbildung 17: Vergleich von Grenzkosten und Marktpreisen (21.04.2004)

Abbildung 18: Preisverläufe an den Spotmärkten ausgewählter europäischer Strombörsen (10/2008 - 09/2009)

Symbolverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

Mit der Liberalisierung des Strommarktes im Jahre 1998 ergaben sich weitreichende Ver- änderungen für den deutschen Energiemarkt. Während der Markt zuvor von acht großen Ver- bundunternehmen, 80 Regionalversorgern und 900 Stadtwerken beherrscht wurde, sprossen mit der Neufassung des deutschen Energiewirtschaftsgesetzes von 1998 neue Wettbewerber empor.¹ Neben den bisher am Markt agierenden Parteien wurde das Geschäft mit der Ware „Strom“ nun auch für Händler, industrielle Großkunden und Banken interessant.² Langfristige Verträge wurden durch kurzfristige Kontrakte abgelöst, deren Konditionen sich durch das freie Spiel von Angebot und Nachfrage bestimmen.³ Als Handelsplattform entwickelte sich in diesem Zusammenhang die European Energy Exchange (EEX) in Leipzig. An dieser Ener- giebörse werden neben Strom inzwischen auch Erdgas, Kohle und Emissionszertifikate für CO2 gehandelt.⁴ Obwohl der zunehmende Wettbewerb in diesem Sektor den Endverbrauchern mittlerweile ein größeres Maß an Freiheit einräumt, gibt es hinsichtlich Themen wie Preisbil- dung und Markttransparenz immer noch widersprüchliche Ansichten.⁵ Daher erscheint es notwendig, die mit der Liberalisierung entstandenen neuen Möglichkeiten einer genaueren Untersuchung zu unterziehen. Dazu wird im Rahmen dieser Arbeit der börsliche Energie- handel an der EEX zunächst detailliert beschrieben und anschließend einer kritischen Würdi- gung unterzogen.

Ausgehend von einem Rückblick auf den Zeitraum vor der Liberalisierung des Marktes und einer Beschreibung der sich durch die Liberalisierung ergebenden Veränderungen wird in Kapitel 2 die Entstehung von Energiebörsen illustriert. Im Mittelpunkt steht dabei der deutsche Markt mit seiner Energiebörse EEX, auf deren Funktionen und Organe ebenfalls eingegangen wird. Kapitel 3 befasst sich mit den Marktteilnehmern und den ihnen zur Verfü- gung stehenden Instrumenten. Neben einer Diskussion der Intentionen und rechtlichen Vor- aussetzungen für die Teilnahme am börslichen Energiehandel werden die an der EEX gehan- delten Produkte vorgestellt und Handelsmechanismen erläutert. Dem schließt sich eine Be- trachtung der Einsatzmöglichkeiten der zuvor genannten Produkte an. In Kapitel 4 erfolgt schließlich eine kritische Würdigung des börslichen Energiehandels in Deutschland. Dazu wird zunächst untersucht, inwieweit die Zielsetzungen der Liberalisierung erreicht wurden. In diesem Zusammenhang wird das Phänomen der Marktmacht erläutert und für den deutschen Markt empirisch nachzuweisen versucht. Daran schließt sich eine Analyse der EEX an, in der die einzelnen Börsenfunktionen auf ihren Erfüllungsgrad getestet werden. Hierbei wird der Preisbildungsmechanismus am EEX-Spotmarkt und die Eignung des dabei ermittelten Preises als Referenzwert gesondert untersucht. Schließlich werden Möglichkeiten zur Verbesserung des Wettbewerbs auf dem deutschen Energiemarkt aufgezeigt. Nach einer Zusammenfassung der Kernaussagen endet die Arbeit mit einem Ausblick auf die zukünftige Entwicklung des börslichen Energiehandels in Deutschland.

2. Marktliberalisierung und Entstehung der deutschen Energiebörse EEX

2.1 Liberalisierung des Marktes und Veränderung des Marktumfeldes

2.1.1 Ausgangslage vor der Liberalisierung

Vor seiner Liberalisierung im Jahre 1998 war der deutsche Strommarkt durch das Prinzip der geschlossenen Versorgungsgebiete gekennzeichnet. Durch die Abwesenheit von Wettbewerb genossen die Energieversorgungsunternehmen (EVU) eine natürliche Monopolstellung in räumlich fest zugeordneten Gebieten. In jedem dieser Gebiete war genau ein Anbieter für die Deckung des Strombedarfs seiner Endkunden zuständig.⁶

Charakteristisch für dieses System der Stromversorgung war sein dreistufiger Aufbau aus Verbundunternehmen, regionalen Versorgungsunternehmen und Stadtwerken auf kommuna- ler Ebene.⁷

Die acht großen Verbundunternehmen BEWAG, EnBW, HEW, RWE, VEAG, VEW, Bayernwerk und PreussenElektra verfügten über mehr als 80% der gesamten Erzeugungskapazitäten in Deutschland. Ihre Hauptaufgabe bestand in der Versorgung der ihnen nachgelagerten Regionalversorger und Stadtwerke. Während sich die Anbieter PreussenElektra, VEAG und Bayernwerk komplett auf die Rolle des Vorlieferanten konzentrierten, erstreckte sich das Tätigkeitsfeld der übrigen Verbundunternehmen bis zur Versorgung privater Endverbraucher. Neben der Stromproduktion waren die Verbundunternehmen auch für den Betrieb des Transportnetzes und die Frequenzhaltung zuständig.⁸

Auf der zweiten Ebene folgten etwa 80 regionale Versorgungsunternehmen, deren Aufgabe in der flächendeckenden Verteilung der von den Verbundunternehmen bezogenen Elektrizität lag. Zu einem geringen Anteil verfügten die Regionalversorger auch über eigene Stromerzeu- gungskapazitäten.⁹

Den Regionalversorgern nachgelagert existierten etwa 900 Stadtwerke, die als Bindeglied zum Endkunden fungierten. Kennzeichnend für diese Verteilungsunternehmen war ihre re- gionale Beschränktheit. In ihrer Funktion der Verteilung von Elektrizität bis hin zum Endab- nehmer wurde der dazu notwendige Strombedarf zumeist gänzlich durch eine der beiden vor- gelagerten Stufen bereitgestellt. Eine zusätzliche Unterstützung durch eigene Erzeugungska- pazitäten war lediglich bei sehr großen Stadtwerken üblich, welche hinsichtlich ihrer wirt- schaftlichen Bedeutung Regionalversorgern gleichkamen. Da sich Stadtwerke größtenteils im Besitz der öffentlichen Hand befanden, wurden durch deren Betrieb realisierte Gewinne häu- fig zur Subventionierung defizitärer kommunaler Dienstleistungen wie z.B. Verkehrsbetriebe verwendet. Diese Vorgehensweise ist auch unter dem Namen „kommunaler Querverband“ bekannt.¹⁰

Nicht selten waren in diesem dreistufigen Versorgungssystem Verbundunternehmen an nachgelagerten Regionalversorgern beteiligt. Derartige Verflechtungen in den Eigentumsverhältnissen führten zu Überschneidungen in den Aufgabenbereichen, was eine scharfe Abgrenzung der einzelnen Ebenen nahezu unmöglich machte.¹¹

Jedes Versorgungsgebiet war exakt einem Verbundunternehmen zugeordnet, welches dort als natürlicher Monopolist auftrat (vgl. Abbildung 1).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Monopolanbieter der Versorgungsgebiete in Deutschland vor 1998¹²

Alle Endkunden eines Versorgungsgebiets wurden vom regional zuständigen Anbieter zu dessen Konditionen bedient. Eine Auswahl zwischen verschiedenen Lieferanten oder ein Anbieterwechsel war nicht möglich, da das jeweilige Gebiet dem zuständigen Monopolanbieter zur konkurrenzlosen Versorgung überlassen wurde.¹³

Aus der Sicht des Endabnehmers, dem nur ein Anbieter zur Verfügung stand, wies der Markt demnach eine klar monopolistische Struktur auf. Betrachtet man jedoch den über alle Versor- gungsgebiete aggregierten deutschen Energiemarkt, so wird offenkundig, dass es sich viel- mehr um ein oligopolistisches Gefüge mit wenigen Anbietern und vielen Nachfragern han- delt.¹⁴

Die natürliche Monopolstellung der Stromanbieter geht auf das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) von 1935 zurück. Neben dem primären Ziel der Versorgungssicherheit wurde darin festgehalten, dass die damals angenommenen schädlichen Auswirkungen des Wettbewerbs auf den Energiemarkt vermieden werden sollten. Realisiert wurde diese Prämisse durch die Schaffung von Gebietsmonopolen, die in sog. Demarkationsverträgen fixiert wurden und den Anbietern eines Versorgungsgebietes die regionale Vormachtstellung zusicherten.¹⁵ Man unterscheidet horizontale und vertikale Demarkation. Verträge zwischen EVU derselben Stufe werden als horizontale Demarkation bezeichnet. Bei Kontrakten zwischen Parteien unterschiedlicher Ebenen spricht man von vertikaler Demarkation.¹⁶

Neben der Demarkation waren Konzessionsverträge eine wichtige Voraussetzung für die Monopole in den Versorgungsgebieten. Sie wurden zwischen EVU und Kommunen geschlos- sen und verliehen den Energieversorgern das Recht zur alleinigen Wegenutzung, welche zur Versorgung des Kunden unerlässlich war. Im Gegenzug erhielten die Kommunen vom EVU eine Ausgleichszahlung, die sog. Konzessionsabgabe. Mit dem Versorgungsmonopol wurden die Energieversorger dazu verpflichtet, der Versorgung des Kunden in vollem Umfang nach- zukommen. Dies beinhaltete sowohl die Anbindung an das Versorgungsnetz als auch die Be- friedigung des Elektrizitätsbedarfs der Kunden. Demarkations- und Konzessionsverträge war- en stets langfristiger Natur, wobei die Laufzeit rechtlich auf 20 Jahre begrenzt war.¹⁷

Auf Grund ihres den Wettbewerb einschränkenden Charakters wären sowohl Demarkationsals auch Konzessionsverträge rechtlich unwirksam gewesen. Daher musste ein kartellrechtlicher Ausnahmebereich geschaffen werden. Gemäß § 103 GWB wurde der Wettbewerb zwischen EVU deshalb untersagt.¹⁸

Damit die Monopolstellung der EVU in den jeweiligen Versorgungsgebieten nicht miss- braucht werden konnte, schuf der Gesetzgeber ein Aufsichtsinstrumentarium zur Kontrolle der öffentlichen Stromwirtschaft. § 4 EnWG a.F. beispielsweise forderte die behördliche Kontrolle sämtlicher Investitionen der Energieversorger. Darüber hinaus wurde ungerechtfer- tigten Preiserhöhungen durch präventive Preiskontrolle vorgebeugt. Nach §§ 1, 12 BTOElt mussten alle Strompreise für tarifliche Kunden vor ihrer Erhebung von der zuständigen Be- hörde genehmigt werden. Die generelle Preisaufsicht regelte § 103 Abs.5 S.2 Nr.2 GWB a.F. Ein vom Kartellrecht freigestellter Energieversorger handelte demnach missbräuchlich, wenn er ungünstigere Preise als ein vergleichbares Unternehmen forderte und nicht nachweisen konnte, dass die Abweichung auf besonderen, ihm nicht zurechenbaren Umständen beruht („Monopolpreisvergleich“).¹⁹

Insgesamt kann festgehalten werden, dass der Strommarkt vor der Liberalisierung 1998 durch monopolistische Strukturen geprägt und der Stromhandel auf den sog. Verbundhandel zwischen den acht großen EVU begrenzt war. Der Großhandelsmarkt war durch langfristige Verträge und Absprachen gekennzeichnet.

2.1.2 Zielsetzung und Vorgehensweise zur Liberalisierung

Seit dem Ende der 1980er-Jahre verbreitete sich die Ansicht, eine Liberalisierung des Strom- marktes könne durch zunehmenden Wettbewerb die Kosten für die Stromerzeugung nachhal- tig senken.²⁰

Gerade vor dem Hintergrund der durch die Globalisierung zusammenwachsenden Absatzmärkte in Europa erkannte man die Möglichkeit, die Effizienz von Energieversorgung, -trans- port und -verteilung zu optimieren und gleichzeitig die Versorgungssicherheit sowie die Bedingungen für den Endkunden hinsichtlich Anbieterauswahl zu verbessern.²¹

Daher sah sich die EU in der Pflicht, die Öffnung der nationalen Energiemärkte politisch voranzutreiben und entwarf einen mehrstufigen Plan mit der Zielsetzung eines Binnenmarkts für leitungsgebundene Energie.²²

In diesem Zusammenhang macht ein Zitat des für Energiepolitik in der EU verantwortlichen Kommissars Christos Papoutsis die mit einer Liberalisierung einhergehenden Chancen beson- ders deutlich:

„ Unser Ziel, n ä mlich die Verwirklichung eines einheitlichen Binnenmarkts f ü r Energie, ist von der Erkenntnis getragen, dass eine st ä rkere Integration der nationalen Energiem ä rkte der richtig Weg zu h ö herer Versorgungssicherheit, geringeren Kosten und verst ä rkter Wettbe werbsf ä higkeit ist. Ich bin mir sicher, dass ein gemeinsamer Markt ohne Binnengrenzen eine flexiblere und diversifiziertere Energieversorgung schafft. “ ²³

Den ersten Schritt zur Umsetzung der Liberalisierung bildete die EU-Richtlinie zur Preis- transparenz von 1990, welche durch die Veröffentlichungspflicht von Preisstellungen Markt- transparenz gewährleisten sollte. Weiter erließ die EU Richtlinien über den Transit von Strom- und Erdgaslieferungen, um die Voraussetzungen für einen stärkeren internationalen Austausch zwischen den Netzen und Anbietern innerhalb der EU-Mitgliedstaaten zu schaffen.

Das für die Liberalisierung bedeutendste Regelwerk war jedoch die am 19.12.1996 beschlossene und am 30.01.1997 in Kraft getretene Binnenmarktrichtlinie Strom 96/92/EG.²⁴

Anhand dieses EU-Papiers soll im Folgenden die Liberalisierung des europäischen Energiemarktes unter besonderer Berücksichtigung des deutschen Marktes erläutert werden.

Die Kernforderung der Richtlinie besteht in der Errichtung eines wettbewerbsorientierten Elektrizitätsmarktes.²⁵ Beim Bau neuer Stromerzeugungsanlagen haben die Mitgliedstaaten die Wahl zwischen zwei Verfahren.²⁶ Beim Genehmigungsverfahren legen die Staaten die Kriterien, welche zur Genehmigung des Baus von Erzeugungsanlagen führen, selbst fest. Ne- ben der wirtschaftlichen und finanziellen Leistungsfähigkeit des Antragstellers können z.B. die Energieeffizienz oder die Art der Primärenergieträger ausschlaggebende Punkte darstel- len.²⁷ Im Ausschreibungsverfahren können sich Interessenten um die Erteilung einer Ge- nehmigung für den Bau von Erzeugungsanlagen bewerben. Dafür wird in regelmäßigen Zeit- abständen eine Vorausschau über die Erzeugungs- und Übertragungskapazitäten, die an das Netz angeschlossen werden können, veröffentlicht. Den Bewerbern wird dann durch eine vom betreffenden Mitgliedstaat benannte Behörde der Zuschlag erteilt bzw. verweigert.²⁸

Bei beiden Verfahren müssen objektive, transparente und nichtdiskriminierende Kriterien angewendet werden.²⁹ Da die Zugangskriterien beim Genehmigungsverfahren stark von der energiepolitischen Position des jeweiligen Staates abhängen, verfügen die Nationen über einen größeren Handlungsspielraum bei der Genehmigungserteilung als beim stark durch Verfahrensvorschriften bestimmten Ausschreibungsverfahren.³⁰

Zudem wird gefordert, dass die Mitgliedstaaten einen Netzbetreiber wählen, der die Verantwortung für den Betrieb, die Wartung und ggf. den Ausbau des Übertragungsnetzes trägt und somit die Versorgungssicherheit garantiert.³¹

Darüber hinaus hat die Binnenmarktrichtlinie den Anspruch, eine Entflechtung der vertikal integrierten Elektrizitätsunternehmen anzustoßen.³² Durch das sog. Unbundling sollen die Betriebssparten Erzeugung, Übertragung und Verteilung separiert werden, damit der Netzbe- treiber getrennt von der Erzeugungs- und Verteilungsaktivität des integrierten Unternehmens verwaltet wird.³³

Daneben soll den Mitgliedstaaten durch die Erlaubnis zur Einsichtnahme in die Buchführung der integrierten Unternehmen eine Kontrollmöglichkeit verliehen werden.³⁴

Schließlich wird in der Richtlinie die Organisation des Netzzugangs geregelt. Die Richtlinie sieht vor, dass Dritten der Zugang zu den vorhandenen Verteilungsnetzen unter verhandelten Konditionen bewilligt wird. Die EU-Staaten haben hierbei die Auswahl zwischen zwei Systemen, wobei jeweils objektive, transparente und nicht-diskriminierende Kriterien zur Anwendung kommen sollen.³⁵

Dem Netzzugang auf Vertragsbasis liegt eine freiwillige kommerzielle Vereinbarung zwi- schen Netzbetreiber und Kunde zugrunde. Die Parteien handeln dabei selbständig einen Lie- fervertrag aus. Alternativ kann ein Mitgliedstaat sich auch für ein geregeltes Netzzugangs- system entscheiden. Hierbei wird den Kunden das Netznutzungsrecht auf Basis veröffent- lichter Tarife gewährt. Die Bedingungen müssen den anderen Zugangssystemen mindestens gleichwertig sein. Verweigert werden kann der Zugang nur, wenn der Netzbetreiber nicht über die notwendige Kapazität verfügt. Die Beweislast liegt beim Netzbetreiber.³⁶

Beim Alleinabnehmersystem werden alle Kunden innerhalb des vom Netzanbieter abge- deckten Gebiets beliefert. Allerdings ist der Anbieter dazu verpflicht, die Nutzung seiner Net- ze zu einem nicht-diskriminierenden Tarif freizugeben, sofern ein Kunde seines Gebiets Strom bei einem Dritten gekauft hat. Ebenso muss er wegen der sog. Vergütungspflicht den entstandenen Preisvorteil an den Kunden weiterreichen. Verweigert werden kann der Netzzu- gang nur, wenn der Alleinabnehmer nicht über die notwendigen Übertragungs- oder Vertei- lungskapazitäten verfügt.³⁷

Zur Umsetzung der in der Richtlinie angeführten Postulationen wurde den EU-Mitgliedstaa- ten ein Zeitraum von zwei Jahren eingeräumt.³⁸

Die Marktöffnung musste dabei nicht schlagartig erfolgen, sondern konnte unter Einhaltung von Mindestanforderungen schrittweise umgesetzt werden. So mussten bspw. bis 2003 mindestens 33% der Strommärkte geöffnet sein. Eine schnellere Öffnung der Märkte war selbstverständlich nicht ausgeschlossen.³⁹

In den einzelnen EU-Mitgliedstaaten mussten bei der Umsetzung o.g. Richtlinie unterschiedliche Voraussetzungen berücksichtigt werden. Neben unterschiedlichen Erzeugungsstrukturen (z.B. Kohle in D/GB; Kernenergie in FRA; Erdgas in NED) spielten dabei auch die sich national unterscheidenden Organisationsstrukturen (z.B. zentral in FRA/ITA; dezentral in D/NED/GB) und Eigentumsverhältnisse (Staatsgesellschaften in FRA/ITA; privatwirtschaftliche Versorgungsunternehmen in GB/DEN; gemischt-wirtschaftliche Strukturen in D/NED/SWE) eine bedeutende Rolle.⁴⁰

In Deutschland wurde die EU-Richtlinie mit dem Erlass des EnWG in der Fassung vom 24.04.1998 in nationales Recht umgesetzt.⁴¹

Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung mit Elektrizität und Gas im Interesse der Allgemeinheit.⁴²

Die Hauptforderung nach mehr Wettbewerb auf dem Elektrizitätsmarkt wurde durch die freie Wahl des Stromzulieferers durch den Endverbraucher gewährleistet.⁴³

Dazu musste das GWB dahingehend geändert werden, dass die in § 103 GWB geregelten Demarkationsverträge abgeschafft wurden. Somit gehörte ab diesem Zeitpunkt die kartellrechtliche Sonderstellung der Energiewirtschaft der Vergangenheit an.⁴⁴

Für den Marktzutritt von neuen Energieversorgern wurde das Genehmigungsverfahren ausgewählt, welches die behördliche Genehmigung neuer Marktteilnehmer erforderte.⁴⁵

§ 4 EnWG enthielt die deutsche Regelung bezüglich der EU-Forderung nach einem verantwortlichen Netzbetreiber zur Gewährleistung von Versorgungssicherheit.⁴⁶

Die Entflechtung der Betriebssparten vertikal integrierter Versorgungsunternehmen war in § 4 Abs 4. EnWG festgehalten. Ferner enthielt § 9 EnWG Vorschriften über die behördliche Kontrolle der Buchhaltung sowie deren Trennung in Erzeugungs-, Übertragungs- und Vertei- lungsaktivitäten.⁴⁷

Hinsichtlich des Netzzugangs Dritter schreibt das EnWG das System des verhandelten Netzzugangs vor, welches auf eine Selbstregulierung des Marktes abstellt.⁴⁸

Innerhalb ihrer Gebiete waren die Energieversorger weiterhin zur Versorgung der Endkunden verpflichtet. Allerdings mussten die Netzbetreiber ihr Versorgungsnetz von nun an auch ande- ren Unternehmen für Durchleitungen diskriminierungsfrei zur Verfügung stellen. Die Kondi- tionen durften dabei nicht schlechter sein als sie der Betreiber innerhalb seines eigenen Unter- nehmens oder ggü. verbundenen oder assoziierten Unternehmen erheben würde.⁴⁹

Zur Sicherung dieses diskriminierungsfreien Zugangs erließen die Verbände BDI, VIK und VDEW die Verbändevereinbarung, welche Kriterien zur Bestimmung von Nutzungsent- gelten regelt.⁵⁰

Mit Inkrafttreten der Novelle des EnWG wurde der deutsche Strommarkt schlagartig freigegeben. Damit geht das EnWG über die Mindestanforderungen der EU-Binnenmarktrichtlinie hinaus, wonach auch eine stufenweise Marktöffnung möglich gewesen wäre.⁵¹

2.1.3 Veränderungen durch die Liberalisierung

Die Deregulierung des Energiemarktes in Deutschland brachte einschneidende Veränderun- gen mit sich, da sich die Energieversorger nun zunehmendem Wettbewerb ausgesetzt sahen.⁵²

Gleichzeitig kristallisierte sich der Handel mit Strom als neues Element des immer dynami- scher werdenden Marktes heraus. Strom wurde zu einer fungiblen, frei handelbaren Sache. Die Möglichkeit für den Kunden, seinen Stromlieferanten frei zu wählen, sorgte dafür, dass fortan Angebots- und Nachfrageverhältnisse die Preisbildung für Strom bestimmten.⁵³

Um den Stromhandel näher zu untersuchen, müssen zunächst einige Besonderheiten der Ware „Strom“ erläutert werden, denn diese Charakteristika beeinflussen den Handel mit Elektrizität in erheblichem Maße.⁵⁴

Strom hat die Eigenschaft, nur in äußerst begrenztem Ausmaß lagerfähig zu sein. Diese Nichtspeicherbarkeit erfordert die zeitliche Synchronität von Erzeugung und Verbrauch, damit die Stromversorgung jederzeit gewährleistet werden kann.⁵⁵ Diese Anforderung stellt besonders vor dem Hintergrund tageszeitlich, jahreszeitlich und wetterbedingter Schwankungen in den Nachfrageverhältnissen eine große Herausforderung dar.⁵⁶

Außerdem ist die Handelsware „Strom“ durch Leitungsgebundenheit beim Transport ge- kennzeichnet. Versorgungsnetze müssen demnach die Stromübertragung an den betreffenden Verbrauchsort ermöglichen. Übertragungen über längere Distanzen können dabei Netzver- luste verursachen. Für die Benutzung fremder Netze durch Dritte werden vom Netzbetreiber Netznutzungsentgelte erhoben.⁵⁷

Darüber hinaus ist starke Preisvolatilität eine charakteristische Eigenschaft von Strom. Preisschwankungen können sowohl von der Angebots- als auch von der Nachfrageseite verursacht werden. Während angebotsseitig hauptsächlich Engpässe bei der Energieerzeugung oder Transportengpässe zu schwankenden Preisen führen, zeigen sich nachfrageseitig in erster Linie die Wetterverhältnisse für Preisvolatilitäten verantwortlich. Ursache dafür ist die Kopplung des Stromeinsatzes an den Wärme- bzw. Klimatisierungsmarkt.⁵⁸

All diese Eigenschaften von Strom erschweren seinen Handel im Vergleich zu anderen Waren und müssen bei den Untersuchungen des Strommarktes berücksichtigt werden.⁵⁹

Mit der Marktliberalisierung 1998 begann ein Verdrängungseffekt langfristiger Energielieferverträge durch kurzfristigere Kontrakte, deren Preis durch Angebot und Nachfrage geregelt wird. Dieser Prozess wird als Kommoditisierung bezeichnet.⁶⁰

Des Weiteren traten im Zuge der Liberalisierung neue Teilnehmer in den Energiemarkt ein und verliehen dem neugeschaffenen Wettbewerb zusätzliche Dynamik. Die Tätigkeitsfelder der neuen Wettbewerber waren dabei diverser Natur. Neben neuen Energieanbietern drangen reine Energiehändler oder Anbieter von Risikomanagementdienstleistungen (z.B. Banken) auf den Markt. Auch Aggregatoren, deren Ziel die Nachfragebündelung mittlerer und kleiner Kunden zur Erreichung günstigerer Konditionen war, sahen nun ihre Chance, erfolgreich am Markt zu agieren. Broker vermittelten zwischen Käufer- und Verkäuferseite und Informati- onsanbieter versorgten andere Marktteilnehmer mit transaktionsrelevanten Daten.⁶¹

Der verstärkte Wettbewerb zwang die Marktteilnehmer zur Umstrukturierung ihrer Pro- duktpalette. Während traditionell technische Kernkompetenzen an Bedeutung verloren, rück- ten Marketing- und Vertriebsaktivitäten in den Vordergrund. So wollte man der neuge- schaffenen Kundenorientierung gerecht werden.⁶² Dies äußerte sich in der Entkopplung bisher integrierter Produkte und Dienstleistungen. Von nun an sollte der Kunde die von ihm ge- wünschten Komponenten selbst zusammenstellen können. Häufig wurden z.B. neben festen Lieferverträgen für den sicheren Energiebedarf, Rahmenverträge geschlossen, welche den kurzfristigen Bezug unsicheren Bedarfs regelten und damit Flexibilität des Kunden erhöh- ten.⁶³ Zudem wurde verstärkt Marktforschung betrieben, um Kundenbedürfnisse zu analysie- ren und darauf aufbauen geeignete Maßnahmen zu deren Befriedigung zu entwickeln.⁶⁴

Ferner waren Konzentrationsprozesse auf dem Markt zu beobachten. Der zunehmende Preiskampf zwang viele Stromanbieter dazu, zu fusionieren oder strategische Allianzen einzugehen, um überhaupt auf dem liberalisierten markt überleben zu können. Außerdem kam es zu Kooperationen zwischen Anbietern verschiedener Energieformen (z.B. Strom- und Gasanbieter). Das Ziel einer solchen Konvergenz der Energieteilmärkte war das Ausnutzen von Synergien und Skaleneffekten. Dazu gehören neben der Einsparung von Betriebskosten durch Rationalisierung auch Größeneffekte durch Aggregation von Nachfrage.⁶⁵

Die Konzentrationsprozesse hatten eine Halbierung der Anzahl an Verbundunternehmen zur Folge. Während in Monopolzeiten noch acht Verbundunternehmen existierten, wurden von nun an etwa 90 % des Marktes von den vier Großkonzernen RWE, E.ON, Vattenfall und EnBW beherrscht. Die neue geographische Aufteilung wird aus Abbildung 2 ersichtlich.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Aufteilung des deutschen Energiemarktes nach der Liberalisierung⁶⁶

2.2 Entstehung von Energiebörsen

2.2.1 Möglichkeiten des Energiehandels

Als Handelsmöglichkeiten für Energie im veränderten Marktumfeld kann zwischen börslichem Handel und dem sog. „Over-the-Counter-Handel“ (OTC-Handel) gewählt werden.⁶⁷ Beim OTC-Handel werden individuell ausgehandelte Kaufverträge zwischen zwei Parteien geschlossen. Dabei verpflichtet sich ein Vertragspartner zur Lieferung der Ware, der andere zur Abnahme und zur Zahlung des Kaufpreises.⁶⁸ OTC-Geschäfte sind primär auf die tatsächlich physische Erfüllung der Transaktion ausgerichtet.⁶⁹

Börsen dagegen sind „organisierte Marktplätze, auf denen regelmäßig Angebot und Nachfrage in börsenmäßig handelbaren Gegenständen zusammengeführt werden.“⁷⁰ An Energiebörsen werden standardisierte Produkte gehandelt. Neben der physischen Erfüllung, lässt sich hier auch eine rein finanzielle Erfüllung realisieren.⁷¹

Nachfolgend wird die Eignung der beiden Handelsformen für den Einsatz im Energiehandel diskutiert. Zu diesem Zweck wird eine Gegenüberstellung der Eigenschaften von OTC-Han- del und börslichem Handel vorgenommen.

OTC-Geschäfte sind durch maßgeschneiderte Verträge gekennzeichnet, deren Bedingungen von den Vertragspartnern nach deren individuellen Vorstellungen vereinbart werden. So kön- nen z.B. Lieferort oder Liefertermin frei ausgehandelt werden, wodurch den beteiligten Par- teien ein hoher Grad an Flexibilität zu Teil wird.⁷² Börsliche Energiegeschäfte hingegen sind stark standardisiert, wobei der Vertragspartner die jeweilige Börse ist.⁷³ Vertragsspezifika sind hier vorgegeben und können nicht individuell verhandelt werden. Die Ursache für die Standardisierung liegt in den unterschiedlichen Handelsintentionen der Marktteilnehmer. Standardisierte Produkte dienen folglich als eine Art „kleinster Nenner verschiedener Han- delsintentionen“ und befriedigen die Bedürfnisse von Hedgern, Arbitrageuren und Spekulan- ten gleichermaßen.⁷⁴

Um den individuellen Bedürfnissen aller Marktteilnehmer aber vollumfänglich gerecht zu werden, muss der börsliche Energiehandel durch OTC-Handel ergänzt werden.⁷⁵

Unmittelbar mit dem Standardisierungsgrad verbunden sind die Transaktionskosten. Da die Aushandlung von außerbörslichen OTC-Verträgen sehr zeitintensiv ist, kann nicht jede Transaktion individuell vereinbart werden. Stattdessen werden Rahmenverträge geschlossen, die Vertragsinhalte wie Produktqualität oder Zahlungsmodalitäten regeln. Auf Grund der damit verbundenen Zeitersparnis können Transaktionskosten gespart werden, denn als auszuhandelnde Vertragsparameter verbleiben lediglich Preis und Menge.⁷⁶

Wesentlich geringere Transaktionskosten weist allerdings der börsliche Energiehandel mit seinen hochstandardiserten Produkten auf, welche vertragliche Absprachen überflüssig werden lassen.⁷⁷ Zudem wird durch die Schaffung eines Marktplatzes für Käufer und Verkäufer der Zeitaufwand für die Suche nach einem Vertragspartner geringer, was ebenfalls zur Senkung der Transaktionskosten beiträgt.⁷⁸

Auch bezüglich der Anonymität des Agierens am Markt unterscheiden sich die beiden Handelsformen. Der Handel an einer Börse ermöglicht eine anonyme Geschäftsabwicklung. Beim OTC-Handel dagegen ist dem jeweiligen Vertragspartner die eigene Handelsposition und damit auch die Geschäftsstrategie bekannt.⁷⁹

Bezüglich des Adressausfallrisikos ist der Börsenhandel ebenfalls zu bevorzugen, denn Börsen gewährleisten durch die Übernahme des Kreditrisikos die physische und finanzielle Erfüllung von Geschäften.⁸⁰ Im Gegensatz dazu kommt eine Transaktion beim Ausfall einer OTC-Vertragspartei überhaupt nicht zustande.⁸¹

Eine weitere Schwäche des OTC-Handels ist sein den bilateralen Verträgen geschuldeter Mangel an Liquidität. Im Unterschied dazu verfügt der Handel an Börsen wegen der Vielzahl an Marktteilnehmern und den dadurch bedingten großen Angebots- und Nachfragevolumina generell über höhere Liquidität. Dieser Tatbestand erhöht das Vertrauen der Teilnehmer in den Markt, da bei einem funktionierenden Wettbewerb selbst große Akteure keine Möglich- keit haben, den Handel in irgendeiner Weise zu beeinflussen. Zusätzlich sorgen sog. MarketMaker durch ständiges Einstellen von Kaufs- und Verkausfsorders dafür, dass die Liquidität jederzeit garantiert wird. Als Nebeneffekt der hohen Liquidität können Geschäfte jederzeit glattgestellt werden, d.h. sie werden durch ein Gegengeschäft aufgehoben. Dies ist auf dem OTC-Markt nicht möglich.⁸²

Darüber hinaus zeichnet sich Börsenhandel grds. durch eine hohe Markttransparenz aus. Ein offenes Auftragsbuch bietet allen Marktteilnehmern die ständige Möglichkeit, sich Ein- blick in die Geschehnisse des Marktes zu verschaffen. Ferner garantieren die Regelwerke der Börse einen für alle Akteure transparenten Preisbildungsprozess. Um Preis- und Marktmani- pulationen vorzubeugen, wird der Handel durch Aufsichtsorgane überwacht, welche ggf. re- gulierend eingreifen können. Somit wird zusätzlich das Vertrauen der Marktteilnehmer in die Preise gestärkt.⁸³

Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass der börsliche Energiehandel dem außerbörslichen OTC-Handel hinsichtlich des Großteils der hier angeführten Charakteristika überlegen ist. Die zentrale Forderung liberalisierter Strommärkte nach einem neutralen, fairen und transparenten Marktplatz wird demnach von Energiebörsen erfüllt. Um die Schwächen im Bezug auf den Individualisierungsgrad der Kontrakte auszugleichen, sollte der OTC-Handel aber eine den Börsenhandel ergänzende Funktion einnehmen.⁸⁴

Auf Grund ihrer vielfältigen Vorzüge sah man es EU-weit als notwendig an, Energiebörsen als integrierten Bestandteil liberalisierter Märkte einzuführen. Als Referenzbörse wurde in diesem Zusammenhang häufig die skandinavische Energiebörse Nordpool mit Sitz in Oslo herangezogen. Sie war die erste internationale Strombörse der Welt und diente wegen ihres Erfolges vielen anderen Energiebörsen als Orientierung hinsichtlich Markt- und Produktauf- bau.⁸⁵

Ende der 1990er Jahre war auch für den deutschen Markt die Einführung einer Energiebörse beschlossene Sache. Lediglich über die konkrete Ausgestaltungsform des Marktplatzes musste man sich noch einigen.⁸⁶

2.2.2 Konkurrierende Börsenmodelle

Zunächst galt es, die Frage nach dem passenden Einführungszeitpunkt und einem geeigneten Standort für die Börse zu klären. Da im Jahre 1999 bereits einige europäische Strombörsen ihren Betrieb aufgenommen hatten und man verhindern wollte, eine vergleichbare Entwick- lung auf dem deutschen Markt zu verpassen, war man sich darüber einig, dass die Errichtung einer Strombörsen für den deutschen Markt rasch vonstatten gehen musste. Ebenso herrschte Konsens darüber, dass aus Gründen der Liquidität langfristig nur eine deutsche Strombörse existieren könne.⁸⁷

Da aber fünf verschiedene Börsenkonzepte um den Zuschlag für die Errichtung eines Handelsplatzes für Strom konkurrierten, wurde die unabhängige Projektgruppe „Deutsche Strom- und Energiebörse“ unter der Leitung des BMWi damit beauftragt, ein grundlegendes Anforderungsprofil einer deutschen Strombörse auszuarbeiten und auf Grundlage dessen bis zum 10. Juni 1999 eine Empfehlung für eines der Börsenmodelle auszusprechen. Wichtige Empfehlungskriterien waren dabei neben der schnellen Bereitstellung des Handelssystems und Referenzen auch Trägerorganisationen, möglichst geringe Transaktionskosten und Flexibilität hinsichtlich künftiger Änderungen der Rahmenbedingungen.⁸⁸

Ursprünglich gab es mit Hannover, Düsseldorf, Frankfurt, Leipzig und Berlin fünf Bewerber für einen möglichen Handelsstandort. Da aber Berlin seine Bewerbung kurzerhand zu Gunsten des Leipziger Modells zurückzog, verblieben für die Projektgruppe vier zu untersuchende Initiativen.⁸⁹ Im Folgenden werden die einzelnen Konzepte kurz vorgestellt.

Am Standort Hannover wurde die Einführung sowohl eines Spot- als auch eines Termin- marktes für Strom geplant. Durch die Angliederung an die Warenterminbörse in Hannover

sollte die bereits bestehende technische Infrastruktur genutzt werden. Ebenso sollten Erfahrungen mit anderen Warentermingeschäften der Börsenaktivität zu einem reibungslosen Start verhelfen. Durch die Koordinierung der Pläne in der sog. Arbeitsgruppe „Strombörse“ war das Konzepts aus Hannover zum Zeitpunkt der Untersuchung durch die Projektgruppe bereits relativ weit fortgeschritten.⁹⁰

Die Initiative aus Düsseldorf sah vor, eine Strombörse an die Rheinisch-Westfälische Wertpapierbörse anzugliedern. Das Konzept, welches in Zusammenarbeit mit dem Beratungsunternehmen McKinsey entwickelt wurde, zielte auf die Einführung eines Spothandels für Strom ab und wurde in fachlichen Fragen durch den Energieversorger RWE und die VEW unterstützt. Die Befürworter des Düsseldorfer Konzepts betonten seine geographische Nähe zu den großen Erzeugern und den Verbrauchern im Energieland Nordrhein-Westfalen. Zum Zeitpunkt der Untersuchung durch die Projektgruppe befand sich das Düsseldorfer Konzept jedoch erst im Status der Machbarkeitsprüfung.⁹¹

Im Unterschied zu den Konzepten aus Hannover und Düsseldorf lag die Intention des Frank- furter Modells nicht in der Erweiterung bereits bestehender Börsenstrukturen, sondern in der Errichtung einer neuen unabhängigen Strombörse. Damit wollte man den charakteristischen Eigenschaften der Ware „Strom“ gerecht werden. Unter der Federführung der Deutschen Bör- se AG sollte eine allgemein akzeptierte deutsche Strombörse unter Einbeziehung aller betei- ligten Interessengruppen aufgebaut werden. Neben den bereits vorhandenen technischen In- frastrukturen am Standort Frankfurt konnte die Frankfurter Bewerbung mit der NYMEX als strategischem Partner aufwarten.⁹²

Mit Leipzig reichte der einzige Bewerber aus Ostdeutschland sein Börsenkonzept bei der Pro- jektgruppe ein. Auch hier sollte Strom sowohl an einem Spot- als auch an einem Terminmarkt gehandelt werden können. Zunächst sollte allerdings ein Spotmarkt etabliert werden. Der Leipziger Antrag wurde von einer Reihe strategischer Partner unterstützt. Neben dem Frei- staat Sachsen und der Stadt Leipzig erhielt das Projekt Rückendeckung von der Landesbank Sachsen und der skandinavischen Strombörse Nordpool. Leipzig warb mit der Neutralität des Börsenstandortes und einem exakt auf den deutschen Markt zugeschnittenen Modell. Außer- dem wurde argumentiert, dass der Zuschlag für den Standort Leipzig zum Abbau der Strompreisdisparitäten zwischen Ost- und Westdeutschland beitragen könne.⁹³

Die Projektgruppe „Deutsche Strom- und Energiebörse“ sprach nach Abwägung aller relevanten Einflussfaktoren am 10. Juni 1999 eine Empfehlung für den Standort Frankfurt aus. Ihrer Meinung nach entsprach das Frankfurter Konzept am besten den an einen Strombörsenstandort gestellten Anforderungen. Ausschlaggebend für die Entscheidung der Projektgruppe war neben der strategischen Partnerschaft mit der weltweit größten Warenterminbörse NYMEX in erster Linie das Know-how der Deutschen Börse AG.⁹⁴

2.2.3 Gründung der EEX

Die Empfehlung für den Standort Frankfurt führte zu einer Umorientierung der Handelsakti- vitäten in Düsseldorf und Hannover. Statt des Handels mit Strom sollte nun in Düsseldorf eine Telekommunikationsbörse entstehen, während man sich in Hannover auf Heizöl-Futures spezialisierte.⁹⁵

Die Initiatoren des Leipziger Konzepts wollten sich hingegen nicht so einfach geschlagen geben und beschlossen, den Wettbewerb über die Standortfrage entscheiden zu lassen.⁹⁶

Infolgedessen existierten mit den Projekten aus Frankfurt und Leipzig weiterhin zwei Konzepte für eine deutsche Energiebörse. Die Leipzig Power Exchange war eine Kooperation der Landesbank Sachsen und der skandinavischen Energiebörse Nordpool.⁹⁷

Wegen seines großen Erfolges entschied man sich, das skandinavische Börsenkonzept zu adaptieren. Durch die Beteiligung der Nordpool konnte man auf wertvolle Erfahrungswerte der nordischen Kollegen zurückgreifen. Niedrig gewählte Handelseinstiegsmengen machten die LPX auch für kleine und mittlere Unternehmen interessant.⁹⁸

Die Frankfurter EEX entstand als eine Koproduktion der deutschen und der schweizerischen Energiewirtschaft, wobei die Schweiz wegen ihrer zentralen Lage in Europa und der damit verbundenen Drehscheibenfunktion der ideale Kooperationspartner war. Ihr Konzept sah vor, alle wichtigen Vertreter der Energiewirtschaft von Anfang an in die Planung einzubeziehen. Die Tatsache, dass alle Verbundunternehmen als Gesellschafter an der EEX beteiligt waren, stellte eine breite Akzeptanz der angebotenen Produkte und Handelsabläufe sicher. Die EEX war also eine „Börse der Energiewirtschaft für die Energiewirtschaft“, die sich aber auf Grund höherer Einstiegsmengen vordergründig an große Unternehmen richtete.⁹⁹

Der Börsenhandel startete am 15.06.2000 zunächst an der Leipziger LPX mit dem ersten deutsche Stromspotmarkt auf Basis des elektronischen Handelssystems SAPRI. Ein Terminmarkt sollte nach dem Vorbild der Nordpool erst dann eingerichtet werden, wenn der Spotmarkt über ausreichende Liquidität verfügt.¹⁰⁰

Am 08.08.2000 und damit keine zwei Monate nach der LPX nahm die EEX in Frankfurt den Börsenbetrieb auf. Auch hier wurde zunächst ein Spotmarkt eingeführt. Der fortlaufende Handel wurde über das bereits etablierte Handelssystem XETRA abgewickelt.¹⁰¹

Im weiteren Verlauf kam es an beiden Handelsplätzen zu einem Zuwachs an Handelsvolumen. Die rasantere Entwicklung wurde allerdings an der Leipziger Börse beobachtet. Gut eineinhalb Jahre nach ihrem Handelsbeginn war die LPX bereits die bezüglich ihrer Teilnehmerzahl größte Strombörse Kontinentaleuropas.¹⁰²

Dennoch gelang es der EEX, noch vor der LPX einen Terminmarkt zu implementieren. Aus- schlaggebend dafür war ihre Kooperation mit der Gruppe Deutsche Börse, die bestehende Infrastrukturen bereitstellte, wohingegen der Wettbewerber aus Leipzig seinen Terminmarkt komplett neu aufbauen musste. Da das Handelsvolumen am neugegründeten Frankfurter Ter- minmarkt jedoch weit hinter den Erwartungen zurückblieb, währte dieser Wettbewerbsvorteil nicht lange.¹⁰³

In der Folgezeit drängten die Marktteilnehmer beider Handelsplätze immer mehr auf eine Fu- sion der beiden Energiebörsen. Als Spotmarkt hatte die LPX ihrer Konkurrentin aus Frankfurt inzwischen klar den Rang abgelaufen. Gleichzeitig existierten aber zwei Terminmärkte mit ähnlichen Produkten nebeneinander und entzogen sich damit gegenseitig Liquidität. Dadurch

[...]

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¹ Vgl. Rebhan, E.: „Energiehandbuch - Gewinnung, Wandlung und Nutzung von Energie, Berlin/Heidelberg, 2002, S. 1019f.

² Vgl. o. V.: „Wettbewerb auf dem deutschen Strommarkt funktioniert“, in: EW - Das Magazin für die Energiewirtschaft, Jg. 108, 2009, H. 13, S. 44.

³ Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R.: „Risikomanagement im Energiehandel - Grundlagen, Techniken und Absicherungsstrategien für den Einsatz von Derivaten“, Stuttgart, 1999, S.71f.

⁴ Vgl. EEX: „Börsenordnung der EEX“, Leipzig, 06.12.2008, § 1.

⁵ Vgl. Ockenfels, A./Richmann, A.: „Wie verlässlich ist die Preisbildung am Strom-Spotmarkt der EEX?“, in: Energie & Handel - Vierteljährliche Beilage zu Energie & Markt, o. Jg., 2008, Nr. 1, S. 2.

⁶ Vgl. Kleest, J./Reuter, E.: „Netzzugang im liberalisierten Strommarkt“, 1. Aufl., Wiesbaden, 2002, S. 6.

⁷ Vgl. Leuschner, U.: „Kurzschluss - Wie unsere Stromversorgung teurer und schlechter wurde“, Münster, 2007, S. 282f.

⁸ Vgl. URL: “http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB133-09.htm“ [Stand:16.10.2009].

⁹ Vgl. Leuschner, U.: „Kurzschluss…“, S. 283.

¹⁰ Vgl. Grichnik, D./Vortmeyer, K.: „Ökonomische Analyse des Energiehandels am Beispiel der European Energy Exchange“, Diskussionsbeitrag Nr. 319, Hagen, 2002, S. 5; Vgl. URL: “http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB133-09.htm“ [Stand:16.10.2009].

¹¹ Vgl. Aumüller, O.: „Regulierung und Wettbewerb auf dem Telekommunikations- und Strommarkt: Eine vergleichende Analyse der Regulierungsstrukturen und der Marktentwicklungen im deutschen Telekommunikations- und Stromsektor“, Berlin, 2006, S. 65; Vgl. Leuschner, U.: „Kurzschluss…“, S. 283.

¹² URL: “http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB133-09.htm“ [Stand:16.10.2009].

¹³ Vgl. Grichnik, D./Vortmeyer, K.: „Ökonomische…“, S. 5.

¹⁴ Vgl. Aumüller, O.: „Regulierung…“, S. 66.

¹⁵ Vgl. Borchert, J./Schemm, R./Korth, S.: „Stromhandel: Institutionen, Marktmodelle, Pricing und Risikomanagement“, Stuttgart, 2006, S. 7; Vgl. Aumüller, O.: „Regulierung…“, S. 65.

¹⁶ Vgl. ebd., S. 66.; URL: “http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB133-09.htm“ [Stand:16.10.2009].

¹⁷ Vgl. Aumüller, O.: „Regulierung…“, S. 65.

¹⁸ Vgl. Kleest, J./Reuter, E.: „Netzzugang…“, S. 6.

¹⁹ Vgl. Aumüller, O.: „Regulierung…“, S. 66f.

²⁰ Vgl. Ockenfels, A.: „Strombörse und Marktmacht“, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 57, 2007, H. 5, S. 46.

²¹ Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R.: „Risikomanagement…“, S. 19.

²² Vgl. ebd.

²³ Vgl. ebd., S. 16.

²⁴ Vgl. ebd., S. 19.

²⁵ Vgl. Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996, Art. 3.

²⁶ Vgl. ebd., Art. 4.

²⁷ Vgl. ebd., Art. 5.

²⁸ Vgl. ebd., Art. 6.

²⁹ Vgl. ebd., Art. 4.

³⁰ Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R.: „Risikomanagement…“, S. 21.

³¹ Vgl. Richtlinie 96/92/EG…, Art. 3.

³² Vgl. ebd., Art. 15.

³³ Vgl. Waffel, H.-D.: „Spot- und Terminmarkt für die Elektrizitätswirtschaft“, in: EW - Das Magazin für die Energiewirtschaft, Jg.100, 2001, H. 20-21, S. 36; Vgl. Richtlinie 96/92/EG…, Art. 15.

³⁴ Vgl. ebd., Art. 13.

³⁵ Vgl. ebd., Art. 16.

³⁶ Vgl. ebd., Art. 17; Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R.: „Risikomanagement…“, S. 22.

³⁷ Vgl. Richtlinie 96/92/EG…, Art. 18; Vgl. Kleest, J./Reuter, E.: „Netzzugang…“, S. 7f.

³⁸ Vgl. Richtlinie 96/92/EG…, Art. 27.

³⁹ Vgl. Grichnik, D./Vortmeyer, K.: „Ökonomische…“, S. 1.

⁴⁰ Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R.: „Risikomanagement…“, S. 28.

⁴¹ Vgl. Ockenfels, A./Grimm, V./Zoettl, G.: „Strommarktdesign - Preisbildungsmechanismus im Auktionsverfahren für Stromstundenkontrakte an der EEX“, Köln, 11. März 2008, S. 6.

⁴² Vgl. EnWG - Energiewirtschaftsgesetz vom 24. April 1998, § 1.

⁴³ Vgl. Ockenfels, A./Grimm, V./Zoettl, G.: „Strommarktdesign…“, S. 6.

⁴⁴ Vgl. GWB - Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen vom 26. August 1998, § 103.

⁴⁵ Vgl. EnWG, § 3.

⁴⁶ Vgl. ebd., § 4.

⁴⁷ Vgl. ebd.; Vgl. ebd., § 9.

⁴⁸ Vgl. ebd., § 5.

⁴⁹ Vgl. ebd., § 6.

⁵⁰ Vgl. Kleest, J./Reuter, E.: „Netzzugang…“, S. 7.

⁵¹ Vgl. ebd., S. 8; Vgl. Konstantin, P.: „Praxisbuch Energiewirtschaft - Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt“, 2. Aufl., Berlin, 2009, S. 41.

⁵² Vgl. Schröppel, W.: „Systeme für den Stromhandel“, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 50, 2000, H. 5, S. 308.

⁵³ Vgl. Nordhues, H.-G./Kock, S.: „Energiederivatehandel - keine Berührungsängste mit der Bankenaufsicht“, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 51, 2001, H. 6, S. 370.

⁵⁴ Vgl. Grichnik, D./Vortmeyer, K.: „Ökonomische…“, S. 2.

⁵⁵ Vgl. Nordhues, H.-G./Kock, S.: „Energiederivatehandel…“, S. 370f.

⁵⁶ Vgl. Grichnik, D./Vortmeyer, K.: „Ökonomische…“, S. 3.

⁵⁷ Vgl. ebd.

⁵⁸ Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R.: „Risikomanagement…“, S. 76f.

⁵⁹ Vgl. Nordhues, H.-G./Kock, S.: „Energiederivatehandel…“, S. 370.

⁶⁰ Vgl. Borchert, J./Schemm, R./Korth, S.: „Stromhandel…“, S. 4f.

⁶¹ Vgl. ebd., S. 83f.

⁶² Vgl. ebd., S. 71 f.; Vgl. Schröppel, W.: „Systeme…“, S. 308.

⁶³ Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R.: „Risikomanagement…“, S. 79f.

⁶⁴ Vgl. ebd., S. 72f.

⁶⁵ Vgl. ebd., S. 77.

⁶⁶ Vgl. URL: “http://www.heise.de/tp/r4/artikel/26/26260/26260_1.jpg“ [Stand:16.10.2009].

⁶⁷ Vgl. Nordhues, H.-G./Kock, S.: „Energiederivatehandel…“, S. 371.

⁶⁸ Vgl. Kistowski, N. v.: „Virtuelle Kraftwerke auf dem Vormarsch - Ausgewählte Aspekte zur „build or buy“- Entscheidung in der Stromwirtschaft“, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 51, 2001, H. 12, S. 760.

⁶⁹ Vgl. Horstmann, K.-P./Cieslarczyk, M.: „Energiehandel - Ein Praxishandbuch“, Düsseldorf, 2005, S. 18.

⁷⁰ Görs, J./Rein, O./Reuter, E.: „Stromwirtschaft im Wandel“, 1. Aufl., Wiesbaden, 2000, S. 195.

⁷¹ Vgl. Horstmann, K.-P./Cieslarczyk, M.: „Energiehandel…“, S. 18.

⁷² Vgl. Kistowski, N. v.: „Virtuelle…“, S. 760.

⁷³ Vgl. ebd.

⁷⁴ Vgl. Moser, A./Nießen, S.: „Vorteile durch Anonymität: Spot- und Terminhandel an Strombörsen“, in: EW - Das Magazin für die Energiewirtschaft, Jg. 100, 2001, H. 23, S. 36.

⁷⁵ Vgl. Storch, P./Scholz, E. v.: „Stromhandel- und Terminbörsen“, in: Energie & Management - Zeitung für den Energiemarkt, vom 01.03.1998, S. 1f.

⁷⁶ Vgl. Bergschneider, C./Karasz, M./Schumacher, R.: „Risikomanagement…“, S. 113.

⁷⁷ Vgl. Nordhues, H.-G./Kock, S.: „Energiederivatehandel…“, S. 371.

⁷⁸ Vgl. Grichnik, D./Vortmeyer, K.: „Ökonomische…“, S. 11f.

⁷⁹ Vgl. Moser, A./Nießen, S.: „Vorteile…“, S. 36.

⁸⁰ Vgl. Breulmann, C.: „Börsen unter Strom“, in: EnBW Intern - Magazin für die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der EnBW Energie Baden-Württemberg AG , o. Jg., 2000, H. 6, S. 7.

⁸¹ Vgl. Storch, P./Scholz, E. v.: „Stromhandel- und Terminbörsen…“, S. 1.

⁸² Vgl. Moser, A./Nießen, S.: „Vorteile…“, S. 36.

⁸³ Vgl. Fudalla, M./ Hahnenstein, L./Häder, M.: „Risikomanagement: Hedging mit Strom-Termingeschäften“, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 50, 2000, H. 8, S. 564; Vgl. Moser, A./Nießen, S.: „Vorteile…“, S. 36.

⁸⁴ Vgl. Schweickardt, H. E.: „Spot- und Terminhandel an europäischen Strombörsen“, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 51, 2001, H. 12, S. 755.

⁸⁵ Vgl. Horstmann, K.-P./Cieslarczyk, M.: „Energiehandel…“, S. 632f.

⁸⁶ Vgl. Grichnik, D./Vortmeyer, K.: „Ökonomische…“, S. 11ff.

⁸⁷ Vgl. Kraus, M.: „Der Ruf nach deutscher Strombörse wird lauter“, in: Börsenzeitung (04.02.1999);

Vgl. Chevalier, P./Heidorn, T./Rütze, M.: „Gründung einer deutschen Strombörse für Elektrizitätsderivate“, Frankfurt, 1999, S. 20.

⁸⁸ Vgl. Kraus, M.: „Zielkonflikte einer deutschen Strombörse“, in: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 49, 1999, H. 6, S. 371; Vgl. URL : „http://www.welt.de/print-welt/article572866/Staedtequartett_wirbt_um_Stromboerse.html“ [Stand: 16.10.2009].

⁸⁹ Vgl. URL: „http://www.welt.de/print-welt/article572970/ Erste_Strom_Boerse_in_Hannover_gegruendet.html“ [Stand: 16.10.2009].

⁹⁰ Vgl. Chevalier, P./Heidorn, T./Rütze, M.: „Gründung…“, S. 20.

⁹¹ Vgl. Chevalier, P./Heidorn, T./Rütze, M.: „Gründung…“, S. 21.

⁹² Vgl. Chevalier, P./Heidorn, T./Rütze, M.: „Gründung…“, S. 20f.; Vgl. URL : „http://www.welt.de/print-welt/article572866/Staedtequartett_wirbt_um_Stromboerse.html” [Stand: 16.10.2009].

⁹³ Vgl. URL: „http://www.medienservice.sachsen.de/medien/news/2021“ [Stand: 16.10.2009].

⁹⁴ Vgl. URL: „http://www.welt.de/print-welt/article573714/ Frankfurt_erhaelt_Zuschlag_fuer_Stromboerse.html“ [Stand: 16.10.2009].

⁹⁵ Vgl. Kraus, M.: „Stromhandel in Deutschland - Katalysator des Wettbewerbs“, Mannheim, 30.09.1999.

⁹⁶ Vgl. Horstmann, K.-P./Cieslarczyk, M.: „Energiehandel…“, S. 635.

⁹⁷ Vgl. ebd.

⁹⁸ Vgl. Uhle, C.: „LPX als erste deutsche Strombörse gestartet“, in: Elektrizitätswirtschaft, Jg. 99, 2000, H. 17-18, S. 8; Vgl. o. V.: „Spezifisches Handelssystem soll LPX dauerhaft Erfolg sichern“, in: Elektrizitätswirtschaft, Jg. 99, 2000, H. 14, S. 44.

⁹⁹ Vgl. Geyer, C.: „Was bedeutet die Energiebörse für den liberalisierten Energiemarkt?“, in: Elektrizitätswirtschaft, Jg. 99, 2000, H. 17-18, S. 11.

¹⁰⁰ Vgl. Horstmann, K.-P./Cieslarczyk, M.: „Energiehandel…“, S. 635.

¹⁰¹ Vgl. ebd., S. 635f.

¹⁰² Vgl. ebd., S. 636.

¹⁰³ Vgl. ebd.