Börsenpreise von Stromfutures und die drohende Stromlücke

Prof. Dr. Georg Erdmann
(georg.erdmann@prognoseforum.de)

 

Berlin, im Mai 2008

 

 

Aktuelle Diskussion zur drohenden Stromlücke

 

Nachdem die politischen Widerstände gegen den Bau neuer Kohlekraftwerke bereits zum offiziellen Verzicht auf Kraftwerksneubauten geführt haben und weitere Projekte in Deutschland auf der Kippe stehen, hat sich eine Debatte über die Frage entwickelt, ob man in den kommenden Jahren aus der Kernenergie aussteigen könne und sich gleichzeitig auch noch aus den Ersatzbau von Kohlekraftwerken zurückziehen könnte, ohne die Stromversorgung aufs Spiel zu stellen. Die Debatte gipfelte bisher in einem offenen Brief des parlamentarischen Staatssekretärs im Bundesumweltministerium, Michael Müller (SPD) gegen seinen Minister und Parteifreund Sigmar Gabriel, der den Versuch kritisiert, „der Politik und der Umweltbewegung die Schuld für künftige Engpässe [bei der Stromversorgung] zuzuweisen“.

 

Zu den Mitunterzeichnern dieses Briefs gehören neben Abgeordneten und Umweltschützern auch zwei Wissenschaftler, Dr. Felix Matthes und Hans-Joachim Ziesing. Beide legten parallel zum offenen Brief einen längeren Diskussionsbeitrag vor, der die Position der Gegner von Kohlekraftwerk-Neubauten näher erläutert und mit Zahlenmaterial begründet. Abgesehen von der bemerkenswerten Aussage, dass man notfalls auch alte Kohlekraftwerke länger laufen lassen könne, um trotz Kernenergieausstieg eine Stromlücke zu vermeiden (S. 29),[1] wird in diesem Diskussionsbeitrag auch die Aussage aufgestellt, dass man an den Preisnotierungen der Stromlieferverträge für das Jahr 2014 an der Leipziger Strombörse European Energy Exchange EEX noch keine Hinweise auf besondere Knappheiten bei Stromerzeugungskapa­zitäten erkennen könne und sich zumindest bis zur Mitte der nächsten Dekade entsprechend noch keine signifikante Stromlücke abzeichnen würde (S. 27). Mit dem vorliegenden Beitrag soll erläutert werden, warum die Börsenpreise von Stromlieferungen für die Jahre ab 2010 (so genannte Stromfutures) keine derartigen Schlussfolgerungen erlauben. Dazu werden die folgenden Punkte behandelt:

 

-   Wie wirkt die steigende Einspeisung von Windstrom auf die Day-ahead-Strompreise?

-   Wie wirkt eine Knappheit an konventionellen Kraftwerken auf die Day-ahead-Strompreise?

-   Wie bilden sich die Preise von Stromfutures an der Börse, solange der Handel noch dünn ist?

-   Warum darf man die Preise von Stromfutures nicht als Preisprognosen interpretieren?

 

 

 

Windenergie und Day-ahead-Strompreise

 

Bekanntlich lässt sich Elektrizität nicht speichern. Außerdem schwankt die Stromnachfrage über die Zeit. Nachts, an Wochenenden und über die Feiertage sinkt die Nachfrage gegenüber gewöhnlichen Werktagen, in den winterlichen Abendstunden sowie an heißen Sommertagen ist sie demgegenüber besonders hoch. Um eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten, müssen die Kraftwerkskapazitäten in jedem Moment ausrechen, die gesamte Nachfrage abzudecken, dürfen aber auch nicht mehr Elektrizität in das Verbundnetz einspeisen. Der Kraftwerkeinsatz ist daher über den Tag hinweg sehr dynamisch. Wenn Kapazität heruntergefahren werden muss, werden zunächst die Kraftwerke mit hohen variablen Kosten abgestellt, umgekehrt werden Kraftwerke in der Reihenfolge ihrer variablen Kosten angestellt. Dieser Prozess wird durch Faktoren wie Netzengpässe, Kraftwerksausfälle und technisch bedingte Inflexibilitäten überlagert, aber dennoch kann er an den kurzfristigen Strompreisen abgelesen werden: Die Perioden mit hoher Stromnachfrage korrespondieren mit hohen Preisen und umgekehrt.

 

Allerdings wird dieser Prozess zunehmend durch die Einspeisung von Windstrom überlagert. Bereits heute erreicht die installierte Windkapazität in Deutschland rund 20 Prozent der gesamten Erzeugungskapazitäten. Im Unterschied zu konventionellen Kraftwerken können Windkraftanlagen jedoch nur zu windstarken Zeiten größere Strommengen ins Netz einspeisen. Beim Zusammentreffen windstarker Stunden mit Zeiten hoher Stromnachfrage ist alles in Ordnung, doch wenn es zu Zeiten mittlerer und hoher Stromnachfragen windstill ist, wird es problematisch, sofern es keine Reserve an konventionellen Kraftwerken mehr gibt, die dann hochgefahren werden könnten. In diesem Fall können die kurzfristigen Preise an der Strombörse leicht 500,- Euro/MWh (entsprechend 50 ct/kWh) überschreiten.

 

Figur 1      Grenzkosten und kurzfristige Preise  für Spitzenlast-Strom
an der Strombörse EEX (Quartalsdurchschnitte)

 

 

Der beschriebene Preiszusammenhang lässt sich bereits heute an den kurzfristigen Preisen (Day-ahead) für Spitzenlast-Strom ablesen. Um Spitzenlast-Strom bereitzustellen, müssen insbesondere Gaskraftwerke aktiviert werden. Deren variable Kosten werden von den Brennstoffnutzungsgraden, den Erdgaspreisen sowie den Preisen für CO2-Emissionsberechtigungen beeinflusst. In der Tat entwickeln sich die Preise für Spitzenlast-Strom seit 2005 weitgehend entsprechend diesem fundamentalen Preiszusammenhang (rote unterbrochene Linie in Figur 1).

 

Gleichzeitig nehmen aber auch die Fluktuationen um diesen Preistrend herum deutlich zu (schwarze Linie). Diese Preisfluktuationen sind das Ergebnis geringerer konventioneller Kraftwerkskapazitäten in Verbindung mit der zeitlich schwankenden Windenergie-Verfügbarkeit. In den Frühjahren 2006 und 2007 stand Windenergie reichlich zur Verfügung. Entsprechend lag auch der Preis für Spitzenlast-Strom unter dem fundamental begründeten Preisniveau. Umgekehrt lag das durchschnittliche Spitzenlast-Preisniveau in windschwachen Quartalen bereits um bis zu 20 Euro/MWh über diesem Trendniveau.

 

 

 

Stromlücke und kurzfristige Strompreise

 

Wenn es in Deutschland einen größeren Kraftwerkspark gäbe, würden die Preisaufschläge schon heute geringer ausfallen. Aus der 2007 für die EU-Kommission erstellten Studie der London Economics zum deutschen Strommarkt lassen sich dazu nähere Einzelheiten ableiten.[2]

 

 

Figur 2      Angebotskurven auf dem deutschen Strommarkt 2003 und 2005
(ohne CO2-Kosten; Quelle: adaptiert von London Economics 2007, S. 260)

 

 

Figur 2 zeigt die Angebotskurven (Merit-Order-Kurven) des deutschen Kraftwerksparks für zwei verschiedene Zeitpunkte. Bedingt durch die seit 2003 gestiegenen Brennstoffkosten hat sich diese Kurve nach oben verschoben, und zwar nicht im Grundlast-Segment mit seinen Kernkraft- und Braunkohlekraftwerken, sondern im Spitzenlast-Segment, wo Erdgas- und Ölkraftwerke die Brennstoffkosten prägen. Hinzu kommen die von den jeweiligen Kraftwerkstypen seit 2005 benötigten CO2-Emissionsberechtigungen mit ihren Folgen für die Opportunitätskosten der Stromerzeugung. Diese sind in Figur 2 nicht mit berücksichtigt.

 

Neben den Effekten gestiegener Brennstoffkosten zeigt Figur 2 außerdem, dass sich im Betrachtungszeitraum die verfügbaren Kraftwerkskapazitäten (ohne Windkraft) um rund 4000 MW reduziert haben. Da die Stromnachfrage derzeit mit jährlich mehr als 1 Prozent weiter ansteigt, besteht heute schon eine geringere Sicherheit bei der Stromversorgung als 2003, wenn man berücksichtigt, dass die (in Figur 2 nicht enthaltenen) Windkraftkapazitäten nur mit maximal zehn Prozent oder 2000 MW als gesicherte Kapazität gerechnet werden dürfen (vgl. Konsortium 2005). Die in den letzten Jahren deutlich gestiegene Preisvolatilität für Day-ahead-Strom findet seine fundamentale Begründung in einer sich vergrößernden Knappheit an gesicherten Erzeugungskapazitäten.

 

Die Windenergie soll in Deutschland noch weiter ausgebaut werden. Wenn nicht gleichzeitig auch Ersatzinvestitionen in konventionelle Kraftwerke erfolgen, ist mit häufigeren Extrempreisen am Day-ahead-Markt zu rechnen. Mit anderen Worten wird sich die Preisvolatilität in den Spitzenlastzeiten vergrößern – also just in den Zeiten, wo insbesondere die Wirtschaft den überwiegenden Teil ihres Strombedarfs nachfragt. Es ist damit verständlich, warum die deutsche Industrie heute vor einer drohenden Stromlücke warnt und den Neubau von konventionellen Kraftwerken einfordert.

 

Außerdem ist noch ein weiterer Gesichtspunkt zu beachten: Der weitere Ausbau der Windenergie wird weitestgehend im Norden Deutschlands erfolgen (unter anderem mit Offshore-Anlagen), während die konventionellen Kraftwerke bislang großräumig über das ganze Land verteilt sind. Wenn kein bedeutenderer Ersatzbau an konventionellen Kraftwerken südlich der Mainlinie erfolgt, wird es im Süden Deutschlands künftig auch dann zu den beschriebenen Knappheitspreisen kommen, wenn im Land insgesamt ausreichend Windstrom zur Verfügung steht, es aber an Stromleitungen fehlt, die diesen Strom vom Norden in den Süden transportieren können. Anstelle einer in Deutschland einheitlichen Strompreiszone wird es dann verschiedene Preisgebiete geben – man spricht hier auch von Market Splitting –, wie dies heute bereits in Italien und in Skandinavien der Fall ist. Insbesondere für die süddeutschen Bundesländer würde dies einen weiteren Strompreisanstieg bedeuten.

 

 

 

Day-ahead-Strompreise und Preise von Stromfutures

 

Nun wird – unter anderem von MatthEs / Ziesing (2008) – argumentiert, dass man an den Preisen für künftige Stromlieferungen – beispielsweise an den Futures-Preisen der Leipziger Strombörse EEX für die Jahre ab 2012 – heute noch keine Marktreaktionen auf einen durch fehlende Kraftwerke ausgelösten Strompreisanstieg nachweisen kann. Figur 3 gibt dazu nähere Hinweise.

 

Schon seit einigen Jahren kann man an der Leipziger Strombörse EEX Grundlaststrom für das Jahr 2009 handeln, wobei dessen Preis sich seit dem Jahr 2004 nahezu verdoppelt hat. Seit dem 1. Januar 2007 ist dort auch Grundlaststrom für das Jahr 2013 handelbar. Die Strombörse veröffentlicht auf ihrer Webseite (www.eex.de) täglich, neben vielen anderen Informationen, auch Preise für diese beiden Produkte. Die Lieferungen für das Jahr 2013 notieren zumeist höher als diejenigen für 2009, wobei der Preisaufschlag im Frühjahr 2008 wieder deutlich angestiegen ist und inzwischen nahezu 4 Euro/MWh erreicht hat.

 

Figur 3      Preise für Grundlast-Futures 2009 und 2013
(Datenquelle: Leipziger Strombörse EEX)

 

 

Bei der Interpretation dieser Preise ist zu berücksichtigen, dass es für die Grundlast-Futures des Jahres 2013 – im Unterschied zu Grundlast-Lieferungen für 2009 – praktisch noch keinen liquiden Börsenhandel gibt. Wie Figur 4 zeigt, findet an den meisten Tagen überhaupt kein Handel der Stromfutures 2013 statt, und falls doch einmal ein Vertrag zustande kommt, ist das Volumen extrem gering. Generell ist der Futures-Handel erst im letzten Jahr vor der Lieferperiode wirklich liquide, wie man sehr schön an den Handelsvolumina für die Stromfutures 2009 in Figur 4 erkennen kann.

 

Figur 4      Handelsvolumina für Grundlast-Futures 2009 und 2013
(Datenquelle: Leipziger Strombörse EEX)

 

 

In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage, wie die Leipziger Strombörse zu den von ihr veröffentlichten Preisen kommt, wenn das entsprechende Produkt – wie in unserem Beispiel der Grundlast-Future 2013 – überhaupt nicht gehandelt worden ist. Die Antwort darauf ist das so genannte Chefhändlerverfahren (EEX 2007, Seite 50f). Chefhändler sind Börsenteilneh­mer, die sich bereit erklären, der Börse jederzeit ihre Einschätzungen der Marktpreise (Indikatoren) zu nennen. Bei Bedarf befragt die Börse diese Marktteilnehmer und bildet aus den eingehenden Antworten das arithmetische Mittel, wobei weit vom Durchschnitt liegende Indikatoren aus der Berechnung herausgenommen werden.

 

Angesichts der fehlenden Handelsliquidität und der damit verbundenen Nicht-Belastbarkeit solcher Preisnotierungen sollten aus den Börsenpreisen für weit in die Zukunft reichende Stromlieferungen keine Aussagen über die künftige Strompreisentwicklung abgeleitet werden.

 

 

 

Warum sind Stromfutures keine guten Preisprognosen ?

 

Diese Schlussfolgerung wird auch durch die sehr schlechte Performance von Futures-Preisen als Preisprognose unterstrichen. Ob Erdöl oder Kohle, Gas oder Elektrizität – in den seltensten Fällen haben sich die Futures-Preise in der Vergangenheit als brauchbare Preisprognosen erwiesen. Nicht selten wäre es sogar besser gewesen, statt der Futures-Preise die aktuellen Spotmarktpreise als Preisprognose zu verwenden.

 

Figur 5      Grundlast-Strompreise für das Jahr 2007
(Datenquelle: Leipziger Strombörse EEX)

 

 

Ein Beispiel ist in Figur 5 aufgeführt. Der Grundlast-Future ist seit dem Herbst 2003 an der Leipziger Strombörse handelbar und hatte zunächst – bei einem geringen Handelsvolumen – ein Preisniveau um 35,- Euro/MWh. Im Jahr 2005 stieg der Preis dann bei höheren Handelsvolumina und einer größeren Zahl von Open-Interest-Positionen[3] bis auf 60,- Euro/MWh an und lag Ende 2006 oberhalb von 50,- Euro/MWh – deutlich oberhalb des im Jahr 2007 tatsächlich erreichten Spotpreisniveaus von 38,- Euro/MWh.

 

Offenbar lassen sich aus den Futures-Preisens keine guten Preisprognosen gewinnen. Dieses für den Laien paradoxe Ergebnis bedarf einer Erklärung. Sie findet sich in der ökonomischen Theorie von Futures, wie sie bereits 1939 vom amerikanischen Wirtschaftswissenschaftler Hicks entwickelt (Hicks 1939, S. 135-140) und neben anderen von Bessembinder / Lemmon auf den Strommarkt übertragen und verfeinert wurde.

 

Die mathematische Formulierung dieser Theorie ist relativ anspruchsvoll, doch der Kern der Überlegung ist nicht sehr kompliziert. Für den Fall der Abwesenheit von Finanz-Spekulanten handeln Anbieter und Nachfrager von Strom-Futures mit dem Ziel, einen Teil ihrer jeweiligen Preisrisiken zu decken. Je nach dem, ob die eine oder andere Marktseite eine größere Neigung dazu an den Tag legt, steigen oder fallen die Futures-Preise.

 

Man beachte, dass hier die Preiserwartungen der Marktteilnehmer nur indirekt eine Rolle spielen. Nehmen wir das Beispiel der Käufer am Großhandelsmarkt – in Deutschland vor allem die Weiterverteiler von Elektrizität. Für sie sind höhere Strombeschaffungspreise nur insoweit ein Problem, wie sie nicht an die Kunden weitergereicht werden können. Bei einem allgemein steigenden Strompreisniveau dürfte dies aber weitgehend der Fall sein. Entsprechend werden die Weiterverteiler ihre Nachfrage nach Futures nicht unbedingt vergrößern, wenn ihre Strompreiserwartungen oberhalb der Futures-Preise liegen.

 

Ähnliche Überlegungen gelten auch für die Kraftwerksbetreiber. Wenn Sie den Futures-Markt nicht zur Spekulation, sondern für die Absicherung von Preisrisiken nutzen, haben auch sie keine Veranlassung, Preiserwartungen unmittelbar und in vollem Ausmaß in ihren Handelsstrategien zu berücksichtigen. Die Futures-Preise werden demnach nur sehr eingeschränkt die von den Marktteilnehmern erwartete künftige Strompreisentwicklung reflektieren.

 

 

 

Fazit

 

Zu den von MATTHES / Ziesing (2008) erhobenen Einwänden gegen eine drohende Stromlücke gehört die Behauptung, dass die Marktpreise bislang noch keine drohende Knappheit signalisieren, der Markt diese also noch nicht voraussieht. Der vorliegende Beitrag hält dem entgegen,

 

-   dass wir bereits heute Preishinweise auf Stromversorgungslücken haben, die aus einer Kombination steigender Winderzeugungskapazitäten und sinkender Kapazitäten konventioneller Kraftwerke resultieren.

 

-   Dass sich aus den Preisen für Stromfutures keine belastbaren Aussagen für die künftige Strompreisentwicklung ableiten lassen, denn sie sind das Ergebnis von Risiko-Überlegungen, nicht von Preiserwartungen.

 

Politiker, die heute den Bau fossiler Ersatzkraftwerke verhindern wollen, können sich daher nicht darauf berufen, dass die bei Unterlassen der notwendigen Kraftwerksinvestitionen drohende Stromlücke nicht erkennbar sei oder sie anderweitig vermeidbar wäre. Sie können auch nicht ihre Verantwortung für das Eintreten und die Folgen eines Stromlücken-Szenarios auf diejenigen abschieben, deren Bauanträge sie heute behindern, wie es der offene Brief von Michael Müller (SPD) et al. tut.

 

 

 

Literatur

 

BesSembinder, H., Lemmon, M. (2002) Equilibrium Pricing and Optimal Hedging in Electricity Forward Markets. Journal of Finance 57 (June) 1347-1382

 

EEX (2007) Einführung in den Börsenhandel an der EEX auf Xetra und Eurex. Fassung vom 30. Januar 2007. Leipzig: European Power Exchange

 

Erdmann, G., Zweifel, P. (2007) Energieökonomik. Theorie und Anwendungen. Berlin, Heidelberg, New York: Springer-Verlag

 

Hicks, J. R.  (1939) Value and Capital. Cambridge: Oxford University Press

 

Konsortium aus DEWI, E.ON Netz, EWI, RWE Transportnetz Strom, VE Transmission (2005) Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020. Berlin: Deutsche Energieagentur dena

 

London Economics (2007) Structure and Performance of Six European Wholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005. Part II – Results for Germany and Spain. London: London Economics in association with Global Energy Decisions

 

Matthes, F., Ziesing, H.-J. (2008) Die Entwicklung des deutschen Kraftwerksparks und die aktuelle Debatte um die künftige Strombedarfsdeckung. Ein Diskussionsbeitrag. Berlin, 17. April 2008

 

Müller, M. et al. (2008) Keine Stromlücke - eine Handlungslücke! Ein Aufruf von SPD-Politikern, Wissenschaftlern, Klimaschützern und  Josef Göppel von der CSU (20. April 2008). Berlin

 

Ockenfels, A. (2007) Marktmachtmessung im deutschen Strommarkt in Theorie und Praxis – Kritische Anmerkungen zur London Economics-Studie. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 9/2007



[1]  Dies bedeutet im Klartext die Forderung, dass sich eine moderne Industrienation bei der Stromversorgung auf technisch zunehmend unzuverlässigere Altkraftwerke mit schlechtem Brennstoffnutzungsgrad und hohen Treibhausgas-Emissionen verlassen solle.

[2]  Mein Kollege Prof. Dr. Axel Ockenfels hat sich 2007 kritisch zu den Berechnungen der London Economics-Studie geäußert. Die vorgebrachten Einwände tangieren jedoch nicht meine Schlussfolgerungen.

[3]  Es handelt sich um die Summe aller Börsenverträge, bei denen noch kein Settlement, beispielsweise als physische Stromlieferung, stattgefunden hat. Da die Leipziger Strombörse die Vertragserfüllung garantiert, muss sie diese Verträge laufend überwachen.