Marktgerechte Preisbildung auf dem Strommarkt

Marktgerechte Preisbildung auf
dem Strommarkt
Ein Überblick
„
Die Netzentgelte unterliegen einer strengen
Genehmigungspraxis durch die Bundesnetzagentur. Die
jährliche Belastung eine deutschen Haushalts durch den
Stromtransport ist geringer als in den meisten europäischen
Ländern. Dafür gibt es die beste Versorgungsqualität.
Politische Zusatzlasten sind im wesentlichen verantwortlich für
den Preisanstieg seit Beginn der Liberalisierung. Ohne diese
Belastung ist der Strompreis auf einem Niveau wie vor der
Marktöffnung. Die Liberalisierungsgewinne wurden somit durch
staatliche Lasten aufgezehrt.
21%
(Bundesnetzagentur)
Börse
Handel
OTC
Transport
36%
Verteilung
Wettbewerb
„
Das derzeitige Großhandelspreisniveau signalisiert steigende
Nachfrage und erlaubt, Vollkostenpreise am Markt
durchzusetzen. Es schafft damit die Voraussetzungen dafür,
dass Investitionskosten für neue Kraftwerke erwirtschaftet
werden können.
Erzeugung
Vertrieb
politische
Lasten
„
Der Preis an der Strombörse wird von Angebot und Nachfrage
bestimmt. Ein Netz von Kontrollmechanismen wie die
unabhängige Börsenaufsicht sorgt für einen fairen und
transparenten Handel. Die deutschen Stromgroßhandelspreise gehören zu den niedrigsten in Europa.
Regulierung
Netzzugang und
Netzentgelte
„
Wettbewerb
Zusammenfassung
Steuern &
Abgaben
4%
Endkundenpreis
39%
2
Strombörse EEX steht für eine marktgerechte
Preisbildung
„ Strom ist ein Handelsgut. Der Preis ist
kein Kostenpreis, sondern das Ergebnis
von Angebot und Nachfrage. Er entsteht
in liberalisierten Märkten an der Börse.
Börsenaufsicht
und Handelsüberwachung
„ Mit einem Handelsvolumen von 602 Mrd.
kWh in 2006 ist die EEX (European
Energy Exchange) die liquideste
Strombörse in Kontinentaleuropa.
„ Sie unterliegt als Warenbörse dem
deutschen Börsen- und
Wertpapierhandelsgesetz – und damit
auch einer umfassenden unabhängigen
Kontrolle durch Börsenaufsicht
(Bundesaufsicht für Finanzdienstleistungsaufsicht; BAFin) und
Handelsüberwachung.
EEX
602 Mrd.
kWh
150 Händler
(Banken, Industrieunternehmen, etc.)
3
Großhandelspreise: Parallele Entwicklung an
europäischen Strombörsen
Deutschlands Großhandelspreis bewegt sich im europäischem Vergleich auf geringem
Niveau. Er liegt derzeit in etwa gleichauf mit Frankreich und Skandinavien und deutlich
unter den Preisen in Großbritannien.
Großbritannien:
Großer Anteil von
Gasverstromung
Niederlande:
Großer Anteil von
Gasverstromung
Frankreich:
Großer Anteil von
Atomstrom
Deutschland:
Ausgewogener
Erzeugungsmix
Großer Anteil von
Wasserkraft und
Atomstrom
Preisentwicklung für Grundlastlieferung Strom für das Kalenderjahr 2007 an europäischen Großhandelsmärkten
4
Prinzip „Grenzkraftwerk“: Entscheidend für
die Preisbildung am Großhandelsmarkt
„
„
„
„
„
Der täglichen Nachfrage an der EEX stehen eine
Vielzahl von Angeboten für Strom aus unterschiedlichen Erzeugungsquellen gegenüber. Jeder
Kraftwerkstyp (Kernenergie, Gas, Kohle etc.) hat
Grenzkosten für seinen Einsatz.
nachgefragte
Leistung
€/MWh
Grenzkosten werden im Wesentlichen durch
„variable Kosten“ für Brennstoffe (inkl. CO2) und
Betriebsmittel bestimmt – Kosten, die dann
anfallen, wenn das Kraftwerk läuft und die
mindestens erwirtschaftet werden müssen.
Beginnend mit dem günstigsten Angebot werden
Kraftwerken an der EEX sukzessive abgerufen, bis
die Nachfrage gedeckt ist.
Der Angebotspreis des letzten zur Deckung dieser
Nachfrage erforderlichen Kraftwerks („Grenzkraftwerk“) bestimmt den Marktpreis für alle
anderen Kraftwerke.
Der Strompreis ergibt sich damit aus dem
Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage. Bei
hoher Nachfrage wird deshalb eher ein
Gaskraftwerk mit relativ hohen Grenzkosten
preisbestimmend sein, bei niedriger Nachfrage eher
ein günstigeres Kohlenkraftwerk.
Vollkosten
variable Kosten +
Kapitalkosten
Angebotspreis
Marktpreis
K1
K2
K3
K4
K5
kurzfristig variable Kosten je Kraftwerkstyp
(Brennstoff + Betriebsmittel) + CO2
angebotene Leistung in MW
(gestaffelt nach Angebotspreisen )
5
Ökonomische Realität: Hohes Marktpreisniveau notwendig für Investitionen
„
Die freie Marktpreisbildung sorgt dafür, dass
Stromangebot und -nachfrage stets ausgeglichen sind.
„
Wachsende Knappheiten auf dem Markt haben
steigende Preise zur Folge, steigende Preise bieten
Anreize für unternehmerische Investitionen in neue
Kraftwerkskapazitäten. Der Zubau von Kapazitäten
wird für Preiswettbewerb sorgen und hat damit einen
preisdämpfenden Effekt in der Zukunft
„
Das aktuelle Strompreisniveau ist notwendig, damit
Investoren die benötigten neuen Kraftwerke bauen.
„
Denn nur Preise oberhalb von Vollkosten bieten
Investoren einen Anreiz, neue Kraftwerke zu bauen.
Bei niedrigeren Preisen werden keine neuen Anlagen
gebaut. (Vollkosten Steinkohlekraftwerk: 50-60 €/MWh,
aktueller Großhandelspreis 57 €/ MWh).
„
Gewinnen stehen im normalen Marktzyklus auch
schlechte Zeiten mit geringen Erlösen oder Verlusten
gegenüber.
„
Gewinne müssen immer auch das Risiko widerspiegeln, das mit solch langfristigen Investitionen
verbunden ist
Der Wettbewerb reguliert sich selbst
Stilllegung unrentabler
Kraftwerke –
sinkende Kapazitäten
Knappheit
Preiswettbewerb,
sinkende Preise
steigende
Preise
„Schweinezyklus“
höheres
Angebot
Anreiz für
Investitionen
Zubau
Kraftwerkskapazitäten
6
Das aktuelle Strompreisniveau zeigt Wirkung
„ In der deutschen Stromwirtschaft hat Anfang des Jahrzehnts ein neuer
Investitionszyklus begonnen. 2005 hat die Branche wieder fast vier
Milliarden (MRD.) Euro investiert. Das bedeutet ein leichtes Plus von
0,5%, während die Investitionen im Verarbeitenden Gewerbe um drei
Prozent sanken. Die Planungen der Stromunternehmen weisen für 2006
einen deutlichen anstieg der Investitionen auf 4,7 Mrd. Euro aus. Für
2007 weist die neueste VDEW-Erhebung eine weitere Zunahme auf
5,4Mrd. Euro aus. (Quelle: VDEW)
„ Derzeit sind in Deutschland 53 konventionelle Kraftwerke in Planung, die
Hälfte wird von neuen Marktteilnehmern gebaut. (Angaben lt. VDEW)
„ RWE will bis 2012 rund 11 Mrd. Euro in den deutschen Energiemarkt
investieren und ist damit einer der größten privaten Investoren in der
Bundesrepublik.
7
Warum steigt der Preis am Großhandelsmarkt?
Deutschland ist keine Insel. Der Stromhandel findet in Europa grenzüberschreitend
statt. Durch den hohen Vernetzungsgrad haben die Einflussfaktoren und Rahmenbedingungen der Nachbarländer unmittelbare Rückwirkungen auf Deutschland, wie das
Beispiel aus dem Sommer 2005 zeigt:
1 Südeuropa (insbes. Spanien,
Italien):
Hitze und Wassermangel führen
dazu, dass Wasserkraftwerke nicht in
vollem Umfang produzieren können.
Auch Kühlwasser für konventionelle
Kraftwerke wird knapp, so dass die
Auslastung gedrosselt werden muss.
Es kommen erneut mehr Klimageräte
zum Einsatz. Die Nachfrage steigt um
rd. 9%.
4 Deutschland:
3 Frankreich:
Frankreich leitet hohe Strommengen
nach Italien/Spanien weiter, um die
dortige hohe Nachfrage zu bedienen.
Durch den gestiegenen Einsatz von
Klimageräten ist die Nachfrage höher
als in vergangenen Jahren.
Deutschland exportiert Strommengen
nach Südeuropa, da dort die
Produktionskapazitäten nicht mehr
ausreichen, um die gestiegene Nachfrage zu decken. Die Exporte sowie das
fehlende Angebot aus Frankreich führen
zu steigenden Preisen.
2 England:
Auf Grund der hohen Gaspreise
werden zunehmend ältere und
bisher unrentable Kohlekraftwerke
eingesetzt, die einen höheren CO2Ausstoss haben. Die steigende
Nachfrage nach CO2-Zertifikaten
lässt die Zertifikat-Preise in Europa
steigen.
2
4
3
1
1
8
Back up:
9
Aus welchen Bestandteilen setzt sich der
Strompreis zusammen?
„ Der Strompreis für Haushaltskunden setzt
Durchschnittlicher Preis/kWh für einen DreiPersonen-Haushalt:
sich im Wesentlichen aus folgenden
Komponenten zusammen:
– Steuern und Abgaben
– Netzkosten
Netzkosten
– Energiekosten
36%
– Vertrieb
„ Steuern/Abgaben und auch die Netz-
39%
entgelte werden staatlich festgelegt. Sie
machen zusammen etwa Dreiviertel des
Strompreises aus.
21%
4%
Energiekosten
Vertrieb
Steuern und
Abgaben
„ Rund 21 Prozent entfallen auf die
eigentlichen Energiekosten – hier bildet
sich der Preis am freien Markt auf Basis
von Angebot und Nachfrage.
„ Nur 4 Prozent des Strompreises
verbleiben für die Deckung der
Vertriebskosten.
10
Der Staat verteuert die Stromrechnung
Der Staat verdiente 2006 am Strom 12,4 Milliarden Euro* – die Belastung
von Haushalten und Industrie ist damit heute fünf mal so hoch wie noch
1998
Durchschnittliche monatliche Stromrechnung eines Drei-Personen-Haushalts (3.500 kWh/a):
+ 6,8 €
Steuern, Abgaben
* ohne Mehrwertsteuer
22,0
21,5
34,7
20,9
20,2
18,7
32,9
2001
31,5
2000
+ 9,7 €
29,9
25,1
1999
41,8
16,7
40,7
25,2
33,8
1998
52,4
47,0
15,5
14,4
12,4
37,6
Euro/Monat
50,1
48,2
56,8
28,3
50,0
54,4
2002
2003
2004
2005
2006
Nettostrompreise
Erzeugung, Transport und Vertrieb
- 2,9€
Quelle VDEW, Januar 2006
Veränderungen
von 1998 bis 2006
11
Rund 40 Prozent von jedem Stromeuro gehen
heute an den Staat
„ Den größten Anteil an den staatlich verursachten Belastungen hat die Stromsteuer.
Sie bringt dem Staat allein 2006 etwa 6,6 Milliarden Euro ein.
„ Auch für die Subventionierung von Ökostrom zahlt der Verbraucher – etwa
2,9 Milliarden Euro in 2006.
Das kassiert der Staat:
Staatlicher Anteil am Strompreis für einen durchschnittlichen
Drei-Personen-Haushalt:
„
Umsatzsteuer („Mehrwertsteuer“):
verteuert Strom für die Haushalte
zusätzlich; durch MwSt.-Erhöhung 2007
wird die Belastung von 3,3 Mrd. auf
etwa 4 Mrd. Euro steigen
„
Stromsteuer: 1999 als Verbrauchssteuer (Ökosteuer) eingeführt
„
Konzessionsabgabe: wird an
Kommunen abgeführt für die Nutzung
von öffentlichen Wegen/Straßen für
Stromleitungen
„
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK): 2002
eingeführte zusätzliche Stromvergütung
für Betreiber von KWK-Anlagen
„
EEG: Subventionsbeitrag für die
Einspeisung von Ökostrom gemäß
Erneuerbare-Energien-Gesetz
Umsatzsteuer 14%
Stromsteuer 12%
Konzessionsabgabe 9%
EEG 2%
KWK 1%
12
Quelle: VDEW, VDN, eigene Berechnungen, Januar 2006
Der Netzanteil am Strompreis
Um den Strom vom Kraftwerk bis zur
Steckdose zu transportieren, sind
Stromnetze erforderlich. Für Bau,
Instandhaltung und Betrieb dieser Netze
fallen Kosten an.
13
Netzentgelte in Deutschland:
Staatlich geprüft und genehmigt
„
„
Die Netznutzungsentgelte für Stromund Gasnetze werden von den
Netzbetreibern bei den zuständigen
Regulierungsbehörden von Bund bzw.
Ländern beantragt, die diese prüfen und
genehmigen.
Ab 2008 setzt die sog. „Anreizregulierung“ den Netzbetreibern starke
Anreize zur Hebung weiterer
Effizienzpotenziale.
aktuell: Genehmigungsverfahren für
Netzentgelte
kostenbasierter
Antrag
Genehmigung
Regulierungsbehörden
Netzbetreiber
ab 2008: Anreizregulierung
festgelegte
Obergrenzen
Netzentgelte
Regulierungsbehörden
Netzbetreiber
14
Deutschland ist Europameister in Sachen
Netzsicherheit
„ Versorgungssicherheit bedeutet Schutz vor Stromausfällen. Dies ist ein Komfortfaktor für
Haushaltskunden aber vor allem ein wichtiger Standortfaktor für die Industrie.
„ Die deutsche Stromversorgung weist im europäischen Vergleich mit durchschnittlich 23 Minuten/Jahr
die geringsten Ausfallzeiten auf.
„ Der hohe Standard erfordert auch höhere Investitions- und Wartungskosten. Nicht zuletzt, weil
Deutschland den höchsten Anteil an Erdkabeln in Europa hat, die deutlich teurer sind als Freileitungen.
So liegt der Verkabelungsgrad in Deutschland bei durchschnittlich 72%. Zum Vergleich: Großbritannien
60%, Frankreich 29%
Stromausfallzeiten in Min./a
315*
192*
171
79
59
43*
23
Norwegen
Schweden
Quelle: EU-Kommission, 5. Benchmarking-Bericht 2005;
*EU-Kommission, 4. Benchmarking-Bericht 2004
Italien
UK
Frankreich
Österreich
Deutschland
15
Die Zuverlässigkeit der Stromversorgung hat
ihren Preis
Was RWE für sichere Netze leistet:
„
Aufwendungen in das Netz
–
„
2 Milliarden Euro jährlich für Wartung,
Instandhaltung, Ausbau – unter anderem
für die Anpassung des Netzes an die sich
verändernde Erzeugungslandschaft und
die Einbindung der wachsenden
Erzeugung durch regenerative Energien
RWE-Infrastruktur im deutschen
Stromnetz:
–
324.610 Kilometer Leitungen (37.090 km
Höchst- und Hochspannung, 287.520 km
Mittel- und Niederspannung) ¨ entspricht
aneinander gereiht 15 mal der Strecke um
die Erde oder 1,5 mal von der Erde bis
zum Mond
–
1,34 Millionen Strommasten
16
Netzentgelte: Belastungen im europäischen
Vergleich gering
„ Die spezifischen Netzkosten in Cent/kWh sind in Deutschland im europäischen Vergleich relativ hoch.
„ Der Grund liegt im Fixkostencharakter der Aufwendungen für das Netz, die unabhängig von der
durchgeleiteten Energiemenge anfallen und die über den Strompreis verbrauchsabhängig auf alle
Haushalte umgelegt werden.
„ Das führt zu einer auf den ersten Blick „paradoxen“ Konsequenz: je weniger Strom verbraucht wird,
umso höher ist der prozentuale Anteil der Netzentgelte am Strompreis pro Kilowattstunde.
„ Oder anders: In Ländern mit höherem Energieverbrauch fällt der prozentuale Anteil der Netzentgelte in
ct/kWh geringer aus als in Deutschland mit relativ energiebewusstem Verbraucherverhalten.
„ Entscheidend ist jedoch die jährliche durchschnittliche Belastung der Haushalte; hier zeigt sich, dass
Deutschland bei den Netzentgelten im europäischen Vergleich auf einem niedrigen Niveau liegt:
€/Haushalt/a
486
253
214
212
193
161
Norwegen
Österreich
Schweden
Frankreich
Deutschland
Quelle: EU-Kommission, 5. Benchmarking-Bericht 2005, Eurelectric, Statistisches Bundesamt, VDEW
UK
17
Der Vertriebsanteil am Strompreis
Mit lediglich vier Prozent haben die
Kosten für Vertrieb und Service den
geringsten Anteil am Strompreis.
18
Nur vier Prozent am Endkundenpreis sind
Vertriebs- und Servicekosten
Kundenbetreuung
„
Kundenservice-Center (Vor-OrtBetreuung)
„
Call Center
„
Beratungs- und Informationsdienst im
Internet
„
Broschüren, Flyer, Produktinformationen
Beratungsgespräche
in regionalen
Kundencentern
Interaktive Services
und Beratung im
Internet
Abrechnung
„
Zählerstands-Ablesung / -Meldung
„
Abrechnung, Jahresrechnung
„
Forderungsmanagement,
Forderungsausfall
Informations- und
Servicebroschüren
Risikoverzinsung
„
Risikoverzinsung / Gewinn
19
Der günstigste Strom ist der, der nicht verbraucht
wird. RWE hilft, Strom effizient einzusetzen
Der Strompreis wird nicht zuletzt durch
das individuelle Verbrauchsverhalten
bestimmt. Wir unterstützen unsere Kunden
Schwerpunktreihe im
RWE Kundenmagazin
in vielfältiger Weise dabei, Energie effizienter
einzusetzen und Kosten zu begrenzen:
„
Energie- und Prozessberatung für
Industriekunden
„
Energiecontrolling für Geschäftskunden
(www.energiecontrolling.net).
„
Beratung und Informationsoffensive für
Privatkunden zu Energiesparmaßnahmen
und vorhandenen Förderprogrammen
„
Energiepässe für kommunale
Liegenschaften als Einzeldienstleistung
oder im Rahmen von Konzessionsverträgen
Online-Special
www.rwe.com
Informationsmaterialien
20
Es ist in Deutschland leichter seinen
Stromanbieter zu wechseln, als die Bank
„ Unabhängig von der Zusammensetzung des Strompreises: Jeder
Verbraucher kann seinen Stromlieferanten frei wählen
„ Die Vielzahl von Anbietern steht für einen lebendigen Wettbewerb
„ Der Markt hat die Möglichkeiten geschaffen, Preise zu vergleichen und
schnell und unkompliziert den Anbieter zu wechseln. Viele InternetPlattformen bieten mittlerweile diesen Service an
„ Das Beispiel Berlin zeigt: Der Verbraucher kann zwischen 27 Lieferanten
wählen; für einen Durchschnittshaushalt liegt die Spanne zwischen dem
günstigsten und teuersten Anbieter bei rund 200 Euro.
„ Der Wechsel des Stromanbieters ist denkbar einfach: Ein Klick oder ein
Anruf genügt.
21
Industrielle Strompreise im europäischen
Vergleich
Industrie-Strompreise in Deutschland auf mittlerem Niveau.
19,93
Rumänien
Slowakei
Ungarn
Bulgarien
11,78
11,22
11,16
10,95
Zypern
Litauen
Portugal
9,97
9,68
9,65
Italien
Polen
Tschech. Rep.
Malta
Slowenien
9,33
9,14
8,55
8,45
8,01
7,95
Griechenland
Irland
Deutschland
Kroatien
Estland
7,76
7,70
7,45
7,38
Belgien
Lettland
Niederlande
Großbritannien
Spanien
6,70
6,14
6,07
Frankreich
Finnland
Österreich
Schweden
Luxemburg
Norwegen
Quelle: VDEW; Eurostat; Stand 2005
Cent/kWh
13,49
5,38
4,99
4,91
4,96
4,60
3,48
Preise ohne Steuern umgerechnet mit Kaufkraftstandards (KKS)
22
Grundlagen des Stromhandels
und der Strompreisbildung
RWE Trading Journalisten-Workshop
15. November 2006
Dr. Thomas Niedrig, Leiter STPM (Continental Europe),
RWE Trading
Häufig gehörte Aussagen
„ Die großen 4 Unternehmen kontrollieren 80 % der Erzeugungskapazität
und können damit den Markt beherrschen
„ Die Großhandelspreise/Börsenpreise an der EEX sind manipuliert
„ Es gibt keinen funktionsfähigen Wettbewerb um Kunden
„ Zu wenig physikalischer Austausch verhindert Wettbewerb
2
Der Großhandelsmarkt für Strom
Trading
„Wholesale“ - Markt
Außerbörslich (OTC-Markt)
Spot-Markt
physisch
Termin-Markt
Forwards /
Optionen /
Strukturierte
Produkte
Erfüllung: physisch
und finanziell
Börse
Spot-Markt
physisch
Termin-Markt
Futures/ Optionen
Erfüllung:
überwiegend
finanziell
3
Marktvolumen in Europa: steigende Liquidität
Mit Ausnahme von Nordpool ist die Liquidität von 2004 zu 2005 in den
europäischen Großhandelsmärkten erneut gestiegen
+ 56%
6.000
5.000
TWh
4.000
Spanien
Skandinavien
Niederlande OTC
Niederlande
Frankreich OTC
Frankreich
Deutschland OTC
Deutschland
+ 43%
2.071
3.000
1.908
3.408
238
82
1.843
2.000
3.037
1.879
1.000
521
446
178
27
765
391
397
581
2003
2004
2005
0
2001
2002
4
Kategorisierte Handelsvolumina von RWE
Trading am deutschen Strommarkt
Stadtwerke
3,7%
Der Großhandelsmarkt in
Deutschland ist keine
„geschlossene Gesellschaft“.
Deutsche Versorger
6,3%
Spot Börsen
14,1%
Europäische
Energieversorger
(ohne Deutschland)
48,8%
Industrie
0,1%
Banken
16,2%
Öl-Konzerne
5,2%
So betrug in den ersten acht
Monaten in 2006 der Anteil am
Handelsvolumen von RWE
Trading mit den „3 großen
Deutschen“* nur 6% des
gesamten von RWE
gehandelten Volumens.
Der Großhandelsmarkt ist
international ausgerichtet und –
mit Ausnahme der
Industriekunden, die sich nach
wie vor „enthalten“ – ein
branchenübergreifender Markt.
Proprietäre Händler
5,2%
* e.on, Vattenfall, ENBW
5
Angebot und Nachfrage für Strom
Annahme: 100 % Verfügbarkeit der Kraftwerke
120
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Erdgas / Öl
100
19:00 h **
80
€/MWh
3:00 h *
60
40
20
0
0
20000
40000
* 3. Mittwoch im Mai 2006 – 46.250 MW
** 3. Mittwoch im Februar 2006 – 80.750 MW
60000
80000
100000
120000
MW
6
Die Grenzkostenkurve wird durch Wind und
Saisonspeicher für Wasserkraft maßgeblich
beeinflusst
Annahme: 100 % Verfügbarkeit der Kraftwerke
120
Wind
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Erdgas / Öl
100
80
Saisonspeicher??
19:00 h **
€/MWh
3:00 h *
60
40
20
0
0
20000
40000
* 3. Mittwoch im Mai 2006 – 46.250 MW
** 3. Mittwoch im Februar 2006 – 80.750 MW
60000
MW
80000
100000
120000
7
Angebot und Nachfrage an der EEX
7. November 2006, 19:00 h
3000
Nachf rage
A ngebot
2500
€
2000
2436,63 €
1500
1000
500
0
9000
10000
11000
12000
13000
Unelastische
Nachfrage
und Angebot
führen zu
extremen
Preisen in
den
Stundenauktionen
14000
MWh
8
Zwischenergebnisse
„ Der Marktpreis für Strom schwankt stark von Stunde zu Stunde, da
immer andere Angebote preisbestimmend sind
„ Die Windenergie hat einen maßgeblichen Einfluss auf die Preise
„ Die Bewirtschaftung der Saisonspeicher in den Alpen und
Abschaltungen beim Kunden bestimmen die Preise, wenn Kapazität
knapp wird
„ Auf Termin (für zukünftige Perioden) werden erwartete
durchschnittliche Preise für bestimmte Zeitperioden gehandelt
9
Cal 2009
Cal 2008
70
Cal 2007
Q4 07
Q3 07
Q2 07
Q1 07
Nov 07
Okt 07
Sep 07
Aug 07
Jul 07
Jun 07
Mai 07
Apr 07
Mrz 07
Feb 07
Jan 07
Dez 06
€/MWh
Forward Kurve Deutschland, Base
75
08.11.2006
03.11.2006
65
60
55
50
45
40
10
Europas Strommarkt wächst zusammen
Nordeuropa
„ stark abhängig von Wasserkraft und
somit weitestgehend von anderen
fundamentalen Einflüssen beeinflusst,
als andere Europäische Regionen
„ z.Zt. „normale“ Wasserstände
Osteuropa
„ teilweise durch
Subventionen
vergünstigter Strom
Südeuropa
„ Verstärkter Einsatz von Klimaanlage
und Elektroheizung
„ Ausbleibende Wasserkraftproduktion
„ allgemein steigende Nachfrage auf
„ keine offenen
Großhandelsmärkte
„ CO2 nicht im gleichen
Maße fungibel wie in
offenen Energiemärkten
Grund wirtschaftlicher Entwicklung
Preisniveau regelmäßig höher als Deutschland
Preinniveau regelmäßig niedriger als Deutschland
11
Forward Preise am europäischen Markt
konvergieren
90
Deutschland
Frankreich
Niederlande
Skandinavien
Großbritannien
85
80
75
70
60
55
50
45
40
35
Nov 06
Okt 06
Sep 06
Aug 06
Jul 06
Jun 06
Mai 06
Mrz 06
Feb 06
Jan 06
Dez 05
Nov 05
RWE 32.727 MW
Okt 05
Sep 05
Aug 05
Jul 05
Jun 05
Mai 05
Apr 05
Mrz 05
Feb 05
25
Apr 06
30
Jan 05
€/MWh
65
12
Die Marktmacht deutscher Erzeuger ist deutlich
kleiner, als vielfach behauptet
100 % = 192.638 MW
Installierte
konventionelle
Leistung - RWE
17%
Installierte
konventionelle
Leistung
ohne RWE 43%
Leistung der
grenzüberschreitenden
Leitungen
30%
Windenergie
10%
Größter europäischer Stahlhersteller erzeugt
25 % der europäischen Rohstahlproduktion
13
Ergebnisse
„ Funktionsfähige, liquide Großhandelsmärkte erlauben grenzüberschreitenden Wettbewerb, auch bei begrenzten Transportkapazitäten
„ Dem Engpassmanagement kommt ein Schlüsselfunktion für die
weitere Entwicklung des Binnenmarktes zu
Haben wir noch genügend Mut für Marktwirtschaft?
14
Back-Up
Liberalisierter Strommarkt: Zentrale Rolle der
europäischen Großhandelsmärkte
Die europäischen Strom-Großhandelsmärkte sind ein zentraler Faktor für
das Zusammenwachsen eines pan-europäischen Strommarktes
„ Preisbewegungen an den europäischen Strombörsen laufen – auf
ihrem jeweils zu beobachtenden absoluten Niveau – bereits heute
weitgehend parallel. Wesentliche Treiber dieser „Europäisierung“ sind
unter anderem:
– Europaweiter Handel mit CO2 Zertifikaten
– Verbesserte Zuteilung der grenzüberschreitender Kapazitäten
an einigen Netzübergabestellen und hohe Auslastung dieser
Kapazitäten
– Engagement der nationalen Versorger auf internationalen
Handelsplätzen
„ Ohne funktionierende Großhandelsmärkte kann der von Politik und
Verbrauchern geforderte Wettbewerb nicht weiter zunehmen. Der von
internationalen Teilnehmern geprägte Großhandelsmarkt hat einen
positiven Einfluss auf den Wettbewerb in den nationalen Märkten
16
Sep 06
Jul 06
Mai 06
Mrz 06
Jan 06
Nov 05
Sep 05
Jul 05
Mai 05
Mrz 05
Jan 05
Nov 04
Sep 04
Jul 04
Mai 04
Mrz 04
Jan 04
Nov 03
Sep 03
Jul 03
Mai 03
Mrz 03
Jan 03
Nov 02
Sep 02
250
Jul 02
300
Mai 02
Mrz 02
Jan 02
Volumen (TWh)
Liquidität des Forward-Marktes in Deutschland
Monatliches Handelsvolumen (TWh)
350
EEX-Futures
EEX-Clearing
OTC-Forwards
200
150
100
50
0
17
Handelsvolumen an europäischen Spot-Börsen
Die EEX zeigt einen positiven Trend bei der Entwicklung der Handelsvolumina und ist nach der skandinavischen Nordpool die größte europäische Spot-Börse*
22
EEX
EXAA
20
18
Powernext
APX
16
Nordpool
TWh
14
12
10
8
6
4
2
*
Mai 06
Jan 06
Sep 05
Mai 05
Jan 05
Sep 04
Mai 04
Jan 04
Sep 03
Mai 03
Jan 03
Sep 02
Mai 02
Jan 02
Sep 01
Mai 01
Jan 01
0
Monatliche Handelsmengen lt. Angabe der jeweiligen Börse. OMEL (Spanien) nicht berücksichtigt, da dies keine Börse auf Basis
freiwilliger Teilnahme ist (Pool-System). Stand der Daten: 30.09.2006.
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