Marktgerechte Preisbildung auf dem Strommarkt
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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. 18