Um einen funktionierenden Wettbewerb zu schaffen und die erhofften Effekte der Liberalisierung - vor allem die preiswerte Versorgung mit Energie - auch tatsächlich zu erzielen, müssen einige grundsätzliche Voraussetzungen erfüllt sein. Dazu zählt erstens die Möglichkeit für alte und neue Anbieter, ihr Produkt zu nicht-diskriminierenden Bedingungen anbieten zu können. Zweitens müssen die Nachfrager die Gelegenheit haben, ein gewünschtes Produkt (beispielsweise "grünen" oder "gelben" Strom oder aber eine Energiedienstleistung) zu einem nachvollziehbaren Preis von einem selbst gewählten Anbieter zu erstehen. Dazu muss drittens eine ausreichende Transparenz des Marktes hinsichtlich der Preise und der angebotenen Qualitäten gewährleistet sein.

Im Vergleich zu anderen börslich gehandelten Waren sind bei Elektrizität aufgrund der Leitungsgebundenheit und der fehlenden Lagerfähigkeit einige zusätzliche Mechanismen notwendig. Die anfänglichen Befürchtungen, technische Netzrestriktionen könnten einer Intensivierung des Wettbewerbs entgegenstehen, erwiesen sich indes als unbegründet. Der Fortschritt in der Leitungs- und Regelungstechnik ermöglicht vielmehr die kurzfristige und damit auch die wettbewerbliche Koordination und Optimierung der Stromsysteme, und dies sowohl aus technischer als auch aus betriebswirtschaftlicher Sicht. Elektrizität fließt den Weg des geringsten Widerstands; im eng vermaschten, durch eine Vielzahl von Erzeugungs- und Entnahmepunkten charakterisierten europäischen Stromleitungsnetz findet eine vertraglich vereinbarte Stromdurchleitung in eine bestimmte Richtung physikalisch nur bedingt statt. Insofern entstehen bei der Nutzung eines dichten Stromübertragungsnetzes in erster Linie abrechnungstechnische Fragen und nur bedingt physikalische Engpässe, zumal die Erfahrungen in anderen Ländern erwarten lassen, dass nicht mehr als ein Fünftel bis ein Viertel der insgesamt umgesetzten Elektrizität künftig über Börsen gehandelt wird.

Die physikalischen Besonderheiten des Strommarkts machen es dennoch erforderlich, dass kurzfristige Ungleichgewichte von Erzeugung und Last aufgefangen werden, um die Qualität der Stromversorgung zu gewährleisten. Daher wird das Marktgeschehen durch die Versorgungspflicht eingeschränkt, die nach wie vor für die Unternehmen der allgemeinen Elektrizitätsversorgung gilt. Der Ausgleich kann aber über einen so genannten Regelungsmarkt und die Minutenreserve geschehen, ohne dass dies den börslichen und bilateralen Handel stark einschränkt.

Der Bedarf an Handelsplätzen für Elektrizität ist derzeit aufgrund des Überangebotes auf dem Elektrizitätsmarkt besonders groß. Die Liberalisierung des deutschen Strommarkts begann im Kontext eines kaum mehr steigenden Stromverbrauchs einerseits und Überkapazitäten auf der Angebotsseite andererseits. Diese Konstellation ließ die Liberalisierung schon früh und unerwartet schnell in einen Verdrängungswettbewerb münden, der auf der Großhandelsebene zu einem deutlichen Preisverfall führte, obwohl zunächst Restriktionen im Netzzugang bestanden und die Strombörsen noch nicht eingerichtet waren. Dies lässt sich am DOW Jones/VIK- Strompreisindex für Sondervertragskunden in Deutschland ablesen (Abbildung 1). ^[1]

Elektrizität wird mehr und mehr zu einer Handelsware. Das Risiko der Verbraucher sinkt, jenen Teil ihres Bedarfs vergleichsweise kurzfristig und sogar spekulativ auszugleichen, der ansonsten über längerfristige Liefervereinbarungen, verbunden mit hohen Preisen, gedeckt würde. Dies betrifft vor allem die Nachfrage nach Spitzenlast-, aber auch nach Grundlaststrom. Börsen können das verbleibende Risiko zudem weiter reduzieren.

Beim traditionellen OTC-Geschäft ("over the counter") werden dagegen bilaterale Verträge über Stromlieferungen ausgehandelt, die speziell auf die Bedürfnisse der beiden Vertragspartner zugeschnitten, also nicht standardisiert sind. Die Transaktionskosten, also der Aufwand für die Informationsbeschaffung, die Suche möglicher Handelspartner und die Vertragsverhandlungen selbst, fallen zwar deutlich niedriger aus, wenn auf standardisierte Produkte zurückgegriffen wird, die zudem an einer Börse gehandelt werden können. Andererseits haben OTC-Geschäfte den Vorteil, dass die Vertrags- und Lieferbedingungen feststehen, Preis- und Mengenrisiken also minimal sind. Große Energieversorgungsunternehmen (EVU) verfügen deshalb heute über Abteilungen, deren Aufgabe es ist, die Alternativen - Eigenerzeugung, Beschaffung durch OTC oder über Börsen - im Rahmen eines Portfolio-Managements abzuwägen und zu optimieren.

Grundsätzlich lassen die Eigenschaften der Börse (Anonymität, Konzentration von Informationen, Preistransparenz, Neutralität gegenüber Gruppeninteressen) erwarten, dass es bei einer ausreichenden Teilnehmerzahl sowie hinreichendem Handelsvolumen (im Börsenjargon als Liquidität bezeichnet) zu einem weitgehend ungestörten, nicht manipulierbaren und deshalb "objektiven" Wettbewerb kommt. Der so ermittelte Börsenpreis wird veröffentlicht und dient als Referenzpreis auch für außerbörsliche Geschäfte. Im Unterschied hierzu müssen die ausgehandelten Preise beim traditionellen kurzfristigen Ausgleich von Bedarfsschwankungen zwischen EVU nicht offen gelegt werden.

An der Börse sind verschiedene Modelle von Auktionen und Preisbildungsmechanismen denkbar. ^[2] Die Strombörsen in Leipzig und Frankfurt am Main starten beide mit einem Spotmarkt für Stundenkontrakte mit Lieferung am nächsten Tag. Der Handel soll nach einigen Monaten um Elemente eines Terminmarktes ergänzt werden.

Ähnlich wie bei Warenbörsen ergänzen sich der kurzfristige Handel (Spotmarkt) und der mittel- bis langfristige Terminmarkt. Am Spotmarkt werden Stromlieferungen für den nächsten Tag gehandelt. Saisonale und temperaturbedingte Nachfrageschwankungen, aber auch Einflüsse auf die Erzeugungsbedingungen wie die Brennstoffkosten und die Verfügbarkeit von Kapazitäten tragen dazu bei, dass die Spotpreise starke Ausschläge aufweisen können. Das Risiko, das hierdurch für die Marktteilnehmer entsteht, kann durch derivative Instrumente oder Terminkontrakte abgemildert werden (Hedging).

Auf dem Terminmarkt werden in der Regel keine physischen Lieferungen gehandelt, sondern Finanzprodukte, um sich gegen kurzfristige Preisrisiken abzusichern. Das an den Terminmärkten gehandelte Volumen beträgt ein Vielfaches des physischen Volumens. Gehandelt werden können Futures und Optionen. Gegenstand von Terminkontrakten ist die künftige Lieferung einer standardisierten Strommenge zu festgelegten Lieferbedingungen; nur der Preis ist noch auszuhandeln. Als Orientierung oder Underlying für Termingeschäfte kommt einerseits ein börslicher Spotmarkt in Frage, andererseits aber auch das herkömmliche bilaterale OTC, wenn dieses als Preisindex abgebildet wird.

-der Swiss Electricity Price Index (SWEP), der als erster Index seit 1998 die täglichen Spitzenlastpreise für den Grenzübergang Laufenburg ^[3] an der deutsch-schweizerischen Grenze registriert, und

-der Central European Power Index (CEPI), der von PreussenElektra und weiteren Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft entwickelt wurde und seit März 1999 publiziert wird. Er erfasst insgesamt vier Preise auf dem Gebiet von PreussenElektra, und zwar die Preise für Tages- und Siebentageskontrakte jeweils für Grund- und für Spitzenlaststrom. PreussenElektra wurde ausgewählt, weil das Unternehmen über eine größere Zahl an internationalen Verbindungspunkten (mehr als 13) verfügt und diese auch für grenzüberschreitenden Handel nutzt. ^[4]

Die verschiedenen Indizes und die Börsenkurse bewegen sich im Zeitverlauf in einer vergleichsweise geringen Bandbreite; zugleich sind sie nur wenig höher als die für Nord Pool notierten Systempreise (Abbildung 2). Dies spricht dafür, dass die Preisindizes die Grenzkosten in der Tendenz spiegeln. Auch die deutlichen Preissenkungen in neuen bilateralen Lieferverträgen für praktisch alle Last- und Größensegmente seit der Liberalisierung in Deutschland stützen diese Vermutung. ^[5]

Marktwirtschaftlich sind an der Börse ermittelte Preise den Preisindizes überlegen. Vor allem in der Übergangsphase dürften zwar sowohl die Preisindizes als auch die Strombörsen zur Intensivierung des Wettbewerbs auf dem mitteleuropäischen Strommarkt beigetragen haben. Der gegenwärtige Boom diverser Strompreisindizes dürfte aber nicht von Dauer sein; künftig werden Börsen europaweit den Strommarkt bestimmen.

Die APX startete im Mai 1999 mit dem Spothandel für den nächsten Kalendertag. Kauf- und Verkaufsangebote werden jeweils am Vortag für die Stunden des Folgetags abgegeben. Die APX gibt die auf der Basis der eingegangenen Angebote ermittelten 24 Clearing-Preise bekannt und veröffentlicht zudem einen täglichen Strompreisindex. Eine Erweiterung der Produktpalette auf Futures und Optionen ist geplant. Im Mai 2000 dehnte APX den Handel auf einen deutschen Netzhandelsbereich aus, nachdem im März eine Vereinbarung mit dem deutschen Stromkonzern VEW über die Nutzung von dessen Stromnetz abgeschlossen worden war.

Der APX-Spothandel begann mit 18 Teilnehmern, die Strom auch physisch liefern oder beziehen können mussten. Die Zahl stieg zwar mittlerweile auf 27 Beteiligte, ist aber weiterhin viel zu niedrig. Auch die Umsätze sind mit durchschnittlich 6 Mill. kWh täglich oder weniger als drei Prozent des niederländischen Jahresstromverbrauchs zu gering.

Die wichtigste Restriktion für den Börsenhandel liegt in Netzengpässen. Der Netzbetreiber Tennet entscheidet täglich, welche Menge Strom zu welchem Zeitpunkt gehandelt werden kann. Vor allem die grenzüberschreitende Durchleitung wird dadurch stark eingeschränkt. Der Umfang der börslich gehandelten Stromimporte wurde bis Ende 1999 auf 250 MW der insgesamt 3 500 MW an grenzüberschreitender Übertragungskapazität begrenzt; die inzwischen vorgenommene Ausweitung auf maximal 900 MW hat den Engpass nicht beseitigt. Der niederländische Markt ist damit faktisch von den angrenzenden Ländern getrennt, und es bestehen keine Arbitragemöglichkeiten.

Der geringe Umfang des Börsenhandels und vor allem die fehlenden Marktchancen niederländischen Stroms im Ausland sind auch auf eine institutionelle Besonderheit zurückzuführen, die zum Schutz von "stranded investments" eingerichtet wurde. So wird der Stromhandel letztlich über eine zentrale Institution, das so genannte Protokoll geregelt: Stromerzeuger dürfen nur an diese Institution verkaufen, während Weiterverteiler Elektrizität nur von ihr, von der APX oder über bestehende langfristige Importverträge mit ausländischen Stromlieferanten beziehen dürfen. Im Ergebnis liegt das Strompreisniveau in den Niederlanden über dem zentraleuropäischen Niveau.

Die Kosten der Teilnahme an der holländischen Börse fallen zudem mit einer Jahresgebühr von 25 000 Euro (Nord Pool und LPX: 12 500 Euro) sowie Kontraktgebühren von 0,2 Euro/MWh gegenüber 0,04 Euro/MWh bei der skandinavischen und den künftigen deutschen Börsen relativ hoch aus. Potentielle Börsenteilnehmer hatten also einen Anreiz, auf den Start der deutschen Börsen zu warten.

Unvollkommener Wettbewerb auf (teil-)isolierten Märkten: Das Beispiel Großbritannien

Hohe Preise wurden auch für den Strommarkt in Großbritannien festgestellt, obgleich die Preise dort in einem Bieterverfahren gebildet werden. Der seit 1990 aktive Pool in England und Wales gilt als der am längsten etablierte Wettbewerbsmarkt. Der Systemgrenzpreis SMP (System Marginal Price), der dort als Preisindex veröffentlicht wird, liegt aber Untersuchungen zufolge deutlich oberhalb der Systemgrenzkosten. Die Poolpreise sind zugleich geringfügig niedriger als die Markteintrittskosten für neue Anbieter. ^[6]

Analysten führen dieses Phänomen auf die Anbieterkonzentration auf einem weitgehend isolierten nationalen Strommarkt zurück. Die Kapazitäten der internationalen Stromverbindungen beschränken sich auf 2 000 MW oder weniger als fünf Prozent der maximalen Systemnachfrage in Großbritannien. Der Einfluss, der vom europäischen Kontinent auf die Preise ausgeht, ist entsprechend unbedeutend. Auch deshalb konnten sich die beiden großen Energieerzeuger PowerGen und National Power als Duopolisten etablieren und den Strompool durch strategisches Verhalten beeinflussen.

Im Unterschied zu den meisten Börsen wurde der Electricity Pool in England und Wales als einseitiges Auktionsmodell eingerichtet. Der Pool ist ein Großhandelsmarkt, an dem fast alle Erzeuger, Händler und Regionalverteiler teilnehmen müssen. Seit 1995 können zwar auch Großabnehmer am Bieterverfahren teilnehmen. Faktisch findet am Pool jedoch weiterhin eine angebotsseitige Call-Auktion statt: Die Preise für den nächsten Tag werden auf der Basis der Verkaufsangebote fast aller Kraftwerksbetreiber für jedes 30-Minuten-Intervall des nächsten Tages nach aufsteigenden Kosten geordnet (Merit-Order) und so lange in dieser Reihenfolge eingesetzt, bis die von den Verteilerunternehmen erwartete Nachfrage gedeckt ist. Der sich für den Einsatz des letzten (marginalen) und damit teuersten Kraftwerks für jedes 30-Minuten-Intervall bildende Preis wird als Systemgrenzpreis allen betriebenen Kraftwerken vergütet.

Die hohe Komplexität und Intransparenz des Verfahrens verhinderte indes die marktliche Preisbildung. Neben der Marktmacht der beiden großen Erzeuger PowerGen und National Power behindert auch die Zwangsteilnahme fast aller Erzeuger die Entwicklung von Wettbewerb. Trotz allgemein fallender Brennstoff-, Betriebs- und Investitionskosten blieb der Systemgrenzpreis deshalb auf einem hohen Niveau. Das System wird gegenwärtig revidiert.

Ähnliche Fehlentwicklungen lassen sich auf dem spanischen Strommarkt beobachten. Ebenso wie der britische Strommarkt ist auch dieser kaum mit anderen Regionen vernetzt, und die Konzentration auf der Erzeugerebene ist hoch. Im Ergebnis liegen die spanischen Poolpreise über dem zentraleuropäischen Niveau.

Das Börsengeschäft mit Elektrizität eröffnet zugleich neue institutionelle Möglichkeiten für die Umsetzung anderer energiepolitischer Ziele. So könnten Zertifikate für "grünen" Strom sowie Elektrizität aus Kraft-Wärme- Kopplungsanlagen über diese Börsen gehandelt werden.

Ein kritisches Element für die erfolgreiche Liberalisierung des deutschen Strommarkts ist die Frage der Netznutzung. Die meisten Länder weisen eine weitgehende organisatorische und auch unternehmerische Trennung von Netzbetrieb und Stromerzeugung bzw. -verteilung auf. Die Probleme, die durch restriktive Bedingungen des Netzzugangs entstehen, lassen sich in den Niederlanden beobachten. In Deutschland haben die großen EVU in der revidierten Verbändevereinbarung zur Regelung des Netzzugangs vom 13. Dezember 1999 eine Vereinfachung der Bedingungen beschlossen, die von der Punkt-zu-Punkt-Durchleitung abrückt und kompatibel mit der Einrichtung von Strombörsen ist. Die Geschichte der Verbändevereinbarung ist aber für sich genommen bereits ein Hinweis darauf, wie gering das Interesse vertikal integrierter Unternehmen an einer breiten Netznutzung ist.

Zwar haben die konkurrierenden Initiativen für eine deutsche Strombörse dazu beigetragen, diese Institution schneller als erwartet einzurichten. Der Parallelbetrieb diverser Börsen, Handelsprodukte und Preisindizes reduziert allerdings das Marktvolumen und damit möglicherweise die Effektivität des einzelnen Handelsplatzes.

Wie die Erfahrungen in anderen Ländern zeigen, sind die institutionellen Vorgaben und Marktstrukturen maßgeblich für einen funktionierenden Wettbewerb. Dazu zählen in erster Linie vereinfachte Regeln für die Netznutzung. Fehlentwicklungen aufgrund institutioneller Hemmnisse wie in Großbritannien, Spanien und beim niederländischen Börsenhandel dürften temporäre Phänomene bleiben, da sie dem Druck der europäischen Vergleichsmärkte langfristig nicht standhalten werden.

[1] Der mengengewichtete Dow Jones/VIK-Strompreisindex wird seit März 1998 monatlich publiziert. Die Daten basieren auf den an Sondervertragskunden abgegebenen Stromverbrauchsmengen des Jahres 1997. Seit März 2000 dienen als Berechnungsbasis für den Strompreisindex die Verbrauchsmengen von 1998.

[2] Für eine Übersicht vgl. Michael Kraus (2000). Morphologie von (Strom- )Börsen. Mannheim.

[3] Laufenburg wurde gewählt, weil hier die meisten grenzüberschreitenden Stromlieferungen stattfinden.

[4] Analog zum CEPI entwickelte das Bayernwerk den Electricity Index South (EIS) als Index für die südliche deutsche Stromhandelszone.

[5] Vgl. L. Birnbaum et al. (2000): Die Dynamik des europäischen Strommarktes. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Heft 1/2, S. 8-12.

[6] Vgl. beispielsweise Catherine Wolfram (1999): Measuring Duopoly Power in the British Electricity Spot Market. In: American Economic Review, Vol. 89, No. 4, September, S. 805-826.