Erwin Mair, Geschäftsführer der Energie AG Oberösterreich Trading, bringt es auf den Punkt: "Es kann jeder mit jedem Geschäfte machen". Was dies bedeutet, beschreibt Werner Fleischer, Mitglied des Vorstandes der Verbund Trading AG, im Detail: "Die sukzessive Marktöffnung ermöglichte es den Landesgesellschaften, am freien Markt einzukaufen. Umgekehrt konnte sich jedoch auch Verbund neue Absatzsegmente erschließen. Er begann, sich auf ausländischen Märkten zu engagieren, weil die Gefahr bestanden hat, dass der Inlandsabsatz deutlich wegbricht".

Die Sorge und die hierauf begründete Strategie war – zunächst- berechtigt: "Einige Kunden nutzten die Liberalisierung, um sich auf dem Strommarkt andere Partner zu suchen, wodurch schließlich Verbund im Ausland mehr Geschäfte abwickelte, als auf dem Heimmarkt", erläutert Fleischer. Mittlerweile hielten sich jedoch Auslands- und Inlandsgeschäft annähernd die Waage, weil Stromabnehmer wieder zu Verbund zurückgekommen seien: "Das System hat sich entspannt, weil es einen Referenzpreis gibt – an der Börse, aber auch bei den Quotierungen der Broker in ihren Direktgeschäften, die sich auch an den Börsepreisen orientieren. Es hat sich also ein Marktpreis etabliert, auf dessen Basis mit Strom gehandelt wird." Verbund produziert 90 Prozent seines Stroms aus Wasserkraft, den Rest kalorisch und zu einem geringen Teil aus Windenergie. Da mehr Strom generiert als an Endkunden verkauft wird, muss Verbund "bis zu 80 Prozent der Erzeugungsmenge am Markt bestmöglich positionieren und den Preis längerfristig absichern", sagt Fleischer. Damit sollen kurzfristige Preisschwankungen, wie sie etwa durch die Wirtschaftsentwicklung aber auch witterungsbedingt auftreten können, vermieden werden. Anders ist die Situation etwa bei der Salzburg AG: "Wir haben einen Eigenerzeugungsanteil von 50 Prozent. Davon ist der größte Teil Wasserkraft. Wenn man nicht alles selbst erzeugt, muss man zukaufen und dabei möglichst professionell günstige Preise realisieren", erklärt Siegfried Müllegger, Leiter der Sparte Energiehandel bei der Salzburg AG.

Börsen und Broker

Wie finden nun Käufer und Verkäufer zueinander? Mair: "In Österreich und in Deutschland sind einige hundert Stromhändler tätig. Um einen fairen Preis zu erhalten, müsste man all diese anrufen und die Preise für ein Stromgeschäft in der gewünschten Lieferperiode anfragen, was ein beträchtlicher Aufwand wäre. Daher haben sich Börsen als Plattform gebildet, die alle Akteure zusammenführen, die Strom kaufen oder verkaufen wollen." Die Börsen sind indes nicht der einzige und oft nicht einmal der wichtigste Player im Stromhandel. Fleischer: "Wir wickeln nur etwa 20 bis 30 Prozent des Stromhandels über die Börse ab. 70 bis 80 Prozent laufen über OTC-Geschäfte (Over the Counter) – also außerbörslich direkt mit einer Gegenpartei – ab". Das können E-Unternehmen, aber etwa auch Banken sein, denn diese haben erkannt, dass sie so wie mit anderen Rohstoffen auch mit Strom handeln können.

Hier kommen die Broker ins Spiel. "Im OTCMarkt gibt jeder Händler auf Broker-Plattformen bekannt, mit welchen Gegenparteien er grundsätzlich zum Handel bereit ist und stellt dann seine Gebote ein", beschreibt Müllegger das Prinzip. "Das ist zunächst anonymisiert. Erst zum Zeitpunkt des Geschäftsabschlusses weiß man, ob man an ein Stadtwerk, ein Verbundunternehmen oder eine Bank verkauft hat. Das kann nicht zu unerwünschten Effekten führen, da man a priori jene ausschließen kann, mit denen man keinen Handel treiben will." Im Gegensatz zu Strombörsen sind Broker Vermittler von Stromgeschäften zwischen einem Käufer und einem Verkäufer, betont Mair. "Sie haben keine spezielle Verantwortung", ergänzt Fleischer. Der Broker macht keinen Preis. Er bündelt alle Angebote und Nachfragen und stellt die Informationen seinen Kunden zur Verfügung. Er kümmert sich bloß darum, dass die Information "Gibt es irgendwen, mit dem ich handeln kann?" weitergegeben wird. Um am Markt mit anderen Marktteilnehmern Geschäfte abwickeln zu können, hat die Energie AG Oberösterreich Rahmenverträge, wie etwa mit Verbund oder mit der RWE. Der Broker ist über diese informiert. Mair: "Er stellt die Nachfrage ein und wir sehen auf unserem Monitor, wenn einer von diesen Partnern Strom kaufen oder verkaufen will." Der Broker erhält eine Vergütung für die Abwicklung. Ein Nachteil: Wenn einer der Geschäftspartner zahlungsunfähig wird, hat der zweite Partner direkt die Konsequenzen zu tragen.

Termin- und Spotgeschäfte

Zurück zu den Strombörsen: Hier werden (langfristige) Termin- und (kurzfristige) Spotgeschäfte unterschieden. In jedem Fall ist die Börse, genauer gesagt: das Clearinghaus der Börse als "zentraler Kontrahent" Vertragspartner beim Abschluss eines Geschäftes und Abwicklungsmechanismus, der die Marktteilnehmer zusammenführt. Mair: "Die Börse macht nicht den Preis; dieser ergibt sich aus dem Angebot der Verkäufer und der Nachfrage von Kaufinteressierten. Die Geschäfte werden über die Menge und den Preis definiert und man weiß auch nach dem Geschäftsabschluss nicht, von wem der Strom bezogen wird." Bei Verbund erstreckt sich der Planungshorizont für Termingeschäfte – mit der Absicherung eines vereinbarten Preises von Verkauf und Kauf – bis zu 18 Monaten, bei der Energie AG Oberösterreich aktuell bis ins Jahr 2015 und bei der Salzburg AG werden aktuell Handelsgeschäfte bis ins Jahr 2016 abgewickelt. So langfristige Dispositionen mögen auf den ersten

Blick gewagt erscheinen; tatsächlich sind sie jedoch gut abgesichert. Mair erklärt, warum: "Bei den Wasserkraftwerken kennen wir aus langjähriger Erfahrung die durchschnittliche monatliche Wasserführung, die zur Stromerzeugung genutzt werden kann, sowie ihre statistische Schwankungsbreite. Ebenso können wir den Strombedarf unserer Kunden für das nächste oder übernächste Jahr abschätzen, wenngleich auch dieser schwankt. Kundenfluktuation oder eine negative Konjunkturentwicklung wirken auf die Nachfrage und somit auf den Bedarf ein." Kohle habe man in Polen und Tschechien bereits gekauft und man sei deshalb in der Lage, auch die Produktion der damit betriebenen kalorischen Kraftwerke für das Jahr 2015 abzuschätzen. Ähnliche Überlegungen stelle man für Gaskraftwerke an: Was kostet Gas und wie werden wir diese Anlagen fahren? Mair: "Über die im Markt getätigten Geschäfte ist bekannt, zu welchen Preis, beispielsweise eine Stromlieferung 2015, aktuell am Markt gehandelt wird."

Erfahrungswerte zählen

Aus diesen Überlegungen lasse sich etwa ableiten, "dass im Jänner 2015 voraussichtlich 200 MW zusätzlich benötigt werden. Abhängig davon, ob wir von fallenden oder steigenden Preisen ausgehen, wird die Menge sofort geordert, zugewartet oder in mehreren Tranchen eingekauft." Das sei, so Mair, "eine Frage der Risikobewertung. Das gleiche Problem hat jeder andere Unternehmer auch. Kaufen wir heute 200 MW ein, fixieren wir den Preis. 2015 rufen wir die Bestellung ab und haben die Garantie, dass diese 200 MW zu dem abgeschlossenen Preis auch tatsächlich geliefert werden." Die Börse macht Preise und Volumina transparent dar und veröffentlicht für alle zugänglich die Information, zu welchen Konditionen Stromgeschäfte abgewickelt werden. Jeden Abend lässt sich im Internet die Information – beispielsweise über den aktuellen Strompreis für die Lieferung im Jahr 2015 – abrufen.

EEX und EXAA als Marktplätze

Termingeschäfte über mehrere Jahre werden von österreichischen Energieunternehmen überwiegend über den OTCMarkt bzw. über die European Energy Exchange (EEX) in Leipzig abgewickelt. Das ist naheliegend, weil, so Müllegger, "Österreich und Deutschland im Stromhandel ein gemeinsamer Markt mit einer gemeinsamen Preiszone" sind. An der Gründung der EEX im Jahr 2002 waren die Börse in Frankfurt, EVU, Banken und öffentliche Eigentümer (deutsche Bundesländer) beteiligt. Im Rahmen einer Kooperation der EEX mit der französischen Powernext wurde im Jahr 2008 die EPEX SPOT gegründet. EPEX SPOT, an der die EEX mit 50 Prozent beteiligt ist, betreibt den börslichen Spotmarkt

für Strom für Deutschland, Österreich, Frankreich und die Schweiz. Zur ausschließlichen Abwicklung von Spotgeschäften haben in Österreich Energieunternehmen und die Wiener Börse die EXAA (Energy Exchange Austria) gegründet. Müllegger: "Die EXAA ist eine kleinere Börse mit steigenden Volumina und für uns eine sinnvolle Ergänzung des Handelsportfolios. Bei der EPEX SPOT wird die Auktion für Deutschland/Österreich um zwölf Uhr durchgeführt; bei der EXAA um zehn Uhr. Die EXAA handelt an fünf Tagen in der Woche, die EPEX SPOT an sieben Tagen."

"Bei Spotgeschäften gibt es täglich eine Auktion für jede einzelne Stunde des nächsten Tages", ergänzt Mair: "Wir ermitteln am Vortag unseren Strombedarf des nächsten Tages und stellen diesen der Erzeugungsmenge aus unseren eigenen Kraftwerken sowie bereits getätigten Handelsgeschäften gegenüber. Daraus ergibt sich ein Zukaufsbedarf oder ein Überschuss, den wir an die Börse stellen". Andere Marktteilnehmer verfahren ebenso. Die Börse fasst alle Angebote und Nachfragen zusammen. So kann etwa ein Marktteilnehmer bereit sein, in der Stunde von neun bis zehn Uhr für den Fall, dass die MWh weniger als 30 Euro kostet, 100 MW zu kaufen. Wenn niemand zu dieser Zeit Strom unter 30 Euro verkaufen will, ist diese Nachfrage jedoch nicht erfüllbar. Wenn ein anderer bei einem Strompreis unter 40 Euro pro MWh 20 MW kaufen will und die Börse jemanden ermittelt, der um 38 Euro verkauft, kommt das Geschäft zustande. Mair: "Das geht so lange, als es Angebot und Nachfrage gibt."

Clearing im Stromhandel

Während man bei einem vom Broker vermittelten Geschäft das Risiko eines Zahlungsausfalls selbst trägt, wird bei Börsengeschäften das Risiko etwa im Falle des Konkurses eines Akteurs durch das Clearinghaus – bei EEX und EPEX SPOT ist das die ECC (European Commodity Clearing AG) – ausgeschaltet.

Deshalb verlangt das Clearinghaus, dass die Akteure Geld auf das gesicherte Konto einer Clearingbank, die in den Abwicklungsprozess eingebunden ist, in Form von Sicherheiten ("Margins") hinterlegen. Diese Beiträge sind „eine Solidarhaftung aller Börsenteilnehmer, damit das Geschäft nicht durch Ausfall Einzelner gestört wird" und von der Größe der Geschäftsvolumens sowie der Wertentwicklung der zugrunde liegenden Handelspositionen abhängig. Unternehmen wie Energie AG Oberösterreich haben laut Mair ungefähr zehn Mio. Euro auf einem treuhändischen Konto bei ihrer Clearingbank hinterlegt, Verbund einen siebenstelligen und die Salzburg AG einen sechsstelligen Betrag. Künftig wird man auch OTC-Geschäfte ab drei Mrd. Euro Geschäftsvolumen über eine zentrale Clearingstelle abwickeln müssen, um ein mögliches Zahlungsausfallsrisiko in diesem Segment des Stromhandels ebenfalls auszuschalten. Hierzu hat die EU die Richtlinie EMIR (European Market Infrastructure Regulation) beschlossen, die 2013 in Kraft tritt. Schließt dann etwa Verbund mit der deutschen E.ON ein Geschäft ab, laufen die Zahlungsflüsse nicht mehr direkt, sondern über diesen "Treuhandfonds". Die EU strebt die Etablierung mehrerer Clearingstellen an, um auch in diesem Sektor Wettbewerb zu schaffen. Für Verbund wird das absehbar mit der Einzahlung eines weiteren, zumindest siebenstelligen Betrags verbunden sein. Auch die großen deutschen Partner werden über der Drei-Mrd.- Euro-Schwelle liegen und deshalb clearen müssen.

Kostenbelastung befürchtet

Bei der Salzburg AG – sie liegt unter der Umsatzgrenze von drei Mrd. Euro – sieht man die EMIR-Richtlinie kritisch: "Die Einrichtung einer zentralen Clearingstelle ist aus unserer Sicht nicht unbedingt risikominimierend. Man muss darüber nachdenken, ob man hierdurch nicht ein neues, systemisches Risiko schafft", wendet Müllegger ein: "Wenn man alles über eine Stelle clearen muss, hat der ganze Markt ein Problem, wenn die Clearingstelle ein Problem hat. Es stellt sich die Frage, ob das der Weisheit letzter Schluss ist. Ich bin da skeptisch". Außerdem dürfe man den Energiehandel, der von mittelgroßen Stadtwerken wie der Salzburg AG getragen werde, "nicht mit Bürokratie und zusätzlichen Kosten überlasten. Wir sind keine Bank, die mit Strom spekuliert." Man beurteile die Bonität aller Geschäftspartner und entscheide, mit wem man handeln wolle und mit wem nicht. Müllegger: "Hierzu bedienen wir uns externer Ratings und Auskunfteien; deren Ergebnisse wir kritisch würdigen und führen auch selbst Bilanzanalysen durch." Mit den Bedenken hinsichtlich eines Zwangsclearings für außerbörsliche OTC-Derivate ist Müllegger nicht allein.

ECC-Risikovorstand Thomas Siegl hebt hervor, dass in diesem Bereich "ein verpflichtendes Clearing nicht das Mittel erster Wahl ist, weil es dem Wettbewerbsgedanken grundlegend widerspricht." Vielmehr wolle man als Clearinghaus „durch bessere Angebote überzeugen, damit dass Clearing aufgrund seiner inhärenten Vorteile freiwillig genutzt wird." Zudem bestehe die Gefahr, "dass durch zu hohe Anforderungen an die Handelsteilnehmer und an die Clearinghäuser das Clearing unnötig verteuert wird." Auch würde sich "die Suche nach Schlupflöchern vergrößern, um möglicherweise Clearingpflichten zu umgehen."

Am Beginn der Liberalisierung waren nur Unternehmen der Strombranche Akteure am Strommarkt. Bald hatte jedoch die Finanzwirtschaft erkannt, dass Strom eine "Commodity" wie jede andere ist und ist daher in den Markt eingetreten. "Bei Spotgeschäften sind noch immer Stromerzeuger und Verkäufer bzw. Käufer die dominierenden Akteure; am Terminmarkt sind jedoch heute Banken und Investoren in der Überzahl", stellt Mair fest und liefert hierfür auch eine Erklärung: "Weltweit sind erhebliche finanzielle Mittel verfügbar, die dort investiert werden, wo es wertsteigerndes Potenzial gibt. Banken, Pensionsfonds oder Versicherungen haben festgestellt, dass sie Geld nicht nur in Aktien, Anleihen, Metallen oder Rohöl anlegen können, sondern auch in Strom. Deshalb kaufen die Finanzinvestoren zur Risikostreuung mittlerweile auch Strom ein. Für die Strombranche stellt dies aber kein Problem dar."

Banken als Stromhändler

Auch Fleischer sieht diese Entwicklung entspannt: "Ich würde die Rolle der Banken nicht kritisch beurteilen. Dass sie spekulative Blasen treiben, haben wir im Strombereich zum Unterschied von anderen Commodities, wie vor allem Öl oder Lebensmittel, kaum gesehen. Strom kann nicht gelagert und daher auch nicht gehortet werden". Außerdem: "Ein Markt funktioniert dann gut, wenn viele Anbieter und Nachfrager agieren. Wenn man sich zu dritt über den Strompreis einigt, ist das nicht transparent. Hingegen ist bei hundert Marktteilnehmern die Preisbildung transparent, denn keiner von ihnen kann den Markt beeinflussen".

Insgesamt hat die Liberalisierung des Strommarktes eine Kostensenkung bewirkt. Fleischer: "Früher hat es ein Kostenerstattungsprinzip gegeben: Angebot, Nachfrage und Systemkosten wurden zusammengerechnet und weitergegeben. Niemand hat nach Überkapazitäten im Markt gefragt. So sind jede Menge Kraftwerkkosten angefallen, die eigentlich niemand gebraucht hat: Die Nachfrage war nicht da, aber die Kosten haben alle getragen." In Österreich sei der Verbund-Tarif von 58 g/kWh vor der Liberalisierung des Strommarkes nach der Marktöffnung auf unter 20 gesunken. Davon hätten vor allem Industriekunden profitiert.

Durch die Verlagerung von Wertschöpfungskomponenten habe die E-Wirtschaft einen Beitrag zur Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie geleistet. Allerdings könnte der Umstand, dass Banken auf Strommärkten aktiv sind, eine groteske Konsequenz haben: Als Folge der Finanzkrise ist die EU bestrebt, die Banken verstärkt zu regulieren, um Blasen und Crashes künftig möglichst zu vermeiden. Bei der Überarbeitung der europäischen Finanzmarktrichtlinie MiFID (Markets in Financial Instruments Directive) steht unter anderem zur Diskussion, Energiemarkt-Derivate – damit auch Strom-Terminmarktkontrakte – in die Finanzmarktregulierung einzubeziehen. Das könnte dazu führen, dass auch Energieunternehmen eine Banklizenz brauchen, weil sie wie Banken auf einem Commodity- Markt unterwegs sind.

Fleischer: "Das Thema ist noch nicht abgeschlossen. Es wird Mitte 2013 spruchreif. Die europäische E-Wirtschaft moniert eine Ausnahmebestimmung. Sonst müssten etwa Verbund oder andere Stromhandelsgesellschaften, um auf ihrem eigenen Handelsmarkt tätig zu sein, de facto zu einer Bank werden." Die Folge wäre ein Verdrängungseffekt, weil sich kleinere E-Unternehmen den Aufwand mit den notwendigen Kapitalunterlegungen und Reportingpflichten nicht leisten könnten. "Kleinere Stadtwerke könnten dann überhaupt nur über lizenzierte Teilnehmer auf den Markt gehen. Das sind die Großen und natürlich die Banken selbst", kritisiert Fleischer.

Das sieht man bei der ECC ähnlich: "Klare und europaweit harmonisierte Regeln für robuste, beaufsichtigte und transparente Märkte sind richtig und wichtig", räumt Thomas Siegl ein. "Nicht minder wichtig sind aber Augenmaß und sachgerechte regulatorische Vorgaben. Denn würden die regulatorischen Hürden zu hoch angesetzt, ist zu befürchten, dass sich einige Unternehmen aus dem Energiemarkt zurückziehen", warnt er.