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StromhandelUnter dem Begriff Stromhandel versteht man die Tätigkeit eines Unternehmens, elektrische Energie am Großhandelsmarkt zu kaufen und zu verkaufen. Vom Stromhandel zu unterscheiden ist die Vertriebstätigkeit am Endkundenmarkt, an dem in der Regel eine Stromlieferung nach Bedarf zu einem Einheitspreis inklusive Netznutzung angeboten wird. RahmenbedingungenMit der regulatorischen Neuordnung der Energiewirtschaft über das (bundesdeutsche) EnWG 1998 ist den Endkunden die freie Wahl ihres Versorgers ermöglicht worden. Dies erfolgte über die hoheitliche Trennung der Marktrollen Stromhändler (Erzeugungs- und Vertriebsunternehmen) und Netzbetreiber. Während der Kunde weiterhin über das Netz seines ortsansässigen Verteilnetzbetreibers beliefert wird, kann er jetzt seinen Energieversorger frei wählen. Ebenso ist es auch jedem Versorger und jedem Stadtwerk ermöglicht worden, den Bedarf für seine Endkunden bei beliebigen Händlern auf den Energiemärkten einzukaufen. Kern des seit 1998 bestehenden regulatorischen Marktdesigns, das einen solchen Energiehandel erstmals ermöglichte, ist das sogenannte Bilanzkreismanagement. Dieses sieht vor, dass jeder Händler beim Übertragungsnetzbetreiber ein Konto für elektrische Energie führt, der sog. Bilanzkreis, in dem er dem Übertragungsnetzbetreiber jeden Tag für den Folgetag nachweist, dass er den bestmöglich prognostizierten Bedarf für seine Abnahmestellen tatsächlich netto über verschiedene Quellen auf den Energiemärkten beschafft hat. Auch die unplanbare Abweichung seiner Abnahmestellen wird dem Energiehändler vom Übertragungsnetzbetreiber für seinen Bilanzkreis als Ausgleichsenergie in Rechnung gestellt. Diese Marktgestaltung ermöglicht, dass Strom zwischen den Stromhändlern von Bilanzkreis an Bilanzkreis in ähnlicher Weise wie Wertpapiere gehandelt werden kann, wobei gleichzeitig über die Bilanzkreise sichergestellt wird, dass zum Zeitpunkt der Lieferung das Netz tatsächlich physikalisch im Gleichgewicht ist. Als Energiehandel im Sinne dieses Artikels wird somit der Handel auf Bilanzkreisebene bezeichnet. Strombeschaffung und -vermarktung Der mit etwa 75 Prozent größte Teil des Stromhandels findet außerhalb der Strombörse statt, und zwar als Handel „Over-the-Counter“ („über die Ladentheke“), abgekürzt OTC. Vermittelt werden diese Kontrakte größtenteils über große Brokerplattformen, die börsenähnlich funktionieren (sogenannte Multilaterale Handelssysteme).[1][2] Vertragliche Basis ist in der Regel der Rahmenvertrag Strom der European Federation of Energy Traders.[3] Der eigentliche Strombedarf der Energieversorger hat die Form eines sogenannten Lastprofils mit viertelstündlich differenzierter Leistung. Die an der Strombörse und an Brokerplattformen angebotenen Terminmarktprodukte sind hingegen standardisierte Blockprodukte.[4] Das Zusammensetzen des Bedarfsprofils aus solchen Standardprodukten wird als Strukturierung bezeichnet. Zusammen mit der Auswahl der Zeitpunkte, zu denen Teile des Bedarfsprofils stückweise beschafft werden, spricht man von einer Beschaffungsstrategie. Beschaffungsstrategien haben zum Ziel, über den Beschaffungszeitraum für den beschafften Strom im Lieferjahr einen Durchschnittspreis zu erzielen.[5] Der Beschaffungsstrategie des Versorgers steht auf der Seite der Stromerzeugung die Vermarktungsstrategie gegenüber. Terminmarkt Die wichtigsten Kontrakte am so genannten Terminmarkt, an dem Strom für die nächsten Jahre gehandelt wird, sind die standardisierten Monats-, Quartals- und Jahreskontrakte Base und Peak. Base bezeichnet eine Bandlieferung, bei der der Verkäufer an den Käufer zu jeder Viertelstunde des Lieferzeitraums dieselbe Leistung liefert. Bei einem Peakkontrakt liefert der Verkäufer die Nominalleistung durchgehend von Montag bis Freitag von 8 bis 20 Uhr. Zu allen übrigen Zeiten erfolgt keine Lieferung.[6] Mit Terminmarktkontrakten kann ein Erzeuger die zukünftige Erzeugung seiner Kraftwerke zu einem heute bekannten Preis absichern und so seine Rohmarge sichern. Der Vertrieb des Stromversorgers kann die für seine Kunden benötigten Mengen am Terminmarkt im Voraus zu einem festen Preis absichern und diesen zuzüglich seiner Marge an seine Kunden weitergeben. Auch große Verbraucher (z. B. Industrieunternehmen) können sich direkt am Terminmarkt mit Strom zu festen Preisen eindecken. Neben den Handelsteilnehmern, die als Erzeuger oder Vertrieb/Verbraucher sich an ihrer physischen Position interessieren, gibt es spekulative Teilnehmer, oftmals Banken. Wenn etwa frühzeitig mehr Kraftwerksleistung am Markt angeboten wird, als zu diesem Zeitpunkt von den Vertrieben nachgefragt wird, kaufen spekulative Teilnehmer diese Energie auf und halten diese als spekulative Position, bis die Nachfrage am Markt vorhanden ist, wobei sie natürlich hoffen, diese teurer verkaufen zu können als sie sie eingekauft haben. Für einen funktionsfähigen Terminmarkt ist eine hohe Liquidität notwendig. Terminkontrakte werden im Laufenden Handel gehandelt und der deutsche Strommarkt ist äußerst liquide. Das Volumen des Großhandels belief sich bereits 2010 auf schätzungsweise 10.600 TWh; mehr als das Siebzehnfache des tatsächlichen Elektrizitätsbedarfs in Deutschland.[7] Einen sehr großen Teil des Terminhandels stellen bilaterale Geschäfte (sogenannte OTC-Geschäfte). Diese werden wiederum zu einem sehr großen Anteil über Brokerplattformen der etablierten Finanzbroker (ICAP, GFI, Tullett Prebon ...) vermittelt. Weiterhin ist ein wichtiger Handelsplatz für Deutschland die Strombörse European Energy Exchange (EEX) in Leipzig. Zusammen mit dem skandinavischen Strommarkt und den Niederlanden bildet Deutschland damit eine Region mit sehr aktivem Stromhandel. Spotmarkt Während der Terminmarkt zur langfristigen Absicherung von Erzeugung und Bedarf dient, wird der Spotmarkt genutzt, um das Erzeugungs- oder Absatz-/Verbrauchsportfolio kurzfristig zu optimieren. Einen großen Marktanteil hält hier für die Marktgebiete Deutschland, Österreich und die Schweiz die EPEX SPOT SE (European Power Exchange) mit Sitz in Paris, eine Tochter der EEX. Die größten Umsätze im Spotmarkt werden in der EPEX Spot Dayahead Auktion realisiert. Dabei werden täglich bis 12 Uhr mittags Angebote und Gebote für jede Stunde des Folgetags, am Freitag für die 72 Stunden des Wochenendes, verdeckt entgegengenommen. Zusätzlich können Blockgebote abgegeben werden, bei denen mehrere aufeinanderfolgende Stunden für einen durchschnittlichen Mindestpreis angeboten werden.[8] Die Börse ermittelt dann in einem integrierten Optimierungslauf alle 24 bzw. 72 Stunden- bzw. Viertelstundenpreise für den Folgetag. Alle ausführbaren Gebote werden im Anschluss zu den so ermittelten Preisen ausgeführt.[9][10] Die Preise sind volatil und hängen maßgeblich von Restlast und den Brennstoffpreisen ab. Die tatsächliche Fahrweise eines Kraftwerk wird auf Basis der Spotpreise entschieden (siehe Kraftwerkseinsatzoptimierung). Das Gebot erfolgt zu kurzfristigen Grenzkosten, wozu insbesondere die Brennstoffkosten (inkl. Nebenkosten etwa für Transport), der Wert der benötigten Emissionszertifikate und sonstige variable Kosten (z. B. für Verschleiß und An- und Abfahrkosten) zählen. Nur wenn mindestens diese Kosten erwirtschaftet werden, lohnt sich der Verkauf am Markt. Die Fixkosten spielen für die kurzfristige Produktionsentscheidung wie überhaupt für die Preisstellung an den Spot- und Terminmärkten keine Rolle. Daher wird die Merit-Order der eingesetzten Kraftwerksleistung als einfaches Modell zur Erklärung der Preise im Day-Ahead-Markt eingesetzt. Allerdings lässt dieses Modell die begrenzten Flexibilitäten der Kraftwerke und die Mechanik von Blockgeboten in der Preisfindung der EEX unberücksichtigt (siehe EPEX Spot Dayahead Auktion). Hat ein Kraftwerk seine Erzeugung bereits auf Termin verkauft, so nimmt es dennoch am Spotmarkt teil: Bei Spotpreisen, die die Grenzkosten nicht decken, lohnt es sich, das Kraftwerk nicht zu fahren und den Strom zu nunmehr billigeren Preisen wieder zurückzukaufen. Um dies zu erreichen, wird ein Kaufgebot zu den kurzfristigen Grenzkosten des Kraftwerks im Markt eingestellt. Der Handel am Terminmarkt dient somit dazu, Risiken von Erzeugern, Vertrieben und Großabnehmern im liberalisierten Markt zu minimieren und langfristige Preisabsicherungen zu ermöglichen. Dagegen hat der Spotmarkt die Funktion, aus dem Terminhandel bestehenden Verkaufs- und Kaufpositionen an die optimale Fahrweise von Kraftwerken und die optimale Abnahme der Vertriebe und Großabnehmer anzupassen, wie sie sich letztendlich aus kurzfristig verfügbaren Informationen zu Wetter, Temperatur, erneuerbarer Einspeisung und dem Kundenabnahmeverhalten ergeben. Wie am Terminmarkt gibt es auch am Spotmarkt einen laufenden Handel sowohl an der Börse als auch OTC. Marktintegration Erneuerbarer EnergienDie Vergütung erneuerbarer Energien nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sieht entweder eine Fixpreisvergütung vor, bei der der Übertragungsnetzbetreiber die erzeugten Mengen aufnimmt, zum Fixpreis vergütet, am Spotmarkt vermarktet und die Differenzkosten auf die Verbraucher umlegt oder eine Direktvermarktung der Erneuerbaren Energie durch die Erzeuger, wobei die Differenz zwischen den Spotmarkterlösen eines typischen Einspeiseprofils und dem gesetzlichen Fixpreis als sogenannte Marktprämie ausgezahlt wird. Beide Systematiken laufen darauf hinaus, dass die Erzeugung erneuerbarer Energien am Spotmarkt vermarktet wird, wenn der Betreiber keine spekulativen Positionen eingehen möchte. Somit wird den Energielieferanten, die ihren langfristigen Absatz auf den Terminmärkten absichern wollen, dort nur etwa 80 % der erwarteten Erzeugung für den Lieferzeitraum angeboten. Die erneuerbare Erzeugung wird erst am Spotmarkt sichtbar.[11] Bleibt der Marktwert des Einspeiseprofils von Wind- und Solaranlagen unter dem Garantiepreis des Marktprämienmodells, was für Wind an Land immer und für Solaranlagen das ganze Sommerhalbjahr der Fall ist[12], erzielen die jeweiligen Anlagen in jeder Viertelstunde den Garantiepreis des Marktprämienmodells, egal welcher Preis in der jeweiligen Viertelstunde im Strommarkt erreicht wird. Erneuerbare Anlagen erzeugen somit unabhängig vom Strombedarf immer maximal mögliche Strommenge und können somit den Spotpreis an der Börse bis auf negative Preise drücken. Die Differenz zwischen dem Garantiepreis des Marktprämienmodell und dem am Markt erzielten Preis der erneuerbaren Einspeiseprofile wurde bis 2022 über die EEG-Umlage auf den Letztverbraucher umgelegt (siehe Strompreis). Seit dem 1. Juli 2022 zahlt diese Differenz der Steuerzahler. Die der Differenzzahlung zugrundeliegenden erzielten Marktwerte erneuerbarer Einspeiseprofile werden monatlich von der Bundesnetzagentur veröffentlicht.[12] Der EEG-Finanzierungsbedarf, der den Bundeshaushalt voraussichtlich im Folgejahr belastet, wird dabei jährlich ermittelt und auf Netztransparenz.de veröffentlicht. Im Jahr 2023 entstanden aus der Differenz Einnahmen, der Finanzierungsbedarf lag bei −3,637 Mrd. €. Im Jahr 2024 wurden Kosten von 10,616 Mrd. € geplant. Im August 2024 ergab sich jedoch für das aktuelle Jahr ein Mehrbedarf von 8,8 Mrd. €,[13] der zunächst im Sondervermögen „Klima- und Transformationsfonds“ (KTF) verbucht wurde. Die aktuelle Planung für das Jahr 2025 beträgt 17,030 Mrd. Euro Kosten ohne Berücksichtigung des anzusetzenden Kontostandes (d. h. der Planabweichung des Vorjahres).[14] Negative StrompreiseNegative Strompreise bilden sich an der Strombörse, wenn ein hohes Angebot einer niedrigen Nachfrage gegenübersteht. Wind- und Solaranlagen haben im Rahmen des Marktprämienmodells keinen wirtschaftlichen Anreiz bei negativen Preisen abzufahren. Im Prinzip steuerbare kleinere EEG-Anlagen wie Biomasseanlagen befinden sich in der EEG-Fixvergütung und haben ebenfalls keinen Anreiz auf Marktpreise zu reagieren.[15] Bei dem konventionellen Kraftwerkspark sind die Preissignale des Marktes zwar voll ergebniswirksam, sie können jedoch nur innerhalb ihrer technisch möglichen An- und Abfahrrampen reagieren (siehe Einsatz deutscher Kraftwerke und Lastfolgebetrieb). Grenzübergangskapazitäten begrenzen den internationalen Austausch. Im Ergebnis können sich sowohl in Deutschland wie auch bei erfolgreichem Stromexport europaweit negative Preise im Spothandel der European Energy Exchange ergeben. Negative Preise bedeuten, dass der Stromabnehmer Geld dafür erhält, dass er den Strom abnimmt. Führt die Erneuerbare Erzeugung in Deutschland zu europaweit negativen Preisen, subventioniert also der deutsche Steuerzahler die Abnahme der erneuerbaren Energien im Ausland. Negative Preise traten im deutschen Marktgebiet zum ersten Mal 2008 auf und nehmen seitdem – korreliert mit dem Anteil von erneuerbaren Energien – in Häufigkeit und Höhe zu.[16] Im Jahr 2023 war der Stundenpreis der Börse an 301 von 8760 Stunden negativ, verteilt auf 46 Tage. Dazu kamen weitere 24 Stunden mit einem Preis von 0. Die folgende Tabelle zeigt die Häufigkeit von Negativpreisen und Nullpreisen:[17]
Negative Preise sind volkswirtschaftlich nicht wünschenswert. Sie erhöhen die Kosten vermarkteter Stromerzeugung, da nicht gebrauchter Strom teuer produziert und dann sein Verbrauch subventioniert wird. Sie belasten weiterhin das EEG-Konto, da ein Teil der Erneuerbaren fix vergütet wird, der von ihnen produzierte Strom aber am Markt einen negativen Preis erzielt. Die Differenz wird über den Bundeshaushalt durch die Steuerzahler getragen. Kopplung mit dem Gasmarkt_in_Germany_in_2021.svg) Mit dem Ende der COVID-Rezession zogen 2021 die Gaspreise im Spotmarkt von etwa 20 €/MWh im ersten Quartal auf etwa 100 €/MWh im letzten Quartal an.[18] Dies führte zu auch zu einem Ansteigen der Strompreise, da Gaskraftwerke für die Deckung der Mittel- bis Spitzenlast eingesetzt wurden und daher preissetzend wirken. Mit dem Beginn des Ukrainekrieges und dem folgenden Wirtschaftskrieg zwischen der Europäischen Union und Russland stiegen die Spotmarktpreise für Erdgas weiter an auf bis über 300 €/MWh (Ende August 2022)[19] und ließen auch die Preise am Elektrizitätsmarkt eskalieren. _in_Germany_in_2022.svg) IntradaymarktIm Intradaymarkt werden nach Schluss des Day-Ahead-Handels noch kurzfristige Geschäfte getätigt, um beispielsweise auf Abweichungen der Last von der Prognose oder auf Ausfälle von Kraftwerksblöcken reagieren zu können und die Fahrplanabweichung zu reduzieren. Die Strombörse EPEX Spot und auch andere Strombörsen wie zum Beispiel Nordpool ermöglichen Intraday-Geschäfte noch bis zu 5 min vor Lieferung.[20] Handelbar sind dabei in Deutschland und Österreich 15 min.[21] Im OTC-Handel können bei Kraftwerksausfällen – regelzonenübergreifend – noch bis zu 15 Minuten vor Lieferbeginn Geschäfte gemacht werden. Regelzonenintern können Abweichungen von Last und Prognose noch bis zum folgenden Werktag um 16:00 Uhr bilateral ausgeglichen werden. Grundlage hierfür ist § 5 (3) der Stromnetzzugangsverordnung[22]. Der nachträgliche Ausgleich wird als Day-after-Handel bezeichnet und erfolgt im Allgemeinen zum EEX-Spotpreis. Market CouplingMittels sogenanntem Market Coupling werden die Day-Ahead-Auktionen europäischer Länder miteinander gekoppelt. Hierbei werden grenzüberschreitende Kapazitäten des Übertragungsnetzes bestmöglich ausgenutzt, um Preise zwischen verschiedenen Ländern auszugleichen. Dies erfolgt über sogenannte implizite Auktionen. Die Marktteilnehmer selbst nehmen dabei nur an den Auktionen in ihrem jeweiligen Land teil. Im Rahmen des Auktionsverfahrens werden automatisch grenzüberschreitende Gebote und infolge auch Lieferungen vom System generiert, die die resultierenden Preise der beiden Länder angleichen, soweit verfügbare Grenzkapazitäten dies zulassen. Führen zum Beispiel getrennte Auktionen in Deutschland und Skandinavien dazu, dass der Tagespreis in Deutschland geringer ist als in Skandinavien, so generieren die betroffenen Börsen automatisch eine Lieferung von Deutschland nach Skandinavien, die entweder den Preis vollständig angleicht oder – wenn dies nicht möglich ist – zumindest alle kurzfristigen grenzüberschreitenden Kapazitäten von Deutschland nach Skandinavien auslastet. Somit wird immer die bestmögliche Angleichung kurzfristiger Preise erreicht. Eine Kopplung der Intraday-Märkte ist seit 2018 operativ. Insbesondere aufgrund der Fluktuation Erneuerbarer Energien war es notwendig, über einen gekoppelten Intraday-Markt grenzüberschreitende Kapazitäten in automatisierter Weise optimal auszulasten.[23] Grünstrom und HerkunftsnachweiseIm OTC-Handel ist es zwar möglich, eine Stromlieferung mit der gewünschten Stromqualität zu kontrahieren, Börsenhandel und OTC-Handel basieren jedoch grundsätzlich darauf, dass Strom und Herkunftsnachweise getrennt gehandelt werden. Dies spiegelt nach einer Stellungnahme der EEX nur die Tatsache wider, dass die physischen Flüsse ohnehin nicht den Handelsflüssen folgen. An der Börse wie auch an großen Brokerplattformen gehandelter Strom ist grau.[24][25] Ebenso gelangt EEG-Strom auf dem Wege der Direktvermarktung oder über die Vermarktung des Netzbetreibers als Graustrom in den Handel.[26] Nachträglich wird jedem Kunden dann der gleiche EEG-Anteil in der Stromkennzeichnung ausgewiesen, der dem Anteil der EEG-Erzeugung am Stromverbrauch in Deutschland entspricht. Markttransparenz und FinanzregulierungBesorgnisse über mangelnde Transparenz, Missbrauch von Marktmacht und missbräuchliche Handelspraktiken führten 2011 zu einer Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (englisch Regulation on wholesale Energy Market Integrity and Transparency; Akronym REMIT). Ziel war die Erhöhung von Transparenz und Stabilität der europäischen Energiemärkte. Insbesondere sollte Insiderhandel und Marktmanipulation bekämpft werden. Mit einer weiteren Verordnung (EU) Nr. 5 43/2013 vom 14. Juni 2013 erfolgte die Verpflichtung, wesentliche preisbestimmende Fundamentaldaten zu installierten Leistungen, Kraftwerksverfügbarkeiten, tatsächlich viertelstündlich eingespeister Energie nach Kraftwerkstyp und Regelzone, Speicherkapazitäten und Lastdaten über eine zentrale Transparenzplattform der europäischen Netzbetreiber zu veröffentlichen. Diese Daten sind für jedermann, der sich auf der Plattform registriert, verfügbar. Weiterhin wurde der Handel mit Stromderivaten mit finanzieller Erfüllung teilweise gänzlich der Finanzregulierung unterworfen. Internationale Geschichte des StromhandelsDie älteste Strombörse ist Nord Pool Spot. Sie geht auf Foreningen Samkjøringen zurück, eine Börse, die 1932 von ostnorwegischen Stromversorgern auf die Initiative von Augustin Paus gegründet wurde und bald alle Stromversorger Ostnorwegens umfasste. 1971 fusionierte sie mit regionalen Börsen in anderen Teilen von Norwegen. Im Jahr 1988 zählte sie 118 Stromversorgern als Mitglieder und nannte sich dann Samkjøringen av kraftverkene i Norge. 1991 beschloss das norwegische Parlament die Etablierung von Marktstrukturen in der norwegischen Energiewirtschaft. Frühe Experimente mit Energiemarktdesigns und einer Privatisierung der Energiewirtschaft erfolgten in Chile in den 1980ern zusammen mit anderen marktorientierten Reformen durch die Chicago Boys. Das chilenische Modell galt als erfolgreich dabei, Rationalität und Transparenz bei der Strombepreisung zu schaffen. Argentinien übernahm das chilenische Modell, führte strikte Limits auf die Marktkonzentration ein und optimierte die Struktur der Zahlungen an Einheiten, die für die Systemstabilität in Reserve gehalten wurden. Ein Hauptziel der Einführung von Marktstrukturen war die Privatisierung von Erzeugungsanlagen (die unter dem Regierungsmonopol verfallen waren, was zu häufigen Ausfällen führte) und die Gewinnung von Kapital für die Wiederherstellung der Anlagen und die Erweiterung des Systems. Die World Bank war in den 1990ern an der Einführung einer Reihe hybrider Märkte in anderen lateinamerikanischen Nationen, darunter Peru, Brasilien und Kolumbien, beteiligt. Wegweisend für Europa war die Privatisierung der Stromwirtschaft durch die englische Regierung unter Margaret Thatcher.[27] Der englische Weg wurde auch zum Modell oder zumindest zu einem Katalysator für eine neue regulatorische Gestaltung der Energiewirtschaft in diversen anderen Commonwealth Ländern, insbesondere Australien[28] und Neuseeland[29][30] und für regionale Märkte wie Alberta[31]. Doch in vielen Fällen erfolgte die Etablierung von Energiemärkten ohne die weitgehende Privatisierung, mit der das englische Beispiel einher ging. In den USA sah man Jahrzehnte lang keinen Anlass, das traditionelle Modell einer vertikal integrierten Stromwirtschaft mit einem Netz, das auf die Versorgung eigener Kunden ausgelegt war, in Frage zu stellen. Mit wachsender Abhängigkeit von einer verlässlichen Strom- und Gasversorgung wurde Strom über immer größere Distanzen transportiert, Strompools gebildet und Verbindungen hergestellt. Transaktionen waren relativ selten und wurden im Allgemeinen langfristig geplant. Im letzten Jahrzehnt des 20. Jahrhunderts strebten jedoch einige US-Politiker und Akademiker Marktstrukturen in der Stromwirtschaft an und unabhängige Übertragungsnetzbetreiber sowie Verteilnetzbetreiber wurden etabliert. Sie wurden als Instrument angesehen, die stark angestiegene Zahl an Transaktionen zu managen, die in einer kompetitiven Umgebung stattfinden würden. Einige Staaten entschieden tatsächlich, Energiemärkte zu etablieren, wovon sich einige nach der kalifornischen Stromkrise[32] (2000–2001) wieder zurückzogen. Zu den Ländern, die kürzlich Energiemärkte in der Energiewirtschaft etabliert haben, gehört China.[33] Die geschaffenen Strukturen unterschieden sich im Einzelnen in Institutionen und Marktdesign, haben aber gewisse Basiskonzepte gemeinsam. Wiederkehrende Elemente sind die Trennung potentiell wettbewerblicher Funktionen wie Vertrieb und Erzeugung von den natürlichen Monopolfunktionen Übertragung und Verteilung sowie die Schaffung von Energiehandels- und Vertriebsmärkten. Die Rolle des Energiehandels besteht dabei darin, einen Handel zwischen Erzeugern, Vertrieb und anderen Vermittlern für kurzfristige (Spotmarkt) und langfristige (Terminmarkt) Energieprodukte zu ermöglichen. Internationale Strombörsen
Siehe auch
Literatur
Weblinks
Einzelnachweise
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