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Quelle: Eigene Darstellung

Die Einfluss der Verfügbarkeit von Kraftwerken auf die Kraftwerkseinsatzfolge ergibt sich in der Kapazität, die infolge planmäßiger und unplanmäßiger Downs vom Netz geht und durch Kraftwerke mit höheren Durchschnittskosten kompensiert werden muss. Die Verfügbarkeit von Grundlastkraftwerken wird sich deutlich stärker auf die Grenzkosten auswirken als bei Mittel- und Spitzenlastkraftwerken, da hier Revisionen in Schwachlastzeiten geplant werden, zu denen diese ohnehin nicht in der Einsatzfolge berücksichtigt werden. Abbildung 39 zeigt das Beispiel deutscher Atomkraftwerke und deren Stillstände eines Jahres infolge von geplanten Wartungsarbeiten. Die Darstellung zeigt, dass infolge von Wartungsarbeiten im Jahr 2000 durchschnittlich 8% der Nettokapazität aus Atomkraftwerken nicht verfügbar war, wobei der Großteil der Wartungsarbeiten auf die Sommermonate konzentriert wurde. So gingen im Juni bis zu 22% der Kapazität vom Netz. In dieser Zeit schossen die Marktpreise um ca. 6 Pf/kWh für Spitzenlaststrom in die Höhe.423 Zu ungeplanten Störungen lassen sich keine verlässlichen Statistiken ermitteln, allerdings sind Ausfälle von bis zu 1 GW (5%) zusätzlich im Kernkraftbereich durchaus denkbar.424 Die Veränderlichkeit kann daher im Bereich der Atomkraftwerke als hoch eingeschätzt werden.



Abbildung 39: Wartungsplan für deutsche Atomkraftwerke im Jahre 2000

Kraftwerk

GW

Monat/Kalenderwoche

Februar

März

April

Mai

Juni

Juli

August

September

Oktober




6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

41

42

43

44

STADE

0,64






















































































































GUNDREMMINGEN, Block B

1,28






















































































































KRUEMMEL

1,26






















































































































GROHNDE

1,36






















































































































ISAR, Block 1

0,87






















































































































NECKARWESTHEIM, Block 2

1,27






















































































































BIBLIS, Block B

1,24






















































































































EMSLAND

1,29






















































































































BRUNSBUETTEL

0,77






















































































































PHILIPPSBURG, Block 1

0,89






















































































































NECKARWESTHEIM, Block 1

0,79






















































































































OBRIGHEIM

0,34






















































































































GRAFENRHEINFELD

1,28






















































































































BROKDORF

1,37






















































































































ISAR, Block 2

1,36






















































































































PHILIPPSBURG, Block 2

1,36






















































































































GUNDREMMINGEN, Block C

1,29






















































































































UNTERWESER

1,29






















































































































BIBLIS, Block A

1,17






















































































































Kapazität /Nicht Verfügbar

21,1

1

1

2

2

1

1

3

3

5

2

1







2

3

2

3

3

5

4

1




1

4

4

4

4

3

2

2

1

1

1

1

1

1

1

1

2

Anmerkung: Ohne Mühlheim-Kährlich

Durchschnittliche nicht verfügbare Kapazität 1,71 GW bzw. 8%



Quelle: Eigene Darstellung nach VDEW (1999) S.51 und Angaben der Firma Siemens KWU veröffentlicht über DowPower am 27.06.2000.

Thermische und Wasserkraftwerke verteilen die vorhandene Kapazität auf viele kleinere Kraftwerkseinheiten, so dass hier Verfügbarkeitsschwankungen einzelner Kraftwerke infolge von Wartungsarbeiten und Störungen nicht so stark ins Gewicht fallen. Zudem ist bei Mittel- und Spitzenlastkraftwerken von einer geringeren Wartungsintensität auszugehen.

Für längerfristige Prognosen sind die Verfügbarkeitsschwankungen bei thermischen Kraftwerken weniger relevant, da sie sich über den längeren Zeitraum weitestgehend ausgleichen. Wasserkraftwerke haben die Eigenschaft, dass ihre Verfügbarkeit zusätzlich von der Ressource Wasser abhängt (Niederschläge usw.). Die Pegelstände der Flüsse schwanken saisonal und die Schwankungsbreiten sind von geografischen Faktoren abhängig. So haben z.B. Laufwasserkraftwerke der Alpenregion höhere Verfügbarkeiten, nehmen aber auch in den Wintermonaten stärker ab.

Tabelle 41: Saisonale Verfügbarkeit (%) von Laufwasserkraftwerken nach Kernregionen




Sommer

Übergangszeit

Winter

Deutschland

0,66

0,58

0,62

Frankreich

0,55

0,50

0,49

A/CH

0,77

0,58

0,45

Niederlande

0,66

0,58

0,62

Quelle: Hoster (1996) S. 53.

Auf Sicht einer Woche schwanken die Verfügbarkeiten nur mittelmäßig, innerhalb eines Jahres gleichen sich die saisonalen Schwankungen weitestgehend wieder aus. Nur bei extrem trockenen oder feuchten Jahreszeiten kann es auf Jahressicht im Vergleich zu thermischen Kraftwerken insbesondere in der Alpenregion zu stärkeren Unterschieden kommen.425 Die Verfügbarkeit von Wasserkraftwerken sollte daher auf Sicht eines Jahres relativ zu anderen Kraftwerken stärker schwanken.

Veränderungen in der Kraftwerksstruktur durch Investitionen in neue Kraftwerke bzw. Stilllegungen können die Einsatzfolge beeinflussen. Wie zuvor ausgeführt sind aufgrund der Bauzeiten und der üblichen Fristen von Handelsgeschäften lediglich Gaskraftwerke relevant. Mitte der Siebziger Jahre wurde der Großteil der heute in Betrieb befindlichen Kraftwerke gebaut. Ende der 80er Jahre erreichte der Zugang an Kernkraftwerken sein Maximum.426 Seit dieser Zeit wurden im Wesentlichen Ersatzinvestitionen getätigt. Nachfolgend sei der Leistungszugang in Deutschland von derzeit im Bau befindlichen Kraftwerken dargestellt.

Tabelle 42: Leistungszugang aus im Bau befindlicher Neu- und Erweiterungsbauten in Kraftwerken der Stromversorger, 1998-2003

MW

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Leistungszugang

1.100

1.938

2.016

-

1.200

264

Anteil an Gesamtkapazität

1%

2%

2%

0%

1%

0,2

Quelle: VDEW (1999) S. 48-49.

Typischerweise werden diese Investitionen in moderne GuD-Anlagen sowie in Braunkohlekraftwerke getätigt. Man kann davon ausgehen, dass Stilllegungen unrentabler Kraftwerke in gleichem oder leicht höherem Volumen entgegenstehen werden.427 Der Leistungszugang durch ein modernes GuD-Kraftwerk bringt zwar einen enormen Effizienzgewinn, wie aber aus obiger Tabelle zu erkennen ist, ist hiervon im Verhältnis zur gesamten Kapazität nur ein sehr geringer Teil betroffen. Der Bestimmungsfaktor Kraftwerksstruktur verändert sich daher derzeit nur gering. Mit einem stärkeren Anstieg kann frühestens ab 2006 infolge technisch notwendiger Erneuerungen und des geplanten Atomausstiegs gerechnet werden.428



Des Weiteren wurden die Bestimmungsfaktoren des Handels in Form der Netzengpässe und der Netzgebühren detailliert. Netzengpässe sind nur im grenzüberschreitenden Bereich denkbar.429 Aufgrund des noch geringen internationalen Handels ist der Einfluss gering. So beträgt der Handel mit den Kernländern 140 TWh im Vergleich zur Erzeugung von rund 1.200 TWh.430. Die Schwankungen allerdings sind enorm. Ein Indikator hierfür sind die Veränderungen der Netto-Transferkapazitäten431 auf Sicht eines Jahres wie sie von der vom Dachverband der europäischen Netzbetreibern regelmäßig veröffentlicht werden.

Tabelle 43: Nettotransferkapazitäten in Spitzenlastzeiten Deutschland zu angrenzenden Ländern (in MW)




Winter 1999-2000

Winter 2000-2001

Sommer 2001

Österreich

250

1.650

1.850

Belgien + Niederlande

3.710

2.800

3.800

Schweiz

750

2.000

850

Frankreich

2.250

2.250

1.750

Dänemark (West)

800

800

800

Polen

200

-

-

Schweden

390

370

370

Dänemark (Ost)

550

550

550

Centrel-Region

420

1.200

2.000

Tschechische Republik

300

-

-

Quelle: http://www.etso-net.org.

Auch auf die kurze Frist können die Übertragungskapazitäten infolge von vorübergehenden Störungen und Engpässen signifikant schwanken.432

Netznutzungsgebühren beeinflussen die gesamte Einsatzfolge. Zu den Veränderungen der Netznutzungsgebühren existieren in Deutschland noch wenig Erfahrungen, jedoch ist davon auszugehen, dass es auf kurze Sicht zu keiner Veränderung kommt. Unter der Annahme, dass die Nutzungsgebühren ausschließlich an den Kosten der Betreiber orientiert sind, dürften auch auf Sicht eines Jahres nur geringe Schwankungen auftreten.433 Allerdings lässt zumindest in Deutschland die Verbändevereinbarung Kalkulationsspielräume, welche die Netzbetreiber zu ihren Gunsten auslegen, so dass es im internationalen Vergleich noch zu hohe Netzgebühren gibt. Geht man davon aus, dass diese Spielräume beseitigt werden und es zur Anpassung an internationale Maßstäbe kommt, wird dies signifikante Veränderungen zur Folge haben. Haag/Kartenbender/Maier weisen die Spielräume nach, indem sie durch Vergleich mit dem bereits deregulierten Markt Großbritannien zeigen, dass Reduktionen für Nutzungsentgelte von bis zu 50% notwendig sein werden, um den Abstand zu den europäischen Vorreitermärkten zu verringern.434

Abbildung 40: Entwicklung der Netznutzungsentgelte in deregulierten Märkten



Quelle: Haag/Kartenbender/Maier (2000) S. 6.

Aufgrund der in Deutschland einzigartigen Vorgehensweise, die Konsensverhandlungen zur Ermittlung der Rahmenbedingungen für Netznutzungsgebühren vorsieht, dürften notwendige Anpassungen weniger stark ausfallen. Dennoch kann hier von einer mittleren Veränderlichkeit ausgegangen werden.

Aufgrund der Ergebnisse soll nun wiederum eine Einschätzung der Bedeutung der Bestimmungsfaktoren des Kraftwerkseinsatzes getroffen werden. Abbildung 41 gibt einen Überblick. Priorisiert man wiederum die kurzfristige Sichtweise, so kann als bedeutender Einflussfaktor die Verfügbarkeit der Kernkraftwerke gefolgt von den Netzengpässen, der Verfügbarkeit von Wasser-, Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken und Netzgebühren genannt werden. Eine geringe Bedeutung kommt der Verfügbarkeit von Gaskraftwerken sowie generell der Kraftwerksstruktur zu.

Abbildung 41: Bedeutung von Bestimmungsfaktoren des Kraftwerkseinsatzes





Quelle: Eigene Darstellung

Lastkurve

Analog zum Kraftwerkseinsatz kann das Grenzkraftwerk durch Änderung der Leis­tungsnachfrage bei konstanter Einsatzfolge wechseln. Im vorigen Kapitel wurden pro Verbraucher­segment (Haushalte, Industrie, usw.) und Einsatzzweck (Raumwärme, Kraft, usw.) die Bestimmungsfaktoren der Leistungsnachfrage in den Kategorien historisches Lastniveau, Sektorenstruktur und Verbrauchsumfeld, Wettereinfluss sowie reguläre Einflüsse und Sondereinflüsse bestimmt. Um einzuschätzen, welchen Einfluss die einzelnen Bestimmungsfaktoren auf die Leistungsanforderungen haben, müsste die Korrelation zwischen beiden Größen bekannt sein. Diese Zahlen sind nicht durchgängig verfügbar und wohl nur den Netzbetreibern exakt bekannt. Rückschluss auf den Einfluss der einzelnen Bestimmungsfaktoren kann die in Tabelle 37 dargestellte Größe der Verbrauchersegmente pro Einsatzzweck geben. Ferner konnte den Segmenten und Einsatzzwecken in Tabelle 38 zumindest grob ein Bestimmungsfaktor zugeordnet werden. Es soll daher die folgende vereinfachende Annahme getroffen werden: Ein Bestimmungsfaktor hat einen um so stärkeren Einfluss auf den Verbrauch, je größer die Summe der Segmentverbräuche (in TWh), denen er zuzuordnen ist. Auf diese Art ergibt sich eine erste Indikation zum Einfluss eines Bestimmungsfaktors, die durch sachlogische Diskussion verifiziert und ggf. modifiziert werden kann. Dies soll am Beispiel der Temperatur verdeutlicht werden. Beispielsweise wirkt der Bestimmungsfaktor „Temperatur“ auf das Verbrauchsverhalten in allen Segmenten zur Erzeugung von Raumwärme. Ferner können z.B. sinkende Temperaturen das Freizeitverhalten verändern, was dazu führt, dass die Menschen sich mehr im Inneren aufhalten und damit den Verbrauch von Strom für mechanische Energie, z.B. zum Betrieb von Fernsehern, und für Licht beeinflussen. Wie Abbildung 42 zeigt, beträgt die Summe des Einflussbereiches des Bestimmungsfaktors Temperatur somit rechnerisch 272 TWh, bzw. knapp 20% des gesamten Verbrauchs.

Abbildung 42: Einflussbereich des Bestimmungsfaktors „Temperatur“ in den Kernländern






Industrie

Verkehr

Haushalt

GHD

Gesamt

Raumwärme

2

2

65

25

94

Warmwasser

2

-

63

32

96

Sonstige Prozesswärme

119

-

65

25

209

Mechanische Energie

326

29

146

116

617

Licht

26

2

32

52

112

Summe

475

33

370

250

1.128

Graue Schattierung: Einflussbereich des Bestimmungsfaktors "Temperatur“

Quelle: siehe Tabelle 37.

Der faktische Einfluss wird jedoch geringer liegen. Zum einen wird ein Teil der Raumwärme über Nachtspeicher bereitgestellt, so dass hier zumindest eine zeitliche Entkoppelung des Zusammenhangs von Temperaturschwankungen und Leistungsanforderung entsteht. Zum anderen werden die Einsatzzwecke „Mechanische Energie“ und „Licht“ von anderen Faktoren, v.a. Tageszeit, Wochenenden, Energieeffizienz der eingesetzten Geräte wesentlich stärker beeinflusst. Sachlogisch lässt sich ein Zusammenhang der Temperatur und der Leistungsanforderung für Deutschland sowie der für den deutschen Markt relevanten Kernländer (Frankreich, Österreich, Niederlande, Schweiz) erkennen. Allerdings fällt dieser geringer aus als z.B. in den USA, wo Strom häufig zu Heiz- und Kühlzwecken eingesetzt wird. Nach Aussagen der Energiewirtschaft führt in Deutschland eine Veränderung der Temperatur von 1°C zu einer Veränderung der Leistungsanforderung von 0,5-1,5% in Abhängigkeit der Tages- und Jahreszeit. 435

Wendet man dieses Vorgehen auf alle Bestimmungsfaktoren an, so erhält man einen Indikator für den Einfluss eines Bestimmungsfaktors auf die Grenzkosten. Tabelle 44 zeigt das Ergebnis und gibt zudem eine Einschätzung für das Kriterium Veränderlichkeit in Form eines ordinalen Ratings. Eine Einschränkung ist für den Bereich Verkehr zu machen, da der Stromverbrauch weitgehend durch den Betrieb des Schienennetzes der Deutschen Bahn verursacht wird, welches durch eigene Erzeugungsanlagen der Bahn versorgt wird. Somit kommt diesem Bereich keine Bedeutung in der Strompreisbildung zu.

Tabelle 44: Bedeutung einzelner Bestimmungsfaktoren des Verbrauchs



Bestimmungsfaktoren

Einflussbereich in TWh436

Veränderlichkeit







kurzfr.
(1 Woche)

langfr.
(1 Jahr)

kurzfr.
(1 Woche)

Langfr.
(1 Jahr)

Segmentstruktur und Verbrauchs­umfeld

Gewerbestruktur

250

250

-

Gering

Industriestruktur

475

475

-

Gering

Haushaltsstruktur

370

370

-

Gering

Geräteeffizienz

173

173

-

Gering

Wirtschaftswachstum

499

499

-

Mittel

Bahnstandorte

4

4

-

Gering

Aufkommen Schienenverkehr

29
(nicht relevant)

29
(nicht relevant)

-

Gering

Wettereinfluss

Sonnenscheindauer/ Bewölkungsgrad

112

112

Hoch

Mittel

Temperatur

272
(de facto geringer)

272
(de facto geringer)

Hoch

Mittel

Reguläre Einflüsse/ Sondereinflüsse

“Zeitfaktoren” (Wochende, Feiertage etc.)

1.128

1.128

Hoch

Niedrig

Nationale und lokale Ereignisse

175

175

Hoch

Hoch

Quelle: Eigene Darstellung

An dieser Stelle sei nochmals gesagt, dass Tabelle 44 nur eine Indikation, nicht aber eine exakte Quantifizierung von Einfluss und Veränderlichkeit der Bestimmungsfaktoren liefern kann. Auf Basis dieser Indikation kommt den „Zeitfaktoren“, wie Tageszeit, Feiertage, Brückentage, Wochenende, ein überragendes Gewicht zu, da sie das Verbrauchsverhalten in allen Sektoren beeinflussen. Daneben haben die Bestimmungsfaktoren Industrie- und Haushaltsstruktur, Temperatur und wirtschaftliche Situation den stärksten Einfluss, wobei es keine Unterschiede zwischen kurz- und langfristiger Betrachtung gibt.

Um eine Bedeutung für den Handel zu haben, reicht es nicht aus, dass ein Bestimmungsfaktor nur einen großen Teil der Grenzkosten beeinflusst. Vielmehr muss er auch veränderlich sein, um Preisschwankungen zu verursachen. Hinsichtlich der Veränderlichkeit der Bestimmungsfaktoren ist wiederum zwischen kurzfristiger und langfristiger Analyse zu unterscheiden. Bei der Struktur der einzelnen Verbrauchersegmente, die Verbrauchseffizienz der eingesetzten Anlagen und Geräte kann auch auf Sicht eines Jahres von einer hohen Konstanz ausgegangen werden. Als Beispiel sei die Anzahl der Haushalte in der BRD angeführt. Zwischen 1995 und 2010 beträgt die jährliche Steigerung lediglich 0,3% und auch die Strukturverschiebungen (z.B. Einpersonen- zu Zweipersonenhaushalten) bewegen sich in ähnlicher Größenordnung. Lediglich das Wirtschaftswachstum kann innerhalb der Jahresfrist im Rahmen der Konjunkturzyklen schwanken.437 So zeigen Erfahrungen aus der jüngsten Vergangenheit, dass gemessen am Bruttoinlandsprodukt Schwankungen von bis zu drei Prozent innerhalb eines Jahres möglich sind.

Die Bestimmungsfaktoren des Wetters können kurzfristig stark schwanken, erweisen sich langfristig als stabiler mit Tendenz zum langjährigen Durchschnitt, wobei es im Jahresvergleich zu Schwankungen, z.B. infolge heißer Sommer kommen kann.

Einflüsse des Faktors „Zeit“ (Wochenende, Urlaubszeit etc.) sind kurzfristig stark veränderlich, auf Sicht eines Jahres gleichen sie sich jedoch aus.

Die Vielzahl möglicher Sondereinflüsse (Sportereignisse, Zeitumstellung, usw.) sind sowohl kurz als auch langfristig signifikant schwankend.

Klassifiziert man diese Faktoren auf Basis der Indikation zu kurz- und langfristigem Einfluss und Veränderlichkeit, so lässt sich die folgende Matrix bilden:

Abbildung 43: Bedeutung der Bestimmungsfaktoren des Verbrauchs





Quelle: Eigene Darstellung

In der Konsequenz bedeutet dies, dass der Einfluss der weitgehend konstanten Faktoren, wie Haushalts- und Industriestruktur, sich bereits in den historischen Lastdaten widerspiegelt und angesichts der geringen Veränderlichkeit der Bestimmungsfaktoren auch für die im Handel relevante Zukunft von drei Jahren als repräsentativ gelten kann. Ein Analyst sollte daher seine Lastprognose auf historischen Daten aufbauen und diese auf vergleichbare Tage in der Zukunft projizieren. Auf diese Weise ist der Einfluss des Faktors „Zeit“ berücksichtigt. Auf dieser Basis sind dann Anpassungen für mögliche Temperaturveränderungen, Bewölkung, Konjunkturschwankungen und Sondereinflüsse einzuarbeiten. Alle anderen Bestimmungsfaktoren sollten keine Relevanz haben. Für die langfristige Analyse kann vor allem die wirtschaftliche Situation zusätzlich hinzugezogen werden.



Fazit

In obigen Ausführungen wurden die Bestimmungsfaktoren in den Klassen Verbrauch, Kosten, Kraftwerkseinsatz eingeteilt und hinsichtlich der kurz- und langfristigen Bedeutung analysiert. Um die Komplexität der Analyse zu beherrschen, mussten an verschiedenen Stellen Einschränkungen gemacht werden.438 Dennoch können die Einschätzungen mit Hilfe der Prioritätsmatrix als Hinweise für die Bedeutung der Bestimmungsfaktoren verstanden werden. Tabelle 45 fasst nochmals die Bestimmungsfaktoren in der Reihenfolge ihrer Bedeutung zusammen.

Tabelle 45: Bestimmungsfaktoren der Grenzkosten nach Bedeutung

Energie- und Kraftwerks­kosten

Kraftwerkseinsatz439

Verbrauch

  1. Marktpreis Gas

  2. Marktpreis Kohle

  3. Überseetransport Steinkohle

  4. Gebühren für die Übertragung von Gas

  5. Auslastung Gaskraftwerke

  6. Auslastung Steinkohlekraftwerke

  7. Binnentransport Steinkohle

  8. Kapazitätskosten Gaskraftwerke

  9. Bestimmungsfaktoren der Kosten von Kern-, Wasser- und Braunkohlekraftwerken

  10. Technische Effizienz

  1. Verfügbarkeit von Kernkraftwerken

  2. Netzengpässe

  3. Verfügbarkeit von Wasser-, Braunkohle-, und Steinkohlekraft­werken

  4. Netzgebühren Strom

  5. Verfügbarkeit von Gaskraftwerken




  1. Zeitliche Faktoren

  2. Temperatur

  3. Nationale, regionale Ereignisse

  4. Bewölkung

  5. Wirtschaftswachstum

  6. Industrie- und Haushaltsstruktur

  7. Geräteeffizienz

  8. Gewerbestruktur

  9. Aufkommen Schienenverkehr

  10. Struktur Bahnstandorte

Quelle: Eigene Darstellung

Mit Hilfe dieser Einschätzung kann auch die Frage beantwortet werden, auf welche Bestimmungsfaktoren die Analysen fokussiert werden und insbesondere sich der Einsatz von Satellitenmodellen lohnen sollte. Auf der Kostenseite ist vor allem der Aufbau von Satellitenmodellen zur Bestimmung der Gas- und Steinkohlepreise zu nennen. Auf der Verbraucherseite ist vor allem die Analyse der regulären und wiederkehrende spezifischen Einflüsse von Wochenenden, Urlaubszeiten, Feiertagen sowie Wetterprognosen von Bedeutung. Hier besteht z.B. die Möglichkeit durch Einsatz von Meteorologen die Analysen zu verbessern, was in Amerika zunehmend praktiziert wird.440 Auf Seite des Kraftwerkseinsatzes ist vor allem die Verfügbarkeit von Kernkraftwerken zu nennen. Hier sind Quellen zu erschließen, die über kurzfristige Schwankungen möglichst zeitnah informieren und Modelle zu entwickeln, mit denen durch Wartungsarbeiten verursachte Stillstände prognostiziert werden können.


3.2.2.1.2Technische Analyse
3.2.2.1.2.1Interpretation technischer Signale

Durch die Analyse von Chartformationen sollen kurz- und mittel und langfristige Trends der auf Handelsplätzen fortlaufend ermittelten Preise abgeleitet werden. Relevant ist hier der Strompreis, aber ausgefeiltere technische Analysen könnten auch Gas- und Steinkohlemärkte betrachten und damit deren Bedeutung für den Strompreis Rechnung tragen.

Durch Beschränkung der Analyse auf Preisbewegungen ist der Informationsbedarf wesentlich geringer als bei der fundamentalen Analyse. Die Analyse eines börsennotierten Kontrakts basiert auf drei essentiellen Kurven:441



  • Die Preiskurve mit Höchst-/Tiefst-/Schluss-(Eröffnungs-) kursen zu einem bestimmten börsennotierten Kontrakt.

  • Umsatzkurve mit dem Umsatzvolumen aller abgeschlossenen Geschäfte zu einem Kontrakt- oder Preisindex.

  • Kurve „Offenes Interesse“ (Open Interest), als Summe aller offenen Positionen in MWh zu einem bestimmten Termin.

Für alle Kurven gilt, dass sie die Daten sämtlicher aktiver Monate beinhalten sollten. Darüber hinaus sollten für Umsatz und Open Interest Vergleichskurven aus den vergangenen fünf Jahren als Durchschnittskurve vorliegen.442 Die Veröffentlichung dieser Daten ist in der Regel nur den Terminbörsen vorbehalten.

Auf Basis dieser Daten bzw. Kurven können verschiedene Analysen durchgeführt werden. Verbreitete Analysen sind nachfolgend genannt:



  • Marktcharakteranalyse, d.h., aus den Entwicklungen zu Preis- Umsatz und Open Interest den Zustand des Marktes abzuleiten. Beispiele für typische Zustände sind „überkauft“ und „überverkauft“.

  • Strukturelle Entwicklungen (Zyklen), d.h. historische und saisonale Wiederholungen, die ähnliche Preis-, Umsatz- und Open Interest Bilder zeichnen.

  • Preiskurven-Bilder, aus denen Widerstands-, Unterstützungslinien und Trendumkehren abgeleitet werden können.443

  • Trendfolge-Methodik, d.h., die statistische Analyse der Preistrends auf Basis der gleitenden Durchschnitte und Momentum. Ferner existiert eine Vielzahl technischer Indikatoren. Sie bauen jedoch allesamt auf obigen Kurven auf und stellen daher keine zusätzlichen Anforderungen an den Informationsbedarf.444
3.2.2.1.2.2Weiterentwicklung der technischen Analyse

Die Charttechnik ist ein „Seismogramm des Marktes“. Sie spiegelt dessen Verhaltensmuster wider. Diese Verhaltensmuster müssen sich mit der Entwicklung des Marktes erst herausbilden. Es ist daher von großer Bedeutung, Erfahrungen zu den technischen Signalen eines liberalisierten Strommarktes zu sammeln und permanent weiterzuentwickeln.

Aus Sicht des Informationsbedarfs ist daher neben den benötigten Datenreihen zu Preisen, Umsätzen und Open Interest vor allem wichtig, dass Stromhändler im laufenden Geschäft das Erkennen technischer Signale erlernen, die Signale und ihre Erfahrungen miteinander austauschen und diskutieren.445 Dieses Wissen über technische Signale und das Verständnis über das Marktverhalten schneller zu entwickeln, kann ein bedeutender Wettbewerbsvorteil sein.




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