Terminmärkte – außerbörsliche Marktplätze, die den Preis eines Finanzinstruments oder Vermögenswerts festlegen – werden für den Handel mit einer Vielzahl von Instrumenten, einschließlich Wertpapieren und Rohstoffen, genutzt. In einer neuen Studie haben Forscher gemessen, inwieweit Terminpreise und Spotpreise (der aktuelle Marktpreis, zu dem ein bestimmter Vermögenswert zur sofortigen Lieferung gekauft oder verkauft werden kann) auf Märkten mit Transaktionskosten in Kalifornien übereinstimmen, und dabei Zeiträume davor und danach untersucht Der Staat führte 2011 den Finanzhandel auf seinem Stromgroßhandelsmarkt ein.
Die Studie ergab, dass die Zulassung des Handels auf diesem Markt zu einer Verringerung der impliziten Kosten des Handels mit Day-Ahead-/Echtzeit-Preisdifferenzen, der Volatilität dieser Preisdifferenzen und der Volatilität von Echtzeitpreisen führte. Darüber hinaus sanken die Betriebskosten und der Kraftstoffverbrauch an Tagen nach der Einführung der rein finanziellen Beteiligung.
Die Studie von Forschern der Carnegie Mellon University (CMU) und der Stanford University wurde in veröffentlicht American Economic Journal: Wirtschaftspolitik.
„Unsere Ergebnisse haben wichtige Auswirkungen auf die Gestaltung von Stromgroßhandelsmärkten mit großen Anteilen intermittierender erneuerbarer Ressourcen“, sagt Akshaya Jha, Assistenzprofessor für Wirtschaft und öffentliche Ordnung am Heinz College der CMU, der die Studie leitete.
Man geht davon aus, dass Terminmärkte Informationen über zukünftige Spotpreise sammeln und die Produktionskosten des Rohstoffs senken. Aufgrund des langen Zeitraums, über den die meisten Rohstoffe produziert und gehandelt werden, war es jedoch schwierig, einen Anstieg der Terminmarktliquidität mit einer Senkung der Produktionskosten zu verknüpfen. Um Veränderungen in der Forward-Spot-Preiskonvergenz nach der Einführung des Finanzhandels zu untersuchen, haben Forscher den 24-dimensionalen Vektor der stündlichen durchschnittlichen Day-Ahead-Preise an einem Standort im Übertragungsnetz im Vergleich zum 24-dimensionalen Vektor der stündlichen durchschnittlichen Echtzeitpreise gemessen am selben Ort.
Mit diesem Modell berechneten sie zwei Maße impliziter Transaktionskosten anhand stündlicher, standortspezifischer Daten zu Day-Ahead- und Echtzeitpreisen vom 1. April 2009 bis zum 30. November 2012, vor und nach Beginn des Finanzhandels an den meisten Preisstandorten in Kalifornien. Der California Independent System Operator hat am 1. Februar 2011 eine finanzielle Beteiligung eingeführt, um die Unterschiede zwischen Day-Ahead- und Echtzeitpreisen an mehr als 4.000 Standorten im Übertragungsnetz des Staates zu verringern.
Die Studie ergab, dass beide Maßnahmen erheblich zurückgingen, nachdem Kalifornien eine rein finanzielle Beteiligung eingeführt hatte. Zudem sanken beide Kennzahlen stärker an Standorten, an denen vor Einführung des Finanzhandels Handelsbeschränkungen herrschten. Dies deutet darauf hin, dass die Zulassung des Finanzhandels zu Day-Ahead-Preisen führte, die die Echtzeitbedingungen besser widerspiegeln.
Die Ergebnisse der Studie deuten auch darauf hin, dass sich die physischen Marktergebnisse aufgrund der besseren Informationen, die in den Day-Ahead-Preisen nach dem Finanzhandel enthalten sind, verbessert haben. Sie zeigen nämlich, dass die Restbrennstoffkosten pro Megawattstunde (MWh) gasbetriebener Produktion und der eingesetzte Brennstoffverbrauch pro MWh gasbetriebener Produktion sanken, nachdem der Finanzhandel an Tagen eingeführt wurde, an denen die Komplexität des Echtzeit-Markträumungsproblems zunahm war hoch, aber nicht an Tagen mit geringer Komplexität; Dies ist wiederum ein Hinweis auf die Bedeutung verbesserter Day-Ahead-Informationen.
Die Ergebnisse blieben ähnlich, unabhängig davon, ob die Komplexität anhand der täglichen Gesamtnachfrage, der täglichen Standardabweichung über Standorte und Stunden in Echtzeitpreisen oder der Gesamtzahl der täglichen Starts gemessen wurde. Die Autoren der Studie schätzten, dass die Brennstoffkosten pro MWh nach der Einführung des Finanzhandels an Tagen mit hoher Nachfrage im Vergleich zu Tagen mit geringer Nachfrage um 2 % sanken. Dies würde zu einer durchschnittlichen Reduzierung der jährlichen Gesamttreibstoffkosten um 16,6 Millionen US-Dollar führen.
Wenn der Anteil der Stromnachfrage in einer Region wächst, müssen Netzbetreiber den Day-Ahead- und Echtzeitmärkten oft mehr Betriebsbeschränkungen auferlegen, um das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage den ganzen Tag über aufrechtzuerhalten. Kontrollierbare Erzeugungsressourcen mit positiven Anlaufkosten werden wahrscheinlich auch häufiger schwanken, da intermittierende erneuerbare Energien die Produktion sehr kurzfristig starten und stoppen können. Auch die zunehmenden Einschränkungen des Übertragungsnetzes dürften eine Rolle spielen, da der Anteil der über das Netz verteilten Stromerzeugung aus Wind- und Solarressourcen zunimmt.
„Die standortspezifischen Gebote und Angebote, die von reinen Finanzteilnehmern eingereicht werden, können Day-Ahead-/Echtzeit-Preisunterschiede verringern, die durch die Unsicherheit bei der intermittierenden erneuerbaren Energieerzeugung verursacht werden“, erklärt Frank Wolak, Professor für Wirtschaftswissenschaften an der Stanford University, der Mitautor der Studie ist . „Diese finanziellen Gebote und Angebote können auch sicherstellen, dass die kostengünstigste Kombination kontrollierbarer Ressourcen zur Verfügung steht, um Schwankungen in der Echtzeitproduktion von intermittierenden erneuerbaren Energien an Tagen mit hoher Komplexität auszugleichen.“
Mehr Informationen:
Akshaya Jha et al.: Können Forward-Rohstoffmärkte die Spotmarktleistung verbessern? Belege aus dem Stromgroßhandel, American Economic Journal: Wirtschaftspolitik (2023). DOI: 10.1257/pol.20200234