Strom umsonst, und dazu ein sattes Aufgeld

Allein am 4. Oktober belief sich das Aufgeld, das die Netzbetreiber zwischen ein und sechs Uhr morgens dem verschenkten Strom noch hinterherwerfen mußten, auf über 14 Millionen Euro. Solche Kosten für vermiedenes Abschalten von Kraftwerken werden seit Januar 2010 per EEG-Abrechnung auf die Stromverbraucher abgewälzt. – Die Grafik zeigt die Preisentwicklung am Spotmarkt für die 24 Stunden des Liefertags. Die Tabelle enthält zusätzlich für die Stunden, in denen die Preise negativ wurden, die exakten Angaben zum Handelsvolumen in MWh, zum Preis in Euro|MWh und zum sich daraus ergebenden Umsatz in Euro.

Das Auf und Ab der Preise gehört zu einer Börse wie der steigende oder fallende Pegel beim Wasserstand eines Flusses. Mitunter kommt es sogar vor, daß die Preise so schrumpfen wie ein Fluß, der bei großer Trockenheit nur noch ein Rinnsal ist. Oder daß sie in die Höhe schießen wie bei einem Fluß, der wegen starker Regenfälle Hochwasser führt. Im Extremfall wird eine Aktie oder eine Ware völlig wertlos, was der völligen Austrocknung des Flußbetts entspräche. Es wäre indessen völlig undenkbar, daß ein ausgetrocknetes Flußbett bei noch größerer Hitze plötzlich wieder Wasser zu führen beginnt, das nun aber – oh Wunder! – nicht mehr bergab, sondern bergauf zu fließen beginnt.

Bei normalen Börsen ist ein vergleichbarer Vorgang ebenfalls undenkbar. Hier wird dann die Aktie oder die Ware eben völlig wertlos. Anders an der Strombörse: Hier können seit September 2008 die Preise nicht nur in den Keller sinken, wie man so schön sagt, sondern den Kellerboden durchbrechen und drei Kilometer tief ins Erdreich vorstoßen.

Konkret heißt das, daß beispielsweise im Jahr 2009 an der EEX der Preis für die Megawattstunde Strom, die im Durchschnitt 39 Euro (Grundlast) bzw. 49 Euro (Spitzenlast) kostete, im Einzelfall zwischen 3000 Euro plus und 3000 Euro minus liegen konnte. Die 3000 Euro plus waren sozusagen jener Hochwasserstand, an dem die Schiffahrt bzw. die Börsennotierung eingestellt wurde. Im Durchschnittspreis steckten aber auch Preise, die gar keine waren, weil die Megawattstunde für 0 Euro zu haben war. Der Strom wurde also verschenkt. Und nicht nur das: Häufig sanken die Preise sogar unter diese Null-Euro-Grenze. Rein börsentechnisch hätten sie nach unten genauso 3000 Euro erreichen können wie nach oben.

Zum Beispiel sank am frühen Morgen des 4. Oktober 2009 der Preis für die Megawattstunde an der Strombörse auf bis zu minus 500 Euro (siehe Grafik 1). Am frühen Morgen des 24. November wurde mit minus 150 Euro ein weiterer Tiefpunkt erreicht (siehe Grafik 2). Das heißt, daß die Anbieter den Strom nicht einmal geschenkt losbekamen. Sie mußten sogar bis zu 500 Euro pro Megawattstunde bezahlen, damit ihnen ein Pumpspeicherkraftwerk oder ein anderer potenter Verbraucher den Strom abnahm. Allein am 4. Oktober belief sich so das Aufgeld, das die Anbieter zwischen ein und sechs Uhr morgens dem verschenkten Strom noch hinterherwerfen mußten, auf über 14 Millionen Euro.

Die Ursache waren in beiden Fällen hohe Einspeisungen an Windstrom, die auf einen besonders geringen Bedarf trafen (frühe Morgenstunden am Wochenende). Die Weichen für den abgrundtiefen Fall des Börsenstrompreises in just diesen Stunden waren aber bereits am Vortag gestellt worden. Um diesen Zusammenhang verstehen zu können, ist erst einmal ein kleiner Exkurs zum Thema Windstromeinspeisung und Regelenergie notwendig.

Kurz vorm Jahresende 2009 wurden zum letzten Mal hohe Millionen-Verluste aus der Windstrom-Verramschung aufs Konto der Systemdienstleistungen gebucht und im Rahmen der Netzkosten verrechnet. Sechs Tage später trat die Neuregelung des EEG-Ausgleichs in Kraft. Seitdem können die Übertragungsnetzbetreiber die Verluste aus dem Windstromverkauf über die EEG-Umlage direkt auf die Verbraucher abwälzen.

Wie die Grafik zeigt, sank am 26. Dezember 2009 der Preis für Stundenkontrakte an der EEX um bis zu 200 Euro unter die Null-Grenze. Das konnte auch eine nochmalige Auktion nicht verhindern, die wegen Unterschreitens von minus 150 Euro nach dem Börsen-Reglement durchgeführt wurde. Infolge des stundenlangen Absturzes in den Minusbereich war sogar der Durchschnittspreis für den ganzen Tag stark negativ.

Netzbetreiber entdecken Börse als Instrument zur Senkung der Kosten für Regelenergie

Durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz sind die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, sämtlichen regenerativ erzeugten Strom vorrangig abzunehmen. Bei Erreichen der Netzkapazität haben Windkraftanlagen also Vorrang vor anderen Kraftwerken. Die Übertragungsnetzbetreiber verfügen zwar über die Möglichkeit, größere Windkraftanlagen aus der Ferne abzuschalten. Davon dürfen sie aber nur in Notfällen Gebrauch machen, wenn die Netzsicherheit gefährdet wäre. Eine starke Windstrom-Einspeisung bei geringem Bedarf gilt nicht als ein solcher Notfall, da schwankende Erzeugung je nach Windstärke nun mal typisch für Windkraftanlagen ist. Die Lücke zwischen Stromangebot und Verbrauch muß deshalb von den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen ihrer "Systemdienstleistungen" ausgeglichen werden.

Insgesamt gibt es vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland. Es handelt sich um Transpower (früher E.ON Netz), Amprion (früher RWE Transportnetz), 50Hertz Transmission (früher Vattenfall Europe Transmission) und EnBW Transportnetze. Die für den Ausgleich benötigte Regelenergie beziehen sie aufgrund vertraglicher Vereinbarungen, denen ein Ausschreibungsverfahren vorausgeht, von dafür geeigneten Anbietern. In aller Regel handelt es sich dabei um die Kraftwerksgesellschaften der vier Energiekonzerne E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW. Da Stromangebot und -verbrauch nach beiden Seiten voneinander abweichen können, unterscheidet man zwischen positiver und negativer Regelenergie. Im einen Fall wird das Gleichgewicht durch vermehrte Einspeisung ins Netz hergestellt, im anderen durch Verringerung der Stromerzeugung oder Erhöhung des Stromverbrauchs (z.B. durch Starten von Pumpspeicherkraftwerken im Pumpbetrieb).

Regelenergie ist sehr teuer. Selbst wenn sie nicht in Anspruch genommen wird, muß für die Bereithaltung von entsprechenden Kraftwerkskapazitäten bezahlt werden. Und zwar um so mehr, je größer die Bandbreite des voraussichtlichen Regelungsbedarfs ist. Um die vertraglich zugesagte Regelenergie im Bedarfsfall liefern zu können, müssen bestimmte Kraftwerke unterhalb der Nennleistung betrieben werden. Man gewinnt so den notwendigen Spielraum, um durch Rauf- und Runterfahren der Stromerzeugung den Schwankungen der Lastkurve folgen zu können. Der Regelbereich eines typischen Kraftwerks für Mittellast (Steinkohle) bewegt sich aber nur im Bereich von etwa zwanzig Prozent unterhalb der Nennleistung. Wenn das nicht ausreicht, um Lastschwankungen aufzufangen, müssen Kraftwerke ganz abgeschaltet bzw. zusätzlich in Betrieb genommen werden.

Die Kosten der Regelenergie gehen in die Netzentgelte der Übertragungsnetzbetreiber ein. Sie können aber nicht beliebig hoch sein, weil die Netzbetreiber als "natürliche Monopolisten" von der Regulierungsbehörde beaufsichtigt werden. Zunächst setzte die Bundesnetzagentur Höchstgrenzen für die Netzentgelte fest. An die Stelle dieser Höchstgrenzen trat 2009 die sogenannte Anreizregulierung, in deren Rahmen die Bundesnetzagentur die Gesamtkosten der Netzbetreiber überwacht und zu senken versucht. Die Aufwendungen für Regelenergie sind ein ganz beträchtlicher Teil dieser Kosten.

Inzwischen läßt sich das Aufkommen an Windstrom aufgrund meteorologischer Erkenntnisse ziemlich genau vorhersagen. Die Übertragungsnetzbetreiber gingen deshalb zunehmend dazu über, den besonders hohen Kosten für Regelenergie schon vorab die Spitze zu nehmen, indem sie Strom in Höhe der voraussichtlich anfallenden Einspeisung aus Windkraftanlagen an der Börse anboten. Sie erzielten damit naturgemäß nur Preise, die unter dem Durchschnitt lagen, da ja ein Überangebot auf geringen Bedarf traf. Wenn sich aber ein Abnehmer fand, konnte sich das dennoch rentieren, weil die Bereitstellung von entsprechender Regelenergie noch teuerer gekommen wäre.

Auf bis zu 150 Euro minus stürzte der Börsenpreis am 24. November. Das ist die Grenze, wo nach dem Börsen-Reglement die Auktion annulliert und eine zweite durchgeführt werden kann. Wenn Angebot und Nachfrage zu weit auseinanderklaffen, hilft das allerdings auch nichts.

Diese Grafik zeigt die viertelstündlich erfaßte Windstrom-Einspeisung ins Netz der vier Transportnetzbetreiber am selben 24. November, an dem zwischen drei und vier Uhr morgens der Preis auf minus 150 Euro/MWh fiel (obere Grafik). Wie man sieht, haben Vattenfall und Transpower (früher E.ON) das größte Windstrom-Aufkommen, gefolgt von Amprion (früher RWE). Bei der EnBW (schwarz) ist die Windstrom-Einspeisung dagegen vergleichsweise unbedeutend.

Einführung von Negativpreisen erfolgte auf ausdrücklichen Wunsch der Netzbetreiber

So erklärt es sich, weshalb die Strompreise an der EEX am frühen Morgen des 4. Oktober 2009 auf bis zu minus 500 Euro abstürzten. Legt man den Minimalsatz der Windstromvergütung von 5,02 Cent/kWh zugrunde, dann kostete die in diesen Stunden verschenkte Windstrommenge von 109.000 MWh den Verbraucher schon mal 5,5 Millionen Euro an gesetzlich garantierter Einspeisevergütung. In Wirklichkeit lagen die EEG-Kosten noch höher. Die Prämie, damit der Strom überhaupt abgenommen wurde, betrug mehr als 14 Millionen Euro. Insgesamt kamen so über zwanzig Millionen Euro zusammen, die binnen sechs Stunden zum Fenster hinausgeworfen wurden.

Da es bei Negativpreisen auf eine produktive Verwertung des Stroms gar nicht mehr ankommt, wäre es sogar sinnvoll und ein höchst lukratives Unterfangen, eine Art Stromvernichtungsmaschine zu erfinden. Beispielsweise in Form eines ausgedienten Aluminium-Schmelzofens mit Anschluß ans Hochspannungsnetz und mit Internet-Verbindung zur Strombörse. Der Betreiber des Ofens könnte dann in kürzester Zeit Millionen scheffeln, während sich der über die Börse bezogene Strom in Wärme verflüchtigt.

Noch größer ist der Profit natürlich, wenn der Abnehmer mit dem Strom etwas Vernünftiges anfangen kann. Wenn beispielsweise der Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks den Strom abnimmt und zusätzlich eine sechsstellige Summe als Dreingabe erhält, macht er sogar ein mehrfaches Geschäft, da er mit dem kostenlos hochgepumpten Wasser später wiederum Strom erzeugen kann, der sich zur Abdeckung von Spitzenlast besonders teuer verkaufen läßt.

Das klingt absurd und ist es auch. Im Rahmen des liberalisierten Strommarktes hat es aber seine eigene Logik. Genauso wie die Einführung von Negativpreisen, die auf ausdrücklichen Wunsch der Übertragungsnetzbetreiber erfolgte, damit sie die Regelenergie über die Börse abwickeln konnten. Bei der EEX stießen sie damit auf offene Ohren, weil sich die Energiebörse mit solchen Dienstleistungen immer unverzichtbarer macht, so absurd das Gesamtsystem der liberalisierten Stromwirtschaft inzwischen anmuten mag.

Das heißt allerdings noch nicht, daß der Absturz auf minus 500 Euro eingeplant und für die Übertragungsnetzbetreiber noch immer billiger gewesen wäre, als wenn sie die notwendige Regelenergie aus Kraftwerken bezogen hätten. Im Gegenteil: Die Vattenfall Europe Transmission, die als Übertragungsnetzbetreiber am stärksten von der Windstromeinspeisung betroffen war (siehe Grafik 3), beklagte sich bitter über das "Marktversagen" an der Börse, das für sie existenzbedrohend werden könne.

Obligatorischer Verkauf von Windstrom an der Börse belastet Verbraucher zusätzlich

Das Gejammer von Vattenfall war insofern verständlich, als die Netzbetreiber ihre Kosten für Regelenergie im laufenden Jahr 2009 noch im Rahmen der Kostendeckelung durch die "Anreizregulierung" unterbringen mußten. Zwar hatte die Bundesnetzagentur schon im April 2009 die Erlösobergrenzen der Übertragungsnetzbetreiber gegenüber den zuletzt bewilligten Netzentgelten um bis zu 30,2 Prozent erhöht. Als Begründung nannte sie die "erheblichen Kostensteigerungen" bei den Systemdienstleistungen bzw. Kosten für Regelenergie. Aber solche außerplanmäßig hohen Verluste waren dabei nicht vorgesehen. Und die Bundesnetzagentur war auch nicht bereit, eine nochmalige Erhöhung der Erlösobergrenzen vorzunehmen. Denn schon mit Jahresbeginn 2010 trat eine neue Regelung in Kraft, die die Netzbetreiber aller Sorgen enthob und es ihnen ermöglichte, sämtliche Kosten über die EEG-Umlage direkt auf die Strompreise abzuwälzen.

Bis Ende 2009 fand aufgrund der gesetzlichen Vorschriften ein aufwendiger physikalischer und finanzieller Ausgleich der EEG-Strommengen zwischen Netzbetreibern und Stromvertrieben statt. Dabei wandelten die Übertragungsnetzbetreiber den Strom aus Erneuerbaren Energien, den sie abgenommen, bezahlt und untereinander ausgeglichen hatten, im Zusammenwirken mit Stromhändlern in Monatsbänder um und lieferten diese an die Vertriebe. Die Höhe dieser Monatsbänder wurde im Vorjahr prognostiziert. Da die nach EEG vergüteten Strommengen über lange Zeiträume nicht genau prognostizierbar sind, wurde die Höhe des Monatsbands jeweils im Vormonat der Lieferung angepasst. Die Vertriebsunternehmen waren verpflichtet, diese Bänder als so genannte EEG-Quote abzunehmen und zu vergüten.

Nach der Verordnung zur Neuregelung des EEG-Ausgleichs, die zum 1. Januar 2010 in Kraft trat, müssen die Netzbetreiber den Windstrom zwar weiterhin vorrangig abnehmen. Die Einspeiser bekommen auch nach wie vor die gesetzlich vorgeschriebene Vergütung. Der abgenommene EEG-Strom wird aber nicht mehr physisch an die Endverteiler weitergeleitet, sondern muß an der Strombörse verkauft werden. Der Strom wird also an der Börse angeboten, bis sich doch noch ein Abnehmer findet. Eine"Übergangsregelung" in der Durchführungsverordnung räumt zwar den Übertragungsnetzbetreibern die Möglichkeit ein, im Falle von "erheblich negativen Preisen" den Zwangsverkauf an der Börse einzustellen und auf dem erreichten Minuspreis-Niveau nach anderen Möglichkeiten zur Bereitstellung von Regelenergie zu suchen. Diese Notbremse gilt aber nur bis Ende 2010.

Als Verkäufer des EEG-Stroms fungieren gemäß der Verordnung bis auf weiteres die Übertragungsnetzbetreiber, in deren Netz er eingespeist wird. Im Grunde handelt es sich also um die Praxis, die bereits beschrieben wurde, zumal die physische Weiterleitung von EEG-Strom ohnehin eine Fiktion ist: Es gibt keine besondere Art Strom, der man die Herkunft aus Windkraftanlagen ansehen könnte. Weitergeleitet werden allenfalls volumengleiche Strommengen. Dasselbe gilt für den Verkauf von EEG-Strom an der Börse.

Trotzdem ändert sich etwas, und zwar zum Nachteil der Stromverbraucher und der Förderung der Erneuerbaren Energien insgesamt, während die Netz- und Kraftwerksbetreiber profitierten: Mit der Neuregelung entfallen in den Budgets der Übertragungsnetzbetreiber jene Kosten für Regelenergie, die sich bisher aus der Verschleuderung von Windstrom an der Börse ergaben. Durch diese Entlastung bei den Systemdienstleistungen können die Unternehmen die mit der "Anreizregulierung" eingeführte Kostendeckelung leicht bewältigen. Die Verluste beim Verkauf von Windstrom an der Börse brauchen sie nicht mehr zu bekümmern. Die gehen nun nämlich in die EEG-Umlage ein und werden vom Stromverbraucher bezahlt.

Auch die Kraftwerksbetreiber haben Vorteile. Die bisherige Regelung bedeutete nämlich eine Absatzgarantie für den EEG-Strom und somit eine Beschränkung anderer Kraftwerkskapazitäten. Natürlich bezogen die Versorger nur theoretisch "Windstrom". Sie mußte jedoch Strommengen abnehmen, die der Windstrom-Einspeisung entsprachen. Entsprechend verringerte sich ihr Bedarf an anderer Kraftwerksleistung. Mit dem obligatorischen Verkauf des EEG-Stroms an der Börse entfällt diese Absatzgarantie. Ein Überangebot an Windstromerzeugung ersetzt also nicht mehr unmittelbar andere Kraftwerkskapazitäten. Die vier Energiekonzerne können damit ihren Kraftwerkseinsatz unabhängig von der Windstromeinspeisung optimieren. Auch hier trägt die Kosten der Verbraucher.

Wie man sieht, sind die Strombörse und andere Mechanismen des liberalisierten Strommarktes ein wunderbares Instrument, um das Zustandekommen von Belastungen völlig undurchschaubar zu machen. Wenn beispielsweise nun die EEG-Belastung steigt, weil der EEG-Strom über die Börse verkauft wird, dürfte das kaum jemand auf diesen Umstand zurückführen, sondern der EEG-Förderung allgemein ankreiden.

Noch größer sind die Preisexplosionen im positiven Bereich der Preisskala

Noch größere Ausschläge als im negativen Bereich gibt es naturgemäß auf der positiven Seite der Preisskala, auf der sich die Börsenstrompreise normalerweise bewegen. Die erste Preisexplosion ereignete sich hier bereits am 18. Dezember 2001. Damals stieß am Spotmarkt der EEX-Vorgängerin LPX der Preis an die technisch mögliche Grenze von 1000 Euro. Für die Börsenleitung war das der Anlaß, die Deckelung auf 3000 Euro anzuheben. Diese Obergrenze wurde vorläufig am deutschen Spotmarkt nicht erreicht. Am neuen Spotmarkt für Frankreich, den die EEX seit 2008 gemeinsam mit Powernext betreibt, kam es aber am 19. Oktober 2009 tatsächlich zu einer derartigen Preisexplosion. Sie hatte eine solche Sprengkraft, daß die Deckelung bei 3.000 Euro/MWh (negative Preise gab es bei der Auktion für Frankreich nicht) volle vier Stunden lang überfordert war: Für Lieferungen zwischen 8 und 12 Uhr explodierte der Preis auf mehr als das Sechzigfache des Durchschnitts und wurde nur durch die technische Grenze des Systems gestoppt (siehe Grafik 4).

Wie die französische Regulierungsbehörde CRE anschließend ermittelte, lag dies zunächst einmal an Fehlprognosen, was den Strombedarf am 19. Oktober betraf: Einerseits hatte der Netzbetreiber RTE den voraussichtlichen Strombedarf zu gering eingeschätzt. Andererseits hatte die Kraftwerksbetreibervereinigung UFE die voraussichtlich zur Verfügung stehende Kraftwerkskapazität zu hoch angesetzt. Als die Diskrepanzen sich abzeichneten, sei deshalb am 18. Oktober der Stromhandel am Spotmarkt für den folgenden Liefertag unter "brutale Anspannung" geraten.

Hinzu kam allerdings noch das Versagen des Börsen-Reglements, das eigentlich die Wiederholung der Auktion vorsah, wenn sich solche Wahnsinnspreise abzeichnen. Und das hatte wiederum mit Zeitdruck zu tun. Die einzelnen Auktionen für die Spotmärkte Deutschland/Österreich, Frankreich und Schweiz fanden nämlich in kurzen zeitlichen Abständen statt. Man wollte so die Chancen der Marktteilnehmer erhöhen, bei der einen oder anderen Auktion ins Geschäft zu kommen. Die Auktion für das französische Marktgebiet endete normalerweise um 11 Uhr, während sie für die Schweiz schon um 10.30 Uhr und für das deutsch-österreichische Marktgebiet erst um 12 Uhr abgeschlossen wurde. Um 10.59 Uhr erkannte das Management der Börse schließlich, daß bei der französischen Auktion die Nachfrage und das Angebot in einer Weise aus den Fugen geraten waren, die nach den hauseigenen Regeln die Annullierung der Auktion und die Durchführung einer zweiten erforderlich gemacht hätte. Dazu kam es aber nicht mehr. Der Grund dafür war anscheinend, daß man nicht noch eine weitere Verzögerung des Börsengeschehens für die insgesamt drei Marktgebiete in Kauf nehmen wollte. Denn kurz zuvor war am Spotmarkt für die Schweiz eine zweite Auktion durchgeführt worden und hatte dort das "Fixing" um eine halbe Stunde verzögert. Jedenfalls führte nun das Börsenmanagement um 11.13 Uhr das Fixing für Frankreich durch, wodurch die Wahnsinnspreise gültig wurden.

Importe bewahrten Frankreich vor Schlimmeren - aber die Kapazität der Kuppelstellen war fast erschöpft

Die Regulierungsbehörde hielt es für fraglich, ob eine zweite Auktion tatsächlich den erwünschten Erfolg gebracht hätte. Offenbar stand der Nachfrage einfach kein entsprechendes Angebot gegenüber. Das Schlamassel, das der Stromhandel anrichtete, hatte aber wenigstens technisch keinen gravierenden Folgen: In den vier Stunden, in denen das Stromdefizit trotz "Wahnsinnspreisen" nicht behoben werden konnte, floß über die Grenzen Frankreichs stündlich eine Leistung von fast 7200 Megawatt. Damit war die Kapazität der grenzüberschreitenden Verbindungen von insgesamt rund 9000 MW aber auch schon fast erschöpft, zumal die wichtigsten Kuppelstellen mit Deutschland und Belgien zu hundert Prozent und die mit der Schweiz zu 91 Prozent ausgelastet waren. Der Import aus Spanien war wegen Reparaturarbeiten nicht möglich, und die Verbindung mit Italien stand aus Stromhandelsgründen ebenfalls nicht für Lieferungen nach Frankreich zur Verfügung.

Auch an diesem Beispiel sieht man, daß die monatlichen oder jährlichen Durchschnittspreise an der Strombörse mit Vorsicht zu betrachten sind. Sie haben ungefähr dieselbe Aussagekraft, wie wenn ein Mann mit dem Hintern zur Hälfte auf einem heißen Ofen und mit der anderen Hälfte auf einem Eisblock sitzt, aber ungerührt beteuert, die Durchschnittstemperatur sei erträglich. Strompreise aus Einzel-Notierungen zwischen 3000 Euro plus und 3000 Euro minus kommen nicht zufällig zustande. Dahinter stecken qualitative Veränderungen der Stromwirtschaft, die im Regelfall zu Lasten des Verbrauchers gehen und an anderen Stellen Profite ermöglichen, die es sonst nicht geben könnte. Die "Neue Zürcher Zeitung" - die gewiß ganz unverdächtig ist, an der Liberalisierung der Strommärkte Kritik üben zu wollen - drückte das beiläufig mal so so aus. "In liberalisierten Märkten ist zu beobachten, dass die Reservekapazitäten tendenziell zurückgehen. Das hat zur Folge, dass die Preisschwankungen extremer werden – eine Tatsache, die jedes Händlerherz höher schlagen lässt, denn der Handel profitiert nicht von steigenden Preisen, sondern vielmehr von den Kursschwankungen."