Felix  Rauch  I

Management  von Energiepreisrisiken mit Derivaten  

INHALTSVERZEICHNIS   

ABBILDUNGSVERZEICHNIS   II

1.  EINLEITUNG.  1

2.  BESONDERHEITEN DES STROMMARKTES  2

2.1.  DIE BESONDEREN EIGENSCHAFTEN DES GUTES STROM  2

2.2.  PREISBILDUNGSFAKTOREN BEIM STROM  4

3.  DERIVATIVES STROMPREIS-RISIKOMANAGEMENT  7

3.1.  DAS STROMPREISRISIKO IM RISIKOMANAGEMENTPROZESS  7

3.2.  MARKTPREISRISIKEN  10

3.3.  DERIVATE RISIKEN  12

4.  DER DERIVATIVE STROMMARKT  14

4.1.  AKTEURE UND HANDELSPLÄTZE DES DERIVATIVEN STROMMARKTES  14

4.2.  INSTRUMENTE DES STROMPREISMANAGEMENTS  18

4.1.1  Der Handel am derivativen Strommarkt  18

4.1.2  Unbedingte Termingeschäfte: Swaps / Forwards / Futures auf den  

Strompreis.   19

4.1.3  Bedingte Termingeschäfte: Optionen auf den Strompreis.  21

5.  ZUSAMMENFASSUNG  23

LITERATURVERZEICHNIS   25

^{Felix Rauch} II Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

ABBILDUNG 1 EINFLUSSFAKTOREN ^{AUF DEN} STROMPREIS 5

ABBILDUNG 2 ABLAUFDIAGRAMM ^DES RISIKOMANAGEMENTS ^IM STROMBEREICH 8

ABBILDUNG 3 PREISE ^UND HANDELSVOLUMEN ^DER STUNDENKONTRAKTE ^DES PHYSICAL ELECTRICITY INDEX (PHELIX) BASE (24 STUNDEN ^{TÄGLICH) UND} PHELIX PEAK (8-20 UHR ^{WERKTAGS) DER LETZTEN ZWÖLF} MONATE 11

ABBILDUNG 4 MÖGLICHE RISIKOSTRATEGIEN ^VON MARKTTEILNEHMERN 15

ABBILDUNG 5 INDIKATION ^DER MARKTREIFE ^{ANHAND DER} TRANSAKTIONSMENGEN ^{ÜBER DIE} ZEIT 16

ABBILDUNG 6 STANDORTE ^VON STROMBÖRSEN ^WELTWEIT 17

ABBILDUNG 7 VOLLSTÄNDIGER HEDGE ^DES STROMPREISES ^{MIT EINEM} FUTURE 21

ABBILDUNG 8 HEDGING-INSTRUMENTE ^IM ÜBERBLICK 22

^{Felix Rauch} 1 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

1. Einleitung

Aufgrund des Weltbevölkerungswachstums und des Weltwirtschaftswachstums wird der Energieverbrauch in den nächsten Jahrzehnten deutlich zunehmen. Der Weltenergierat hält bis zum Jahre 2050 eine Verdoppelung des weltweiten Energieverbrauchs gegenüber 1998 für sehr wahrscheinlich. ¹ Energie ist die Fähigkeit, physikalische Arbeit zu leisten und ist an einen Energieträger gebunden. Bei den Energieträgern unterteilt man Primärenergieträger wie Erdgas, Rohöl und Wasserkraft und Sekundärenergieträger wie Diesel, Erdwärme oder elektrischen Strom. 2

Der Großteil der Energie wird aus erschöpfbaren Quellen wie Kohle, Uran und Öl gewonnen, weshalb die zukünftige Versorgung und die zukünftige Entwicklung des Energiemarktes von großer Ungewissheit geprägt ist. ³ Konflikte in erdölreichen Gebieten und beispielsweise die Skandale um den ehemaligen russischen Staatskonzern Gazprom ⁴ unterstreichen die unsicheren und sich ständig ändernden Bedingungen am Energiemarkt, die sich auch in der Energiepreisentwicklung niederschlagen. So kann es sehr lukrativ, unternehmenswertsteigernd oder sogar überlebenswichtig sein, Energiepreis-Risikomanagement zu betreiben. Derivate, also Finanztitel, die sich nach Basiswerten wie z.B. dem Strompreis richten, bieten hierzu eine Möglichkeit.

Aus den unterschiedlichen Charakteristika der einzelnen Energieträger leiten sich jedoch sehr unterschiedliche Risikomanagement-Strategien ab, weshalb es schwierig ist, generelle Fakten und Handlungsempfehlungen zum Management von Energiepreisrisiken zu formulieren. Deshalb ist es das Ziel der Arbeit, exemplarisch

¹ Vgl. BINE Informationsdienst (2007).

² Vgl. Gabler Wirtschaftslexikon (1999), S. 58-60.

³ Vgl. Olmes (2006), S. 1.

⁴ Vgl. Otto-Wolf-Stiftung (2006), S. 2-20.

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das Energiepreis-Risikomanagement mit Derivaten am Beispiel von Strom zu vertiefen.

Denn besonders am Strommarkt kam es durch die komplette oder teilweise Liberalisierung u. A. in den Ländern der Europäischen Union, den USA und Australien in den letzten Jahren zu tiefgreifenden Veränderungen, die sich unter anderen durch eine erhöhte Strompreisvolatilität und temporär niedrigeren Strompreisen niedergeschlagen haben. ⁵ Aufgrund des neu entstandenen Wettbewerbs ist ein Derivatemarkt entstanden, der sich noch immer in der Anfangsphase befindet und sich höchstwahrscheinlich in den nächsten Jahren vergrößern und stark verändern wird. 6

2. Besonderheiten des Strommarktes

2.1. Die besonderen Eigenschaften des Gutes Strom

Strom weist eine Reihe von besonderen Eigenschaften auf, die den Handel mit Strom und Stromderivaten entscheidend beeinflussen.

Eine Lagerung von elektrischer Energie ist überhaupt nicht bzw. nur mit sehr hohen Kosten realisierbar (Strom kann zwar in größerem Maßstab z.B. durch Pumpspeicher und in Vanadium-Batterien gespeichert werden, jedoch ist es noch wirtschaftlich so aufwendig, dass es nur minimal zur Angebotsglättung beiträgt ⁷ ), weshalb das Angebot und die Nachfrage immer zeitsynchron befriedigt werden müssen. Daraus resultiert die Spitzenlastauslegung der Kraftwerke und des Transportnetzes, d.h. es müssen Kapazitäten inklusive Reserven für eventuelle Störungen und Wartungen verfügbar sein, die selbst die höchste in einem Jahr auftretende Nachfrage befriedigen

⁵ Vgl. Kemfert (2004) und Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie 2007a.

⁶ Vgl. Federico / Kozlowski (2005), S. XVII-XVIII.

⁷ Vgl. Dworschak (2005). S. 60.

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können. ⁸ Da Strom neben der fehlenden Lagermöglichkeit nur schlecht substituierbar ist, ist die Preiselastizität der Nachfrage sehr niedrig. 9

Strom ist ein absolut homogenes Gut, „Qualitätsunterschiede“ lassen sich lediglich aus der Art der Gewinnung ableiten. So sind manche Stromnachfrager bereit, für „grünen“ Strom, also aus regenerativen Energiequellen gewonnenen Strom, einen Aufpreis zu bezahlen.

Der Verkauf von Strom ist an ein Vertriebsnetz gebunden, das aufgrund der hohen Kapitalintensität im Gegensatz zu den anderen Wertschöpfungsstufen des Strommarktes (Erzeugung, Großhandel, Verteilung, Einzelhandel) den Status eines natürlichen Monopols ¹⁰ inne hat. ¹¹ Im Vertriebsnetz kann elektrische Energie nur mit großen Verlusten und mit der Hilfe von Umspannwerken über größere Distanzen transportiert werden, weshalb Strom immer möglichst in der Nähe des Verbrauchs generiert werden muss. ¹² Aufgrund der Bindung an ein Netzsystem und der fast fehlenden Substitutionsmöglichkeit von Strom ist der Grad der politischen Intervention sehr hoch ausgeprägt. 13

Die Liberalisierung hat eine Fusionswelle in Gang gesetzt ¹⁴ , die eine hohe Marktkonzentration zur Folge hat, so dass heute in Deutschland nur vier

⁸ Vgl. Rychwalski (2005), S. 43-44.

⁹ Vgl. Wikens / Wimschulte (2007), S. 389.

¹⁰ Ein natürliches Monopol ist eine „Marktsituation, in der ein einzelner Anbieter den gesamten Markt zu geringeren Kosten beliefern kann als mehrere Anbieter.“ Hensing / Pfaffenberger / Ströbele (1998), S. 164, vgl. zur genaueren Begründung eines natürlichen Monopols S. 164-167.

¹¹ Vgl. Rychwalski (2005), S. 98.

¹² Vgl. Opitz / Pfaffenberger (1996), S. 5-6.

¹³ Vgl. Hensing / Pfaffenberger / Ströbele (1998), S. 113.

¹⁴ Vgl. Rychwalski (2005), S. 101.

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Unternehmen 85% des Strommarktes repräsentieren (RWE Energy, E.ON Energie AG, Vattenfall Europe, EnBW). 15

Die Liberalisierung machte einen Erzeugungswettbewerb, freien Netzzugang und freie Anbieterwahl möglich ¹⁶ und Strom wurde zu einem „normalen Handelsgut“ und neue Geschäftsfelder sind entstanden, was auch neue Akteure an den Strommarkt geführt hat. Zu diesen zählen neue Energiedienstleister und Massenvermarkter, außerdem der Stromhändler, der Strom kauft und verkauft und auf eigenen Namen und eigenes Risiko handelt sowie der Strom-Broker, der als Aggregator auftritt, Lieferverträge vermittelt, Kontakte herstellt und keine eigene Positionen einnimmt. Ebenfalls können unabhängige Stromanbieter (IPP), die über kein eigenes Stromnetz verfügen, Strom am Markt verkaufen. 17

In der EU wird Strom auch länderübergreifend gehandelt, so wurden 2003 bereits 8% der europäischen Gesamtstromproduktion in EU-Länder verkauft. Hemmend für das internationale Stromgeschäft wirkt noch der unterschiedliche Fortschritt bei der Strommarktöffnung der einzelnen Länder, netztechnische Restriktionen, die große Marktmacht der Stromerzeuger und die unzureichende Effizienz der Regulierungsbehörden. 18

2.2. Preisbildungsfaktoren beim Strom

Durch die im obigen Abschnitt beschriebenen Eigenschaften sind die Preisbildungsfaktoren beim Strom sehr vielfältiger Natur. Abbildung 1 zeigt die verschiedenen Faktoren im Überblick.

¹⁵ Vgl. Focus Money online (2007).

¹⁶ Vgl. Borgmann (2004), S. 51.

¹⁷ Vgl. Rychwalski (2005), S. 47-48.

¹⁸ Vgl. Lokau / Ritzau (2005), S. 61-64.

^{Felix Rauch} 5 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Abbildung 1 Einflussfaktoren auf den Strompreis

Quelle: Borgmann (2004), S. 114

Wer Strom am Markt verkauft, wird durch die „Merit order“ bestimmt. Dabei gibt jeder Anbieter ein Angebot über Strommenge und -preis ab. Nach Kosten aufsteigend werden die Strommengen kumuliert, bis der erwartete Bedarf für den nächsten Tag gedeckt ist, wobei das teuerste Angebot, das noch akzeptiert wird, den Strompreis für den Rest der Anbieter bestimmt. ¹⁹ Dieses Prinzip verursacht bei einer Nachfrageerhöhung große Preissprünge, da immer mehr teurere Kraftwerke hinzugeschaltet werden und diese den Marktpreis festlegen.

Die Nachfrage unterliegt starken Schwankungen. Je nach Tages- und Jahreszeit lassen sich Schwankungen um bis zu 50% verzeichnen. ²⁰ Auch das Wetter beeinflusst entscheidend den Strompreis. Nicht nur die Nachfrage nach Strom wird z.B. durch

¹⁹ Vgl. Bode / Groscurth (2006), S. 9f.

²⁰ Vgl. Bode / Groscurth (2006), S. 12.

^{Felix Rauch} 6 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

den höheren Einsatz von Klimaanlagen bei heißem Wetter beeinflusst, auch die Angebotsseite reagiert empfindlich auf extreme Wetterbedingungen. So schwankte bspw. die monatliche Stromerzeugung durch Windkraft 2007 um bis zu 300% im Vergleich zum Vorjahresmonat ²¹ und 2003 hat sich aufgrund einer Hitzewelle der Strompreis temporär mehr als verdoppelt. ²² Aus diesen Faktoren lässt sich auch ein weiterer Preisbildungsfaktor, die Kraftwerkstruktur, bzw. deren Veränderung, ableiten.

Da ein Großteil der Stromerzeugung auf fossile Energieträger wie Kohle oder Mineralöl zurückgreift (in Deutschland bspw. zu über 80% ²³ ), wirkt sich eine Preisänderung dieser Energieträger direkt auf den Strompreis aus.

25% des Strompreises geht in Deutschland auf Steuern zurück, in Dänemark sind es sogar über 57%, hinzu kommen noch Konzessionsabgaben. ²⁴ Durch Steuer- und Subventionspolitik kann der Staat den Strompreis beeinflussen, als Beispiel sei hier die Einführung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes genannt, das den Strompreis 2006 in Deutschland um 7,83€ pro MWh gesenkt hat. 25

Preisunterschiede von teilweise bis zu 200% sind auch zwischen dem Industriestrompreis und dem Preis für Konsumenten zu beobachten. 26

Der Staat gibt auch die regulativen Rahmenbedingungen für die Energieunternehmen vor, die aufgrund des Versorgungsauftrages ²⁷ des Staates und den Eigenschaften des

²¹ Vgl. Dworschak (2007), S. 159.

²² Vgl. Sturbeck (2003), S. 9, hier führte die Hitze zu einer erhöhten Nachfrage der Haushalte, dazu mussten die meisten Kernkraftwerke ihre Produktion verringern, da bei Vollauslastung das als Kühlwasser verwendete Abwasser zu warm geworden wäre

²³ Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2007b).

²⁴ Vgl. Eurostat-Pressestelle (2006).

²⁵ Vgl. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2007), S. 27.

²⁶ Vgl. Borgmann (2004), S. 39, 46-49.

²⁷ Vgl. Schemm / Borchert / Lintzel (2005), S. 202f.

^{Felix Rauch} 7 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Strommarktes sehr stark ausgeprägt sind ²⁸ und bei Unzulänglichkeit illegale Preisabsprachen, Kartellbildung und Wettbewerbsverzerrungen forcieren und damit zu Preissteigerungen führen. ²⁹ Gerade in der Energiebranche ist der Lobbyismus so stark wie in kaum einer anderen Branche ausgeprägt und die großen Energiekonzerne nutzen ihre Macht oft zur Änderung von Regelungen und Gesetzesvorhaben zu ihrem Vorteil aus. 30

3. Derivatives Strompreis-Risikomanagement

3.1. Das Strompreisrisiko im Risikomanagementprozess

Das Strompreisrisiko beschreibt die Unsicherheit über den zukünftigen Preis von Strom. Ein Strompreis-Exposure liegt vor, wenn die Schwankungen des Strompreises eine vorhandene zukünftige oder geplante Vermögensposition beeinflussen. 31

Von einem Strompreis-Exposure betroffen sind in erster Linie Unternehmen, die an den Wertschöpfungsstufen des Stromsektors teilnehmen oder für die der Stromverbrauch einen großen Teil der Kosten ausmacht (z.B. Stahl- und Eisenwerke), weshalb für diese Unternehmen eine Absicherung gegen negative Strompreisentwicklung von sehr großer Bedeutung ist.

Durch die Liberalisierung der Strommärkte sind die Risiken einer Marktteilnahme vor allem aufgrund der gestiegenen Preisvolatilität, den verkürzten Laufzeiten der Stromlieferverträge und gleichzeitig sinkenden Erzeugungskapazitäten deutlich gestiegen. ³² Vor allem die Volatilität muss ebenso wie die sich ändernden

²⁸ zu den Gründen für Regulierung und die Änderungen durch die Liberalisierung vgl. Rychwalski (2005), S. 21-34.

²⁹ generell bei homogenen Massenprodukten mit ähnlichen Kostenstrukturen wie Strom neigen Unternehmen besonders zur Kartellbildung, vgl. dazu Rychwalski (2005), S. 21-24.

³⁰ Vgl. Liedtke (2006), S. 159-182.

³¹ Vgl. Rudolph / Schäfer (2002), S. 166.

³² Vgl. Langerfeldt / Schulz / Zöckler (2005), S. 6-8.

^{Felix Rauch} 8 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Bedingungen am Strommarkt in das Risikomanagement antizipiert werden, weshalb gerade in Bezug auf den Strommarkt die Flexibilität des Risikomanagements von besonderer Wichtigkeit ist. Den Ablauf des Risikomanagements verdeutlicht folgende Abbildung.

Abbildung 2 Ablaufdiagramm des Risikomanagements im Strombereich

Quelle: Borgmann (2004), S. 105

Zuerst wird die Risikopolitik festgelegt, bei der die Unternehmensziele, Risikoeinstellung und die Umweltsituation mit einfließen. ³³ Risikovermeidung kommt bei einem Strompreisrisiko nur in seltenen Fällen in Frage, da auf den Stromverbrauch aufgrund der schwierigen Substituierbarkeit verzichtet werden kann. Nur für einige Großverbraucher kommt es in Betracht, auf ein Substitut wie z.B. Eigenerzeugung oder - bspw. bei einem Stahlwerk - Umstellung auf Kohlebrennöfen, zurückzugreifen. 34

³³ Vgl. Borgmann (2004), S. 105.

³⁴ Jedoch entstehen hierbei andere, mit dem Strompreisrisiko eng korrelierte Risiken, die ebenfalls gemanagt werden müssen.

^{Felix Rauch} 9 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Der nächste Schritt ist die Risikoidentifikation, bei der getrennt nach Risikotypen die relevanten Risiken festgestellt werden. Anschließend werden die als relevant befundenen Risiken bewertet, oder falls quantifizierbar, gemessen. Besondere Bedeutung hat hier die Strompreisprognose, die bestimmte Preisentwicklungen vorhersagen kann. Kozlowski empfiehlt aufgrund der Spezifikationen am Strommarkt Chart-Analysen. ³⁵ stochastische Modelle, neuronale Netze und Die

Strompreisprognose gibt zusammen mit anderen Daten wie z.B. dem prognostizierten Verbrauch Aufschluss über den Umfang des vorhandenen Preisrisikos.

Aus den bisherigen Schritten folgt die Entscheidung, wie das Risiko gesteuert wird. Eine Risikoakzeptanz bedeutet eine Hinnahme des Risikos, es werden keinerlei Absicherungsmaßnahmen getroffen. Eine Überwälzung ist z.B. in Form eines vertraglich festgelegten, variablen, bspw. am Rohölpreis orientierten, Preises möglich. Problematisch hingegen ist es, bei einer Strompreiserhöhung die Preise zu erhöhen, da zum einen eine längere Vertragsbindung verhindert, kurzfristige Preissprünge auf den Kunden abzuwälzen (aus der Sicht eines Energieerzeugers), und zum anderen eine Weitergabe der höheren Stromkosten durch Preiserhöhung meistens mit Umsatzeinbußen einher gehen würde (aus der Sicht eines stromverbrauchenden Unternehmens). Das Risiko selbst zu tragen kann sehr kostenintensiv sein, da es bspw. die Bildung hoher Rücklagen erfordern kann, um eventuelle Preissprünge von mehreren hundert Prozent abzufangen. 36

Derivate verfügen über einen Hebeleffekt (Leverage), d.h. man kann mit vergleichsweise geringem Kapitaleinsatz eine Absicherung vornehmen. ³⁷ Dadurch und durch die inzwischen leichte Handelbarkeit an der Börse stellen sie ein sehr wirksames Instrument zur Absicherung von Strompreisrisiken dar.

³⁵ Vgl. Kozlowski (2005), S. 165f.

³⁶ Vgl. Kratzheller (1997), S. 98-93, der eine Übersicht über die Abläufe und Möglichkeiten des Risikomanagements gibt.

³⁷ Vgl. Uszczapowski (1991), S. 55, 200f.

^{Felix Rauch} 10 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Auch wenn Strompreisderivate das wichtigste derivative Werkzeug zur Absicherung von den Strompreisrisiken darstellen, so ist eine teilweise Absicherung mit Derivaten, die eine hohe Korrelation zu Strompreisderivaten aufweisen (z.B. Kohlepreisderivate) oder weitere Derivate (z.B. Wetterderivate, der Betreiber eines Solarkraftwerkes sichert sich gegen schlechtes Wetter ab, um so sein Gesamtrisiko zu mindern) durchaus möglich. Beim Absichern mit zum Strompreis korrelierten Derivaten, dem sogenannten Cross-Hedging, ³⁸ entsteht jedoch ein zusätzliches Produktrisiko, das aus dem Abweichen der Wertentwicklung des abgesicherten Produkts zum Strom resultiert. Deshalb stellt das Cross-Hedging nur eine sinnvolle Alternative dar, wenn keine Stromderivate verfügbar sind oder die derivativen Risiken der Stromderivate (siehe Abschnitt 3.3) die Risiken der Cross-Hedging-Derivate übersteigen.

Die Ergebnisse der Risikosteuerung werden schließlich im Rahmen der Risikokontrolle einem kontinuierlichen Soll-Ist-Vergleich unterzogen. 39

Der Ablauf des Risikomanagements ist nicht als linearer Prozess zu verstehen, vielmehr ist es ein komplexer Prozess, bei dem ständig neue Informationen hinzukommen und es Sprünge zwischen den einzelnen Ablaufschritten geben kann.

3.2. Marktpreisrisiken

Aufgrund der in Abschnitt 2.2 behandelten Preisbildungsfaktoren ist der Strompreis größeren Preisschwankungen als die meisten anderen Güter unterworfen, woraus sich auch ein höheres Warenpreisrisiko ableitet. Das wird auch in folgender Abbildung des Spotmarktpreises an der EEX deutlich, die Preissprünge von bis zu 500% enthält.

³⁸ Vgl. Nabe / Borchert (1999), S. 9.

³⁹ Vgl. Borgmann (2004), S. 109f.

^{Felix Rauch} 11 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Abbildung 3 Preise und Handelsvolumen der Stundenkontrakte des Physical Electricity Index (Phelix)

Base (24 Stunden täglich) und Phelix Peak (8-20 Uhr werktags) der letzten zwölf Monate Quelle: European Energy Exchange (2007a)

Ein weiterer Bestandteil des Marktpreisrisikos ist das eng mit dem Warenpreisrisiko korrelierte Volumenrisiko, das die Gefahr für einen Stromerzeuger repräsentiert, dass die vertraglich festgelegte Menge an Strom kurzfristig nicht absetzbar oder lieferbar ist. Durch kurzfristigen oder unerwarteten Kundenwechsel kann es für Energieversorgungsunternehmen (EVU) zu Überkapazitäten bei der Stromerzeugung kommen, die eventuell mit Verlusten am Markt verkauft werden müssen (Kundenrisiko). Da das Wetter, wie in Abschnitt 2.2 beschrieben, einen starken Einfluss auf die Preisbildung hat, ist das Wetterrisiko ist ebenfalls ein wichtiger Bestandteil des Marktpreisrisikos. ⁴⁰ Durch eine drohende Veränderung der Schwankungsintensität ist als eine weitere Komponente des Marktpreisrisikos noch das Volatilitätsrisiko zu nennen. 41

⁴⁰ Vgl. Langerfeldt / Schulz / Zöckler (2005), S. 7-9.

⁴¹ Vgl. Borgmann (2004), S. 93.

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Aufgrund der Vielfältigkeit der Preisbildungsfaktoren gilt es, um das Marktpreisrisiko zu quantifizieren, noch weitere Einflussgrößen zu betrachten.

3.3. Derivate Risiken

Der Einsatz von Derivaten bringt neue, sogenannte derivative oder sekundäre Risiken mit sich. 42

Die Schwankungen bspw. eines Strompreisfutures stimmen vom Umfang und Vorzeichen her nicht vollständig mit dem Strompreis überein. Diese Abweichung zwischen dem Spotpreis und dem Terminmarkt nennt sich Basis, das daraus resultierende Risiko Basisrisiko. ⁴³ Zwischen dem absicherungsbedürftigen Risiko und den hierzu zu erwerbenden Derivaten, die nur in begrenzter Anzahl an Art und Umfang am Markt verfügbar sind, kommt also zwangsläufig durch die Differenz ein weiteres Risiko zustande.

Das Basisrisiko besteht aus den drei Faktoren Produktbasis, Zeitbasis und Ortbasis.

Aufgrund der Homogenität von Strom spielt die Produktbasis, die aus dem Unterschied zwischen dem abzusicherndem Produkt und dem Underlying (Basiswert, der den Wert des Derivats bestimmt) resultiert, keine Rolle. Jedoch gibt es hier ein Qualitätsrisiko, das derselben Risikokategorie wie das Produktrisiko zuzuordnen ist. Im Stromhandel ist der Strom z.B. in den USA in zwei Qualitätsklassen verfügbar: Firm Power, die eine höhere Liefergarantie innehat, und Non-Firm-Power, auch Economy-Power genannt. Die Qualitätsbasis entsteht aus dem Aufschlag, der in der Regel für den hochwertigeren Firm-Power bezahlt wird. 44

Die Zeitbasis spielt gerade bei Strom, dessen Herstellung zeitgleich mit dem Verbrauch stattfinden muss, eine sehr große Rolle. Überschüssiger Strom, auch wenn er billig oder abgesichert ist, kann nicht gespeichert werden, während hingegen bei

⁴² Vgl. Langerfeldt / Schulz / Zöckler (2005), S. 27.

⁴³ Vgl. Zimmermann (1996), S. 16-19.

⁴⁴ Vgl. Brummer / Pfennig / Schäfer (1999), S. 18.

^{Felix Rauch} 13 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

zusätzlichem Bedarf eventuell zusätzliche Stromkapazitäten mit hohem finanziellen Aufwand hinzugekauft werden müssen. Eine Zeitbasis von Null würde eine völlige zeitliche Übereinstimmung von abgesichertem Profil und physischem Lieferprofil voraussetzen, was aufgrund des unvollkommenen und unvollständigen Marktes nicht möglich ist. Die Ortsbasis beschreibt das zusätzliche Risiko, das aus der unterschiedlichen Preisentwicklung zwischen dem Ort der Absicherung und Ort der physischen Lieferung besteht. Besteht dieses Risiko innerhalb Deutschlands kaum, so könnte es vor allem in der Zukunft bei weiterem Ausbau des internationalen Handels an Gewicht gewinnen. 45

Das Marktliquiditätsrisiko wird verursacht durch die Gefahr, dass aufgrund von Marktenge (zu geringe Nachfrage oder zu geringes Angebot) die Preise für eine Absicherung zu hoch ausfallen. ⁴⁶ Das hat zur Folge, dass man entweder für einen höheren Preis absichern muss oder auf andere Derivate ausweichen muss, die zeitlich, räumlich oder produkttechnisch eine höhere Abweichung vom physikalischen Profil und somit ein höheres Basisrisiko aufweisen.

Daneben gibt es noch das Modellrisiko, dass das Risiko aus Fehlerhaftigkeit von Modellentwicklung, -implementierung und -anwendung beschreibt. Da der liberalisierte Strommarkt noch in einem frühen Stadium steckt, kann nur auf eine begrenzte Menge an historischen Daten zurückgegriffen werden. Des weiteren wird aufgrund der hohen Anzahl an Preisbildungsfaktoren beim Strom die Einschätzung erschwert. ⁴⁷ der Risiken zusätzlich Diese hohe Komplexität der

Risikomanagementmodelle ist zwangsläufig mit einer höheren Fehleranfälligkeit verbunden.

Durch die Weiterentwicklung des Stromhandels wird der Vollständigkeitsgrad automatisch weiter ansteigen, was zu einer Senkung der Basisrisiken führen kann.

⁴⁵ Vgl. Langerfeldt / Schulz / Zöckler (2005), S. 27-29.

⁴⁶ Vgl. Borchert / Schemm / Lintzel (2005), S. 226.

⁴⁷ Vgl. Langerfeldt / Schulz / Zöckler (2005), S. 29.

^{Felix Rauch} 14 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Jedoch lässt sich das Basisrisiko in der Praxis nie vollständig eliminieren, weshalb es immer Bestandteil einer Risikoanalyse sein muss.

Ein effizientes Risikomanagement setzt außerdem die Kalkulation und Verknüpfung von allen relevanten Risiken voraus, da die einzelne Betrachtung eines Risikos und dessen Steuerung nicht dessen Wechselwirkungen und Korrelationen mit anderen Risiken einkalkuliert.

Das derivative Management vom Strompreisrisiko muss also stets in Abstimmung mit dem gesamten Risikomanagement eines Unternehmens stehen. So muss kontrolliert werden, in wieweit das Strompreisrisiko mit anderen Preisrisiken und weiteren Risiken wie bspw. dem Kreditrisiko (Bonitätsrisiko), dem rechtlichen Risiko, dem operationalen Risiko oder dem Währungsrisiko ⁴⁸ korreliert. Die festgestellten Wechselwirkungen müssen in die Risikobewertung mit eingehen, da ansonsten bestimmte Risiken „zu gut“ abgesichert werden könnten.

4. Der derivative Strommarkt

4.1. Akteure und Handelsplätze des derivativen Strommarktes

Akteure am Derivatemarkt treten grundsätzlich mit dem Motiv an, ihr Risiko abzusichern (Hedging), zur Gewinnerzielung zusätzliche Risiken zu übernehmen (Spekulation, Trading) oder durch die Ausnutzung von Preisunterschieden risikolose Gewinne zu erzielen (Arbitrage). Die möglichen Risikostrategien werden in folgender Abbildung verdeutlicht.

⁴⁸ Vgl. Langerfeldt / Schulz / Zöckler (2005), S. 9-10.

^{Felix Rauch} 15 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Abbildung 4 Mögliche Risikostrategien von Marktteilnehmern

Quelle: Nabe / Borchert (1999): S. 6

Eine andere Betrachtungsweise sieht eine Unterteilung in physisch motivierte Handelsteilnehmer (Teilnehmer der Wertschöpfungsstufen wie Kraftwerksbetreiber), Handelsteilnehmer ohne physische Erfüllungsabsicht (Spekulanten) und handelsfördernde Markteilnehmer (Intermediäre wie Broker oder die Börse, die Angebot und Nachfrage zusammenführen und die Liquidität und

Umschlagshäufigkeit der Handelsprodukte fördern) vor. ⁴⁹ Der Handel findet meist innerhalb der Länder statt. Am Beispiel von Deutschland lässt sich die Entwicklung des Stromhandelsmarktes wie folgt in Phasen einteilen:

⁴⁹ Vgl. Borchert / Schemm / Lintzel (2005), S. 198-200.

^{Felix Rauch} 16 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

Abbildung 5 Indikation der Marktreife anhand der Transaktionsmengen über die Zeit Quelle: Federico / Kozlowski (2005): S. XVIII

Da sich der Markt noch in einem frühen Stadium (siehe gestrichelte Linie in Abbildung 5) befindet, ist davon auszugehen, dass in den nächsten Jahren viele neue Produkte auf den Markt kommen werden, die die Vollständigkeit des Marktes erhöhen und zur Komplexität des Stromhandels beitragen. Damit entstehen höhere Anforderungen in Bezug auf das Risikomanagementsystem und die Handelsstrukturen für die Akteure des Stromsektors. 50

1993 wurde mit der Gründung der norwegisch/schwedischen „NordPool“ der erste europäische Börsenhandelsplatz für Strom gegründet. 1999 folgten die „Amsterdamer Power Exchange“ (APX) und 2000 die deutschen Strombörsen „Leipziger Power Exchange“ (LPX) und die „European Energy Exchange“ (EEX). Die EEX in Leipzig

⁵⁰ Vgl. Ritzau / Hintze (2005), S. 247.

^{Felix Rauch} 17 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

entstand 2002 aus der Fusion von EEX in Frankfurt und der LPX und ist mit 158 Handelsteilnehmern aus über 16 Ländern, die 2006 Produkte im Wert von über 58 Mrd. € ⁵¹ gehandelt haben, die umsatzstärkste Strombörse in Kontinentaleuropa. ⁵² Weitere Strombörsen sind bspw. die Energy Exchange Austria, Powernext in Frankreich, die New York Mercantile Exchange und OMEL - Mercado del Electricidad in Spanien. ⁵³ 2003 wurden 20% der europäischen Stromerzeugung (2.200 TWh) über das europäische Verbundsystem gehandelt. ⁵⁴ Weitere Strombörsen sind in folgender Abbildung enthalten.

Abbildung 6 Standorte von Strombörsen weltweit

Quelle: Nabe / Borchert (1999): S. 2

⁵¹ Vgl. European Energy Exchange (2007b), S. 2.

⁵² Vgl. O.V. (2006), Strombörse Leipzig, S. 4.

⁵³ Vgl. VEÖ (2007), Links zu Strombörsen.

⁵⁴ Vgl. Rychwalski (2005), S. 126.

^{Felix Rauch} 18 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

4.2. Instrumente des Strompreismanagements

4.1.1 Der Handel am derivativen Strommarkt

Am kurzfristigen Spotmarkt wird Strom mit einem Zeithorizont von einem Tag oder über das Wochenende gehandelt und steht für ein direktes unmittelbares Geschäft von Strom gegen Geld. ⁵⁵ Am Spotmarkt der EEX werden Blöcke ab einer MWh stundenweise gehandelt oder es werden Blöcke gebildet, die eine längere Zeitspanne umfassen. Die Einteilungen erfolgen u. A. nach Tageszeit (Night, Morning, High Noon, Afternoon, Rush Hour, Evening), Verbrauchsniveau (Off-Peak I, Peakload, Off-Peak II) oder es werden die vollen 24 Stunden eines Tages gehandelt. 56

Der Spotmarkt dient dem Terminmarkt als Underlying, der sich in den außerbörslichen OTC-Handel (Over the Counter) und den Börsenhandel unterteilen lässt. Der OTC-Handel zeichnet sich aus durch individuelle Produkte und Vertragsgestaltung an einem unregulierten und unorganisierten Markt ohne Anonymität und mit geringer Transparenz, bei der das Bonitätsrisiko des Handelspartners getragen werden muss und ein Kreditrahmen notwendig ist. Der Börsenhandel dagegen, dessen Entstehung Rychwalski als Reifeprozess des Marktes ansieht, sorgt für Markttransparenz, Standardisierung, Absicherungsmöglichkeiten Transaktionskosten. ⁵⁷ und niedrigere Durch die individuellen

Gestaltungsmöglichkeiten der OTC-Geschäfte lässt sich bspw. die Zeitbasis reduzieren, da es hier im Gegensatz zu den standardisierten Produkten der Strombörsen möglich ist, das Derivat näher an die zeitlichen Präferenzen des Strombedarfs anzugleichen.

Derivate lassen sich auch in bedingte und unbedingte Termingeschäfte. Während ein unbedingtes Termingeschäft immer eingelöst werden muss, so hat bei dem bedingten Termingeschäft zumindest eine Seite die Möglichkeit, das Geschäft fallen zu lassen.

⁵⁵ Vgl. Hensing / Pfaffenberger / Ströbele (1998), S. 153.

⁵⁶ Vgl. Lokau / Ritzau (2005), S. 65-67.

⁵⁷ Vgl. Rychwalski (2005), S. 119f.

^{Felix Rauch} 19 Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

4.1.2 Unbedingte Termingeschäfte: Swaps / Forwards / Futures auf den Strompreis

Unbedingte Derivate lassen sich in Forwards, Swaps und Futures einteilen. Da sie immer erfüllt werden müssen, haben sie ein symmetrisches Gewinn- und Verlustprofil. ⁵⁸ Sichert man sich also z.B. gegen steigende Energiepreise mit einem unbedingten Termingeschäft ab, so wird gleichzeitig das Potential eines Gewinns bei fallenden Energiepreisen beschnitten.

Swaps haben sich in ihrer Anfangszeit in den 80er Jahren überwiegend auf Währungs- und Zinsgeschäfte bezogen, sind aber seit Anfang der 90er Jahre etablieren sich mehr und mehr Swapgeschäfte mit anderen Underlyings, darunter Energie. ⁵⁹ Ein Swap sei ein rein finanzielles außerbörsliches Tauschgeschäft, bei dem ein fluktuierender Spotpreis oder Index gegen einen Fixpreis getauscht wird. Neben dieser typischen Form (fixed for floating-Swaps, plain vanilla-Swaps) ist es mit Swaps auch möglich, Risiko-Exposures verschiedener Netzknoten (Hubs) zu tauschen oder den Strompreis in off-Peak Perioden abzusichern, was an einigen Strombörsen nicht möglich ist. ⁶⁰ So könnten bspw. zwei Industrieunternehmen mit hohem Strombedarf und unterschiedlicher Erwartungshaltung ihre Risiken austauschen. Während Unternehmen A einen Vertrag zum billigen Strombezug mit fixem Preis hat, aber sinkende Strompreise erwartet, so rechnet B mit steigenden Preisen, hat keinen festen Vertrag und ist so auf die Marktpreise angewiesen. Durch ein Swap-Geschäft könnte A seinen Fixpreis mit einem gewissen Aufschlag an B weitergeben, während B im Gegenzug das Preisrisiko an A weiterreicht. Am Ende des Swapgeschäfts werden die Preisunterschiede aufgerechnet und das Unternehmen mit einem Defizit muss eine Ausgleichszahlung leisten.

⁵⁸ Vgl. Rudolph / Schäfer (2002), S. 23.

⁵⁹ Vgl. Willnow (1996), S. 47f.

⁶⁰ Vgl. Nabe / Borchert (1999), S. 9f.

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Strom-Forwards sind außerbörslich gehandelte Termingeschäfte, die aus einer Vereinbarung zu einer Stromlieferung an einem in der Zukunft liegenden Zeitraum zu einem bestimmten Preis bestehen. In der Praxis sind sie aufgrund ihrer nötigen hohen Spezifikation, die aus den gegebenen Eigenschaften des Stroms resultiert, nur schwer handelbar und weisen hohe Transaktionskosten auf. ⁶¹ Vor allem bei kurzfristigem Handel oder der Spekulation stellen deshalb die standardisierten, börsengehandelten Forwardkontrakte, die Futures, eine vorteilhaftere Alternative dar.

Futures sind in Bezug auf Menge, Qualität, Zeitdauer / -spanne der Übergabe standardisiert und werden in der Energiebranche üblicherweise vor dem vereinbarten Termin durch ein entsprechendes Gegengeschäft glattgestellt. 62

Beispiele für Strom-Futures sind die an der EEX gehandelten Phelix-Futures und die NYMEX-Futures. Die Phelix-Futures werden als Grundlast-Futures mit dem Phelix-Base, der sich aus dem Durchschnitt der Stundenauktionen am Spotmarkt im Marktgebiet Deutschland und Österreich errechnet, als Underlying oder als Spitzenlast-Future mit dem Phelix-Peakload, der sich auf die Stundenpreise der Spitzenlastzeiten bezieht, als Underlying gehandelt und sind an der EEX für den aktuellen Monat, die nächsten sechs Monate, sieben Quartale oder sechs Jahre verfügbar. Sie werden finanziell erfüllt und kosten 1,5 Cent Börsenentgelt und 0,5 Cent Clearingentgelt pro kWh. ⁶³ Der Phelix-Future steigt also mit dem Spotmarktpreis im Wert, weshalb er bspw. von einem Industriebetrieb mit hohem Stromverbrauch bei einer Absicherung gegen steigende Strompreise gekauft und bspw. von einem Stromerzeuger zur Absicherung gegen sinkende Strompreise verkauft werden kann. Folgende Abbildung zeigt stark vereinfacht den Wirkungsmechanismus eines Futures aus der Sicht eines Stromverbrauchers.

⁶¹ Vgl. Nabe / Borchert (1999), S. 2.

⁶² Vgl. Hensing / Pfaffenberger / Ströbele (1998), S. 153f.

⁶³ Vgl. European Energy Exchange (2007c).

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Abbildung 7 Vollständiger Hedge des Strompreises mit einem Future

Quelle: Eigene Darstellung

Aufgrund der Transaktionskosten und den Abweichungen des Futures von der physikalischen Position ist jedoch ein vollständiger Hedge, der das Strompreisrisiko komplett eliminiert, in der Praxis nicht möglich.

4.1.3 Bedingte Termingeschäfte: Optionen auf den Strompreis

Durch die Möglichkeit des Verfallenlassens bei negativer Preisentwicklung bieten Optionen die Möglichkeit, sich gegen negative Preisentwicklungen abzusichern, ohne dabei auf den Profit einer positiven Preisentwicklung verzichten zu müssen. 64

Durch die Kombinationen von Calls (Kaufoptionen) und Puts (Verkaufsoptionen), die gekauft (Long Position) oder verkauft (Short Position) werden, lassen sich je nach Erwartungshaltung und Absicherungsbedürfnis folgende Handlungsempfehlungen ableiten.

⁶⁴ Vgl. Langerfeldt / Schulz / Zöckler (2005), S. 26.

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Abbildung 8 Hedging-Instrumente im Überblick

(Quelle: Langerfeldt / Schulz / Zöckler (2005), S. 26)

Der Long (Short) Straddle bezeichnet den Kauf (Verkauf) von jeweils einem Call und einem Put mit dem gleichen Basiswert. Der Strangle funktioniert nach dem gleichen Prinzip, nur dass hier der Call einen höheren Basiswert aufweist als der Put. Bspw. ein Long Straddle / Strangle befindet sich im Geld, wenn der Strompreis bei Einlösung der Optionen eine gewisse Schwankungsbreite überschritten hat.

Durch Kombination der Optionen ist es auch möglich, mittels eines inzwischen im Energiehandel etablierten Collars das Preisrisiko auf eine bestimmte Bandbreite zu begrenzen. Dabei muss, falls das Risiko steigender (sinkender) Preise besteht, ein Long (Short) Call mit hohem Preis und ein Short (Long) Put mit niedrigem Preis kombiniert werden. ⁶⁵ Bei einem Corridor hingegen, der aus einem Long Call (Put) und einem Short Call (Put) geformt wird, ist man nur in einer gewissen Bandbreite abgesichert. Außerhalb dieser Bandbreite ist man dem Preisrisiko ausgesetzt. 66

⁶⁵ Vgl. Borgmann (2004), S. 130.

⁶⁶ Vgl. Rudolph / Schäfer (2005), S. 145.

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An der EEX werden Optionen auf die jeweils nächsten fünf Phelix-Base-Month-Futures (Phelix-Base-Month-Option), die jeweils nächsten sechs Phelix-Base-Quarter-Futures (Phelix-Base-Quarter-Option) und die jeweils nächsten drei Phelix-Base-Year-Futures (Phelix-Base-Year-Option) gehandelt. In Anbetracht der momentanen Entwicklung der Strombörsen wird sich das Angebot von Optionen weiter erhöhen und so durch die größere Annäherung der Derivate an die Risikoposition die Absicherungsmöglichkeiten erweitern.

5. Zusammenfassung

Der sich wandelnde Strommarkt und die sich rasant entwickelnden Strombörsen machen das Strompreis-Risikomanagement in der Zukunft zu einer großen Herausforderung. Eine genaue Beobachtung des Marktes ist empfehlenswert, jedoch gestaltet sich eine Prognose gerade der langfristigen Entwicklung aufgrund der vielfältigen Einflüsse wirtschaftlicher, technologischer und politischer Natur äußerst schwierig. Gesetzliche Veränderungen wie z.B. die diskutierte völlige Entkopplung von Stromnetz und Kraftwerken könnten zu grundlegenden Veränderungen des gesamten Strommarktes führen. Möglich wäre auch die europaweite Einführung eines Gleichstromnetzes, die einen fast widerstandslosen Stromtransport zulässt und so viele Akteure am Strommarkt zusammenführen könnte. 67

Durch den Einsatz von Derivaten lassen sich Preisrisiken absichern, jedoch entstehen dadurch derivative Risiken. Durch die weitere Entwicklung an den Strombörsen werden neue Produkte entstehen, die mehr Gestaltungsspielraum zulassen und so die derivativen Risiken mindern könnten. Wie am Beispiel des Strommarktes deutlich wird, führen die speziellen Eigenschaften eines Handelsguts zu einer individuellen Marktstruktur, die das Managen von Preisrisiken mit Derivaten entscheidend bestimmt. Die unterschiedlichen Energieträger weisen vielfältige

Preisbildungsfaktoren auf, die beim Risikomanagement besonders berücksichtigt

⁶⁷ Vgl. Dworschak (2007), S. 160.

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werden müssen. Nur so kann das derivative Energiepreis-Risikomanagement langfristig zielführend und effizient durchgeführt werden.

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