Management von Energiepreisrisiken mit Derivaten

INHALTSVERZEICHNIS

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

1. EINLEITUNG

2. BESONDERHEITEN DES STROMMARKTES
2.1. DIE BESONDEREN EIGENSCHAFTEN DES GUTES STROM
2.2. PREISBILDUNGSFAKTOREN BEIM STROM

3. DERIVATIVES STROMPREIS-RISIKOMANAGEMENT
3.1. DAS STROMPREISRISIKO IM RISIKOMANAGEMENTPROZESS
3.2. MARKTPREISRISIKEN
3.3. DERIVATE RISIKEN

4. DER DERIVATIVE STROMMARKT
4.1. AKTEURE UND HANDELSPLÄTZE DES DERIVATIVEN STROMMARKTES
4.2. INSTRUMENTE DES STROMPREISMANAGEMENTS
4.1.1 Der Handel am derivativen Strommarkt
4.1.2 Unbedingte Termingeschäfte: Swaps / Forwards / Futures auf den Strompreis
4.1.3 Bedingte Termingeschäfte: Optionen auf den Strompreis

5. ZUSAMMENFASSUNG

LITERATURVERZEICHNIS

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

ABBILDUNG 1 EINFLUSSFAKTOREN AUF DEN STROMPREIS

ABBILDUNG 2 ABLAUFDIAGRAMM DES RISIKOMANAGEMENTS IM STROMBEREICH

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

ABBILDUNG 4 MÖGLICHE RISIKOSTRATEGIEN VON MARKTTEILNEHMERN

ABBILDUNG 5 INDIKATION DER MARKTREIFE ANHAND DER TRANSAKTIONSMENGEN ÜBER DIE ZEIT

ABBILDUNG 6 STANDORTE VON STROMBÖRSEN WELTWEIT

ABBILDUNG 7 VOLLSTÄNDIGER HEDGE DES STROMPREISES MIT EINEM FUTURE

ABBILDUNG 8 HEDGING-INSTRUMENTE IM ÜBERBLICK

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 Gazprom⁴ 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 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 beiträgt⁷), 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 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 Monopols¹⁰ 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 gesetzt¹⁴, die eine hohe Marktkonzentration zur Folge hat, so dass heute in Deutschland nur vier 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 möglich¹⁶ 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.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 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 Vorjahresmonat²¹ 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 Versorgungsauftrages²⁷ des Staates und den Eigenschaften des Strommarktes sehr stark ausgeprägt sind²⁸ 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

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 in dieser Leseprobe nicht enthalten

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

[...]

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.

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.

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.

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.

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

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

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.

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.

³³ Vgl. Borgmann (2004), S. 105.

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