Durch die fortschreitende Liberalisierung befindet sich der Markt für Erdgas im Umbruch. Bedingt dadurch, dass in der Vergangenheit Netz und Handel von Erdgas in einer Hand lagen, gab es natürliche (regionale) Monopole der großen Gaskonzerne und Regionalversorger. Heute ist der Markt durch staatliche Eingriffe geprägt. Das Gasnetz und der Gashandel müssen nach der Einführung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer Gesetze organisatorisch und auch rechtlich getrennt betrachtet werden. Dies bedingt, dass nur noch das Gasnetz ein natürliches, allerdings staatlich reguliertes Monopol ist. Der Gashandel findet sich im freien Wettbewerb wieder. Durch das Aufbrechen dieser alten Marktstrukturen drängen neue Wettbewerber auf den Markt. Parallelen sind hier auf dem deutschen Strommarkt zu sehen, der einen ähnlichen Wandel vollziehen musste und sich immer noch stark in diesem Veränderungsprozess befindet.
All diese Veränderungen bewirken, dass Regionalversorger wie z.B. Stadtwerke umdenken und sich neu strukturieren müssen. Um weiterhin eine gewünschte Handelsmarge erzielen zu können, muss aufgrund der Homogenität und der damit verbundenen Ersetzbarkeit des Produktes vor allem eine Kostensenkungsstrategie verfolgt werden. Zur Verfolgung dieser Strategie sind mehrere Wege denkbar. Grundsätzlich kann entweder der Fixkostenblock des Unternehmens gesenkt werden oder man versucht, die variablen und damit vor allem die Bezugskosten zu senken.
Die Strategie der Fixkostensenkung kann zurzeit vor allem darin beobachtet werden, dass Gasversorger untereinander kooperieren oder sogar fusionieren und sich damit zu größeren Einheiten zusammenschließen um Synergiepotentiale auszuschöpfen.
Um die Bezugskosten und damit die variablen Kosten zu senken, bieten sich durch den Aufbau der neuen Markstrukturen ein Vielfaches mehr an Möglichkeiten als es zuvor gab. Früher war es üblich, dass Regionalversorger vollstrukturiert beliefert wurden, d.h. sie hatten nur einen Bezugsvertrag mit einem großen Anbieter, der sie immer und zu jedem Zeitpunkt mit der benötigten Menge an Erdgas belieferte. Die Kosten des Bezugs wurden in voller Höhe über Tarifpreiserhöhungen oder -senkungen an den Endverbraucher weitergegeben. Es bestand also ein sehr geringes Risiko.
Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung
2 Marktstrukturen in der liberalisierten deutschen Gaswirtschaft
2.1 Die Liberalisierung und ihre Auswirkungen auf Transport und Handel
2.2 Produkte und Preisbildung an der Börse und im OTC- Handel
2.3 Portfoliomanagement im Erdgashandel
3 Notwendigkeit von Risikomanagement und -controlling im Erdgashandel
4 Ausgestaltung des Risikocontrollings im Erdgashandel
4.1 Risikoidentifikation
4.1.1 Durchführung einer Marktanalyse
4.1.2 Durchführung einer Portfolioanalyse
4.1.2.1 Ableitung der Marktpreisrisiken auf das Portfolio
4.1.2.2 Identifikation offener Mengenpositionen
4.1.2.3 Identifikation von Adressenausfallrisiken
4.1.2.4 Risiken aus der Marktliquidität
4.2 Risikobewertung
4.2.1 Bewertung von Marktpreisrisiken
4.2.1.1 Bewertung zu Marktpreisen
4.2.1.2 Berechnung von Risikokennzahlen
4.2.1.2.1 Berechnung der Volatilität
4.2.1.2.2 Value-at-Risk
4.2.1.2.3 Profit-at-Risk
4.2.2 Bewertung des Mengenrisikos
4.2.3 Bewertung der Adressenausfallrisiken
4.2.4 Bestimmung des Portfoliowertes und der Risikokapitalauslastung
4.2.5 Stress-Testing
4.3 Risikosteuerung und Überwachung
4.3.1 Steuerung von Marktpreisrisiken
4.3.1.1 Begrenzung der offenen Positionen
4.3.1.2 Steuerung über Limitsysteme
4.3.1.3 Optimierung durch derivative Finanzinstrumente
4.3.2 Steuerung von Mengenrisiken
4.3.2.1 Begrenzung der offenen Positionen
4.3.2.2 Optimierung durch derivative Finanzinstrumente
4.3.2.3 Aufbau und Nutzung von Flexibilitäten
4.3.3 Steuerung von Adressenausfallrisiken
4.4 Risikokontrolle
4.5 Risikoberichterstattung
5 Abschließende Bewertung und Ausblick
Zielsetzung & Themen
Die vorliegende Diplomarbeit hat zum Ziel, einen systematischen Überblick über das Risikocontrolling als integralen Bestandteil eines erfolgsorientierten Risikomanagements in der Erdgasbeschaffung zu geben, um Regionalversorgern die methodische Bewältigung der durch den Marktumbruch entstandenen Risiken zu ermöglichen.
- Marktstrukturen in der liberalisierten deutschen Gaswirtschaft
- Methoden der Risikoidentifikation und -bewertung (Value-at-Risk, Profit-at-Risk)
- Steuerungsinstrumente für Preis- und Mengenrisiken im Energiehandel
- Einsatz derivativer Finanzinstrumente und Absicherungsstrategien
- Anforderungen an Risikokontrolle und -berichterstattung
Auszug aus dem Buch
4.2.1.2.2 Value-at-Risk
„Value-at-Risk [(im folgenden VaR)] ist die in Geldeinheiten ausgedrückte negative Wertveränderung eines Portfolios, die mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit, auf Grund von Marktpreis- oder Bonitätsänderungen, während einer bestimmten Periode, die erforderlich ist, um die Position zu sichern oder aufzulösen, nicht überschritten wird. Die Wahrscheinlichkeit wird als Konfidenzniveau bezeichnet. Übliche Konfidenzniveaus zur Beurteilung von Handelsrisiken sind 99 % oder 95 %. Die Periode, von der angenommen wird, dass sie ausreicht um das Portfolio zu schließen, wird als Haltedauer bezeichnet.“ Die Haltedauer wird je nach Liquidität des entsprechenden Produkts festgelegt.
Aufgrund seiner Art und Weise der Definition und Quantifikation von Risiko wird der VaR als Downside-Risikomaß eingeordnet, das das Risiko mit dem Unterschreiten des Erwartungswertes verbindet und es anhand eines maximal möglichen Verlustes misst. „Anders als bspw. Szenarien es leisten, wird durch den VaR daher nicht das wahrscheinliche Eintreten einer Plangröße selbst beschrieben, sondern der Verlust als die mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht überschrittene Abweichung von der Plangröße.“
Der Anwendung des VaR-Modells liegen einige Annahmen und Voraussetzungen zugrunde, die erfüllt sein müssen, um gültige Aussagen zum Ausmaß des Risikos im Sinne des Modells treffen zu können: Es liegen fixierte Kontrakte vor, d.h. Zahlungsverpflichtungen bzw. Rechte auf den Erhalt von Zahlungen stehen fest. Die Kontrakte sind dabei standardisiert, um die zur Preisbildung erforderliche Fungibilität zu gewährleisten. Es handelt sich um marktgehandelte Kontrakte, deren Preisbildung kurzfristig an Märkten erfolgt, welche sich durch hohe Transparenz, Reaktionsgeschwindigkeit und ausreichende Liquidität auszeichnen. Der Betrachtungs- und Prognosezeitraum ist relativ kurzfristig, um eine gewisse Stabilität des Betrachtungsmodels zu gewährleisten.
Zusammenfassung der Kapitel
1 Einleitung: Die Einleitung stellt den durch Liberalisierung geprägten Umbruch der Gaswirtschaft dar und leitet die Notwendigkeit eines effektiven Risikocontrollings zur Sicherung der Marktposition von Regionalversorgern ab.
2 Marktstrukturen in der liberalisierten deutschen Gaswirtschaft: Dieses Kapitel erläutert die Auswirkungen der Liberalisierung, das Unbundling-Prinzip sowie die Entstehung virtueller Handelspunkte und die Preisbildung durch Substitutionsenergien.
3 Notwendigkeit von Risikomanagement und -controlling im Erdgashandel: Hier werden die unternehmerische und gesetzliche Notwendigkeit eines Risikomanagementsystems sowie die Rolle des Risikocontrollings als unterstützende Instanz definiert.
4 Ausgestaltung des Risikocontrollings im Erdgashandel: Dieser Hauptteil beschreibt detailliert den Prozess von der Identifikation über die Bewertung (mittels VaR/PaR) bis hin zur Steuerung und Kontrolle der Risiken.
5 Abschließende Bewertung und Ausblick: Das abschließende Kapitel fasst die wesentlichen Erkenntnisse zusammen und wagt einen Ausblick auf die künftige Bedeutung des Risikocontrollings angesichts zunehmender Wettbewerbsintensität.
Schlüsselwörter
Risikocontrolling, Erdgasbeschaffung, Liberalisierung, Regionalversorger, Marktpreisrisiko, Mengenrisiko, Value-at-Risk, Profit-at-Risk, Portfoliomanagement, Derivate, Hedging, Energiehandel, Risikostrategie, Adressenausfallrisiko, Marktliquidität
Häufig gestellte Fragen
Worum geht es in dieser Arbeit grundsätzlich?
Die Arbeit beschäftigt sich mit der Etablierung eines Risikocontrollings in Regionalversorgungsunternehmen, die durch den liberalisierten Erdgasmarkt mit neuen, unbekannten Risiken konfrontiert sind.
Was sind die zentralen Themenfelder der Arbeit?
Zu den Schwerpunkten zählen die Risikoidentifikation, die quantitative Risikobewertung mittels Kennzahlen, die Steuerung der Risiken durch operative und strategische Maßnahmen sowie die Kontrolle und Berichterstattung.
Was ist das primäre Ziel der Untersuchung?
Das Ziel ist es, einen systematischen Überblick über das Risikocontrolling als Bestandteil eines integrierten Risikomanagements zu bieten, um den Unternehmenserfolg bei größtmöglicher Effizienz zu sichern.
Welche wissenschaftlichen Methoden werden verwendet?
Die Arbeit nutzt Literaturanalysen zu Marktstrukturen und Risikomanagement-Konzepten sowie mathematische Ansätze zur Risikoquantifizierung, wie etwa die Value-at-Risk-Methode.
Was wird im Hauptteil der Arbeit behandelt?
Der Hauptteil gliedert sich in die Identifikation verschiedener Risikoarten, deren Bewertung mittels verschiedener Modelle (VaR, PaR) sowie die Steuerung durch Absicherungsinstrumente wie Futures, Swaps und Optionen.
Welche Schlüsselbegriffe charakterisieren die Arbeit?
Typische Begriffe sind Risikocontrolling, Erdgasbeschaffung, Marktpreisrisiken, Portfoliomanagement und Hedging.
Warum ist die Unterscheidung zwischen VaR und PaR für Regionalversorger wichtig?
Während der VaR für standardisierte Produkte geeignet ist, hilft der PaR dabei, Risiken aus nicht-standardisierten Geschäften sowie flexiblen Positionen, wie beispielsweise in Erdgasspeichern, besser abzubilden.
Welche Rolle spielen Wetterderivate in diesem Kontext?
Wetterderivate dienen als Instrument zur Absicherung des Mengenrisikos, indem sie das Versorgungsunternehmen vor den negativen finanziellen Auswirkungen unvorhersehbarer Temperaturentwicklungen schützen.
- Quote paper
- Ulrich Wember (Author), 2008, Risikocontrolling im Rahmen der Erdgasbeschaffung eines Regionalversorgers, Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/120739
