Risikomanangement im Stromgroßhandel

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung

1 Risikomanagement im Stromgroßhandel
1.1 Notwendigkeit des Risikomanagements
1.2 Rahmenbedingungen für das Risikomanagement
1.2.1 Institutionelle Rahmenbedingungen
1.2.2 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
1.3 Risikobegriff
1.4 Risiken im Stromgroßhandelsgeschäft
1.5 Begriff des Risikomanagements
1.6 Risikomanagementprozess
1.6.1 Risikopolitik und Risikostrategie
1.6.2 Risikoidentifikation
1.6.3 Risikoanalyse und -bewertung
1.6.4 Risikosteuerung
1.6.5 Risikomonitoring und -reporting
1.7 Risiko-Strategien im Stromhandel
1.7.1 Hedging
1.7.2 Arbitrage
1.7.3 Proprietärer Handel
1.7.4 Market Making
1.7.5 Spekulation
1.7.6 Spreading

Literaturverzeichnis (inklusive weiterführender Literatur)

Bücher

Zeitschriften

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Produkte im Stromgroßhandelsportfolio

Abbildung 2: Institutionelle Rahmenbedingungen für das Risikomanagement

Abbildung 3: Risikobegriff im engeren und weiteren Sinn

Abbildung 4: Risiken entlang der Stromhandelswertschöpfungskette

Abbildung 5: Risikomanagement-Prozess im Stromgroßhandel

Abbildung 6: Risiko-Strategien im Stromgroßhandel

Abbildung 7: Arbitragemöglichkeiten nach Marktreifegrad

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Den Stromgroßhandel gibt es nicht erst seit den Liberalisierungsbestrebungen der Europäischen Union, sondern die Stromversorger handeln seit Jahrzehnten mit Elektrizität. Jedoch unterscheidet sich der Stromgroßhandel in den Aufgaben und Motiven von vor mit dem nach der Strommarktliberalisierung. Strom in großen Mengen wurde seit jeher gekauft und verkauft, wobei es sich weniger um den gewinnorientierten oder hedgenden Stromhandel, als mehr um einen kurzfristigen Austausch von Elektrizität zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit und Optimierung des eigenen Stromabsatzes, handelte. Bis Anfang der neunziger Jahre waren Stromhandelsmärkte durch eine monopolistisch staatliche Regulierung gekennzeichnet, wobei sich der Stromhandel ausschließlich innerhalb der Staatsgrenzen der europäischen Mitgliedsstaaten abspielte. Der Großhandel mit Strom beruhte auf zweiseitigen Lieferverträgen, die bilateral mit dem Käufer und Verkäufer oder dessen Vorlieferanten abschlossen wurden. Vor allem Stadtwerke und kleine Stromversorger deckten ihren Zusatzbedarf über fix vorgegebene Stromerzeuger, die ein Gebietsmonopol innehatten, ab und waren meist durch langjährige Stromliefervertrage gebunden. Große Stromkonzerne waren auch auf Ausgleichslieferungen von Konkurrenzunternehmen angewiesen, jedoch wurden diese nicht mit Geld sondern mit Ausgleichslieferungen bezahlt. Diese Zeit war von kaum volatilen Strompreisen innerhalb der Monopolgrenzen bestimmt, da einerseits eine Konkurrenz ausgeschlossen war und anderseits der Stromerzeuger als vertikal integriertes Unternehmen auftrat, in dessen Besitz die Wertschöpfungsstufen Erzeugung, Transport, Handel und Vertrieb waren.

Der wettbewerbsorientierte Stromgroßhandel und somit die Funktion des Stromgroßhändlers wie er heute vorherrscht, entstand erst mit der EU-Strommarktliberalisierung. Wurde vor der Liberalisierung der Stromgroßhandel gänzlich zwischen Vollversorger und Endkunde abgewickelt, so kommt seit der Liberalisierung dem organisatorisch und funktional getrennten Stromgroßhandel eine besondere Bedeutung zu. Im Sinne der Stromhandelswertschöpfungskette stellt der Stromhandel das Bindeglied zwischen Stromproduktion und Stromvertrieb dar und ist somit indirekt die Verbindung zwischen Stromerzeugung und Endverbraucher. Zu Beginn der Liberalisierung galt der Stromgroßhandel als neue und unbekannte Disziplin im Energiehandelsgeschäft, wobei aber auf die Erfahrungen aus anderen Commodity-Bereichen wie Öl zurückgegriffen werden konnte. Es gilt jedoch zu berücksichtigen, dass das Commodity Strom physikalisch zu liefern ist und die Gesetze der Physik eingehalten werden müssen. Auch aufgrund der Eigenschaften des Commodities Strom ist ein direkter Vergleich mit anderen Energieträgern nicht möglich, was bei der Bewertung des Marktpreisrisikos dementsprechend zu berücksichtigen ist. Technisch gesehen bezeichnet Stromgroßhandel den Warenaustausch auf Höchstspannungsebene, der sich auf reine Stromlieferungen und finanzielle Geschäfte auf Elektrizität bezieht.

Wie jedes Handelgeschäft findet auch der Stromhandel statt, um Angebot und Nachfrage in Einklang zu bringen, wobei dieser hauptsächlich zwischen den großen nationalen und internationalen Stromkonzernen, neuen Stromhändlern, unabhängigen Stromerzeugern und wenigen Stadtwerken, sowie an den Strombörsen stattfindet. Der physische Stromhandel wird hauptsächlich zur Beschaffungsoptimierung, also zur Optimierung des Einsatzes des eigenen Kraftwerksparks, durchgeführt und liefert einem vertikal integrierten Stromversorger alle Daten zur Kraftwerksoptimierung sowie Daten zur Vertriebssteuerung. Seit der Implementierung von börslichen Stromterminmärkten stehen den Marktteilnehmern jederzeit transparente Preise für ihre derivativen Absicherungsgeschäfte zur Verfügung. Im bilateralen Stromgroßhandel basierten die Absicherungsinstrumente Ende der neunziger Jahre auf Strompreisindices wie etwa dem deutschen GPI oder dem schweizerischen SWEP. Heute werden hauptsächlich die Preise von Strombörsen als Referenzpreise für bilaterale Stromhandelsgeschäfte herangezogen, was an den geringfügigen Unterschieden zwischen den Börse- und den OTC-Strompreisen erkennbar ist.

Den Stromversorgern ist es möglich, im Zuge des Fahrplanmanagements die Liefer- und Leistungspflichten in Termin- und Spotmarktprodukte zu zerlegen und zu handeln. Die Zusammenfassung aller Motive des Stromhandels und der dazu benötigten Stromhandelsprodukte kann als Portfoliomanagement verstanden werden. Wie in der nachfolgenden Abbildung ersichtlich, setzt sich das Stromhandelsportfolio eines Stromhändlers aus den verschiedensten physischen und derivativen Produkten zusammen. So werden neben den täglichen Optimierungsgeschäften am Spothandel auch Fahrpläne, Strom-Optionen zur Bedarfsoptimierung, Forwards für Lieferungen in der Zukunft und Termingeschäfte mit einem Zeithorizont bis hin zu fünf Jahren gesteuert. Durch die Entwicklung von Spot- und Terminmärkten hat sich der Stromgroßhandel hat gravierend geändert. Stark steigenden Brennstoffpreise, zunehm-

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Produkte im Stromgroßhandelsportfolio

[Quelle: E.ON]

ende Wetterturbulenzen, der vorgeschriebene Einsatz von Emissionszertifikaten, Vorwurf der Strommarktmanipulation sowie der Konkurs von Enron und die dadurch in Mitleidenschaft gezogenen Marktliquidität, haben erhebliche Unsicherheit und neu zu erkennende Risiken in die einst so sichere Strombranche gebracht. Das kurzfristige Geschäft über Spotmärkte unterliegt erheblichen Preisvolatilitäten und führt somit zu erheblichen Marktpreisrisiken, deren Besicherung vermehrt mittels Stromderivaten wie Forwards, Futures, Optionen oder Swaps erfolgt. Eine fehlende bzw. falsche Absicherungsstrategie gegen Preisrisiken mittels derivater Instrumente kann auch, wie am Beispiel der Metallgesellschaft, fatal enden.^[1] Der Einsatz von Stromderivaten dient aber nicht nur dem Hedging von Marktpreisrisiken sondern auch zur Verfolgung der Strategie der Spekulation, die aber von nur sehr wenigen Stromhandelsunternehmen verfolgt wird.

Mit der Liberalisierung des Stromhandels hatten viele neue Marktteilnehmer diesen neuen Handelsmarkt betreten und auch bald wieder verlassen. So standen zu Beginn der Strommarktliberalisierung viele amerikanische Stromhandelsunternehmen, die ihre Stromhandelszentrale in England und Deutschland eröffneten, im Fokus der Stromhandelsbranche. Im Mittelpunkt des amerikanischen Engagements stand der Stromriese Enron, der mit seinen amerikanischen Mitstreitern für einen großen Liquiditätszufluss sorgte und somit viele kleine, jedoch finanzschwache und „non-rated“ Stromhandelsteilnehmer anlockte. Das jähe Ende des Enron-Gastspiels, das schließlich mit dem Konkurs des Stromgiganten endete, löste den Abzug aller amerikanischen Stromhandelshäuser aus, wodurch es zu einem drastischen Liquiditätseinbruch an den europäischen Strommärkten kam. Viele Stromhandelshäuser erlitten in dieser Zeit einen beträchtlichen, teilweise existenzbedrohlichen finanziellen Schaden aus Geschäftsbeziehungen mit Enron, wodurch ihre Ratings von den führenden Rating-Agenturen nach unten gesetzt wurden. Zu diesem Zeitpunkt war die seit Jahrzehnten geschützte Strombranche erstmals mit dem Kreditrisiko im Stromgroßhandel konfrontiert.

Der durch dieses Stromhandelsdilemma ausgelöste „Credit-Crunch“ hatte aber auch seine heilende Wirkung für die Stromhandelsbranche. Die Stromhandelshäuser lernten aus dieser Krise, verbesserten ihr Kreditrisikomanagement und implementierten strenge Limitsysteme, wodurch viele finanzschwache Geschäftspartner nur reglementiert oder gar nicht zum Stromhandel zugelassen wurden. Jedoch nicht nur die Stromhandelshäuser, die fast ausschließlich im bilateralen Stromhandel tätig waren, reagierten auf diese Krise. So bieten seit der Zeit nach Enron einige Strombörsen auch ein OTC-Clearing an, welches ein Kontrahentenrisiko ausschließt, da die Börse als zentraler Counterpart auftritt und offene Stromhandelspositionen mittels täglichem Margining ausgeglichen werden müssen.. Somit konnte mit der Implementierung des OTC-Clearings an Strombörsen ein wirkungsvolles Instrument gegen das Kreditrisiko im Stromgroßhandel geschaffen werden.

Neben den risikobedingten Erfordernissen zur Institutionalisierung eines Risikomanagements erweist sich auch die politische und regulatorische Komponente als nicht vernachlässigbar. In Zeiten stark steigender Primärenergieträgerkosten und den damit korrelierenden Strompreissteigerungen nimmt das Risiko staatlicher bzw. EU-weiter Eingriffe zur Regulierung dieser Strompreise immer stärker zu. Diese Eingriffe führen dazu, dass das Geschäftsergebnis eines Stromhandelsunternehmens einer sehr starken Unsicherheit und Schwankungsbreite unterworfen ist, was die Notwendigkeit eines unternehmensweiten Risikomanagements nur noch verstärkt. Neben dieser Gefahr der regulatorischen Eingriffe sehen sich Stromhandelsunternehmen zunehmend mit rechtlichen Vorschriften zur Transparenz, einer verpflichtenden Einführung von Basel II sowie der wirtschaftlichen Notwendigkeit einer Einführung eines Risikomanagements konfrontiert. Obwohl sich Stromhandelsunternehmen einer Vielzahl an Risiken ausgesetzt sehen, legt der Autor den Fokus auf die Messung und Steuerung der Marktpreis- und Kreditrisiken, die aus seiner Sicht die Risiken mit dem größten Schadenspotential im Stromgroßhandel darstellen.

1 Risikomanagement im Stromgroßhandel

1.1 Notwendigkeit des Risikomanagements

Die Einführung eines unternehmensweiten Risikomanagementsystems in einem Stromhandelsunternehmen erweist sich aufgrund vieler Faktoren als dringende Notwendigkeit. Corporate Governance, sich ständig ändernde rechtliche Vorschriften der EU zur Erreichung eines vollständigen Strombinnenmarktes, volatile Strompreise, steigende Primärenergiepreise, der Eintritt neuer Stromhandelsunternehmen verbunden mit steigenden Kreditrisiken, Erfahrungen aus Enron und der sinkenden Strommarktliquidität, machen das Risikomanagement in Stromhandelsunternehmen unerlässlich. Strategische Entscheidungen in einem Unternehmen sollten immer auf der Grundlage von betriebswirtschaftlich begründeten Informationen erfolgen, was einen sorgfältigen Umgang mit allen unternehmerischen Risiken voraussetzt. In Zeiten ständig steigender Primärenergiekosten und den damit verbundenen Strompreissteigerungen nimmt das Risiko staatlicher Eingriffe zur Regulierung des Strompreises immer mehr zu. Dieses regulatorische Risiko führt dazu, dass die Erträge in Stromhandelsunternehmen einer sehr starken Unsicherheit und Schwankungsbreite unterworfen sind, was die Notwendigkeit eines unternehmensweiten Risikomanagements nur noch verstärkt. Aufgrund der Erkenntnis, dass vor allem Marktrisiken eine existenzbedrohende Verlustgefahr für das Unternehmen darstellen, waren Banken die Vorreiter, die im Handelsbereich ein Risikomanagement implementiert hatten, das erlauben sollte, die Risiken zu identifizieren, zu quantifizieren und zu steuern.^[2] SCHLOTJUNKER et al. definieren als Ziele des Aufbaus eines unternehmensweiten Risikomanagements in einem Stromhandelsunternehmen unter anderem die Steigerung des Unternehmenswertes unter Berücksichtigung der Risikofähigkeit, die Nachhaltigkeitssicherung der Performanceziele, die Senkung der Risikokosten und die Optimierung der Kapitalstruktur und des Risikodeckungskapitals.^[3] CROUHY et al. sehen die Notwendigkeit eines unternehmensweiten Risikomanagements hauptsächlich in der Identifikation und Bewertung von Marktrisikofaktoren, die einen Einfluss auf die Volatilität der Erträge haben.^[4] Die Anforderungen und die Ausgestaltung des Risikomanagements sind eng mit der Risikopolitik und –neigung des Stromhandelshauses, den Handelsaktivitäten und der Anzahl der Counterparts und dem Transaktionsvolumen, verbunden. Derzeit verfolgen nur wenige Unternehmen aus dem Segment des Stromhandels und der Industrie ein aktives Management der Risiken, die aus dem Stromhandelssektor entstehen. Eine von der Unternehmensberatungsfirma KPMG im Jahr 2006 durchgeführte Studie ergab, dass 93 Prozent der 96 befragten Industrieunternehmen^[5] das Risikomanagement als wichtig einstufen, jedoch keine konkreten Maßnahmen zur Absicherung von Energie- und Rohstoffrisiken vorgesehen haben.^[6]

1.2 Rahmenbedingungen für das Risikomanagement

Das bereits erwähnten Auftreten von Unternehmensschieflagen wie Enron, Worldcom, Swiss Air oder die Barings Bank, haben in den letzten Jahren weltweit das Vertrauen in

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung2: Institutionelle Rahmenbedingungen für das Risikomanagement

[Grafik: eigene Darstellung Quelle: Denk et al. (Risikomanagement 2006 a), S. 11]

die Gesetzmäßigkeit und Integrität der Kapitalmärkte erschüttert. Die offenbarten Fehler und Defizite im Umgang mit Risiken im Rahmen der Unternehmensführung und –überwachung haben Gesetzgeber und private Fachgremien dazu veranlasst, die Anforderungen an das Risikomanagement in Unternehmen zu konkretisieren bzw. zu verschärfen. Obwohl in vielen Ländern sehr ähnlich, ist die Verbindlichkeit dieser Standards und Empfehlung zur Ausgestaltung des Risikomanagements sehr unterschiedlich.^[7] Auch die EU ist sehr an einer übergreifenden Regelung zur Verpflichtenden Einführung eines Risikomanagements bestrebt. Derzeit arbeitet das Gremium an der Neufassung der 4. und 7. EU-Prüfrichtlinie^[8], in der^[9]

- die kollektive Verantwortung der Organe für die Berichterstattung,
- die Transparenz über Transaktionen mit nahe stehenden Personen und nicht-bilanzierte Geschäften, sowie
- eine verpflichtende Corporate Governance Erklärung

vorgesehen sind. Aber nicht nur rechtliche Gründe sind ausschlaggebend für die dringende Notwendigkeit der Einführung eines Risikomanagements, sondern auch ökonomische Gründe. Als Beispiel sei hier etwa die Liberalisierung des europäischen Strommarktes oder die Forderung von Kapitalgebern, ein Risikomanagement zur völligen Sicherung ihrer Investitionen einzuführen, genannt.

1.2.1 Institutionelle Rahmenbedingungen

Das Ausmaß der Verbindlichkeit solcher Rahmenbedingungen und Richtlinien zur Einführung eines Risikomanagements ist von Staat zu Staat unterschiedlich. DENK et al. systematisieren die Rahmenbedingungen in a) verbindliche Rechtsnormen, b) internationale Normen, c) unverbindliche Richtlinien und d) Anforderungen aus Bonitätsprüfungen und Ratingverfahren.^[10] Da sich diese Arbeit ausschließlich auf den europäischen Stromhandel fokussiert, wird auf Risikomanagementbestimmungen, wie dem Sorbanes-Oxley-Act (SOX) in den USA, verzichtet.^[11]

1.2.1.1 Deutschland

Den Anfang in Europa machte Deutschland im Mai 1998^[12], als KonTraG, das „Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich“^[13] erlassen wurde.^[14] Die Änderungen zur Transparenz im Unternehmensbereich beschränkten sich die auf die Offenlegung der Geschäftspolitik und andere grundsätzliche Fragen der Unternehmensplanung sowie deren klare Darstellung im Lagebericht. Darin fordert der Staat eine explizite Aufstellung aller Risiken, sowie Vorgehen von besonderer Bedeutung und Entwicklungen der Firma im F&E Bereich. Diese Auflistung ist dann vom Prüfer auf Ihre Korrektheit hin zu bewerten. Die Änderungen zur Kontrolle der Unternehmenspolitik beziehen sich hauptsächlich auf die Prüfung des Jahresabschlusses. Dem Wirtschaftsprüfer wird vorgeschrieben, wie er mit seiner Prüfung zu verfahren hat.^[15] Im § 91 Abs. 2 AktG ist außerdem geregelt, dass der Gesamtvorstand einer Aktiengesellschaft verpflichtet ist, ein System zur Früherkennung bestandsgefährdender Risiken zu implementieren und für dessen laufende Überwachung zu sorgen hat.^[16] Konkrete Regeln zum möglichen Inhalt eines Risikomanagementsystems wurden von der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht BaFin in den „Mindestanforderungen an das Betreiben von Handelsgeschäften der Kreditinstitute“MaH definiert. Diese Bestimmungen definieren Rahmenbedingungen für die Organisation und Durchführung des Kreditgeschäfts und fokussieren auf die Verbesserung der Transparenz sowie des Risikomanagementsystems. Zu den Kernelementen der MaH zählen die Festlegung einer Kreditrisikostrategie, die Trennung bestimmter Funktionen, klar definierte Kreditprozesse, eine sachgerechte Überwachung der Risiken auf Portfolioebene und ein funktionsfähiges Berichtswesen.^[17] Jedoch ist hierbei festzustellen, dass die MaH nur beschränkt auf Stromhandelsunternehmen anwendbar sind, denn eine Verpflichtung zur Einhaltung der Vorschriften betrifft nur Institute im Sinne des Kreditwesengesetzes (KWG), also Unternehmen, die finanzielle Stromhandelsgeschäfte durchführen und demnach die Erlaubnis nach § 32 des KWG der Finanzdienstleistungsaufsicht BaFin erhalten haben.^[18]

Per zweiten Februar 2005 wurde von der BaFin der erste Entwurf für die „Mindestanforderungen an das Risikomanagement“ – MaRisk – veröffentlicht, wobei MaRisk als Gesamtwerk auf Basis des § 25a KWG die bis heute geltenden Vorschriften, MaH, MaIR und MaK, ersetzt. Der zweite Entwurf, der von einer MaRisk-Task-Force überarbeitet wurde, wurde per 22. September als offizieller zweiten Entwurf veröffentlicht.^[19] Alle Anforderungen, die aus den Vorschriften MaH, MaIR und MaK in das MaRisk überführt wurden^[20], bekamen ihre Gültigkeit per Erlass der BaFin.^[21] Neue Anforderungen können erst per 1. Jänner, dem Inkrafttreten der Basel II-Vorschriften, umgesetzt werden. Die zwei markantesten Eckpunkte der MaRisk-Vorschriften sind wesentliche Erneuerungen in der Bankenaufsicht Deutschlands. So ist dies einerseits die prinzipienorientierte Vorgehensweise, nach der über die grundsätzlichen Regelungen der MaRisk hinaus derzeit kein Regelungsbedarf gesehen wird.^[22] Andererseits ist es der Grundsatz der Proportionalität, nach dem die MaRisk-Vorschriften absichtlich derart offen gestaltet wurden, damit diese von allen betroffenen Instituten erfüllt werden können.

1.2.1.2 Österreich

Auch Österreich konnte sich dem internationalen Trend zur Verschärfung der Vorschriften, in Bezug auf ein verpflichtendes Risikomanagement, nicht verschließen. Mit dem Insolvenzrechtsänderungsgesetz 1997 wurden indirekt die gesetzlichen Anforderungen an die Führung und Überwachung von Unternehmen – analog dem KonTraG – verschärft. Für die Corporate Governance waren mehrere Bestimmungen relevant, die sich primär aus der Zielsetzung der Insolvenzprophylaxe ergaben.^[23] In Österreich gibt es jedoch keine verpflichtende Richtlinie hinsichtlich der Errichtung eines Risikomanagement- bzw. Frühwarnsystems. Allerdings sind im Aktiengesetz (AktG), dem GmbH-Gesetz (GmbHG), dem Rechnungslegungsänderungsgesetz von 2004 (RLÄG) und dem Corporate Governance Kodex Empfehlungen und Richtlinien verankert. Durch das RLÄG 2004 besteht seit dem Jahr 2005 für Unternehmen die explizite Pflicht zur Risikoberichterstattung im Lagebericht: „Im Konzernlagebericht sind der Geschäftsverlauf, einschl. des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so darzustellen, dass ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermittelt wird und die wesentlichen Risiken und Ungewissheiten, denen der Konzern ausgesetzt ist, zu beschreiben (§ 267 Abs. 1 HGB u. § 243 HGB).“^[24] Eine weitere gesetzliche Regelungen in Österreich finden sich in den §§ 81 und 82 des Aktiengesetzes sowie im § 22 des GmbH-Gesetzes. Hier ist geregelt, dass eine vorausschauende Erfolgsrechnung verpflichtend vorgeschrieben ist, woraus sich die Einrichtung einer internen Revision ableiten lässt, nicht aber, dass eine eigene Risikomanagement-Abteilung installiert werden muss.^[25] Gemäß § 81 Abs. 1 AktG hat der Vorstand dem Aufsichtsrat mindestens einmal jährlich über grundsätzliche Fragen der künftigen Geschäftspolitik des Unternehmens zu berichten sowie die künftige Entwicklung der Vermögen-, Finanz- und Ertragslage anhand einer Vorschaurechnung darzustellen (Jahresbericht).^[26] Die Zweckmäßigkeit eines Risikomanagementsystems kann durch die im Aktiengesetz § 95 Abs.1 AktG festgelegte Überwachungspflicht des Aufsichtsrates abgeleitet werden. Darin heißt es, dass der Aufsichtsrat die Geschäftsführung zu überwachen hat.^[27] Zur Ausübung dieser Überwachungspflicht hinsichtlich der Gesetzmäßigkeit, Ordnungsmäßigkeit, Wirtschaftlichkeit und Zweckmäßigkeit der Geschäfte des Vorstandes, kann ein ordnungsgemäß eingerichtetes Risikomanagement als geeignetes Hilfsmittel dienen.^[28] Außerdem wurde die Einrichtung eines Bilanzausschusses verpflichtend vorgesehen (§ 92 Abs. 4 AktG) und die Sitzungsfrequenz des Aufsichtsrates erhöht (§ 94 Abs. 3 AktG).Bei diesen Regelungen ist jedoch zu beachten, dass sie keine Verpflichtung zur Unterhaltung eines Risikomanagement- bzw. eines Frühwarnsystems darstellen.

Der Österreichische Corporate Governance Kodex (ÖCGK)^[29] beinhaltet die bedeutendsten Regeln betreffend die Implementierung eines Risikomanagementsystems für österreichische Unternehmen.^[30] Die Regel9 des ÖCGK verpflichtet den Vorstand zur Implementierung eines Risikomanagementsystems. Die Regeln 66 und 78 des ÖCGK sind die Comply or Explain (Begründung, wenn Regel nicht eingehalten wird) Regeln. Die Regel 66 des ÖCGK fordert, dass die Gesellschaft im Anhang des Konzernabschlusses detaillierte Aussagen über mögliche Risiken, wie Branchenrisiken, Zinsen, Währungen, Derivategeschäfte und off-balance-sheet-Transaktionen macht und die eingesetzten Risikomanagement-Instrumente beschreibt.^[31] Bei dieser Regel 66 handelt es sich um eine „Comply-or-explain“-Regel^[32], die auf jeden Fall eingehalten werden sollte und die bei Abweichungen einer genauen und detaillierten Erklärung bedarf. Die Darstellung der Risiken im Konzernabschlussbericht hat zur Folge, dass sie einer Prüfungspflicht durch den Abschlussprüfer im Rahmen seiner Prüfungspflicht unterliegen.^[33] Weiters hat der Abschlussprüfer gemäß Regel 78 des ÖCGK^[34] zu prüfen, ob die beschriebenen Risikomanagement-Instrumente vorhanden und funktionsfähig sind. Diese Prüfung der Funktionsfähigkeit des Risikomanage-mentsystems ist eine reine Systemprüfung und somit keine inhaltliche Prüfung der Geschäftsführung.^[35] Corporate Governance Kodizes sind Regelwerke, mit denen sich die Unternehmen selbst in Ergänzung der Gesetze einen zusätzlichen Orientierungsrahmen schaffen. Eine Unterwerfung erfolgt freiwillig, aber in verbindlicher und öffentlicher Weise.^[36]

1.2.2 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen

Rechtliche Verpflichtungen und Normen sind der eine Beweggrund für das Implementieren eines Risikomanagements in das Unternehmen, wirtschaftliche Veränderungen der Andere. Vor allem im Stromgroßhandel gilt es, die durch die Liberalisierung entstandenen Chancen zu nutzen, aber neu entstandene Risiken zu bewältigen. Durch die erhöhte Dynamik im europäischen Stromhandel sind Stromhandelsunternehmen gezwungen, immer schneller auf Marktveränderungen zu reagieren. Vor allem der Einfluss der Stromkosten^[37] auf das Ergebnis eines Unternehmens gerät zunehmend in den Fokus, wobei die absolute Höhe der Stromgroßhandelspreise eine wesentliche Rolle spielt.^[38] Für diese Unternehmen ist ein systematisches Risikomanagement zum Zweck des Schutzes einer ausreichenden Marge und zur besseren Planbarkeit inzwischen unverzichtbar geworden.^[39] Um jedoch dementsprechend reagieren zu können, müssen die Risiken und Gefahren am Stromhandelsmarkt im Sinne eines unternehmensweiten Risikomanagements erkannt werden, um Gegenmaßnahmen setzen zu können. Dies äußert sich außerdem in einer zunehmenden Nachfrage nach marktpreisorientierten Liefermodellen in Verbindung mit der Bereitstellung von Marktinformationen und Handlungsempfehlungen, der Unterstützung durch die Überwachung von Transaktions- und Risikolimiten sowie der Berichterstattung zur Entwicklung des Stromportfolios.^[40] Auch unter der Betrachtung des Shareholder-Values wird die Implementierung eines Risikomanagementsystems immer wichtiger. Neben ständig steigenden Deckungsbeiträgen und Unternehmensgewinnen erwarten sich Investoren eine erhöhte Transparenz der Unternehmen nach innen und außen im Sinne einer verbesserten Corporate Governance.^[41]

1.3 Risikobegriff

Die Festlegung eines einheitlichen Risikobegriffes ist ein sehr schwieriges Unterfangen, denn in der Literatur finden sich umfassende und vielfältige Auslegungen und Definitionen. BAUER versteht unter Risiko jede positive oder negative Abweichung von dem erwarteten Wert. Das Risiko im weiteren Sinn kann auch nur die Möglichkeit bedeuten, dass die erwartete Rendite unterschritten wird bzw. dass ein vorgegebenes

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung3: Risikobegriff im engeren und weiteren Sinn

[Quelle: Borchert^[42] ]

Ziel nicht erreicht wird.^[43] Das Risiko im engeren Sinn umfasst nur die negative Zielverfehlung, während das Risiko im weiteren Sinn die positive Zielabweichung umfasst und somit als Chance bezeichnet wird.^[44] So kann der Verkauf von Stromterminkontrakten durch das Stromhandelsunternehmen eine Chance zur Steigerung des Gewinnpotentials, jedoch auch die Vergrößerung des Verlustpotentials, darstellen. Der Stromversorger VERBUND definiert das Risiko als die Gefahr bzw. Chance, dass ein Ereignis oder eine Handlung negativ oder positiv auf die Erreichung der Ziele und Strategien eines Unternehmens einwirkt. Die Gewinnchancen sind somit stets untrennbar mit Verlustmöglichkeiten verknüpft.^[45] Nach WECHSELBERGER impliziert dies, dass auch Chancen als Upside-Risks im Prozess enthalten sind und weiters, dass Risikomanagement als Ergänzung zum vorhandenen Controlling-System zu sehen ist.^[46] Allgemein wird Risiko im umfassenden Sinn als eine bestehende Gefahr angesehen, welche ein Unternehmen daran hindert, seine Ziele zu erreichen bzw. seine Strategien erfolgreich umsetzen, ursachenbezogen resultierend aus einer generellen Unsicherheit zukünftiger Ereignisse.^[47] In der Praxis wird der Risikobegriff sehr oft mit dem Verlust- und Schadenspotential, das mit verschiedenen Handlungen verknüpft ist, gleichgesetzt.^[48] Dementsprechend ist es wenig verwunderlich, dass in der betriebswirtschaftlichen Literatur eine vielschichtige Definition des Risikobegriffs vollzogen wurde:^[49]

1.4 Risiken im Stromgroßhandelsgeschäft

In der europäischen Stromhandelslandschaft blieb seit der Liberalisierung des Elektrizitätsbinnenmarktes kein Stein auf dem anderen. Durch den wachsenden Wettbewerb haben sich, neben den bereits bekannten Risiken, neue Risiken entlang der Stromgroßhandelswertschöpfungskette gebildet oder aber bestehende Risiken in ihren Auswirkungen verstärkt. War das Stromhandelsgeschäft noch vor dem Liberalisierungsprozess ein ruhiger Geschäftszweig, so wurden die Stromhändler in letzter Zeit mit Problemen wie stark ansteigenden Preisen bei den Primärenergieträgern wie Kohle, Öl oder Gas, volatile Großhandelspreise aufgrund von Wetterrisiken wie Trockenheit oder extremer Kälte, sinkende Marktliquidität aufgrund des Abzugs US-

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung4: Risiken entlang der Stromhandelswertschöpfungskette

[Grafik: eigene Darstellung]

Stromhandelsunternehmen nach dem Enron-Skandal, oder aber auch dem Konkurs von Geschäftspartnern konfrontiert. Im Folgenden werden die Risiken entlang der Stromhandelswertschöpfungskette kurz dargestellt und erklärt. Die Risikokategorien Marktpreis- und Kreditrisiko werden in dieser Arbeit in eigenen Hauptkapiteln ausführlich behandelt und finden daher in diesem Kapitel keinen Niederschlag. Der Autor behält sich vor, auf Risiken wie personelle Risiken, organisatorische Risiken oder etwa Systemrisiken zu verzichten, da deren Einfluss auf das Preis- und Kreditrisiko im Stromgroßhandel vernachlässigbar ist.

Rohstoffrisiko

Der Einfluss unerwarteter Preisschwankungen von Rohstoffen stellt das Rohstoffpreisexposure dar.^[50] RUDOLPH versteht unter dem Rohstoffrisiko den potentiellen Verlust aus der Erhöhung der Marktpreise, der für die Produktion erforderlichen Rohstoffe bzw. der Senkung eigens hergestellter Rohstoffe.^[51] STEPHENS^[52] definiert das Rohstoffrisiko, das international als Commodity Risk bezeichnet wird, ... „Commodity risk is the risk to a firm’s financial condition resulting from adverse price moves and increases in the price volatility of such tangible or intangible commodities as are produced, held, traded and/or used by it in the course of its business”. Das Rohstoffrisiko betrifft in den meisten Fällen Unternehmen der produzierenden Industrie mit hohem Materialeinsatz. Das Ausmaß etwaiger Rohstoffpreisschwankungen auf Energieversorgungsunternehmen^[53] ist auch vor allem von der Gestaltung des Kraftwerkparks determiniert.^[54] Eine offene Position entsteht in der Stromerzeugung, wenn die Rohstoffe für ein Kraftwerk nicht für den gleichen Zeitraum eingekauft wurden, für den der erzeugte Strom an den Kunden über Forward-Verträge verkauft wird. Diese offenen Positionen sind vor allem bei den wichtigsten Rohstoffen Steinkohle und Erdgas relevant.^[55] Da bei Stromerzeugern Primärenergieträgerkosten in solchen Fällen beinahe Fixkostencharakter aufweisen, führt ein Anstieg der Primärenergiepreise bei den Produktionsfaktoren zu höheren Fertigungskosten. Die Bewertung von Rohstoffrisiken sowie deren Absicherung mittels derivativen Finanzinstrumenten, so genannten Warenterminkontrakten^[56], erfolgt synchron zur Bewertung der Marktpreisrisiken.

Bindefristrisiko^[57]

Vor dem Hintergrund knapper werdender Margen und den geforderten Bindefristen der Endkunden stellen die Preisschwankungen zunehmend ein Problem für die Angebotskalkulation dar.^[58] Für das Stromhandelsunternehmen stellt die Bindefrist ein zusätzliches Risiko und somit auch Kosten dar.^[59] Das Bindefristrisiko ist nur schwer zu quantifizieren, weil es von vielen Parametern wie z.B. Länge der Bindefrist, Volumen der Stromlieferung und dem Preisniveau und Volatilität der zugrunde liegenden Stromprodukte abhängig ist.^[60] Das Bindefristrisiko beschreibt das Marktpreisrisiko im Vertrieb des Stromhandelsunternehmens und beschreibt den Zeitraum, für den das Stromhandelsunternehmen an sein Preisgebot gebunden ist.^[61] Das Risiko, das aus Bindefristen entsteht, kann mit Hilfe der Optionstheorie berechnet werden, wonach ein Angebot mit Bindefrist aus Sicht des Stromhändlers eine Short-Call Option darstellt und der Stromabnehmer für die Dauer der Bindefrist eine Preisabsicherung mit festgelegtem Ausübungspreis erhält.^[62] Es ist auch möglich, Bindefristrisiken wie Terminmarktpositionen zu bewerten. Dies ist möglich, da der Wert einer Option sich immer mehr dem Wert der Terminmarktposition nähert, je kürzer die Restlaufzeit der Option wird.^[63] Der Lösungsansatz von Black und Scholes zur fairen Bewertung von Optionen kann nur sehr eingeschränkt für Strommärkte genutzt werden. Jedoch stellen Bindefristen wegen der relativ kurzen Laufzeiten einen Sonderfall dar, der mit Hilfe der Black-Formel eine einfache Berechnung für adäquate Bindefristzuschläge ermöglicht.^[64] Die Steuerung des Bindefrist-Risikos stellt das Stromhandelsunternehmen vor besondere Herausforderungen, da es zum einen bislang nur rudimentäre Märkte für Strom-Optionen gibt, und zum anderen die Dauer der eingeräumten Bindefrist, je nach Kundensegment, einen entscheidenden Erfolgsfaktor für die Abschlussquote im Vertrieb darstellen kann.^[65]

Fremdwährungsrisiko

Das Fremdwährungsrisiko^[66] resultiert aus Währungskursänderungen.^[67] Dieses Währungsrisiko repräsentiert die Gefahr, dass sich das Verhältnis von Auslandswährung zur Inlandswährung aus Sicht der Beteiligten verschlechtert und Verluste bei der aktuellen Bewertung in die Inlandswährung entstehen. Dieses Risiko ist nur für Marktteilnehmer, die ausschließlich in Euro-Ländern tätig sind, zu vernachlässigen.^[68] Vor allem Stromversorger, die ihre Kraftwerke mit Primärenergieträgern wie Öl oder Gas betreiben, beziehen diese meist in nicht europäischer Währung. Um Ergebnis-, Eigenkapital- und Cashflow-Schwankungen auszugleichen, werden wesentliche Positionen im Rahmen der Risikopolitik des Unternehmens über Devisenterminkontrakte und Währungsoptionen abgesichert. Das österreichische EVU VERBUND setzt zur Begrenzung und Steuerung von Fremdwährungsrisiken derivative Finanzinstrumente, vor allem Devisentermin-geschäfte, ein.^[69]

Prognoserisiko

Das Prognoserisiko bezieht sich auf die erforderliche Lastprognose von Kunden, insbesondere von Kunden, für die eine Nutzung fremder Stromnetze erforderlich ist. Wenn es zu einer Abweichung zwischen realem Bezugsverhaltens des Kunden und der prognostizierten Strommenge, die beim Übertragungsnetzbetreiber gemeldet werden muss, kommt, sind positive oder negative Zahlungen für Ausgleichsenergie zu erwarten.^[70] Das Prognoserisiko kann in eine langfristige und in eine kurzfristige Komponente unterteilt werden, wobei die kurzfristige Komponente die Vorhersage des Fahrplans der nächsten Tage und die langfristige Komponente die Vorhersage der nächsten Wochen und Monate beinhaltet.^[71]

[...]

---

^[1] 1993 war die Metallgesellschaft Refining & Marketing (MGRM), die amerikanische Tochtergesellschaft der deutschen Metallgesellschaft AG, in großem Umfang die Verpflichtung eingegangen, langfristig Öl zu fest fixierten Preisen zu liefern. Das entstandene Preisrisiko sollte über Öl-Derivate gehedged werden, wobei jedoch die vorgesehenen Liefertermine bis zu zehn Jahre in die Zukunft reichten und für diese Laufzeiten keine passenden Öl-Derivate handelbar waren. So versuchte MGRM, das komplette künftige Liefervolumen über kurzfristige Öl-Futures mit Laufzeiten meist bei 1 Monat, abzusichern. Bei der Fälligkeit dieser kurzfristigen Öltermingeschäfte wurden die offenen Positionen in den nächsten kurz laufenden Terminkontrakt überrollt. Diese Hedging-Strategie endete in einer unternehmensbedrohlichen Krise des gesamten Konzerns. Zur kontroversiellen Diskussion vgl. etwa Culp/Miller [1999]: Corporate hedging in theory and praxis – lessons from Metallgesellschaft, Kropp [1999]: Management und Controlling finanzwirtschaftlicher Risikopositionen inkl. Fallstudie zu den Öltermingeschäften der Metallgesellschaft, Kniese [1997]: Futureshedging auf Ölmärkten - die Öl-Geschäftsstrategie der Metallgesellschaft.

^[2] vgl. Schmidli [Performance-Messung 2001], S. 7

^[3] vgl. Schlotjunker et al. [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 121

^[4] vgl. Crouhy/Galai/Mark [Risk Management 2001], S. 39

^[5] Befragt wurden Unternehmen aus Österreich, Deutschland und der Schweiz, bei welchen Energie und Rohstoffe einen großen Anteil der Gesamtkosten ausmachen. Hauptsächlich waren dies Unternehmen aus den Branchen Energie, industrielle Fertigung sowie Chemie- und Pharma. Die vollständige Studie ist als Gratis-Download verfügbar. vgl. KMPG [Risiken und deren Absicherung 2007]

^[6] vgl. Leiter/Pöltner [Handlungsbedarf beim RM 2007 a], S. 23

^[7] Unterschiede in den rechtlichen Anforderungen an das Risikomanagement sind in mehrfacher Hinsicht von Bedeutung, denn international agierende Stromkonzerne unterliegen den jeweiligen nationalen Vorschriften bzgl. der Anforderungen an das Risikomanagement, was bei der Implementierung eines konzernweiten Risikomanagements zu berücksichtigen ist. Zusätzlich können sich ausländische Normen auf im Ausland ansässige Firmen auswirken, sofern diese über eine Börsennotierung im Ausland zur Beachtung solcher Vorschriften verpflichtet sind. vgl Kajüter [Regulierung des RM 2004 a], S. 12

^[8] Agreement on a Presidency compromise proposal vom 1. Juni 2005.

^[9] vgl. Milla [Risikoberichterstattung 2005], S. 5

^[10] vgl. Denk/Exner-Merkelt/Ruthner [Risikomanagement 2006 a], S. 11

^[11] Vertiefend hierzu etwa Kajüter [Regulierung des RM 2004 a], S. 16 – 19,

^[12] Bereits im Oktober 1995 wurden die „Mindestanforderungen an das Betreiben von Handelsgeschäften der Kreditinstitute“ (im Folgenden: MaH) vom Bundesaufsichtsamt für das Kreditwesen in Form einer Verlautbarung erlassen. Durch die MaH wurden bestehende Regelungen (Mindestanforderungen für das Devisengeschäft und die Verlautbarung zum Wertpapierhandelsgeschäft) überarbeitet, sowie zahlreiche Empfehlungen der „Richtlinien für das Risikomanagement im Derivativgeschäft“ des Baseler Ausschusses für Bankenaufsicht übernommen. vgl. Kajüter [Regulierung des RM 2004 a], S. 14

^[13] Seit 2002 werden diese gesetzlichen Vorschriften zum Risikomanagement durch den Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) nochmals hervorgehoben und weiter präzisiert (§ 91 AktG). vgl. Kajüter [Regulierung des RM 2004 a], S. 14

^[14] Vertiefende Literatur zu KonTraG: Bitz [RM nach KonTraG 2000], Runzheimer/Wolf [RM und KonTraG 2004] oder Martin [Grundzüge des RM nach KonTraG 2002].

^[15] vgl. Roedenbeck/Scharenberg [KonTraG in EVU 2002], S. 11 f.

^[16] vgl. Reh [Risikomanagementsystem 2001], S. 27

^[17] vgl. Roedenbeck/Scharenberg [KonTraG in EVU 2002], S. 9 f.

^[18] vgl. Hintze/Wollschläger [Risikomanagementsysteme 2005 a], S. 54

^[19] Vertiefend hierzu etwa Füser/Weber [MaRisk 2005] oder Althoff/Hörlin/Theileis [MaRisk 2006]

^[20] Zur Gegenüberstellung von MaRisk zu den abgelösten Vorschriften MaK, MaIR und MaH vgl. etwa Althoff, et al. [MaRisk vs. MaK, MaH u. MaIR 2005], S. 227 - 387.

^[21] Die Vorschriften zum MaRisk wurden von der BaFin per Rundschreiben 18/2005 am 20. Dezember 2005 veröffentlicht.

^[22] Dringende Anpassungen sollen unter Einbeziehung der MaRisk-Task-Force und nach Abstimmung mit den Banken- und Verbandsvertretern erfolgen.

^[23] vgl. Schmalhardt [Corporate Governance 2005], S. 273

^[24] vgl. Denk/Exner-Merkelt/Ruthner [Risikomanagement 2006 a], S. 11

^[25] vgl. Hauer/Wechselberger [Risikomanagement 2005], S. 12

^[26] vgl. Weilinger [Handelsrecht 2003], S. 233

^[27] vgl. Weilinger [Handelsrecht 2003], S. 237

^[28] vgl. Lentfer [Risikomanagement 2004], S. 114 f.

^[29] Der Österreichische Corporate Governance Kodex ist ein flexibles und freiwilliges Selbstregulierungswerk der Industrie für die verantwortungsvolle Führung und Leitung von Unternehmen in Österreich und steht in Einklang mit internationalen Standards. Der Corporate Governance Kodex richtet sich vorrangig an österreichische börsenotierte Aktiengesellschaften und spielt eine wichtige Rolle für die weitere Entwicklung und Belebung des österreichischen Kapitalmarkts. Grundlagen sind die Vorschriften des österreichischen Aktien-, Börse- und Kapitalmarktrechts, die Empfehlungen seitens der Europäischen Union sowie die OECD-Richtlinien für Corporate Governance. vgl. FMA [Corporate Governance Kodex 2006], o. S.

^[30] Der österreichische Stromversorger Verbund war der Vorreiter in der Stromhandelsbranche, der an der Entwicklung des österreichischen Corporate Governance Kodex mitgearbeitet und sich für die Einhaltung dieser Richtlinien ausgesprochen hat. Seit dem Jahr 2003 hat sich der der Verbund zu dessen Einhaltung gemäß einer Erklärung des Vorstandes verpflichtet.

^[31] vgl. Bertl et al. [RM nach ÖCGK 2003 a], S. 169

^[32] Das ‚comply or explain’-Prinzip ist die Grundlage des europäischen kodexbasierten Ansatzes einer modernen Unternehmensführung und -kontrolle. Es ermöglicht eine flexiblere und effizientere Regulierung durch den Markt selbst. Allerdings ist man sich darin einig, dass das ‚comply or explain’-Prinzip nur dann funktionieren kann, wenn das übrige Regelungsumfeld dafür sorgt, dass die Unternehmen ihrer Verpflichtung, den Corporate Governance Kodex einzuhalten oder Abweichungen davon zu erklären, nachkommen. vgl. EU [Corporate Governance 2006], o. S.

^[33] vgl. Denk/Exner-Merkelt/Ruthner [Risikomanagement 2006 a], S. 12

^[34] vgl. Bertl et al. [RM nach ÖCGK 2003 a], S. 170

^[35] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 117

^[36] vgl. Schmalhardt [Corporate Governance 2005], S. 275

^[37] Einflussfaktoren auf Spot- und Terminpreise

^[38] vgl. Grohmann [Alternativen 2006 a], S. 19

^[39] vgl. Döpke/Meissner [Strombeschaffung 2003 a], S. 24

^[40] vgl. Grohmann [Alternativen 2006 a], S. 19

^[41] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 117

^[42] Diese Unterlagen wurden mir von Hr. Dr. Borchert per Mail zur Verfügung gestellt und sind öffentlich nicht erhältlich.

^[43] vgl. Gerke/Steiner et al. [Handwörterbuch 2001], S 1658

^[44] vgl. Bruns/Steiner [Wertpapiermanagement 2002], S. 56, Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 30, Kromschröder/Lück [Unternehmensüberwachung 1998 a], S. 1573

^[45] vgl. Hauer/Wechselberger [Risikomanagement 2005], S. 19

^[46] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 121

^[47] vgl. Bitz [Risikomanagement 2000], S. 13

^[48] vgl. Sauerwein/Thurner [Risiko-Mangement-Prozeß1998], S. 19, Kromrschöder/Lück [Unternehmensüberwachung 1998 a], S. 1573

^[49] Eine ausführliche Darstellung der Entwicklung des Risikobegriffs liefern Brückmann/Hennings/Wiedmann [Risikomanagement 2005], S. 46 f.

^[50] vgl. Bartram [Corporate Risk Management 1999], S. 93

^[51] vgl. Rudolph [Entwicklung derivater Instrumente 1995], S. 19

^[52] vgl. Stephens [Commodity Risk 2001], S. 198

^[53] In Verbindung mit der Stromerzeugung spricht man auch vom Brennstoffrisiko.

^[54] Für Industrieunternehmen sind die Folgen von Rohstoffpreisänderungen primär durch deren wirtschaftlichen Aktivitäten bzw. deren Wirtschaftszweig, bestimmt. vgl. Bartram [Corporate Risk Management 1999], S. 96

^[55] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 127

^[56] Zur Systematisierung von Warenterminkontrakten vgl. u. a. Rudolph/Schäfer [Derivative Finanzmarktinstrumente 2005], S. 159 – 165, Horstmann [Energiehandel 2006], S. 191 - 236

^[57] Für eine ausführliche und mathematische Darstellung der Bewertung von Bindefristen vgl. Schäfer [Optionstheorie 2004 a], S. 30 – 33.

^[58] vgl. Schiffner [Volatilität vs. Bindefristen 2005 a], S. 5

^[59] vgl. Fischer [Bepreisung von Großkunden 2005], S. 268

^[60] vgl. Schäfer [Optionstheorie 2004 a], S. 30

^[61] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 127

^[62] vgl. Schäfer [Optionstheorie 2004 a], S. 30

^[63] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 127

^[64] vgl. Schäfer [Optionstheorie 2004 a], S. 33

^[65] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 127

^[66] Das Fremdwährungsrisiko findet in der Literatur auch unter dem Begriff des Wechselkursrisikos oft Berücksichtigung. KROPP spricht vom Translationsrisiko Kropp [Risikopositionen 1999], S. 145

^[67] vgl. Scholz/Storch [RM bei Stromversorgern 1998], S. 217

^[68] vgl. Kiske [Risikomanagement 2005 a], S. 35

^[69] vgl. Verbund [Geschäftsbericht 2005], S. 95

^[70] vgl. Fausten/Schroeder/Dudenhausen [Mit Netz und doppeltem Boden 2002 a], S. 45

^[71] vgl. Rösner [RM im Stromhandel 2003 a], S. 2