Zusammenfassung
In der jüngeren Vergangenheit hat die Mehrzahl der Energieversorgungsunternehmen (EVU) ihre Strom- und Gasmengen über eine am Planabsatz ausgerichtete Beschaffungsstrategie beschafft. Diese Vorgehensweise hat den Nachteil, dass die offene Position, die sich aus der Differenz zwischen den bei Kunden abgesetzten und den bereits beschafften Mengen ergibt, nicht hinreichend berücksichtigt wird. Somit werden Preisrisiken, die erhebliche Auswirkungen auf das Gesamtergebnis eines EVU haben können, falsch bewertet. Das Portfoliomanagement in liberalisierten Energiemärkten sollte sich daher am Ist-Absatz ausrichten. Die vertrieblich beim Endkunden abgesetzten Energiemengen und -strukturen müssen mit der Beschaffung zeitnah abgeglichen werden. Dadurch können die offene Position und das resultierende Preisrisiko jederzeit exakt bestimmt, bewirtschaftet und überwacht werden. Den sich aus dieser Vorgehensweise ergebenen Vorteilen stehen erhöhte Datenanforderungen gegenüber, die aber mit heutigen IT Systemen erfüllt werden können. Die wichtigsten Erkenntnisse können auf den Gasmarkt übertragen werden.
Abstract
In the past, Energy Utility Companies (EUC) in Germany bought their electricity demand with a strategy that used planned sales volumes as control factor for procurement. However, this approach has the disadvantage that the open position defined as the difference between electricity sold to the customer and electricity bought at the wholesale market is not monitored. Thus, the price risk is measured incorrectly. To avoid these unnecessary risks, we propose that optimal portfolio management in liberalised energy markets should constantly monitor electricity sales volumes and electricity bought. This approach has the advantage that the open position and thus the price risk can be computed continuously and can thus be managed and monitored. However, higher data requirements have to be fulfilled when this strategy is applied. Nonetheless, the process is manageable with modern IT-systems. The main ideas in this paper can be transferred to the gas market.
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Notes
Vgl. Bundesnetzagentur (2009) S. 10f, Angaben für den Strommarkt. Im Gasmarkt steigen die Wechselquoten von einem niedrigeren Niveau aus ebenfalls an.
Auf dem Gasmarkt ist die Liquidität gegenwärtig noch geringer (vgl. den Abschnitt „Parallelen und Unterschiede im Gasportfoliomanagement“).
Rudolph u. Schäfer (2005), S. 166.
Komplexere Strategien können sogar ohne Preisbewegungen Deckungsbeiträge generieren, da sich z.B. der Wert von Optionen allein durch eine Zu- oder Abnahme der Volatilität im Markt oder durch das Vergehen von Zeit ändert.
Zu den Risiken von Bindefristen siehe auch Grothe et al. (2006).
Bei Preisschwankungen von bis zu mehreren EUR/MWh allein im Verlauf eines Tages bedeutet hier bereits ein Zeitverzug von einer Stunde ein Risiko.
Benötigt werden zumindest stündliche (besser viertelstündliche) Absatzprofile für den Lieferzeitraum jedes einzelnen getätigten Geschäfts. Diese Daten müssen in einer operativen Form vorliegen, die nach Abschluss des Geschäftes eine zeitnahe und einfache Weiterverarbeitung ermöglicht (z.B. zu einer viertelstündlichen Gesamtabsatzkurve für das Frontjahr).
Auch hier ist ein Bewirtschaftungszeitraum von 2 Jahren angenommen worden.
Historische Bandbreiten für die Jahre nach der Marktliberalisierung lagen noch weit unter den Werten von 2008.
Der Durchschnittspreis ist insofern ein geeigneter Benchmark, als er von vielen Unternehmen als Produkt angeboten wird. Bei Trianel wird dieses Produkt beispielsweise als Indexprodukt bezeichnet. Da der Durchschnittspreis also sehr einfach erreicht werden kann, muss ein aktives Portfoliomanagement mittel- und langfristig eine bessere Performance generieren, da sonst der höhere Aufwand schwer zu rechtfertigen ist.
Zur Bestimmung des Durchschnittspreises für den Beschaffungszeitraum werden meist die Futurequotierungen der European Energy Exchange (EEX) herangezogen. Da jedoch gegenwärtig die meisten Beschaffungsstrategien physische Lieferprodukte am OTC-Markt eindecken, besteht hierbei eine systematische Verzerrung, da die physisch zu liefernden Forwards oberhalb der Futurepreise quotieren. Der systematische Preisunterschied rührt primär aus den unterschiedlichen Zahlungsterminen der physischen Stromlieferung. So werden die Zahlungen für gelieferten Strom aus OTC Fowardkontrakten gegenwärtig üblicherweise monatlich zum 20. des Folgemonats fällig. Bei Futures muss dagegen praktisch täglich der gelieferte Strom gezahlt werden. Die möglichen Zinsgewinne, die bei der späteren Abrechnung im Vergleich zum OTC-Produkt erwirtschaftet werden können, treiben den Preis des Forwards über den des Futures.
Erwartet das EVU zukünftig steigende Preise für den Lieferzeitraum, sollte die offene Position eine Longposition sein. In Erwartung fallender Preise sollte das EVU eine Shortposition haben.
In Ausnahmefällen, wenn das Portfolio nahezu ausgeglichen ist, kann auch ein Vorzeichenwechsel stattfinden. Eine Longposition des EVUs dreht dann durch den Verkauf in eine Shortposition.
Wir abstrahieren hier von Adressenausfallrisiken und unterstellen den Verkauf fester Strukturen auf der Absatzseite, d.h. der Kunde muss exakt die kontrahierte Menge abnehmen.
Es wird im Folgenden angenommen, dass der EEX-Settlementpreis am Verkaufstag des Basebandes 52,00 EUR/MWh betrug.
Das hiermit verbundene Risiko wird als Produktliquiditätsrisiko bezeichnet.
Literatur
Bundesnetzagentur (Hrsg) (2009) Monitoringbericht 2009. Bonn
Butterweck C, Woitkowski F, Dudenhausen A (2005) Strombeschaffung in einem volatilen Marktumfeld. Energiewirtsch Tagesfr 55(3):138–140
Grothe O, Müller C, Müsgens F (2006) Modellierung von Energiepreisrisiken durch Bindefristen bei öffentlichen Ausschreibungen. emw 2006(3):59–62
Ritzau M, Hintze D (2005) Beschaffungsstrategien an der Schnittstelle Beschaffung/Vertrieb. In: Zenke I, Schäfer R (Hrsg) Energiehandel in Europa. CH Beck, München, S 328–342
Rudolph B, Schäfer K (2005) Derivative Finanzmarktinstrumente. Eine anwendungsbezogene Einführung in Märkte, Strategien und Bewertung. Springer, Berlin
Von der Hagen H (2005) Make or buy – Einstieg in die Strukturierte Strombeschaffung als schrittweises Vorgehen auf Basis konfektionierter Stromprodukte. emw 2005(3):23–27
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Müsgens, F., Steinhausen, B. Portfoliomanagement: Optimale Energiebeschaffung unter Berücksichtigung von Risiken. Z Energiewirtsch 34, 109–116 (2010). https://doi.org/10.1007/s12398-010-0014-0
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