Abbildungsverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Abkürzungsverzeichnis
1 Einleitung
1.1 Problemstellung und Ziel
1.2 Gang der Arbeit
2 Grundlagen
2.1 Aktuelle Entwicklungen am europäischen Stromgroßhandelsmarkt
2.1.1 Preisentwicklung am europäischen Stromgroßhandelsmarkt
2.1.2 Liquiditätsentwicklung am europäischen Stromgroßhandelsmarkt
2.2 Eckpfeiler des europäischen Stromgroßhandelsmarktes
2.2.1 Richtlinien zum Strombinnenmarkt
2.2.2 Richtlinie zum Emissionshandel
2.2.3 Richtlinie über Märkte für Finanzinstrumente
2.3 Folgen der Liberalisierung für den europäischen Stromgroßhandel
2.3.1 Kommoditisierung
2.3.2 Marktkonvergenz
2.3.3 Neue Teilmärkte im Stromgroßhandelsmarkt
2.3.3.1 Ausgleichs-/Regelenergiemarkt
2.3.3.2 Intra-Day- und Yesterday-Markt
2.3.3.3 Spotmarkt
2.3.3.4 Terminmarkt
2.3.4 Handelsmöglichkeiten im Stromgroßhandel
2.3.4.1 Bilateraler Stromgroßhandel
2.3.4.2 Börslicher Stromgroßhandel
2.3.5 Liquide Stromhandelsmärkte
2.3.6 Neue Stromhandelsprodukte
2.3.7 Neue Marktakteure
2.3.7.1 Stromhändler
2.3.7.2 Independent Power Producer
2.3.7.3 Strombroker
2.3.7.4 Portfoliomanager
2.3.7.5 Banken
2.3.7.6 Private Equity Funds
3 Risikomanagement im Stromgroßhandel
3.1 Notwendigkeit des Risikomanagements
3.2 Rahmenbedingungen für das Risikomanagement
3.2.1 Institutionelle Rahmenbedingungen
3.2.1.1 Deutschland
3.2.1.2 Österreich
3.2.2 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen
3.3 Risikobegriff
3.4 Risiken im Stromgroßhandelsgeschäft
3.5 Begriff des Risikomanagements
3.6 Risikomanagementprozess
3.6.1 Risikopolitik und Risikostrategie
3.6.2 Risikoidentifikation
3.6.3 Risikoanalyse und –bewertung
3.6.4 Risikosteuerung
3.6.5 Risikomonitoring und -reporting
3.7 Risiko-Strategien im Stromhandel
3.7.1 Hedging
3.7.1.1 Hedging-Strategien
3.7.1.1.1 Long und Short Hedge
3.7.1.1.2 Cross Hedge
3.7.1.1.3 Delta Hedge
3.7.1.1.4 Selektiver Hedge
3.7.2 Arbitrage
3.7.3 Proprietärer Handel
3.7.4 Market Making
3.7.5 Spekulation
3.7.6 Spreading
4 Management von Marktpreisrisiken im Stromgroßhandel
4.1 Marktrisiken im Stromgroßhandel
4.1.1 Marktliquiditätsrisiko
4.1.2 Basisrisiko
4.1.3 Volumensrisiko
4.1.3.1 Bestimmung der Netto-Position
4.1.3.2 Marking-to-Market
4.1.4 Marktpreisrisiko
4.2 Strompreisbildungsfaktoren
4.2.1 Fundamentale Einflussfaktoren
4.2.1.1 Einflussfaktoren auf Spotpreise
4.2.1.1.1 Witterungsbedingte Effekte
4.2.1.1.2 Netzrestriktionen
4.2.1.1.3 Kraftwerksverfügbarkeiten
4.2.1.2 Einflussfaktoren auf Terminpreise
4.2.1.2.1 Einfluss der Primärenergieträger
4.2.1.2.2 Einfluss der CO2-Emissionszertifikate
4.2.1.2.3 Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten
4.2.2 Nicht fundamental begründete Einflussfaktoren
4.3 Dynamik von Strompreisen
4.3.1 Volatilität
4.3.1.1 Volatilitätsarten im Stromgroßhandel
4.3.2 Saisonalität und Zyklität
4.3.3 Mean Reversion
4.3.4 Preissprünge
4.4 Messung des Strompreisrisikos
4.4.1 Das Konzept des Value-at-Risk
4.4.1.1 Definition
4.4.1.2 Klassifizierungsgrößen des Value-at-Risk Konzepts
4.4.1.3 Berechnung des Value-at-Risk
4.4.1.3.1 Varianz-Kovarianz-Ansatz
4.4.1.3.2 Historische Simulation
4.4.1.3.3 Monte-Carlo-Simulation
4.4.1.4 Extremszenarien als Ergänzung zum Value-at-Risk
4.4.1.5 Grenzen des VaR im Stromhandel
4.4.2 Profit-at-Risk
4.4.3 Earnings-at-Risk
4.4.4 Integral-Earnings-at-Risk
4.4.5 Cash-Flow-at-Risk
4.4.6 Energy-RAROC
4.4.7 Limitsteuerung mittels VaR
4.4.8 Das Konzept der „Griechen“
4.5 Strompreissicherungsinstrumente
4.5.1 Derivatebegriff
4.5.2 Stromderivate
4.5.2.1 Bilateral gehandelte Stromderivate
4.5.2.1.1 Strom-Forwards
4.5.2.1.2 Strom-Swaps
4.5.2.1.3 Cap, Floor und Collar
4.5.2.1.4 Swing-Optionen
4.5.2.1.5 Real-Optionen
4.5.2.1.6 Contract for Difference
4.5.2.1.7 Electricity Forward Agreement
4.5.2.2 Börslich gehandelte Stromderivate
4.5.2.2.1 Strom-Futures
4.5.2.2.2 Strom-Optionen
4.5.2.3 Exkurs: Wetterderivate
5 Management von Kreditrisiken im Stromgroßhandel
5.1 Der Enron-Impact
5.1.1 Enron und dessen Folgen für amerikanische EVU
5.1.2 Enron und dessen Folgen für den Corporate Bond Markt
5.1.3 Enron und dessen Folgen für das Rating europäischer EVU
5.2 Kreditrisiko im Stromgroßhandel
5.2.1 Definition des Kreditrisikos
5.2.2 Stromhandelsspezifische Kreditrisiken
5.2.3 Bestandteile des Kreditrisikos
5.2.3.1 Kredit-Exposure
5.2.3.1.1 Exposure bestimmende Risiken
5.2.3.1.2 Current Exposure
5.2.3.1.3 Potential Future Exposure
5.2.3.2 Ausfallswahrscheinlichkeit
5.2.3.3 Wiedergewinnungs- und Verlustrate
5.3 Rating
5.3.1 Definition
5.3.2 Rating unter Basel II
5.3.2.1 Standardansatz
5.3.2.2 IRB-Ansatz
5.4 Messung des Kreditrisikos
5.4.1.1 Credit-Value-at-Risk
5.4.1.1.1 Definition
5.4.1.1.2 Erwarteter und unerwarteter Verlust
5.4.1.2 CreditMetrics
5.4.1.3 CreditRisk+
5.5 Instrumente des Risikotransfers und der Risikoreduktion
5.5.1 Instrumente der Risikoreduktion
5.5.1.1 Netting
5.5.1.1.1 Definition
5.5.1.1.2 Payment-Netting
5.5.1.1.3 Close-Out-Netting
5.5.1.1.4 Netting-by-Novation
5.5.1.2 Rahmenverträge
5.5.1.2.1 EFET-Rahmenvertrag
5.5.1.2.2 ISDA-Rahmenvertrag
5.5.1.3 Kreditsicherheiten
5.5.1.3.1 Garantie
5.5.1.3.2 Bürgschaft
5.5.1.3.3 Patronatserklärung
5.5.1.3.4 Akkreditiv
5.5.1.4 Management von Kreditlimiten
5.5.1.5 Exposure-Reducing-Trades
5.5.2 Instrumente des Risikotransfers
5.5.2.1 Clearing
5.5.2.1.1 Clearing von Stromhandelsgeschäften
5.5.2.2 Kreditderivate
5.5.2.2.1 Credit Default Swap
5.5.2.2.2 Total Return Swap
5.5.2.3 Kreditversicherung
5.5.2.4 Factoring
6 Evaluierung der Ergebnisse
6.1 Datenbasis
6.2 Einschätzungen zum Stromgroßhandelsmarkt
6.2.1 Charakteristika von Stromhandelsgeschäften
6.2.2 Motive und Ziele im Stromgroßhandel
6.2.3 Entwicklung der Risiken im Stromgroßhandel
6.3 Management von Preisrisiken im europäischen Stromgroßhandel
6.3.1 Entwicklung der Preisbildungsfaktoren
6.3.2 Messung des Preisrisikos im Stromhandel
6.3.3 Instrumente der Risikosteuerung im Stromhandel
6.4 Management von Kreditrisiken im europäischen Stromgroßhandel
6.4.1 Einfluss von Enron und Basel II auf das Kreditrisikomanagement
6.4.2 Einsatz von Ratings im europäischen Stromgroßhandel
6.4.3 Messung des Kreditrisikos im Stromhandel
6.4.4 Instrumente der Kreditrisikoreduktion im Stromhandel
6.4.5 Instrumente des Kreditrisikotransfers im Stromhandel
7 Zusammenfassung und Ausblick
Anhang
Strombörsen in Europa
Konvergenz der Strombörsepreise Europas
Kreditportfoliomodelle im Überblick
Kalkulationsmethoden des Value-at-Risk
Fragebogen
Statistische Auswertung
Literaturverzeichnis
Bücher
Zeitschriften
White und Working Papers
Internetquellen
Abbildung 1: Produkte im Stromgroßhandelsportfolio
Abbildung 2: Gang der Arbeit
Abbildung 3: Korrelation von OTC- und Spotbörsepreisen 2005
Abbildung 4: Spotpreisentwicklung 2000 – 2003 an der Strombörse EEX
Abbildung 5: Entwicklung der europäischen Forwardpreise 2005 - 2006
Abbildung 6: Liquiditätsentwicklung im Stromgroßhandel 2001 - 2006
Abbildung 7: Eckpfeiler des europäischen Strombinnenmarktes
Abbildung 8: Evolution europäischer Strombörseplätze
Abbildung 9: Produktevolution aufgrund Marktreife
Abbildung 10: Institutionelle Rahmenbedingungen für das Risikomanagement
Abbildung 11: Risikobegriff im engeren und weiteren Sinn
Abbildung 12: Risiken entlang der Stromhandelswertschöpfungskette
Abbildung 13: Risikomanagement-Prozess im Stromgroßhandel
Abbildung 14: Risiko-Strategien im Stromgroßhandel
Abbildung 15: Arbitragemöglichkeiten nach Marktreifegrad
Abbildung 16: Bestimmung der Netto-Position
Abbildung 17: Fundamentale Einflussfaktoren auf Spot- und Terminpreis
Abbildung 18: Witterungsbedingte Strompreisspitzen an der EEX Juli 2006
Abbildung 19: Korrelation der Stromterminpreise mit Kohle- und Gaspreisen
Abbildung 20: Korrelation von CO2-und Stromgroßhandelspreisen
Abbildung 21: Angekündigte Kraftwerksneubauten in GWh
Abbildung 22: Merit-Order-Prinzip
Abbildung 23: Marktmacht und Preisentwicklung
Abbildung 24: Big Player im europäischen Stromgroßhandel 2004
Abbildung 25: Volatilitäten Europäischer Strombörsen 2003
Abbildung 26: Value-at-Risk-Konzept
Abbildung 27: Risiken im Integral-Earnings-at-Risk-Konzept
Abbildung 28: Beispiel eines Fixed-for-Floating-Swaps
Abbildung 29: Collar im Stromgroßhandel
Abbildung 30: Zahlungsströme in CfDs
Abbildung 31: 4 Grundpositionen von Strom-Optionen
Abbildung 32: Bond Spreads – Enron vs. Branchenkonkurrenten
Abbildung 33: Up- und Downgrades europäischer Energieversorger
Abbildung 34: Moody´s Rating-Einstufung europäischer EVU
Abbildung 35: Exposure bestimmende Risiken
Abbildung 36: Bestimmung des Current Exposures bei Terminrisiken
Abbildung 37: Potential Future Exposure eines Elektrizitäts-Swaps
Abbildung 38: Korrelation von Ausfallswahrscheinlichkeit und Rating-Kategorie
Abbildung 39: Credit-Value-at-Risk eines Portfolios gemäß Basel II
Abbildung 40: Migrationsschwellen von Rating-Klassen
Abbildung 41: Rahmenverträge im europäischen Stromhandel
Abbildung 42: Kreditsicherheiten im Stromhandelsgeschäft
Abbildung 43: Exposure-Reducing-Trades
Abbildung 44: Kostenreduktion durch Clearingservices
Abbildung 45: Clearing-Prozess
Abbildung 46: Teilnehmer am OTC- und Börse-Clearing
Abbildung 47: Margin-Arten im Stromhandels-Clearing
Abbildung 48: Credit Default Swap im Stromhandelsgeschäft
Abbildung 49: Kreditversicherung im Stromhandelsgeschäft
Abbildung 50: Rücklaufquote nach EU-Mitgliedsstaaten
Abbildung 51: Motiv der Risikoabsicherumg im Stromhandelsgeschäft
Abbildung 52: Entwicklung des Preisrisikos im Stromgroßhandel
Abbildung 53: Entwicklung des Kreditrisikos im Stromgroßhandel
Abbildung 54: Messinstrumente des Preisrisikos
Abbildung 55: Einsetzbarkeit der Messinstrumente des Preisrisikos
Abbildung 56: Praktikabilität der Preissicherungsinstrumente im Stromhandel
Abbildung 57: Auswirkungen auf das Kreditrisikomanagement nach Enron
Abbildung 58: Auswirkung von Basel II auf den Stromhandel
Abbildung 59: Eingesetzte Rating-Agenturen im Stromhandel
Abbildung 60: Verwendbarkeit interner und externer Ratings im Stromhandel
Abbildung 61: Praktikabilität von Kreditrisikomodellen im Stromhandel
Abbildung 62: Verwendbarkeit der Instrumente der Kreditrisikoreduktion
Abbildung 63: Praktikabilität von Standardverträgen im Stromhandel
Abbildung 64: Verwendbarkeit der Instrumente des Kreditrisikotransfers
Abbildung 65: Europäische Strombörsen im Überblick
Abbildung 66: Kreditportfoliomodelle im Überblick
Tabelle 1: Handelsvolumen ausgewählter Teilmärkte
Tabelle 2: Teilmärkte und Produktfamilien im Stromgroßhandel
Tabelle 3: Physische Stromterminprodukte
Tabelle 4: Überblick gängiger Strompreissicherungsinstrumente
Tabelle 5: „Top-10” Counterparties exposed to Enron
Tabelle 6: Add-Ons zum Current Exposure
Tabelle 7: Moody´s Default and Recovery Rates 1970 – 2004
Tabelle 8: Rating-Klassen für Langfrist-Ratings
Tabelle 9: Eigenkapitalunterlegung nach Basel II
Tabelle 10: Komponenten des IRB-Ansatzes
Tabelle 11: Rating-Systeme unter Basel II
Tabelle 12: Transfer- und Reduktionsmethoden von Kreditrisiken
Tabelle 13: Korrelationsmatrix europäischer Strombörsen 2002 - 2005
Tabelle 14: Überblick der Methoden zur Kalkulation des Value-at-Risk
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
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[1] 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.[2] 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.
Der Fokus dieser Arbeit liegt einerseits in der Analyse der Entwicklung der Motive und Risikofaktoren im Stromgroßhandel und andererseits im Beweis, dass das Management von Kredit- und Marktpreisrisiken im europäischen Stromgroßhandel derzeit noch nicht ausreichend entwickelt ist. Vor allem soll erarbeitet werden, dass das Risikoverständnis, die eingesetzten Mess- und Absicherungsinstrumente sowie die risikopolitische Ausrichtung der Stromhandelsunternehmen in direktem Zusammenhang mit dem Handelsvolumen der Stromhandelsunternehmen stehen.
In Kapitel eins wurden bereits die Problemstellung sowie die daraus resultierenden Ziele dieser Arbeit ausführlich dargestellt. In Kapitel zwei werden die notwendigen Grundlagen in ihren wichtigsten, für diese Dissertation relevanten Punkten, dargestellt. So werden zu Beginn dieses Kapitels die aktuellen Entwicklungen im europäischen Stromgroßhandelsmarkt erklärt, wobei speziell auf die Preis- und Liquiditätsentwicklung seit dem Beginn der Strommarktliberalisierung im Jahr 1998
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 2: Gang der Arbeit
eingegangen wird. In diesem zweiten Kapitel werden auch die rechtlichen Eckpfeiler der Strommarktliberalisierung erklärt, wobei die Richtlinien zum EU-Strombinnenmarkt, die Richtlinie zum Emissionshandel und die Richtlinie über Märkte für Finanzinstrumente Berücksichtigung finden. Den Folgen der Strommarktliberalisierung wird ein ausführliche Darstellung gewidmet, wobei speziell auf Themen wie der Kommoditisierung, dem Entstehen von Marktkonvergenz, dem Entstehung neuer Teilmärkte, dem Eintritt neuer Marktteilnehmer oder der Notwendigkeit zur Entwicklung neuer Stromhandelsprodukte eingegangen wird.
Das Thema Risikomanagement kommt in Kapitel drei zur Ausführung. Den Beginn dieses Kapitels macht die Ausführung zur Notwendigkeit eines Risikomanagementsystems, gefolgt von der Darstellung der institutionellen, getrennt nach Österreich und Deutschland, und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für den Einsatz eines Risikomanagementsystems. Nach einer kurzen Darstellung der verschiedenen Ansätze zur Definition des Risikos werden die stromhandelsspezifischen Risiken, die entlang der Stromhandelswertschöpfungskette auftreten, analysiert. Darauf folgt die ausführliche Darstellung des Risikomanagementprozesses, der anhand der Prozessschritte Risikopolitik und –strategie, Risikoidentifikation, Risikomessung und –bewertung, Risikosteuerung sowie Risikomonitoring und –reporting erörtert wird. Den Abschluss dieses Kapitels bilden die unterschiedlichen Risiko-Strategien, wobei sich der Bogen der berücksichtigten Strategien von der risikoaversen Strategie des Hedging´s bis hin zur risikoaffinen Strategie der Spekulation spannt.
Kapitel vier stellt eines der beiden Hauptkapitel dieser Arbeit dar und beschäftigt sich mit dem Management von Marktpreisrisiken im Stromgroßhandel. Den Anfang in diesem Kapitel macht eine überblicksmäßige Darstellung der Marktrisiken, zu welchen das Basisrisiko, Marktliquiditätsrisiko, Volumensrisiko sowie das in weiterer Folge ausführlich beleuchtete Marktpreisrisiko im Stromgroßhandel zählen. Im Anschluss daran werden die fundamentalen und nicht fundamentalen Einflussfaktoren auf Spot- und Terminpreise erklärt, wobei bei den nicht fundamental begründbaren Einflussfaktoren auf das Problem der Ausübung von Marktmacht eingegangen wird. Bei der Beschreibung der Dynamik von Strompreisen werden die Attribute Volatilität, Mean Reversion, Saisonalität und Zyklität, sowie die spezielle Eigenschaft der Preissprünge erläutert.
Sehr ausführlich erfolgt die Erklärung der Messung des Preisrisikos im Stromgroßhandel mittels Value-at-Risk, dessen Messmethoden Monte-Carlo-Simulation, Varianz-Kovarianz und historische Simulation erklärt werden. Neben der traditionellen Meßmethode des Value-at-Risk Ansatzes werden u. a. Meßmethoden wie der Profit-at-Risk, Cash-Flow-at-Risk oder Earnings-at-Risk Ansatz erklärt. Überdies findet die Implementierung eines Limitsystems mittels Value-at-Risk Berücksichtigung. Der Großteil dieses Kapitels ist den Strompreissicherungsinstrumenten gewidmet, wobei eine Unterteilung in bilateral und börslich gehandelten Stromderivate erfolgt. In die Kategorie der bilateralen Stromderivate fallen Forwards und Swaps, die Flexibilitäten Cap, Floor und Collar, die Alternativen Swing- und Real-Optionen, sowie die in Großbritannien eingesetzten Contract-for-Difference und Electricity-Forward-Aggreement. In die Kategorie der börslich gehandelten Stromderivate fallen Futures und Optionen, deren Grundpositionen ausführlich erläutert werden. Kurz wird auch auf Wetterderivate eingegangen, die zwar nicht Gegenstand dieser Arbeit sind, jedoch zur Besicherung des Mengenrisikos immer öfter Einsatz finden.
Am Anfang des Kapitels fünf, dem zweiten Hauptkapitel nach den Preisrisiken im Stromgroßhandel, steht eine Erklärung des Enron Skandals und dessen Auswirkung auf die Stromhandelsbranche in Europa. Galt bis zu diesem Finanzskandal das Wort Kreditrisiko im Stromgroßhandel als Fremdwort, so waren die europäischen Stromhändler ab diesem Zeitpunkt mit diesem Problem konfrontiert. Bei der Darstellung des Kreditrisikos werden unterschiedliche Definitionen des Begriffs einer Analyse unterzogen und stromhandelsspezifische Kreditrisiken der verschiedenen Marktteilnehmer identifiziert. Nach der Bestimmung der Bestandteile des Kreditrisikos erfolgt eine Analyse des Instruments des Ratings, das im Blick auf die Umsetzung von Basel II immer mehr an Bedeutung für Stromhandelsunternehmen gewinnt. Bei der Erläuterung der Messung des Kreditrisikos wird zuerst das Messinstrument des Credit-Value-at-Risk erklärt und danach anhand der kommerziellen Meßmethoden CreditMetrics und CreditRisk+ erläutert. Den Schwerpunkt in diesem Kapitel fünf bilden die Instrumente der Risikoreduktion und des Risikotransfers. In der Kategorie der Instrumente der Risikoreduktion werden das Netting, Rahmenverträge, Kreditsicherheiten, das Management von Kreditlimiten und das Konzept der Exposure reducing Trades, ausführlich behandelt. Die Instrumente des Risikotransfers umfassen Kreditderivate, das Factoring und die Kreditversicherung, sowie das Instrument des Clearings, das einer sehr ausführlichen Analyse unterzogen wird, da es derzeit das sicherste Instrument zur Vermeidung des Kontrahentenrisikos darstellt.
In Kapitel sechs erfolgt die Evaluierung der Ergebnisse der schriftlichen Befragung, welche die Grundlage für die Erkenntnisse dieser Dissertation darstellen. Nach der Erklärung der Datenbasis werden die Erkenntnisse aus der Befragung nach Themen geclustert wiedergegeben. Diese Erkenntnisse münden in Empfehlungen für Stromhandelsunternehmen, um künftigen Risiken entgegentreten zu können und anhand des Einsatzes von Sicherungsinstrumenten das Risiko auch als Chance dementsprechend nützen zu können. Neben den Vorteilen der Instrumente des Risikomanagements wird auch auf deren Nachteile, vor allem in Bezug auf die Unternehmensgröße der Stromhandelsunternehmen, hingewiesen.
Die aktuellen Entwicklungen an den europäischen Stromgroßhandelsmärkten können folgendermaßen beschrieben werden: Derzeit herrschen
- Bestrebungen der Europäischen Kommission zur Schaffung eines vollständig liberalisierten Strombinnenmarktes[3],
- eine beginnenden Marktkonvergenz innerhalb europäischer Teilmärkte[4],
- die Kommoditisierung der Ware Strom[5],
- die Entwicklung neuer Teilmärkten des Stromgroßhandels[6],
- eine steigende Liquidität im Stromgroßhandelsmarkt[7],
- die Entwicklung neuer Stromhandelsprodukte[8],
- der Eintritt neuer Marktteilnehmern am Stromgroßhandelsmarkt[9],
- das Entstehen neuer Risiken aus diesen Stromhandelsgeschäften[10] und
- die Implementierung eines dadurch notwendigen, unternehmensweiten Risikomanagementsystems,
vor. Trotz aller Liberalisierungsbestrebungen der Europäischen Kommission zur Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes kann man im Moment nicht von einem einheitlichen Preisgefüge der Stromgroßhandelsmärkte sprechen. Derzeit ist der Strommarkt durch seine Heterogenität[11] geprägt und von einem einheitlichen Preisniveau noch weit entfernt. Der unterschiedliche Grad der Liberalisierung sowie die vorherrschende Limitierung von Übertragungskapazitäten an den kontinentaleuropäischen Strommärkten haben zur Entstehung von vier „Preisinseln“ geführt,[12] wobei von einem kontinentaleuropäischen, iberischen, nordischen und südeuropäischen Preiskorridor gesprochen werden kann. Die kontinentaleuropäische Preisinsel könnte als Paradebeispiel eines funktionierenden Strommarktes dienen, denn die Länder Deutschland, Österreich und Frankreich zeigen die Vorteile eines gut funktionierenden Strommarktgefüges. Eine Untersuchung des österreichischen Regulierers E-Control ergab, dass die Großhandelspreise dieser Länder sehr stark miteinander korrelieren und kaum Abweichungen aufweisen. Eine Begründung kann hier in der Ähnlichkeit der Erzeugungsstruktur sowie des gut funktionierenden Cross-Border-Tradings gefunden werden.[13] Überdies ist man dem Ziel der EU-Kommission, der Schaffung eines Stromhandelsmarkts, der die Kosten der Stromerzeugung widerspiegelt und von dem ein allgemein gültiges Preissignal ausgeht, nachgekommen. Zur Erreichung dieses Ziels wurden von den EU-Ländern im Zuge der Umsetzung der EU-Vorgaben in das nationale Recht eine Vielzahl an Strombörsen[14] implementiert. Es galt vor allem durch standardisierte Produkte, die an Strombörsen gehandelt werden, die Marktliquidität zu steigern, die Risiken aus bilateralen Stromhandelsgeschäften zu reduzieren und ein allgemein gültiges Preisniveau für alle, also sowohl börsliche als auch bilaterale Stromhandelsgeschäfte, zu schaffen.
Eine aktuelle Untersuchung der EU zeigt, dass sich der bilaterale Stromgroßhandel stark am institutionellen Strombörsehandel orientiert und somit das Ziel eines gemeinsamen Preissignals für alle Stromhandelsgeschäfte realisiert wurde. Wie in der nachstehenden Grafik zu sehen ist, geht die Entwicklung der OTC-Stromhandelspreise in Deutschland Hand in Hand mit der kontinentaleuropäischen Referenzbörse EEX. Der Grund hierfür liegt in den identen Produkten, die sowohl an den Strombörsen als auch am bilateralen Stromhandelsmarkt gehandelt werden können, wodurch Arbitragemöglichkeiten zwischen bilateralem und börslichem Stromgroßhandelsmarkt möglich sind. Diese Grafik veranschaulicht die Korrelation der Baseload Day-Ahead- OTC- und Börsepreise in Deutschland für das Jahr 2005, wobei klar ersichtlich ist, dass die OTC-Preise den Verlauf der Strombörsepreise folgen.[15] Der Stromgroßhandelsmarkt kann somit nicht ausschließlich auf die Strombörse EEX und das dortige Stromhandelsvolumen reduziert werden. Vielmehr ist der bilaterale Handel in vollem Umfang in sämtliche Bewertungen und Aussagen zum Stromgroßhandelsmarkt mit einzubeziehen, da die hier gehandelten Strommengen die gehandelten Mengen an der
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 3: Korrelation von OTC- und Spotbörsepreisen 2005
[Quelle: EEX, Argus Media in: EUKOM (Energy Sector Inquiry 2006), S. 107]
EEX um ein Vielfaches überschreiten.[16] Wie bereits zuvor festgestellt, bildet Österreich eine Preisinsel gemeinsam mit Deutschland in Kontinentaleuropa, wodurch es nicht verwunderlich ist, dass in Österreich eine starke Korrelation zwischen dem von Platts veröffentlichten OTC-Strompreisindex für Österreich und den Preisen an der österreichischen Strombörse EXAA, vorherrscht.[17] Anhand der Beispiele Deutschland und Österreich kann behauptet werden, dass Marktpreise von Strombörsen als Richtpreise für den gesamten Stromhandel herangezogen werden und zwischen dem bilateralen und börslichen Stromhandel nur geringfügige Preisunterschiede vorherrschen. Für HABERFELLNER/HÖLLER ist diese Konvergenz nicht überraschend, da die Stromgroßhandelspreise in diesen Ländern von den identen Faktoren[18], wie Primärenergiepreise oder CO2-Zertifikatspreise, Verbraucherverhalten, etc., beeinflusst werden. Außerdem führt Arbitrage bei identischen Stromhandelsprodukten durch Stromhändler dazu, dass die Preise der beiden Marktbereiche deckungsgleich sind.[19] Um dem Ziel des EU-25-Strombinnenmarktes näher zu kommen und gerecht zu werden, müssen gemäß der Verordnung des grenzüberschreitenden Stromhandels[20] Kapazitätsengpässe beseitigt und divergierende Liberalisierungsstände der Mitgliedsländern behoben werden.
Zu Beginn der Strommarktliberalisierung im Februar 1999 lagen die Strompreise auf einem Niveau zwischen 15 und 18 €/MWh.[21] Dieses zu Beginn niedrige Preisniveau ist fundamental durch eine kurzfristige Grenzkostenpreissetzung[22], bei der die variablen Kosten der am teuersten eingesetzten Kraftwerkskapazität den Preis bestimmt, zu
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 4: Spotpreisentwicklung 2000 – 2003 an der Strombörse EEX[23]
[Quelle: Hujber (Preisentwicklung 2004), S. 4]
erklären. Im Gegensatz zu der Zeit vor der Liberalisierung war es nach der Liberalisierung nicht mehr möglich, die Vollkosten der Stromproduktion an den Abnehmer weiterzugeben, wodurch auch unrentable Kraftwerke vom Netz genommen wurden. Im November 2001 hatte sich die Preisbildung von den kurzfristigen Grenzkosten gelöst, wofür unterschiedliche Gründe wie eine lange Kälteperiode mit wenig Wasser- und Windenergie, überproportional sinkende Handelsvolumina sowie die negativen Meldungen zu Enron, ausschlaggebend waren.[24] Im Dezember 2001 wurden aufgrund der genannten Gründe Strompreise in der Höhe von € 2.000 erreicht, die als „Super-Price-Spike“[25] bezeichnet werden kann.[26] Die Ankündigung Enron´s, nach Chapter 11[27] Konkurs beantragen zu müssen, hinterließ auch ihre Spuren am Strom-Forward Markt, wodurch die Forwards Ende Dezember 2001 für Lieferungen Ende Dezember 2002 in die Höhe schnellten.[28] Die Strompreise sanken erst wieder im Februar 2002 für einige Monate auf ein relativ niedriges Niveau, das sich wieder approximativ durch eine kurzfristige Grenzkostenpreissetzung erklären lässt.[29] Die Forwards wiesen in diesem Jahr eine stabile Entwicklung nach oben auf, wonach sich Base 2003 auf ein durchschnittliches Niveau von € 23,75/MWh und Peak 2003 auf ein Niveau von € 34,64/MWh verteuerten.
Im Jahr 2003 stiegen die Spotpreise an den europäischen Strombörsen um ca. 30 Prozent, wonach an der EEX Base durchschnittlich € 30 je MWh und Peak durchschnittlich € 37 je MWh kosteten. Diese Preisentwicklung war durch angebots- und nachfrageseitige Faktoren beeinflusst, da ein extrem heißer und trockener Sommer 2003 einerseits einen ungewöhnlich starken Anstieg des Stromverbrauchs verursachte und andererseits ein drastischer Einbruch bei der Wasserkrafterzeugung in ganz Europa zu verzeichnen war.[30] Der Forwardmarkt im Jahr 2003 war wie der Terminmarkt der Strombörsen von einem steilen Anstieg geprägt. Zu Beginn des Jahres gingen viele Marktteilnehmer aufgrund des drohenden Irak-Krieges „long“. Im Sommer 2003 waren es die hohen Spotmarkt-Notierungen, die für Preisschübe am Forwardmarkt sorgten. Im Juli 2003 durchbrach das Jahresband Base04 erstmals die Grenze von 28 €/MWh. Steigende Preise an den internationalen Rohstoffmärkten, vor allem aber am Kohlemarkt[31], waren am nächsten Preisschub im Oktober 2003 verantwortlich. Durch eine sehr hohe Auslastung der Ölförderkapazitäten entstehen Risiken, die sich auf den Terminmärkten in steigenden Preisen niederschlagen. Obwohl Rohöl wird für die Stromerzeugung nicht als Primärenergiequelle eingesetzt wird, hat es dennoch direkte Auswirkungen auf die Gestehungskosten eines Stromversorgers, da der Preis für Rohöl ein korrelierender Indikator für die Gasimportpreise ist.[32] Aufgrund der starken Korrelation[33] zwischen Rohstoff- und Strommärkten stieg der Forward Cal04 auf 33,45 €/MWh.[34] Da im Stromterminmarkt die Preise von der Erwartungshaltung der Marktteilnehmer beeinflusst werden[35], war eine „Einpreisung“ des nahenden CO2-Handels auch im Jahr 2003 beobachtbar. Zwischen Jänner und November 2003 stieg der Futurespreis für eine Bandlieferung im Jahr 2006 von 25 Euro auf 35 Euro je MWh, was eine Preissteigerung von 40 Prozent bedeutete.[36] Das Jahr 2003 war vor allem durch seine überdurchschnittlich hohe Preisvolatilität in der zweiten Jahreshälfte gekennzeichnet, was auf die bereits genannten witterungsbedingten Faktoren sowie den stark gestiegenen Primärenergiepreisen zurückgeführt werden kann. Eine Untersuchung von PRANGE verdeutlicht, dass sich die Volatilität in den ersten Monaten 2003 auf gleich bleibend niedrigem Niveau befand und in der zweiten Jahreshälfte rasch anstieg, wobei die Kontrakte für das Folgejahr eine annualisierte Volatilität von 33 Prozent für Base und 40 Prozent für Peak aufwiesen.[37]
Seit dem Jahr 2005 wird der Stromgroßhandel aller europäischen Länder durch eine neue Kostenkomponente beeinflusst, denn seit Februar 2005 bestimmt der CO2-Zertifikatepreis[38] das Strompreisniveau erheblich und hat zu weiter steigenden Großhandelspreisen weit über 55 € je MWh in Europa geführt. Neben der Kostenkomponente CO2-Zertifikatehandel waren auch die allgemein stark gestiegenen Primärenergieträgerkosten für den Preisanstieg verantwortlich. Das weit über dem europäischen Durchschnitt liegende Preisniveau in Großbritannien ist auf den überproportional gestiegenen Gaspreis zurückzuführen, da hier ein Großteil der Kraftwerke mit Erdgas betrieben wird. Die Großhandelspreise für Strom stiegen im Jahr
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 5: Entwicklung der europäischen Forwardpreise 2005 - 2006
[Quelle: Niedrig (Grundlagen des Stromhandels 2006), S. 12]
2005 signifikant und lagen im Jahresdurchschnitt an der Strombörse EEX bei 46 Euro je MWh und somit um 61 Prozent höher als der Durchschnitt des Jahres 2004 für das idente Stromhandelsprodukt. Die durchschnittlichen Preise für Peak zeigten eine parallele Entwicklung und stiegen um 67 Prozent von ca. 38 €/MWh im Jahr 2004 auf rund 63 €/MWh im Jahr 2005. Die Preisentwicklung auf den Spotmärkten beeinflusste auch die Stromterminmärkte, wenn auch der Anstieg der Preise dort um einiges moderater ausfiel. So wurde Cal 06 Base im Durchschnitt des Jahres 2004 zu 34 €/MWh gehandelt, im Jahr 2005 zu 41 €/MWh, was einen Anstieg von 21 % bedeutete. Die Peak-Notierungen stiegen etwas geringer von 51 €/MWh im Jahresdurchschnitt 2004 auf 56 €/MWh im Jahr 2005.[39]
Die Trends aus dem Jahre 2005, stark gestiegene Primärenergiepreise, die Einführung des CO2-Zertifikatehandels sowie witterungsbedingte Einflüsse, setzten sich zu Beginn des Jahres 2006 fort und sorgten weiterhin für ein hohes Niveau bei den Terminpreisen für die Lieferung von Grundlast im Jahre 2007. Getrieben vor allem von hohen Gaspreisen, lagen die UK-Großhandelspreise lange Zeit an der Spitze in Europa und erreichten Spitzenwerte von nahe rund 85 €/MWh. Dem Allzeithoch in den europäischen Staaten folgte ein sehr starker Einbruch Ende April 2006, da von fünf EU-Staaten der tatsächliche Bedarf an CO2-Zertifikaten für 2005 veröffentlicht wurde. Nachdem die Mitgliedsstaaten deutliche Übermengen meldeten, gab der CO2-Kontrakt bis Ende April um mehr als 50 Prozent nach und notierte danach bei 13,68 €/EUA.[40]
Nach dieser Korrektur der Zertifikatemengen gingen die Großhandelspreise für Strom ebenfalls stark zurück, jedoch nahmen die Notierungen im Mai 2006 wieder an Fahrt auf. Im Juli 2006 verzeichnete der Spotpreis für Grundlaststrom einen neuen Höchststand[41] seit Aufnahme des Börsenstromhandels in Deutschland. Verursacht wurde dies durch lang anhaltende Hitzeperiode im Sommer, sinkende Pegelstände und eine stetige Erwärmung der Flüsse, verbunden mit einer nachlassende Kühlwasserverfügbarkeit und der daraus folgenden Drosselung von Kraftwerken in ganz Europa. Auch die meist in den Sommermonaten stattfindenden Kraftwerksrevisionen und eine geringe Windenergieeinspeisung trugen zu dem Angebotsrückgang im Strommarkt bei. Nach dem Abklingen der Hitzeperiode wies die Preisentwicklung am Spotmarkt wieder normale und moderate Preisschwankungen auf.[42] Am Ende des Jahres 2006 lagen die Notierungen in Frankreich und Deutschland bei fast identen 55 €/MWh, nur Holland lag mit rund 65 €/MWh über den Durchschnitt. Der milde Winter und die sehr gute Wasserführung der skandinavischen Flüsse, ließ den Strompreis in Skandinavien am Ende des Jahres bei niedrigen 45 €/MWh notieren.[43]
Den ersten beiden Jahren mit sehr liquidem Handel folgte ein starker Rückgang im Jahr 2002, dem Neuanfang nach dem Enron-Debakel. Die Marktteilnehmer wurden viel vorsichtiger und führten erstmals rigorose Risikorichtlinien mit engeren Handelslimits ein. Stromhandelsunternehmen mit einer angespannten finanziellen Lage wurden höchstens nur mehr zum Wochen- oder Tageshandel zugelassen. Die Folge der neuen und strengeren Risikomanagement-Richtlinien war der Rückzug fast aller amerikanischen Stromhandelshäuser Mitte 2002. Diese US-Player waren der Garant für genügend Liquidität im europäischen Stromhandel, sodass die Liquidität im Markt signifikante Einbußen zu verzeichnen hatte. Somit rückte das physische Stromhandelsgeschäft wieder in den Mittelpunkt und drängte den spekulativen Handel in den Hintergrund. In der Vergangenheit hatten vor allem die Liquiditätsbringer aus Amerika auf hohem Niveau immer wieder Ausbrüche riskiert.[44] Nach den Turbulenzen
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 6: Liquiditätsentwicklung im Stromgroßhandel 2001 - 2006
[Quelle: RWE (Stromhandel 2007), S. 5]
im Jahr 2002 haben sich Europas Stromgroßhandelsmärkte wieder sehr gut erholt. Liquide Day-Ahead- und Forwardmärkte, in Verbindung mit geöffneten Intra-Day- und Ausgleichsenergiemärkten, reflektieren das gestiegene Vertrauen in die Day-Ahead-Preise und die Märkte. Wie in dieser Abbildung ersichtlich, konnte sich das Stromhandelsvolumen nach einem Einbruch im Jahr 2003 bereits ein Jahr danach stabilisieren und wieder auf ein Gesamtvolumen von rund 4.600 TWh anwachsen. Diese Tabelle zeigt das Stromhandelsvolumen im Verhältnis zum Verbrauch des jeweiligen EU-Mitgliedstaates. Hierbei wird deutlich, dass der kurzfristige Spothandel überwiegend über den standardisierten Strombörsehandel abgewickelt wird und der bilaterale Handel einen verhältnismäßig geringen Anteil darstellt. Betrachtet man den Terminhandel, so wird klar ersichtlich, dass der bilaterale Stromterminhandel weitaus überwiegt und etwa in Deutschland mehr als 550 Prozent des nationalen Stromverbrauchs ausmacht, was für einen überaus liquiden Stromhandelsmarkt spricht.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Tabelle 1: Handelsvolumen ausgewählter Teilmärkte[45]
[Tabelle: eigene Darstellung Quelle: EUKOM (Energy Sector Inquiry 2006), S. 111 f.]
Dies gilt auch für die Länder Holland und Frankreich, wobei der Unterschied in Frankreich mit rund 80 Prozent geringer ausfällt. Im Jahr 2005 betrug das bilaterale Stromhandelsvolumen in Deutschland 3.500 TWh, was das Siebenfache des deutschen Energiekonsums bedeutet[46], wobei hauptsächliche Base- und Peak-Produkte gehandelt wurden. In Gesamteuropa überschritt im Jahr 2005 das Stromhandelsvolumen erstmals die 6.000 TWh-Grenze, wobei vor allem der deutsche und norwegische OTC-Handel stark an Stromhandelsvolumen zunehmen konnte. Im Jahr 2006 wurden europaweit mehr als 6.200 TWh Strom gehandelt, was rund das Zweifache des EU-Stromverbrauchs eines durchschnittlichen Jahres bedeutet. Rund 75 % aller Stromhandelsgeschäfte wurden bilateral getätigt, der Differenzbetrag über die Strombörsen. Das Handelsvolumen am Stromterminmarkt stieg an der deutschen Strombörse EEX um mehr als 100 Prozent, jedoch konnte das Spotmarktvolumen nur einen geringen Anstieg verzeichnen. Außer Spanien konnten alle europäischen Teilmärkte einen Anstieg ihres Gesamthandelsvolumens aus Stromhandel verzeichnen.[47] Um die Liquidität und die Transparenz an den europäischen Großhandelsmärkten weiter zu steigern, hat die EU die Direktiven „Internal Electricity Market“ und „Cross-Border-Regulation“ ins Leben gerufen. Die Umsetzung der Richtlinie zum grenzüberschreitenden Stromhandel ist von immenser Notwendigkeit, da Länder wie Luxemburg (62 %); Lettland (51 %) und Ungarn (22 %) Netto-Importländer sind und teilweise mehr als die Hälfte ihres Strombedarfs importieren müssen.[48]
Energieträger wie Öl und Kohle sind bereits seit geraumer Zeit dem vollständigen Wettbewerb ausgesetzt. Seit einigen Jahren gilt dies auch für Elektrizität, wobei bereits in vielen Ländern Europas der Stromhandelsmarkt vollständig geöffnet wurde. Damit Strommärkte funktionieren können, brauchen sie den Stromgroßhandel – also den freien Austausch von Elektrizität. Der europäische Strommarkt hat in den letzten Jahren einem starken Wandel unterzogen bzw. unterziehen müssen. Vorangetrieben wurden diese Veränderungen durch die Europäische Kommission, denn mit dem Jahr 2007 sollte der Strommarkt in allen europäischen Ländern vollständig geöffnet und dereguliert sein. Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 7: Eckpfeiler des europäischen Strombinnenmarktes
[Grafik: eigene Darstellung]
Das primäre Ziel der Strommarktliberalisierung war die Schaffung eines rechtlichen Rahmens zur effizienten Verteilung des knappen Gutes Strom, der den Marktteilnehmern für ihre Entscheidungen die richtigen und transparenten Preissignale liefert.[49] Der Europäischen Union kommt in der Entwicklung hin zu mehr Wettbewerb, Effektivität und Integration noch heute eine sehr wichtige koordinierende Rolle zu. Den Anfang[50] machten grundlegende Regeln für mehr Offenheit auf nationalen und in bestimmten Fällen auch regionalen Märkten. Schrittweise sind weitere Gesetze eingeführt worden, um ab dem Jahr 2007 einen ungeschränkten Wettbewerb für alle Teilnehmer aller Verbrauchsklassen zu gewährleisten.[51] Auslöser für die Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes war die Ölkrise von 1973, denn diese führte den europäischen Industriestaaten die Abhängigkeit von ausländischen Energielieferungen vor Augen. Um diesem Szenario am Elektrizitätssektor zu entgehen, wurde die europäische Vereinigung der Netzbetreiber UCTE gegründet.[52] Die UCTE hat den optimalen Einsatz von Stromerzeugungs- und Übertragungsanlagen als Hauptaufgabe, um den internationalen Stromaustausch am „Power-Highway“ zu erleichtern und zu fördern, wobei der Grundsatz der Wirtschaftlichkeit für die Mitgliedsstaaten im Vordergrund steht. Die EU sieht in einem funktionierenden Stromgroßhandelsmarkt die Vorteile[53]
- der Gewährleistung eines effektiven Wettbewerbs auf der Erzeugungs- und Absatzstufe,
- einer effizienten Allokation von Investitionen und einer verbesserter Versorgungssicherheit,
- eines effizienten Einsatzes der Kraftwerkskapazitäten,
- der Implementierung eines effizienten Risikomanagements sowie
- eines effizienten Einsatzes und Ausbaus der Netzkapazitäten.
Zur Erreichung eines harmonisierten und einheitlichen Strombinnenmarktes wurden seitens der EU einige gesetzliche Bestimmungen, verpflichtend für die EU-Mitgliedsstaaten, ins Leben gerufen. Die Einhaltung dieser Richtlinien und der dadurch erwirkte Fortschritt werden von der Europäischen Kommission mittels Market-Screening regelmäßig überprüft und seit 1991 in Benchmark-Berichten auch öffentlich publiziert.[54] Nachfolgend werden die wichtigsten Gesetze in ihren Kernpunkten kurz dargestellt, wobei neben den verschiedenen Strombinnenmarktrichtlinien auch die Richtlinie zum grenzüberschreitenden Stromhandel, die Richtlinie zum Emissionshandel und die Richtlinie zum Handel mit finanziellen Stromprodukten, dargestellt werden.
Der erste Meilenstein zum europäischen Stromgroßhandel war die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG[56] des Europäischen Parlaments und des Rates betreffend gemeinsamer Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt, die von den zwei Grundprinzipien Realisierung der Marktöffnung im Elektrizitätssektor und die Stärkung des Wettbewerbs, gekennzeichnet war. Kernpunkte dieser Richtlinie waren die Organisation des Netzzuganges, Marktöffnung in vorgegebenen Schritten sowie Unbundling und Transparenz in der Buchhaltung. Die Umsetzung in das nationale Recht erfolgte in Österreich im Jahr 1998 durch das Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz ELWOG[57], welches in den Kernpunkten einen freien Netzzugang, das Unbundling von Stromerzeugung, Stromvertrieb und Stromübertragung, vorsah, wobei aber dieser erste Gesetzesentwurf später öfters abgeändert und abgepasst wurde.[58] Da der Vorschlag einer schrittweisen Umsetzung der Liberalisierung[59] von kleinen und mittleren Industrieunternehmen sowie Privatkunden abgelehnt wurde, entschloss sich die österreichische Bundesregierung, den Strommarkt per 1. Oktober 2001 vollständig zu öffnen. Die Kernpunkte des neuen ELWOG II waren: - die Einteilung des Strommarktes in Regelzonen, - die Implementierung der österreichschen Strombörse EXAA als unabhängige Clearing- & Settlement-Einrichtung, - Unbundling der Wertschöpfungskette in Erzeugung, Vertrieb und Stromtransport, - Einführung der Stromkennzeichnungspflicht sowie die Errichtung der Regulierungsbehörde E-Control. Die Aufgaben der nationalen Regulierungsbehörde ist die Erfüllung gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen, Gewährleistung der Versorgungssicherheit sowie die Überwachung der Preisgestaltung, insbesondere der Netztarife.[55]
Die Beschleunigungsrichtlinie 2003/54/EG[60] wurde am 15. Juli 2003 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht und ersetzt seit 1. Juli 2004 die bislang geltende Richtlinie Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG[61]. Gegenstand der neuen EU-Richtlinie ist im Wesentlichen die vollkommene Öffnung der nationalen Märkte bis 1. Juli 2007, die Einführung eines regulierten Netzzuganges, die Einrichtung unabhängiger Regulierungsbehörden, die Verpflichtung zur gesellschaftsrechlichen organisatorischen und buchhalterischen Trennung des Netzes von anderen Tätigkeiten eines integrierten Unternehmens („Unbundling“), die Betonung der Versorgungssicherheit sowie die Stärkung der Rechte der Konsumenten. Österreich hat die Vorgaben der neuen Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie durch eine Novelle zum Elektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetz (ElWOG), BGBl. I Nr. 63/2004, umgesetzt[62], die mit 22. Juni 2004 in Kraft getreten ist.[63]
Das EU-Regelwerk definiert den grenzüberschreitenden Stromfluss als das „Durchleiten eines physikalischen Leistungsflusses durch ein Übertragungsnetz eines Mitgliedsstaates aufgrund der Tätigkeit von Erzeugern oder Verbrauchern außerhalb dieses Mitgliedsstaates“.[64] Zur Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes schuf die EU die Richtlinie EG 1228/2003 zum grenzüberschreitenden Stromhandel,[65] deren Eckpunkte folgendermaßen zusammengefasst werden können. Die angewandten Netzengpass-Managementmethoden müssen kurzfristige Engpässe auf marktorientierte, wirtschaftlich effiziente Weise beseitigen; es müssen von ihnen Signale oder Anreize für effiziente Investitionen in Netz und Erzeugung ausgehen; die Übertragungsnetzbetreiber müssen nicht diskriminierende und transparente Standards für Netzengpass-Managementmethoden festlegen und veröffentlichen; die unterschiedliche Behandlung grenzüberschreitender Stromflüsse wird auf ein Mindestmaß beschränkt; die Methode für die Zuweisung knapper Übertragungskapazitäten muss transparent sein, die von dem Netzengpassmanagement ausgehenden Preissignale müssen von der Übertragungsrichtung abhängig sein; die Übertragungsnetzbetreiber müssen Übertragungskapazitäten mit einem möglichst hohen Verbindlichkeitsgrad anbieten.[66] Diese Verordnung über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromgroßhandel hat seit 1. Juli 2004 Geltung und ist unmittelbar anwendbar. Da das Gemeinschaftsrecht nicht die Zuständigkeit nationaler Behörden festlegen kann, bedurfte es einer innerstaatlichen Zuständigkeitsregelung. Der österreichische Regulierer E-Control ist für die Überwachung der Einhaltung der EU-Stromhandelsverordnung sowie der auf ihrer Grundlage erlassenen Leitlinien zuständig, die E-Control Kommission für Entscheidungen über Anträge betreffend Ausnahmen vom regulierten Netzzugang für neue Verbindungsleitungen. Die Landesregierungen haben geeignete Sanktionen für Verstöße gegen die EU-Stromhandelsverordnung samt Leitlinien gesetzlich festzulegen.[67]
Die EU hat ihre Entschlossenheit zur internationalen Zusammenarbeit und zur Bekämpfung der Auswirkungen der Treibhausgasemissionen bekräftigt. Allerdings wurde der Vorschlag von 1992 zur Einführung einer Kohlendioxid- und Energiesteuer bis heute nicht umgesetzt, was auf den starken Widerstand einiger Mitgliedstaaten und auf die mangelnde Unterstützung der Hauptkonkurrenten USA und Japan auf den Weltmärkten zurückzuführen ist. Wie wichtig ein abgestimmter Aktionsplan zur Reduzierung der Treibhausgase ist, wurde auf der UN-Klimakonferenz in Kyoto im Dezember 1997 deutlich. Die EU hat sich verpflichtet, ihre CO2-Emissionen bis 2008-2012 um acht % gegenüber dem Stand von 1990 zu reduzieren. Nach einer langen und kontroversen Debatte wurde im Juli 2003 die Richtlinie zum Thema Treibhausgasemissionen (2003/87/EG)[68] angenommen. Mit dieser Richtlinie wurde ab 2005 das weltweit größte System für den Emissionshandel geschaffen, das derzeit überprüft wird. Für 2012 ist der Einstieg in eine zweite Etappe geplant. Die neuen Mitgliedstaaten sind in den Energiebinnenmarkt einzubeziehen, damit sie vom offenen Wettbewerb, von der Verbesserung der Energieeffizienz und der schrittweisen Einführung erneuerbarer Energiequellen profitieren können.[69] Die Mitgliedstaaten hatten einen nationalen Zuteilungsplan [NAP] aufzustellen, aus dem hervorgeht, wie viele Zertifikate sie für den festgelegten Zeitraum zuzuteilen beabsichtigen und wie sie die Zertifikate für die einzelnen Anlagen zuzuteilen gedenken. Mindestens 95 % der Zertifikate für den ersten Dreijahreszeitraum wurden kostenlos zugeteilt, wobei für den am 1. Januar 2008 beginnenden Fünfjahreszeitraum mindestens 90 % der Zertifikate kostenlos zugeteilt werden. Die Mitgliedstaaten gewährleisten den freien Verkehr der Zertifikate innerhalb der Europäischen Union und stellen sicher, dass der Betreiber für jede Anlage bis spätestens 30. April jedes Jahres eine Anzahl von Zertifikaten abgibt, die den Gesamtemissionen der Anlage im vorhergehenden Kalenderjahr entspricht. Diese Zertifikate werden anschließend gelöscht.[70]
Die Richtlinie Markets in Financial Instruments Directive [MiFID][71] ändert durch den Einbezug von Warenderivaten und somit auch Stromderivaten in den Kreis der Finanzinstrumente erheblich die rechtlichen Rahmenbedingungen für den Handel mit diesen Finanzinstrumenten durch Stromhandelsunternehmen.[72] Die MiFID ist seit April 2004 in Kraft und sollte bis Anfang 2007 in nationales Recht umgesetzt worden sein und ab November 2007 Anwendung finden.[73] Die Vorgängerin der MiFID, die Investment Service Directive [ISD], hatte den Handel mit Energiederivaten nicht berücksichtigt und auf diese Weise eine aufsichtsrechtliche Harmonisierung des Energiehandels in Europa aufgeschoben. Im Anhang der MiFID wurde festgelegt, dass grundsätzlich alle Energiederivate, und zwar sowohl die physisch als auch die bar abgerechneten Verträge, als Finanzinstrumente anzusehen sind, weshalb der Handel mit diesen Instrumenten in den Anwendungsbereich der Richtlinie fallen kann. Besonderheiten gelten jedoch für alle physisch zu erfüllenden, nicht an einem geregelten Markt oder einer Handelsplattform gehandelten Energiederivate.[74] Hierbei ist besonders zu berücksichtigen, dass vor allem bilateral gehandelte Forwards über diese Handelsplattformen gehandelt werden.[75] Die für den Strom- und Energiehandel besonders relevante Ausnahmevorschrift ist, die den Handel im Eigengeschäft mit Warenderivaten und auch den Handel mit Warenderivaten für Kunden aus dem Hauptgeschäft einer Unternehmensgruppe freistellt. Diese Ausnahme ist von besonderer Relevanz im Verhältnis zwischen Energieversorgern und deren Abnehmern. Die Ausnahme gilt allerdings dann nicht, das heißt der Anwendungsbereich der MiFID ist eröffnet, wenn der Handel mit Energiederivaten durch Unternehmen aus einer Unternehmensgruppe betrieben wird, deren Haupttätigkeit im Erbringen von Wertpapierdienstleistungen[76] oder Bankdienstleistungen besteht. Also die Energy Trading Floors der Banken sollen keinesfalls aus dem Anwendungsbereich der MiFID herausfallen.[77] Den Vorteil bietet MiFID für den finanziellen grenzüberschreitenden Stromgroßhandel, da durch den so genannten „Europäischen Pass“[78] die Stromhandelsunternehmen keine zusätzlichen Erlaubnisse für den Handel mit Stromderivaten einholen müssen.[79] Der Einfluss von MiFID auf den Stromhandel ist sehr beschränkt, denn einerseits werden Stromhandelsgeschäfte am Spotmarkt weiterhin nicht berücksichtigt und andererseits gilt die Meldepflicht von Stromtermingeschäften nur für Wertpapierdienstleistungsunternehmen.[80]
In der Regel wird der Umwandlungsprozess in Gang gesetzt, indem eine entsprechende Deregulierung erfolgt und sich ein Produktmarkt für kurzfristige Lieferungen entwickelt, auf dem die entsprechende Ware zu öffentlich notierten Preisen gehandelt wird.[81] Die EU-weite Liberalisierung ermöglicht den Marktteilnehmern, ihren Stromlieferanten selbst zu wählen, wodurch ein Preiskampf in Verbindung mit kurzfristigen Lieferverträgen und neuen Stromhandelsprodukten ausgelöst wurde. Während die Preise bei langfristigen Verträgen meist nicht in direktem Zusammenhang mit der jeweils aktuellen Angebots- und Nachfragesituation stehen, ergeben sich die Preise der kurzfristigen Verträge als Funktion von Angebot und Nachfrage.[82] Da Elektrizität ein homogenes Gut darstellt, welches aufgrund der physischen Eigenschaft jederzeit substituierbar ist und es aus Nachfragersicht keine offensichtlichen Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
[Grafik: eigene Darstellung]
Abbildung 8: Evolution europäischer Strombörseplätze
Unterscheidungsmerkmale aufweist, kann Elektrizität als Ware bzw. Commodity betrachtet werden. Zu Beginn eines Kommoditisierungsprozesses steht die einheitliche Produktdefinition, wodurch der Stromhandel auf zwei Variablen, dem Preis und die Menge, beschränkt werden. Die Fungibilität[83] dieser Stromhandelsprodukte ermöglicht den Stromhändlern eine aktive Teilnahme am Stromhandel, da aufgrund gegebener Liquidität die Stromhandelsprodukte jederzeit gekauft und verkauft werden können.[84] Durch die Kommoditisierung und Fungibilität der Ware Strom sowie der Umsetzung der EU-Vorschriften in nationales Recht wurde eine Vielzahl an Strombörsen installiert, an denen standardisierte Stromhandelsprodukte gehandelt werden können. Bei der Klassifizierung von Strombörsen ist zwischen Börsen mit anreizregulierter oder verpflichtender Teilnahme und Börsen mit freiwilliger Teilnahme zu unterscheiden. Zu den Strombörsen mit freiwilliger Teilnahme zählen die deutsche EEX, die österreichische EXAA oder die französische Powernext. Die verpflichtende oder anreizregulierte Teilnahme findet an der spanischen OMEL, der nordischen Nordpool oder der italienischen GME statt. Das derzeitige Ende der Evolutionskette von börslichen Stromhandelsplätzen bilden die portugiesische OMIP, die mit Juli 2006 in Betrieb ging und die in Belgien ansässige BELPEX, die mit November 2006 ihren Betrieb aufnahm. Die belgische BELPEX wurde vor dem Hintergrund des trilateralen „Market-Couplings“[85], der Verbindung der Märkte Frankreichs, Belgiens und Hollands gegründet. Die OMIP bildet einerseits im iberischen Teil Europas das Pendant zur spanischen OMEL und ist andererseits das letzte Glied in der Gründung des seit längerer Zeit geplanten iberischen Strommarkts MIBEL.[55]
Der derzeit letzte Evolutionsschritt ist die Schaffung eines börslichen Stromderivatemarktes, an dem Terminprodukte gehandelt werden, die u. a. der Absicherung gegen Risiken aus Stromhandelsgeschäften dienen.[86] Die Implementierung von Stromterminmärkten bedingte auch eine Evolution bei den Stromhandelsprodukten.[87] So entstand mit einer steigenden Marktreife eine Entwicklung weg von bilateral gehandelten Stromprodukten hin zu standardisierten Stromterminprodukten.[88]. An der deutschen Strombörse EEX können derzeit Futures und Optionen gehandelt werden, wobei Futures bereits auch mit physischer Erfüllung gehandelt werden können. Zwar existierte bereits vor der EU-weiten der Stromhandelsmärkte ein börslicher Stromderivatehandel an der norwegischen Strombörse Nordpool[89], jedoch war diese für den kontinentaleuropäischen Raum aufgrund der fehlenden physischen Anbindung nicht von Bedeutung. Auch in den Niederlanden hat man den Bedarf nach Stromderivaten erkannt und im Jahr 2004 die Energiederivatebörse Endex gegründet.
Die Märkte für Strom, der Primärenergieträger Öl, Gas und Kohle sowie neuerdings CO2-Emissionszertifikate, weisen einen verstärkten Trend zu Konvergenz auf. Seit dem Start des Emissionshandels sind die Rohstoff- und Strommärkte über CO2-Zertifikate noch enger miteinander verbunden.[90] Vorangetrieben wird dies durch die vollständig abgeschlossene Liberalisierung der Gas- und Strommärkte, dem steigenden Bedarf an CO2-Zertifikaten sowie die zunehmende Nachfrage nach Erdgas in der Stromproduktion. Für den Strompreis kann daraus abgeleitet werden, dass es zu einer stärkeren Korrelation mit dem Preis von Gas und CO2-Emissionszertifikaten kommen wird, während die Korrelation zwischen Gas- und Ölpreis schwächer wird. Überdies lässt die Bestrebung der Energiekonzerne, ihr Unternehmen als Multi-Utility- bzw. Cross-Commodity-Unternehmen am Markt, in Hinblick auf Marktpenetration, Synergiepotenziale und die Erwirtschaftung von Skalenerträgen, zu positionieren, die verschiedenen Commodity-Märkte näher zusammenrücken.[91] Der österreichische Versuch zur Gründung eines Cross-Commodity-Unternehmens scheiterte im Jahr 2006. Der österreichische Öl- und Gasmulti OMV wollte mit dem Stromkonzern VERBUND fusionieren, um ein vertikal und horizontal integriertes Energieunternehmen zu gründen. Grundziel war das Ausnützen der Strom-/Gaskonvergenz sowie den Konvergenzen im Bereich der Erdgas- und Stromnetze. Jedoch schlug die Fusion aufgrund politischer Interventionen fehl.
Die Verbindung von konvergenten Strom- und Gasmärkten mit neu entstehenden überregionalen Strommärkten führt unmissverständlich zu neuen strategischen Optionen für die europäischen Stromhandelsunternehmen. Bis zur Einführung des Emissionshandels gab es nur eine geringe bis gar keine Beziehung zwischen den europäischen Commodity-Märkten. So konnte nur in Großbritannien eine Korrelation zwischen NBP[92] Gas, IPE[93] Oil und dem britischen Strommarkt nachgewiesen werden.[94] Durch die Einführung des Emissionshandelssystems wurde ein Bindeglied zwischen den Commodity-Märkten geschaffen, wodurch eine stärkere Marktkonvergenz zu erwarten ist.[95] JUDITSCH sieht in einem ständigen Wechsel des Primärenergieträgers („Fuel switching behaviour“) einen wesentlichen Treiber in der Stromproduktion.[96] Grundvoraussetzung etwa einer Strom-/Gaskonvergenz ist das Vorhandensein bereits vollständig entwickelter Strom- und Gasmärkte.[97] Die positive Korrelation der Energieteilmärkte wird einerseits aus technischen und andererseits aus ökonomischen Gründen zunehmen.[98] Diese positive Korrelation in Form der Strom-/Gaskonvergenz[99] kommt vor allem in der Arbitrage[100] zwischen Strom- und Gasmarkt zum Ausdruck, da eine teilweise Substituierbarkeit der beiden Energieträger vorherrscht.[101] Die Gas- und Strompreise sind in vollständig liberalisierten Energiemärkten stark korreliert, jedoch kann wegen der unterschiedlichen Charakteristika der beiden Commodities und der verschiedenen Handelsmechanismen zeitweise zu stärkeren kurzfristigen Preisabweichungen kommen, wodurch Arbitrage möglich wird.[102] Die Entwicklung in England zeigt jedoch, dass das Fuel-Switch-Potential nicht nur von den CO2-, Kohle oder Gaspreisen abhängt, sondern liquide Gashandelsmärkte erfordert. In liquiden Gashandelsmärkten findet ein Wechsel zum Energieträger Gas automatisch statt, sobald der Clean Spark Spread (Strompreis abzüglich variabler Erzeugungskosten aus Gas und CO2) den Dark Spread (Strompreis abzüglich Gas und CO2-Kosten) übertrifft.[103] Durch das Zusammenwachsen europäischer Strom- und Gasmärkte wird es früher oder später auch zu einer Konvergenz der Regulierungsbehörden kommen.[104]
Neben der Konvergenz zwischen Primärenergieträger- und Stromhandelsmärkten kann eine Konvergenz bei den Spotmarktpreisen von europäischen Strombörsen selbst beobachtet werden. Die Untersuchung des österreichischen Regulierers E-Control ergab, dass die Großhandelspreise von Deutschland, Frankreich und Österreich stark voneinander abhängig sind und über den Beobachtungszeitraum starke Konvergenz zeigen[105]. Die geringsten Zusammenhänge zu den anderen, an der Untersuchung beteiligten Strombörsen, weisen die Strompreise an der spanischen Strombörse OMEL und der norwegischen Nordpool auf. Es scheint zwar eine zu den resteuropäischen Börsen konvergierende Bewegung stattzufinden, der Zusammenhang bleibt jedoch auch 2005 schwach.[106] Von einer EU-weiten Preiskonvergenz kann derzeit nicht gesprochen werden, es kann lediglich eine Einteilung in einen kontinentaleuropäischen, iberischen, nordischen und südeuropäischen Teilmarkt vorgenommen werden. Gründe für eine fehlende gesamteuropäische Preiskonvergenz sind unterschiedliche Liberalisierungs-grade, limitierte Übertragungskapazitäten zwischen den Teilmärkten, sowie ein zu hoher Konzentrationsgrad in den nationalen Strommärkten.[107]
Im Zuge der Liberalisierung von Strommärkten entstanden neue organisierte Teilmärkte, die aufgrund regulatorischer Vorschriften notwendig geworden sind. Grundsätzlich erfolgt anhand der Fristigkeit die Unterscheidung zwischen Spotmarkt und Terminmarkt. Da aufgrund regulatorischer Vorschriften sowie des grenzüberschreitenden Stromhandels der Ausgleichs- und Regelenergiemarkt in den Mittelpunkt gerückt sind, sollen auch diese hier dargestellt werden. Das folgende Unterabschnitt soll somit die neu entstandenen und notwendig gewordenen Teilmärkte beschreiben und auf die Einsatzmöglichkeit strukturierter Handelsprodukte innerhalb dieser Segmente hinweisen. Die Beschreibung dieser Produktfamilien konzentriert sich [55]
Tabelle 2: Teilmärkte und Produktfamilien im Stromgroßhandel
[Tabelle: eigene Darstellung]
dabei nicht auf mögliche Absicherungsmöglichkeiten oder Modellierungen, sondern rein auf die Einsatzmöglichkeiten für den Marktteilnehmer und die Funktionsweise des Produktes.
Der Ausgleichs-/Regelenergiemarkt[108] ging gleichzeitig mit der Liberalisierung der Strommärkte in Betrieb, womit die Möglichkeit geschaffen wurde, die Unausgeglichenheit für jeden Marktteilnehmer zwischen Vertrags- und Messdaten für jede Viertelstunde zu ermitteln und verursachergerecht zu verrechnen.[109] Die Existenz dieses Marktes resultiert aus der technischen Notwendigkeit, das Übertragungsnetz aus Gründen der Frequenzhaltung und der Versorgungssicherheit laufend in einem physikalischen Gleichgewichtszustand zu halten[110] und wird ausschließlich von Produzenten und Netzbetreibern partizipiert. Die Differenzen zwischen der Einspeisung von Strom und der tatsächlichen Stromentnahme durch die Kunden, werden kurzfristig durch die zuvor beschaffte Regelenergie ausgeglichen, weshalb diese auch als Ausgleichsenergie bezeichnet wird. Für den technischen Ausgleich zur Herstellung des physikalischen Gleichgewichtszustands sorgen die Netzbetreiber in ihrer jeweiligen Regelzone durch kurzzeitiges Zu- und Abschalten von Erzeugungskapazitäten. Der verantwortliche Netzbetreiber verfügt in seinem Übertragungsnetzbereich über eine Alleinstellung bei der Beschaffung und Bereitstellung dieser Regelenergie. Der Regelenergiebedarf der Bilanzkreise ergibt sich aus der Summe der Abweichungen zwischen den gemeldeten Fahrplänen und dem tatsächlichen Kundenverbrauch bzw. der tatsächlichen Einspeisung durch die Kraftwerke. Er wird zu jeder ¼-Stunde als mittlerer Leistungswert durch den Regelzonensaldo erfasst. Die Abrechnung mit den Bilanzkreisen erfolgt viertelstündlich auf Basis der mittleren Arbeitspreise für Regelenergie.[111] Der Netzbetreiber übernimmt erstattungspflichtig überschüssige Ausgleichsenergie und liefert kostenpflichtig fehlende Ausgleichsenergie. Anders als die großen Verbundunternehmen können neue Marktteilnehmer aufgrund ihres kleinen Kundenportfolios ungeplante Strommehr- und -minderentnahmen der Kunden weniger gut ausgleichen und haben dadurch einen höheren Regelenergiebedarf.[112]
Aufgrund der vergleichsweise ungenauen Prognostizierbarkeit von Windenergie-einspeisungen ist infolge des Ausbaus der Windenergie eine Zunahme des Bedarfs an Regelleistung und -energie zu verzeichnen bzw. in der Zukunft deutlich verstärkt zu erwarten.[113] Die Ausgleichsenergie ist daher ein wesentliches Vorprodukt der Belieferung von Endkunden.[114] Der physikalische Gleichgewichtszustand wird von den Netzbetreibern durch Anwendung eines zwischen den UCTE-Mitgliedern abgestimmten, mehrstufigen Verfahrens zur Netzregelung unter Einhaltung spezifischer technischer Regelwerke wahrgenommen.[115] Die verschiedenen Regelenergiequali-täten[116] unterscheiden sich nach ihrer technischen Realisierung, dem zeitlichen Einsatz sowie ihrer Aktivierungsgeschwindigkeit. Gemäß den Anforderungen im europäischen Verbundnetz der UCTE beschaffen Netzbetreiber folgende Regelleistungsqualitäten:[117] Der Regelenergiemarkt dient ausschließlich der Beschaffung der verschiedenen Regelqualitäten und ist von anderen Strommärkten vollkommen losgelöst.[118] Gegenteilig legt sich die EU-Kommission in ihren Entscheidungen nicht fest, ob die Regelenergie einen eigenen Markt darstellt.[119]
Eine relativ neue Entwicklung im Stromgroßhandel sind der Intra-Day-[120] und Yesterday-Markt, welche die Lücke zwischen Day-Ahead- und Regelenergiemarkt schließen sollen, indem Fahrplanlieferungen auch mit nur wenig Vorlauf ermöglicht werden.[121] Unter den Begriff Intraday-Handel fallen alle Handelsaktivitäten, die im Gegensatz zum regulären Day-ahead-Markt noch als Korrektur während des Tages bzw. nach Ablauf der Meldefrist am Vortag stattfinden. Der untertägige Handel ist ein wesentliches Element zur Reduktion der Ausgleichsenergie und wird insbesondere dazu verwendet, Prognosefehler zu korrigieren, freie Kraftwerkskapazitäten zu vermarkten oder bei Kraftwerksausfällen die Mindererzeugung durch kurzfristige Zukäufe (Intra-Day-Geschäfte) zu kompensieren.[122] Die nachträgliche, bilaterale Korrektur der gegenläufigen Bilanzkreisposition wird als Yesterday-Geschäft bezeichnet.[123] Da es derzeit keinen grenzüberschreitenden Intra-Day-Handel in Europa aufgrund der fehlenden Harmonisierung gibt[124], unterliegt dieses Marktsegment den Vorschriften zum Bilanzgruppenmanagement des jeweiligen Mitgliedslandes. In Österreich etwa kann jeder, in einer Bilanzgruppe registrierter Stromlieferant während des Tages bzw. nach Meldeschluss des Vortages Änderungen vornehmen. Diese Handelsgeschäfte müssen rund um die Uhr rechtzeitig (bis zu 2 Stunden vorher) vor Liefer- bzw. Bezugsbeginn bekannt gegeben werden und sind als Fahrplan an die jeweiligen Regelzonenführer, Handelspartner und Verrechnungsstellen zu senden.[125]
Der Spotmarkt dient sowohl im börslichen als auch im bilateralen Stromhandel dem kurzfristigen physischen Handel und steht für das unmittelbare Geschäft „Ware gegen Geld.“ Ein kurzfristiges Spotgeschäft kann sowohl ein Spotbezug oder eine Spotlieferung sein.[126] Die Verträge werden üblicherweise für den nächsten Tag abgeschlossen und dienen dem Ausgleich von Abnahme- und Bezugspflichten.[127] Der Spothandel kann an Strombörsen[128] neben der Optimierung von Erzeugungsanlagen auch als Referenzmarkt zur physischen Erfüllung von zunächst finanziell abgeschlossener Futures und Optionen dienen. Dadurch spielt ein manipulationsfreier und liquider Spothandel eine wichtige Rolle beim Hedgen von Marktpreisrisiken am Terminmarkt.[129] Außerdem wird der Spothandel zur Abdeckung von Abweichungen bei Verbrauchsprognosen und zu erfüllenden Vertragsvolumina aus mittel- und langfristigen Termingeschäften herangezogen. Eine weitere wichtige Rolle nimmt der Spothandel bei der Absicherung des Mengenrisikos von Eigenerzeugung bzw. Leistungsbedarf ein.[130]
Spotgeschäfte werden noch am gleichen Tag der Unterbreitung oder am nächsten Tag realisiert, wodurch er auch als Day-Ahead-Markt oder Tagesmarkt[131] (Daily-Market) bezeichnet wird. Aber auch Spotgeschäfte mit einer Fälligkeit in der Folgewoche bis zum Ende des laufenden Kalendermonats werden dem Spotmarkt zugerechnet.[132] Der Hauptunterschied zwischen kurzfristigen Spotgeschäften und mittel- bzw. langfristigen Strombezugsverträgen ist ihre starke, zeitlich eingeschränkte Gültigkeit und Verfügbarkeit, sowie der Umstand, dass wegen ihres sehr kurzfristigen Abschlusses möglichst rasch eine fundierte Entscheidung getroffen werden muss.[133] Die Preisbildung[134] erfolgt hier, im Gegensatz zum Stromterminmarkt, hauptsächlich aufgrund fundamentaler Strompreisbildungsfaktoren wie z. B. der Nachfragesituation, den Kraftwerksverfügbarkeiten, der Windenergieerzeugung, der Wasserführung der Flüsse oder eine anhaltende Kälteperiode.[135] Der Day-Ahead-Markt ist der Spotmarkt mit dem höchsten Stromhandelsvolumen, da aufgrund von physikalischen Restriktionen eine Kraftwerkseinsatzplanung tags zuvor erforderlich ist. Um Strom handelbar zu machen, werden verschiedene Produkte definiert, die durch ihre Standardisierung leicht handelbar sind.[136] Im bilateralen Stromgroßhandel entfallen rund 80 % des OTC-Volumens auf standardisierte Produkte, der Rest auf strukturierte Produkte.[137] Strukturierte Produkte sind Energielieferverträge, die es dem Unternehmen ermöglichen, das Beschaffungsportfolio an die jeweiligen Bedürfnisse maßgeschneidert anzupassen.
Etwa an der Strombörse EEX[138] unterscheidet man Spotkontrakte nach der Lieferdauer des Stromes in Stunden- und Blockkontrakte. Bei Stundenkontrakten wird die Lieferung von Strom mit konstanter Leistung über eine vorgegebene Lieferstunde gehandelt. Bei Blockkontrakten wird die Lieferung von Strom mit konstanter Lieferleistung über mehrere Lieferstunden gehandelt.[139] Auch auf OTC-Ebene erstrecken sich die bilateral ausgehandelten Verträge von Stundenprodukten bis hin zu Bandlieferungen. Basisgröße sind 25 Megawatt Strom, die für einen vertraglich festgelegten Zeitraum erworben bzw. verkauft werden.[140] An der EEX beträgt die kleinste gehandelte Menge 1 Megawattstunde und begrenzt somit die Ausgestaltung der jeweiligen Lieferverträge. Eine Ausnahme sind hier Stundenkontrakte, bei welchen die mindest gehandelte Strommenge 0,1 MW beträgt. Sowohl im börslichen als auch im bilateralen Stromgroßhandel sind Grundlast (Baseload) und Spitzenlast (Peakload)die Referenzlieferformen für den Spotmarkt. Tages-Grundlastlieferungen umfassen alle Stunden von 0:00 Uhr bis 24:00 Uhr eines Tages. Tages-Spitzenlastlieferungen umfassen die zwölf Stunden von 8:00 Uhr bis 20:00 Uhr eines Tages. Wochenend-Grundlastlieferungen entsprechen den beiden Tages-Grundlastlieferungen für den Samstag und den Sonntag. Zur Abdeckung der schwankenden Netto-Position des Stromhandelsportfolios werden zusätzlich Stunden- und Blockkontrakte angeboten.[141] Mögliche Blockprodukte wären eine Tages-Grundlastlieferung für jeden Tag (Mo – So), eine Tages-Spitzenlastlieferung für jeden Wochentag (Mo – Fr) oder eine Wochenend-Grundlastlieferung für jedes Wochenende (Sa – So).[142] Im bilateralen Stromhandel kommen verstärkt Nicht-Standardprodukte zum Einsatz, die komplexe Lieferungen beschreiben. Üblicherweise kommen hier Fahrplanlieferungen zur Anwendung, also Stunden- oder Viertelstundenprofile, bei denen in jeder (Viertel-) Stunde ein anderer Leistungswert geliefert wird. Weitere nicht standardisierte Spotmarktprodukt im OTC-Handel sind Indexprodukte, bei denen der Preis des Produktes nicht im Vorhinein festgelegt wird, sondern an einen Strompreisindex gebunden ist.[143] Steigende Liquidität am Spotmarkt führt zum Terminhandel und dem Portfoliomanagement.[144]
Auf den Terminmärkten findet der Abschluss von Termingeschäften durch ein über technische Notwendigkeiten hinausgehendes zeitliches Auseinanderfallen des Vertragsabschlusses und der Vertragserfüllung statt.[146] Grundsätzlich sind Stromterminmärkte durch den finanziellen Handel von Stromderivaten gekennzeichnet, wobei es jedoch gerade im bilateralen Stromtermingeschäft zur physischen Lieferung, kommt wobei der Unterschied zum Spotgeschäft darin liegt, dass die Lieferung zu einem späteren Zeitpunkt als dem Vertragsabschluss erfolgt. Es sind physisch zu erfüllende Verträge zu einem im Voraus bestimmten Preis, für eine im Voraus bestimmte Lieferperiode und für eine im Voraus bestimmte Liefermenge pro Zeiteinheit.[147] Vor allem für die Bepreisung von Lieferverträgen stellen die, börslich und bilateral gehandelten Stromterminkontrakte, die Ausgangsbasis dar. Mit der Stromlieferung als Vertragsgegenstand besteht ein physisches Stromtermingeschäft,[145]
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Tabelle 3: Physische Stromterminprodukte
[eigene Darstellung]
welches auch als Warentermingeschäft bezeichnet wird.[148] Im OTC-Handel werden physisch zu erfüllende Kontrakte zwischen Lieferant und Abnehmer als Forwards bezeichnet. Neben den Termingeschäften mit physischer Erfüllung existiert der rein finanzielle Stromhandel, der mittels Futures an Strombörsen stattfindet. Voraussetzung für eine finanzielle Erfüllung ist ein anerkannter Referenzpreis für das zugrunde liegende Stromhandelsprodukt.[149] An Strombörsen mit Spot- und Terminmarkt wird dabei die Preisdifferenz zwischen dem Underlying-Produkt aus dem Spotmarkt und dem Futures-Produkt aus dem Stromterminmarkt finanziell ausgeglichen. Werden bei bilateralen Stromtermingeschäften die Vertragsbestandteile zwischen Käufer und Verkäufer definiert, so gelten für standardisierte Stromterminprodukte, die an Strombörsen gehandelt werden, fix definierte Produktstandards. Börsliche Stromterminprodukte sind in ihrem Zeitraum der Erfüllung sowie der Erfüllungsart bereits fix standardisiert.[150] Die originäre Funktion der Stromterminmärkte besteht nicht darin, Absatz und Beschaffung vornehmen zu können oder Arbitrage- und Spekulationsgewinne zu erzielen, auch wenn dies ebenfalls möglich und für die Liquidität am Strommarkt auch nötig ist, sondern sie liegt im Risikotransfer zwischen den Handelspartnern.[151]
Das Ziel aller Stromtermingeschäfte ist neben der Preissicherung eine sichere Versorgungssituation auf längere Sicht. Losgelöst von der Entscheidung, ob es zu einer physischen oder finanziellen Erfüllung des Stromtermingeschäftes kommt, lassen sich Termingeschäfte in bedingte und unbedingte Termingeschäfte unterscheiden. Bei Strombörsen sei für das bedingte Termingeschäft Optionen und für das unbedingte Termingeschäft Futures genannt. Im OTC-Stromhandel zählen zu den bedingten Termingeschäften Optionen, Caps, Floors und Collar, zu den unbedingten Termingeschäften Forwards und Swaps.[152] An sehr liquiden Strombörsen wie der deutschen EEX oder der norwegischen Nordpool ist das Stromhandelsvolumen am Terminmarkt um ein Vielfaches höher als am Spotmarkt, was grundsätzlich daran liegt, dass Terminmarktgeschäfte kaum bis gar nicht physische erfüllt werden. Überdies sind am Terminmarkt Händler und Broker tätig, die selbst am Spotmarkt nicht tätig sind.
Zwischen den börslichen Kassa- und Terminmärkten, den Industriekunden, Stromerzeugern und Weiterverteilern steht der bilaterale Handelsplatz, der Over-the-Counter[153] -Markt. Der OTC-Stromhandel umfasst den außerbörslichen Stromhandel, also alle finanziellen Transaktionen zwischen Marktteilnehmern, die nicht über die Börse abgewickelt werden.[154] Im klassischen OTC-Geschäft werden nicht standardisierte Stromprodukte gehandelt. Daher ist es für die Marktteilnehmer möglich, Produkte zu handeln, die exakt ihren individuellen Bedürfnissen und Vorstellungen entsprechen, jedoch ist es sehr fraglich, ob jemals ein Handelspartner für die individuellen Produkte gefunden werden kann.[155] OTC-Stromhandel findet entweder bilateral über Telefon/Fax als so genannter Direkthandel, über Broker oder über Internet-Handelsplätze statt. Wollen Stromhandelsunternehmen anonym handeln, wickeln sie ihre Stromhandelsgeschäfte über Internet-Strombroker ab. Internet-Strombroker selbst treten dabei mit einer eigenen OTC-Stromhandelsplattform auf, wodurch meist eine Unterscheidung zwischen direkten OTC-Stromhandelsgeschäften und indirekten OTC-Stromhandelsgeschäften über OTC-Stromhandelsplattformen von Brokern möglich ist. Die Handelspartner verhandeln vor Vertragsabschluß nähere Einzelheiten, wie Menge, Vertragslaufzeit oder Datum der Lieferung. Jeder OTC-Vertrag über eine Stromlieferung ist somit ein „Forward Agreement“, also eine Vereinbarung über eine Stromlieferung in der Zukunft.[156]
Als Marktpreis gilt immer derjenige Preis, zu dem das Stromhandelsgeschäft abgeschlossen wurde. Gegenüber dem börslichen Stromhandel werden Angebot und Nachfrage offen kommuniziert, was meist durch die Broker selbst geschieht, wenn sie ihre Gebote in eine internetbasierte Stromhandelsplattform eingeben. Aufgrund der Tatsache, dass im bilateralen Stromgroßhandel die Geschäftsabschlüssen über eine Vielzahl an Intermediären sowie den Geschäftspartnern selbst abgewickelt werden, sind die Preise nicht allen Marktteilnehmern zugänglich.[157] Zur Steigerung der Transparenz wurden durch den Markt so genannte Preisreporter installiert, die als unabhängige Marktbeobachter laufend Strompreisindices den Marktteilnehmern zur Verfügung stellen.[158] Die größten in Europa sind Platts, Argus Media, Heren und die Spectrongroup, die auch seit einiger Zeit Indices für CO2 und Gas zur Verfügung stellen. Bilaterale Strommärkte unterliegen im Gegensatz zu institutionalisierten Strombörsen keiner staatlichen Regulierungsbehörde und bergen somit ein Erfüllungs- und Kontrahentenrisiko sowie das Risiko der Intransparenz. Zur Minimierung der Risiken werden im OTC-Stromhandelsgeschäft vermehrt normierte Stromhandelsverträge eingesetzt. Im physischen OTC-Stromhandel kommt der EFET[159] -Stromhandelsvertrag und im derivativen/finanziellen OTC-Stromhandel der ISDA[160] -Stromhandelsvertrag zum Einsatz.
Die Anfänge des bilateralen Stromhandels waren vom Optimierungshandel, also dem Ausgleich von Überschuss- und Engpasskapazitäten, der Stromkonzerne geprägt, wovon kleine regionale Energieversorger ausgesperrt waren. Mit der ersten Öffnung des Stromgroßhandelsmarktes auch für kleinere und mittlere Energieversorger, wurden zur Steigerung der Transparenz die ersten Preisindices veröffentlicht. Somit konnte bei der Risikoabsicherung von Stromhandelsgeschäften auf die Strompreisindices SWEP und CEPI zurückgegriffen werden. Der SWEP galt als Preisreferenz für die Marktregion rund um die Alpen mit den Regionen Schweiz, Süddeutschland, Frankreich, Österreich und Italien. Der CEPI[161] erfasst ergänzend dazu den nördlichen Teil Europas mit Norddeutschland, Belgien, den Niederlanden und Dänemark.[162] Strompreisindices basieren auf freiwilligen Meldungen von Strompreisen für bestimmte Standardprodukte auf Großhandelsebene. Da sich die genannten Indices auf freiwilligen Meldungen basieren und nicht auf Transaktionen an einer Strombörse, ergibt sich die Möglichkeit der Manipulation der Indices. Sie sind damit als Preisabsicherungsinstrumente nur bedingt geeignet.[163]
Aufgrund der Dominanz des Stromversorgers Preussen Elektra[164], der in fast allen Stromhandelsgeschäften im Netz der Schwestergesellschaft Preussen Elektra Netz die Rolle des Verkäufers oder Käufers innehatte, nahm vielen Marktteilnehmern das Vertrauen in die Transparenz des Index. Nach der Gründung der ersten Strombörsen bestand kein Bedarf mehr an einem OTC-Index, worauf die Berechnung des CEPI eingestellt wurde.[165] Nachfolger ist der German Power Index (GPI), der aus dem CEPI und dem EIS hervorging und nach wie vor kommuniziert wird. Der GPI wird von Dow Jones[166] veröffentlicht und wird mittels freiwilliger Angaben von 30 deutschen und ausländischen Energieunternehmen ermittelt. Beim Einsatz des SWEP zur Bewertung von Futures in Deutschland stellt sich die Frage der Korrelation, da der im SWEP reflektierte Strompreis zu einem großen Teil aus Wasserkraft erzeugt wird, weshalb seine Eignung als Preisindikator für Deutschland als kritisch zu hinterfragen ist. Deswegen ergibt sich ein Basisrisiko für den Käufer der Futures-Kontrakte, die den SWEP als Preisindikator nutzen oder in dieser Region Stromhandel betreiben wollen. Der Strompreisindex SWEP wird zwar nach wie vor berechnet und veröffentlicht, wird aber aufgrund der Vielzahl an börslich ermittelten Indices kaum noch als Basis für Preisabsicherungsgeschäfte herangezogen.[167]
Strombörsen sind eines der wichtigsten Elemente eines liberalisierten Strommarktes, da sie Strompreise transparent und öffentlich zugänglich machen. Die wesentliche Aufgabe einer Strombörse ist es, einen finanziell, rechtlich und technisch sicheren Marktplatz bereitzustellen, von dem ein neutrales im Markt akzeptiertes Preissignal ausgeht.[168] Transaktionen an Strombörsen zeichnen sich durch eine standardisierte Stromhandelsplattform, festgelegten Regeln zur Preisbildung, festgelegtem Verfahren zum Clearing und die Übernahme des Kontrahentenrisikos aus.[169] Dafür müssen in der Regel eine jährliche Gebühr sowie transaktionsabhängige Kontraktgebühren geleistet werden, über die sich die Börse selbst finanziert. Der börsliche Spothandel funktioniert nach dem Auktionsprinzip und umfasst den täglichen Handel für die Lieferung von Strom am darauf folgenden Tag. Jeder Teilnehmer kann am Vortag der Börse seine Preis- und Mengenpräferenzen für bestimmte Zeitpunkte mitteilen. Die eingegangenen individuellen Handelsgesuche oder Präferenzkurven werden zu einer Angebots- und einer Nachfragefunktion aggregiert, auf deren Grundlage der markträumende Preis bestimmt wird.[170] Analog zu den Commodity-Börsen existiert auch bei Strombörsen die Unterscheidung in Stromspot- und Stromterminmarkt, je nach Abstand zwischen Börsenabschluss und Erfüllung der sich daraus ergebenden Verpflichtungen.[171] Ursprünglich waren die europäischen Strombörsen reine Auktionsplattformen für das Matching der Orders ohne zusätzliche Funktion des Clearings. Nach Enron und dem Abzug amerikanischer und kapitalschwacher Stromhandelsunternehmen, implementierten einige Strombörsen den Terminhandel, verbunden mit der Übernahme des Counterparty Risk.
An Stromspotbörsen, die dem kurzfristigen Ausgleich von Angebot und Nachfrage dienen, und Stromterminbörsen, die hauptsächlich dem Hedging dienen, wird die Ware Strom hinsichtlich ihrer Qualität, Menge und Lieferzeitraum standardisiert.[172] Der hohe Standardisierungsgrad bei Stromhandelsprodukten und dem Handelsablauf führt zu geringeren Transaktionskosten als im bilateralen Stromhandel, da etwa eine kostenintensive Suche nach einem Geschäftspartner entfällt. Durch die Standardisierung der Strombörseprodukte wird auch die Fungibilität, also die Austauschbarkeit der Stromhandelsprodukte, gewährleistet. Weitere Marktfolgen der Standardisierung bestehen darin, dass die Kontrakte an Homogenität und die Märkte dadurch an Liquidität gewinnen.[173] Durch die steigende Liquidität an Spotbörsen wird das Entstehen von Stromterminbörsen möglich, die den Erfordernissen einer Risikoabsicherung im Stromspothandel entsprechen. Generell gelten im börslichen Stromhandel folgende Motive:
- Optimierung des Absatzes und der Beschaffung
Im Mittelpunkt der Beschaffungsoptimierung steht auf der einen Seite die effiziente Gestaltung des Strombezugs über die Gesamtheit aller bestehenden Bezugsmöglichkeiten (Eigenerzeugung, Fremdbezug über mittel- und langfristige Verträge sowie kurzfristiger Spotmarktbezug) und auf der anderen Seite der Absatz von Überkapazitäten aus der Eigenproduktion über existierende Absatzkanäle. Durch die Zusammenfassung von Verträgen in einem Portfolio kann das bestehende Gesamtrisiko, resultierend aus der Beschaffung und dem Absatz, gesenkt werden. Durch die Beschaffungs- und Absatzoptimierung werden die Margen im Vertriebsgeschäft und gegebenenfalls Preisrisiken abgesichert.[174] Die laufende Anpassung des Beschaffungs- und Absatzportfolios ist unabdingbar, da der exakte Bedarf und Absatz aufgrund witterungsbedingter Lastschwankungen oder nicht geplanter Kraftwerksausfälle, lang- und mittelfristig nur mit begrenzter Genauigkeit prognostizierbar ist.[175]
- Optimierung von Produktionskapazitäten
Der Spothandel an einer Strombörse dient auch der Optimierung von Erzeugungsanlagen, da jeden Tag für den jeweiligen Folgetag anhand des Marktpreises von Strom über den Anlageneinsatz [Merit-Order-Prinzip][176] entschieden werden muss. Unter einem physischen Erzeugungsportfolio ist ein Beschaffungsportfolio bestehend aus eigenen oder zugekauften Kraftwerkskapazitäten zu verstehen.[177] Sind die Stromerzeugungskosten höher als der Marktpreis, würde das Unternehmen dieses Kraftwerk nicht zur Stromerzeugung einsetzen, sondern den Strom am Markt beschaffen und somit zur Optimierung von Kraftwerkseinsatz und Erlösen beitragen.
- Erzielung von Handelsgewinnen
Bei der Erzielung von Handelsgewinnen steht das bewusste Eingehen risikobehafteter, offener Positionen, im börslichen Handel im Mittelpunkt.[178] Aus dem zeitlichen Auseinanderfallen des An- und Verkaufs von Positionen ergeben sich risikobehaftete, offene Positionen, die sich im zeitlichen Ablauf ändern können. Den daraus resultierenden Risiken stehen Gewinnchancen gegenüber. Mögliche Gewinnpotenziale ergeben sich aus Informationsvorsprüngen über die zukünftige Preisentwicklung oder durch Arbitragemöglichkeiten, die aus der ineffizienten Informationsverarbeitung (Intransparenz) an verschiedenen Marktplätzen resultieren können.[179]
- Risikomanagement
Neben den bereits genannten Motiven für den börslichen Stromgroßhandel, sehen sich Teilnehmer am Strommarkt verstärkt mit neuen Risiken konfrontiert, was das Bedürfnis nach einer effizienten Risikosteuerung weckt. Die Strombörse trägt dazu bei, in Form des standardisierten Handels mit Strom-Futures und Strom-Optionen[180], diese Bedürfnisse zu decken.[181] Mit Hilfe der börslichen Terminmarktprodukte können die Marktteilnehmer das Marktpreisrisiko, das Kontrahentenrisiko, das Basisrisiko und das Liquiditätsrisiko minimieren.
Um den Begriff der Marktliquidität in Stromhandelsmärkten genauer definieren zu können, müssen Verbindungen zu bereits bestehenden Finanzmärkten hergestellt werden. Bei der Beurteilung der Marktliquidität stellen viele Autoren die Liquidität als eines der wichtigsten Merkmale heraus. Allgemein formuliert ist die Marktliquidität ein Maß für die Transformationsfähigkeit, mit der Güter oder Wertpapiere in Bargeld umgetauscht werden können oder umgekehrt.[182] Im Zusammenhang mit Finanzmärkten wird der Handel in Wertpapieren als liquide bezeichnet, wenn Kauf- und Verkaufsaufträge beliebiger Größe ohne Relevanz auf den Preis jederzeit durchgeführt werden.[183] Typischerweise zeigt sich Marktilliquidität in Form von signifikanten Transaktionskosten, großen Bid-Ask Spreads und einer kleinen Anzahl von aktiven Händlern. Wenn ein Händler seine Position liquidieren möchte, so muss er aufgrund der oben genannten Faktoren mit
- hohen Transaktionskosten rechnen,
- genügend Zeit einplanen, um einen Handelspartner zu finden, und
- eventuell zu einem sehr ungünstigen Preis verkaufen, insbesondere wenn er die
Liquidität sehr schnell benötigt.[184]
Marktliquidität ist nach GERKE[185] durch folgende drei Faktoren gekennzeichnet:
- Markttiefe – Fähigkeit des Marktes in der Nähe des aktuellen Marktpreises genug Volumen zur Verfügung zu stellen.
- Hierbei existieren große limitierte Orders auf beiden Seiten des Orderbuchs, die nahe am augenblicklichen Marktpreis aufgeführt werden können. Ein plötzliches Order-Ungleichgewicht kann in einem solchen Markt durch die bestehenden Limitorderns ohne große Kurseinflüsse verarbeitet werden. Das heißt, je tiefer ein Markt ist, desto stabiler sind die Kurse.
- Marktbreite – Fähigkeit größerer Aufträge zu aktuellen Preisen ohne große Preisauswirkungen platzieren zu können.
- Die einzelnen limitierten Aufträge besitzen ein großes Volumen. Je breiter der Markt, desto größere Orders kann dieser Markt verkraften. Er besitzt deshalb ein sehr großes Preisstabilisierungspotential.
- Markterholungsphase – Fähigkeit bei anomalen Preisschwankungen zu bewertungseffizienten Preisen zurückzukehren.
- Hierbei besitzt der Markt genügend Kraft, einen raschen Kursanstieg, der durch einen plötzlichen Kaufüberhang ausgelöst wurde, schnell wieder durch gegenläufige Verkaufsorders auszugleichen.[186]
Im Stromhandel spricht man von liquiden Märkten, wenn für jede Transaktion mit einem großen Volumen sofort ein Geschäftspartner gefunden wird und diese Transaktion keine großen Auswirkungen auf den Marktpreis hat, also der Markt über genügend Tiefe verfügt. Aus dieser Definition lassen sich folgende Eigenschaften für liquide Strommärkte Märkte ableiten:[187]
- Handelsvolumen – je höher das Handelsvolumen, desto geringer das Problem volatiler Preise. Eine niedrige Marktvolatilität bedeutet somit eine hohe Marktliquidität.
- Preisvolatilität – Die Volatilität ist Ausdruck der Höhe und Häufigkeit von Preisänderungen. Somit kann abgeleitet werden- je höher die Liquidität im Markt, desto geringer die Preisfluktuation bei jeder Transaktion, v.v.
- Marktteilnehmer – ein liquider Markt setzt eine Vielzahl an aktiven Tradern und Brokern voraus, v.v.
- Arbitragemöglichkeiten – in einem liquiden Markt herrschen Arbitragemöglichkeiten für das idente Produkt vor, denn Trader kaufen ein unterbewertetes Produkt und verkaufen dieses überbewertet, v.v.
- Bid-Ask(Offer)-Spread[188] - in einem liquiden Markt ist es sehr leicht, einen Counterpart für ein Geschäft zu finden, sodass keine großen Differenzen zwischen dem Angebots- und Nachfragepreis – Bid-Ask-Spread – entstehen können, zu dem Käufer und Verkäufer gewillt wären, zu kaufen oder zu verkaufen, v.v.
Mit der Liberalisierung des Stromgroßhandels wurde die Entwicklung neuer Produkte notwendig, da die bis davor gängige Vollversorgung nicht mehr den Marktanforderungen entsprach. BORCHERT et al. unterstellen, dass Produktinnovationen das Ziel haben, offene oder latent vorhandene Bedürfnisse der Nachfragerseite zu befriedigen.[189] Durch die Ermöglichung der Risikobewertung und des Risikohandels ist der Einsatz von Stromderivaten unverzichtbar geworden, was dazu führte, dass die Entwicklung börslicher Stromterminmärkte für den Stromderivatehandel rasant voran schreitet.[190] Überdies erzeugen die Kommoditisierung der Stromhandelsgüter und die Weiterentwicklung des Marktverständnisses bei Marktführern den Druck zur Innovation neuer Produkte.[191] Anhand der bereits dargestellten Liberalisierungsschritte kann die Entwicklung des Stromgroßhandelsmarktes in drei Phasen unterteilt werden.
Die Phase eins beschreibt die Zeit vor der Liberalisierung der europäischen Stromhandelsmärkte. Diese Phase war von rein physischem Handel zur Vermarktung freier Kapazitäten aus der Eigenerzeugung bzw. der Beschaffung für das Vertriebsportfolio gekennzeichnet. Die hohe Volatilität an den Spotmärkten generierte einen hohen Bedarf an Hedging-Instrumenten, die in Phase zwei entwickelt wurden. Die zweite Phase wurde durch die Liberalisierungsbemühungen ausgelöst und war vom Eintritt vieler neuer Marktteilnehmer und dadurch steigende Risiken geprägt. Die
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 9: Produktevolution aufgrund Marktreife
[Grafik: eigene Darstellung]
Sensibilität der Marktteilnehmer für diese Risiken führte zur Einführung des OTC-Clearings und ließ einen Bedarf an finanziellen Produkten bzw. der entsprechenden Marktplätze entstehen.[192] Derzeit befindet sich der Stromhandelsmarkt am Ende dieser zweiten Phase, die von der Einführung von Futures und Optionen auf physisches Underlying bestimmt ist. Mit der Kommoditisierung entwickelt sich auch eine Parallelität der spekulativen Bewegungen, die zunehmend alle Bereiche von Finanzinnovationen erreicht[193] Finanzinnovationen ermöglichen es, die Risiken in ihre Einzelteile zu zerlegen und handelbar zu machen. Das Financial Engineering schnürt einzelne Derivate zu maßgeschneiderten Paketen, wodurch es möglich wird, für die individuellen Marktteilnehmer genau jene Risikopositionen aufzubauen, die sie wünschen.[194]
Das Anfertigen von maßgeschneiderten Stromderivaten soll in näherer Zukunft in der dargestellten Phase zwei erfolgen, die von einer sehr hohen Marktreife bei Stromfutures geprägt ist. Diese Phase ist durch den liquiden Austausch von Stromhandelsprodukten geprägt, die zu einer asymmetrischen Risikoverteilung führen. Diese asymmetrischen Stromhandelsprodukte geben dem Käufer das Recht auf eine Ware oder eine finanzielle Zahlung, wobei die Rechte des Käufers den entgegengesetzten Pflichten des Verkäufers gegenüberstehen.[195] Diese Stromhandelsprodukte werden der Gruppe der Strom-Optionen[196] zugeordnet. Bezeichnend in Phase drei ist auch der vermehrte Handel von Flexibilitäten, also den Instrumenten Caps, Floors und Collars.[197] Aufgrund der neuen Basel II-und EU-Vorschriften, die auch Veränderungen im Stromhandel verursachen, wird die Entwicklung neuer Produkte unerlässlich werden. Aufgrund dieser Entwicklung und die Konvergenz mit den Primärenergiemärkten wird es notwendig sein, das Risikomanagement der Stromhandelsunternehmen mit neuen Produkten zu beliefern. Es sei jedoch zu berücksichtigen, dass der Handel mit neuartigen Produkten auch Risiken in sich birgt, die im Rahmen des Risikomanagementprozesses Berücksichtigung finden müssen.
Vor der Liberalisierung des europäischen Strommarktes war der Stromgroßhandel in der Wertschöpfungskette der vertikal integrierten Stromversorger eingebettet. Im Zuge der Liberalisierung wurde die Wertschöpfungskette aufgebrochen und somit der Zugang zum Stromgroßhandelsmarkt für Unternehmen der stromhandelsintensiven Industrie, unabhängigen Stromerzeugern und vielen neuen Stromhändlern gewährleistet. Derzeit agieren in der Stromhandelsbranche eine Vielzahl an Händlern, Brokern, Portfoliomanagern und neuerdings auch Banken, um für ihr Unternehmen und auch für Dritte, Stromhandelstätigkeiten zur Realisierung der jeweiligen Risikostrategie durchzuführen. Neue Marktteilnehmer treten in Märkten immer dann auf, wenn sich die Rahmenbedingungen grundlegend verändern, wobei diese zum Erfolg gezwungen sind, da ein Eintritt in einen neuen Markt mit hohen Kosten verbunden ist. Daher beschreiten diese „Neulinge“ alternative Wege, die von den etablierten Stromhandelshäusern nicht beschritten werden.[198] Neue Marktteilnehmer, ob „reine“ Stromhändler oder „reine“ Spekulanten, bringen eine Vielzahl an Vorteilen in den Stromhandelsmarkt. So beliefern sie den Stromhandelsmarkt mit Risikokapital, Liquidität, Know-How im Derivatehandel, Know-How in der Risikomessung und Know-How im Risikomanagement.
Stromhändler müssen dafür Sorge tragen, dass die am Spotmarkt kontrahierte Menge synchron durch Endkunden abgenommen wird, da eine Zwischenspeicherung nicht möglich ist. Überdies unterliegen sie der Pflicht, den Kunden gegenüber im Rahmen der bestehenden Vertragsverpflichtungen immer lieferfähig zu sein.[199] Stromhändler sind für die operative Durchführung und Erfassung der physischen und derivativen Stromhandelsgeschäfte eines Handelshauses zuständig. Stromhändler bilden das Zwischenglied zwischen Kraftwerks- und Vertriebsgesellschaften bzw. Weiterverteilern und Stadtwerken.[200] Diese Stromhandelshäuser, wie RWE Trading[201], E.ON Sales & Trading oder EDF Trading, sind organisatorisch ausgelagerte Tochtergesellschaften riesiger Energiekonzerne. Stromhändler richten ihre Strategie auf das Angebot der handelsspezifischen Produkte für andere Energieversorger aus und handeln im Innenverhältnis des Stromhandelshauses aufgrund der Vorgaben des Portfoliomanagers. Reine Stromtrader[202] umgehen hohe Fixkosten der Eigenerzeugung und bedienen vor allem andere Stromhändler und Energieversorger.[203] Im Gegensatz zum Strombroker handelt der Stromhändler auf eigenen Namen und eigene Rechnung und trägt somit alle Risiken selbst, die das Stromhandelsgeschäft mit sich bringt.
Die nicht im Eigentum eines Energieversorgers befindlichen Kraftwerkskapazitäten werden von unabhängigen Stromproduzenten, den so genannten Independent Power Producern, [IPP] betrieben. IPP´s sind zwecks Balancierung und Optimierung ihres Portfolios hauptsächlich im Kurzfristhandel tätig.[204] IPP´s können den Vorteil ausspielen, flexibel und dynamisch agieren zu können und in diesen Marktnischen besonders wettbewerbsfähig zu sein. Paroli wird ihnen von den großen, traditionellen Stromversorgern geboten werden, während kleine Stromversorger mit einer dünnen Finanzdecke Probleme bekommen könnten.[205] Zu IPP´s zählen neben den klassischen Kraftwerksbetreibern auch Betreiber von Windparks oder KWK-Anlagen, die sehr oft in Form von Joint-Ventures finanziert und betrieben werden.
Der Broker[206] ist in der Regel jener Agent, welcher sich auf die reine Vermittlung von Kauf- bzw. Verkaufsgelegenheiten für seine Kunden spezialisiert und dabei die Finanzintermediation übernimmt.[207] Vermehrt treten Strombroker als Intermediär zwischen Käufern und Verkaufern auf, die ihre Stromhandelsgeschäfte anonym[208] abwickeln wollen. Ein Stromhandelshaus würde seine Positionen nicht offen legen wollen, wenn durch einen Kraftwerksausfall ein großer Zusatzbedarf entstehen würde. Würde der Stromhändler öffentlich auftreten, würde der Marktpreis am Großhandelsmarkt rasch stark ansteigen. Beim Anfragen am Stromgroßhandelsmarkt über mehrere Strombroker, kann er seinen Zusatzbedarf streuen und bleibt anonym.[209] Gegenüber dem Stromhändler unterscheidet sich der Strombroker dadurch, dass er selbst keinen Strom kauft und verkauft sondern nur zwischen Verkäufer und Käufer vermittelt und dafür eine reine Dienstleistungsgebühr erhält.[210] Der Strombroker trägt auch kein Handelsrisiko sondern lediglich ein Beratungsrisiko.[211] Der Broker als Intermediär kommt häufig aus anderen Commodity Bereichen und besitzt im Gegensatz zu dem klassischen Energieversorger keinen Kraftwerkspark.[212] Neben den „klassischen Broker-Dienstleistungen“ wie Pooling, Einkauf, Verkauf oder Marktanalysen, bieten verstärkt Broker die Dienstleistungen des Portfoliomanagements, Risiko-Management oder Clearing an.
Im Rahmen eines Portfoliomanagements überwachen die Portfoliomanager die Geschehnisse am Markt, stellen Marktinformationen zur Verfügung und geben eine regelmäßige Einschätzung zur künftigen Preisentwicklung am Stromhandelsmarkt.[213] Der Portfoliomanager kann entweder für das eigene Stromhandelsunternehmen tätig sein oder als Portfoliomanager für Dritte, wobei dieser Marktteilnehmer wie Industriekunden oder Stadtwerke beim Energieeinkauf und Risikomanagement berät und Stromhandelsgeschäfte im Auftrag dieser abschließt.[214] Bei der Verwaltung von Stromhandelsportfolios Dritter[215] handeln sie im eigenen Namen auf fremde Rechnung und sind so das Bindeglied für kleine Energieversorger, die weder über das Know-How noch die Infrastruktur am Stromhandelsmarkt verfügen.[216] Für das eigene Stromhandelsunternehmen führt er Risiko- und Wertanalysen durch und erarbeitet anhand der durchgeführten Preisprognosen und der Risikovorgaben des Managements Stromhandelsstrategien. Der Portfoliomanager erstellt monatlich einen Risikobericht, der einen objektiven Blick des Fortschritts bei der Strombeschaffung liefern soll.[217]
Der Stromhandel ist von Natur aus ein zyklisches, und aufgrund der ständig steigenden Preise für Öl und Gas, ein boomendes Geschäft. Dies haben Intermediäre wie Banken erkannt und den Schritt in den Stromhandel gewagt. War es zu Beginn das Angebot von Clearing-Dienstleistungen an Strombörsen, so ist ein immer größeres Engagement im Stromhandel erkennbar. Vor allem die Erfahrungen aus dem Derivategeschäft, OTC- und Börsenderivate, verleiten Banken, sich am lukrativen Stromhandelsgeschäft zu beteiligen.[218] Viele Investment-Banker sprechen verstärkt von einem noch nie da gewesenen, gesunden Liquiditätsumfeld im Commodity-Handel.[219] Mit der Entstehung der Strombörsen und der Einführung von Derivaten wurden auch regulatorische Vorschriften der Finanzmarktbehörden schlagend, wodurch Stromhandelsunternehmen gezwungen waren, ein Risikomanagement in ihrem Unternehmen zu implementieren. Bei der Umsetzung dieser Anforderungen ist man auf Fachwissen angewiesen, wodurch Banken, die bereits Erfahrung im Rohstoffhandel haben, als Consultant beauftragt wurden.[220]
Banken unterscheiden sich jedoch in ihrem Engagement im Stromhandel. Merrill Lynch etwa fokussiert deren Aktivitäten bei ihren Comeback-Bestrebungen[221] im Prop Trading und der Akquisition von Kraftwerken, wie zum Beispiel mit dem Erwerb des amerikanischen Energieversorgers Entergy-Koch im September 2004.[222] Dieser Deal wurde mit einem Volumen von einer Mrd. US $ beziffert. Die Investmentbank Goldman Sachs geht sogar noch einen Schritt weiter und ist an der Errichtung eines Kraftwerks, sowie dem Erwerb von zwölf weiteren Kraftwerken, interessiert.[223] Die niederländische Bank ABN Amro und das international tätige französische Investmenthaus BNP Paribas hingegen konzentriert sich auf die Langzeitfinanzierungen von Energieversorgern im Zuge von Kraftwerkesübernahmen sowie dem Angebot von OTC-Clearing-Dienstleistungen. Abgewickelt werden alle Aktivitäten des OTC-Clearings durch das Tochterunternehmen BNP Paribas Commodities mit Sitz in New York. Das OTC-Clearing hatte im Jahr 2005 einen Anteil am Gesamtumsatz des Unternehmens von knapp 45 Prozent, gegenüber zehn Prozent im Jahr 2004.[224]
Neben Banken sind Private Equity Funds Institutionen, die nicht sofort mit der Energiewirtschaft und dem Stromhandel in Verbindung gebracht werden, jedoch verstärkt in diesen Bereich drängen, um ihr Portfolio mit gewinnbringenden Anlageformen auszuweiten. In Amerika hat sich das Buy-Out-Volumen in den letzten beiden Jahren verdoppelt und erreichte im Jahr 2004 mit einer Wert von 9,5 Mrd. US $ den Höchstwert.[225] Unter den Top Investoren ist u. a. auch Microsoft-Gründer Bill Gates, dessen Investmentfirma Cascade Investments den texanischen Energieversorger Texas New Mexiko Power übernommen hat. Auch Europäische Energieversorgungsunternehmen stehen auf dem Einkaufszettel amerikanischer Private Equity Funds. So ist z. B. Warren Buffet mit seiner Berkshire Hathaway Group an britischen Kraftwerken interessiert, wofür aber noch keine konkreten Buy-Out-Angebote vorliegen.
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.[226] 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.[227] 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.[228] 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[229] das Risikomanagement als wichtig einstufen, jedoch keine konkreten Maßnahmen zur Absicherung von Energie- und Rohstoffrisiken vorgesehen haben.[230]
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
Abbildung 10: 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.[231] 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[232], in der[233]
- 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.
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.[234] Da sich diese Arbeit ausschließlich auf den europäischen Stromhandel fokussiert, wird auf Risikomanagementbestimmungen, wie dem Sorbanes-Oxley-Act (SOX) in den USA, verzichtet.[235]
Den Anfang in Europa machte Deutschland im Mai 1998[236], als KonTraG, das „Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich“[237] erlassen wurde.[238] 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.[239] 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.[240] 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.[241] 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.[242]
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.[243] Alle Anforderungen, die aus den Vorschriften MaH, MaIR und MaK in das MaRisk überführt wurden[244], bekamen ihre Gültigkeit per Erlass der BaFin.[245] 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.[246] 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.
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.[247] 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).“[248] 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.[249] 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).[250] 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.[251] Zur Ausübung dieser Überwachungspflicht hinsichtlich der Gesetzmäßigkeit, Ordnungsmäßigkeit, Wirtschaftlichkeit und Zweckmäßigkeit der Geschäfte des Vorstandes, kann ein ordnungsgemäß eingerichtetes Risikomanagement als geeignetes Hilfsmittel dienen.[252] 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)[253] beinhaltet die bedeutendsten Regeln betreffend die Implementierung eines Risikomanagementsystems für österreichische Unternehmen.[254] 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.[255] Bei dieser Regel 66 handelt es sich um eine „Comply-or-explain“-Regel[256], 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.[257] Weiters hat der Abschlussprüfer gemäß Regel 78 des ÖCGK[258] 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.[259] 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.[260]
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[261] auf das Ergebnis eines Unternehmens gerät zunehmend in den Fokus, wobei die absolute Höhe der Stromgroßhandelspreise eine wesentliche Rolle spielt.[262] Für diese Unternehmen ist ein systematisches Risikomanagement zum Zweck des Schutzes einer ausreichenden Marge und zur besseren Planbarkeit inzwischen unverzichtbar geworden.[263] 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.[264] 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.[265]
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
Abbildung 11: Risikobegriff im engeren und weiteren Sinn
[Quelle: Borchert[266]]
Ziel nicht erreicht wird.[267] 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.[268] 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.[269] 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.[270] 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.[271] In der Praxis wird der Risikobegriff sehr oft mit dem Verlust- und Schadenspotential, das mit verschiedenen Handlungen verknüpft ist, gleichgesetzt.[272] Dementsprechend ist es wenig verwunderlich, dass in der betriebswirtschaftlichen Literatur eine vielschichtige Definition des Risikobegriffs vollzogen wurde:[273]
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
Abbildung 12: 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-[274] und Kreditrisiko[275] 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.[276] 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.[277] STEPHENS[278] 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[279] ist auch vor allem von der Gestaltung des Kraftwerkparks determiniert.[280] 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.[281] 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[282], erfolgt synchron zur Bewertung der Marktpreisrisiken.
Bindefristrisiko[283]
Vor dem Hintergrund knapper werdender Margen und den geforderten Bindefristen der Endkunden stellen die Preisschwankungen zunehmend ein Problem für die Angebotskalkulation dar.[284] Für das Stromhandelsunternehmen stellt die Bindefrist ein zusätzliches Risiko und somit auch Kosten dar.[285] 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.[286] Das Bindefristrisiko beschreibt das Marktpreisrisiko im Vertrieb des Stromhandelsunternehmens und beschreibt den Zeitraum, für den das Stromhandelsunternehmen an sein Preisgebot gebunden ist.[287] 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.[288] 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.[289] 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.[290] 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.[291]
Fremdwährungsrisiko
Das Fremdwährungsrisiko[292] resultiert aus Währungskursänderungen.[293] 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.[294] 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.[295]
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.[296] 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.[297]
Technisches Risiko
Ein ungestörter Betrieb von Kraftwerken zur Erzeugung von Strom sowie der damit verbundenen Netzinfrastruktur, ist aufgrund der Nicht-Speicherbarkeit und der daraus resultierenden Preissensitivität unerlässlich. Eine Möglichkeit zur Steuerung des Risikos von Kraftwerkskapazitäten sind jedenfalls in Abhängigkeit von den Betriebsstunden wiederkehrende Revisionen, sowie begleitende Kontrollen im Betrieb, die dazu dienen, eventuell auftretende Schäden an den Kraftwerken bereits im Entstehungsprozess zu erkennen und darauf rechtzeitig zu reagieren.[298] Die technischen Risiken resultieren auch aus der freien und schlecht vorhersehbaren Nutzung der Übertragungs- und Verteilungssysteme.[299] Es kann hierbei auch vom Netzrisiko gesprochen werden, welches in das Transport- und Grenzkapazitätsrisiko unterteilt werden kann. Das Grenzkapazitätsrisiko tritt vor allem dann in Erscheinung, wenn Lieferverträge für den grenzüberschreitenden Stromgroßhandel abgeschlossen werden und die dafür notwendigen Grenzkapazitäten nicht zur Verfügung stehen. Vor allem durch derzeit übliche Kapazitätsversteigerungen an den Grenzen kann es zu diesem Risiko kommen.[300]
Regulierungsrisiko
Der ständige Wandel des politischen, rechtlichen und gesellschaftlichen Umfelds kann das wirtschaftliche Ergebnis und den Fortbestand des Stromhandelsunternehmens gefährden. Die International Energy Agency IEA definiert das regulatorische Risiko “Ongoing regulatory risk relates to uncertainty about changes in market rules, regulations and energy policies. It may be aggravated by a lack of clarity about the objectives and future direction of regulationand energy policy. Increasing regulatory discretion and increasing regulatory involvement will increase on-going regulatory risk.[301] Hat ein Stromversorger eine Vielzahl an Kohlekraftwerken in seinem Produktionsportfolio, so ist es dem Risiko steigender CO2-Zertifikatekosten ausgesetzt. Das regulatorische Risiko besteht hierbei in der dynamischen Abänderung von Gratis-Zertifikaten, was auch die Kosten der Zertifikate und somit die zusätzlichen Kosten des Stromversorgers beeinflusst. Bereits im Zuge der Strommarktliberalisierung sahen sich viele Stromversorger mit Stranded Costs konfrontiert, denn im Vertrauen auf den Fortbestand des monopolistischen Systems sowie aufgrund auferlegter Verpflichtungen und erteilter Betriebsgarantien wurden vor der Liberalisierung viele Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten vorgenommen, die nun nach der Liberalisierung nicht mehr rentabel waren. Diese unrentablen Kraftwerkkapazitäten bzw. Rechtsgeschäfte werden, soweit sie von der EU als solche anerkannt werden, als Stranded Costs bezeichnet. Für die anfallenden Stranded Costs sieht die EU-Binnenmarktrichtlinie Übergangsregeln vor, die es erlauben sollen, für einen bestimmten Zeitraum Betriebsbeihilfen zu gewähren.[302]
Produktionsrisiko
Das Produktionsrisiko als derivatives Risiko ist auf dem Stromgroßhandelsmarkt zu finden und resultiert aus den Eigenschaften des Commodities Strom. Ist der Stromhändler Inhaber einer Call-Option, so muss er die notwendigen Kapazitäten vorhalten, falls der Optionskäufer von seinem Kaufrecht Gebrauch machen würde. Macht der Optionskäufer jedoch nicht Gebrauch von dieser Option, so hat der Inhaber der Call-Option freie Produktionskapazitäten, die gehedged werden müssen. Auch für einen Put-Verkäufer entsteht ein Produktionsrisiko, wenn der Strompreis unter dem Ausübungspreis sinkt, da dieser die Elektrizität teurer einkaufen muss als er sie verkaufen kann. Überdies muss er die eigenen Kapazitäten finanzieren oder einen Abnehmer für die Eigenproduktion finden.[303]
Wetterrisiko
Marktteilnehmer am Strommarkt sind witterungsbedingten Mengenrisiken sowohl auf der Erzeuger- als auch Verbraucherseite ausgesetzt, sodass sich Einflüsse[304] auf ihr Erzeugungs-, Vertriebs- und Handelsportfolio ergeben.[305] Das Wetterrisiko beschränkt sich im Wesentlichen auf die Differenz zwischen dem langjährigen Temperaturmittel und der aktuellen Situation.[306] Angebotsseitig etwa wird diese Risikokomponente durch den Wasserzufluss von Stausseen oder Flusskraftwerken sowie den Pegelständen von Flüssen, die zur Kühlung von Atomkraftwerken dienen, bestimmt. Aber auch der zunehmende Bau von Windkraftwerken lässt die Bedeutung der Komponente Wind immer stärker in den Fokus rücken.[307] Nachfrageseitig wirkt sich das Risiko in Lastspitzen aufgrund von Heiz-, Kühl- oder Beleuchtungsphasen bei den Verbrauchern aus.[308] Das Hedging von Wetterrisiken kann mittels neu entwickelten Wetterderivaten erfolgen.[309]
Wie bei der Definition des Risikos im Stromhandel existiert auch keine eindeutige Definition für das Risikomanagement im Stromhandel. BOZEM versteht unter Risikomanagement die aktive Steuerung und Beeinflussung von Risikopositionen. Davon differenziert wird ein System zur unabhängigen Messung und Überwachung der Risikopositionen und zur Analyse des damit verbundenen Risikopotentials.[310] BURGER geht einen Schritt weiter und definiert Risikomanagement als ein Bündel von Maßnahmen zur Minimierung von einem Bündel von Risiken.[311] Das Ziel des Risikomanagements ist die Steigerung des Unternehmenswertes unter Berücksichtigung der Risikopolitik des Managements. Somit ist die Ausrichtung des Risikomanagements an der Unternehmensstrategie unerlässlich, da durch die Strategie des Unternehmens die unternehmerischen Aktivitäten, die mit Risiken behaftet sind, vorgegeben werden.[312] Daraus ergibt sich unmittelbar, dass Risikomanagement über die reine Risikomessung hinausgehen muss. Da höheren Risiken häufig auch höhere Erträge gegenüberstehen, folgt aus dem Ziel ferner, dass das Management von Risiken mehr ist als deren bloße Zerstörung. Diese strebt an, die Risikoposition des Stromhandelsunternehmens möglichst gering zu halten.
Im Gegensatz dazu kann Risikomanagement auch darauf abzielen, die Risiken unterhalb der Risikotragfähigkeit des Stromhandelsunternehmens zu halten und diejenigen Risiken einzugehen, die den höchsten Ertrag versprechen.[313] Das Risikomanagement kann auf die Steuerung eines Einzelrisikos oder die Steuerung der Gesamtrisikoposition ausgerichtet sein.[314] Um die Gesamtrisikoposition des Stromhandelsunternehmens oder einzelner Unternehmensbereiche berechnen zu können, müssen die positiven und negativen Rückkopplungen wie auch eine Aggregation der Einzelrisiken berücksichtigt werden. Eine Möglichkeit zur Aggregation der Einzelrisiken[315] ist z. B. die Monte-Carlo-Simulation.[316] Die hauptsächliche Aufgabe des Risikomanagements soll stets die Auseinandersetzung mit entsprechenden Risiken in Theorie und Praxis sein.[317] Der Begriff des Risikomanagements ist von dem des Risikocontrollings zu unterscheiden, da sich das Risikomanagement auf die Kernfunktion der Steuerung von Risikopositionen darstellt. Das Risikomanagement kann sich dabei aber nicht auf die isolierte Betrachtung der Positionsführung beschränken, sondern muss die einzelnen Teilrisiken des Stromhandelsunternehmens, mit dem Ziel einer optimalen Positionierung., koordinieren.[318] Risikocontrolling wird somit als integraler Bestandteil eines umfassenden, weil auch die Handhabung beinhaltenden Aufgabenstellung des Risikomanagements, betrachtet.[319] Aufgabe des Risikocontrollings ist die Information des Ist-Zustandes an das Management zu liefern, damit diese mögliche Anpassungen in der Planung und Steuerung des Risikomanagementprozesses durchführen können. Die Kontrolle dieser Schritte obliegt dann wieder dem Risikocontroller.[320]
Stromhandelsunternehmen sehen sich durch die neuen Geschäftsfelder mit einer Vielzahl an neuen Risiken konfrontiert, sodass der systematische Aufbau eines Risikomanagementsystems unerlässlich geworden ist. Denn Stromhandelsunternehmen müssen jederzeit in der Lagen sein, in jedem Teil der Strom-Wertschöpfungskette Risiken zu identifizieren, zu bewerten, zu messen und zu überwachen, zielorientiert zu steuern und zielorientiert zu reduzieren.[321] Grundvoraussetzung für ein erfolgreiches Risikomanagementsystem ist die Implementierung eines Risikomanagementprozesses, der mit der Risikostrategie der Geschäftsleitung des Stromhandelsunternehmens einhergeht. In der Literatur besteht eine generelle Übereinstimmung über die Kerninhalte des Risikomanagementprozesses, auch wenn die Abgrenzung in den verschiedenen Ausführungen unterschiedlich gestaltet wird.[322] So stehen zu Beginn eines jeden Risikomanagementprozesses die Definition der Risikopolitik, der Strategie und die Festlegung von Handelslimiten. Steht erst einmal die Risikopolitik des Stromhandelsunternehmens fest, folgen die „eigentlichen“ Schritte des Risikomanagements, nämlich die Risikoidentifikation, Risikobewertung, Risikosteuerung sowie die Risikokontrolle, begleitet vom Risikoreporting an das Management.[323]
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 13: Risikomanagement-Prozess im Stromgroßhandel
[Quelle: Eigene Darstellung]
Zu Beginn eines Risikomanagementprozesses steht die Definition der Risikopolitik bzw. der unternehmensweiten Risikomanagementphilosophie.[324] Die Risikopolitik umfasst risikopolitische Grundsätze anhand derer sich die grundsätzliche Haltung der Unternehmensleitung in Bezug auf den Umgang mit Risiken ableiten lässt.[325] Zu beachten ist, dass die Risikopolitik in die Unternehmensstrategie integriert werden muss.[326] „At the highest level, risk policy is characterised by established rules and guidelines that are relatively permanent and reflect the utility’s overall business goals and its stance vis-à-vis risks”.[327] Die Risikopolitik dient allen Mitarbeitern als Verhaltensregel, die den Umgang im Unternehmen für alle Beteiligten erleichtert.
Die Risikostrategie verbindet die Risikopolitik mit dem Risikomanagement ...„Within the utility’s business strategy, risk strategy translates this policy into more concrete risk management actions, for instance, by outlining choices among alternative risk analysis methods.”[328] Bei der Definition der Risikostrategie ist zu beachten, dass diese nicht ohne Rücksicht und Abstimmung mit der Unternehmensstrategie erfolgen kann. Die Geschäftsführung muss festlegen, für welche unternehmerischen Bereiche das Risikomanagement Gültigkeit hat, welche Risiken eingegangen werden sollen und ab welcher Schadenshöhe Maßnahmen zur Risikosteuerung eingeleitet werden.[329] Der österreichische Stromversorger VERBUND führt ein Risikohandbuch („Rule Book“), worin die Risikopolitik, die Grundsätze des Risikomanagements sowie deren Ziele festgelegt sind.[330] HINTZE/WOLLSCHLÄGER empfehlen für ein Risikohandbuch im Stromhandel folgende Inhaltsschwerpunkte: Strukturierung der Handelsportfolien, Anwendung von Beschaffungsstrategien, Bewertung anhand von Risikoinstrumenten, Begrenzung des Risikos durch ein Limitsystem, Dokumentation über ein Berichtswesen und die Organisation der Handelstätigkeit.[331]
Sind Risikopolitik und Risikostrategie im Zuge eines Audits[332] festgelegt worden, werden Art und Umfang der einzugehenden Risiken bestimmt. Die Geschäftsführung legt hierbei die strategischen Vorgaben hinsichtlich der Risikoausmaße und deren Überwachung fest. Die Geschäftsführung legt hierbei auch eine feste Verlustobergrenze fest, die sich an der Eigenkapitalausstattung, der Ertragsstärke, Umwelteinflüssen[333] und der Risikoausrichtung des Unternehmens orientiert.[334] Bei kapitalintensiven Geschäften, wie dem Bau von Kraftwerkskapazitäten, ist der Begriff der Verlustobergrenze zu erweitern. Zu begrenzen wäre hier nicht nur ein negatives operatives Geschäft sondern auch ein positives operatives Ergebnis aus der Kraftwerksvermarktung, das nicht ausreicht, die die vorgenommenen Investitionen auskömmlich zu verzinsen. Stromhandelsunternehmen mit einem Kraftwerkspark intensiven Handelsportfolios sollten daher von einem geforderten Mindestergebnis ausgehen.[335]
Bei der Risikoidentifikation steht die Erhebung aller relevanten und bestandsgefährdenden Risiken, die im Zusammenhang mit dem Stromgroßhandelsgeschäft auftreten können, im Vordergrund. Da die Risikoidentifikation einen gravierenden Einfluss auf den weiteren Verlauf des Risikomanagementprozesses hat, muss versucht werden, alle Risiken zu identifizieren.[336] Für BURGER liegt in der Risikoidentifikation sogar die Grundlage für ein wirksames Risikomanagement im Stromgroßhandel.[337] Denn es gilt, dass nur die Risiken bewertet und gesteuert werden können, die auch erkannt wurden.[338] Die Vorgehensweise zur Risikoidentifikation von Risikofeldern bzw. Einzelrisiken hat unterschiedliche Ausprägungen und reicht von einem sachorientierten Vorgehen bis hin zu einem der Wertschöpfungskette des Stromhandels orientiertem Vorgehen.[339] Da die notwendigen Informationen die Grundlage des Risikomanagements bilden, gilt der Sammlung der Informationen zur Identifikation der Risiken besondere Aufmerksamkeit. Für die Aufdeckung latenter oder potentieller Risiken sind für ausgewählte Suchfelder geeignete Erkennungssysteme zu entwickeln und zu implementieren.[340] Die Grundlage einer optimalen Risikoidentifikation bildet ein Frühwarnsystem, mit deren Hilfe Frühwarnindikatoren ihren Benutzern gleichzeitig bereits vorhandene Risiken signalisieren, sodass noch genügend Zeit zum Einsatz gegensteuernder Maßnahmen zur Abwendung oder Verringerung der Bedrohung besteht.[341]
Nach BUCHHART/BURGER ist die Risikoerfassung die Basis für alle weiteren Schritte des Risikomanagements.[342] Die Identifikation der Risiken stellt somit den wichtigsten Schritt zur Bewältigung des Risikoproblems dar.[343] Erfolgsfaktor bei der Identifikation der Risiken im Stromhandel ist das Know-How der Mitarbeiter sowie die eingesetzten Methoden und Tools. Beim österreichischen Stromversorger VERBUND wird das Tool Risk Assessment Sheet eingesetzt und an alle risikobehafteten Organisationseinheiten und Gesellschaften zur Risikoidentifikation übergeben. Der Vorteil wird darin gesehen, dass eine einheitliche Struktur gewährleistet ist und die zu befragenden Mitarbeiter nicht in der Bekanntgabe von Risiken eingeschränkt sind.[344] Die im Zuge der Risikoidentifikation eruierten Risiken sind in Risikokategorien zu unterteilen. Die Einteilung der Risiken in Kategorien ermöglicht eine zielgerichtete Steuerung der gesamten Risikosituation.[345] Darauf folgt die Zerlegung der Risiken in einzelne Ursache-Wirkungs-Ketten, wonach Risikotreiber identifiziert werden. Das Risiko umschreibt somit das Ende einer kausalen Kette von Ereignissen.[346] Die Risikoidentifikation im österreichischen VERBUND wird als die rechtzeitige, regelmäßige, schnelle, vollständige und wirtschaftliche Erfassung aller Einzelrisiken im Unternehmen, die Einfluss auf die wesentlichen Unternehmensziele bzw. Zielsysteme des Unternehmens haben, definiert.[347]
Im Prozessschritt der Risikoanalyse werden alle im Unternehmen mögliche Risiken im Rahmen einer Risikoinventur identifiziert.[348] Das Ziel dieses Prozessschrittes ist die qualitative Beurteilung bzw. quantitative Messung der identifizierten Risiken.[349] Im österreichischen Stromversorger VERBUND werden bei der Risikoanalyse folgende zwei Fragen geklärt: Erstens soll festgestellt werden, welche Hauptrisiken das Unternehmen bedrohen, die in Zukunft genau verfolgt werden sollten und Gegenstand der Bewertung, der Modellierung und des Reportings sind, und zweitens muss festgelegt werden, wie man mit den anderen Risiken im Unternehmen umgeht.[350] Die Risikoanalyse ermittelt unter Berücksichtung einer Vielzahl unsicherer Inputgrößen und Umweltzustände die Ursachen der identifizierten Risiken und gibt somit den ersten Anhaltspunkt, welche Maßnahmen der Risikosteuerung für einzelne Risiken relevant sind.[351] Im VERBUND werden nur die wesentlichen und bestandsgefährdenden Risiken identifiziert und näher analysiert, um die potenziellen Einflüsse auf das Energieversorgungsunternehmen besser und genauer abschätzen zu können. Aufgrund des Most-Likely-Szenarios und dessen Eintrittswahrscheinlichkeit sowie des Worst-Case-Szenarios[352] des jeweiligen Risikos eine Grobanalyse der finanziellen Auswirkungen auf das Energieversorgungsunternehmen und eine erste sehr grobe Prioritätenliste. Beim VERBUND werden Risiken mit einer geringen Eintrittswahrscheinlichkeit aussortiert und nicht weiter betrachtet.[353] Problematisch gestaltet sich hierbei einerseits die Erfassung der Vielzahl an potenziellen Risikofaktoren und andererseits die Quantifizierung dieser Risikofaktoren.[354] MAKKONEN et al. empfehlen zur Risikoanalyse in Stromhandelsunternehmen die Methoden[355] Positions-Reporting mittels Marking-to-Market, Szenarioanalysen, Sensitivitätsanalysen mittels Griechen, Variance-Covariance-Value-at-Risk, VaR-Simulationen und die Methode des Maximum Loss.
Sind die Risiken erkannt, so erfolgt in der nächsten Phase der Risikobewertung eine Quantifizierung der Risiken hinsichtlich ihres Erwartungswertes.[356] Zu bedenken sei hierbei, dass die definierten Unternehmensziele der Ausgangspunkt für die Bewertung der gemessenen Risikoposition sind.[357] Die Aufgabe dieser Phase ist es, die ursächlichen Strukturen und Interpendenzen der Gefahrenpotenziale aufzuzeigen und ihre Auswirkung quantitativ offen zu legen.[358] Das Ausmaß des Risikos hängt dabei von der Höhe des damit verbundenen Schadens und dessen Eintrittswahrscheinlichkeit ab, wofür üblicherweise eine Risikomatrix, auch Risk Map genannt, eingesetzt wird.[359] Ungeachtet des eingesetzten Bewertungsverfahrens[360] besteht die Aufgabe der Risikobewertung darin, aus den gesammelten Daten Informationen über die Risikolage des Unternehmens zu erhalten.[361] Die Stärke des jeweilig eingesetzten Bewertungsverfahrens liegt in der Integration aller identifizierten Risiken in eine einzige Risikokennzahl.[362]
Eine Schlüsselrolle im Risikomanagement-Prozess nimmt die Risikosteuerung ein, wobei darauf abgezielt wird, die Risikolage des Unternehmens positiv zu verändern bzw. ein ausgewogenes Verhältnis zwischen Erlös (Chance) und Verlustgefahr (Risiko) zu schaffen.[363] Vordergründiges Ziel ist die erkannten und quantifizierten Risiken für das Unternehmen unter Berücksichtigung der Risikostrategie zu vermeiden bzw. zu vermindern.[364] Nach SCHIERENBECK lassen sich die Maßnahmen der Risikosteuerung einerseits danach unterscheiden, ob sie sich auf ein gesamtes Portfolio bzw. auf die gesamte Geschäftsstruktur oder auf die verschiedenen Einzelgeschäfte beziehen. Überdies lassen sich risikosteuernde Aktivitäten in ursachen- und in wirkungsbezogene Maßnahmen gliedern, wobei ursachenbezogene Maßnahmen auf die Verminderung der Wahrscheinlichkeit des Eintretens bestimmter Risiken abzielen und wirkungsbezogene Maßnahmen die Verluste beim Eintritt von Risiken zu reduzieren versuchen.[365] Es können hierbei folgende Risiko-Strategien[366] angewandt werden: die Risikovermeidung, die Risikominderung, die Risikokompensation, die Risikoüberwälzung und die Risikoübernahme.[367] Welche Maßnahmen zur Risikosteuerung ergriffen werden und auf welches Niveau Risiken reduziert werden sollen, ist von der Risikoneigung des Unternehmens sowie dem Sinn- und Zweck des Risikomanagementsystems abhängig.[368] Die Begrenzung und Steuerung von Marktpreis-[369] und Kreditrisiken[370] im Stromhandel erfolgt üblicherweise über ein Limitsystem.
Den letzten Schritt des Risikomanagementprozesses stellt das Risikomonitoring und –reporting dar. Das Risikomonitoring ist die Kontrolle der zur Risikosteuerung ergriffenen Maßnahmen.[371] Aufgabe des Risikocontrollings ist die Risikoberichterstattung im weitesten Sinne. Die Geschäftsführung soll im Zuge des Risikoreportings über folgende Punkte unterrichtet werden:[372]
- Die offenen Positionen je Stromhandelsgeschäft bzw. Risikoart und daraus resultierende Marktpreisrisiken.
- Entwicklung der Stromhandelspositionen.
- Festgelegte Limite – Preisrisiko- und Kontrahentenlimite – und deren Ausnützung. Die zeitnahe Überwachung und Berichterstattung der Limitvorgaben ist Hauptaufgabe des Risikocontrollings.
- Aufgelaufene Gewinne und Verluste, getrennt in bilanziell realisierte und unrealisierte Gewinne und Verluste.
- Zur Kenntnis genommene Pflichtverletzungen der Mitarbeiter der Stromhandelsabteilung.
Durch die Risikokontrolle und die Einführung eines Frühwarnsystems mit Hilfe von Kennzahlen wird das bewusste Auseinandersetzen mit operationellen Risiken gefördert, sodass die Risiken früher erkannt werden und Steuerungsmaßnahmen ergriffen werden können.[373] Instrumente zur Überprüfung der Risikolage sind etwa Checklisten oder interne Audits.[374] Für ein perfekt funktionierendes Risikomanagementsystem ist die zielgerichtete Kommunikation aller Risiken, Maßnahmen und Notfall-, Alternativ- und Kontrollprozesse von großer Bedeutung.[375]
Im Zuge des Risikoreportings ist über die identifizierten und bewerteten Risiken und die dadurch durchgeführten Aktivitäten zur Risikobewältigung fortlaufend an die Geschäftsführung zu berichten. Die Risikokommunikation beginnt mit der Strukturierung und Delegation von Risikoverantwortung, denn eine eindeutige Zuordnung der Risikoverantwortung ist Voraussetzung für den Aufbau des Risikoreportings und die Handhabung der Risiken.[376] In Deutschland muss der Geschäftsleitung gemäß MaRisk[377] in angemessenen Abständen über die Risikosituation und die Ergebnisse der Szenariobetrachtungen berichtet werden. Die Risikoberichterstattung ist in nachvollziehbarer, aussagefähiger Art und Weise zu verfassen. Sie hat neben einer Darstellung auch eine Beurteilung der Risikosituation zu enthalten. In die Risikoberichterstattung sind bei Bedarf auch Handlungsvorschläge, z. B. zur Risikoreduzierung, aufzunehmen.[378] Der Risikobericht über Kreditrisiken sollte auf Handelspartnerebene die Exposition und das Limit vergleichen. Es sollen nicht nur das aktuelle Risiko sondern auch der künftige Verlauf der Exposition berücksichtigt werden.[379] Unvorhergesehene und wesentliche Änderungen der Risikolage müssen unverzügliche berichtet werden.[380] Es sei zu betonen, dass das Risikoreporting nicht nur alleine aus gesetzlichen Bestimmungen erfolgen darf, da ein Reporting an das Management vor allem im Stromhandel unverzichtbar scheint. Es ist somit bereits bei der Definition der Risikostrategie erforderlich, die Zielgruppe der Risikokommunikation festzulegen und das jeweils geeignete Kommunikationsformat zu identifizieren.[381]
Die Ausgestaltung des Stromhandels hängt unmittelbar mit der Risikopolitik des Unternehmens zusammen, wodurch die Stromhandelsstrategien direkt mit den Risikomanagement-Vorgaben des Managements einhergehen müssen.[382] Eine innovative Möglichkeit zur Steuerung des Elektrizitätsrisikos sind die mit der Marktliberalisierung neu entstandenen Elektrizitäts-Futures. Vor diesem Hintergrund
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 14: Risiko-Strategien im Stromgroßhandel
[Quelle: eigene Darstellung]
stellt sich die Frage, in welchem Umfang ein Stromhändler Strom-Futures zur Steuerung seines Risikos einsetzen sollte.[383] Es gibt viele verschiedene Ansätze in der Klassifikation von Risiko-Strategien im Stromhandel, jedoch haben sich nachfolgende fünf Strategien herauskristallisiert.[384]
Ohne Abschluss einer Absicherungstransaktion trägt der Stromhändler das Risiko einer Änderung des Spotmarktpreises, wonach je weiter dieser über bzw. unter dem Einzelhandelspreis liegt, umso höher ist sein Gewinn bzw. Verlust.[385] Ein Hedgegeschäft ist dadurch definiert, dass es die Abhängigkeit der Wertänderung der Position von einer Veränderung eines oder mehrerer Risikofaktoren verringert.[386] Hedging im Kontext mit dem Absicherungsmotiv beinhaltet allgemein den Kauf bzw. Verkauf von Terminkontrakten in direktem Bezug zu einer gehaltenen oder erwarteten Kassaposition.[387] Hedging in der Energiewirtschaft bedeutet die Absicherung bestehender Asset-Position, wobei sich ein Asset-Portfolio eines Energiekonzerns aus Kraftwerken, Primärenergielieferverträgen oder finanziellen strategischen Positionen zusammensetzen kann.[388] Die am Stromgroßhandel beteiligten Unternehmen werden normalerweise über physische Kassa- und Terminmarktpositionen[389], aber auch derivate Stromhandelskontrakte zur Absicherung verfügen.[390] Aus der Sicht eines reinen Stromhandelsunternehmens versteht man unter Hedging[391] die Möglichkeit, sich durch die Verwendung von Termingeschäften gegen Preisänderungsrisiken auf dem Spotmarkt abzusichern. Vorrangiges Ziel muss es sein, alle bestehenden Cash-Flow-Risiken im Unternehmen zu minimieren, um zu einer größtmöglichen finanziellen Stabilität zu kommen.[392] Hierzu gehören Schwankungen in Betriebs- und Investitionskosten, Brennstoffpreise der Eigenerzeugung wie auch Verfügbarkeiten und Preisvergleiche der eigenen Angebote mit den Konkurrenzofferten.[393] Somit sind diejenigen Hedging-Maßnahmen auszuwählen, die den Unternehmenswert erhöhen.[394] Für diese Arbeit von Relevanz ist die Absicherung gegen Marktpreisrisiken, die durch den Abschluss von Termingeschäften eliminiert werden können.[395]
Eine individuelle Hedging-Strategie zur Risikolenkung kann sicherstellen, dass das Stromhandelsunternehmen bei einzelnen Positionen im gesamten Portfolio innerhalb eins definierten Rahmens bleibt.[396] Jede Preisabsicherung kann sowohl durch bilaterale als auch durch standardisierte Preissicherungsinstrumente durchgeführt werden, wenngleich der Vorteil bei den standardisierten Futures liegt, da es durch die vorhandene Grundliquidität leichter ist, die Position vor Fälligkeit zu schließen. Prinzipiell strebt ein Stromhandelshaus eine Position an, die das Risiko ungünstiger Preisentwicklungen für bestehende physische Positionen so gut als möglich neutralisiert.[397] Grundsätzlich sind beim Hedging zwei Strategien denkbar: Erstens soll eine künftige Investition gegen den Preisanstieg abgesichert werden und zweitens eine Barposition vor Kursverlusten geschützt werden. Man spricht im ersten Fall vom Long Hedge und im zweiten Fall vom Short Hedge.[398] Wichtig für die Hedging-Strategie ist auch, in welcher Position sich Käufer und Verkäufer befinden. Ein Unternehmen, dass den Strom künftig benötigt ist in einer physischen Short Position. Der zur Abnahme der Strommenge verpflichtete Geschäftspartner befindet sich in einer Long-Position, wobei der Stromproduzent, der die vertragliche Menge jederzeit liefern kann, sich in einer physischen, natürlichen Long-Position befindet.[399]
Das Stromhandelsunternehmen, das in der Zukunft Stromkapazitäten benötigt, befindet sich in einer physischen Short Position und kauft Futures, um sich gegen steigende Marktpreise abzusichern. Das Stromhandelsunternehmen geht in diesem Fall die Strategie des Long Hedge ein, da es eine Long Future Position eröffnet.[401] Der Long Hedge ist dann ideal, wenn das Stromhandelsunternehmen bei einem Preisverfall des Gutes gewinnen würde und von einer Preissteigerung verlieren würde. Umgekehrt kommt ein Short Hedge durch die Eröffnung einer Short Future Position zustande. Diese Strategie des Hedgers wird dann angewandt, wenn dieser das physische Gut bereits besitzt und davon überzeugt ist, diese physische Long-Position auch zu verkaufen. Üblicherweise ist bei dieser Strategie der Hedger auch der Stromproduzent. Durch die Eröffnung der Short Future Position sichert sich der Stromproduzent gegen sinkende Strompreise ab, wodurch er das Recht hat, die Elektrizität zu einem bereits heute garantierten Preis zu verkaufen.[402] Somit sichert er sich gegen das Strompreisrisiko ab, verzichtet jedoch im Gegenzug auf mögliche Gewinne durch steigende Strompreise. Anstatt des Futures könnte das Stromhandelsunternehmen auch das Hedging über eine Option durchführen, da durch Bezahlen der Options-Prämie das Unternehmen nicht nur gegen eine negative Preisentwicklung abgesichert ist, sondern auch von einer positiven Preisentwicklung antizipieren würde.[403] Zusammenfassend kann gesagt werden, dass Stromerzeuger vorwiegend als Short Hedger auftreten, um ihre Produktion gegen einen möglichen Preisverfall abzusichern. Long Hedger sind vorwiegend Weiterverteiler oder Großkunden, die sich vor Preissteigerungen absichern.[404][400]
[...]
[1] Zur Stromhandelswertschöpfungskette vgl. Abbildung 12
[2] 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.
[3] vgl. Abschnitt 2.2
[4] vgl. Unterabschnitt 2.3.2
[5] vgl. Unterabschnitt 2.3.1
[6] vgl. Unterabschnitt 2.3.3
[7] vgl. Unterabschnitt 2.3.5
[8] vgl. Unterabschnitt 2.3.6
[9] vgl. Unterabschnitt 2.3.7
[10] In den Kapiteln 4 und 5 werden das Marktpreisrisiko und das Kreditrisiko, die aus den Veränderungen des Stromgroßhandels resultieren, vertiefend erklärt und auf ihre Relevanz geprüft. Einen generellen Überblick über weitere Risiken aus dem Stromhandelsgeschäft liefert Abschnitt 3.4.
[11] vgl. E-Control [Marktbericht 2006], S. 34
[12] vgl. Swietly [Stromgroßhandelspreis 2004], o. S.
[13] Zur Problematik der Marktkonvergenz vgl. Unterabschnitt 2.3.2
[14] Für einen Überblick über die europäische Strombörselandschaft und deren Produkte siehe Anhang, Abschnitt 7.1
[15] vgl. EUKOM [Energy Sector Inquiry 2006], 107
[16] vgl. RWE [Sektoruntersuchung 2006], S. 10
[17] vgl. Haberfellner/Holler [Divergenz/Konvergenz 2006], S. 13
[18] vgl. Abschnitt 4.2
[19] vgl. Haberfellner/Holler [Divergenz/Konvergenz 2006], S. 13
[20] vgl. Unterabschnitt 2.2.1
[21] vgl. Verbund [Geschäftsbericht 2005], S. 22
[22] vgl. Unterabschnitt 4.2.1.2.3.1
[23] Notierungen für das Strombörseprodukt EEX Baseload.
[24] vgl. Peek [Strompreisentwicklung 2005 a], S. 31
[25] vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2003 a], S. 38
[26] Zu den fundamentalen Einflussfaktoren auf die Strompreisbildung vgl. Unterabschnitt 4.2.1
[27] Chapter 11 ist ein Bericht des Insolvenzrechts in den USA, dem „bancruptcy code“ und regelt eine Neuorganisation des finanzschwachen Unternehmens unter Aufsicht eines zuständigen Gerichtes.
[28] Für die Entwicklung der Forwardmärkte ist hier die Entwicklung der Forwards für Deutschland und Österreich herangezogen worden. Die Notierungen beruhen auf Brokerquotes und werden vom Unternehmen Platts täglich unter dem Titel „Platts German Market Assessments“ veröffentlicht.
[29] vgl. Peek [Strompreisentwicklung 2005 a], S. 32
[30] vgl. Hujber [Preisentwicklung 2004], S. 2
[31] Da Deutschland mehr als 50 Prozent seiner Elektrizität durch den Betrieb von Kohlekraftwerken erzeugt, sind die Strompreise sehr von der Entwicklung der Kohlepreise sowie der damit verbundenen Frachtraten abhängig. Bedingt durch den hohen Kohlebedarf im asiatischen Raum sind die Importraten aus Ländern wie China stark zurückgegangen. vgl. Gutberlet/Hilligweg [Steinkohle 2005 a], S. 70 f.
Die Übernachfrage aus dem asiatischen Raum hat die Frachtraten um das 5fache gegenüber dem Vorjahr ansteigen lassen und somit auch den Preis für Importkohle in Europa nach oben getrieben. vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2004 b], S. 53
[32] vgl. Verbund [Geschäftsbericht 2005], S. 23
[33] Die Korrelation zwischen Primärenergieträger und Strompreis wird in Unterabschnitt 4.2.1.2.1 ausführlich erläutert.
[34] vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2004 b], S. 52 f.
[35] Zu den Einflussfaktoren auf Stromterminpreise vgl. Unterabschnitt 4.2.1.2
[36] vgl. Peek [Strompreisentwicklung 2005 a], S. 32
[37] vgl. Prange [Entwicklung der Jahreskontrakte 2004 b], S. 65
[38] vgl. Unterabschnitt 4.2.1.2.2
[39] vgl. Verbund [Geschäftsbericht 2005], S. 21
[40] vgl. Unterabschnitt 4.2.1.2.2
[41] vgl. Unterabschnitt 4.2.1.1.1
[42] vgl. Vattenfall [Geschäftsbericht 2006], S. 25
[43] vgl. RWE [Stromhandelsentwicklung 2007], S. 4
[44] vgl. Rahn [Stromgroßhandel 2003 a], S. 39
[45] Für diese Illustration wurden nur europäische Teilmärkte, die sowohl über einen börslichen und bilateralen Spot- und Terminmarkt verfügen, ausgewählt.
[46] vgl. Vattenfall [Geschäftsbericht 2005], S. 18
[47] vgl. RWE [Stromhandelsentwicklung 2007], S. 4
[48] vgl. EUKOM [Energy Sector Inquiry 2006], 96
[49] vgl. Hujber [Liberalisierter Strommarkt 2002], S. 1
[50] „Eine gemeinsame Energiepolitik war bei der Gründung der Europäischen Union nicht vorgesehen. Dennoch haben energiepolitische Ziele im Prozess der europäischen Integration von Anfang an eine besondere Rolle gespielt.“ Zwei Verträgen gelten als Grundlage für den europäischen Strombinnenmarkt: der EGKS-Vertrag (Europäische Gemeinschaft für Kohle und Stahl) von 1951 und der EAG-Vertrag (Europäische Atomgemeinschaft). Auch der EWG-Vertrag (EWG-Vertrag, 22.07.1975) ist in diesem Zusammenhang zu nennen. vgl. Kleest/Reuter [Netzzugang 2002], S. 13 f.
[51] Die Mitgliedsländer der Europäischen Union lassen sich hinsichtlich der Elektrizitätsmarktöffnung in drei Gruppen einordnen. Zu den Pionieren bei der Einführung von Wettbewerb, die den Markt vollständig und damit rascher geöffnet haben als in der Elektrizitätsrichtlinie vorgesehen, gehören Deutschland, Finnland, Großbritannien, Österreich und Schweden. Zu den Verteidigern alter Strukturen mit minimalen Marktöffnungen und langen bzw. noch nicht definierten Übergangsfristen bis zur vollständigen Öffnung zählen Belgien, Frankreich, Griechenland, Italien und Portugal. In einer mittleren Position zwischen schneller Marktöffnung und Bewahren der herkömmlichen Versorgungsstrukturen mit gebundenen Kunden befinden sich Dänemark, Irland, die Niederlande und Spanien. vgl. Hake/Rath-Nagel/Vögele [Marktstrukturen 2002 a], S. 608
[52] 1951 als UCPTE gegründet, ist die UCTE die Vereinigung für die Koordination des Stromtransports. Ihre Mitglieder sind die Unternehmen, deren synchron zusammengeschlossene Stromnetze 23 europäische Staaten umfassen (einschließlich der ehemaligen CENTREL-Staaten Polen, Tschechien, Slowakei und Ungarn sowie Bulgarien und Rumänien). Der nordische Verbund NORDEL umfasst die Netze aller skandinavischen Länder. Aufgrund der geografischen Lage besitzen Großbritannien und Irland ein eigenes Verbundnetz, sind aber wie das NORDEL-Netz über Meereskabelverbindungen mit dem UCTE-Netz verbunden. vgl. UCTE [Mission 2006], o. S.
[53] vgl. EUKOM [Energy Sector Inquiry 2006], S. 104
[54] vgl. EUKOM [Benchmarking 2006], o. S.
[55] Zahlreiche Passagen und Kommentare wurden von offiziellen Homepages der Europäischen Union, DG TREN, entnommen. vgl. EUKOM [Strombinnenmarkt 2006], o. S.
[56] vgl. EUKOM [Richtlinie 92/96/EG 2003]
[57] vgl. VEÖ [ELWOG 2005], S. 1 ff.
[58] Für einen umfassenden Überblick über das österreichische Elektrizitätsrecht, vgl. VEÖ [Ö-Elektrizitätsrecht 2005], o. S.
[59] Der erste Gesetzesentwurf sah eine Marktöffnung bis zum Jahr 2003 im Ausmaß von 35 Prozent vor.
[60] vgl. EUKOM [Richtlinie 2003/54/EG 2004], S. 1 ff.
[61] vgl. EUKOM [Richtlinie 92/96/EG 2003], S. 1 ff.
[62] Zur Umsetzung der Binnenmarktrichtlinie in österreichisches Recht, vgl. E-Control [Marktbericht 2004], S. 13 ff.
[63] vgl. E-Control [Marktbericht 2004], S. 12
[64] vgl. Müller-Kirchenbauer et al. [Grenzüberschreitender Stromhandel 2002 a], S. 30f.
[65] vgl. EUKOM [Richtlinie EG 1228/2003], S. 1 ff.
[66] vgl. IfED [Cross-Border-Trading 2005], S. 6
[67] vgl. E-Control [Marktbericht 2006], S. 16
[68] vgl. EUKOM [Richtlinie EG 2003/87], S. 1 ff.
[69] vgl. EUKOM [Strombinnenmarkt 2006], o. S.
[70] vgl. EUKOM [Treibhausgasemissionszertifikate 2006], o. S.
[71] vgl. EUKOM [MiFID 2006], S. 1 ff.
[72] vgl. Horstmann [Energiehandel 2006], S. 248
[73] vgl. Hünerwadl [MiFID 2006], S. 12
[74] vgl. PWC [MiFID im Energiehandel 2006], o. S.
[75] vgl. Hünerwadl [MiFID 2006], S. 12
[76] Warenderivatefirmen, die Wertpapierdienstleister im Sinne der MiFID sind, müssen die Eigenkapitalanforderungen der CAD III erfüllen, es sei denn, diese fallen in den Anwendungsbereich der MiFID- und/oder CAD III-Ausnahmen. Die Richtlinie über die angemessene Eigenkapitalausstattung von Wertpapierfirmen und Kreditinstituten (Kapitaladäquanzrichtlinie, CAD III, bestehend aus der RL 2006/48/EG und der RL 2006/49 EG) hat das Ziel wie die MiFID, eine europaweite Harmonisierung des Aufsichtsrahmens über die Finanzmärkte und die Aktualisierung der Eigenkapitalanforderungen zu erreichen. vgl. VEÖ [E-Wirtschaft 2006], S. 15
[77] vgl. PWC [MiFID im Energiehandel 2006], o. S.
[78] Zu berücksichtigen sei jedoch, dass Handelsunternehmen, die ausschließlich mit Stromderivaten handeln, können sich nach der derzeit geltenden Gesetzeslage nicht auf den Europäischen Pass berufen, da sie weder als Wertpierhandelsunternehmen zu qualifizieren sind, noch der Handel mit Stromderivaten der harmonisierten Beaufsichtigung nach den Vorgaben der Bankenrichtlinien unterliegt. Hingegen können Stromhandelshäuser, die Handelstätigkeiten durchführen, die sie als Einlagenkreditinstitut oder Wertpapierhandelsunternehmen qualifizieren, am Stromderivatehandel teilnehmen. Jedoch verfügen nur einige wenige Stromhandelshäuser über eine Erlaubnis, die sowohl den Handel mit Stromderivaten als auch mit Wertpapieren oder Geldmarktinstrumenten umfasst, denn die von ihnen gegründeten Stromhandelsabteilungen oder Tochterunternehmen konzentrieren ihre Geschäftstätigkeit meist ausschließlich auf den Strommarkt. vgl. Granzow [Energiederivate 2006], S. 174 ff.
[79] vgl. Horstmann [Energiehandel 2006], S. 249
[80] In Deutschland etwa fallen bisher nur sieben Stromhandelsunternehmen in die Kategorie der Wertpapierdienstleistungsunternehmen.
[81] vgl. Haedicke [Energiehandel 1997], S. 277
[82] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 74 f.
[83] Unter Fungibilität versteht man die Substituierbarkeit oder Austauschbarkeit von Waren oder standardisierten Terminkontrakten.
[84] vgl. Bessemer/Shields [Commoditization 2002 a], o. S.
[85] Unter Market-Coupling wird die physische Verbindung von Teilmärkten verstanden. Das trilaterale Market-Coupling zwischen Frankreich, Belgien und Holland sieht die Verbindung der Strombörsen APX, BELPEX und Powernext vor.
[86] Zu den Strategien im Stromhandel vgl. Abschnitt 3.7
[87] vgl. Unterabschnitt 2.3.6
[88] vgl. Abschnitt 4.5
[89] Viele Strombörsen orientierten sich beim Aufbau trotzdem an der Nordpool, da es die erste europäische Strombörse war, an der Stromfutures und –optionen gehandelt werden konnten. Überdies war die Nordpool Vorreiter bei der Einführung von Clearingdienstleistungen. An der Strombörse Nordpool handelten im Jahr 2004 rund 370 Unternehmen Stromderivate für den Norwegischen, schwedischen, finnischen und dänischen Stromhandelsmarkt.
[90] vgl. Rahn [Energiehandel 2006 d], S. 54
[91] Der Trend zu Mulit-Utility-Konzernen hat seit Beginn der Schaffung des Energiebinnenmarktes in Europa eine Fusionswelle ausgelöst. Üblicherweise waren es finanzkräftige Stromversorger, die sich das fehlende Commodity durch den Kauf eines Gas- oder Ölunternehmens in ihr Unternehmensportfolio holten. Eine von PricewaterhousCoopers im Jahr 2003 durchgeführte Studie zu Mergers & Acquisitions im europäischen Energiesektor ergab, das 10 Prozent aller Unternehmensübernahmen aufgrund des Motivs der Konvergenz durchgeführt wurden. vgl. PWC [Power Deals 2003], S. 4
[92] NBP steht für den britischen Gas-HUB National Balancing Point, über welchen der Gashandel abgewickelt wird.
[93] Die International Petroleum Exchange IPE wurde in die ICE – International Commodity Exchange umfirmiert. An dieser Commodity-Börse werden Commodities jeglicher Art, u. a. Oil und Elektrizität, gehandelt.
[94] Zur Korrelation der Märkte für Primärenergieträger und Strom vgl. Unterabschnitt 4.2.1.2.1
[95] Zur Korrelation von CO2- und Strommärkten vgl. Unterabschnitt 4.2.1.2.2
[96] vgl. Juditsch [Market Mechanism 2006], S. 20
[97] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [RM in der Energiewirtschaft 2003], S. 378
[98] vgl. Hafner [Terminmarkt 2002], S. 3
[99] Anhand von Spark-Spreads kann gemessen werden, ob die Stromproduktion unter Einsatz des Primärenergieträgers gewinnbringend ist oder nicht. Die gängigsten Spark-Spreads, zwischen Gas- und Strompreise, können überdies helfen, die Auslastung des Kraftwerkes zu messen. vgl. u. a. Shippy-Ksionsk [Spark-Spreads 2002 a], S. 18 f. In Bezug auf den Inputfaktor Kohle handelt es sich um den sogenannten Dark-Spread.
[100] vgl. Unterabschnitt 3.7.2
[101] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 81
[102] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [RM in der Energiewirtschaft 2003], S. 378
[103] vgl. Rahn [Energiehandel 2007 c], S. 54
[104] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 82
[105] Vertiefend vgl. im Anhang Abschnitt 7.2 Konvergenz der Strombörsepreise Europas
[106] vgl. Haberfellner/Holler [Divergenz/Konvergenz 2006], S. 40
[107] vgl. EUKOM [Fortschrittsbericht 2005], S. 2
[108] Der Ausgleichs-/Regelenergiemarkt kann auch in einen Anbieter- und Verbrauchermarkt untergliedert werden. Für diese Arbeit ist jedoch nur die Einsatzmöglichkeit dieses Marktsegmentes des Stromgroßhandels von Relevanz. Für eine vertiefende Darstellung siehe etwa Aubrunner/Hager [Ausgleichsenergie 2002 a], S. 20 ff, E-Control [Marktbericht 2004], S. 33 f oder Schuster [Stromlieferprodukte 2006], S. 527 - 531
[109] vgl. Aubrunner/Hager [Ausgleichsenergie 2002 a], S. 20
[110] vgl. Schuster [Stromlieferprodukte 2006], S. 527
[111] vgl. RWE [Regelzonensaldo 2006], o. S.
[112] vgl. Essent [Glossar Stromhandel 2006], o. S.
[113] vgl. BFE [Stromhandel und Netzbetrieb 2004], S. 39
[114] vgl. E-Control [Marktbericht 2004], S. 33
[115] vgl. Schuster [Stromlieferprodukte 2006], S. 528 f.
[116] Hierbei wird in die Kategorien Primärregelung, Sekundärregelung und Tertiärregelung (Minutenreserve unterschieden. Da diese Kategorisierung der Qualitätsstufen der Regelenergie nicht Untersuchungsgegenstand dieser Arbeit sind, wird auf eine Vertiefung verzichtet.
[117] Alle Parameter zu Regelleistungen stammen von RWE [Regelleistung 2006], o. S.
[118] vgl. Baier/Koch [Handel im Strommarkt 2003], S. 56
[119] vgl. E-Control [Marktbericht 2004], S. 34
[120] Für die Bezeichnung des Intra-Day-Handels existiert auch der Begriff des Hour-Ahead-Handels. vgl. Gerke/Hennies/Schäffner [Stromhandel 2000], S. 32
[121] vgl. BFE [Stromhandel und Netzbetrieb 2004], S. 39
[122] vgl. Wagner [Intraday-Handel 2005], S. 60
[123] vgl. Schuster [Stromlieferprodukte 2006], S. 527
[124] Der Verband der Europäischen Stromhändler EFET fordert derzeit vorherrschende Einschränkungen beim regelzonenüberschreitenden Intra-Day-Handel hinsichtlich der Anzahl der teilnehmenden Regelzonen, der unflexiblen Fahrplananmeldefristen und der langen Vorlaufzeit zwischen Fahrplananmeldung und Stromlieferung aufzuheben. Weiters fordert EFET die Ermöglichung eines regelzonenüberschreitenden Hour-Ahead-Handels mit stündlicher Fahrplananmeldung bei einer Vorlaufzeit von 45 Minuten. vgl. EFET [Intra-Day-Handel 2005], S. 3
[125] vgl. Wagner [Intraday-Handel 2005], S. 60
[126] vgl. Illerhaus/Verstege [Kurzfristige Stromgeschäfte 1999], S. 499
[127] vgl. Bohne/Frenzel [Zugang zum Strommarkt 2003], S. 23
[128] Motive des Strombörsehandels, vgl. Unterabschnitt 2.3.4.2
[129] vgl. Schuster [Stromlieferprodukte 2006], S. 523
[130] vgl. Baier/Koch [Handel im Strommarkt 2003], S. 54
[131] vgl. Gerke/Hennies/Schäffner [Stromhandel 2000], S. 31
[132] vgl. Schuster [Stromlieferprodukte 2006], S. 523
[133] vgl. Illerhaus/Verstege [Kurzfristige Stromgeschäfte 1999], S. 499
[134] Vertiefend zur Spotpreisbildung vgl. etwa Kreuzberg [Spotpreise 1999 a], S. 43 - 63
[135] Zu den fundamentalen Strompreisbildungsfaktoren vgl. Unterabschnitt 4.2.1
[136] vgl. Spicker [OTC-Handel 2006], S. 88
[137] vgl. Schiffer [Perspektiven im Wettbewerb 2004], S. 31
[138] Da sich die Stromhandelsprodukte an den Strombörsen in ihren Eigenschaften nicht grundlegend unterscheiden, sei als Beispiel für den Spotmarkt die Strombörse EEX genannt. Einen ausführlichen Überblick über die Ausgestaltung der einzelnen Auktionsverfahren und Produkte an Europas Spotbörsen liefern Kaufmann/Madlener [2002]: Power exchange spot market trading in Europe: theoretical considerations and empirical evidence.
[139] vgl. EEX [Spotmarktkonzept 2005], S. 5 f.
[140] vgl. Schiffer [Perspektiven im Wettbewerb 2004], S. 31
[141] vgl. Schuster [Stromlieferprodukte 2006], S. 525
[142] vgl. EEX [Spotmarktkonzept 2005], S. 5 f.
[143] vgl. Spicker [OTC-Handel 2006], S. 88
[144] vgl. Pilgram/Soennecken [Energiebörse 2002], S. 397
[145] Für eine ausführliche Erklärung der Terminmarktprodukte vgl. Abschnitt 4.5. Strompreissicherungsinstrumente.
[146] vgl. Rudolph/Schäfer [Derivative Finanzmarktinstrumente 2005], S. 26
[147] vgl. Spicker [OTC-Handel 2006], S. 86
[148] vgl. Baier/Koch [Handel im Strommarkt 2003], S. 52
[149] vgl. Ellwanger/Mangelmann [Energiehandelsmarkt 2003], S. 8
[150] Zur Spezifikation der börslichen Stromterminprodukte vgl. Unterabschnitt 4.5.2.8 und 4.5.2.9.
[151] vgl. Scholz/Storch [RM bei Stromversorgern 1998], S. 215
[152] Für eine ausführliche Erklärung dieser bedingten und unbedingten Stromtermingeschäfte vgl. Abschnitt 4.5. Strompreissicherungsinstrumente.
[153] Over-the-Counter („Über den Ladentisch“) darf nicht mit dem Geschäftstyp des Countertrades verwechselt werden, denn unter Countertrade werden alle Formen des Kompensationshandels [Bartergeschäfte] verstanden.
[154] vgl. N. N. [EGL Stromhandelsglossar 2005], o. S.
[155] vgl. Trück/Weron [RM in Energiemärkten 2004 a], S. 67
[156] vgl. Borchert/Nabe [Risikomanagement 1998], S. 1
[157] vgl. EUKOM [Energy Sector Inquiry 2006], S. 109
[158] vgl. Hujber [Liberalisierter Strommarkt 2002], S. 7
[159] vgl. Unterabschnitt 4.2.5.1.2.1
[160] vgl. Unterabschnitt 4.2.5.1.2.2.
[161] Neben dem CEPI entwickelte das Bayernwerk den Electricity Index South (EIS) als Index für die südliche deutsche Stromhandelszone.
[162] vgl. Atel [Zwei Indizes für Europa], o. S.
[163] vgl. Borchert/Nabe [Risikomanagement 1998], S. 11
[164] Preussen Elektra wurde nach der Fusion mit der Bayernwerk AG zum jetzigen Stromriesen E.ON.
[165] vgl. Borgmann [Preisrisikomanagement 2004], S. 59
[166] Dow Jones veröffentlicht weitere Strompreisindices, wie auch den SWEP, FPI für Frankreich und den PIE für England und Wales.
[167] vgl. Meißner/Scholand [Risiken in Strommärkten 2000 a], S. 560
[168] vgl. Schweickardt [Strombörsen 2001 a], S. 754
[169] vgl. Lokau/Ritzau [Markt für Strom 2005], S. 65
[170] vgl. Praetorius [Strombörsen 2000], o. S.
[171] vgl. Uhle [Energiebörsen 2004], S. 55
[172] vgl. Kraus [Strombörse 1999 a], S. 370
[173] vgl. Rudolph [Termingeschäfte 1995], S. 6
[174] vgl. Lattemann [Strombörsen 2002], S. 122
[175] vgl. Schulz [Stromlieferprodukte 2006], S. 523
[176] vgl. zum Merit-Order-Prinzip Unterabschnitt 3.2.1.2.3.1
[177] vgl. Lokau/Ritzau [Markt für Strom 2005], S. 74
[178] Vertiefend zu den Risiko-Strategien im Stromhandel vgl. Abschnitt 2.5
[179] vgl. Lattemann [Strombörsen 2002], S. 122
[180] Zur Spezifikation und Funktionsweise der börslichen Stromterminprodukte vgl. Unterabschnitt 4.5.2.8 und 4.3.5.2.9.
[181] vgl. Uhle [Energiebörsen 2004], S. 53
[182] vgl. Buhl [Liquidität 2004], S. 8
[183] vgl. Iversen/Schmidt [Geld-Brief-Spannen 1991], S. 209
[184] vgl. Kremp et al. [Risikofaktor Liquidität 2002], S. 53 ff.
[185] vgl. Gerke [Börsenwesen 1991], S. 15
[186] vgl. Eisner/Taner [Handelsliquidität 2003], S. 4
[187] vgl. Giesbert et al. [Development of liquidity 2004], S. 12
[188] Als Beispiel für einen Bid-Ask-Spread-Trader sei hier Enron genannt. Enron lukrierte große Profite aus ihren Handelstätigkeiten, weil sie als Händler und Anbieter am Commodities-Markt auftraten. Enron trat als Market Maker am Markt auf und lukrierte den Ertrag aus jedem Bid-Ask-Spread, da Counterparties bei ihnen kauften und verkauften. Solange Enron zu einem niedrigen „Bid“-Preis das Commodity einkaufte und zu einem höheren „Ask“-Preis verkaufte, konnten sie Bid-Ask-Spread-Erträge in der Höhe des gehandelten Volumens generieren. Diese Art des Geschäfts hatte jedoch zur Voraussetzung, dass Counterparties gewillt waren, mit Enron zu handeln. Nach den ersten bekannt gewordenen Problemen versiegte dieser Ertragszweig. vgl. Dodd [Untangling Enron 2002], o. S.
[189] vgl. Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 3
[190] In Holland hat man den Bedarf erkannt und die Energiederivatebörse Endex gegründet. Neben Stromderivaten werden auch Clearingdienstleistungen für den bilateralen Stromhandel angeboten.
[191] vgl. Borcher/Lintzel/Schemm [Risiken des Handelsgeschäftes 2005], S. 197
[192] vgl. Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 13
[193] vgl. Hafner [Terminmärkte 2002], S. 4
[194] vgl. Jeckle/Madlener [Bedeutung von Derivaten 1999], S. 2
[195] vgl. Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 14 f.
[196] vgl. Unterabschnitt 4.5.2.4
[197] vgl. Unterabschnitt 4.5.2.1.3
[198] vgl. Spicker [OTC-Handel 2006], S. 114
[199] vgl. Rodt [Management von Elektrizitätsrisiken 2003], S. 20
[200] vgl. Spicker [OTC-Handel 2006], S. 111
[201] RWE Trading betrachtet Kraftwerkskapazitäten als Optionen in ihrem Stromhandelsportfolio, welche organisatorisch in das „Short-Term-Position-Management“ eingebettet sind. RWE Energy, der Inhaber der Kraftwerke, verkauft die Kraftwerksleistung vollständig an RWE Trading, die von RWE Trading optimal am Stromgroßhandelsmarkt verkauft werden sollen. Im Gegenzug bezieht RWE Trading alle Brennstoffe an den Commodity-Märkten für RWE Energy zum Betreiben der Kraftwerke. vgl. RWE [RWE Trading 2007], S. 9
[202] Bis zur Enron-Krise waren dies vor allem Stromhandelshäuser aus dem amerikanischen Markt, die in Europa weder über Übertragungskapazitäten noch über Kraftwerke zur Stromerzeugung verfügten.
[203] vgl. Bozem/Friedrich [Enerconomy 2001], S. 44
[204] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [ Risikomanagement 1999], S. 83
[205] vgl. Erdmann/Skups [Neue Herausforderungen 1997], S. 483
[206] Zu den klassischen Brokern, die Standardprodukte vermitteln, gehören u. a. Bergen Energi, Prebon, GFI, Spectron, TFS und Icap Energy.
[207] vgl. Gerke/Steiner et al. [Handwörterbuch 2001], S 356
[208] Der anonyme Handel beruht auf dem kontinuierlichen Handel mit einem offenen Orderbuch. Aufträge ohne Ausführungsbeschränkung werden entweder sofort (teilweise) ausgeführt oder sie werden in das Orderbuch des Systems eingegeben, bis sie durch den Händler gelöscht/ geändert werden. Nicht bzw. nicht vollständig ausgeführte Aufträge werden zum Handelsschluss des betreffenden Kontraktes gelöscht. vgl. EEX [Intraday Trading 2007], S. 4
[209] vgl. Spicker [OTC-Handel 2006], S. 113
[210] vgl. Kinzler [Hedginginstrumente 1998], S. 193
[211] vgl. Eßer-Scherbeck [Energiebroker 1999 a], S. 374
[212] vgl. Gerke/Hennies/Schäffner [Stromhandel 2000], S. 26
[213] vgl. Döpke/Meissner [Strombeschaffung 2003 a], S. 23
[214] vgl. Dudenhausen/Ellwanger [Energiehandels-Strategien 1998 a], S. 501
[215] Vertiefend zum Portfoliomanagement für Dritte vgl. Spicker [OTC-Handel 2006], S. 95 ff.
[216] vgl. Schemm/Borchert/Lintzel [Elemente des Handelsmarktes 2005], S. 199
[217] vgl. Döpke/Meissner [Strombeschaffung 2003 a], S. 23
[218] vgl. Acworth [Financial Needs 2006 b], S. 37
[219] vgl. Ockenden/Marsh [Best laid plans 2004], S. 16 ff.
[220] vgl. Wütherich [RM als Dienstleistung 2003 a], S. 58
[221] Merrill Lynch beendete im Mai 2001 ihre Stromhandelsaktivitäten und verkaufte den “Trading Desk” an das Stromhandelsunternehmen Allegheny für US $ 490 Mio.
[222] vgl. Lyon [ML snaps up EKT 2004 a], S. 6
[223] vgl. Marsh [GS powers up 2004 a], S. 10
[224] vgl. Acworth [Financial Needs 2006 b], S. 37
[225] vgl. Lacoursiere [Buyouts are back 2004 a], S. 20 ff.
[226] vgl. Schmidli [Performance-Messung 2001], S. 7
[227] vgl. Schlotjunker et al. [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 121
[228] vgl. Crouhy/Galai/Mark [Risk Management 2001], S. 39
[229] 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]
[230] vgl. Leiter/Pöltner [Handlungsbedarf beim RM 2007 a], S. 23
[231] 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
[232] Agreement on a Presidency compromise proposal vom 1. Juni 2005.
[233] vgl. Milla [Risikoberichterstattung 2005], S. 5
[234] vgl. Denk/Exner-Merkelt/Ruthner [Risikomanagement 2006 a], S. 11
[235] Vertiefend hierzu etwa Kajüter [Regulierung des RM 2004 a], S. 16 – 19,
[236] 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
[237] 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
[238] Vertiefende Literatur zu KonTraG: Bitz [RM nach KonTraG 2000], Runzheimer/Wolf [RM und KonTraG 2004] oder Martin [Grundzüge des RM nach KonTraG 2002].
[239] vgl. Roedenbeck/Scharenberg [KonTraG in EVU 2002], S. 11 f.
[240] vgl. Reh [Risikomanagementsystem 2001], S. 27
[241] vgl. Roedenbeck/Scharenberg [KonTraG in EVU 2002], S. 9 f.
[242] vgl. Hintze/Wollschläger [Risikomanagementsysteme 2005 a], S. 54
[243] Vertiefend hierzu etwa Füser/Weber [MaRisk 2005] oder Althoff/Hörlin/Theileis [MaRisk 2006]
[244] 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.
[245] Die Vorschriften zum MaRisk wurden von der BaFin per Rundschreiben 18/2005 am 20. Dezember 2005 veröffentlicht.
[246] Dringende Anpassungen sollen unter Einbeziehung der MaRisk-Task-Force und nach Abstimmung mit den Banken- und Verbandsvertretern erfolgen.
[247] vgl. Schmalhardt [Corporate Governance 2005], S. 273
[248] vgl. Denk/Exner-Merkelt/Ruthner [Risikomanagement 2006 a], S. 11
[249] vgl. Hauer/Wechselberger [Risikomanagement 2005], S. 12
[250] vgl. Weilinger [Handelsrecht 2003], S. 233
[251] vgl. Weilinger [Handelsrecht 2003], S. 237
[252] vgl. Lentfer [Risikomanagement 2004], S. 114 f.
[253] 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.
[254] 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.
[255] vgl. Bertl et al. [RM nach ÖCGK 2003 a], S. 169
[256] 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.
[257] vgl. Denk/Exner-Merkelt/Ruthner [Risikomanagement 2006 a], S. 12
[258] vgl. Bertl et al. [RM nach ÖCGK 2003 a], S. 170
[259] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 117
[260] vgl. Schmalhardt [Corporate Governance 2005], S. 275
[261] Zu den Einflussfaktoren auf Spot- und Terminpreise vgl. Abschnitt 4.2
[262] vgl. Grohmann [Alternativen 2006 a], S. 19
[263] vgl. Döpke/Meissner [Strombeschaffung 2003 a], S. 24
[264] vgl. Grohmann [Alternativen 2006 a], S. 19
[265] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 117
[266] Diese Unterlagen wurden mir von Hr. Dr. Borchert per Mail zur Verfügung gestellt und sind öffentlich nicht erhältlich.
[267] vgl. Gerke/Steiner et al. [Handwörterbuch 2001], S 1658
[268] vgl. Bruns/Steiner [Wertpapiermanagement 2002], S. 56, Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 30, Kromschröder/Lück [Unternehmensüberwachung 1998 a], S. 1573
[269] vgl. Hauer/Wechselberger [Risikomanagement 2005], S. 19
[270] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 121
[271] vgl. Bitz [Risikomanagement 2000], S. 13
[272] vgl. Sauerwein/Thurner [Risiko-Mangement-Prozeß1998], S. 19, Kromrschöder/Lück [Unternehmensüberwachung 1998 a], S. 1573
[273] Eine ausführliche Darstellung der Entwicklung des Risikobegriffs liefern Brückmann/Hennings/Wiedmann [Risikomanagement 2005], S. 46 f.
[274] vgl. Kapitel 3
[275] vgl. Kapitel 4
[276] vgl. Bartram [Corporate Risk Management 1999], S. 93
[277] vgl. Rudolph [Entwicklung derivater Instrumente 1995], S. 19
[278] vgl. Stephens [Commodity Risk 2001], S. 198
[279] In Verbindung mit der Stromerzeugung spricht man auch vom Brennstoffrisiko.
[280] Für Industrieunternehmen sind die Folgen von Rohstoffpreisänderungen primär durch deren wirtschaftlichen Aktivitäten bzw. deren Wirtschaftszweig, bestimmt. vgl. Bartram [Corporate Risk Management 1999], S. 96
[281] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 127
[282] Zur Systematisierung von Warenterminkontrakten vgl. u. a. Rudolph/Schäfer [Derivative Finanzmarktinstrumente 2005], S. 159 – 165, Horstmann [Energiehandel 2006], S. 191 - 236
[283] Für eine ausführliche und mathematische Darstellung der Bewertung von Bindefristen vgl. Schäfer [Optionstheorie 2004 a], S. 30 – 33.
[284] vgl. Schiffner [Volatilität vs. Bindefristen 2005 a], S. 5
[285] vgl. Fischer [Bepreisung von Großkunden 2005], S. 268
[286] vgl. Schäfer [Optionstheorie 2004 a], S. 30
[287] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 127
[288] vgl. Schäfer [Optionstheorie 2004 a], S. 30
[289] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 127
[290] vgl. Schäfer [Optionstheorie 2004 a], S. 33
[291] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 127
[292] Das Fremdwährungsrisiko findet in der Literatur auch unter dem Begriff des Wechselkursrisikos oft Berücksichtigung. KROPP spricht vom Translationsrisiko Kropp [Risikopositionen 1999], S. 145
[293] vgl. Scholz/Storch [RM bei Stromversorgern 1998], S. 217
[294] vgl. Kiske [Risikomanagement 2005 a], S. 35
[295] vgl. Verbund [Geschäftsbericht 2005], S. 95
[296] vgl. Fausten/Schroeder/Dudenhausen [Mit Netz und doppeltem Boden 2002 a], S. 45
[297] vgl. Rösner [RM im Stromhandel 2003 a], S. 2
[298] vgl. Landgraf [Komplexität des Risikomanagements 2006], S. 66
[299] vgl. Meißner/Scholand [Risiken in Strommärkten 2000 a], S. 560
[300] vgl. Landgraf [Komplexität des Risikomanagements 2006], S. 49
[301] vgl IEA [Electricity Markets 2002], S. 19
[302] vgl. E-Control [Glossar 2006], o. S.
[303] vgl. Meißner/Scholand [Risiken in Strommärkten 2000 a], S. 560
[304] vgl. zu den witterungsbedingten Effekten Unterabschnitt 3.2.1.1.1
[305] vgl. Meyer [Wetterrisiken 2002], S. 28
[306] vgl. Bammert et al. [Risikobeherrschung 2000 a], S. 904
[307] vgl. Federico [Weather 2004 c], S. 24
[308] vgl. Meißner/Scholand [Risiken in Strommärkten 2000 a], S. 559, Meyer [Wetterrisiken 2002], S. 33 f.
[309] vgl. hierzu Unterabschnitt 4.5.2.3
[310] vgl. Bozem [Risikomanagement 1999 a], S. 307
[311] vgl. Burger [Risikomanagement 1998], S. 182
[312] vgl. Dörner et al. [Risikomanagement 2000], S. 325
[313] vgl. Schlotjunker et al. [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 121 f.
[314] vgl. Gerke/Steiner et al. [Handwörterbuch 2001], S. 1669
[315] Zur Darstellung der Aggregationsmethoden von Risiken vgl. Unterabschnitt 4.4.1.3
[316] vgl. Romeike [Risikomanagement 2003], S. 159
[317] vgl. Sauerwein/Thurner [Risiko-Mangement-Prozeß1998], S. 19
[318] vgl. Hirschbeck [Management von Handelsrisiken 1998], S. 71
[319] vgl. Kropp [Risikofaktoren 1999], S. 132
[320] vgl. Buchhart/Burger [Risiko-Controlling 2002], S. 153
[321] vgl. Bomm/Jungblut/Schniewind [Portfoliomanagement 2004 a], S. 8
[322] vgl. Sauerwein/Thurner [Risiko-Mangement-Prozeß1998], S. 32 ff.
[323] vgl. Buchhart/Burger [Risiko-Controlling 2002], S. 31, Oehler/Unser [Risikomanagement 2002], S. 20
[324] vgl. Sauerwein/Thurner [Risiko-Mangement-Prozeß1998], S. 13
[325] vgl Brückmann/Hennings/Wiedmann [Risikomanagement 2005], S. 58
[326] vgl. Romeike [Risikomanagement 2003], S. 151
[327] vgl. Makkonen/Ojanen/Salo [Risk Analysis 2005 a], S. 18
[328] ebenda, S. 18
[329] vgl. Jaspert/Karbern/Tillmann [Risikomanagementsystem 1999a], S. 379, Bomm/Jungblut/Schniewind [Portfoliomanagement 2004 a], S. 8
[330] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 124
[331] vgl. Hintze/Wollschläger [Risikomanagementsystem 2005 a], S. 57
[332] Döpke und Meissner verweisen auf die Notwendigkeit eines Strombeschaffungs-Audits, in dem die Risikopolitik und –strategie festgelegt werden. vgl. Döpke/Meissner [Strombeschaffung 2003 a], S. 23
[333] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 205
[334] vgl. Borchert et al. [Risiken des Handelsgeschäftes 2003], S. 224
[335] vgl. Scholz/Schuler [Risikomanagement 2006], S. 473
[336] vgl. Gleißner/Meier [Risikomanagement 2001], S. 122 f.
[337] vgl. Burger [Risikomanagement 1998 a], S. 128
[338] vgl. Romeike [Risikomanagement 2003], S. 153
[339] vgl. Jaspert/Karbern/Tillmann [Risikomanagementsystem 1999a], S. 380
[340] vgl. Brückmann/Hennings/Wiedmann [Risikomanagement 2005], S. 66
[341] vgl. Romeike [Risikomanagement 2003], S. 165 f.
[342] vgl. Buchhart/Burger [Risiko-Controlling 2002], S. 43
[343] vgl. Dudenhausen [Risikomanagement 2000], S. 25
[344] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 122
[345] vgl. KPMG [Risk Management 2000], S. 6
[346] vgl. Brückmann/Hennings/Wiedmann [Risikomanagement 2005], S. 70
[347] vgl. Hauer/Wechselberger [Risikomanagement 2005], S.37
[348] vgl. Kohn/Lux [Risikomanagement 2005 a], S. 540
[349] vgl. Jaspert/Karbern/Tillmann [Risikomanagementsystem 1999a], S. 381
[350] vgl. Hauer/Wechselberger [Risikomanagement 2005], S. 29
[351] vgl. Kromschröder/Lück [Unternehmensüberwachung 1998 a], S. 1574
[352] vgl. Pfennig/Schäfer [Commodity-Preisrisiken 1999], S. 156
[353] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 122
[354] vgl. Dudenhausen [Risikomanagement 2000], S. 27
[355] vgl. Makkonen/Ojanen/Salo [Risk Analysis 2005 a], S. 21
[356] vgl. Erben/Romeike [Risikoreporting 2003], S. 289
[357] vgl. Schlotjunker [Strategisches Risikomanagement 2005 a], 123
[358] vgl. Runzheimer/Wolf [RM und KonTraG 2004], S. 57
[359] vgl. Kohn/Lux [Risikomanagement 2005 a], S. 540, , Dörner et al. [Risikomanagement 2000], S.335 f., Romeike [Risikomanagement 2003], S. 158
[360] Die in dieser Arbeit berücksichtigten Berechnungsverfahren für das Marktpreisrisiko sind die Konzepte des Value-at-Risk und abgeleitete Konzepte wie PaR, CFaR, EaR, IEaR. Für die Bewertung des Kreditrisikos wird das Konzept des Credit-Value-at-Risk eingesetzt. vgl. Unterabschnitt 4.4.1 ff.
[361] vgl. Erben/Romeike [Risikoreporting 2003], S. 289
[362] vgl. Wechselberger [Corporate Risk Management 2006 a], S. 123
[363] vgl. Erben/Romeike [Risikoreporting 2003], S. 292
[364] vgl. Dörner et al. [Risikomanagement 2000], S. 325
[365] vgl. Dresel/Kern/Rudolph [Markt- und Kreditrisiken 2000], S. 4
[366] Die Risiko-Strategien der Minderung, Kompensation, Überwälzung und Übernahmen der Risiken zielen ausschließlich auf das Verhindern einer möglichen Gefahr und des daraus resultierenden Schadens dar. vgl. hierzu Dörner et al. [Risikomanagement 2000], S. 325 ff. Risiko-Strategien im Sinne eines Ausnützen des Risikos wären etwa die Risiko-Strategien der Spekulation oder des Market-Making. vgl. zu den Risiko-Strategien im Stromgroßhandel ausführlich das Abschnitt 3.7
[367] vgl. Romeike [Risikomanagement 2003], S. 152, Dörner et al. [Risikomanagement 2000], S. 331 ff., Brückmann/Hennings/Wiedmann [Risikomanagement 2005], S. 76 f.
[368] vgl. KPMG [Risk Management 2000], S. 8
[369] Zur Steuerung des Marktpreisrisikos mit Limiten vgl. Unterabschnitt 4.4.7
[370] Zur Steuerung des Kreditrisikos mit Limiten vgl. Unterabschnitt 5.2.5.1.4
[371] vgl. Kohn/Lux [Risikomanagement 2005 a], S. 541
[372] In Anlehnung an Kropp [Risikopositionen 1999], S. 142, Scharpf [Sorgfaltspflichten 1997 a], S. 741
[373] vgl. Anders [Management 2001 a], S. 446
[374] vgl. Jaspert/Karbern/Tillmann [Risikomanagementsystem 1999a], S. 382
[375] vgl. Brabänder et al. [Risikomanagementsysteme 2003], S. 344
[376] vgl. Von der Hagen [Risikomanagement im EVU 2004 a], S. 51
[377] vgl. Unterabschnitt 2.3.2.1.1
[378] vgl. BaFin [MaRisk 2005], S. 7
[379] vgl. Scholz/Schuler [Risikomanagement 2006], S. 506
[380] vgl. BaFin [MaRisk 2005], S. 7
[381] vgl. Schlotjunker et al. [Strategisches Risikomanagement 2005 a], S. 124
[382] vgl. Döhrer et al. [Energiehändler 1998 a], S. 63
[383] vgl. Rodt/Schäfer [Strompreisrisiko 2005], S. 1
[384] Annahme des Autors.
[385] vgl. Rodt/Schäfer [Strompreisrisiko 2005], S. 1
[386] vgl. Borchert/Korth/Schemm [Stromhandel 2006], S. 348
[387] vgl. Hensing [Terminmärkte 1994], S. 26
[388] vgl. Craul et al. [Handelseinheiten 2006], S. 43
[389] Hierbei müssen bei der Absicherung von Risiken mittels Stromderivate neu entstehende Risiken berücksichtigt werden – etwa das Basisrisiko, das durch den Einsatz von Optionen und Futures auftritt. Überdies kann der langfristige Einsatz von Futures ein Liquiditätsrisiko mit sich bringen, da durch die erforderlichen Margin-Zahlungen benötigter Cash-Flow blockiert wird.
[390] vgl. Brummer et al. [Preisrisiken 1999], S. 12
[391] Pilipovic [Energy Risk 1998] oder Wengler [Managing Energy Risk 2001] bezeichnen das Hedging auch als Treasury.
[392] Gemäß einer Benchmark-Studie von Krapels verfolgt ein Großteil der Stromhandelshäuser die Strategie des passiven Hedgers. vgl. Krapels [Electricity Trading 2000], S. 77 f.
[393] vgl. Müller [Stromhandel 1998], S. 203
[394] vgl. Amend [Flexibilität und Hedging 2000], S. 35
[395] In der Literatur wird auch noch zwischen Mikro-Hedge und MakroHedge unterschieden, dessen Unterscheidung für diese Arbeit von keiner Relevanz sei. Hierbei wird unterschieden, ob ein Hedging für eine Position oder die Gesamtposition des Portfolios durchgeführt wird. Für die Strategie des Mikro-Hedge gilt, dass die Transaktionskosten gegenüber dem Makro-Hedge weit höher sind, da für jede Position ein Hedge-Geschäft vorgenommen werden muss. vgl. Gerke/Steiner et al. [Handwörterbuch 2001], S. 584, Rudolph/Schäfer [Derivative Finanzmarktinstrumente 2005], S. 31 f., Horstmann [Energiehandel 2006], S. 237
[396] vgl. Müller [Stromhandel 1998], S. 202
[397] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 93
[398] vgl. Dreesbach [Terminhandel 1994], S. 64
[399] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 86
[400] In der Literatur werden der Short Hedge auch als Sicherungsverkauf oder „Sellers Hedge“ und der Long Hedge auch als Sicherungskauf oder „Buyer´s Hedge“ bezeichnet. vgl. Brown/Errera [Trading Energy 1999], S. 78 ff
[401] vgl. Langerfeldt/Schulz/Zöckler [Preisabsicherung 2005], S. 12 f.
[402] vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher [Risikomanagement 1999], S. 93
[403] Zum Einsatz weiterer Stromderivate als Preissicherungsinstrumente vgl. Abschnitt 4.5
[404] vgl. Fadulla/Hahnenstein/Häder [Hedging 2000 a], S. 565
