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Analyse des Strompreisverhaltens und der Absicherungsmöglichkeiten im deutschen Elektrizitätsmarkt am Beispiel der European Energy Exchange (EEX)

Bachelorarbeit 2012 83 Seiten

Energiewissenschaften

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Problemstellung und Zielsetzung
1.2 Gang der Untersuchung

2 Strompreisverhalten, -modellierung und -absicherung in der Theorie
2.1 Der Strommarkt
2.1.1 Funktionen und Aufbau eines Strommarktes
2.1.2 Der Stromhandel in liberalisierten Strommärkten
2.2 Stromderivate
2.2.1 Absicherungsbedürfnisse der Marktteilnehmer
2.2.2 Börsengehandelte Stromderivate
2.2.2.1 Stromfutures
2.2.2.2 Stromoptionen
2.3 Charakteristika des Strompreisverhaltens am Spotmarkt
2.3.1 Besonderheiten des Gutes „Strom“
2.3.2 Stochastische Eigenschaften
2.4 Strompreismodelle für den Spotmarkt
2.4.1 Anforderungen an ein adäquates Strompreismodell in der Theorie
2.4.2 Potentiell geeignete Strompreismodelle für den Spotmarkt
2.4.2.1 Lognormales Modell
2.4.2.2 Einfaktor-Mean-Reverting Modell
2.4.2.3 Zweifaktor-Mean-Reverting Modell
2.5 Kritische Würdigung

3 Der deutsche Strommarkt
3.1 Struktur und Marktteilnehmer des deutschen Strommarktes
3.2 Der Stromhandel an der European Energy Exchange
3.2.1 Die European Energy Exchange im Überblick
3.2.2 Der EPEX-Spotmarkt
3.2.2.1 Intraday-Markt
3.2.2.2 Day-Ahead-Markt
3.2.3 Der EEX-Power-Derivatives-Terminmarkt
3.2.3.1 Phelix-Future
3.2.3.2 Phelix-Optionen
3.3 Empirische Studien der Fachliteratur zum Strompreisverhalten am EPEX- Spotmarkt
3.4 Kritische Würdigung

4 Strompreisverhalten, -modellierung und -absicherung am Praxisbeispiel der European Energy Exchange
4.1 Empirische Analyse zum Strompreisverhalten am EPEX-Spotmarkt
4.1.1 Zielsetzung
4.1.2 Vorgehensweise
4.1.3 Ergebnisse
4.2 Deduktion eines adäquaten Strompreismodells für den EPEX-Spotmarkt
4.2.1 Anforderungen an das Strompreismodell in der Praxis
4.2.2 Selektion eines adäquaten Strompreismodells
4.3 Beispielhafte Absicherungsstrategien für Industrieunternehmen
4.3.1 Annahmen des Praxisbeispiels
4.3.2 Absicherung durch Phelix-Futures
4.3.3 Absicherung durch Phelix-Call-Optionen
4.4 Kritische Würdigung

5 Fazit und Ausblick

Anhang

Literaturverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Die vier Modelle der Strommarktstruktur

Abbildung 2: Dispatching und Preisbildung auf dem Strom-Spotmarkt

Abbildung 3: Der Stromhandel am Spot- und Terminmarkt

Abbildung 4: Strommarktpreisrisiko für Stromproduzenten und -konsumenten

Abbildung 5: Die physischen und derivativen Positionen von Stromproduzenten und -konsumenten

Abbildung 6: Das Auszahlungsprofil von Futures

Abbildung 7: Gewinn- und Verlustprofile der vier Optionsgrundpositionen

Abbildung 8: Die Marktteilnehmer und Wertschöpfungsebenen der liberalisierten deutschen Stromwirtschaft

Abbildung 9: Die Bedeutung der EEX im deutschen Energiehandel

Abbildung 10: Stundendifferenzierungen der Stromkontrakte

Abbildung 11: Die Tochtergesellschaften und Teilmärkte der EEX

Abbildung 12: Die verschiedenen Basiskategorien der Phelix-Futures

Abbildung 13: Die verschiedenen Basiskategorien der Optionen auf Phelix-Futures ..

Abbildung 14: Histogramm der Base und ln (Base) Strompreise

Abbildung 15: Histogramm der ln (Peak) und ln (Offpeak) Strompreise

Abbildung 16: Zeitliche Preisentwicklung a) Phelix-Day-Base IX

Abbildung 17: Zeitliche Preisentwicklung b) Phelix-Day-Peak X

Abbildung 18: Zeitliche Preisentwicklung c) Phelix-Day-Offpeak X

Abbildung 19: Zeitliche Preisentwicklung aa) ln (Phelix-Day-Base) XI

Abbildung 20: Zeitliche Preisentwicklung bb) ln (Phelix-Day-Peak) XI

Abbildung 21: Zeitliche Preisentwicklung cc) ln (Phelix-Day-Offpeak) XII

Abbildung 22: Histogramm a) Phelix-Day-Base XII

Abbildung 23: Histogramm b) Phelix-Day-Peak XIII

Abbildung 24: Histogramm c) Phelix-Day-Offpeak XIII

Abbildung 25: Histogramm aa) ln (Phelix-Day-Base) XIV

Abbildung 26: Histogramm bb) ln (Phelix-Day-Peak) XIV

Abbildung 27: Histogramm cc) ln (Phelix-Day-Offpeak) XV

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Die neuen Marktteilnehmer des Stromhandels

Tabelle 2: Vergleich zwischen Börse und OTC-Handel

Tabelle 3: Die verschiedenen Risiken des Stromhandels und -einkaufs

Tabelle 4: Momente und Jarque-Bera-Test der Base und ln (Base) Strompreise ..

Tabelle 5: Momente der ln (Peak) und ln (Offpeak) Strompreise

Tabelle 6: Die Testverfahren der empirischen Studie

Tabelle 7: Gesamtübersicht der Ergebnisse der empirischen Studie

Tabelle 8: Die Akteure des deutschen Stromhandels

Tabelle 9: Aufbau und Einzelschritte der empirischen Analyse

1 Einleitung

1.1 Problemstellung und Zielsetzung

Gemäß den Aussagen von Günther Oettinger - dem amtierenden EU-Kommissar für Energie - ist „der deutsche Strompreis .. der zweithöchste in Europa“1 und neben den Arbeitskosten der wichtigste Kostenblock der deutschen Industrie, wenn es um die internationale Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland geht.2 In den energieintensiven Industrien der Stahl-, Aluminium-, Zink-, Chemie-, Zement-, Glas-, Keramik-, und Papiererzeugung macht Strom häufig sogar den größten Anteil an den Betriebskosten aus.3

Neben den hohen Strompreisen erschwert insbesondere das Strompreisverhalten in Form einer zunehmenden Volatilität der Strompreise die Kostenkalkulationen sowohl der Stromkonsumenten als auch der Stromproduzenten. Dies kann sich negativ auf die Umsatz- und Ergebnisentwicklung auswirken, sofern die Strom- marktpreisrisiken nicht durch adäquate Absicherungsinstrumente eliminiert wer- den.4

Der Bundesverband Materialwirtschaft, Einkauf und Logistik e.V. kommt zu dem Rückschluss, dass „vielen Industriekunden und auch Stadtwerken .. [seit] 2008 schlagartig deutlich geworden [ist], dass es sich lohnt, der Strombeschaffung mehr Aufmerksamkeit zukommen zu lassen als in der Vergangenheit. Einen massiveren Preisanstieg im Strom-Terminmarkt, ausgelöst durch die ebenfalls stark angestie- genen Preise der Primärenergiemärkte, hatte man bis dahin noch nicht gesehen. … Nicht nur in energieintensiven Branchen kann die falsche Wahl des Beschaf- fungszeitraums zur wirtschaftlichen Katastrophe führen. Daher haben viele Ener- gieversorger, um ihre Industrie- und Gewerbekunden in der Rezession nicht noch weiter zu belasten, auf die Durchsetzung von Take-or-pay-Klauseln verzichtet und nicht auf die Abnahme der von ihnen back-to-back schon beschafften aber inzwi- schen extrem teuren Mengen bestanden. In der Konsequenz führte dies jedoch dazu, dass sich das eigene Ergebnis der Versorger entsprechend verschlechtert hat.“5

Auch im laufenden Jahr notiert der Strompreis weiterhin hoch und zeigt nach wie vor hohe Volatilitäten, sodass die in dieser Bachelorarbeit behandelten Problemstellungen weiterhin aktuell sind: Welches Strompreisverhalten kann für Deutschland am Spotmarkt der European Energy Exchange beobachtet werden? Welche Strompreismodelle eignen sich zur Modellierung der Einflussgrößen des beobachteten Strompreisverhaltens am Spotmarkt der European Energy Exchange? Welche Absicherungsmöglichkeiten gegen Strommarktpreisrisiken existieren an der European Energy Exchange? Die vorliegende Bachelorarbeit hat die Zielsetzungen, diese Problemstellungen zu beantworten.

1.2 Gang der Untersuchung

Um die zuvor unter Kapitel 1.1 genannten Fragestellungen für den Spotmarkt der European Energy Exchange beantworten zu können, werden in Kapitel 2 zunächst Strompreisverhalten, -modellierung und -absicherung in der Theorie erläutert. Dabei wird ein allgemeiner Strommarkt (Kapitel 2) hinsichtlich seines Aufbaus und seiner Funktion dargestellt und die vier möglichen Strommarktstrukturen hinsichtlich ihrer Marktakteure und Wettbewerbssituationen beschrieben, wobei der Fokus auf dem Stromhandel in liberalisierten Strommärkten liegt.

Im Hinblick auf die Absicherungsmöglichkeiten von Strommarktpreisrisiken werden in Kapitel 2.2. Stromderivate theoretisch behandelt, indem auf die verschiedenen Absicherungsbedürfnisse von Stromproduzenten und -konsumenten und der dazu jeweilig passenden Derivatepositionen eingegangen wird. Im Anschluss folgt eine Differenzierung zwischen OTC- und börsengehandelten Stromderivaten, wobei der Schwerpunkt dieser Bachelorarbeit auf der Darstellung der börsengehandelten Stromderivate - Stromfutures und Stromoptionen - liegt. In Kapitel 2.3 werden die Charakteristika des Strompreisverhaltens am Spotmarkt anhand der Besonderhei- ten des Gutes „Strom“ sowie dessen stochastischen Eigenschaften erläutert. Ba- sierend auf diesen Ergebnissen werden in Kapitel 2.4 die Anforderungen an ein adäquates Strompreismodell hergeleitet und anschließend potentiell geeignete Strompreismodelle für den Spotmarkt vorgestellt: Das Lognormale Modell, das Ein- faktor-Mean-Reverting-Modell und das Zweifaktor-Mean-Reverting-Modell. Abschließend werden die vorgestellten Strompreismodelle im Rahmen der kritischen Würdigung kritisch hinterfragt und es werden Hinweise auf Literaturquellen für weitere Strompreismodelle gegeben.

In Kapitel 3 werden die zuvor in Kapitel 2 erläuterten theoretischen Grundlagen auf den deutschen Strommarkt projiziert. Zunächst werden die Struktur und die Markt- teilnehmer des deutschen Strommarktes vorgestellt, wobei der Schwerpunkt auf dem Stromhandel an der European Energy Exchange liegt. Dieser wird kurz im Überblick proträtiert und anschließend differenziert nach EPEX-Spotmarkt und EEX-Power-Derivatives-Terminmarkt dargestellt. Dabei wird im Rahmen des EPEX-Spotmarktes näher auf den Intraday-Markt und den Day-Ahead-Markt ein- gegangen und am EEX-Power-Derivatives-Terminmarkt die Kontraktspezifikationen der Phelix-Futures und der Phelix-Optionen detailliert beschrieben. Die Ergebnisse der empirischen Studien der Fachliteratur zum Strompreisverhalten am EPEX-Spotmarkt bereiten auf die in dieser Bachelorarbeit durchgeführte empi- rische Analyse vor. Am Ende des dritten Kapitels werden die Erkenntnisse zum deutschen Strommarkt kritisch zusammengefasst.

Im vierten Kapitel werden Strompreisverhalten, -modellierung und -absicherung am Praxisbeispiel der European Energy Exchange praxisnah analysiert. Im Rahmen der empirischen Analyse zum Strompreisverhalten am EPEX-Spotmarkt werden die Strompreise „Base“, „Peak“ und „Offpeak“, sowie ihre jeweiligen logarithmierten Preise „ln (Base)“, „ln (Peak)“ und „ln (Offpeak)“, für den Zeitraum 01.01.2002 bis 18.08.2012 (3883 Handelstage) hinsichtlich der zuvor in Kapitel 2.3.2 theoretisch erläuterten und in Kapitel 3.3 durch die empirischen Studien anderer Autoren un- tersuchten Charakteristika und stochastischen Eigenschaften analysiert. Basierend auf diesen Ergebnissen wird im Folgekapitel (4.2) die Deduktion eines adäquaten Strompreismodells aus den zuvor in Kapitel 2.4.2 vorgestellten und potenziell geeigneten Strompreismodellen ausgewählt. Im Anschluss daran werden Absicherungsstrategien für Industrieunternehmen anhand von Phelix-Futures und Phelix-Call-Optionen beispielhaft und praxisnah illustriert. Den Schlusspunkt des vierten Kapitels bildet die kritische Würdigung, mit deren Hilfe die Ergebnisse des vierten Kapitels kritisch reflektiert werden.

Im fünften und letzten Kapitel werden die Ergebnisse dieser Bachelorarbeit noch einmal zusammenfassend dargestellt und ein Ausblick auf die weitere Entwicklung gegeben.

2 Strompreisverhalten, -modellierung und -absicherung in der Theorie

2.1 Der Strommarkt

2.1.1 Funktionen und Aufbau eines Strommarktes

Elektrischer Strom6 basiert auf der einseitig gerichteten Bewegung von Elektronen von einem negativ geladenen zu einem positiv geladenen Pol einer Spannungsquelle, wobei die umgesetzte Energie pro Zeiteinheit als elektrische Leistung bezeichnet wird und sich aus dem Produkt der Stromstärke (Ampere) und der Spannung (Volt) berechnen lässt.7 Die in einem definierten Zeitintervall verbrauchte elektrische Leistung wird in Kilowattstunden (kWh) oder Megawattstunden gemessen (MWh) und aus Primärenergiequellen wie fossilen Brennstoffen, Kernenergie, Wasser oder regenerativer Energie gewonnen.8

Die Gesamtaufgabe eines Strommarktes besteht in einer wirtschaftlich effizienten und hinreichend sicheren Versorgung der Stromkonsumenten mit Strom und bildet durch den Strompreis den finanziellen Gegenwert einer gehandelten Stromeinheit ab.9 Die Strompreisbildung ist von der Wettbewerbssituation auf einem Strommarkt und somit von der Strommarktstruktur eines Landes abhängig. Die Struktur des Strommarktes hat sich mit der zunehmenden Liberalisierung10 der Elektrizitätswirt- schaft seit den 90er Jahren weltweit verändert und zu vier grundlegenden Unter- scheidungen hinsichtlich der Strommarktstruktur geführt. Jede dieser vier Struktu- ren zeichnet sich durch eine spezifische Wettbewerbssituation auf den unterschied- lichen Wertschöpfungsebenen der Stromwirtschaft aus (siehe Abb. 1):

Quellen: In Anlehnung an: Crastan, V. (2004), S. 87; Schiffer, H.-W. (2010), S. 241. Abbildung 1: Die vier Modelle der Strommarktstruktur

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Vertikal integriertes Monopol:

Über 100 Jahre war die Elektrizitätsversorgung weltweit als vertikal integriertes Monopol strukturiert.11 Bei einem vertikal integrierten Monopol deckt ein regiona- ler Stromversorger als Monopolist die gesamten Wertschöpfungsstufen der Elektrizitätsversorgung einer Region ab, sodass der Stromkonsument den Strom mangels Alternativen nur von diesem regionalen Stromversorger kaufen kann.12 Die Wertschöpfungsstufe des Großhandels - wie sie in liberalisierten Strom- märkten zu finden ist - existiert in vertikal integrierten Monopolen nicht.13 Der Monopolist befindet sich entweder im Besitz des Staates oder im Privatbesitz. Bei staatlichen Monopolisten setzt der Staat die Strompreise nach seinem Er- messen fest, wohingegen bei einem Monopolisten im Privatbesitz regulatorische Rahmenbedingungen durch den Staat geschaffen werden, um den Stromkon- sumenten vor der Marktmacht des Monopolisten zu schützen. Infolge der fest- gesetzten regulatorischen Vorgaben durch den Staat erfolgt die Strompreisbil- dung bei Monopolisten im Privatbesitz entweder nach der Rate-of-Return- Methode14 oder nach der Durchschnittskostenmethode (RPI - X)15.16

Alleinabnehmer:

Der Alleinabnehmermarkt stellt eine Zwischenform aus vertikal integriertem Mo- nopol und Wettbewerbsmärkten dar, bei dem sich der Wettbewerb auf die Wert- schöpfungsstufe der Stromerzeugung beschränkt. In dieser Strommarktstruktur ist es einem einzigen Versorger pro regionalem Versorgungsgebiet erlaubt, von mehreren Stromerzeugern Strom zu kaufen, sodass durch den Wettbewerb auf der Stromerzeugerseite die Herstellungskosten des Stroms gesenkt werden.17 Der grundsätzliche Charakter eines Monopols bleibt jedoch erhalten, da die Stromkonsumenten weiterhin keine Möglichkeit haben, zwischen verschiedenen Stromversorgern zu wählen.18

Großhandelswettbewerb:

Im Großhandelswettbewerbsmarkt herrscht sowohl auf den Wertschöpfungs- ebenen der Erzeugung als auch beim Großhandel Wettbewerb, sodass Verteil- netzbetreiber und Großkunden (z.B. ein großes Unternehmen aus einer energie- intensiven Industrie) den Stromlieferanten frei wählen können.19 Lediglich der dem Großhandel nachgelagerte Verteil- oder Einzelhandel bleibt ein Monopol, wodurch den Endverbrauchern eine freie Wahl des Stromversorgers weiterhin verwehrt bleibt.20

Endkundenwettbewerb:

Im Endkundenwettbewerbsmarkt herrscht sowohl auf den Wertschöpfungsebenen der Erzeugung und des Großhandels, als auch beim Vertrieb an Endkunden, die keine Großkunden sind, Wettbewerb, sodass die Endkunden ihren Stromlieferanten frei wählen können.21

Der Transport und die Verteilung von Strom werden über das Leitungsnetz vorge- nommen, welches bei einem vertikal integrierten Monopol ausschließlich vom Mo- nopolisten genutzt wird und somit für andere Marktteilnehmer des Strommarktes unzugänglich ist.22

Als Kernelement eines wettbewerblich strukturierten Strommarktes ist der Zugang zum Leitungsnetz jedoch unabdingbar, da sowohl der Großhandelswettbewerb als auch der Endkundenwettbewerb voraussetzen, dass Stromlieferanten und Strom- konsumenten freien Zugang zum Transport- und Verteilungsnetz haben.23 Die Nut- zung des Leitungsnetzes ist in der Regel als natürliches Monopol strukturiert, so- dass ein Unbundling - die Trennung der Netzaktivitäten von den übrigen Wert- schöpfungsstufen der Stromwirtschaft - notwendig ist, um eine Wettbewerbssitua- tion im Großhandels- und Endkundenwettbewerb zu ermöglichen. Dabei unterlie- gen die Netzaktivitäten der staatlichen Kontrolle, um sicherzustellen, dass sowohl Stromlieferanten als auch Stromkonsumenten transparente, offene und diskriminie- rungsfreie Zugangsmöglichkeiten zum Leitungsnetz haben.24

Aufgrund der unter Kapitel 2.3.1 erläuterten Besonderheiten des Gutes Strom ist für den sicheren, zuverlässigen und planmäßigen Betrieb des Versorgungsnetzes in einem liberalisierten Strommarkt ein Systembetreiber (system operator) notwendig, der aus den Handelsaktivitäten des Energiemarktes den Kraftwerkeinsatz festlegt und somit eine zuverlässige Stromversorgung gewährleistet und Überlastungen des Stromnetzes verhindert.25

In liberalisierten Strommärkten führt der Systembetreiber die Nachfrage- mit der Angebotsseite zusammen. In einem wettbewerblich strukturierten Strommarkt wird ein gewinnmaximierender Kraftwerksbetreiber so lange Elektrizität produzieren, wie die Erlöse über den Grenzkosten der Elektrizitätserzeugung für eine Stromeinheit liegen. Sobald die Erlöse unter die Grenzkosten der Elektrizitätserzeugung fallen, wird der Kraftwerksbetreiber sein Kraftwerk vom Netz nehmen.

Am Spotmarkt für Strom werden Stromlieferungen für den nächsten Tag gehandelt, sodass der Systembetreiber am Ende eines Tages die einzelnen Stromnachfragen und -angebote zu einer aggregierten Nachfrage- und -angebotskurve zusammen- fassen kann. Die aggregierte Angebotskurve zeigt die verschiedenen Kraftwerke entsprechend ihrer Merit-Order - also entlang ihrer Einsatzreihenfolge gemessen an steigenden Grenzkosten in €/MWh (siehe Abb. 2).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: In Anlehnung an: Erdmann, G., Zweifel, P. (2010), S. 304; Spicker, J. (2010), S. 83. Abbildung 2: Dispatching und Preisbildung auf dem Strom-Spotmarkt

Da die Stromnachfrage - wie in Kapitel 2.3.1 näher erläutert wird - über den Tagesverlauf schwankt, wird auf der Nachfrageseite zwischen Peak- und OffpeakNachfrage differenziert (siehe Abb. 2). Als Peak bezeichnet Schiffer „… die Stunden mit hoher Stromnachfrage (Spitzenlast) eines Tages.“26 Im Gegensatz dazu definiert Schiffer den Offpeak als „Zeitraum der Niedriglaststunden im Stromnetz, die nicht als Peak definiert sind.“27

Der sich aus aggregierter Stromnachfrage und -angebot ergebende Schnittpunkt, wird als Market Clearing Price (MCP) bezeichnet und stellt den Preis dar, der als Einheitspreis für alle Vortagsnachfragen und -angebote für Strom gilt, solange diese unter dem MCP liegen.28

Bei der Peak-Nachfrage ist die Nachfrage nach Strom hoch, sodass auch Kraftwer- ke mit hohen Grenzkosten durch den Systembetreiber ausgewählt und an das Stromnetz angeschlossen werden. Im Gegensatz dazu ist bei der Offpeak- Nachfrage die Nachfrage nach Strom gering, sodass nur Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten durch den Systembetreiber berücksichtigt und an das Stromnetz an- gegliedert werden.29 Der Vorgang des Zu- und Abschaltens von Kraftwerken vom Stromnetz durch den Systembetreiber entlang der Merit-Order wird als Dispatching bezeichnet.30

2.1.2 Der Stromhandel in liberalisierten Strommärkten

Durch die Liberalisierung der Strommärkte und der damit einhergehenden freien Wahl des Stromlieferanten sowie der freien Nutzung des Netzzugangs, ist eine neue Wertschöpfungsstufe innerhalb der Energiewirtschaft entstanden - der Stromgroßhandel (siehe Abb. 1).31

Aufgrund der physischen Homogenität des Gutes Strom (siehe Kapitel 2.3.1) erfüllt Strom die Grundbedingung der Standardisierung und kann in Folge dessen als Handelsware angesehen werden. Somit kann Strom auf verschiedenen Märkten des Groß- und Einzelhandels gekauft und verkauft werden. Die durch die beste- henden Energieversorger sowie neuen Strommarktteilnehmern eingerichteten Handelsfunktionen geben den Einzelhändlern die Möglichkeit, ihren Strombedarf aus den Großhandelsmärkten zu beziehen.32 Die neuen Marktteilnehmer, welche sich durch den Stromgroßhandel gebildet haben, und ihre grundlegenden Funktio- nen im Stromhandelsmarkt werden in Tabelle 1 näher erläutert.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: eigene Darstellung

Tabelle 1: Die neuen Marktteilnehmer des Stromhandels

Der Stromhandel wird hinsichtlich der Handelsabsichten der Marktteilnehmer nach drei grundsätzlichen Kategorien differenziert:33 34 35 36 37 38 39

Beschaffungshandel:

Unter Beschaffungshandel wird die Optimierung des physischen Energiebedarfs verstanden. Die wesentliche Funktion des Beschaffungshandels besteht im Ma- nagement des eigenen Stromportfolios, welches sich an den Anforderungen des Vertriebs orientiert, da der Stromhandel den Vertrieb mit den für den Absatz notwendigen Strommengen versorgt. Der Beschaffungshandel hat nicht die Ziel- setzung, spekulative Handelsgewinne zu erzielen, sondern dient ausschließlich der Sicherung der Margen im Vertriebsgeschäft und sichert den Stromversorger gegen Preisrisiken ab.

Arbitragehandel:

Der Arbitragehandel ist definiert als eine risikolose Handelsaktivität, die Marktineffizienzen durch die Eliminierung von Preisdifferenzen zur Erzielung von risikofreien Handelsgewinnen nutzt. Er wird auf ineffizienten und weniger liquiden Strommärkten angewendet.

Spekulativer Handel:

Der spekulative Handel dient zur Gewinnerzielung aus Preisdifferenzen offener Positionen und setzt sowohl die Ausübungsfähigkeit von physischen (über das Stromnetz) als auch finanziellen (OTC und über Strombörsen) Handelsgeschäften voraus. Beim spekulativen Handel werden bewusst offene Positionen zur Erzielung eines Spekulationsgewinns eingegangen, sodass der Spekulant das volle Risiko im eigenen Handelsbuch trägt.

Der Fokus dieser Bachelorarbeit liegt auf dem Beschaffungshandel.

Die Stromhandelsmärkte lassen sich, in Anlehnung an die klassische Systematisierung im Finanzmarktbereich, grundsätzlich nach OTC- und Börsengeschäften sowie nach Spot- und Terminmarkt differenzieren (siehe Abb. 3).

Quellen: In Anlehnung an: Konstantin, P. (2006), S. 42; Schiffer, H.-W. (2010), S. 287. Abbildung 3: Der Stromhandel am Spot- und Terminmarkt

Der börsennotierte Stromhandel unterscheidet sich vom bilateralen OTC-Handel in mehreren Punkten (siehe Tab. 2), die allesamt liquiditätserhöhend wirken und somit dazu breitragen, dass die Marktteilnehmer in kalkulierbarer Weise kurzfristige Chancen wahrnehmen können.40

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: In Anlehnung an: Crastan, V. (2004), S. 109. Tabelle 2: Vergleich zwischen Börse und OTC-Handel

In Abhängigkeit der Fristigkeit des zwischen zwei Vertragsparteien geschlossenen Stromgeschäfts wird beim Stromhandel zwischen Spot- und Terminmärkten differenziert. Im Spotmarkt wird das Settlement41 der Stromkontrakte ausschließlich physisch vorgenommen, wohingegen im Terminmarkt sowohl ein physisches als auch finanzielles Settlement möglich ist. Sofern die Erfüllung des Stromgeschäfts am gleichen Tag (Intraday-Produkte) oder am Folgetag (Day-Ahead-Produkte) der Order erfolgt, wird dieses Geschäft dem Spotmarkt zugeordnet.42

Am Spotmarkt notieren überwiegend börsengehandelte Einzelstundenkontrakte.43 Die längerfristigen Verträge werden am Terminmarkt gehandelt, wobei sich als gängige Standardprodukte Wochen-, Monats-, Quartals- und Jahreskontrakte so- wie Balance-of-the-month-Kontrakte44 etabliert haben. Die genannten Kontrakte werden beinahe ausschließlich physisch erfüllt und überwiegend bilateral am OTC-

Markt gehandelt. Der Terminmarkt an der Börse wird in Kapitel 2.2.2 näher erläu- tert.

Die Stromkontrakte werden - ausgenommen von den Stundenkontrakten - neben ihrer Fristigkeit auch nach ihrem Lastentyp unterschieden. Dabei wird zwischen Kontrakten für Grundlast (Base) und Spitzenlast (Peak) sowie Offpeak-Kontrakten differenziert.

2.2 Stromderivate

2.2.1 Absicherungsbedürfnisse der Marktteilnehmer

Entscheidungssituationen basieren in der Realität auf einer unvollkommenen In- formationslage, sodass Aussagen über die zukünftige Entwicklung einer Zielgröße mit Unsicherheit behaftet sind.45 Diese Unsicherheit wird auch als Risiko bezeich- net. Hinsichtlich des Risikobegriffs wird zwischen dem Risiko im weiteren Sinne und dem Risiko im engeren Sinne differenziert.46 Risiko im weiteren Sinne be- schreibt eine Situation, bei der es sowohl zu negativen als auch zu positiven Ab- weichungen vom Erwartungswert einer Zielgröße kommt. Im Gegensatz dazu be- schreibt das Risiko im engeren Sinne nur die negative Abweichung vom Erwar- tungswert einer Zielgröße.47 Im Rahmen dieser Bachelorarbeit ist das Risiko im engeren Sinne relevant.

Auch Stromhandel und -einkauf unterliegen dieser Unsicherheit und beinhalten daher verschiedene Risiken, die zu einer negativen Abweichung vom Erwartungs- wert der Zielgröße führen können48 und sich folgendermaßen kategorisieren lassen (siehe Tab. 3):

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: In Anlehnung an: Borchert, J. et al (2006), S. 31; Bundesverband Materialwirtschaft, Ein- kauf und Logistik (o.J.), S. 8 ff; Crookes, M. (1999), S. 5 ff.

Tabelle 3: Die verschiedenen Risiken des Stromhandels und -einkaufs

Im Rahmen dieser Bachelorarbeit ist nur das Marktpreisrisiko von Strom relevant. Wie in Abb. 4 dargestellt, unterscheidet sich das Marktpreisrisiko eines Stromproduzenten von dem eines Stromkonsumenten in seiner Abhängigkeit zur tatsächlichen Strompreisentwicklung.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Darstellung

Abbildung 4: Strommarktpreisrisiko für Stromproduzenten und -konsumenten

Stromproduzenten besitzen aufgrund ihrer Erzeugungskapazitäten physisch Strom und sind somit dem Risiko ausgesetzt, dass der Strommarktpreis unter den Erwar- tungswert des Strompreises fällt, wodurch der Unternehmensumsatz und somit auch der Unternehmensgewinn aus Stromverkäufen in Relation zur vorherigen Zielgröße sinken würden.49 Im Gegensatz dazu verfügt der Stromkonsument phy- sisch über keinen Strom und ist somit dem Risiko ausgesetzt, Strom zu einem Marktpreis kaufen zu müssen, der über dem Erwartungswert des Strommarktprei- ses liegt. Dies würde in Relation zur vorherigen Zielgröße zu höheren Stromkosten und in Folge dessen zu einem niedrigeren Unternehmensgewinn des Stromkonsu- menten führen.50

Zur Handhabung des Marktpreisrisikos stehen sowohl dem Stromproduzenten als auch dem Stromkonsumenten drei Kategorien von Absicherungsinstrumenten zur Verfügung: (1) Futures und Forwards, (2) Swaps und (3) Optionen.51 Der Einsatz dieser derivativen Finanzinstrumente zur Eliminierung des Marktpreisrisikos wird als Hedging bezeichnet.52 Welche Position der Stromproduzent oder der Strom- konsument in den jeweiligen Derivaten einnehmen muss, um das Marktpreisrisiko zu hedgen, hängt vom physischen Besitz des Stroms ab (siehe Abb. 5).

Quelle: Eigene Darstellung

Abbildung 5: Die physischen und derivativen Positionen von Stromproduzenten und -konsumenten

Der Schwerpunkt dieser Bachelorarbeit liegt auf den börsengehandelten Absicherungsmöglichkeiten für Stromkonsumenten, sodass im weiteren Verlauf dieser Untersuchung nicht näher auf Absicherungsinstrumente für Stromproduzenten oder OTC-Absicherungsinstrumente für Stromkonsumenten eingegangen wird.

2.2.2 Börsengehandelte Stromderivate

2.2.2.1 Stromfutures

Bei einem Future handelt es sich um eine Vereinbarung, ein Gut zu einem vorher festgelegten Zeitpunkt zu einem zuvor festgelegten Kaufpreis zu kaufen bzw. zu verkaufen.53 Dabei nimmt eine der Vertragsparteien die Käuferseite (Long-Position) und die andere Vertragspartei die Verkäuferseite (Short-Position) ein.54 Die LongPosition verpflichtet sich, das zugrundeliegende Gut (Underlying) zu einem zuvor festgelegten Zeitpunkt zu einem vorher festgelegten Preis zu kaufen. Analog dazu, verpflichtet sich die Short-Position das Underlying zu genau diesem Zeitpunkt zum vorher festgelegten Preis zu verkaufen. Aufgrund dessen ergibt sich für einen Future ein symmetrisches Auszahlungsprofil (siehe Abb. 6).55

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: In Anlehnung an: Hull, J.C. (2006), S. 28.

Abbildung 6: Das Auszahlungsprofil von Futures

Futures werden an der Börse gehandelt, woraus sich einige Besonderheiten ergeben. Wenn eine Börse einen neuen Futurekontrakt emittiert, muss sie die genauen Kontraktspezifikationen angeben. Dazu gehören:

- Underlying: Der dem Future zugrundeliegende Basiswert.
- Kontraktgröße: Die Menge des Underlyings, die für einen Futurekontrakt geliefert werden muss.
- Liefervereinbarungen: Der Lieferort muss vorab bestimmt werden.
- Liefermonate: Der genaue Zeitraum in dem die Lieferung des Underlyings erfolgen muss.
- Preisangaben: Die kleinste mögliche Kurschwankung in Dezimalstellen oder Brucheinheiten.
- Preisgrenzen: Grenzen der täglichen Preisschwankungen, die nicht über- oder unterschritten werden dürfen.
- Positionsgrenzen: Positionsgrenzen definieren die maximale Anzahl an Kontrakten, die von Marktteilnehmern gehalten werden darf.

Neben der Standardisierung der Kontraktspezifikationen eines Futures fungiert die Börse auch als Clearingstelle - sie garantiert die Erfüllung der Futures - wodurch das Kontrahentenrisiko der beiden Vertragsparteien eliminiert wird.56 Um das Kontrahentenrisiko der Börse gegenüber den Vertragsparteien ihrerseits gering zu halten, müssen die Vertragsparteien bei der Börse jeweils Margins für die eingegangenen Futurepositionen auf dem Margin-Konto der Börse hinterlegen.57 Der zu Beginn eines Futurekontraktes fällige Betrag wird als Initial Margin (anfäng- licher Einschuss) bezeichnet.58 Am Ende eines jeden Börsentages werden die ein- gegangenen Futurepositionen in Relation zu den aktuellen Marktpreisen an der Börse bewertet (Mark-to-Market). Die sich daraus ergebende Differenz führt zu ei- ner Erhöhung oder Verminderung des Betrags im Margin-Konto.59

Um zu gewährleisten, dass der Saldo des Margin-Kontos nicht unter ein für die Börse kritisches Niveau fällt, existiert eine Maintainance Margin (Mindestsaldo), die jederzeit im Margin-Konto hinterlegt sein muss. Wenn der Saldo des Margin-Kontos unter die Maintainance-Margin fällt, erhält der Margin-Konto-Inhaber einen Margin- Call (Nachschussaufforderung) und muss das Konto am nächsten Tag wieder auf das Niveau der Maintainance-Margin erhöhen. Das zusätzlich eingezahlte Kapital wird als Variation Margin bezeichnet.60 Kommt der Margin-Konto-Inhaber dem Margin-Call nicht nach, werden die im Positions-Konto eingebuchten Futurepositio- nen von der Börse zwangsliquidiert, um das Kontrahentenrisiko für die Börse niedrig zu halten. Sofern der Saldo des Margin-Kontos jedoch über der Initial Margin liegt, darf der Margin-Konto-Inhaber den Differenzbetrag abbuchen.61

2.2.2.2 Stromoptionen

Eine Stromoption ist im Vergleich zu einem Stromfuture ein bedingtes Termingeschäft, das den Optionskäufer (Long-Position) berechtigt:62

- Eine bestimmte Strommenge,
- zu einem festgelegten Ausübungspreis,
- zu einem festgelegten zukünftigen Zeitpunkt (europäische Option) oder während eines Zeitraums (amerikanische Option),
- zu kaufen (Call-Option) bzw.,
- zu verkaufen (Put-Option).

Für das Recht der Stromoptionsausübung, das keine Verpflichtung für den Optionskäufer darstellt, zahlt der Optionskäufer dem -verkäufer eine Prämie in Form des Stromoptionspreises.63 Der Verkäufer (Short-Position) einer europäischen Stromoption (Stillhalter), ist zum vorher festgelegten Zeitpunkt verpflichtet, bei Ausübung der Stromoption durch den Optionskäufer (Long-Position), die durch die Option festgelegte Strommenge zum zuvor festgelegten Ausübungspreis zu kaufen (Call-Option) oder zu verkaufen (Put-Option).64

In Bezug auf den Ausübungszeitpunkt wird zwischen amerikanischen und europäischen Optionen unterschieden.65 Bei der amerikanischen Option kann die Option während der Laufzeit jederzeit zum Ausübungspreis ausgeübt werden, wohingegen die Ausübung bei einer europäischen Option auf einen bestimmten Zeitpunkt - in der Regel zum Laufzeitende - beschränkt ist.66 Stromoptionen sind aufgrund der hohen Volatilität des Strompreises grundsätzlich als europäische Optionen strukturiert, da diese aufgrund des zeitlich eingeschränkten Ausübungsrechts im Vergleich zu amerikanischen Optionen kostengünstiger sind.67

[...]


1 http://www.erneuerbare-energien-tagung.de/wp- content/uploads/2012/01/HB_PB_Erneuerbare_Energien_2011.pdf, S. 2, Stand 20.08.2012.

2 Vgl. http://www.erneuerbare-energien-tagung.de/wp- content/uploads/2012/01/HB_PB_Erneuerbare_Energien_2011.pdf, Stand 20.08.2012.

3 Vgl. http://www.handelsblatt.com/unternehmen/industrie/zink-preisturbulenzen-setzen-der- zinkindustrie-zu-seite-2/2962486-2.html, Stand 20.08.2012.

4 Vgl. Bundesverband Materialwirtschaft, Einkauf und Logistik (o.J.), S. 3.

5 Bundesverband Materialwirtschaft, Einkauf und Logistik (o.J.), S. 11.

6 Die Bezeichnungen „Strom“ und „Elektrizität“ werden im Rahmen dieser Arbeit synonym verwendet.

7 Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2010), S. 292 f.

8 Vgl. Dettmann K.-D. et al. (2007), S. 5.

9 Vgl. Crastan, V. (2004), S. 89.

10 Unter Liberalisierung wird die Abschaffung von monopolistischen Strukturen und Markteintrittsbar- rieren durch die Privatisierung von zuvor staatlich organisierten und/oder regulierten Märkten ver- standen.

11 Vgl. Crastan, V. (2004), S. 85; Hunt, S. (2002), S. 58.

12 Vgl. Hunt, S. (2002), S. 41.

13 Vgl. Spicker, J. (2010), S. 43.

14 Vor der Strommarktliberalisierung wurde die Rate-of-Return-Methode in den USA verwendet, bei der die Stromversorger in den USA eine durch den Staat festgelegte und für angemessen gehaltene Rendite auf ihre zur Stromversorgung eingesetzten Vermögensgegenstände erzielen durften.

15 Die Durchschnittskostenmethode (RPI - X) wurde in UK vor dem Beginn der Privatisierung der Stromwirtschaft angewendet und berechnet sich aus den Durchschnittsstrompreisen innerhalb einer festgelegten Periode, zuzüglich einer jährlichen Steigerungsrate in Höhe der Inflation in UK (RPI), abzüglich einer jährlichen und staatlich festgelegten Effizienzsteigerungsrate hinsichtlich des Effi- zienzsteigerungspotenzials der Stromproduktion pro Jahr durch die Stromversorger in UK.

16 Vgl. Hunt, S. (2002), S. 27 f.

17 Vgl. Hunt, S. (2002), S. 41 f.

18 Vgl. Crastan, V. (2004), S. 87 f.

19 Vgl. Crastan, V. (2004), S. 88 f.

20 Vgl. Hunt, S. (2002), S. 45 f.

21 Vgl. Crastan, V. (2004), S. 88; Spicker, J. (2010), S. 57.

22 Vgl. Keller, K. (2005), S. 36.

23 Vgl. Brunke, O. (2011), S. 63.

24 Vgl. Crastan, V. (2004), S. 93.

25 Vgl. Hunt, S. (2002), S. 20 f.

26 Schiffer, H.-W. (2010), S. 615.

27 Schiffer, H.-W. (2010), S. 614.

28 Vgl. Melzian, R. (2008), S. 17.

29 Vgl. Erdmann, G., Zweifel, P. (2010), S. 304 f.

30 Vgl. Edwards, D.W. (2010), S. 271.

31 Vgl. Brunke, O. (2011), S. 63.

32 Vgl. Spicker, J. (2010), S. 44.

33 Vgl. Rychwalski, P. (2005), S. 47.

34 Vgl. Schiffer, H.-W. (2010), S. 289.

35 Vgl. Kraus, M. et al. (2007), S. 13 f.

36 Ein Vollversorgungsvertrag ist ein „Rundum-Sorglos-Paket“, bei dem der Verbraucher dem Lieferanten ein bereits vor der Lieferung festgelegten Fixpreis für den gesamten Verbrauch während der Vertragslaufzeit zahlt. Der Vollversorgungsvertrag war vor der Liberalisierung der Strommärkte die klassische Versorgungsvariante.

37 Vgl. Schiffer, H.-W. (2010), S. 290; Spicker, J. (2010). S. 93.

38 Vgl. Kraus, M. et al. (2007), S. 21 f.

39 Vgl. Schiffer, H.-W. (2010), S. 286.

40 Vgl. Crastan, V. (2004), S. 108; Wrede, V. v. (2012), S. 22 ff.

41 Unter dem Settlement eines Kontraktes wird dessen Erfüllung und somit die im Kontrakt festgeleg- te physische Lieferung oder die im Kontrakt festgelegte finanzielle Ausgleichszahlung verstanden.

42 Vgl. Pilgram, T. (2010), S. 358.

43 Vgl. Arthur Andersen (2000):

http://www.arthurandersen.de/AAHome.nsf/d7a25ae472384024c1256be7005ed714/Broschuere_BC _E&U_Energiehandel.pdf/$File/Broschuere_BC_E&U_Energiehandel.pdf, Stand am 22.08.2012.

44 Ein Balance-of-the-month-Kontrakt ergibt sich aus dem Preisdurchschnitt für Strom, der an jedem der verbleibenden Tage eines Monats vorherrscht.

45 Vgl. Scholz, F., Schuler, A. (2010), S. 471.

46 Vgl. Borchert, J. et al. (2006), S. 29 ff.

47 Vgl. Borchert, J. et al. (2006), S. 31.

48 Vgl. Rodt, M. (2003), S. 7.

49 Vgl. Rodt, M., Schäfer, K. (2005), S. 1.

50 Vgl. Leppard, S. (2005), S. 32 ff.

51 Vgl. Gleason, J.T. (2001), S. 61.

52 Vgl. Crookes, M. (1999), S. 8; Rudolph, B., Schäfer, K. (2010), S. 388.

53 Vgl. Hull, J.C. (2006), S. 26.

54 Vgl. Brown, K.C., Reilly, F.K. (2006), S. 807.

55 Vgl. Bloss, M. et al. (2012), S. 145 f.

56 Vgl. Hull, J.C. (2006), S. 148.

57 Vgl. Bruns, C., Steiner, M. (2007), S. 447 f.

58 Vgl. Rudolph, B., Schäfer, K. (2010), 68 f.

59 Vgl. Hull, J.C. (2006), S. 51 f.

60 Vgl. Bruns, C., Steiner, M. (2007), S. 447 f.

61 Vgl. Hull, J.C. (2006), S. 51 f.

62 Vgl. Rudolph, B., Schäfer, K. (2010), S. 388.

63 Vgl. Bruns, C., Steiner M. (2007), S. 314.

64 Vgl. Uszczapowski, I. (2005), S. 46 f.

65 Vgl. Korn E., Korn R. (2001), S. 90.

66 Vgl. Spremann, K. (2006), S. 571.

67 Vgl. Rudolph, B., Schäfer, K. (2010), 194.

Details

Seiten
83
Jahr
2012
ISBN (eBook)
9783656355519
ISBN (Buch)
9783656356219
Dateigröße
1 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v208299
Institution / Hochschule
FOM Essen, Hochschule für Oekonomie & Management gemeinnützige GmbH, Hochschulleitung Essen früher Fachhochschule
Note
2,0
Schlagworte
Energie Strompreis EEX Absicherungsmöglichkeiten Energiederivate Strompreisverhalten

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Titel: Analyse des Strompreisverhaltens und der Absicherungsmöglichkeiten im deutschen Elektrizitätsmarkt am Beispiel der European Energy Exchange (EEX)