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Risikosteuerung im Energieversorgungs-unternehmen und in der Industrie mit Hilfe von Derivaten und deren Berücksichtigung in der Vertragspraxis

©2006 Diplomarbeit 146 Seiten

Zusammenfassung

Inhaltsangabe:Einleitung:
Ende der 90` er Jahre ist die EU-Binnenmarktrichtlinie Strom und Erdgas im Kraft getreten. Damit wurde ein umfänglicher Liberalisierungsprozess der europäischen Energiewirtschaft eingeleitet.
Die Vergangenheit war geprägt durch große Verbundunternehmen, die Erzeugung, Transport und Vertrieb dominierten. Es fehlte an einen dynamischen Wettbewerbsprozess in der Stromwirtschaft. Obwohl die Dominanz der vier großen Energieversorgungsunternehmen weiterhin besteht, haben sich durch den Liberalisierungsprozess eine Vielzahl von Möglichkeiten für andere Marktteilnehmer ergeben. Insbesondere der bilaterale Handel mit Strom und der Stromhandel an den Strombörsen für kleinere Energieversorger wird an Bedeutung stark zunehmen. Vorteile aus dieser Marktliberalisierung werden vor allen die größeren Industrieunternehmen z.b. der Aluminiumproduktion haben, sowie Stadtwerke, Kraftwerksgesellschaften, Handelsgesellschaften und regionale Versorgungsunternehmen.
Wesentliche Voraussetzung für diesen Liberalisierungsprozess ist der diskriminierungsfreie Zugang zu den Leitungsnetzen, das sogenannte Unbundling. Jedoch hat dies in der Vergangenheit zu keiner spürbaren Liberalisierung geführt, da die Höhe der Netznutzungsentgelte immer noch von den Verbundunternehmen die über die Transportnetze verfügen bestimmt wurde.
Als Anhängsel der Regulierungsbehörde für Post und Telekommunikation wurde eine Behörde für die Regelung der Gas- und Elektrizitätswirtschaft eingerichtet. Diese regelt auch die Netznutzungsentgelte, die in der Vergangenheit ein wesentliches Hindernis für die Liberalisierung der Stromwirtschaft in Deutschland darstellten.
Insbesondere regelt sie, das „ob“, „wie“, und das „wie teuer“ bei der Frage der Netznutzung.
Die zwei großen Märkte, an denen Strom gehandelt wird, werden in Zukunft viele neue Teilnehmer begrüßen können. Der bilaterale OTC-Markt und die Strombörse.
Innerhalb von beiden Märkten finden die Marktteilnehmer, sowohl einen Spotmarkt als auch einen Terminmarkt an denen unterschiedliche Stromprodukte gehandelt werden.
Die Preisbildung der Strompreise für die Endkunden wird in Zukunft stärker vom Großhandelsmarkt bestimmt, da die gestiegene Transparenz zu günstigeren Strompreisen für die Endverbraucher führen wird.
Die Grenzen zwischen Großhandelsmarkt und Endkundenmarkt werden in Zukunft verschwinden.
Die Vertriebsabteilungen der Energieversorgungsunternehmen mit eigenen Erzeugungskapazitäten bieten teilweise […]

Leseprobe

André Velvendick
Risikosteuerung im Energieversorgungsunternehmen und in der Industrie mit Hilfe von
Derivaten und deren Berücksichtigung in der Vertragspraxis
ISBN-10: 3-8324-9960-1
ISBN-13: 978-3-8324-9960-0
Druck Diplomica® GmbH, Hamburg, 2006
Zugl. Fachhochschule Gelsenkirchen, Gelsenkirchen, Deutschland, Diplomarbeit, 2006
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© Diplomica GmbH
http://www.diplom.de, Hamburg 2006
Printed in Germany


Inhaltsverzeichnis
Seite
Einleitung
1
I.Strommarkt und Energiederivate
2
A.Großhandelsmärkte
für
Derivate
2
1. Der Spotmarkt in der Energiewirtschaft
4
a)Day-Ahead-Markt
5
aa)Produkte
am
Day-Ahead-Markt
5
bb)Pear-und
Basekontrakte
5
b)Weak
Ahead
Markt
6
c)
Hour
Ahead
Markt
6
2.
Regelenergiemarkt
6
3. OTC-Makt
7
4.
Teilnehmer
am
Stromhandelsmarkt
7
5.
Der
deutsche
Strommarkt
7
a) Dominanz der Verbundunternehmen
8
b)Ca. 900 kommunale Versorgungsunternehmen
8
c)Neue
Marktteilnehmer
8
II. Risiken in der Stromwirtschaft
9
A.Risikobetrachtung
in
der
Stromwirtschaft
9
1.
Marktpreisrisiken
10
a)Preisrisiko
11
b)Basis
oder
Korrelationsrisiko
12
aa)
Basisrisiko
12
c)
Marktliquiditätsrisiko
14
2.
Warenpreisrisiko
14
3.
Kreditrisiko
15
4.
Rechtliches
Risiko
16
5.
Operationale
Risiken
16
6.
Organisatorische
Risiken
16
7.
Kundenrisiko
17
B. Schlussfolgerungen aus der Risikobetrachtung
17
III. Instrumente zur Steuerung von relevanten Risiken
17
A.Überblick über häufig gehandelte Derivate
17
1. Bedingten und unbedingten Termingeschäften
18
2. Typische Anwendungsfälle von unbedingten Termingeschäften
18
a)Der
Forward
Contract
19
aa)
Spotmarktpreis
steigt
19
bb)
Spotmarktpreis
sinkt
19
cc) Sinn und Zweck des Forwards für beide Szenarien
20
(1)Backwardation
Situation
20
(2)Contango
Situation
20

Seite
b)
Futures
21
aa)
Erfüllung
21
(1)Monatsfutures und kurzfristige Futures
21
(2)Quartals-und
Jahresfutures
21
bb)
Hoher
Standardisierungsgrad
21
cc) Einflussfaktoren auf den Preis eines Futures
22
(1)Lagerkosten(Cost of Carry)
22
(2)Convenience
Yield
22
(3)Verpreisungsformel
Commodity
Future
23
dd) Finanzielle Abwicklung oder physische Erfüllung
23
ee)
Future
im
Stromhandel
24
(1)Physische
Erfüllung
24
(2)Barausgleich
24
(3)Lieferperiode
24
(4)Lastprofil
24
(5)Handelspositionen und Future
25
(6)Glattstellen
25
(7)Leerverkauf
25
(8)Preisentwicklung eines Futures-Vertrages
26
(8.1)"contango" oder Carrying-Charge" Märkte
26
(8.2)Backward
Markt
26
(9)Berechnung der Prämie eines Futures
26
(10)Liefermonate, Fälligkeit und Erfüllung
26
(11)Strategische Überlegung zum Hedgen
26
(11.1)
Der
Hedginggedanke
26
(11.2)Short
Hedge
27
(11.3)Long
­Hedge
28
(12) Auswahl der richtigen Handelsposition
28
(12.1) Produktbasis, Zeitbasis und Ortsbasis
29
(12.2) Wahl der Produktbasis
29
(12.3)
Zeitbasis
30
(12.4)Ortrsbasis
30
(13)Optimales Hedging-Verhältnis beim Cross Hedging 30
(14) Vorteile durch Hedging mit Futures
32
c) Swaps
32
aa)
Arten
von
Swaps
32
bb) Drei grundlegende Prinzipien
33
(1)Fixed-for-Floating
Prinzip
33
(1.1)Short
Swap
33
(1.2)Long
Swap
33
(2)Floating-for-Floating
Prinzip
33
(3)Floating-for-Fix
Prinzip
34
cc)Contract
for
Difference
34
(1)Electricity Forward Agreement(FFA`s)
34
dd)
Prepaid-
Swap
35

Seite
ee)Cross-Commodity
Swap
35
ff)Crack-Spread
Swap
36
gg)Spark-Spread
Swap
36
hh)
Basis-
Swap
36
d)
Optionen
37
aa)
Grundlegende
Definitionen
37
bb)
Long
Call
37
cc)
Short
Call
38
dd)
Long
Put
39
ee)
Short
Put
39
ff)Kombinationsmöglichkeiten
39
(1)Bull-Spread
39
(2)Bear-
Spread
40
(3)Long-
Straddle
41
(4)Short-
Straddle
41
gg)
Spark-
Spread
Option
41
e)Caps,Floors
und
Collars
44
aa)
Defintion
Cap
44
bb)
Defintion
Floor
44
cc)Der
Zero-Cost-Collar
45
dd)Weitere Beispiele aus der Energiewirtschaft
46
f) Wetterderivate
47
aa)Geschichtliche
Entwicklung
47
bb)Auswirkungen auf die Unternehmen
47
cc)Zusammenhang Wetterderivate und Handel
47
dd)Risikovermeidungsstrategie
47
ee)Nutzer und Anbieter von Wetterderivaten
48
ff) Bewertung von Wetterderivaten
50
gg) Schlussfolgerungen und Übersicht
50
IV. Grundlagen der Risikobewertung in der Energiewirtschaft
50
A.
Definition
der
Volatilität
50
1. Stochastische Grundannahme der Volatilität
50
2.
Die
Berechnung
der
Volatilität
51
a)Empirische Ermittlung der Volatilität
51
b)Volatilitätsberechnungen
von
Aktien
51
c)Vorgehensweise bei der Berechnung der Volatilität
51
3.
Implizite
Volatilität
53
a)Charakterisierung
53
b)Berechnung der impliziten Volatilität
54

Seite
B.Sensivitätsanalyse
54
1.
Risikoidentifikation
55
2.
Gesamtschau
und
Planabweichung
55
3.
Problem
Korrelation
55
4.
Mathematische
Herangehensweise
55
5.
Ergebnisse
der
Sensivitätsanalyse
56
C.
Binomialbäume
57
1.
Einperioden
Binomialbaum
57
2. Wahrscheinlichkeitsaussagen mit Hilfe des einperioden Binomialbaumes
59
3.
Mehrperioden
Binomialbäume
60
a)Rekursives Rechenverfahren für Optionswert
60
b)Bestimmung Assetpreis zum jeweiligen Zeitintervall
60
D.
Die
Monte-Carlo
Simulation
62
1. Vorgehensweise
62
2. Vor-und Nachteile der Monte-Carlo Simulation
64
E.
Das
Black-Scholes-Merton
Modell
65
1. Ziele des Black-Scholes Merton Modell
65
2. Voraussetzungen der Gültigkeit des Black-Scholes-Merton Modells
65
a) Geometrisch Brownsche Bewegung
65
b)Wiener
Prozess
65
c)Weitere Annahmen des Black-Scholes Modelles
67
3. Die Black-Scholes-Merton Differentialgleichung
67
a)Herleitung
der
Gleichung
67
aa) Geometrisch Brownsche Bewegung
67
bb)
Itos-Lemma
67
cc) Konstruktion eines risikoneutralen Portefeuille
68
dd) Die Black-Scholes Differentialgleichung im Detail
69
ee)Vereinfachter
Anwendungsfall
70
b)Eigenschaften der Black-Scholes Lösungen
71
c)Anpassung der Black-Scholes Formel auf Commodity-Futures
72
d)Black-Scholes Formel zur Bewertung von EEX-Optionen
72
e)Schwächen der Black-Scholes Formel
73
f)Modifikation der Black-Scholes Formel
73
F. Weitere Sensivitätskennzahlen für Optionen
74
-Die
Griechen-
74
1. Delta
74
2.
DeltaHedging
76
3. Gamma
77
4. Theta
78
5.
Vega
79
6.
Rho
79

Seite
7. Kombination der Black-Scholes Formel mit den Griechen
80
8. Beispiel für die Berechnung der Sensivitätskennzahlen eines Futures-Base
81
a)Fairer Wert der Call-Future Option
81
b)Delta
der
Call-Option
81
c)Gamma
der
Call-Option
82
d)Theta
der
Call-Option
82
e)Vega
der
Call-Option
82
f)Rho
der
Call-Option
83
G. Value at Risk
83
1. Voraussetzungen des Value at Risk
84
2. Anwendung der ananlytischen Methode auf ein Portfolio
84
a)Beispiel
1.
84
b)Beispiel
2.
86
3. Analytische Methode zur Berechnung des VAR bei mehreren Produkten
87
4. Monte Carlo Simulation zur Berechnung des Value at Risk
88
5.
Historische
Simulation
88
6. Bewertung der einzelnen Verfahren zur Berechnung des VAR.
89
7.
Vorteile
des
VAR
89
8.
Stop
and
Loss
Strategie
90
9.
Modifikation
der
VAR-Methode
91
a)
Earning
at
Risk
91
b)
Cash
flow
at
Risk
91
c)
Profit
at
Risk
92
H.
Stress
Testing/Szenario
Analyse
92
I. Anwendungshäufigkeit der Risikobewertungsverfahren
93
V. Risikosteuerung in der Stromwirtschaft
93
A.Rechliche Rahmenbedingungen für das Risikomanagement
93
1. Erlaubnis der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht
93
a)Relevante Gesetzesvorschriften und Erlaubnisvorbehalte
93
b)§
32
KWG
94
aa) § 1 KWG Begriffsbestimmung
94
bb)Bankgeschäft oder Finanzdienstleistung
95
c)Üblicher Handel mit Energiederivaten in der Energiewirtschaft
96
d)Ausnahmen von der Erlaubnispflicht
96
e)Portfolioberatung
und
Erlaubnispflicht
97
f) Fazit
97
2. Vorgaben des Transparenz-und Kontrollgesetzes im Konzern
97
a)Leitungspflicht
des
Vorstandes
97
B.Anforderungen an ein Risikomanagementsystem in der Stromwirtschaft
99
1. Aufbauorganisation eines Risikomanagementsystemes
100
2. Ablauforganisation eines Risikomanagementsystemes
100

Seite
a)IT-Systeme für den Einstieg in den Stromhandel
101
b)Überlegungen zur IT-Integration im Unternehmen
102
C.Preisrisiken
am
Strommarkt
104
a)
Angebots-und
Nachfrageschwankungen
104
b)Spotmarktpreis für Strom und Marktpsychologie
104
c)Preisrisiken durch Portfoliomanagement beseitigen
105
D.Management
von
Kreditrisiken
105
a)
Kreditlimits
106
b) Cash Reserven, Sicherheiten und automatische Auflösung
106
c)
Digital
Bankruptcy
Swap
106
d)
Organisation
des
Risikomanagements
106
E.Management
der
operationalen
Risiken
107
a)Management auftretender personeller Risiken
107
b)Management
der
Bewertungsrisiken
107
c)Management
des
Technik-und
Systemsrisiko
107
VI. Die Bedeutung der Rahmenverträge in der Energiewirtschaft
108
A.Vertragsgestaltung allgemein und in der Energiewirtschaft
108
1.
Vertragsgestalter
108
2. Abgrenzung Vertragstyp versus Regelungstyp
109
a)
Vertragstyp
109
aa)Verhältnis
zum
Gesetz
109
bb)Zweckbestimmtheit
109
cc)Wertbezogenheit
109
b)Regelungstyp
110
3. Die Bedeutung von Vertragstypen für den Kautelarjuristen
110
4. Möglichkeiten und rechtliche Grenzen der Vertragsgestaltung
110
5.
Der
Energieliefervertrag
111
a)Rechtsnatur
des
Vertrages
111
b)Zuordnung des EFET-Rahmenvertrages zu BGB-Verträgen
112
aa)
Vertragsparteien
113
bb)Tarifkunde
113
(1)Haushaltstarif
114
(2)Landwirtschaftstarif
114
(3)Gewerbetarif
114
cc)Der
Sonderkunde
114
c)Stromliefer-und
handelsverträge
115
6.
Grundelemente
von
Stromlieferverträgen
115
a)
Art
der
Lieferung
115
aa)
Fahrplanlieferung
115
bb)Offene
Lieferung
116

Seite
b)Liefermengen
116
c)Freimengen
117
d)Lieferort
117
e)Preisregelungen
117
B.Analyse
des
Rahmenvertrages
EFET.
118
1. Anwendungsbereich des EFET Rahmenvertrages
118
2. Struktur des EFET Rahmenvertrages
119
3. Inhalte des EFET Rahmenvertrages
119
a)Abschluss und Bestätigung von Einzelverträgen
120
aa)Vertragsabschluss
120
bb)Inhalt
des
Handelsgeschäftes
120
cc)Ordnungsgemäße Erfüllung des Vertrages
120
b)
Hauptpfllichten
des
Vertrages
121
c) Kauf-und Verkaufsoptionen gem. § 5 des EFET-Vertrages
122
d)Leistungsstörungen
und
Unmöglichkeit
122
e)Gefahrübergang
123
f)Objektive Unmöglichkeit bei Schlechtleistung
123
aa)Unmöglichkeit durch höhere Gewalt
123
bb)Schadensersatzanspruch
123
cc)Lieferunterbrechung und Zahlungsverzug
124
dd)Unechter
Sukzessivliefervertrag
124
g)Kündigungsgründe nach EFET-Vertrag im Vergleich zu § 314 BGB 125
h)Übertragung von Rechten und Pflichten aus dem EFET-Vertrag
127
4.
Weitere
Rahmenverträge
128
Anhang: Auszüge aus dem EFET-Rahmenvertrag
Abbildungsverzeichnis:
Seite
Deregulierter Strommarkt
9
Risiken im Überblick
10
Warenpreisrisiko
15
Margin Account
22
Long Future
28
Long Hedge
29
Long Call
38

Abbildungsverzeichnis:
Seite
Cap
Ölpreis
46
Fixed-for-Floating
Prinzip
49
Implizite
Volatilität
53
Basispreis und implizite Volatilität
54
Randbedingungen für Black-Scholes Formel
70
Gesamtübersicht
Call-Option
75
Delta
und
Gamma
78
Value at Risk
84
Maximaler Verlust beim VAR
85
Trading
Floor
98
Einschlägige
Vertragsarten
111

1
Einleitung
Ende der 90`-er Jahre ist die EU-Binnenmarktrichtlinie
1
Strom und Erdgas im Kraft
getreten. Damit wurde ein umfänglicher Liberalisierungsprozess der europäischen
Energiewirtschaft eingeleitet.
Die Vergangenheit war geprägt durch große Verbundunternehmen, die Erzeugung,
Transport und Vertrieb dominierten. Es fehlte an einen dynamischen
Wettbewerbsprozess in der Stromwirtschaft. Obwohl die Dominanz der vier großen
Energieversorgungsunternehmen weiterhin besteht, haben sich durch den
Liberalisierungsprozess eine Vielzahl von Möglichkeiten für andere Marktteilnehmer
ergeben. Insbesondere der bilaterale Handel mit Strom und der Stromhandel an den
Strombörsen für kleinere Energieversorger wird an Bedeutung stark zunehmen. Vorteile
aus dieser Marktliberalisierung werden vor allen die größeren Industrieunternehmen
z.b. der Aluminiumproduktion haben, sowie Stadtwerke, Kraftwerksgesellschaften,
Handelsgesellschaften und regionale Versorgungsunternehmen.
Wesentliche Voraussetzung für diesen Liberalisierungsprozess ist der
diskriminierungsfreie Zugang zu den Leitungsnetzen, das sogenannte Unbundling.
Jedoch hat dies in der Vergangenheit zu keiner spürbaren Liberalisierung geführt, da die
Höhe der Netznutzungsentgelte immer noch von den Verbundunternehmen die über die
Transportnetze verfügen bestimmt wurde.
Als Anhängsel der Regulierungsbehörde für Post und Telekommunikation wurde eine
Behörde für die Regelung der Gas-und Elektrizitätswirtschaft eingerichtet. Diese regelt
auch die Netznutzungsentgelte, die in der Vergangenheit ein wesentliches Hindernis für
die Liberalisierung der Stromwirtschaft in Deutschland darstellten.
Insbesondere regelt sie, das "ob", "wie", und das "wie teuer" bei der Frage der
Netznutzung.
Die zwei großen Märkte, an denen Strom gehandelt wird, werden in Zukunft viele neue
Teilnehmer begrüßen können. Der bilaterale OTC-Markt und die Strombörse.
Innerhalb von beiden Märkten finden die Marktteilnehmer, sowohl einen Spotmarkt als
auch einen Terminmarkt an denen unterschiedliche Stromprodukte gehandelt werden.
Die Preisbildung der Strompreise für die Endkunden wird in Zukunft stärker vom
Großhandelsmarkt bestimmt, da die gestiegene Transparenz zu günstigeren
Strompreisen für die Endverbraucher führen wird.
Die Grenzen zwischen Großhandelsmarkt und Endkundenmarkt werden in Zukunft
verschwinden.
Die Vertriebsabteilungen der Energieversorgungsunternehmen mit eigenen
Erzeugungskapazitäten bieten teilweise die Produktstandards des Großhandelsmarktes
ihren Kunden an.
Problematisch gestaltet sich die Teilnahme kleinerer Energieversorger an den
Großhandelsmärkten.
1
Ri 96/92 EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19.12 1996 über gemeinsame Vorschriften
für den Elektrizitätsbinnemarkt.

2
Der Aufbau eigener Handelsabteilungen führt zu nicht tragbaren Kosten.
Daher ist eine genaue Analyse der Risiken nötig, die mit dem Einstieg in den
Energiehandel verbunden sind. Anschließend kann man dann
Risikosteuerungsinstrumente verwenden, deren Einsatz der liberalisierte Energiehandel
erst ermöglicht.
Im Folgenden werden die Risiken, die sich im Energieversorgungsunternehmen ergeben
dargestellt. Anschließend werden die einschlägigen Bewertungsverfahren des
Risikomanagements vorgestellt, mit denen die Risiken numerisch bewertet werden.
Der Optionsbewertung kommt dabei ein Schwergewicht zu.
Zudem werden die Anforderungen an ein funktionierendes Risikomanagementsystem
beschrieben. Dabei wird großen Wert auf eine angepasste IT-Infrastruktur des
Unternehmens gelegt. Ohne diese Infrastruktur ist ein effektives Risikomanagement
nicht möglich.
Leider wird dies in der Praxis immer noch unterschätzt.
Dann werden Energiederivate als Instrumente zur Risikosteuerung vorgestellt.
Anschließend werden Handlungsempfehlungen für das Management der Risiken
gegebenen
Abschließend werden noch weitere neue Derivate vorgestellt.
Die rechtlichen Risiken werden am Beispiel des EFET-Rahmenvertrages erläutert. Hier
wird ein Rechtsvergleich mit dem deutschen allgemeinen Schuldrecht und dem
deutschen Handelsrecht vorgenommen. Abweichungen und ungünstige Regelungen für
den Schuldner werden im Hinblick auf die rechtlichen und wirtschaftlichen
Konsequenzen hin untersucht.
I. Energiederivate
A.Großhandelsmärkte für Derivate
Schon in früher Zeit wurden Derivate an der Börse gehandelt. Eine Derivatbörse ist ein
Marktplatz auf dem Standardprodukte gehandelt werden. Diese Art von Börsen
existieren schon lange. Die Chicago Board of Trade wurde 1848 gegründet, um Farmer
und Kaufleute zusammenzuführen. Innerhalb weniger Jahre wurde eine Art von Future-
Kontrakt entwickelt. Zu den bedeutenden Börsen im Derivathandel gehört auch die
1919 gegründete Chicago Mercantile- Exchange. Diese Art von Börsen nennt man
Terminbörsen, da Termingeschäfte abgeschlossen werden.
Unter einem Termingeschäft versteht man ein Geschäft das heute abgeschlossen wird
und dessen Erfüllung in der Zukunft liegt.
2
Demgegenüber erfolgt die Eingehung und Erfüllung abgeschlossener Geschäfte auf
dem Spotmarkt innerhalb von einer Woche.
3
Derivate können an der Börse oder im sogenannten außerbörslichen Handel gehandelt
werden.
Der traditionelle Handel auf dem sogenannten Börsenparkett prägt immer noch das Bild
von der Börse vieler Menschen. Komplizierte Handzeichen, wild gestikulierende
2
Grütering"Börsen, Banken, Steuer Lexikon" S. 492
3
Lokau/Ritzau § 5 Rdnr. 17 in: Zenke "Energiehandel in Europa".

3
Börsenmakler die auf Notizzetteln ihre Daten aufschreiben, prägten über die Jahre das
Bild von der Börse.
Man nannte dieses System, das Open Outcry-System.
4
Letztendlich geht die Börse zum elektronischen Handel über. Mithin wird der Handel in
Zukunft ortsunabhängig und überall möglich sein. Dies kann Vorteile aber auch
Nachteile mit sich bringen. Ein Thema ist sicherlich die Sicherheit des elektronischen
Handels. Ein Ausfall der Systeme kann wie in Japan vor kurzen geschehen, zu
erheblichen Verlusten führen und wirft eine Fülle von Haftungsfragen auf.
Gegenüber dem reinen Börsenhandel, erfolgt der außerbörsliche Handel zwischen zwei
Handelsparteien außerhalb des streng reglementierten Börsenhandels.
Dieser Handel wird als Over-the-Counter Handel bezeichnet. Händler sind per
Netzwerk oder Telefon miteinander verbunden und führen die einschlägigen Geschäfte
durch.
Dieser Handel vollzieht sich zwischen zwei Finanzinstitute oder einen Finanzinstitut
und seinen Firmenkunden.
Telefongespräche im OTC-Handel werden aufgezeichnet, obgleich diese
Geschäftspraxis gegen § 201 StGB verstößt.
Mithin müsste man jeweils dafür Sorge tragen, dass die Geschäftspartei im vorhinein
jeweils dieser Praxis zustimmt. Problematisch ist auch, dass dem Kreditausfallrisiko
nicht Sorge getragen wird. Während diese Sorge zwischen zwei Finanzinstituten
weitgehend unbegründet erscheint, ist dies zwischen Firmenkunde und Bank im
Hinblick auf die Insolvenzordnung eher kritisch zu betrachten. Zumindest für die
Börsenhändler existiert ein sogenanntes Margin Acccount Konto, das eine
Mindesteinlage verlangt. Im OTC-Handel existiert ein solcher Sicherungsmechanismus
nicht.
Trotzdem hat der OTC-Handel immer noch ein größeres Handelsvolumen, als der
börsennotierte Handel.
Auch die Volumina der abgeschlossenen Geschäfte sind im OTC-Handel meist größer
als im Börsenhandel.
Das freie Aushandeln der Vertragsbedingungen gegenüber dem streng reglementierten
Börsenhandel, sind vorteilhaft für beide Parteien. Ebenso das notwendige Einzahlen der
Initial- Margin, die von der Börse vom Handelspartner verlangt wird, entfällt.
4
Hull "Optionen, Future und andere Derivate". S. 25.

4
Hier ein kurzer, systematischer Überblick über den Handel an der Börse und dem OTC-
Handel.
Börse
OTC-Handel
Zentralisierter
Marktplatz
Bilaterale
Verhandlungen
Reguliert
Nicht-reguliert
Open-Outcry-System
Telefonhandel
Handel mit Future und Optionen
Handel von Spotmengen und
Derivaten aller Art
Kein
Kreditrisiko
Kreditrisiko
Tägliche Abrechnung der Margins
Bezahlung bei oder nach Lieferung
Teilweise nur finanzieller Handel
physischer als auch finanzieller
Handel
Anonymität
Transparenz
bei
Vertragsabschluß
5
.
Börsenhandel und OTC-Handel konkurrieren nicht unbedingt miteinander, sondern
stellen sinnvolle Ergänzungen dar.
Zwischenhändler nutzen die Börse, um die Risiken, die sie im OTC-Handel auf sich
genommen haben, wieder in den Markt zu transferieren. Durch diese Kombination wird
dem Börsenhandel zusätzliches Handelsvolumen und Liquidität zugeführt, das ohne den
OTC-Handel nicht entstehen würde.
6
Für die Stromwirtschaft sind die European Power Exchange, die Amsterdam Power
Exchange und Nord Pool, die skandinavische Strombörse als Handelsorte für den
Handel mit Energiederivaten zu nennen.
1) Der Spotmarkt in der Stromwirtschaft
Der Handel am Spotmarkt vollzieht sich in sogenannte Blöcke. Jeder Block enthält eine
oder mehrere Handelseinheiten. Eine Handelseinheit ist 1. MWh Strom. Diese Blöcke
können entsprechend den Tageszeiten kategorisiert werden. Der Spotbegriff wird
üblicherweise dahingehend ausgelegt, dass eine physische Erfüllung innerhalb von zwei
Werktagen erfolgt.
7
Eine physische Lieferung des Stroms erfolgt zumeist auch innerhalb einer Woche am
Spotmarkt.
5
Abbildung "Risikomagement im liberalisierten Energiehandel" S. 76.
6
R. Dudenhausen "Risikomagement im liberalisierten Energiehandel" S.77
7
Horstmann/ Cieslarcyj" Energiehandel" Rdnr. 34.

5
Folgende Arten von sofortigen oder späteren Liefervereinbarungen werden vertraglich
abgeschlossen.
Diese verschiedenen Arten von Vertragsabschlüssen werden als Marktbezeichnungen
geführt.
Es existieren folgend Märkte, der Day-ahead-Markt, Hour-ahead(oder balancing)
Markt, Week-ahead-Markt.
a) Der Day-Ahead-Markt
Der Day-Ahead-Markt ist ein Spotmarkt an der Börse. Hier werden täglich Produkte
gehandelt, die als physische Lieferung für den nächsten Tag dienen.
Andere Liefertermine als den Folgetag werden nicht akzeptiert.
aa) Produkte am Day-Ahead Markt.
Am Day-Ahead Markt handelt man Stundenkontrakte.
Die Handelsmenge wird bis zu 0,1MWh genau für beliebige Stunden angegeben.
Nachteile dieses Marktes sind die begrenzte Liquidität des Marktes, da die Auktionen
nur einmal täglich stattfindet, sowie der diskontinuierliche Kraftwerksbetrieb.
Vorhandelsphase ist von 7.30 bis 8.00 Uhr, Haupthandelsphase von 8.00 bis 12.00 Uhr.
Um 8.00 beginnt die sogenannte Eröffnungsauktion, die sich aus Aufrufphase, der
Preisermittlungsphase und der Marktausgleichsphase zusammensetzt.
8
bb) Pear- und Base Kontrakte
Es werden Pear-Kontrakte gehandelt. Hier beträgt die Handelseinheit 12 MWh
Diese Kontrakte werden für die Lieferung von Strom zwischen 8:00 und 20:00 Uhr
geschlossen. Pro Stunde stehen 1.MWh an Strom zur Verfügung.
Die Base-Kontrakte werden für die Dauer von 24 Stunden abgeschlossen. Mithin
beträgt die Handelseinheit 24 MWh. Es wird jeweils ein 1.MW Strom zwischen 00.00
und 24:00 Uhr pro Stunde geliefert. Der Vorteil bei Peak- und Base-Kontrakten ist der
kontinuierliche Handel, die hohe Marktliquidität, sowie die Kompatibilität mit Forward
und Future-Produkten.
Im folgenden wird eine kurze Übersicht über die verschiedener Blöcke gegeben, die an
der Börse oder bilateral gehandelt werden. Ein Blockgebot ist eine Kombination von bis
zu 24 Teilaufträgen über Stundenkontrakte auf Strom. Alle Teilaufträge eines Blocks
werden entweder gemeinsam oder überhaupt nicht ausgeführt.
Block Blockzeiten
Block Blockzeiten
Night 00.00-06.00
Evening
18.00-24.00
Morning 06.00-10.00
Rush-Hour
16.00-20.00
High-Noon 10.00-14.00 Off-Peak
1 00.00-08.00
Afternoon 14.00-18.00
Off-Peak
2 20.00-24.00
Der Vorteil solcher Blockkontrakte ist der kontinuierliche Betrieb von Kraftwerken, vor
allen die Berücksichtigung von Mindeststillstands- und Mindestbetriebzeiten.
Der Nachteil solcher Blockkontrakte ist der, dass eine Auktion nur einmal täglich
stattfindet und daher die Marktliquidität nur sehr begrenzt ist.
8
www.eex.de/Download/EEX-Spotmarktkonzept

6
b) Weak-Ahead-Markt
Hier erfolgt die physische Lieferung für die Ware Strom in der darauffolgenden Woche.
c) Hour-Ahead-Markt.
Einzelne Tagesstunden an denen Strom geliefert bzw. zur Verfügung stehen soll,
können ebenso gehandelt werden. Ein Stundengebot bezieht sich stets auf einen
Stundenkontrakt auf Strom, der eindeutig über den Liefertag, die Lieferstunde und den
Lieferungsort bestimmt ist.
Als Ort der Lieferung sind die Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber RWE, EON
Netz, Vattenfall Europe zu nennen. Ein Börsenteilnehmer kann nur dann Stundengebote
zu einem Lieferungsort abgeben, wenn er über einen Bilanzkreis in der betreffenden
Regelzone verfügt. Ein Bilanzkreis setzt sich aus einer beliebigen Anzahl von
Einspeise- und/oder Entnahmestellen innerhalb einer Regelzone zusammen, die dem
zuständigen d.h. dem für den Netzanschluss verantwortlichen Netzbetreiber benannt
werden müssen und dadurch genau definiert sind. Auch werden Verkaufsangebote und
Kaufgebote nach Menge, Ort, Preis in ein System eingegeben. Das elektronische
System errechnet dann einen Gleichgewichtspreis und ob der Nachfrage ein
entsprechendes Angebot gegenübersteht.
9
2) Regelenergiemarkt
Der Regelenergiemarkt wird mit den großen Kraftwerksbetreibern EON und RWE in
Verbindung gebracht. Nachfrager auf dem Regelenergiemarkt sind die vier großen
Energieversorgungsunternehmen. (RWE, EON, EnBW, Vattenfall Europa)
Die Anbieter auf diesen Markt sind die Kraftwerksbetreiber.
Eine Teilnahme auf Anbieterseite setzt eine erfolgreiche Vorqualifikation und einen
Abschluss eines sogenannten Rahmenvertrages voraus. Ähnliche Strukturen findet man
in der Automobilzulieferindustrie für die großen Autokonzerne in Deutschland.
Mithin müssen die großen Energieversorger ihren Bedarf an Energie über den Markt
beziehen, statt wie in der Vergangenheit üblich, diese Energie von den verbundenen
Kraftwerksbetreiber zu beschaffen. Unbundling bedeutet, das Netzbetreiber und
Stromproduzent zwei unabhängige Unternehmen sind.
Mithin erfolgen regelmäßig Ausschreibungen für folgende Leistungen:
Primärregeleistungen: Dazu gehören Frequenzregelungen.
Sekundärregeleistungen: Dabei handelt es sich um einen Lastflussregel.
Die Übergabe der Ware Strom erfolgt in der Stromwirtschaft an sogenannten
Netzkuppelstellen, wo der Strom von Hochspannung auf Verbraucherstromspannung
herab transformiert wird.
Diese Netzkuppelstellen senden Regelsignale aus, von denen dann die
Lastflussregelung gesteuert wird.
Die Minutenreserve ist eine kurzfristige verfügbare Kraftwerksreserve, vor allen zum
Ausgleich von Kraftwerksausfällen.
9
www.eex.de/Download/EEX-Spotmarktkonzept

7
Die eingekauften Leistungen werden dann von RWE für die Regionalversorger
angeboten. Die Primärregelleistungen werden mit dem Leistungspreis angeboten.
Der Leistungspreis ist der Preis für die Bereitstellung des benötigten Stromes.
Der Arbeitspreis ist dann der tatsächliche Verbrauch der angebotenen Ware Strom.
Sekundärregelleistungen und Minutenreserve werden mit Leistungs- und Arbeitspreis
angeboten.
RWE grenzt die Minutenreserve in fünf Produkte ab. 0-4,4-8,8-16,16-20,20-24 Uhr.
Auf dem Regelenergiemarkt werden die Preise für Strom auktionsartig festgelegt, da
Angebot und Nachfrage auf dem Regelenergiemarkt stündlich schwanken.
10
3) Der OTC-Markt
Der bilaterale Handel zwischen zwei Marktteilnehmern war die dominierende
Handelsform in der Vergangenheit. In Deutschland, wo es Mitte der neunziger Jahre
ungefähr 16 größere Stromanbieter auf dem Markt gab, war der Handel mit Strom recht
übersichtlich und die Handelspartner waren bekannt. Heutzutage wird Strom überall zu
unterschiedlichen Tarifen, europaweit, angeboten. Insbesondere die Skandinavier
besitzen einen Preisvorteil mit dem durch Wasserkraft gewonnenem Strom.
Aber auch der Atomstrom aus Frankreich ist billiger, als der aus Kohle oder
Gaskraftwerken gewonnene Strom.
Seit Frühjahr 2003 bietet die EEX-Powerexchange- Börse auch ein OTC-Clearing an.
Mithin sind auch OTC-Geschäfte börsenfähig geworden.
4) Teilnehmer am Stromhandelsmarkt
Es gibt neben den vier großen Energieversorgern und deren Trading- Floors
unterschiedliche Handelspartner auf dem Gebiet des Stromhandels. Meistens handelt es
sich um kleinere Dienstleistungsgesellschaften wie z.b. die Scherenbeck GmbH in der
Nähe von Köln. Diese Dienstleister betreiben aktives Risikomanagement für
Industrieunternehmen bezüglich der Stromversorgung, die auf große Mengen Strom für
die Produktion angewiesen sind.
Die Unternehmen selbst können keine eigenen Abteilungen für diese Funktionen
einrichten bzw. ist dies zu zeit- und kostenaufwendig. Viele Bankhandelshäuser haben
sich bereits auf den Handel mit Energiederivaten spezialisiert. Allgemein sagt man, das
der Handel mit Derivaten auf Commodities in Zukunft stark ansteigen wird und mithin
ein lohnendes Geschäft für die Banken darstellt. Mithin gibt es Anbieter,
Zwischenhändler und sogenannte Broker, die eine neutrale Position zwischen Anbieter
und Nachfrager von Strom einnehmen. Die Zwischenhändler dagegen, versuchen aus
dem günstigen Einkauf und einen relativ höheren Preis beim Verkauf Gewinn zu
erzielen. Spekulanten und Arbitrageure handeln auch auf dem Strommarkt.
5) Der deutsche Strommarkt
Im deutschen Strommarkt dominieren immer noch die vier großen Stromversorger.
Jedoch setzten sich kleine Stromerzeuger am Markt immer mehr durch. Zum einen liegt
dies daran, das gesetzliche Vorschriften einen Mindestpreis und Mindestmenge für aus
10
Zenke " Energiehandel in Europa"-Hinz/Weber § 13 Rdnr. 5.

8
Windkraft erzeugten Strom vorschreiben. Zum anderen in der Entflechtung der vertikal
integrierten großen Energieversorgungsgesellschaften, wonach Produktion und Vertrieb
nach dem EnWG voneinander getrennt werden müssen. Jedoch führte dieses
Unbundling in der Vergangenheit nicht zu dem gewünschten Erfolg, da die
Netznutzungsentgelte immer noch durch die Eigentümer der Hochspannungsnetze
festgesetzt wurden.
a) Dominanz der Verbundunternehmen
Mitte der neunziger Jahre gab es 8 große Verbundunternehmen, die direkt oder indirekt
an der Erzeugung und Verteilung und dem Vertrieb von Strom beteiligt waren.
11
Daneben gab es ungefähr 80 Regionalversorger, die jeweils für die Versorgung einer
größeren Region zuständig waren.
Diese befanden sich auch teilweise im Besitz der Verbundunternehmen.
Diese Unternehmen bezogen den größten Teil ihres Strombedarfes von den
Verbundunternehmen.
Jedoch befanden sich die Verteilernetze im Hauskundenbereich im Besitz dieser
kleineren Regionalversorger.
b) Ca. 900 kommunale Versorgungsunternehmen
Diese Unternehmen, landläufig bekannt als Stadtwerke, besaßen kaum
Erzeugungskapazitäten und wurden durch die Kommunen verwaltet. Im Zuge der
Liberalisierung wurden diese kommunalen Versorgungsunternehmen in die private
Rechtsform der GmbH überführt. Im Grunde genommen konnten diese Versorger nicht
selbständig wirtschaften, da die Preise durch die großen Verbundunternehmen
vorgegeben wurden und keine eigenen Erzeugungskapazitäten bestanden.
c) Neue Markteilnehmer und der Einfluss des europäischen Strommarktes
Zum einen gibt es Händler mit oder ohne Erzeugungskapazitäten, die auf eigene
Rechnung Strom an-und verkaufen.
12
Zum anderen Broker, die als unabhängige Vermittler tätig werden und Angebot und
Nachfrage bündeln. Damit besitzen sie Verhandlungsmacht, indem sie eine Liste der
günstigsten Angebote erstellen und gleichlautende Angebots- und
Nachfrageinteressenten zusammenführen. Dies läuft in der Praxis zumeist anonymisiert
ab.
Letztendlich nehmen noch sogenannte Independent Power Producer am Strommarkt
teil, die über keine Übertragungs-oder Verteilernetze verfügen. Dazu zählen auch die
Unternehmen, die aus regenerativen Energiequellen Energie erzeugen.
Der deutsche Strommarkt und die Kraftwerksbetreiber sehen sich der europäischen
Konkurrenz ausgesetzt. Daher müssen Überkapazitäten abgebaut werden, um Kosten
einzusparen. Der Handel mit CO2 Zertifikaten zwingt die Kraftwerksbetreiber den
Ausstoß von CO2 zu verringern. Zudem sind mehr als 20 % der Kohlekraftwerke in
Deutschland überaltert und müssen durch modernere Anlagen ersetzt werden. Mithin
wird der Kraftwerksbau in den nächsten 20 Jahren stark zunehmen. Problematisch
bleibt die Kernenergie. Seit über 20 Jahren ist nach dem AtomG keine Genehmigung
für den Neubau eines Atomkraftwerkes erteilt worden. Regenerative Energien werden
stark gefördert, decken aber nur zum geringen Teil die Nachfrage. Die
11
Voß/Kramer"Risikomanagement im liberalisierten Elektrizitätsmarkt" in: Dörner, Horvath, Kargermann
"Praxis des Risikomanagement" ,S. 573.
12
Voß/Kramer"Risikomanagement im liberalisierten Elektrizitätsmarkt" in: Dörner, Horvath,
Kargermann "Praxis des Risikomanagement" ,S. 574.

9
Erzeugungskosten der regenerativen Energien liegen oberhalb der Erzeugungskosten
der klassischen Energieträger für Strom.
Energiepolitik und Energiewirtschaft müssen langfristig besser aufeinander abgestimmt
werden. Die regenerative Energieerzeugung deckt den ansteigenden Energiebedarf
momentan noch nicht. Dabei sind ökonomische Gesichtspunkte nicht zu
vernachlässigen. In der Energiewirtschaft ist langfristig angelegtes ökonomisches
Denken gefordert und nicht wie man annehmen könnte mit der Liberalisierung der
Stromwirtschaft, kurzfristiges ökonomisches Gewinnstreben, Spekulation, die
Energiewirtschaft ergriffen hat.
Abschließend einen Überblick über den deregulierten Strommarkt.
(Abbildung: Zenke "Energiehandel in Europa "Abb. 13.1 S. 237.)
II. Risiken in der Stromwirtschaft
A) Risikobetrachtungen in der Stromwirtschaft
Das Thema Strom und Risiko war in Deutschland in der Vergangenheit kein allzu
großes Thema. Die Gebietsmonopole begünstigt durch die Ausnahmen im Gesetz für
Wettbewerbsbeschränkungen garantierten die Abnahme von Mindestmengen der
Stromproduzenten. Der noch bekannte Kohlepfennig war eine zusätzliche Subvention
des Staates für die mächtigen Energieversorger in Deutschland, um
Investitionssicherheit für die Zukunft zu schaffen. Mithin häuften sich Anfang der
Neunziger Jahre, die von den großen Energieversorgern angehäuften Rücklagen für
Neuinvestitionen in Milliardenhöhe an. Da die Netze bis heute nicht grundlegend
erneuert wurden und nur vereinzelt im Kraftwerksneubau investiert wurde, sowie nur
einige Atomkraftwerke stillgelegt wurden, dürfte sich an dieser Lage nichts geändert
haben.
Daher dienen die folgenden Erläuterungen nicht den großen Energieversorgern, sondern
Unternehmen, die auf große Mengen Strom für Produktion oder Dienstleistung
angewiesen sind, sowie denen die an den neuen Chancen, die der liberalisierte
Strommarkt bietet, partizipieren möchten.
Vor allen Stadtwerken und Regionalversorger mit Strom, deren Absatzmenge zu gering
ist, um einen eigenen Trading Floor einzurichten, kann ein aktives Risikomanagement
Strommarkt
Regelenergiemarkt
Strombörse
Spotmarkt
Termin-Markt
OTC-Markt

10
dazu verhelfen, neue Großkunden zu gewinnen und die Kundenzufriedenheit durch
stabile Strompreise zu erhalten.
Der Begriff Derivat ruft bei vielen Lesern negative Vorstellungen hervor. Hoch
spekulative Geschäfte, wobei es nur um den kurzfristigen Gewinn geht und viel Geld
letztendlich vernichtet wird. Dieses Bild wird teilweise auch durch fehlende
finanzwirtschaftliche Kenntnisse vieler Journalisten und Medienfachleuten
hervorgerufen.
Eine pauschale Vorverurteilung dieser Finanzinstrumente lässt viele Chancen, die diese
Instrumente bieten, ungenutzt. Folgende Grafik soll einen Überblick über die möglichen
Risiken bieten, die zum Teil mit der Hilfe von Derivaten vermindert oder sogar
neutralisiert werden können.
Risiken im Überblick:
Im Bereich des Stromhandels ist das Marktpreisrisiko von zentraler Bedeutung, es wird
im Folgenden ausführlich dargestellt.
1) Marktpreisrisiken:
Zu dem Marktpreisrisiko zählt auch ein sogenanntes Rohstoffrisiko.
Risiken
Marktpreisrisiko
Organisationsrisiko
Warenpreisrisiko
Volumenrisiko
Wetterrisiko
Kundenrisiko
Kreditrisiko
Rechtliches Risiko
Betriebsrisiko
Technisches Risiko

11
Es besteht für ein weiterverarbeitendes Unternehmen in einer unerwarteten
Preiserhöhung eines Rohstoffes.
13
Vor der Liberalisierung des deutschen Strommarktes war die Beschaffung von Strom
am Großhandelsmarkt überwiegend durch langfristige Vertragsbeziehungen geprägt.
Verkürzte Laufzeiten von Stromhandelsverträgen, sowie sinkende
Erzeugungskapazitäten prägen den Markt heutzutage.
14
Nun sehen sich die Unternehmen einen erhöhten Preis-, Marktliquiditätsrisiko und
Rohstoffrisiko ausgesetzt, wobei es sich um Risiken handelt, die den Marktpreisrisiken
zuzuordnen sind.
Die Spotmärkte, der Tageshandel mit Strom ist aufgrund Änderung der Nachfrage oder
des Angebotes mit relativ großen Preisschwankungen konfrontiert.
a) Preisrisiko
An den Spotmärkten für Strom kommt es zu deutlichen, zyklischen Preisschwankungen.
Diese sind abhängig von Tageszeit, Wochentag, und Jahreszeit.
Mithin existieren extrem hohe Preisspitzen. Folglich ist die Preisvolatilität sehr hoch.
Zum Beispiel ergibt sich eine Preisvolatilität von Faktor zwei für zwei
aufeinanderfolgende Tage. Mithin unterscheiden sich die Preise deutlich innerhalb eines
so kurzen Zeitraumes.
Diese zyklischen Preisschwankungen sind insbesondere auf Nachfrageschwankungen
zurückzuführen.
Mithin können folgende Gründe für die stark schwankende Nachfrage und das stark
schwankende Angebot genannt werden.
15
- die Spotpreise sind staken Schwankungen unterworfen, weil Strom nicht
speicherbar ist.
- das Wetter beeinflusst die Nachfrage unmittelbar und damit den Preis
- der Wasserstand in den Stauseen ist für die Stromerzeugung und damit für das
Angebot an Strom bedeutsam
- Kraftwerksausfälle aufgrund fehlendem Kühlwasser vermindern das Angebot,
wie z.b. im Jahr 2003
- Preise für Brennstoffe zur Stromerzeugung wie Kohle und Gas können
sprunghaft ansteigen.
Strom ist als Commodity nicht speicherbar. Mithin lösen Nachfrage- und
Angebotsschwankungen starke kurzfristige Preiseffekte aus.
Die Preiselastizität ist äußerst gering, da Preissenkungen kaum an den Verbraucher
weiter gegeben werden und die Überkapazitäten in der Stromwirtschaft weitgehend
abgebaut wurden. Zudem ist die Wechselbereitschaft bei Kleinverbraucher äußerst
gering. Während Großbetriebe nun häufig dazu übergehen, den Stromanbieter zu
wechseln, um günstigeren Strom zu beziehen, ist dies bei den Kleinverbrauchern eher
noch die Ausnahme.
Mithin unterliegen die Endkundenmärkte geringeren Preisschwankungen als am
Großhandelsmarkt. Jedoch gibt es auch hier Preisunterschiede. Diese Preisunterschiede
13
P.Hager "C oporate Risk Management" S. 16
14
Kozlowski "Risikomanagement in der Energiewirtschaft" S. 7 ff.
15
C.Bergschneider, M.Karasz, R. Schumacher "Risikomanagement in der Energiewirtschaft" in
F.Romeike, B. Finke "Erfolgsfaktor Risiko-Management" S. 376

12
resultieren aus den unterschiedlichen Kundengruppen. Die Preisdifferenzen sind gemäß
Produkt und Marktsegment unterschiedlich stark ausgeprägt. So kommt es zu höheren
Preisunterschieden zwischen den Anbietern bei den Industriekunden als bei den
Stromanbietern für Haushalskunden. Mithin ist die Preiselastizität der Nachfrage bei
den Endkunden immer noch als äußerst preisunelastisch einzustufen. Preiserhöhungen
führen zu fast keiner Änderung der nachgefragten Mengen.
Charakteristisch für den Strommarkt ist, dass Engpässe nicht durch Lagermengen
ausgeglichen werden können. Zudem liegen im deregulierten Markt die Preise nicht
immer über den Produktionskosten. Dies bedeutet, dass kostendeckende Preise nicht
immer garantiert werden können. Kraftwerksbetreiber sehen sich sogar negativen
Preisen gegenüber, da das eventuelle Abschalten eines Kraftwerkes kostenintensiver
ist, als die Abgabe des produzierten Stromes. Ein positiver Deckungsbetrag ist mithin
nicht immer gegeben.
Das Preisrisiko kann mithin entweder über entsprechende Verpreisungsstruckturen an
die Kunden weitergegeben werden oder es kann mit Hilfe geeigneter Finanzinstrumente
abgesichert werden.
16
Aber es kann auch aufgrund des Kalküls der Kostenoptimierung
zu Engpässen an Strom in der Zukunft kommen.
b) Basis-oder Korrelationsrisiko
Dieses Risiko bezeichnet das Risiko, das der Wert eines Hedginginstrumentes sich nicht
proportional zum Wert des abzusichernden Gutes verändert. Dies kommt beim Cross-
Hedging vor. Dann unterscheiden sich, das dem Hedginginstrument zugrunde liegendes
Gut und das abzusichernde Gut, in Art, Menge oder Laufzeit.
aa) Basisrisiko
Das Basisrisiko beinhaltet Risiken wie Produkt- Zeit- und Ortsrisiken. Diese Risiken
werden im Zusammenhang mit Future näher erläutert. Hier vorab einige grundlegenden
Ausführungen.
Die Ursache für ein gestiegenes Basisrisiko liegt darin begründet, dass sich Spotpreise
des abzusichernden Gutes und der herangezogene Futuresmarkt nicht parallel
entwickeln.
Daher wird dieses Basisrisiko auch als Korrelationsrisiko bezeichnet.
Die mathematische Darstellungswiese ist wie folgt:
Basisrisiko = S
i
-F
i
, wobei S der Spotpreis des abzusichernden Gutes ist und F der
Futurespreis des eingegangenen Vertrages ist.
Betrachten wir zwei auseinanderliegende Zeiträume, so berechnen sich die
unterschiedlichen Basisrisiken wie folgt:
B
1
=S
1
-F
1
und B
2
=S
2
-F
2
,
9
Bergschneirder "Risikomagangement im Energiehandel "S. 225

13
Nimmt ein Energieerzeuger eine Short-Position ein, so resultiert der Gewinn oder
Verlust aus der Future-Position und dem tatsächlich zu erzielenden Preis S
2
am
Spotmarkt.
Mithin beträgt der erzielte tatsächliche Preis unter Berücksichtigung der Absicherung
durch den Short-Hedge : F1+S
2
-F
2
= F
1
+ B
2
Mithin verkörpert B
2
das Basisrisiko, dass im vorhinein nicht bekannt ist und auch nicht
vollständig neutralisiert werden kann, da dies von den Kursverläufen der Futures und
des Underlyings abhängt.
Eine Vergrößerung der Basis ist im Fall des Short ­Hedge vorteilhaft, d.h. der
Verkäufer der Future bekam im Zeitpunkt t
1
mehr Geld für den Verkauf seines Futures-
Vertrages, als momentan für den Verkauf eines vergleichbaren Future im Zeitpunkt t
2
zu erzielen wäre.
Diese Situation im Zeitpunkt t
2
ist die, dass zwar ein hoher Spotmarktpreis gezahlt
wird, aber allgemein von fallenden Kursen ausgegangen wird.
Bei einem Long-Hedge verbessert sich die Lage des Käufers, wenn die Basis
geschwächt wird, da Spotmarktpreise und Futurespreise im Zeitpunkt t
2
nahe
beieinander liegen und man mit steigenden Spotmarktpreisen rechnet.
Das Basisrisiko bei einem Long-Hedge wird durch folgende Formel umschrieben.
S
2
+ F
1
-F
2
= F
1
+ B
2
Beide Terme für Long und Short Hedge sind identisch.
Durch die Absicherung stellt das Unternehmen sicher, dass der zu zahlende oder zu
erhaltene Preis für das Asset beträgt:
S
2
+ F
1
-F
2
Beispiel:
17
US-Unternehmen erwartet Zahlung in Juli von50 Millionen Yen.
Unternehmen verkauft 4 Future-Kontrakte a 12,5 Millionen Yen an der Chicago
Mercantile Exchange. Ende Juli geht der Yen Betrag im Unternehmen ein.
Mit diesem Betrag schließt das Unternehmen seine Position.
In der Zwischenzeit ist der Future-Kurs wegen Kursverlusten Yen gegenüber dem
Dollar von 0,7800 Cent pro Yen im März auf 0,7250 Cent pro Yen im Juli gesunken.
Mithin beträgt der Erlös aus dem Future Kontrakt: F
1
-F
2
= 0,7800-0,7250=0,0550 Cent
pro Yen, da das Unternehmen zu einen günstigeren Future-Kurs seine erwartete
Zahlung im vorhinein mit Hilfe eines Futures veräußert hat.
Das Basisrisiko bei einem Spotmarktpreis für Yen von 0,7200 Cent pro Yen im Juli
beträgt:
B
2
=S
2
-F
2
=0,7200-0,7250= - 0,0050.
Das Unternehmen ist ein vorteilhaftes Geschäft eingegangen, denn zu den im Juli
erhaltenen 50 Millionen Yen kommt ein Erlös aus dem Futures-Geschäft hinzu, der
0,0550 Cent pro Yen beträgt. Statt den 0,7200 Cent pro Yen im Juli erhält das
Unternehmen zusätzlich 0,0550 Cent pro Yen hinzu aus dem Futures-Geschäft.
17
Hull"Optionen , Future und andere Derivate". S. 85

14
Wenn das Unternehmen die 50 Millionen Yen im März aus dem Termingeschäft
erhalten hat und in Dollar umgetauscht hat, so muss es von diesen Dollar Betrag
weniger umtauschen, um die Position zu schließen. Mithin hat das Unternehmen einen
Gewinn aus dem Währungstermingeschäft erzielt.
Im Fall des Cross Commodity, wobei abzusicherndes Gut und Underlying verschieden
sind, ist das Basisrisiko größer.
Dann kommt zu dem Basisrisiko B
2
=S
2
-F
2,
noch das Risiko des Abweichens der Preise
des Underlyings und des abzusicherndes Gutes im Zeitpunkt t
2
zum Tragen, welches mit
dem Term S
2
- S
2
*
zum Ausdruck kommt. Dieser Term wird zum Basisrisiko B
2
hinzu
addiert.
Mithin lautet die Formel
F1+(S
2
*
-F
2
)
+(
S
2
- S
2
*
)
Der Term S
2
- S
2
*
ist das Basisrisiko, das die beiden unterschiedlichen Güter
berücksichtigt.
Entscheidend für das Basisrisiko ist die Wahl des Assets und die Wahl des
Liefermonats.
Weichen Asset und abzusicherndes Gut voneinander ab, ist genau zu analysieren,
wieweit die Preise der unterschiedlichen Güter miteinander korrelieren. Dazu näheres
im Kapitel Cross Hedging weiter unten.
c) Marktliquiditätsrisiko
Das Marktliquiditätsrisiko bezeichnet die Situation, dass es möglich sein muss, eine
physische Position durch eine finanzielle Position glattzustellen. Je spezieller das
Derivat ist, desto schwieriger ist es, dieses durch entsprechenden physischen Zukauf des
abgesicherten Gutes, dieses glattzustellen. Illiquide Märkte erhöhen die Kosten von
Preisabsicherungen.
18
Auf illiquiden Märkten liegen Angebot und Nachfrage nach
bestimmten Produkten weit auseinander, so dass es zu sogenannten Bid-Ask-Spreads
kommt.
19
Insbesondere das Angebot und die Nachfrage nach einzelnen Energieträgern
kann sehr stark schwanken, und somit zu extrem hohen Preisen führen
2) Warenpreisrisiko
Folgende Punkte werden unter den Begriff Warenpreisrisiken am Strommarkt gefasst.
-Unterdeckung mit Strom, der dazu führt das Strom am Spotmarkt zu
überdurchschnittlichen Preisen nachgekauft werden muss.
-Verminderte Konkurrenzfähigkeit bei langen Vertragslaufzeiten, so dass sich das
gebundene Unternehmen nicht zu günstigeren Konditionen am Markt eindecken
kann.
-auch das Kundenrisiko zählt zum Warenpreisrisiko, da durch Kundenwechsel
Überkapazitäten in der Eigenerzeugung oder im Bezug vom Strom entstehen können,
die zu Dumpingpreisen am Spotmarkt veräußert werden müssen.
18
I.Zenke, R. Schäfer "Energiehandel in Europa" § 12 Rn. 27
19
C.Bergschneider, M.Karasz, R. Schumacher "Risikomanagement in der Energiewirtschaft" in:
F.Romeike, R. Finke "Erfolgsfaktor Risiko-Management" S. 377.

15
-das Wetterrisiko zählt ebenfalls zu den Warenpreisrisiken. Der ungewöhnlich trockene
Sommer 2003 führte in einigen Ländern Europas dazu, dass Kraftwerke abgeschaltet
werden mussten, da die Flüsse nicht mehr genug Wasser zur Kühlung führten.
Folgende Darstellung soll das Warenpreisrisiko noch einmal im Gesamtzusammenhang
erläutern.
Warenpreisrisiko im deregulierten Markt
(Abb,: T.Federico,Kozlowski"Risikomanagement in der Energiewirtschaft"S. 23)
3)Kreditrisiko
Das Kreditrisiko wird als das Ausfallpotential des auslegenden Unternehmens
gegenüber dem Kontrahenten definiert.
20
Das Kreditrisiko kann man durch sogenannte Bonitätsklauseln in einen
abzuschließenden Rahmenvertrag vermindern. In den am weitest verbreiteten
Rahmenvertrag EFET-Vertrag sind sogenannte Bonitätsklauseln enthalten, wonach eine
außerordentliche Kündigung möglich ist, wenn Anzeichen für eine Verschlechterung
der Bonität vorhanden sind.
Zudem kann man sich offiziell über RATING ­Agenturen oder über ein
Auskunftsersuchen bei Creditreform über die Bonität seines Vertragspartners
informieren.
21
Die Höhe des aktuellen Kreditrisikos gegenüber einem Vertragspartner bemisst sich
nach folgender Formel:
22
Aktuelles Kreditrisiko= Forderungsrisiko + Market-to-Market
Das aktuelle Kreditrisiko setzt sich zusammen, aus dem Wert der gelieferten aber nicht
bezahlten Ware und dem Wiederbeschaffungswert der Ware.
20
R.Eller,W. Gruber, M. Reif "Praxishandbuch des Risikomanagenments" S. 26.
21
I.Zenke, R. Schäfer "Energiehandel in Europa" § 12 Rn. 44.
22
I.Zenke, R. Schäfer "Energiehandel in Europa" § 16 Rn. 11.
Preis
Kosten
Zeit
Regulierter Strommarkt
Deregulierter Strommarkt
Kosten
Preis
Verringerung der Überkapazitäten

16
Forderungsrisiko und Kreditrisiko sind daher voneinander zu trennen.
Sollte der Marktpreis der Lieferung von Strom über den Verkaufspreis der noch offenen
Lieferung liegen, besteht ein Kreditrisiko. Andernfalls liegt der Marktpreis unterhalb
des Verkaufspreises der offenen Lieferung, dann besteht kein Kreditrisiko, da man am
Strommarkt günstiger Strom einkaufen kann.
Zudem gibt es noch ein potentielles Risiko, was während der Transaktionszeit läuft.
23
Danach kann es bei langfristigen Lieferverträge über mehrere Jahre durch Ausfall des
Stromproduzenten zu enormen Zusatzbelastungen für den Regionalversorger kommen,
da zusätzlicher teurer Strom am Spotmarkt eingekauft werden muss.
Mit Hilfe der Monte-Carlo Simulation und kombiniert mit der VAR-Methode können
maximale Verlustwahrscheinlichkeiten für das potentielle Kreditrisiko berechnet
werden.
24
Diese Verfahren werden unten näher erläutert.
4)Rechtliche Risiken
Als rechtliches Risiko ist die Durchsetzung von Ansprüchen aus Verträgen zu nennen.
Als Hilfe zur Erleichterung dienen standardisierte Verträge im Derivathandel. Als
Beispiel kommt der Standardrahmenvertrag EFET und der deutsche Rahmenvertrag,
sowie das ISDA Master Agreement in Frage.
25
Diese Verträge sind sehr allgemein
ausgestaltet, so dass der Handel mit unterschiedlichen Termingeschäften ermöglicht
wird. Zu diesen Rahmenverträgen kann man sogenannte Anpassungsvereinbarungen
treffen, die es ermöglichen zusätzliche Sicherungsabreden zu treffen.
Der EFET-Vertrag, der deutsche Rahmenvertrag und der ISDA-Vertrag sind sogenannte
Multiproduktverträge und somit auf verschiedene Varianten von Derivaten oder
Stromprodukten anwendbar.
5)Operationale Risiken
Es besteht die Gefahr des Ausfalles von Kraftwerkseinheiten oder von
Übertragungskapazitäten, wie z.b im Winter 2005 aufgrund erhöhter Eisbildung an den
Hochspannungsleitungen. Zum anderen ist der Kraftwerkspark in Deutschland
überaltert. Zu den operativen Risiken zählen mithin das Volumenrisiko. Danach wird
eine bestimmte Nachfrage an MWh Strom nur durch den Einsatz mehrerer
Kraftwerkseinheiten befriedigt. Daher ist eine sogenannte Kraftwerkseinsatzplanung
nötig. Hier stellt sich ein Optimierungsproblem unter verschiedenen
Nebenbedingungen. Personelle und organisatorische Risiken sind Ursache für
operationale Risiken.
6) Organisatorische Risiken
Hier sind insbesondere die gesetzlichen Vorgaben des KonTraG zu beachten. Um eine
wirksame Selbstkontrolle im Unternehmen zu ermöglichen sind die einzelnen
Funktionsbereiche im Unternehmen voneinander zu trennen. Mithin ist eine Trennung
von Front-, Middle-, und Backoffice nötig. Die näheren Bestimmungen des KonTraG
werden unten erläutert.
26
23
I.Zenke, R. Schäfer "Energiehandel in Europa" § 16 Rdnr. 12.
24
U.Wehrspohn"Das kanonische Verfahren zur Bestimmung von Ausfallwahrscheinlichkeiten" in: F.
Romeike "Modernes Risikomanagement" S. 92 ff.
25
www.EFET.org
findet man als kostenlosen Download den EFET -Vertrag
26
A.Merbecks, U. Stegemann, J. Frommeyer "Intelligentes Risikomanagement" S. 223ff.

17
7) Kundenrisiko
Die Kundenrisiken sind vielgestaltig. Neben Unzufriedenheit, hoher
Wechselbereitschaft bei Großkunden ist die Bonität vieler Kunden zunehmend schlecht
und damit riskant. Aber auch die öffentliche Meinung über das Unternehmen an sich,
stellt ein Kundenrisiko dar, da der gute Ruf eines Unternehmens immer noch der
entscheidende Faktor für die Gewinnung von Neukunden ist.
27
B) Schlußfogerungen aus der Risikobetrachtung
Mithin folgt aus dieser Risikobetrachtung folgendes:
Die Geschäftsleitung hat sowohl aktive Risikobeobachtung, als auch Risikobegrenzung
bezüglich Energiebeschaffung, Energiepreise und Energieeinsatz zu betreiben.
Dabei sind frühzeitig, organisatorische Maßnahmen vorzunehmen, wie z.b. die
Einrichtung einer Handelsabteilung oder gegebenenfalls die Beauftragung eines
Dienstleister, der Risiken erfasst, analysiert und anschließend Vorschläge zu deren
Lösung macht.
Alle oben beschriebenen Risiken sind zu berücksichtigen und Gegenmaßnahmen
gegebenenfalls sofort einzuleiten.
III) Instrumente zur Steuerung von relevanten Risiken in der
Stromwirtschaft
A) Überblick über häufig gehandelte Derivate
Gem. § 1 Abs. XI S. 4 KWG sind Derivate, Fest-oder Optionsgeschäfte bei denen es
sich um Termingeschäfte handelt, deren Preis unmittelbar oder mittelbar von dem
Börsen-oder Marktpreis einer bestimmten Ware, Aktie, Finanztitel, Index abhängt.
28
Derivate lassen sich in bedingte und unbedingte Derivate grob unterteilen. Die
Bedingungen für die Ausübung der Rechte aus den bedingten Derivaten hängen zumeist
von Marktpreisen des Underlyings ab. Aber es können auch andere Bedingungen wie
Zinsen, oder Währungsschwankungen vereinbart werden. Folgende Aufzählung soll
einen Überblick über die am häufigst gehandelten Derivate geben.
Forward:
-außerbrörslich, d.h. bilaterales Geschäft
-Individuell vor der Lieferung verhandelbar,
Menge, Lieferungsort und Zeitraum, Preis
-Häufig verknüpft mit "Escape Klauseln" oder "Cash Settlement".
Future:
-Börsengeschäft
-hoch
standardisiert
-Preis und Mengen werden im vorhinein festgelegt.
-Es müssen Sicherheitszahlungen an der Börse hinterlegt werden (Initial
27
W. Gleißner, F.Romeike "Risikomanagement- Umsetzung-Werkzeuge-Risikobewertung-"S. 59.
28
I.Zenke,R. Schäfer "Energiehandel in Europa" § 9 Rdnr. 19.

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Margins)
Swaps:
-Bilaterales
Geschäft
-Die Partner verpflichten sich, beispielsweise zu festgelegten Zeiträumen
bestimmte variablen oder fixen Werte auszutauschen
-In der Regel rein finanzielles Geschäft.
-Zumeist wird eine variable Größe z.b. Zins gegen eine feste Größe
ausgetauscht, wobei dafür eine Prämie notwendig ist.
Option:
-Bedingtes Geschäft: Wahlrecht zum Kauf( Call) oder Verkauf(Put) eines
Produktes.
-Ausübungspreis und Ausübungszeitraum werden vorher festgelegt
-Für die Einräumung des Wahlrechts wird eine Prämie an den Stillhalter
gezahlt.
Andere Derivate:
-Caps
-Floors
-Collars
-Selbstentwickelte
Derivate
-Wetterderivate
1)Unterscheidung zwischen bedingten und unbedingten
Termingeschäften
Bei einem unbedingten Termingeschäft sind beide Parteien, Verkäufer und Käufer zur
Erfüllung des Vertrages verpflichtet z.b. Future und Forwards.
Im Fall eines bedingten Termingeschäftes ist nur eine Seite zur Erfüllung des
Geschäftes verpflichtet. Für die andere Seite, den Optionsinhaber, besteht ein
Wahlrecht, ob er zu einem vorher festgelegten Zeitpunkt von seinem Optionsrecht
Gebrauch macht. Kombinationen sind durchaus üblich, so kommt es häufig in der
Stromwirtschaft vor, das sich das Wahlrecht der Option auf ein unbedingtes
Termingeschäft, einen Futures-Vertrag bezieht.
29
2) Typische Anwendungsfälle von unbedingten Termingeschäften in
der Stromwirtschaft.
Energieproduzenten nehmen bei Energiederivaten Verkaufspositionen ein. Sie
produzieren Strom und sind daran interessiert möglichst zu festgelegten Preisen den
Strom an den Konsumenten zu verkaufen. Dazu können sie einen Forward-Vertrag
eingehen, der auch zu einer physischen Lieferung des Gutes führt. Dagegen haben
Futures-Verträge eher nur finanziellen Charakter. Jedoch gibt es eine Reihe von
Stromfuture, die zu einer physischen Erfüllung führen. Mit ihnen kann man finanzielle
29
H.P. Deutsch"Derivate und interne Modelle " S. 58

19
Verluste aus dem physischen Geschäft ausgleichen. Die dem Forward- oder Future
Vertrag zugrunde liegenden Güter werden auch Underlying oder Basisgüter genannt.
Käufer, zumeist Händler, die den Strom erwerben möchten, gehen sogenannte "Long
Positions" ein. Sie nehmen dem Energieproduzenten dessen Ware ab, und veräußern
diese Ware weiter an den Endverbraucher.
a) Der Forward Contract:
Der Forward-Contract kommt vor sowohl als Terminkaufvertrag oder
Terminverkaufsvertrag für ein bestimmtes Gut, dem Underlying. Käufer und Verkäufer
verpflichten sich zur Abnahme- bzw. Lieferung dieses Gutes zu einem bestimmten
Zeitpunkt zu Konditionen, Preis und Menge, die bereits bei Vertragsabschluß fixiert
werden.
30
Als Basisgüter für Forward Contracts werden Commodities, Waren, wie z.b.
Erdöl, Erdgas, Edelmetalle gehandelt aber auch Finanzprodukte, wie Devisen und
Wertpapiere.
Jede Vertragspartei trägt das Risiko, dass die andere Partei den Forward Vertrag nicht
erfüllt.
Das folgende Beispiel soll den Gebrauch eines Forward-Vertrages in der
Stromwirtschaft verdeutlichen.
Beispiel für ein Forward Geschäft:
Kraftwerksbetreiber und Regionalverteiler schließen am 5 April 2006 einen Forward-
Vertrag über die Lieferung von 30 MW Strom für jede Stunde im Monat Oktober 2006
zum Preis von 60 Euro/ MWh.
Lösung des Problems:
In diesem Fall muss der Kraftwerksbetreiber seinen Strom verkaufen, mithin befindet er
sich in der Short Position.
Der Regionalverteiler hat als Käufer die Long-Position inne.
Nun kann man sich zwei Szenarien vorstellen, die jeweils negative und positive
Auswirkungen auf den Forward haben können.
aa)Spotmarktpreis steigt auf durchschnittlich 62 Euro/MWh:
In diesem Fall stellt sich der Wert des Forward-Vertrages für die beiden
Vertragspartner wie folgt dar:
Während der Produzent 1440 Euro Verlust macht, da er den Strom mit 60
Euro/ MWh unter Marktpreis verkauft, macht der Regionalverteiler 1440 Euro
Gewinn, da er Strom um 2 Euro billiger erwirbt, als es der momentane
Marktpreis erlaubt. Die Berechnung sieht folgendermaßen aus:
(62-60)x30x24=1440 Gewinn für den Regionalverteiler
(60-62)x30x24=-1440 Verlust für den Produzenten
bb)Strompreis sinkt auf 58 Euro/MWh:
Hier sinkt der durchschnittliche Spotmarktpreis auf 58 Euro. Folglich macht hier der
Produzent einen Gewinn von 1440 Euro und der Regionalverteiler einen Verlust von
1440 Euro.
30
R. Finke "Grundlagen des Risikomanagements" S. 158.

20
cc) Sinn und Zweck des Forwards für beide Szenarien:
In beiden Szenarien mindert sich das Risiko für beide Vertragspartner.
31
Sinn und Zweck ist es, das Risiko für die Abnahme des Stromes, sowie für den Bezug
des Stromes weitestgehend einzuschränken. Der mögliche Verlust bzw. Gewinn wird
auf einen fest eingegrenzten Korridor eingeschränkt. Es wird mehr Planungssicherheit
gewonnen, da man Strom zu einen festen Preis und Menge abgenommen bekommt,
sowie Strom zu einen festen Preis beziehen kann. Demnach kann man sich gegen
Preiserhöhungen und Preisverfall mit Hilfe eines Forward-Vertrages schützen.
Zudem sind zwei Szenarien beim Eingang eines Forwards zu unterscheiden.
(1)Backwardation Situation:
Der Terminpreis liegt niedriger als der Spotmarktpreis oder Kassakurs des
Underlyings.
32
(2) Contango Situation:
Hier liegt der vereinbarte Forward Preis höher als der Spotmarktpreis im Zeitpunkt des
Eingehens des Forward-Vertrages.
33
Wegen der individuellen Ausgestaltung der Forwards werden diese lediglich "Over the
Counter " (OTC) gehandelt und nicht an der Börse.
Preise werden häufig über den Telefonhandel vereinbart. In der Praxis kommt das
Problem häufig vor, das es nicht immer gelingt einen Marktteilnehmer zu finden, der
exakt in gleiche Positionen wie Preis, Laufzeit, Volumen eintreten möchte.
Zentrales Risiko beim Abschluss eines Forwards ist das Erfüllungsrisiko.
d.h. die Gefahr, das die Gegenpartei insolvent wird, und Verpflichtung zum Kauf- bzw.
Verkauf nicht nachkommt.
Daher erschwert das Erfüllungsrisiko auch den Handel mit Forwards, d.h. beide
Parteien müssen erhebliche Informationskosten aufwenden, um sich über die Bonität
der Gegenpartei zu informieren, das gilt besonders dann, wenn der Kontrakt eine
längere Laufzeit aufweist.
34
Hier treten, die aus der Organisationslehre auftretende Probleme über
Informationsdefizite und Täuschungen wieder auf.
dd) Preisbestimmung bei Forwards
Der Preis eines Forwards der Waren zum Gegenstand hat, wie Öl oder Gas kann mit
folgendender Formel berechnet werden.
Forward= S* (1+c)
n
S= aktueller Spotpreis der Ware
"c"= Cost of Carry
"n"= Zeitraum bis zur Lieferung.
Die Cost of Carry beinhalten Speicher-, Versicherungs-, Finanzierungs-, und
Transportkosten der Waren. Bei den "Cost of Carry" handelt es sich um
Opportunitätskosten, die dadurch entstehen, dass man das Gut nicht sofort liefert und
31
R. Finke "Grundlagen des Risikomanagements" S. 159.
32
L.Johanning,B.Rudolph"Handbuch Risikomanagement Band 2" S. 1179.
33
C.Bruns,F.Meyer-Bullerdiek"Professionelles Portfoliomanagement" S. 336.
34
M.Buger"Risk Management in der Energiewirtschaft" S. 160, 161.

Details

Seiten
Erscheinungsform
Originalausgabe
Jahr
2006
ISBN (eBook)
9783832499600
ISBN (Paperback)
9783838699608
DOI
10.3239/9783832499600
Dateigröße
896 KB
Sprache
Deutsch
Institution / Hochschule
Fachhochschule für öffentliche Verwaltung Nordrhein-Westfalen; Gelsenkirchen – Wirtschaftsrecht, Internationale Rechnungslegung
Erscheinungsdatum
2006 (November)
Note
2,0
Schlagworte
energie energiemarkt optionsbewertung efet rahmenvertrag
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Titel: Risikosteuerung im Energieversorgungs-unternehmen und in der Industrie mit Hilfe von Derivaten und deren Berücksichtigung  in der Vertragspraxis
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