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1 Die zunehmende Bedeutung von Derivaten im Stromhandel: Chancen und Risiken REINHARD MADLENER Institut für Höhere Studien Kärnten, Abteilung Energiewirtschaft Domgasse 5, A-9010 Klagenfurt Tel.: , MICHAEL JECKLE Institut für Höhere Studien Wien, Abteilung Finanzwirtschaft Stumpergasse 56, A-1060 Wien Tel.: , Fax: , +DXSWVHLWH ]XU FN Zusammenfassung Die zunehmende Liberalisierung vieler Strommärkte geht Hand in Hand mit einer Erhöhung der für die Marktteilnehmer verbundenen Risiken, insbesondere des Preisrisikos. Durch die Möglichkeit, Risiken zu bewerten und handelbar zu machen, ist der Einsatz derivativer Instrumente (Forward- bzw. Futureskontrakte, Optionen, Swaps) immer unverzichtbarer geworden, und es ist nicht allzu verwunderlich, daß die Entwicklung der Derivat- Märkte derzeit eine rasante Entwicklung erfährt. Chancen birgt die Liberalisierung der Strommärkte für all jene, die diese erkennen und mit den erhöhten Risiken entsprechend umgehen können. Durch die Vielzahl an nicht unerheblichen neuen Risiken, die es zu begrenzen gilt, wird neben einer exakten Definition der unternehmenspolitischen Ziele der Einsatz eines Risikomanagement- und Kontrollsystems erforderlich, das eine Identifizierung, Quantifizierung, Analyse und Steuerung des Risikos ermöglicht. Dabei wird die Risikokennzahl Value-at-Risk immer beliebter. 1. Einleitung: Entwicklung und Bedeutung von Derivaten Nachdem Black und Scholes (1973) ihren bahnbrechenden Artikel The Pricing of Options and Corporate Liabilities im Journal of Political Economy veröffentlicht hatten, schlug dieser wie eine Bombe auf den Finanzmärkten ein. Nach zahlreichen erfolglosen Versuchen (den Anfang machte Bachelier im Jahre 1900), war es den beiden Autoren endlich gelungen, eine für die Praxis brauchbare Bewertungsformel für Optionen zu entwickeln. 1 Gleichzeitig war es die Geburtsstunde der Märkte für Derivate, deren rasante Entwicklung bis heute angehalten hat und die sich vermutlich sogar noch weiter beschleunigen wird. Auf der Basis der von Fischer Black und Myron Scholes entwickelten Theorie war es möglich geworden, Risiken zu bewerten und damit handelbar zu machen. Deshalb kann davon gesprochen werden, daß es sich um eine der einflußreichsten Theorien in der Geschichte der Wirtschaftswissenschaften überhaupt handelt wurde dieser Tatsache durch die Verleihung des Nobelpreises an Scholes und Merton Rechnung getragen. 2 Unter Derivaten versteht man Anlagen, deren Wert von der Entwicklung einer oder mehrerer Variablen (sog. Underlyings) abhängig ist. 3 Ein Markt kommt vor allem dann zustande, wenn einerseits die zukünftige Entwicklung dieser Underlyings unsicher ist und sie andererseits für die Risikopositionen von Unternehmen, Investoren und Konsumenten eine entscheidende Rolle spielen. So war es nicht verwunderlich, daß in den siebziger Jahren auf Grund der beiden Ölkrisen, starken Zinsschwankungen, flexiblen Wechselkursen und Börsenzusammenbrüchen Rohstoffe, Anleihen, Aktien und Wechselkurse die ersten Underlyings im Bereich der gehandelten Derivate waren. Waren in den Anfängen die Underlyings selbst gehandelte Werte, so ist gerade in jüngster Zeit die Entwicklung zu beobachten, daß immer mehr Underlyings keine gehandelten Werte mehr darstellen. Ein Underlying, welches sich einer immer größeren Beliebtheit erfreut, ist beispielsweise das Wetter (z.b. Risk/EPRM, 1998). 1 Vgl. Sonderbeilage zu Risk v. September Black war zu diesem Zeitpunkt bereits gestorben. Da der Nobelpreis nur an lebende Personen vergeben werden darf, konnte Black nicht mehr damit geehrt werden. Robert Merton entwickelte zur selben Zeit wie Black und Scholes ein ähnliches Modell. 3 Eine gute Einführung bietet Hull (1993). 1

2 Aber nicht nur im Bereich der Underlyings, auch was die Laufzeiten und die Auszahlungsbedingungen der Derivate betrifft, wird die Produktpalette immer umfangreicher. Die zahlreichen Innovationen auf den Finanzmärkten ermöglichen es, immer mehr Risiken in Einzelteile zu zerlegen und handelbar zu machen. Im Bereich des financial engineering werden einzelne Derivate zu Paketen zusammengeschnürt, sodaß es in zunehmendem Maße möglich ist, für die individuellen Marktteilnehmer genau jene Risikopositionen aufzubauen, die sie wünschen. Der bekannte Finanztheoretiker Robert Jarrow ist der Meinung, daß sich mit dieser Technik die Risiken eines Großunternehmens bereits heute praktisch vollständig in den Griff bekommen lassen (Stix, 1998). Vielleicht sind wir tatsächlich auf dem Weg zu einem Zustand, wie er bereits in den fünfziger Jahren in einem theoretischen Papier von Kenneth Arrow beschrieben wurde (Arrow, 1953); in seiner Modellwelt gibt es für alle möglichen Entwicklungen der Zukunft Wertpapiere. In einem solchen Szenario kann jedes nur erdenkliche Risiko auf andere übertragen werden, solange man dazu bereit ist, den entsprechenden Preis dafür zu bezahlen. 2. Bedeutung der Derivate für die Elektrizitätsmärkte Die Elektrizitätsmärkte in Europa waren lange Zeit durch starke Regulierungen gekennzeichnet, da man urspünglich davon ausging, daß die Stromversorgung als Ganzes ein natürliches Monopol darstellt. Als Argumente dienten vor allem die gesamtstaatliche Bedeutung der Elektrizitätswirtschaft und der Versorgungssicherheit (vgl. McGowan, 1996; van Doren, 1998; u.a.). Mittlerweile hat sich jedoch die Erkenntnis durchgesetzt, daß lediglich im Bereich der Netze von einem natürlichen Monopol gesprochen werden kann. Was die Produktion und die Verteilung des Stromes betrifft, ist man zur Überzeugung gelangt, daß vom volkswirtschaftlichen Standpunkt aus mehr Wettbewerb wünschenswert wäre. In Europa beschritten England und Wales bzw. Norwegen Anfang der neunziger Jahre als erste diesen Weg (vgl. z.b. Bartels, Cohen und Hoehn, 1991; Klopfer, 1993; Bjorvatn und Sigve, 1993; Hope, Rud und Singh, 1993 und 1995; Menges und Barzantny, 1997). Auch in Kontinentaleuropa findet eine sukzessive Liberalisierung der Strommärkte bereits statt. 4 Es kann erwartet werden, daß dies die Strommärkte ähnlich verändern wird wie in den siebziger Jahren der Übergang von fixen zu flexiblen Wechselkursen die Devisenmärkte. Jedenfalls ist damit zu rechnen, daß die Volatilitäten der Strompreise stark zunehmen werden. 5 Für die Marktteilnehmer ergeben sich dadurch neue Herausforderungen, da die Risiken sowohl im operativen Geschäft als auch bei Investitionsentscheidungen enorm zunehmen werden. Damit wird der Strommarkt in Zukunft jene Bedingungen erfüllen, die etwa nach Meinung der New York Mercantile Exchange (NYMEX) erforderlich sind, um einen Handel mit Derivaten entstehen zu lassen (Bretz und Lechner, 1995, S. 252ff.; s.a. Neuendorff, 1996). Als wichtigstes der verschiedenen Kriterien, die von der NYMEX angegeben werden, ist eine hinreichend hohe Volatilität der Preise zu nennen. 6 Over-the-counter (d.h. im Handel außerhalb der Börse zu beliebigen Kontraktspezifikationen) gibt es schon seit längerem Derivate auf Strom, insbesondere in England und Wales, wie zum Beispiel die Contracts for Difference (CFD) und die Electricity Forward Agreements (EFA) (vgl. Powell, 1993; Hoare, 1995). Aber auch an einigen Börsen werden bereits Derivate für Elektrizität gehandelt (Tabelle 1). So gibt es an der NYMEX derzeit vier Elektrizitätsfutures und die entsprechenden Optionen (vgl. Cantor, 1994; Leach, 1997), und zahlreiche andere Börsen haben mit dem Stromhandel begonnen oder beabsichtigen diesen in nächster Zeit aufzunehmen. 7 Es kann heute wohl mit einiger Wahrscheinlichkeit davon ausgegangen werden, daß der Elektizitätssektor, was die Kreation und den Einsatz von Derivaten betrifft, die gleiche Entwicklung wie andere Energiebereiche nehmen wird. 8 4 Aufgrund der Richtlinie 96/92/EG, gestützt auf die Artikel 57 Abs. 2, Artikel 66 und Artikel 100a EU-Vertrag. 5 Vgl. Leach (1997) bzgl. der Volatilitäten der an der NYMEX gehandelten Futures, die auf ein Jahr bezogen in der Größenordnung von 100% liegen. 6 Zu den weiteren Kriterien zählen das Vorhandensein gewisser Produktcharakteristika (z.b. Produkthomogenität), Unsicherheit bzgl. Angebot und Nachfrage, Liefer- und Speicherbarkeit, sowie die Existenz eines Spotmarktes und die Struktur desselben. 7 So kündigte etwa die Deutsche Börse AG erst kürzlich einen solchen Schritt noch für das Jahr 1999 an, vorausgesetzt es finden sich ausreichend Teilnehmer (vgl. DER STANDARD/Reuters v , S. 22). 8 Vgl. Barnaud und Dabouineau (1995) für den Ölmarkt bzw. Fitzgerald und Pokalsky (1995) für den Gasmarkt. 2

3 Tabelle 1: Überblick über die wichtigsten Strombörsen (Ermittlungsstand 1/1999) Strombörse Futures- Kontrakt Option dazu vorhanden? Beginn Kontraktgröße (MWh) (Einführung geplant für 1999) Lieferort Amsterdam Exchanges CBoT ComEd Hub Ja 9/ Commonwealth Edison Control Area TVA Hub Ja 9/ Tennessee Valley Authority Control Area PJM Western Nein k.a PJM Western Hub Hub* Deutsche Börse AG (Einführung geplant für 1999) EL-EX k.a. k.a. 8/1996 k.a. k.a. MGE Twin Cities Electr. On-Peak Ja 9/ TC GEN (Teil d. Eastern Interconnection ) Twin Cities Ja 9/ Electr. Off-Peak Nord Pool k.a. k.a W B S (keine phys. Lieferung GL mögl.) TS NS NYMEX California/ Ja 3/ # Grenze California-Oregon Oregon border Palo Verde Ja 3/ # Palo Verde switchyard Electr. (Arizona) Cinergy Electr. Ja # Cinergy Transmission System Entergy Electr. Ja # Entergy Transmission System NZFOE NZ Electr. Nein 11/ k.a. SFE NSW Electr. k.a. 9/ Transgrid / (keine phys. Lieferung mögl.) Victorian Electr. k.a. 9/ VPX / (keine phys. Lieferung mögl.) WTB-Hannover AG (Einführung geplant) Verwendete Abkürzungen: CBoT = Chicago Board of Trade; EL-EX = Electricity Exchange, Finnland; MGE = Minneapolis Grain Exchange; NYMEX = New York Mercantile Exchange; NZFOE = New Zealand Futures and Options Exchange; SFE = Sydney Futures Exchange; WTB = Warenterminbörse. k.a. = keine Angaben. W = Woche, B = Block, S = Saison; GL = Grundlast, TS = Tagstrom, NS = Nachtstrom. Zeichenerklärung: Ein Terminmarkt wurde bereits am als reiner forward market (d.h. mit physischen Lieferungen) eingerichtet und noch unter dem Nord Pool-Vorgänger Statnett Marked - zu einem futures market (d.h. mit fast ausschließlich finanziellem Ausgleich) ausgebaut. # ab Okt wird diese Einheit auf 864 MWh geändert; * muß noch von d. Commodities Futures Trading Commission (CFTC) genehmigt werden. Die oben beschriebenen Entwicklungen werden in diesen Märkten agierende Unternehmen vor große Herausforderungen stellen, da zusätzliche Risiken entstehen und der Einsatz von Derivaten in die Unternehmenspolitik integriert werden muß. Für den Erfolg am Markt wird der richtige Umgang mit den neuen Risiken und ein sinnvoller Einsatz der neuen Instrumente von entscheidender Bedeutung sein. Darüberhinaus wird die Entstehung von Märkten für Derivate auch Rückwirkungen auf die realwirtschaftliche Seite hinsichtlich der Investitionsentscheidungen, vertikalen Integration, Preispolitik und Finanzierungsformen haben (vgl. von Weizsäcker, 1998). 3. Anmerkungen zum Einsatz von Derivaten Wer mit Hilfe von Derivaten das Risiko dynamisch steuern will, muß zunächst klären, welche Zielgröße anvisiert werden soll. Bei Unternehmen kommen dafür insbesondere der Gewinn, der Cash Flow, der Umsatz oder die Kosten einer bestimmten Periode in Frage. Hat man sich auf eine bestimmte Zielgröße geeinigt, so sind als nächstes die Risikoquellen zu bestimmen, welche die zukünftige Entwicklung der Zielgröße beeinflussen. In einem letzten Schritt ist festzulegen, welche Risikopolitik verfolgt werden soll (vgl. 2JKNKRQXKè ). Anhand eines fiktiven Betreibers eines Wasserkraftwerkes soll die Problematik nun etwas genauer diskutiert werden. Gehen wir davon aus, daß die Kosten durch den hohen Fixkostenanteil in erster 3

4 Näherung konstant bzw. unkorreliert zum Umsatz sein werden. Weiters nehmen wir (vorerst) an, daß Mengenschwankungen ausgeschlossen sind und ein Teil der täglich produzierten Strommenge über den Spotmarkt verkauft wird. Damit stellt der Preis, der sich auf dem Spotmarkt bildet, die einzige relevante Risikoquelle für den Cash Flow dar. Wenn von Seiten des Unternehmens Risikominimierung angestrebt wird, sollten unsichere bzw. offene Positionen mit Futures abgesichert ( gehedgt ) werden. Bei einem kompletten Futuresmarkt 9 bedeutet dies, daß auf dem Markt Futures vorhanden sind, deren Basis der entsprechende Spotmarktpreis darstellt. Eine Konsequenz dieser Annahmen ist, daß auf einem solchen Markt für alle denkbaren Laufzeiten Futures vorhanden sind. In so einem Fall ist ein perfekter Hedge möglich, d.h. durch entsprechende Verkaufs-( short- )-Positionen bei den Futures für die einzelnen Laufzeiten kann das Preisrisiko vollständig eliminiert werden. Den Gewinnen bzw. Verlusten im Spotmarkt würden somit entsprechende Gewinne und Verluste im Futuresmarkt gegenüberstehen. Bei modernen Gaskraftwerken mit wesentlich geringeren Amortisationszeiten kann im Gegensatz dazu angenommen werden, daß die variablen Kosten infolge des Brennstoffbedarfes i.d.r. eine bedeutend größere Rolle als bei einem Wasserkraftwerk spielen. Dies stellt eine Long-Position auf dem Spotmarkt für Erdgas dar, welche durch eine Short-Position auf dem Futuresmarkt oder den Kauf von Call-Optionen gehedgt werden kann. Das Gesamtrisiko (z.b. Gewinn, Cash Flow) wird dann von der Differenz (spread) zwischen Output- und Inputpreisen, d.h. zwischen erzieltem Strompreis und Erdgaspreis, bestimmt. In dieser Situation bietet sich als Risikostrategie ein cross-hedging an, d.h. daß beispielsweise eine Long- Position in Futures auf den Strompreis und gleichzeitig eine Short-Position in Futures auf den Gaspreis eingegangen wird. Üblicherweise stehen Futures in dieser idealisierten Form nicht zur Verfügung, sodaß ein perfekter Hedge nicht möglich ist und selbst bei optimaler Strategie ein Restrisiko übrigbleibt. Dies betrifft zunächst einmal die Laufzeiten. Auf dem Markt werden generell nur einige wenige Laufzeiten angeboten. Darüberhinaus ist oft die Liquidität der längeren Laufzeiten äußerst gering. Deshalb ist es sinnvoll, das Hedging auf der Basis kürzerer Laufzeiten zu dynamisieren und eine roll-over -Strategie zu betreiben (schließen einer Future-Position und Öffnen einer gleichen Position mit einem Futureskontrakt mit späterem Lieferdatum). Dazu kommt noch, daß man am Markt meist gar keine Futures finden wird, deren Basisobjekt der eigene Spotpreis darstellt. Dies zwingt dazu, auf benachbarte Kontrakte umzusteigen, d.h. auf Futures, deren Basis mit dem eigenen Spotpreis stark korrelieren (vgl. Neuendorff, 1996). Die Risikominimierung ist nicht immer die gewünschte Zielvorgabe. Ein anderes Absicherungsziel könnte die Begrenzung des Verlustrisikos (short fall risk) sein, d.h. man sichert sich nach unten mit hundertprozentiger Wahrscheinlichkeit ab, ohne sich die Chance auf positive Entwicklungen zu nehmen. In so einem Fall ist der Kauf von Put-Optionen die richtige Strategie. Wenn die entsprechenden Optionen nicht am Markt vorhanden sind, gilt das über die Futures Gesagte. Risikominimierung und Absicherung nach unten dienen der strikten Verlustbegrenzung und sollten vor allem dann eingesetzt werden, wenn die Unsicherheit an den Märkten sehr groß ist und man sich nicht zutraut, eigene Prognosen über den zukünftigen Verlauf der Risikofaktoren zu erstellen. Sind eigene Prognosen vorhanden, müssen die Strategien so adaptiert werden, daß sich eine möglichst günstige Ertrags-Risiko-Kombination ergibt. In einer solchen Situation ist in der Regel eine kombinierte Strategie angebracht, welche zusätzlich dynamisch angepaßt werden muß. Bis jetzt sind wir davon ausgegangen, daß nur ein einziger Risikofaktor existiert. Üblicherweise wird bei einem Wasserkraftwerk die erzeugte Strommenge in Abhängigkeit des Wasserstandes schwanken. Damit ist nicht nur der zukünftige Spotpreis, sondern auch die verkaufte Menge eine Zufallsgröße. Prinzipiell läßt sich natürlich dieses Mengenrisiko gleich wie das Preisrisiko absichern, sofern die entsprechenden Derivate am Markt existieren. Allerdings wird ein Derivat, das als Basis genau dieses Mengenrisiko abdeckt, normalerweise nicht am Markt vorhanden sein - möglicherweise gibt es aber beispielsweise im Bereich der Wetterderivate enge Korrelationen. Die isolierte Betrachtung und Absicherung, wie sie im Vorangegangenen diskutiert wurde, birgt erhebliche Gefahren mit sich, denn aggregierte Risiken verhalten sich nicht additiv. Deshalb sollte die Absicherungspolitik auf den Gesamtzusammenhang abstellen ein Punkt, auf den wir noch gesondert zu sprechen kommen werden. 9 Ein Futuresmarkt ist dann komplett, wenn für jeden Zeitpunkt und jedes denkbare Underlying ein Future existiert. 4

5 Für andere Marktteilnehmer stellt sich die Risikosituation anders dar. Stromversorger wie etwa Stadtwerke, Landesgesellschaften oder unabhängige Stromhändler kaufen Strom von den Erzeugern und verkaufen ihn an Endverbraucher weiter. Erfolgt der Einkauf zu Spotpreisen, so ergibt sich ein Risiko, wenn mit den Endverbrauchern über einen gewissen Zeitraum fixe Preise vereinbart wurden. Ein großer Teil der Einnahmen ist dann fix, während die Ausgaben starken Schwankungen unterliegen. Daraus ergibt sich eine typische Long-Hedge Situation. Dies waren einige einfache Beispiele, wie Risiken, die auf Grund der Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte im eigentlichen Geschäft entstehen, durch den Einsatz von Derivaten gemildert werden können. Bei richtigem Umgang mit den Derivaten müßte ein liberalisierter Energiemarkt infolge der zu erwartenden höheren ökonomischen Effizienz die Positionen von innovativen Produzenten und Händlern auf der einen Seite und den Konsumenten auf der anderen Seite stärken. 4. Chancen und Risiken im Stromhandel Ein derart neu strukturierter Markt birgt natürlich sowohl Chancen als auch Risiken. Nur jene Unternehmen werden erfolgreich sein, die die neuen Chancen erkennen und mit den Risiken entsprechend umgehen können. Eine strategische Option, die sich insbesondere den Stromversorgern bietet, ist die Tätigkeit eines Market Makers auf den einzelnen Strommärkten. Market Maker gehen offene (Shortoder Long-)Positionen ein und sorgen durch ihre Kauf- und Verkaufspreise für Liquidität am Markt. Da ein Stromversorger am Elektrizitätsmarkt als Anbieter und Nachfrager tätig ist, bietet es sich für einen solchen geradezu an, auf dem Spotmarkt als Händler aufzutreten, der von verschiedenen Seiten einkauft und an andere Versorgungsunternehmen und Endverbraucher weiterverkauft. Auch im aufkommenden Handel mit Derivaten sollte eine Positionierung als Market Maker überlegt werden. Es muß jedoch daruf hingewiesen werden, daß Händler-Positionierungen eine gewisse Kapitalkraft und das entsprechende Know How erfordern, insbesondere was den Einsatz von Derivaten betrifft. Hier bietet sich wohl eine Kooperation mit einer im Investmentbereich erfahrenen Bank an. Ähnlich wie Öl ist Strom kein homogenes Gut. Die Differenzierung ist insbesondere physikalischer (Spannung, Frequenz), räumlicher (Punkt der Einspeisung bzw. Entnahme) und zeitlicher Natur (Spitzenstrom, Grundlaststrom). Deshalb ist damit zu rechnen, daß änlich wie auf dem Ölmarkt (Rotterdamer Ölpreis) sich auch auf dem Strommarkt Referenzpreise durchsetzen werden, die dann als Indexierung für die zu zahlenden Preise herangezogen werden. 10 Dies wird zunächst auf der Ebene zwischen Stromherstellern und Großkunden erfolgen, in der weiteren Entwicklung des Marktes wird es auch die Kleinabnehmer betreffen. Eine änliche Entwicklung ist bei Anleihen und Krediten festzustellen, wo z.b. Libor+X und in Zukunft auch Euribor+X als Konditionen vereinbart werden. Die Entwicklung der Derivate wird aber auch bei den Finanzierungsformen für neue Investitionen eine Rolle spielen. Da diese auf Grund der Liberalisierung wesentlich risikobehafteter als früher und entsprechend langfristige Derivate am Markt für die Absicherung nicht vorhanden sind, erscheint es sinnvoll, das Investitionsrisiko durch geeignete Finanzierungsformen zu begrenzen. Möglich wäre die Emission einer niedrig verzinsten Anleihe, welche mit einer Call-Option zum Kauf von Strom ausgestattet wird. Ebenfalls wäre denkbar, einen Floater herauszugeben, dessen Zins an den Strompreis gekoppelt ist. Für den Emittenten bedeutet dies, daß seine Zinsbelastung bei niedrigen Strompreisen gering ausfällt. Für den Käufer der Anleihe, der damit ja einen Teil des Investitionsrisikos übernimmt, stellt dies dann ein sinnvolles Engagement dar, wenn er selbst Strombezieher ist. Längerfristig werden die neuen Entwicklungen auch organisatorische und realwirtschaftliche Konsequenzen haben. Aus organisatorischer Sicht wurde den vorhandenen Risiken in der Vergangenheit insoweit Rechnung getragen, daß man vertikale Integrationen vorgenommen hat, was einer Risikodiversifikation im Unternehmen gleichkommt. Mit Hilfe der neuen Märkte läßt sich eine solche Position allerdings auch synthetisch herstellen, was wesentlich billiger sein wird. Damit ist zu rechnen, daß dem Energiesektor eine gewaltige Umstrukturierung bevorsteht. In bezug auf die Realinvestitionen werden sich ebenfalls Verschiebungen ergeben. Durch das erhöhte Risiko erlangen flexiblere Stromerzeugungsformen eine höhere Bedeutung, da in einem Markt mit hohem Risiko der Flexibilität ein 10 Als Referenzpreise für Strom werden sich vor allem die Underlyings der am meisten gehandelten Kontrakte durchsetzen. Wie Tabelle 1 eindrücklich zeigt, gibt es auch in Europa bereits einige Strombörsen, die als zukünftige Leitbörsen in Frage kommen könnten. 5

6 größerer Wert beigemessen wird. All diese Entwicklungen stellen natürlich nur für jene Unternehmen eine Chance dar, die diese rechtzeitig erkennen (vgl. von Weizsäcker, 1998). Die Risiken, die sich aus den neuen Entwicklungen ergeben, liegen zum einen darin, daß man diese Entwicklungen nicht rechtzeitig wahrnimmt und zum anderen im Einsatz der Derivate selbst. Davon zeugen die bekannten Fälle Barings Bank, Metallgesellschaft, Intratrading, u.a.m. Die Risiken können auf den verschiedensten Ebenen auftreten. Das erste Risiko, welches im Falle der Metallgesellschaft eine große Rolle spielte, möchten wir hier Liquiditätsrisiko (liquidity risk) nennen. Nehmen wir an, ein Produzent habe auf lange Frist seinen Angebotspreis durch einen Short Hedge auf der Basis von Futures abgesichert. Wenn der Strompreis nun stark ansteigt, zieht dies unmittelbar starke Verluste bei der Futures-Position nach sich, die dazu führen werden, daß Nachschüsse (margins) nachzuzahlen sind. Demgegenüber stehen Gewinne in der Spot-Position, die aber erst in der Zukunft realisiert werden können. Aus diesem Grund ist eine gewisse Liquidität erforderlich. Darüberhinaus zieht eine solche Entwicklung einen enormen Erklärungsbedarf gegenüber der öffentlichen Meinung nach sich. Im Falle der Metallgesellschaft gelang es beispielsweise nicht, die Öffentlichkeit und die Kapitalgeber von der prinzipiellen Richtigkeit der Strategie zu überzeugen, sodaß die Futures-Position geschlossen und damit dieser Verlust endgültig realisiert wurde. Es kam, wie es kommen mußte: als die Spotpreise wieder nachgaben, ging auch ein Teil der noch nicht realisierten Gewinne auf der Spotseite verloren. Da die Futuresposition nicht mehr offen war, standen diesen Verlusten keine Gewinne mehr gegenüber, sodaß insgesamt ein sehr hoher Verlust entstand (vgl. Risk, 1994; Culp und Miller, 1995; Hull, 1993, S. 38ff). Ein weiteres großes Risiko im Bereich des Einsatzes von Derivaten ist das hausinterner Spekulationen (agency risk). Dieses besteht darin, daß auf Grund nicht vorhandener Vorgaben bzw. mangelnder Kontrolle von Untergegebenen hoch spekulative Positionen aufgebaut werden, die im Extremfall dem ganzen Unternehmen zum Verhängnis werden können (z.b. Barings Bank). Weitere Risiken, die nicht zu unterschätzen sind, sind das Risiko eines Ausfalles des Vertragspartners (counterpart risk) - auf das man im Bereich der Derivate erst im Verlauf der letzten Turbulenzen in Asien, Rußland und Lateinamerika so richtig aufmerksam wurde - das operative Risiko durch irrtümliches Eingehen von Positionen (operational risk), und das Risiko des Einsatzes eines falschen Bewertungsmodelles zur Risikoberechnung (model misspecification risk). Die eben angeführten Gefahrenquellen zeigen an, daß die Verwendung von Derivaten ein Risikomanagement-System erforderlich macht. 5. Risikomanagement-System Ein professionelles Risikomangagement ermöglicht die Identifizierung, Quantifizierung, Analyse und Steuerung des Risikos. An oberster Stelle steht die Festlegung der Zielgrößen, deren Risiko gesteuert werden soll, wobei die Definition die drei Dimensionen Art, Zeit und Umfang umfaßt. Hinsichtlich der Art der Zielgröße kommen bei Industrieunternehmen Größen wie der Unternehmenswert (shareholder value), Cash Flow, Gewinn, Umsatz, oder die Kosten in Frage (vgl. Glaeser, 1998). Die zeitliche Dimension legt fest, für welchen zukünftigen Zeitraum die Risikoabsicherung erfolgt (z.b. ein Jahr). Zu guter letzt ist noch der Unternehmensumfang zu definieren, auf den sich die Zielgröße bezieht (z.b. Gesamtunternehmen oder einzelne Geschäftsbereiche). Eine mögliche Zielgröße könnte der Cash-Flow des Gesamtunternehmens für das nächste Jahr sein. Neben die Zielgrößendefinition tritt die Festlegung des Risikoniveaus, das man bereit ist einzugehen. Dieses kann in Form einer maximalen Wertuntergrenze, einer Standardabweichung oder eines Value-at- Risk (VaR) gemessen werden. Der VaR ist eine im Bankensektor inzwischen weit verbreitete Risikokennzahl, die zumindest in den USA bereits von Energieunternehmen verwendet wird (vgl. Burger, 1998). Allgemein gibt der Value-at-Risk den Wert der Zielgröße an, der mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit in einem bestimmten Zeitintervall nicht unterschritten wird. Im Bankensektor werden das Wahrscheinlichkeitsniveau und das Zeitintervall vom Gesetzgeber vorgegeben (normalerweise 99% bzw. 10 Tage). Liegen keine derartigen Vorschriften vor, so können sie vom Unternehmen eigenständig gewählt werden. Wird beispielsweise der VaR für den Cash Flow des nächsten Jahres bei einem Wahrscheinlichkeitsniveau von 99% auf 1000 festgelgt, so fordert man, daß das Gesamtportfolio der Transaktionen in 99 Prozent der Fälle mindestens einen Cash Flow von 1000 erbringen muß. Da die Fixierung eines maximalen Risikoniveaus die Handlungsmöglichkeiten lediglich beschränkt, jedoch nicht eindeutig festlegt, muß in der Unternehmensplanung auch das gewünschte Verhältnis zwischen Ertrag und Risiko festgelegt werden. 6

7 Das eigentliche Risikomanagement hat nun die Aufgabe, unter Berücksichtigung der oben diskutierten Vorgaben durch entsprechenden Einsatz von Derivaten eine optimale Risikopolitik umzusetzen. Hier bedarf es zunächst der Identifizierung der individuellen Risikofaktoren, der Auswahl der geeigneten Börsen bzw. Produkte (Korrelationen, Liquidität und Transaktionskosten) und der Ausarbeitung einer geeigneten Handelsstrategie. Zu dieser kann auch in Abhängigkeit von der Art der Derivate und der Laufzeit die Festlegung von Volumenlimits gehören. Einen Kernbereich des Risikomanagements stellt die tägliche Bewertung der einzelnen Positionen und Messung des ihnen inhärenten Risikos dar, um bei einer Veränderung der Risikoposition sofort durch entsprechende Umschichtungen im Portfolio wieder den gewünschten Zustand herstellen zu können. Wie man vom Bankensektor weiß, stellt insbesondere die Aggregation des Risikos der einzelnen Positionen zum Gesamtrisiko ein enormes Problem dar und hat zu einer lebhaften, wissenschaftlichen Diskussion geführt, die noch voll im Gange ist (vgl. hierzu etwa Duffie, 1997). Die Schwierigkeit einer Messung des Risikos auf aggregierte Ebene rührt daher, daß das Gesamtrisiko sich nicht additiv als Summe der Einzelrisiken ergibt, sondern entsprechend den gegebenen Korrelationstrukturen Risikovernichtungseffekte entstehen. Eine reine Aufsummierung der Einzelrisiken würde unter normalen Umständen zu einer Überschätzung des Gesamtrisikos führen. Im Rahmen der täglichen Kontrolle erfolgt auch die Überprüfung der vorgegebenen Volumenlimits. Das operative Risikomanagement stellt somit einen permanenten Prozeß von Quantifizierung, Analyse und Steuerung des Risikos dar. Auf alle Fälle sollten in regelmäßigen Abständen auch die Risikoziele sowie die Validität des Modells zur täglichen Bewertung der Positionen und der Quantifizierung der Risiken überprüft werden. Daneben können Streßanalysen (Worst-Case Szenarien) sehr nützlich sein. In diesen werden die Auswirkungen besonders dramatischer Ereignisse auf die vorgegebene Zielgröße simuliert und damit die Überlebensfähigkeit des Unternehmens getestet. 6. Schlußbemerkungen Durch die Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte werden sich die Marktstrukturen erheblich verändern und die Risiken im operativen Geschäft sowie bei Investitionsentscheidungen zunehmen. Gleichzeitig wird angesichts dieser Veränderungen auch für Strom ein Markt für Derivate entstehen. Dieses Umfeld bietet den Produzenten und Stromversorgern neue Chancen im Hinblick auf die Organisationsstruktur, Preispolitik, Investionsentscheidungen, Finanzierungsformen, das Risikomanagement und zusätzliche Geschäftsfelder. Um diese Chancen zu nützen, ist es unabdingbar, daß von den am Markt verfügbaren derivativen Produkten in optimaler Weise Gebrauch gemacht wird. Allerdings zeigen verschiedene Fälle aus der Vergangenheit, daß das Eingehen von Positionen in Derivaten mit nicht unerheblichen Risiken verbunden ist. Um diese zu begrenzen, bedarf es daher zum einen einer genauen Vorgabe der unternehmenspolitischen Ziele, zum anderen eines ausgereiften Risikomanagements- und Kontrollsystems. 7

8 Literatur Amundsen, E. und B. Singh (1992). Developing Futures Markets for Electricity in Europe, The Energy Journal, 13(3): Arrow, K. J. (1953). Le rôle de valeurs boursières pour la repartition la meilleure des risques, Econometrie, Paris, Centre National de la Recherche, Scientifique, Englische Übersetzung (1964): The Role of Securities in the Optimal Allocation of Risk-Bearing, Review of Economic Studies, 31: Bachelier, L. (1900). Theorie de la speculation, Ann. Sc. École. Norm. Sup., 17: Englische Übersetzung (1964): P. H. Cootner (ed.), The Random Character of Stock Market Prices, MIT Press, Cambridge/Mass., Barnaud, F. und J. Dabouineau (1995). The Oil Market, in: Managing Energy Price Risk, Ch. 9, , Risk Publications, London. Bartels, R., R. Cohen und T. Hoehn (1991). Das neue Elektrizitätssystem in Großbritannien: Erste Erfahrungen und Perspektiven, Zeitschrift für Energiewirtschaft, 15(1): Bjorvatn, K. und S. Tjøtta (1993). Deregulation and Common Carriage in the Nordic Power System, The Energy Journal, 14(4): Black, F. und M. Scholes (1973). The Pricing of Options and Corporate Liabilities, Journal of Political Economy, 81, May/June, Bretz, R. and J. Lechner (1995). Die Entwicklung von Märkten für Elektrizität, Diplomarbeit, Universität Innsbruck, Innsbruck. Burger, K.-M. (1998). Risikomanagement beim Einsatz von Handels- und Finanzderivaten, Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 48(3): Cantor, B. (1994). NYMEX approves electricity, Argus Energy Trader, S.6. Culp C. und M. Miller M. (1995). Metallgesellschaft and the economics of synthetic storage, Journal of Applied Corporate Finance, 7(4), Duffie, D. und J. Pan (1997). An Overview of Value at Risk, The Journal of Derivatives, 4(3), Spring, Fitzgerald, J. und J. Pokalsky (1995). The Natural Gas Market, in: Managing Energy Price Risk, Ch. 10, , Risk Publications, London. Glaeser, B. (1998): The next frontier, Risk, August, Hoare, J. (1995). The UK Electricity Market, in: Managing Energy Price Risk, Ch. 11, , Risk Publications, London. Hope, E., L. Rud und B. Singh (1993). Märkte für Elektrizität. Die ökonomische Reform des norwegischen Elektrizitätssektors, Zeitschrift für Energiewirtschaft, 17(1): Hope, E., L. Rud und B. Singh (1995). Markets for Electricity, in: J. Olsen (Hsg.), Competition in the Electricity Supply, Dansk Jurist og Økonom Forlag, Kopenhagen, Hull, J. C. (1993). Options, Futures and other Derivative Securities, Prentice Hall, Englewood Cliffs/NJ. Klopfer, T. (1993). Die Elektrizitätswirtschaft von England und Wales Zwischenbilanz, Zeitschrift für Energiewirtschaft, 17(4): Leach, B. (1997). NYMEX Electricity Futures, in: The Future of Electricity: Reliability in a Competitive World. Proceedings of a Conference held December 11, 1996, Chicago, Illinois, Heartland Policy Study, The Heartland Institute, Chicago/IL, April. ( McGowan, F. (Ed.)(1996). European Energy Policies in a Changing Environment, Physica-Verlag, Heidelberg. Menges, R. und K. Barzantny (1997). Die Liberalisierung der Strommärkte in Norwegen und Schweden, Zeitschrift für Energiewirtschaft, 21(1): Neuendorff, M. (1996). Termingeschäfte auf Strom: Beschreibung der Spezifikationen und Verwendungsmöglichkeiten, Zeitschrift für Energiewirtschaft, 20(4): JKNKRQXKè & Energy Risk. Valuing and Managing Energy Derivatives. Mc-Graw/Hill, New York. Powell, E. (1993). Trading Forward in an Imperfect Market: The case of Electricity in Britain, Economic Journal, 103, March, Risk (1994). MG s Trial by Essay, Risk, October, Risk (1998). A Nobel model. A Risk supplement: 25 years of Black-Scholes-Merton, September. Risk/EPRM (1998). Weather Risk. A Risk and Energy and Power Risk Management Special Report, Oktober. Schmelzer, D. (1993). Der Terminmarkt für Strom in England und Wales, Zeitschrift für Energiewirtschaft, 17(3): Spiewak, S. (1998). Power Marketing: Price Creation in Electricity Markets. (PMA OnLine Magazine, 03/98; Stix, G. (1998). Handel mit dem Risiko, Spektrum der Wissenschaft, Juli, van Doren, P. M. (1998). The Deregulation of the Electricity Industry. A Primer, Cato Policy Analysis Nr. 320, 6. Oktober ( von Weizsäcker, C. C. (1998). Finanzmärkte und Energiemärkte, Zeitschrift für Energiewirtschaft, 22(2):