Energie- und CO ² -Handel

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1 BAköV Veranstaltung Energie- und CO ² -Handel 16. September

2 Inhalte des heutigen Tages Warum gibt es Energiehandel und wie funktioniert er? Was ist eine Position und wie behält man den Überblick? Ziele im Energiehandel - Hedging der Kraftwerke und Vertriebe - Arbitragegeschäfte - Spekulation Wie denken Händler? Termin- und Spotmärkte Integration Erneuerbarer Energieträger Kritische Elemente im heutigen Marktdesign - Knappheitspreise und Kapazitätsmärkte 2

3 Warum gibt es Energiehandel? 3

4 Energiehandel* wurde erst mit der Liberalisierung relevant Transport und Verteilung Erzeugung Handel Vertrieb Ursache: Verlust des natürlichen Hedges durch geschlossenen Versorgungsgebiete * Handel im Sinne des englischen Wortes Trading 4

5 Entwicklung des (Europäischen) Rechtsrahmens Weißbuch der EU Kommission: Der Binnenmarkt für Energie (1988) 238 endgültige Fassung vom Richtlinie der EU Kommission zu gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsmarkt; Richtlinie 96/92/EG bzw. Erdgasbinnenmarkt; Richtlinie 98/30/EG Beschleunigungsrichtlinie über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt; Richtlinie 2003/54/EG Erdgasbinnenmarkt; Richtlinie 2003/55/EG Verordnung über die Netzzugangsbedingungen im grenzüberschreitenden Stromhandel; VO Nr. 1228/2003 Richtlinie über ein System für den Handel mit Emissionszertifikaten (Emissionshandelsrichtlinie); Richtlinie 2003/87/EG Ein systematischer Suchprozess nach dem optimalen Marktdesign? Richtlinien im Rahmen des 3rd Package der Kommission Richtlinie 2009/72/EG (Strom) und 2009/73/EG (Gas) Regulation on Energy Market Integrity and Transparency (REMIT); /3 Ausweitung der Finanzmarktregulierung auf Strom und Gas u.a. EMIR, MiFiD; MAD, CAD. 5

6 Der Commodity Preis ist nur ein Bestandteil des Endkundenpreises Die Commodity Strom hat nur einen Anteil von 30% am Endkundenpreis 100% = 25,74 ct/kwh (April 2012) Nur rd. 37% sind wirklich wettbewerblich Mehr als 50 % des Endkundenpreises werden politisch determiniert 2% 9% 8% 0,1% 5% 17% 30% 28% Netzentgelte Commodity Strom Vertrieb KWK Konzessionsabgabe Messung und Abrechnung Stromsteuer EEG Quelle: BDEW April

7 Die Belastung der Stromverbraucher durch Steuern und Abgaben ist gestiegen State-caused charges for all electricity customers Entwicklung der im Strompreis enthaltenen Abgaben (Mrd. exkl. MwSt) in billion 1 Schätzungen Quelle : Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. (German Energy and Water Association), April 2012; Entnommen aus RWE Facts and Figures

8 Im Energiehandel sind Händler und Hedger aktiv Hedger verkaufen was sie haben, aber nicht brauchen und/oder kaufen was sie brauchen aber nicht haben = Positionsabsicherung Ziel ist Risikominderung Händler verkaufen was sie nicht haben und/oder kaufen was sie nicht brauchen = bewusste Positionierung Ziel ist Risikoübernahme mit Gewinnaussichten 8

9 Was ist eine Position? Hedger haben im Markt eine natürliche Position: Vertriebsgesellschaften müssen den Bedarf ihrer Kunden zukaufen. Ist das noch nicht erfolgt, sind sie short ( Kaufhedger ). Erzeugungsunternehmen können Strom verkaufen, wenn ihre Kosten gedeckt werden. Sofern dies noch nicht geschehen ist, sind sie long ( Verkaufhedger ). Käufer und Verkäufer müssten auf dem Markt zeitgleich aktiv sein, um ihre Position schließen zu können. Unterschiedliche preisliche und zeitliche Vorstellungen der Hedger können nur durch spekulativ tätige Händler ausgeglichen werden, die eine Position vorübergehend in ihr Risikoportfolio nehmen 9

10 Funktionen des Händlers Energiehändler auf liberalisierten Märkte haben 3 Kernaufgaben: - Bereitstellung von Risikokapital für Positionsübernahme - Aggregation verfügbarer Informationen (verdichtet zu einem Preis) - Zusammenbringen von Käufern und Verkäufern Durch die rapide Entwicklung der Kommunikationswege hat sich die Aufgabe verändert: - Informationsflüsse haben sich durch das Internet deutlich beschleunigt - Elektronische Handelsplattformen machen es Käufern und Verkäufern deutlich einfacher zusammenzufinden - Das Stellen von Risikokapital im Rahmen der Positionsübernahme bleibt zentrale Funktion auch in einem elektronisch vernetzen Markt 10

11 Organisation des Energiemarktes (natürliche Positionen) Long Mr. Trader (T) Short Mr. Generation (G) Long Short Kraftwerke Long Mr. Retail (R) Short Endverbraucher - Standardlastprofil - gemessene Kunden 11

12 Organisation des Energiemarktes (Hedging im Terminmarkt) Long Mr. T Short Mr. G Mr. R Long Short Long Short Kraftwerke Verkauf - Forwards - Futures - Call Optionen Kauf - Forwards - Futures - Call Optionen Endverbraucher - Standardlastprofil - gemessene Kunden 12

13 Organisation des Energiemarktes (Hedging im Terminmarkt, Einbindung der Händler) Long Mr. T Short Mr. G Kauf - Forwards - Futures - Call Optionen Verkauf - Forwards - Futures - Call Optionen Mr. R Long Short Long Short Kraftwerke Verkauf - Forwards - Futures - Call Optionen Kauf - Forwards - Futures - Call Optionen Endverbraucher - Standardlastprofil - gemessene Kunden 13

14 Organisation des Energiemarktes (Optimierung im Termin- und Spotmarkt) Long Mr. T Short Mr. G Kauf - Forwards - Futures - Call Optionen Verkauf - Forwards - Futures - Call Optionen Mr. R Long Short Long Short Kraftwerke Kauf - Forwards - Futures - Call Optionen Verkauf - Forwards - Futures - Call Optionen Kauf - Forwards - Futures - Call Optionen Endverbraucher - Standardlastprofil - gemessene Kunden Verkauf - Forwards - Futures - Call Optionen 14

15 Organisation des Energiemarktes (Physische Erfüllung je ¼ h) Long Mr. T Short Kauf Verkauf Long Mr. G Short Long Mr. R Short Erzeugung Verkauf Kauf Absatz Zukauf Verkauf

16 Organisation des Energiemarktes (Physische Erfüllung; Fahrplananmeldung der Bilanzkreise) Netzbetreiber (TSO) Fahrplan ¼ h Bilanzkreis Mr.G Long Fahrplan ¼ h Bilanzkreis Mr.T Mr. T Short Fahrplan ¼ h Bilanzkreis Mr.R Kauf Verkauf Long Erzeugung Mr. G Short Verkauf Kauf Long Mr. R Short Absatz Zukauf Verkauf

17 Positionsdarstellung im Portfolio 17

18 Darstellung einer linearen Position in einem Pay Out Diagramm Verkauf eines 70 /MWh Gewinn Verlust Marktpreis des Underlying 18

19 Darstellung einer Call Option in einem Pay Out Diagramm Kauf einer Call Option für 5 /MWh mit einem Ausübungspreis von 70 /MWh Gewinn Verlust Marktpreis des Underlying 19

20 Portfoliodarstellung im Pay Out Diagramm Long 70; Short 70 Gewinn Verlust Marktpreis des Underlying 20

21 Energiehandel als dynamischer Prozess 21

22 Die Strommärkte im Zeitablauf* Terminmarkt Spotmarkt Intra Day Regelenergie Day After Yn bis d/a bis Börse bis h+1 bis Realtime Nach Lieferung * Orientierungsrahmen am Beispiel Deutschland 22

23 Mögliche Handelsplätze Wholesale - Markt Außerbörslich (OTC-Markt) Börse Spot-Markt Termin-Markt Spot-Markt Termin-Markt physisch Forwards/ Optionen/ Strukturierte Produkte Erfüllung: physisch, finanziell physisch Futures/ Optionen/ Erfüllung: überwiegend finanziell 23

24 Europäische Stromterminmärkte Handelsvolumen in europäischen Stromhandelmärkten Billion kwh 1 10,000 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1, Germany France Netherlands Scandinavia Germany OTC France OTC Netherlands OTC Spain Quelle: RWE Fact and Figures, August

25 Terminmarktprodukte Baseload: Lieferung einer definierten Leistung in allen Stunden der Kontraktperiode einschließlich Sonn- und Feiertage Beispiel: Cal 14 = 365 Tage * 24 h = h Leistung z.b. 25 MW Handelsvolumen MWh Preis 38,00 /MWh Kontraktwert Peakload: Lieferung einer definierten Leistung an 12 Stunden aller Werktage der Kontraktperiode Beispiel: Cal 14 = 261 Tage * 12 h = h Leistung z.b. 25 MW Handelsvolumen MWh Preis 49,00 /MWh Kontraktwert

26 Terminmarktprodukte (Eigenschaften) Gehandelte Produkte führen immer zu einer verbindlichen Liefer- bzw. Zahlungsverpflichtung Entsprechend beinhaltet der Preis auch eine Leistungskomponente Die Höhe der Leistungskomponente lässt sich ableiten aus: - Wkt. eines Defizits z.b. aufgrund eines Kraftwerksausfalls - Kosten der Besicherung z.b. aus eigenem Kraftwerkspark - Kosten der Wiedereindeckung z.b. im Intra-Day - Erwartete Pönale für den Fall einer unausgeglichenen Position in Echtzeit (Regelenergiekosten) Der Begriff Energy Only Markt (EOM) ist daher begrifflich problematisch, da er sich nur auf den quotierten Preis ( /MWh) bezieht 26

27 Der elektronische Stromterminmarkt Lieferregionen Produkte Liquide z.b. Germany Hohe Liquidität Geringe Liquidität 27

28 Markttiefe und Bid/Offer sind entscheidende Indikatoren für Risiko 30 MW Choice Markt 85 ct/mwh Bid/Offer 151 MW 28

29 Im Terminmarkt sind nicht gehandelte Produkte implizit berechenbar Off-Peak = Baseload abzüglich der Peak Load Stunden Baseload: Beispiel: Cal 14 = 365 Tage * 24 h = h Leistung z.b. 25 MW Handelsvolumen MWh Preis 38,00 /MWh Kontraktwert Peakload: Beispiel: Cal 14 = 261 Tage * 12 h = h Leistung z.b. 25 MW Handelsvolumen MWh Preis 49,00 /MWh Kontraktwert Off-Peak: Liefervolumen Cal 14 = MWh MWh = MWh Theoretischer Kontraktwert = = 4.485,300 Fairer Kontraktpreis = 31,88 /MWh 29

30 Die Abfolge der Produktpreise für zukünftige Lieferzeitpunkte ist eine Terminmarktkurve Beispiel Strom Baseload ( /MWh) 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 Okt 14 Nov 14 Dez 14 Q1 15 Q2 15 Q3 15 Q Quelle: EEX Preisstand 15. August

31 Was ist die natürliche Beziehung zwischen den Produkten auf der Terminmarktkurve*? In einem ersten Ansatz könnten wir unterstellen das gilt: F T (t) = E [S(T)/F t ] Mit: F T (t) = Terminmarktpreis für Lieferzeitraum T zum Zeitpunkt t mit T>t S(T) = Spotmarktpreis im Lieferzeitraum T F t = Verfügbare Informationen über den Lieferzeitraum zum Zeitpunkt t Umgangssprachlich: Der Terminmarktpreis ist der beste verfügbare Schätzer auf den zu erwartenden Spotmarktpreis Sehr logisch aber wenig hilfreich! *Im Englischen = Forward Curve 31

32 Erste Überlegungen zur Terminmarktkurve Bei Keynes (1930): The spot price must exceed the forward price by the amount the producer is ready to sacrifice in order to hedge himself. Kupfer USD/t ; Forward Curve Stand Stand Stand Normal Backwardation Quelle: Finanzen.net 32

33 In der Realität finden sich auch ansteigende Terminmarktkurven Gold USD/Uz ; Forward Curve; Stand Ansteigende Terminmarktpreise werden als in Contango bezeichnet. Erweiterung des Ansatzes um Finanzierungskosten (Finanzpapier ohne Dividende): f T (t) = S(t) e r(t-t) Mit: f T (t) S(t) e r(t-t) = Terminmarktpreis für Lieferzeitraum T zum Zeitpunkt t mit T>t = Spotmarktpreis im Lieferzeitraum T = Finanzierungskosten bei Zinssatz r für Zeitraum bis Fälligkeit T-t Quelle: Finanzen.net 33

34 Erweiterter Ansatz für die Beschreibung der Spot/Forward Beziehung Für lagerfähige Commodities: f T (t) = S(t) e (r-y)(t-t) Mit: Y = Convenience Yield = y 1 c Nutzen der physischen Commodity Lagerkosten bei linearem Zinssatz f T (t) = S(t) + r (T-t) + c (T-t) y (T-t) In Abhängigkeit von den Parametern lassen sich damit sowohl Contango als auch Backwardation Formen der Terminmarktkurve erklären. Mißverhältnisse entlang der Terminmarktkurve können durch Cash and Carry Arbitrage ausgeglichen werden. 34

35 Cash and Carry Arbitrage bei Strom möglich? Forward Curve Strom Baseload D 50,00 45,00 40,00 35,00 Q4/2014 Cal 2015 Problem der begrenzten Speicherfähigkeit 30,00 25,00 20,00 Okt 14 Nov 14 Dez 14 Q1 15 Q2 15 Q3 15 Q Stand ; Quelle EEX 35

36 Terminmarktkurve für Erdgas 28,00 27,00 Forward Curve Gas NCG 26,00 25,00 24,00 Brennstoffe sind grundsätzlich lagerfähig 23,00 22,00 Stand ; Quelle EEX 36

37 Terminmarktkurve für EUAs 8,00 7,50 Forward Curve EUAs 7,00 6,50 6,00 EUA Zertifikate sind innerhalb der Handelsperiode verwendbar 5,50 5, Stand ; Quelle EEX 37

38 Erst im Spotmarkt werden Angebot und Nachfrage in Übereinstimmung gebracht Spotkontrakte Geschäftsabschluss heute Erfüllung erfolgt zeitnah Auf physikalische Erfüllung ausgerichtet Handel in OTC-Märkten: Standardprodukte für Folgetag (Base, Peak) frei gestaltbare Produkte (z.b. 0-6, 8-18) Handel an Börsen: Einzelstunden in Auktionen (z.b. EEX, APX) Standardprodukte (Base, Peak) 38

39 Preissystematik am EEX Spotmarkt EUR / MWh 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 Stundenpreise EEX Phelix Peak Phelix Base Der Spotmarktpreis in der Lieferperiode bestimmt den Abrechnungspreis eines Terminkontraktes (Settlement) 0,00 H01 H07 H13 H19 H01 H07 H13 H19 H01 H07 H13 H19 H01 H07 H13 H19 H01 H07 H13 H

40 Ziele der Marktakteure 40

41 Ziele im Energiehandel Hedging Arbitrage Spekulation Absicherung von offenen Positionen in Erzeugung oder Vertrieb Diversifizierung der Absatz- oder Beschaffungskanäle Korrektur der Make or Buy Entscheidung Erzielen eines risikolosen Gewinns aus unterschiedlichen Preisen: - auf unterschiedlichen Handelsplätzen für das gleiche Produkt - zwischen Produkten auf der Terminmarktkurve - zwischen regionalen Märkten Eingehen von offenen Positionen in Erwartung bestimmter Preisentwicklungen - für ein Produkt ( outright ) - zwischen Produkten ( product spread ) - zwischen regionalen Märkten ( location spread ) 41

42 Hedging als kontinuierliche Aufgabe - Kraftwerke 42

43 Kraftwerkshedging Entscheidungsrelevant ist der Clean Dark Spread 1 CDS Strompreis Brennstoffkosten Brennstoffeffizienz EUA Kosten CO Effizienz 2 K * >0 <0 make buy CO 2 fuel K = Sonstige Kosten (z.b. Personal, Wasser) 1 für Kohlekraftwerke; für Gaskraftwerke = Clean Spark Spread power plant power 43

44 Berechnungsbeispiel var. Kosten = Brennstoffkosten + EUA Kosten + sonstige Kosten Brennstoffeffizienz EUA Effizienz Beispiel Kohlekraftwerk var. Kosten = 112 /t + 7 /t + 2,9 Kohlekraftwerk 0,34t/MWh el 0,9t/MWh el 47,42= 38,22 + 6,3 + 2,9 Anfahrtkosten auf (24 x 500) MWh = 1,25 /MWh Mindestpreis für Spotvermarktung 48,67 /MWh 44

45 Erzeugungsgrenzkosten ( /MWh) Aufgrund der schwankenden Nachfrage wird innerhalb eines Tages die Merit Order in weiten Teilen tangiert Lieferverpflichtung Stunde 12 Lieferverpflichtung Stunde 23 0 Preis für Einzelstunden Verfügbare Leistung (MW)

46 Bestimmung Börsengebote durch einen Erzeuger (vereinfacht, da z.b. ohne Reservedarstellung oder Mindestlast) Stunde 23 Stunde 12 Grenzkosten [ /MWh] Grenzkosten [ /MWh] Leistung [MW] Leistung [MW] Börsengebote für Stunde 23 Börsengebote für Stunde 12 Einkauf Volumen [MW] Preis [ /MWh] Verkauf Volumen [MW] Preis [ /MWh] Einkauf Volumen [MW] Preis [ /MWh] Verkauf Volumen [MW] Preis [ /MWh]

47 Im (wettbewerblichen) Spotmarkt ergibt sich nur ein begrenzter Beitrag zur Fixkostendeckung (Vereinfachte Darstellung) P Nachfrage Verfügbare Kapazität P Nachfrage Verfügbare Kapazität P = c2 P = c1 MW MW 47

48 Spitzenlastkraftwerke können nur in Knappheitssituationen im Spotmarkt Geld verdienen (Vereinfachte Darstellung) P Nachfrage Verfügbare Kapazität P Verfügbare Kapazität P = VOLL? Nachfrage P = c3 MW MW 48

49 /MWh Eine breitere Betrachtungsweise versteht ein Kraftwerk als Option auf Stromerzeugung Clean Dark Spread Einsatz-Entscheidung: make CSS > 0 CSS < 0 generate power use fuel and CO 2 buy buy power on market save / sell fuel and CO 2 Marktpreis Strom Erzeugungskosten Brennstoffkosten sonst. arbeitsabhän. Kosten (Dirty) Spark Spread * CO 2 - Kosten Clean Spark Spread (CSS) Strommarkt Brennstoffmarkt CO 2 -Markt Die Einsatz-Entscheidung auf Basis des Clean Dark Spread bedarf einer integrierten Betrachtung von Positionen auf verschiedenen Märkten 49

50 Optionswert Die Wertigkeit einer Option (z.b. Kraftwerk) setzt sich aus Zeitwert und innerem Wert zusammen Optionswert innerer Wert Strike* Strompreis out-of-the-money aus dem Geld Zeitwert nahe 0, innerer Wert = 0 at-the-money am Geld Zeitwert max., innerer Wert = 0 in-the-money im Geld Zeitwert nahe 0, innerer Wert > 0 50

51 Optionsbewertung Black Modell - Bewertung einer europäischen Call Option mit: wobei F X T r ln () N (x) s = Aktueller Terminmarktpreis (Future) = Ausübungspreis der Option (Strike) = Restlaufzeit bis Ausübung = risikofreier Zinssatz = natürlicher Logarithmus = kumulative standardisierte Normalverteilung an der Stelle x erwartete jährliche Volatilität * Fisher Black (1976): The pricing of commodity contracts 51

52 Wichtiger Parameter für das Hedging eines Kraftwerks ist das Delta der Option im Terminmarkt vor Ausübung Optionsparameter : F gegeben X = 70 r = 0,1 s = 5% T = 50 Optionsparameter : F gegeben X = 70 r = 0,1 s = 5% T = 2 Kontinuierliches Delta-Hedging stellt - Risikoneutralität her - Realisiert den Zeitwert einer Option 52

53 Die Ausübungsentscheidung muss immer wieder überprüft und der Hedge angepaßt werden Stromerzeugung / Ausübung der Option = Hohes Delta der Option Clean Dark Spread t 0 t 1 t Keine Ausübung der Option = Niedriges Delta der Option 53

54 Ein hypothetisches Beispiel Kraftwerksoption 1000 MW mit einem Ausübungspreis von 70 /MWh Zeitpunkt Markt -preis Optionsdelta Handelsgeschäft Ergebnis T ,00 0,2 Verkauf 200 MW T ,00 0,5 Verkauf 300 MW T ,50 0,1 Kauf 400 MW T ,00 0,4 Verkauf 300 MW T ,00 0,01 Kauf 390 MW T??? 0 Make or Buy Nach 5 Handelsperioden bereits Deckungsbeitrag 54

55 Preisvolatilität ist Grundvoraussetzung für einen positiven Optionswert Entwicklung des V-DAX* * V-Dax = implizite Volatilität der gehandelten Optionen auf den DAX für die nächsten 30 Tage Quelle: Deutsche Börse (Abruf ) Zeitraum für 6 Monate 55

56 Langfristige Preistrends sind für Delta-Trading sehr ungünstig Preisentwicklung Strom Baseload Cal 2015 ( /MWh) Stand ; Quelle EEX 56

57 Hedging als kontinuierliche Aufgabe - Vertriebsportfolio 57

58 0:15 4:15 8:15 12:15 16:15 20:15 0:15 4:15 8:15 12:15 16:15 20:15 Hedging von Vertriebslast Beispiele für Lastverläufe von Kunden Einkaufsmarkt Transportbeton Quelle: PCC Petro Carbo Chem 58

59 Was braucht der Vertrieb für die Kalkulation eines Angebots? Information Lastverlauf (SLP bzw. Messdaten) Information über Fehlerwahrscheinlichkeit der Prognose Information über Ist-Entnahme möglich? Eindeckungskonzept (Hedging) Preise für Standardprodukte Preise für Nicht- Standards (Einzelstunden, Regelenergie) Quelle Verteilnetzbetreiber bzw. historische Daten Historische Daten, Analyse des Anbieters Kunde Risikomanagement des Anbieters Handelsplätze HPFC, Vorgaben des Anbieters 59

60 Hedgingstrategie für Vertriebslast Kauf und Verkauf von Einzelstunden (Spotbörse) Peakload-Produkt Peakload-Produkt Baseload-Produkt 60

61 Die Preisrisiken für Einzelstunden im Spotmarkt erfordern eine Entscheidung zur Hedgingstrategie Volumenhedging: - Erwartete Lieferverpflichtungen und Beschaffung sind mengenmäßig (in MWh) identisch, nicht jedoch schon zeitlich kongruent Werthedging: - Verkäufe und Zukäufe im Spotmarkt sollen sich wertmäßig ausgleichen Risikohedging: - Das Risiko der offenen Long und Short-Positionen soll sich entsprechen 61

62 Zur Bewertung von Lastprofilen bei der Angebotsabgabe wird eine HPFC* verwendet Gewünschte Charakteristika einer HPFC Werterhalt = Die Summe der Stundenpreise entspricht dem Wert der im Terminmarkt zu beobachtenden Terminmarktprodukte Shapetreue = Der Verlauf der Stundenpreise über 24 Stunden entspricht der zu erwartenden Ausprägung der Stundenpreise Risikoadäquanz = Die für die Einzelstunden hinterlegten Varianzen entsprechen den Ansprüchen eines sorgfältigen Risikomanagements Unternehmensindividuelle Proxilösungen führen zu unterschiedlicher Bewertung des gleichen Lastprofils * HPFC = Hourly Price Forward Curve 62

63 Arbitrage und Spekulation 63

64 Ziele im Energiehandel Hedging Absicherung von offenen Positionen in Erzeugung oder Vertrieb Diversifizierung der Absatz- oder Beschaffungskanäle Korrektur der Make or Buy Entscheidung Arbitrage Erzielen eines risikolosen Gewinns aus unterschiedlichen Preisen: - auf unterschiedlichen Handelsplätzen für das gleiche Produkt - zwischen Produkten auf der Terminmarktkurve - zwischen regionalen Märkten Spekulation Eingehen von offenen Positionen in Erwartung bestimmter Preisentwicklungen - für ein Produkt ( outright ) - zwischen Produkten ( product spread ) - zwischen regionalen Märkten ( location spread ) 64

65 Arbitrage sichert Preisgleichheit zwischen Handelsplätzen für gleiche Produkte Preisdifferenz* zwischen EEX und OTC für day ahead Baseload /MWh Quelle: Sector Inquiry Schaubild 39, EU Kommission 65

66 Arbitrage sichert Preiskonsistenz entlang der Terminmarktkurve Preisdifferenz* zwischen Summe der Einzelmonate und Quartalsprodukt (Q3/07 bis Q3/08) 0,0150 0,0100 /MWh 0,0050 0,0000-0, Arbitrage zwischen sichtbar quotierten Einzelprodukten sehr klein -0,0100-0, Date Q3/2007 Q4/2007 Q1/2008 Q2/2008 Q3/2008 * Quelle: RWEST; Mengengewichtete End of Day Preise für Strom Baseload (Mittelwert der Quartalsprodukte bei 56 /MWh) 66

67 Arbitrage sichert Preiskonsistenz zwischen regionalen Märkten Preisdifferenz* zwischen OTC in Deutschland und EXAA** Resultat um Uhr 10,00% 5,00% 0,00% -5,00% Räumliche Arbitrage zwischen Strommärkten ohne Transportengpass sehr gering -10,00% Abweichungen sind meist im Detail erklärbar (z.b. 1. Mai) -15,00% Jun. Jul. 06 Aug. 06Sep. Okt. 06 Nov. 06 Dez. 06 Jan. 06 Feb. 07 Mrz. 07 Apr. 07 Mai. 07Jun. 07Jul. Aug. 07Sep. Okt. 07 Nov. 07 Dez. 07 Jan. 07 Feb. 08 Mrz. 08 Apr. 08 Mai. 08Jun. 08Jul. Aug. 08Sep. 08 Juni 2006 Sept 2008 * OTC Baseload Preis um Uhr im Vergleich zu Börsenergebnis **Spotbörse Österreich 67

68 Ziele im Energiehandel Hedging Absicherung von offenen Positionen in Erzeugung oder Vertrieb Diversifizierung der Absatz- oder Beschaffungskanäle Korrektur der Make or Buy Entscheidung Arbitrage Erzielen eines risikolosen Gewinns aus unterschiedlichen Preisen: - auf unterschiedlichen Handelsplätzen für das gleiche Produkt - zwischen Produkten auf der Terminmarktkurve - zwischen regionalen Märkten Spekulation Eingehen von offenen Positionen in Erwartung bestimmter Preisentwicklungen - für ein Produkt ( outright ) - zwischen Produkten ( product spread ) - zwischen regionalen Märkten ( location spread ) 68

69 Outright Spekulation auf Strompreisentwicklung Preisentwicklung D, Baseload, Cal-13 Umfang/Risiko der Spekulation bestimmt durch: - Größe der Position - Mögliche Preisänderungen - Zeitraum bis zur Erfüllung Spekulation auf Strom erfordert immer ein Glattstellen am Liefer- Tag (keine Lagerung möglich) Gewinn und Verlust werden täglich Mark to Market bewertet, dabei ist der Gewinn des Einen der Verlust des Anderen Käufer des Cal 13 hat in 12 Monaten 10 MW * 8760h* (48,61-57,05) /MWh = Verlust realisiert Quelle: EEX; Zeitraum bis

70 Spread [EUR/MWh] Spreadpositionen sind die Spekulation auf relative Preisentwicklungen Entwicklung des Spreads Baseload Cal08 vs. Cal07 in Spread Cal07 BASE Cal08 BASE Umfang/Risiko der Spekulation bestimmt durch: - Größe der Position - Mögliche relative Preisänderung - Zeitraum bis zur Erfüllung Preis [EUR/MWh] Käufer des Cal 07 hat seit Anfang 2005 einen Gewinn realisiert von 10 MW * 8760h * (53,80-34,75) /MWh = Handelstag Als Verkäufer des Cal 08 hat er im gleichen Zeitraum einen Verlust von 10 MW * 8760h * (37-50) /MWh = Per Saldo hätte die relative Spekulation ein Ergebnis von gebracht 70

71 Jan Jan Jan Jan Feb Feb Feb Mrz Mrz Mrz Mrz Apr Apr Apr Mai Mai Mai Jun Jun Jun Jun Jul Jul Jul Aug Aug Aug Aug /MWh Spekulation auf Preisentwicklung über Zeit Forward vs. Settlement Produkt D, Baseload, Cal 07 vs settlement Marktpreis des Kontraktes in 2006 Durchschnitt der Spotmarktpreise in 2007 Umfang/Risiko der Spekulation bestimmt durch: - Größe der Position - Mögliche relative Preisänderung - Restlaufzeit bis Settlement Ein Verkäufer des Cal 07 im Januar 2006 erlöst 10 MW * 8760h * 50 /MWh = Als Käufer zahlt er im Spotmarkt der EEX im Laufe des Jahres MW * 8760h * 38 /MWh = Jan 2006 Dez Per Saldo hätte die relative Spekulation ein Ergebnis von gebracht Quelle: EEX; Zeitraum bis

72 Spekulation auf relative Preisentwicklung zwischen Märkten Preisentwicklung D/F, Baseload, Cal Umfang/Risiko der Spekulation bestimmt durch: - Größe der Position - Mögliche relative Preisänderung - Zeitraum bis zur Erfüllung Verkäufer des Cal 08 in D und Käufer in F realisiert Anfang 2007 einen Gewinn von 10 MW * 8760h * 1,68 /MWh = Als Käufer des Cal 08 in D und Verkäufer in F realisiert er Ende 2007 einen Gewinn von 10 MW * 8760h * 4,20 /MWh = Feb-0729-Mrz-0716-Mai-0702-Jul-0715-Aug-0728-Sep-0714-Nov-07 Jan 2007 Dez Per Saldo hätte die relative Spekulation ein Ergebnis von gebracht Quelle: RWE Trading 72

73 Spekulation auf regionale Preisunterschiede erfordert begrenzte Transportkapazitäten Preisdifferenz* zwischen Baseload für Folgejahr (08 bzw. 09) zwischen D und F * Quelle: RWEST; End of Day Preise (D-F) für Kalenderjahr 08 bzw Kalenderjahr 09 73

74 Transportrechte 74

75 Idealtypische Effekte des Exports/Imports Preise in beiden Märkten konvergieren im Idealfall ist der Preis in allen Preiszonen am Ende gleich (wenn verfügbare Kapazität > benötigte Kapazität) Konsumenten- und Produzentenrenten steigen (Wohlfahrtseffekt) Netzausbau ist langfristige Infrastrukturmaßnahme (z.b. ETSO TYNDP (10 Jahresplanung) ) Engpassmanagement zielt auf die optimale Nutzung bestehender Transportkapazitäten Markt 1 P ( /MWh) P ( /MWh) Markt 2 Nachfrage Nachfrage Export P2 P1* P2 * Import P1 Angebot Angebot Q1 Q1* Q (MWh) Q2 Q2 * Q (MWh) 75

76 Transportengpässe zeigen sich aber bereits in Terminmarktpreisen Preise für Baseload im Folgejahr 76

77 Transportkapazität ist aus Sicht des Handels eine Option auf einen (regionalen) Preisspread Wert der Optionalität ist bestimmt durch: - Ausübungspreis (Strike) - Preis des Underlying (Marktpreisspread) - Risikoabschläge -- sofern eine zeitgleiche Glattstellung nicht möglich ist -- Transportrecht selbst risikobehaftet ist - Transaktionskosten Welche Optionalität ist nutzbar und wie wird sie vom Markt bewertet 77

78 Die Preisdifferenz selbst ist volatil Preisdifferenz zwischen Baseload für den Folgemonat in D und F* Spread [EUR/MWh] Jan 06 Feb 06 Mar 06 Apr 06 May 06 Jun 06 Jul 06 Aug 06 Sep 06 Oct 06 Nov 06 Dec 06 Jan 07 Feb * Negative Werte stehen für F>D 78

79 D F F D Faktisch kann und soll sich die Transportrichtung nach der Preisdifferenz richten Tagesprofil für einen grenzüberschreitenden Transport D/F (MW) Quelle: RTE Reihe

80 Kritische Elemente im heutigen Marktdesign 80

81 Eine (nicht vollständige) Liste aktueller Themen Rapide Veränderungen der Landschaft durch Beschleunigte Energiewende Kernenergiemoratorium Zubau der Erneuerbaren Finanzmarktkrise Transparenzanforderungen (REMIT) Zuordnung des Energiehandels zu Finanzmärkten (u.a. MiFID) Fokus der Diskussion: - Integration Erneuerbarer - Kapazitätsmärkte REMIT MiFID EU Verordnung Nr. 1227/2011 = Regulation on wholesale Energy Market Integrity and Transparency Richtlinie 2004/39/EG = Markets in Financial Instruments Directive 81

82 Sehr guter Erfolg der EEG Förderung Wind PV Quelle: RWE Facts and Figures

83 Die Entwicklung hat sich nach 2008 deutlich beschleunigt PV Zubau und Umlaufrendite deutscher Bundesanleihen Quelle: K.Kübler in et 9/

84 Entwicklung der EEG-Umlage Quelle: RWE Facts and Figures

85 Deutlicher Anstieg der installierten Erzeugungsleistung Quelle: RWE Facts and Figures

86 EE-Erzeugung führt zu deutlichen Veränderungen im Kraftwerkseinsatz Quelle: ISUSI

87 EE ändert auch die Preisstruktur im Spotmarkt Vergleich von Spotpreisen 2006 (rot) und 2012 (blau) jeweils bezogen auf den Jahresmittelwert 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 6,000 Höhere Preise im Off-Peak durch KE-Moratorium 0, Keine Knappheitspreise 4,000 2,000 0, Auflösung des Peak Load durch PV 1,200 1,000 0,800 0,600 0,400 0,200 0,000 2,000 Überproduktion durch EE 0, ,000-4,000 Für Grenzkraftwerke besonders problematisch, da Peak-Load Preis betroffen -6,000 87

88 Jahr unbestimmt Kraftwerksbetreiber reagieren mit technischen Anpassungen und Stilllegungen Mögliche Fahrweisen für Kraftwerke Mögliche Fahrweisen für Kraftwerke Saldo der Zubauten und Stilllegungen konventioneller Stromerzeugung MW Braunkohle Erdgas Kernenergie Mineralölprodukte Pumpspeicher Steinkohle Mehrere Energieträger Sonstige Energieträger Saldo Quelle: RWE Facts and Figures 2013 Quelle: BNetzA ; Stand

89 Wie sieht zukünftig die optimale Erzeugungsstruktur aus? Quelle: r2b Consulting 89

90 Markträumung ohne DR * -Potential P Nachfrage ohne DR Reserve P = c2 Wettbewerblicher Spotpreis (c2) garantiert keine Deckung der Fixkosten Daher -> Delta Trading und/oder -> Price Mark ups erforderlich P = c1 DR = Demand Response bzw. Preiselastizität der Nachfrage Verfügbare Kapazität MW 90

91 Knappheit ohne DR-Potential Defizit P Nachfrage ohne DR Reserve P = c2 P = c1 Bei Ausfall von Erzeugungsleistung die größer als die Reserve ist -> kein markträumender Preis -> Brown Outs zur Deckung des Defizits erforderlich Aus fall Verfügbare Kapazität t+1 MW Verfügbare Kapazität t 91

92 Markträumung mit DR-Potential Genutzes DSM Potential P Nachfrage mit DSM P = c3 P = c2 P = c1 Bei preiselastischer Nachfrage -> markträumender Preis sichergestellt -> auch marginale Erzeugung erzielt Deckungsbeiträge für Fixkosten Aus fall Verfügbare Kapazität MW 92

93 Unkonventionelle Flexibilitäten sind optimal, um Spitzen der Residuallast abzudecken Bei diesen Preisen ist der Betrieb der konventionellen Kraftwerke wirtschaftlich Ein Investitionsanreiz besteht für die Erschließung von NEAs Quelle: r2b Consulting 93

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