Auszug aus Ausgabe 2 April Handel & Beschaffung. Der richtige Zeitpunkt für die Gasbeschaffung. Von Joachim Endress, Analyst ISSN:

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1 2 16 Auszug aus Ausgabe 2 April 16 Handel & Beschaffung Der richtige Zeitpunkt für die Gasbeschaffung Von Joachim Endress, Analyst ISSN:

2 X_Rubrik_Unternehmen_Autor Handel & Beschaffung Special Stadtwerke Lokale Helden Foto: Sergey YAkovlev/Fotolia Der richtige Zeitpunkt für die Gasbeschaffung Im fallenden Gas- und Ölmarkt seit 13 waren kurzfristig orientierte Beschaffungsstrategien für Stadtwerke oftmals die beste Wahl. Mit dem jüngsten Preisverfall am Erdgasmarkt entstehen neue Herausforderungen und Anpassungsbedarf für die optimale Beschaffungsstrategie für Stadtwerke. Von Joachim Endress, Analyst 2 e m w Heft 02 16

3 Handel & Beschaffung Seit 13 sind die Preise am Gasmarkt tendenziell gefallen. Wurden im Dezember 13 am Handelspunkt TTF außerbörslich (OTC) noch fast 28 für den Frontmonat bezahlt, so sank der Preis hierfür bis Februar 16 auf unter 13. Damit sind TTF und die deutschen Gasmärkte NCG und Gaspool brav wie ein Hund an der Leine dem Ölpreis gefolgt. Notierte Brent Crude im Dezember 13 noch bei ca. 50 für den Frontmonat, so fiel der Preis bis Februar 16 auf ca. 17 (Abb. 1). Schaut man auf die langfristige Preisentwicklung des Öl- und Gasmarktes so wird die Leitfunktion des Ölmarktes für den Gasmarkt deutlich. Die lange Phase stagnierender Preise seit Ende der 80er Jahre bis zu Beginn 00 wurde durch eine Phase steigender Preise bis Ende 08 abgelöst. In dieser Phase dominierten bei Stadtwerken langfristige Beschaffungsstrategien, meist mit Ölpreisbindung und mit Laufzeiten zum Teil deutlich über fünf Jahren. Die Erfahrung des Preisverfalls in 08/09 und die beginnende Gasmarktliberalisierung in Deutschland (mit dementsprechenden neuen gesetzlichen Rahmenbedingungen) veränderten die Beschaffungsstrategien der Stadtwerke grundlegend. Im steigenden Markt zwischen 10 bis Ende 13 blieb in der Rückschau ein Festpreis für zwei bis drei Jahre (wenn man sich die Flexibilität nicht zu teuer eingekauft hatte) oftmals immer noch eine gute Wahl. Seit 14 ging es dann rasant nach unten. Kurzfristige Beschaffungsstrategien beziehungsweise ein höherer Anteil von marktnahen, kurzfristigen Handelsprodukten im 01 ICE Brent Crude, Borderpreis und TTF im langfristigen Vergleich Portfolio gehörten hierbei natürlich zu den Gewinnern. Voraussetzung war natürlich eine vernünftige Absicherungsstrategie. Interessant ist es, das Preisniveau der langfristig- und kurzfristig orientierten Beschaffungsstrategien miteinander zu vergleichen. Nehmen wir an, man habe für die Beschaffung des Gasjahres 16 folgende Alternativen gehabt: Beschaffung über den Front Year Index (FY) (d. h., Beschaffung ein Jahr davor), Beschaffung über den Front Year Index+1 (FY+1) Jan. 87 Jan. 90 Jan. 93 Jan. 96 Jan. 99 Jan. 02 Jan. 05 Jan. 08 Jan. 11 Jan ICE Brent dated mid fob 0 Jan. 87 Jan. 90 Jan. 93 Jan. 96 Jan. 99 Jan. 02 Jan. 05 Jan. 08 Jan. 11 Jan. 14 Borderpreis BAWi TTF (Bunde) 02 Vergleich langfristige versus kurzfristige Beschaffung GWJ 08 GWJ 09 GWJ 10 GWJ 11 GWJ 12 GWJ 13 Front Year Index Front Month Index Front Year +1 Index Day-Ahead Index (d. h., Beschaffung zwei Jahre davor) und Beschaffung zum Front Month Index (FMI) beziehungsweise zum Day-Ahead-Index (DAI). In allen betrachteten Fällen seit 09 war die kurzfristige Strategie (FMI, DAI) der langfristigen (FY, FY+1) überlegen (Abb. 2). Danach ist man bekanntlich immer schlauer. Dies hilft aber nur bedingt für die Festlegung der zukünftigen Strategie. Wo laufen nun die Preise im Jahr 16 hin? Bleiben sie auf einem niedrigen Niveau oder erholt sich der Markt wieder auf das Niveau von vor 13. Sicher ist auf jeden Fall, dass die Abwärtsbewegung der letzten zwei Jahre sich nicht im gleichen Maße so weiter fortsetzen kann. Die Preise sind schon zu stark gefallen; ein dauerhafter Preisverfall unter 8 Euro/ MWh testet die ökonomische Belastungsgrenze der Produzenten. Es stellen sich daher neue Herausforderungen für das Portfolio- und Risikomanagement der Stadtwerke. Einige wichtige Rahmenbedingungen möchten wir hier diskutieren. Risiken bei Spotpreisbindung Wie wir oben gesehen haben, kann die kurzfristig orientierte Beschaffung gegenüber der langfristigen vorteilhaft sein. Dies birgt jedoch Risiken. Die Preisentwicklung am Spotmarkt hat die Charakteristik, dass eine hohe Nachfrage meist mit hohen Preisen und eine geringe Nachfrage mit geringen Preisen zusammen kommen. Daraus ergeben sich folgende Mengen- und Preisrisiken: 1. sehr kalter Winter: Mehrbedarf bei steigenden Preisen, 2. sehr warmer Winter: Abverkauf bei fallenden Preisen, e m w Heft

4 Handel & Beschaffung 03 Risiko Preisspitzen am Beispiel Februar 12 in einem durchschnittlichen Stadtwerkeportfolio MWh Normmenge Feb 12 in MWh NCG Day+1 Feb kurzfristige Preisspitze: Hoher Preis bei hoher Gasabgabe wegen unerwartet niedriger Temperaturen, 4. kurzfristiger Preissturz: Niedriger Preis bei niedriger Gasabgabe wegen unerwartet hoher Temperaturen. Alle vier Risiken können nachhaltig das Gesamtjahresergebnis beeinflussen, setzt doch ein durchschnittliches Stadtwerk ohne signifikante Prozessgasabgabe zum Teil mehr als 75 Prozent seines Jahresabsatzes im Winter ab. Ein Beispiel für das Risiko einer hohen Preisspitze (Punkt 3) ist in Abbildung 3 dargestellt. Die Preisspitze im Februar 12 ließ die Gasabgabe vieler Stadtwerke zwischen dem 1. Februar und dem 15. Februar 12 um mehr als 40 Prozent ansteigen. Der Day-Ahead kletterte um bis zu 15 über den Preis Echtmenge Feb 12 in MWh FMI Feb 12 in des Front-Monat-Indexes (FMI), was einer Differenz von 70 Prozent entsprach. Damit lag der ungewichtete Front-Monat-Index in Q1/12 bei 23,12, das ungewichtete Day-Ahead-Indexband (DAI) bei 24,12. Schlimmer wird es jedoch, wenn man die Preise mengengewichtet, das heißt, die Abnahmemenge in Relation zu den Preisen setzt. Für viele Stadtwerke stieg der mengengewichtete DAI um weitere 0,5. Bezog man nur die Spitzen beispielsweise einer DAI-Indexierung der Residuallast ein, dann stieg der mengengewichtete Preis hierfür meist deutlich über die 25-Euro-Marke. Das bedeutete für einige Stadtwerke Zusatzkosten auf die Gesamtjahresmenge von 0,2-0,5! Eine vernünftige Einschätzung der Eintrittswahrscheinlichkeit aller Preisrisiken führt zu einer plausiblen Bewertung der wahren Flexibilitätskosten. Damit kann die Grundlage für die geeignete Risikostrategie und Auswahl der Preisabsicherungsinstrumente gelegt werden. Der richtige Zeitpunkt für die Beschaffung Das Gasjahr unterliegt langfristigen, wiederkehrenden Entwicklungszyklen. Schaut man sich die Preisentwicklung der jeweiligen vier Frontquartale im Gasjahr 365 Tage vor der Belieferung und dem letztmöglichen Handelstag vor der Belieferung an, so ergeben sich wiederkehrende Entwicklungsabläufe (vgl. Abb. 4 und 5). Bei dieser Analyse haben wir alle jeweils vier Frontquartale pro Gasjahr seit 03 betrachtet, wobei Extremjahre wie 06, 09 und ähnliche Jahre nur bedingt in die Betrachtung miteingezogen wurden. Der Preis des letzten Handelstages definiert den 100-Prozent-Wert. Ein Beispiel zur Veranschaulichung: TTF Q1/11 notierte am 2. Januar 10 bei 19,68 Euro/ MWh und am letzten Handelstag, dem 31 Dezember 10, bei 23,92, was damit 82 Prozent (19,68/23,92) und 100 Prozent (23,92) in dieser Betrachtung entspricht. Wir wollen nun die Kontrakte viertes Quartal (Q4) und erstes Quartal (Q1) näher betrachten. Die nachfolgenden Aussagen gelten nicht stringent für jedes Jahr, entsprechen aber dem langjährigen Mittelwert. Für Q1 ergibt sich Folgendes (Abb. 4): Q1 bricht immer jeweils im Dezember stark nach unten ab. Der Einkauf von Q1 im vorherigen Q2 und zu Beginn Q3 scheint demnach keine wirklich gute Kaufempfehlung zu sein. Das Ende des Vorwinters, etwa der Kauf von Q1/17 in Februar/März 16 scheint demnach wiederkehrend zu günstigen Preisen im Vergleich zum zuletzt gehandelten Preis zu führen. 04 Mittelwert der Entwicklung von Q1 seit 03 in Prozent der Notierung zum letzten Handelstag Prozent Beschaffung auf Basis Day-Ahead- Index 97 Beschaffung auf Basis Front-Month-Index 95 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz 05 Mittelwert der Entwicklung von Q4 seit 03 in Prozent der Notierung zum letzten Handelstag Prozent Beschaffung auf Basis Day-Ahead-Index Beschaffung auf Basis Front-Month-Index 96 Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez 4 e m w Heft 02 16

5 Handel & Beschaffung Das Problem dabei: Innerhalb eines Jahres kann sich das absolute Preisniveau doch deutlich verschieben, was Preisrisiken birgt. Als echte Alternative kristallisiert sich die höhere Marktnähe durch kurzfristige Beschaffungsmodelle heraus. In der langfristigen Betrachtung seit 03 führten der FMI und auch der DAI in Quartal 1 zu den günstigsten Durchschnittspreisen. Schaut man sich den Verlauf für Q4 an (Abb. 5), so ergibt sich grundsätzlich eine ähnliche Aussage. Die niedrigsten Preise entstehen meistens bei Beschaffung auf Basis FMI. Relativ niedrige Preise gibt es zudem häufig am Ende des vorhergehenden Q1 und kurz vor der Belieferung im September. Weniger empfehlenswert erscheint auch hier die Beschaffung im vorherigen Q2 und zu Beginn Q3. Die Beschaffung DAI schneidet ungewichtet zwar ebenfalls sehr gut ab. Dies lässt jedoch die oben genannten Preis- und Mengenrisiken außen vor. Ein Preisabsicherung beziehungsweise Option ist hier ratsam, da an den Tagen mit den höchsten Preisen auch der Bedarf am höchsten ist. Wichtig für diese Betrachtungsweise ist jedoch der Hinweis, dass der Handel seit 11 deutlich stärker diversifiziert ist als noch zwischen 06 bis 09, als signifikant weniger Handelsteilnehmer am Markt aktiv waren. Darüber hinaus befanden sich die Märkte zwischen 01 bis 05 prinzipiell in einer Aufwärtsbewegung, jedoch seit 12/13 tendenziell in einer Abwärtsbewegung. Aktuell gibt es einen deutlich höheren Anteil von kurzfristigen Beschaffungsstrategien (FMI, DAI, etc.) als noch vor 10. LNG Game Changer? In 15 stiegen die LNG-Importe in Großbritannien und in den Niederlanden gegenüber dem Vorjahr um ca. 140 % an. 14 wurde aggregiert in beiden Ländern ca. 63 TWh importiert, in 15 waren es schon 150 TWh. Das größte US- Exportterminal Sabine Pass soll spätestens im Frühjahr 16 mit dem Export von LNG beginnen. Damit wird der Transport von amerikanischem LNG einen neuen Meilenstein im internationalen Gashandel darstellen. Der durchschnittliche Frontmonatsindex am US-amerikanischen Henry Hub ist zwischen 14 und 15 von 10,94 auf 8,08 gefallen. Aufgrund der anhaltend eher schlecht ausfallenden makroökonomischen Zahlen in Asien könnte Europa mittelfristig ein bevorzugter Markt für LNG werden. Dies setzt aber entsprechende Kapazitäten an den Importterminals voraus. Das neue Angebot von LNG kann damit durchaus Druck auf die europäischen Gasgroßhandelspreise ausüben. Fazit Auch wenn die Zahl der Ölpreisindices in den Beschaffungsverträgen der Stadtwerke seit 10 deutlich zurückgegangen sein sollte, so hat die Veränderung des Ölpreisniveaus auch weiterhin einen starken Einfluss auf die Preisbildung am Gasmarkt. Das zusätzliche Angebot von LNG wird die Rahmenbedingungen verändern. Der Blick auf die langfristigen Entwicklungskurven am Energiemarkt sowie auf langfristige Preiszyklen bei der Beschaffung von Terminprodukten ermöglicht eine bessere Orientierung. Eine differenzierte Beschaffungsstrategie, das heißt, die richtige Mischung von kurzfristigen und langfristigen Produkten im Beschaffungsportfolio minimiert das Preisrisiko. Die richtige Mengen- und Preisabsicherungsstrategie in Abstimmung mit der internen Organisation, also dem Beschaffungsprozess, der Limit- und Positionsführung sowie der Risikokontrolle hat wesentlichen Einfluss auf das Jahresgesamtergebnis der Sparte Gas. JOACHIM ENDRESS Jahrgang 1971 Studium der Wirtschaftswissenschaften, Universität Hohenheim kaufm. Abteilungsleiter, Stadtwerke Fellbach GmbH Vorstand, Greenpeace energy eg Leiter Beschaffung und Vertrieb Geschäftskunden, Stadtwerke Bietigheim-Bissingen GmbH seit 11 Consultant und Analyst u.a. für die Metanopoly AG und Markedskraft ASA sowie Berater für verschiedene Stadtwerke und Energieversorger joachim.endress@metanopoly.com gasmärkte im fokus MARKTANALYSEN prognosen forwardkurven fundamentaldaten beratung info@metanopoly.com e m w Heft metanopoly. IhR partner IM gasmarkt

6 Energie. Markt. Wettbewerb. energate gmbh Norbertstraße 5 D Essen Tel.: +49 (0) Fax: +49 (0) Bestellen Sie jetzt Ihre persönliche Ausgabe!