Das Jahr 2017 neigt sich dem Ende zu. Bis Dezember 2017 haben die meisten Energieversorger einen Großteil ihrer Erzeugungs- bzw. Beschaffungsmengen durch tranchierte Handelsgeschäfte am Großhandelsmarkt abgesichert. Wie groß die Unterschiede zwischen unterschiedlichen Tranchenmodellen sein können und was das für Sie bedeutet, lesen Sie hier.

Das finanzielle Absichern von Vermarktungs- bzw. Beschaffungsmengen hilft den Energieversorgern, das entsprechende Lieferjahr buchhalterisch zu planen. Zugleich schützt es vor Preisschwankungen im Spotmarkt. Je nach Handelsrichtung (Beschaffung oder Vermarktung) und allgemeinem Markttrend (bullish oder baerish) unterscheidet sich allerdings der Erfolg unterschiedlicher Tranchenmodelle deutlich. Bei einem Tranchenmodell werden die abzusichernden Mengen über einen längeren Zeitraum in Teilmengen eingekauft bzw. verkauft – also „tranchiert“. Tranchenmodelle sind ein Teil der Risikovermeidungsstrategie (Absicherungen gegen Preisschwankungen). Sie setzten auf die Strategie der Diversifikation, das heißt einfach nicht „alle Eier in einen Korb zu legen“. Je nachdem, wie das Tranchiermesser die gesamten Handelsmengen zerstückelt, umso unterschiedlicher fallen die durchschnittlichen Beschaffungskosten bzw. Vermarktungserlöse aus.

Börsenpreise für das aktuelle Frontjahr 2018 (Base) steigen

Aktiennotierte Unternehmen wie RWE, die VERBUND AG und E.ON gaben im November 2017 im Zuge von verpflichtenden Veröffentlichungen den Anteil ihrer abgesicherten Erzeugungsmengen an und den damit erzielten Durchschnittspreis. Seit mehreren Monaten steigen die Börsenpreise für das aktuelle Frontjahr 2018 (Base). Im Hinblick darauf erwecken die angegebenen Durchschnittspreise mit Differenzen von 10 EUR/MWh und mehr gegenüber den aktuellen Preisen den Verdacht, dass die Strategien der Unternehmen deutlich optimiert werden können. Im Folgenden werden unterschiedliche Tranchenstrategien auf Basis der EEX-Settlement-Notierung (Cal 2018 Base) für das Lieferjahr 2018 untersucht. Im zweiten Schritt werden diese Strategien auch für die vorherigen Lieferjahre 2015 bis 2017) getestet.

Die folgenden sechs Strategien (siehe Tabelle 1) unterscheiden sich im Handelszeitpunkt und -zeitraum. Innerhalb einer Strategie wird zu jedem Handelszeitpunkt dieselbe Menge an Tranchen  abgesichert. Je häufiger in einer Zeitspanne gehandelt wird, desto eher entspricht der eigene Durchschnittspreis dem EEX-Durchschnitt. Der Einfluss des Handelszeitraums – eine Absicherung über 12, 24 oder 36 Monate – wirkt unterschiedlich je nach langfristigem Markttrend (bearish oder bullish).

Tranchenstrategien – Handelszeitpunkte und -punkte

Tabelle 1: Tranchenstrategien – Handelszeitpunkte und -punkte

Bei der richtigen Strategie reden wir über mehrere Millionen Euro Differenzen

Die Auswirkungen dieser unterschiedlichen Strategien sind in Abbildung 1 für das Lieferjahr 2018 deutlich erkennbar. Der Trendwechsel von bearish zu eindeutig bullish am Anfang des Jahres 2016 führt dazu, dass die 24-monatige Absicherung die geringsten Preise aufweist. Für die Vermarktungsseite hätte diese Strategie einen Opportunitätskostenverlust von 3,44 EUR/MWh gegenüber der kurzfristigen Strategie über 12 Monate bedeutet. Dies sind umgerechnet 3,4 Mio. EUR/TWh. Die von den Energieversorgern veröffentlichten Ergebnisse lagen zwischen 25,3 EUR/MWh [1]bzw. 27 EUR/MWh[2]. Im Mittel weisen sie eine Differenz auf von 2,7 bis 6,1 Mio. EUR/TWh (bei 12 monatiger Strategie) bzw. 1,0 bis 4,4 Mio. EUR/TWh (bei 24 monatiger Strategie).

Vergleich Settlementpreise und durchschnittliche Absicherungspreise (gleitender Durchschnitt) für das Lieferjahr 2018

Abbildung 1: Vergleich Settlementpreise und durchschnittliche Absicherungspreise (gleitender Durchschnitt) für das Lieferjahr 2018

Gibt es die „eine beste“ Strategie?

Allerdings lässt sich aus den Ergebnissen für das Lieferjahr 2018 nicht ableiten, dass beispielsweise eine kurzfristige Strategie für die Vermarktungsseite grundsätzlich bessere Ergebnisse bringt. Ein Blick auf die vorherigen Lieferjahre zeigt, dass die optimale Strategie vom jeweiligen Marktumfeld abhängt.

Vergleich Settlementpreise und durchschnittlicher Absicherungspreise (gleitender Durchschnitt) für die Lieferjahre 2016 und 2017

Vergleich Settlementpreise und durchschnittlicher Absicherungspreise (gleitender Durchschnitt) für die Lieferjahre 2016 und 2017

Abbildung 2: Vergleich Settlementpreise und durchschnittlicher Absicherungspreise (gleitender Durchschnitt) für die Lieferjahre 2016 und 2017

Die Marktentwicklung der Terminmarktnotierungen für die Lieferjahre 2016 und 2017 war durchweg bearish. In einem eindeutig fallenden Markt führen langfristige Absicherungsstrategien grundsätzlich zu höheren Preisen. In einem bullishen Marktumfeld führen langfristige Strategien zu geringeren Preisen. Die Unterschiede zwischen den Handelszeitpunkten (täglich vs. einmal monatlich) hatten einen deutlich geringeren Einfluss auf die Ergebnisse.

Welche Preise die richtigen sind, hängt von der Marktmotivation ab. Es gilt hier die erste Grundregel des Energiehandels: Kaufe günstig, verkaufe teuer.

Ergebnisse der Tranchenstrategien

Tabelle 2: Ergebnisse der Tranchenstrategien

Wie Sie Fehler vermeiden

Die richtige Strategie für das eigene Unternehmen zu finden, ist nicht einfach, aber möglich. Es muss die Flexibilität mitbringen, sich den aktuellen Marktentwicklungen auch anzupassen. Mit einem geeigneten Set an Risikokennzahlen können laufende Positionen überwacht und rechtzeitig angepasst werden. Das Potenzial von 1 Mio. EUR/TWh pro 1 EUR/MWh Unterschied in den Absicherungspreisen sollte Motivation genug sein, die eigene Beschaffungs- bzw. Vermarktungsstrategie regelmäßig auf Herz und Nieren zu überprüfen.

 

[1] https://www.verbund.com/de-at/ueber-verbund/investor-relations/finanzergebnis (Investoren-Präsentation)

[2] https://www.montel.de/News/Story.aspx?id=841992&highlightCsv=eon

[3] Betrachtungszeitraums: 01.01.2015 – 24.11.2017