Kategorie: Strategie

Kraftwerksvermarktung & Dispatch

von Marianne Diem, August 2016
kraftwerksvermarktung-sinkender-spark-spread
Einsatzoptimierung, optimaler Dispatch und optimale Absicherung der Marktrisiken von Kraftwerken an den Energiemärkten zur Maximierung des Ergebnisses

Als Kraftwerkseinsatzoptimierung bezeichnet man die Ermittlung des wirtschaftlich optimalen Einsatzes vor allem für thermische Kraftwerke. Die resultierende konkrete Einsatzentscheidung bezeichnet man als Dispatch des Kraftwerks. Einsatzoptimierung, optimaler Dispatch und die Vermarktungsentscheidungen an den Energie-Terminmärkten haben einen großen Einfluss auf die mit der Erzeugung erzielten Ergebnisse. Die hiermit verbundenen Einzelaufgaben sowie die dafür erforderlichen Steuerungsgrößen sollen im Folgenden dargestellt werden:

Clean Spark Spread und Clean Dark Spread

Eine erste Messgröße für die Wirtschaftlichkeit eines konventionellen Kraftwerks ist der Clean Spark Spread (Gaskraftwerke) bzw. der Clean Dark Spread (Kohlekraftwerke). Dieser Spread bestimmt sich in jeder Zeiteinheit als:

S_t = E_t - 1/\eta  \cdot  G_t - z \cdot C_t

wobei

η der Wirkungsgrad des Kraftwerks
Et der Preis eines 1 MW-Stromkontraktes
Gt der Preis eines 1 MW-Gas- oder Kohlekontraktes
Ct der Preis pro Tonne CO2
z die CO2-Emission in Tonnen pro MWh Strom
t die betrachtete Zeiteinheit

Solche Kenngrößen werden oft in Marktberichten ausgewiesen. Die Parameter für die Spreadberechnung müssen genau dokumentiert werden, um eine Vergleichbarkeit zu gewährleisten. Der in einem Marktbericht ausgewiesene Spread könnte beispielsweise für Gaskraftwerke mit einem Wirkungsgrad η von 49,13% rechnen, für Kohlekraftwerke mit 38% und bei den Strom- und Gaspreisen jeweils Jahresbaseprodukte des Folgejahres betrachten.  Die CO2-Emission in Tonnen pro MWh Strom könnte mit 0,411 tCO2/MWh berücksichtigt worden sein.

 

In Wirklichkeit sind die Gas- und Kohlemengen pro erzeugte MWh Strom für jedes Kraftwerk und je nach Fahrweise unterschiedlich. Das tatsächlich erzielte Kraftwerksergebnis hängt auch von konkreten Vermarktungsentscheidungen an den Energiemärkten ab. Somit handelt es sich bei einer solchen Kenngröße nur um einen Markt-Indikator. Die Entwicklung von Clean-Spreads zeigt, wie sich die allgemeine Marktentwicklung auf durchschnittliche Gas- bzw. Kohlekraftwerke auswirkt. Clean-Spreads sind eine beliebte Kenngröße in der politischen Diskussion.

 

Eine Berechnung des Clean-Spark-Spreads mit obigen Parametern zeigt deutlich die sinkende Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken in den letzten Jahren:

kraftwerksvermarktung-spark-spread

Rahmenbedingungen der Kraftwerkseinsatzoptimierung

Für die optimale Steuerung des eigenen Kraftwerks sind jedoch die Kennzahlen Clean Spark Spread und Clean Dark Spread nicht ausreichend. Vielmehr resultiert die Bestimmung des wirtschaftlich optimalen Einsatzes des eigenen Kraftwerks in einem relativ komplexen Optimierungsproblem, das in der Regel mit spezialisierter Software bearbeitet wird. Dafür müssen jedoch zunächst ein paar Vorarbeiten geleistet werden.

1. Stillstandsplanung

Kraftwerke haben aus technischen Gründen geplante Stillstände. In diesen Zeiträumen werden Reparaturen oder Revisionen durchgeführt. Optimal ist es, wenn Stillstände aus technischen und wirtschaftlichen Gründen zusammenfallen. Das heißt, technische Maßnahmen werden nach Möglichkeit in Zeiträumen durchgeführt, in denen das Kraftwerk ohnehin nicht wirtschaftlich betrieben werden kann oder in denen der Stillstand  möglichst wenig kostet.

 

Ein Entscheidungskriterium für die Stillstandsplanung ist somit die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerks im Jahresverlauf. Hierzu muss der individuelle Wirkungsgrad des Kraftwerks bestimmt werden. Dann werden die stündlichen Strompreise (HPFC) und Gaspreise (DFC) des Planjahres mit diesem Wirkungsgrad zueinander in Bezug gesetzt. Man erhält eine zeitliche Auflösung des Spreads im Jahresverlauf:

kraftwerksvermarktung-stillstandsplanung

Der Verlauf zeigt hier den niedrigsten mittleren Spread im Mai, so dass ein Stillstand dann am günstigsten ist. Ein genaueres Ergebnis erhält man, indem man eine Einsatzoptimierung nach unten beschriebenem Schema ohne Einschränkung durch Stillstände durchführt und hieraus die am wenigsten profitablen Zeiträume ermittelt. Äußere Restriktionen können dazu führen, dass ein Stillstand zur wirtschaftlich optimalen Zeit nicht möglich ist. Zum Beispiel könnte es sein, dass das Kraftwerk während dieser Zeit wegen der Fernwärmelast noch fahren muss. Ebenso müssen Terminrestriktionen der Wartungsfirmen, längerfristig vereinbarte Revisionszeiträume und vieles mehr berücksichtigt werden.

 

Die eigentliche Einsatzplanung kann jedenfalls erst erfolgen, wenn die Stillstandsplanung abgestimmt ist und somit die Verfügbarkeit des Kraftwerkes feststeht.

2. Technische Restriktionen des Kraftwerks

Die ausschließliche Betrachtung des Spreads zwischen Strom und Gas oder Kohlepreisen führt zu dem Schluss, dass das Kraftwerk in jeder Viertelstunde, wo dieser Spread positiv ist, mit voller Leistung fahren sollte, in allen anderen Viertelstunden aber stehen sollte. Tatsächlich kann ein Kraftwerk einen solchen Fahrplan nicht abfahren. Es müssen technische Restriktionen berücksichtigt werden, die in der Praxis dazu führen, dass ein Kraftwerk in Stunden noch fährt, die nicht mehr profitabel sind und in Stunden noch nicht fährt, die bereits profitabel sind. Solche Restriktionen sind beispielsweise:

  • Maximal- und Minimalleistung
  • maximale Laständerungsgeschwindigkeit
  • Anfahrtszeiten
  • Anfahrtskosten für Kalt- und Warmstart
  • Mindestbetriebszeit nach dem Start

3. Restriktionen aus der Fernwärmeversorgung

Liefert das Kraftwerk auch Wärme oder Dampf für Industrieprozesse, müssen weitere Restriktionen berücksichtigt werden. Stehen keine alternativen Wärmequellen oder Speicher zur Verfügung, so hat das Kraftwerk oftmals defakto keine Flexibilität. Der Dispatch folgt dann dem Wärmebedarf (wärmegeführte Fahrweise). Sind Speicher oder alternative Wärmequellen vorhanden, so muss der Dispatch des Gesamtsystems aus Kraftwerk, Wärmebezug aus anderen Quellen und Einsatz des Speichers optimiert werden. Für die Einsatzoptimierung des Gesamtsystems stellt der prognostizierte Wärmebedarf eine weitere Restriktion dar. Flexibilität kann auch aus den Industrieprozessen selbst kommen. In diesem Falle sind diese Industrieprozesse ebenfalls Teil des Optimierungssystems.

4. Vertragliche Restriktionen

Weitere Restriktionen kommen durch Verträge zustande. Besteht beispielsweise ein Gasliefervertrag für das Kraftwerk, der Beschränkungen in Form von Take-or-Pay-Klauseln, Maximalmengen, Maximalleistung usw. enthält, so müssen auch diese Restriktionen bei der Einsatzplanung des Kraftwerks berücksichtigt werden. Verträge mit Zweckbestimmung für das Kraftwerk sind Teil der Optimierung.

5. Netzgutschriften und Netzspitze

Dezentrale Einspeiser erhalten nach StromNEV §18 vom Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes, in dessen Netz sie einspeisen, ein Entgelt. Dieses Entgelt entspricht den gegenüber den vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen durch die jeweilige Einspeisung vermiedenen Netzentgelten. Vermiedene Netzentgelte sind Grenzerlöse und müssen in der Optimierung berücksichtigt werden.

Sehr hohe Erlöse entstehen hierbei durch die Vermeidung von Netzleistungspreisen. Hier kann ein einmaliges, ansonsten nicht wirtschaftliches Hochfahren des Kraftwerks zum richtigen Zeitpunkt zu hohen Erlösen führen, da dadurch die Leistungsspitze im Verteilnetz für den Referenzzeitraum abgesenkt wird. Die Ausnutzung dieser Tatsache setzt voraus, dass die Netzlast des Verteilnetzbetreiber gut genug prognostiziert werden kann.

Das Optimierungsproblem der Einsatzoptimierung und seine Lösung

Bevor das wirtschaftlich relevante Optimierungsproblem formuliert werden kann, müssen alle relevanten Restriktionen, die Auswirkung auf den Dispatch des Kraftwerks haben oder die Grenzkosten beeinflussen (wie z.B. Anfahrkosten) aufgenommen sein.

Weiterhin müssen alle Grenzkosten und Grenzerlöse des Kraftwerks bestimmt werden. In erster Näherung handelt es sich um Stromerlöse und Gaskosten, bei genauerer Betrachtung sind jedoch weitere Erlös- und Kostenbestandteile wie z.B. KWK-Zuschläge, vermiedene Netzentgelte, Steuern usw. zu betrachten.

1. Extremum mit Nebenbedingungen

Gesucht ist der Fahrplan F für das Kraftwerk, bzw. die Fahrpläne Fi für die relevanten Assets des Fernwärmeverbunds, für die der Deckungsbeitrag aus allen variablen Kosten- und Erlösbeiträgen maximal ist, unter der Nebenbedingung, dass der Fahrplan F bzw. die Fahrpläne Fi alle beschriebenen Restriktionen erfüllen. Das heißt, gesucht ist die wirtschaftlich beste Fahrweise, die die Restriktionen erfüllt.

 

Ein solches Optimierungsproblem ist in der mathematischen (und physikalischen) Literatur als Extremum mit Nebenbedingungen bekannt. In einfache Konstellationen kann man ein solches Problem seit dem 18. Jhdt mit dem Satz von d’Alembert explizit lösen. In komplizierten Fällen – das heißt in der Energiewirtschaft – benötigt man hierfür ein erst seit dem 20. Jhdt bekanntes numerisches Verfahren, den Simplex-Algorithmus.

2. Der Simplex-Algorithmus

Der Simplex-Algorithmus ist das mathematische Verfahren, das beispielsweise auch dem Excel-Solver zugrunde liegt. Das Verfahren sucht das Maximum einer linearen Gleichung unter Nebenbedingungen, die durch stückweise lineare Ungleichungen bestimmt (approximiert) sind.

 

Im dreidimensionalen Fall begrenzt eine Ungleichung mit 3 Variablen eine Seite des Raumes mit einer Fläche. Mehrere Ungleichungen begrenzen ein Simplex, was dem Verfahren den Namen gibt:

 

Dispatch Simplex

Eine lineare Gleichung (Stromerlöse minus Gaskosten) hat kein lokales Maximum. Das Maximum liegt somit auf dem Rand des Simplex. Um es zu finden, kann man auf den Kanten entlang gehen, bis sich in keiner Richtung mehr eine Verbesserung erreichen lässt.

3. Praktische Ermittlung der optimalen Fahrweise

Tatsächlich erfolgt die Optimierung der Fahrweise typischerweise in einem dafür spezialisierten System. In diesem werden alle Nebenbedingungen erfasst. Hierzu wird in der Regel eine graphische Oberfläche angeboten, die die mathematischen Abhängigkeiten in einer Schaltbild-ähnlichen Form visualisiert und den Weg der betroffenen Commodities sichtbar macht:

 

Dispatch Wandler

Die Restriktionen der einzelnen technischen Komponenten werden im Schaltbild hinterlegt, am Anfang und Ende aller Wandlungen stehen Euro. Auf diese Weise ist auch die Maximierung der Differenz zwischen gezahlten und eingenommenen Euro visualisiert.

 

Die Erfassung der Nebenbedingungen erfolgt einmalig mit Einführung des Systems. Änderungen ergeben sich aus technischen Änderungen, der Alterung des Kraftwerks, aus vertraglichen und regulatorischen Änderungen und Marktänderungen. Wegen der großen Bedeutung der Restriktionen für die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerks sollten Restriktionen dokumentiert und einmal jährlich in einem geeigneten Teilnehmerkreis geprüft werden.

 

Für eine langfristige Einsatzplanung sind weiterhin aktuelle Terminpreise und möglicherweise Fernwärmelastprognosen erforderlich.

 

Das System ermittelt aus den hinterlegten Restriktionen und aktuellen Preis- und Lastdaten einen optimalen Dispatch. Hierfür errechnet es den Wert zahlreicher möglicher Fahrpläne und prüft jeweils, ob eine leichte Variation, die einem Weg auf einer Simplexkante entspricht, zu einer Verbesserung oder einer Verschlechterung des Fahrplanwertes führt. Lässt sich keine signifikante Verbesserung des Ergebnisses mehr erzielen, wird der ermittelte optimale Fahrplan ausgegeben.

 

Eine optimaler Dispatch besteht aus:

  • einem Stromfahrplan
  • einem dazu passenden Gasbezugsfahrplan
  • Fahrweisen für Speicher und andere Infrastrukturen
  • Bezugsfahrplänen für betroffene Lieferverträge (Gas und Fernwärme)

Zu der ermittelten optimalen Fahrweise gehört ein optimales Ergebnis, das sich aus der Bewertung dieser Fahrpläne mit HPFC und DFC-Preisen ergibt.

Stochastische Optimierung

Der mit obigem Verfahren ermittelte Einsatzfahrplan ist optimal unter der Bedingung, dass die Strom- und Gaspreise, die zur Ermittlung verwendet wurden, in Zukunft genau so eintreten werden. Für den Dispatch des Kraftwerks am nächsten oder laufenden Tag auf Basis von Intradaypreisen ist dies genau das Gewünschte. Das Ergebnis der Rechnung liefert für die geltenden Preise die optimale Fahrweise.

1. Delta-Hedge

Anders sieht es bei einer Optimierungsrechnung für einen langfristigen Terminzeitraum aus. Hier sind die eingehenden Terminpreise nur eine Preisprognose. Die Optimierungsrechnung bestimmt auch nicht den tatsächlichen Dispatch des Kraftwerks. Dieser wird erst viel später am Liefertag auf Basis dann geltender Preise bestimmt. Ziel einer langfristigen Optimierung ist vielmehr die Bestimmung der optimalen Position, die am Terminmarkt abgesichert werden sollte, siehe hierzu auch den Artikel zur Marktrisikosteuerung. Hierfür liefert der auf diese Weise bestimmte Fahrplan nur eine erste Approximation. Betrachtet man die Flexibilität des Kraftwerks mit allen Restriktionen als eine Realoption im Sinne der Finanzmathematik, so liefert die beschriebene deterministische Optimierung den Dispatch, für den die Realoption auf Basis der Terminpreise maximal im Geld ist. Eigentlich gesucht ist die optimale Absicherungsposition an den Energiemärkten, der Delta-Hedge für die Realoption Kraftwerk.

 

Dass eine deterministische Optimierung nicht die optimale Absicherungsposition liefert, liegt daran, dass die Fahrplanänderung des Kraftwerks nicht symmetrisch auf Preisänderungen reagiert:

  • ist der Clean Spread negativ und das Kraftwerk steht laut Optimierung zum gegebenen Zeitpunkt, dann
    • ändert sich nichts, wenn der Spread noch weiter fällt
    • fährt das Kraftwerk aber möglicherweise, wenn der Spread steigt
  • ist der Clean Spread auskömmlich und das Kraftwerk fährt laut Optimierung Volllast, dann
    • ändert sich nichts, wenn der Spread noch weiter steigt
    • sinkt der Spread jedoch, wird das Kraftwerk möglicherweise abfahren

Somit liegt die eigentlich erwartete Fahrweise des Kraftwerks niedriger, wenn die deterministische Optimierung von Volllastbetrieb ausgeht und höher, wenn die deterministische Optimierung von Stillstand ausgeht.

 

Eine genauere Bestimmung des Delta-Hedges ist somit möglich, indem man optimale Fahrweisen nicht nur für die aktuelle Terminpreiskurve ermittelt, sondern stattdessen Preissimulationen ausgehend von mehreren Ausgangspreisszenarien durchführt. Man erhält über die Auswertung aller zu einem Ausgangszenario gehörenden Simulationen einen Wert des Kraftwerks in Abhängigkeit von dem jeweiligen Ausgangsszenario. Hieraus lässt sich ermitteln, wie der Wert des Kraftwerks auf Änderung der Ausgangspreise reagiert, woraus sich wiederum der optimale Hedge ableitet.

2. Stochastische versus deterministische Optimierung

Ein solcher Ansatz erhöht den Rechenaufwand naturgemäß erheblich. Vor dem Hintergrund begrenzter Rechenleistung kann es leicht passieren, dass Genauigkeitsgewinn durch stochastische Optimierung durch unzulässige Vereinfachung der Rahmenbedingungen erkauft wird. An welcher Stelle ein ökonomisch ein größerer Fehler eintritt, ist apriori schwer vorherzusagen. Je mehr Rahmenbedingungen im Rahmen der Optimierung eingehalten werden müssen, desto geringer ist aber die Flexibilität des Kraftwerks und desto geringer ist der Unterschied zwischen stochastischer und deterministischer Optimierung.

 

Die Delta-Hedge-Position wird sinnvollerweise genau ermittelt, um sie auch ebenso exakt an den Terminmärkten abzusichern. Auf den Terminmärkten ist jedoch nur eine Absicherung in Base- und Peakprodukten möglich. Um eine genauere Rechnung zu rechtfertigen, muss die Differenz zwischen genauer und ungenauer Rechnung die Größenordnung eines handelbaren Terminproduktes erreichen.

 

Ein operativer Vorteil der stochastischen Optimierung ist jedoch, dass die Positionsänderungen auf Basis täglicher Terminpreisänderungen wegen der Mittelung geringer ausfallen. Die abzusichernden Positionen stellen sich dadurch für den Handel stabiler und vorhersehbarer dar.

Langfristige Einsatzoptimierung und -vermarktung

Wie bereits erwähnt werden Optimierungsrechnungen zu unterschiedlichen Zwecken durchgeführt. Je nach Zweck der Optimierung werden unterschiedliche Eingangsdaten verwendet und es ist ein unterschiedlicher Genauigkeitsgrad erforderlich. Einsatzoptimierungen werden z.B. für die folgenden Zwecke durchgeführt:

  • die Unternehmensplanung (5 – 10 Jahre)
  • die Absicherung der Kraftwerksergebnisse am Terminmarkt
  • die Spotvermarktung der Kraftwerkserzeugung
  • die Intradayvermarktung der Kraftwerkserzeugung
  • die Vermarktung des Kraftwerks an den Regelenergiemärkten

In der selben Kette werden auch die Vermarktungsentscheidungen getroffen.

1. Unternehmensplanung (5 – 10 Jahre)

Im Rahmen der Unternehmensplanung müssen Ergebnisse aus der Erzeugung geplant werden. Hier wird im Allgemeinen über einen Zeitraum von 5 – 10 Jahren gerechnet. Sind die Ergebnisse aus dem Betrieb der Erzeugungsanlagen dauerhaft negativ oder nicht kapitalkostendeckend, so müssen Sonderabschreibungen vorgenommen oder Rückstellungen gebildet werden. Somit haben die Ergebnisse solcher langfristigen Betrachtungen auch Auswirkung auf das buchhalterische Ergebnis.

 

Langfristige Ergebnisbetrachtungen sind auch die erforderliche Basis für strategische Entscheidungen wie z.B. den Neubau, den Verkauf oder die Stilllegung eines Kraftwerks. Hier werden Zeiträume bis zu 20 Jahren betrachtet.

 

Da Terminpreise im allgemeinen nur für einen Zeitraum von 3-4 Jahren vorliegen, ist zur Ermittlung von weiter in der Zukunft reichenden Ergebnissen eine Preisprognose auf Basis eines Fundamentalmodells erforderlich.

2. Absicherung der Kraftwerksergebnisse am Terminmarkt

Die Absicherung der Kraftwerksergebnisse am Terminmarkt kann nur für einen Zeitraum erfolgen, an dem am Terminmarkt Preise gestellt werden. Im Allgemeinen erfolgt sie für die nächsten drei Jahre. Zu diesem Zweck erfolgt am besten täglich eine Optimierungsrechnung der Kraftwerke für diesen Zeitraum auf Basis tagaktueller Terminpreise. Die aus der Optimierung resultierenden Fahrpläne repräsentieren Commoditypositionen, die Preisrisiken unterliegen, und sind im Sinne des Portfoliomanagements offene Positionen. Soweit noch keine Absicherungsgeschäfte getätigt wurden, ist für das Unternehmen:

  • der Stromerzeugungsfahrplan des Kraftwerks eine Strom – Longposition
  • der Gas- oder Kohlebedarfsfahrplan des Kraftwerks eine Gas- oder Kohle-Shortposition

Soll das aktuell in der Optimierung sichtbare Ergebnis abgesichert werden, so muss der Stromfahrplan verkauft und der Gas- oder Kohlefahrplan am Terminmarkt beschafft werden. Mit dieser Maßnahme ist sichergestellt, dass das Kraftwerk mindestens das abgesicherte Ergebnis erzielen wird. Dies ist möglich, indem das Kraftwerk den Fahrplan exakt abfährt. Tatsächlich wird das Kraftwerk ein höheres Ergebnis erzielen, denn unabhängig von dem Absicherungsgeschäft hat es weiterhin die Möglichkeit zu jedem Zeitpunkt:

  • weniger zu produzieren, Strom wieder zurückzukaufen und Gas oder Kohle wieder zu verkaufen
  • mehr zu produzieren, die Differenzmenge Strom zu verkaufen und den Differenzbedarf Gas oder Kohle zu kaufen

Beide Optionen wird man nur wahrnehmen, wenn dies zu Mehrergebnissen führt.

Tatsächlich werden solche Mehrergebnisse durch die tägliche Bewirtschaftung der Kraftwerksposition an den Terminmärkten automatisch gehoben: Immer wenn eine neue Optimierungsrechnung zu einer Anpassung des Fahrplans führt, ist es sinnvoll und profitabel, die Differenzmengen am Markt glattzustellen. Würde dies zu einem Verlust führen, wäre der alte Dispatchfahrplan mehr wert als der neue und der neue somit nicht auf Basis aktueller Marktpreise optimal.

3. Optimierung der Kraftwerksergebnisse am Terminmarkt

Die Bewirtschaftung des Kraftwerks an den Terminmärkten kann somit so erfolgen, dass die optimierte Fahrweise des Kraftwerks zu jedem Zeitpunkt vollständig am Terminmarkt abgesichert wird. Dies würde im Extremfall dazu führen, dass ein gesamtes, noch relativ weit in der Zukunft liegendes Lieferjahr auf einmal zu einem zufälligen, noch nicht wirklich liquiden Preis glattgestellt wird, sobald das neue Lieferjahr erstmals handelbar wird. Dies wird im Allgemeinen nicht für zweckmäßig erachtet.

 

Für eine zumindest ausgeglichene Marktmacht von Käufern und Verkäufern und somit für optimale Ergebnisse sollte vielmehr der Verkauf von Kraftwerkserzeugung dann stattfinden, wenn die meisten Käufer ihren Vertriebs- oder Eigenbedarf an den Energiemärkten einkaufen wollen. Vor diesem Hintergrund ist es üblich, in der Terminvermarktung der Kraftwerkserzeugung ähnliche Tranchenmodelle und Zeithorizonte anzuwenden, wie sie auch in den Vertriebsbeschaffungsstrategien Verwendung finden. Die im vorigen Abschnitt beschriebene Glattstellung von Differenzmengen aus der Einsatzoptimierung findet dann erst Anwendung, wenn die Tranchenvermarktung abgeschlossen ist und eine vollständige Absicherung der Erzeugung am Terminmarkt erstmals erreicht ist.

 

Ähnlich wie bei den Beschaffungsstrategien des Vertriebs ist es auch bei der Vermarktung der Erzeugung üblich, mit Stop-Loss und Take-Profit Limiten zu arbeiten und dem zuständigen Portfoliomanager Ermessensspielräume bei den Vermarktungsentscheidungen einzuräumen.

Spotvermarktung und Dispatch

Die bisher beschriebenen Prozesse finden vollständig im Handel statt oder könnten zumindest dort vollständig abgebildet werden. Zu guter Letzt muss aber das Kraftwerk das, was am Ende netto vermarktet wurde, auch abfahren. Umgekehrt muss der Handel reagieren, wenn das Kraftwerk ausfällt und die nicht mehr erzeugten oder benötigten Mengen an den Energiemärkten glattstellen. Somit ist bei den kurzfristigen Märkten am Ende der Vermarktungskette ein direkter Informationsfluss zwischen Handel und Erzeugung über die aktuellen Dispatch erforderlich.

1. Das kurzfristige Optimierungsproblem

Die kurzfristige Optimierung betrifft höchstens die drei folgenden Tage. Das Rechenproblem ist hier also wesentlich kleiner als bei der Terminoptimierung. Allerdings spielt in den kurzfristigen Märkten – vor allem im Intradaymarkt – Bedienbarkeit, Komfort und Rechengeschwindigkeit eine viel größere Rolle.

 

Das Optimierungsmodell mit den Restriktionen des Kraftwerks bleibt grundsätzlich für alle Zeiträume gleich. Allerdings ist es gegebenenfalls notwendig, großräumige Restriktionen wie eine Take-or-Pay über das Gaswirtschaftsjahr auf kleinräumige Zeiträume herunterzubrechen. Alle Verfahren in diesem Zusammenhang sind willkürlich und führen potentiell zu ex post nicht optimalen Ergebnissen.

2. Vorbörsliche Optimierung

Kurzfristige Optimierungen werden typischerweise das erste Mal am Morgen vor Abgabe des Börsengebotes für den Folgetag durchgeführt. Da die Ergebnisse der Börsenauktion noch nicht vorliegen, erfolgt diese Optimierung auf Basis einer kurzfristigen Strom- und Gaspreisprognose. Das Ergebnis gibt sowohl dem Handel als auch der Leitwarte der Erzeugung eine erste Indikation wie der Fahrplan des Folgetages aussehen wird.

 

Die Börse erlaubt das Einstellen limitierter Gebote. Es ist somit sinnvoll, zur Erstellung des Börsengebotes mehrere Preisszenarien durchzurechnen und ein limitiertes Gebot zu einem Preisniveau abhängigen Dispatch zu erstellen. Optimalerweise sollte dies automatisiert durch die Optimierungssoftware geleistet werden. Sobald das Börsenergebnis vorliegt, muss der resultierende Kraftwerksdispatch an den Handelsmärkten umgesetzt werden und an die Leitwarte des Kraftwerks kommuniziert werden.

3. Laufende Optimierung im Intradaymarkt

Auf Basis von Intradaymarktpreisen kann der Fahrplan dann laufend bis kurz vor Lieferung angepasst werden. Möglicherweise wird der zuständige Händler in einem volatilen Markt nicht unbedingt jede Änderung sofort an die Leitwarte des Kraftwerks durchgeben, sondern zunächst abwarten, ob er eine Differenzposition sofort wieder vorteilhaft schließen kann. Nichtsdestoweniger erfolgt an dieser Stelle eine enge Abstimmung zwischen Handel und Leitwarte, die sicherstellt, dass der am Ende resultierende Vermarktungsfahrplan auch durch das Kraftwerk abgefahren wird.

Berichtswesen: Steuerung von Ergebnis und Risiko

Sowohl die Optimierung selbst, wie auch die sukzessiven Vermarktungsprozesse sind komplex. Zur Steuerung von Ergebnis und Risiko, wie auch zur Früherkennung von operativen Fehlern und Problemen ist ein Reporting erforderlich.

1. Darstellung der Erzeugung im Energiehandel

Die aus der Einsatzoptimierung hervorgehenden Strom- und Gasfahrplane stellen Marktrisikopositionen dar und sollten im Handel ebenso wie alle anderen Marktrisikopositionen abgebildet werden. Das bedeutet, dass die Differenz zwischen dem aktuellen Stromerzeugungsfahrplan und der derzeit netto vermarkteten Position eine offene Stromposition darstellt, die dem Kraftwerk zuzuordnen ist. Sie sollte ebenso zum Markt bewertet und über Risikokennzahlen begrenzt werden, wie offene Positionen im Energiehandel. Dasselbe gilt für die Shortpositionen in Gas. Hieraus resultiert ein Erzeugungsportfolio, dass die folgenden Risikopositionen enthält:

  • die Longposition aus der Stromerzeugung des Kraftwerks
  • alle Handelsgeschäfte auf dem Strommarkt, die zur Absicherung dieser Longposition getätigt wurden
  • die Shortposition aus dem Gasbedarf des Kraftwerks
  • alle Handelsgeschäfte auf dem Gasmarkt, die zur Absicherung dieser Shortposition getätigt wurden
  • die Shortposition aus dem Bedarf des Kraftwerks an CO2-Zertifikaten
  • alle Handelsgeschäfte in CO2-Zertifikaten, die zur Beschaffung getätigt wurden
  • sonstige Risikopositionen, die das Ergebnis des Kraftwerks bestimmen, z.B. langfristige Lieferverträge und Absicherungsgeschäfte für Risikofaktoren dieser Verträge (z.B. HEL)

Ein solches Portfolio kann in der üblichen Weise täglich bewertet und berichtet werden. Auf diese Weise kann dem Unternehmen täglich der aktuelle Marktwert der Erzeugung kommuniziert werden. In der täglichen Berichtersstattung wird dann das tatsächlich für das Kraftwerk an den Terminmärkten erzielte Ergebnis aus den relevanten Commodity-Spreads ausgewiesen. Alle nicht abgesicherten Terminmarktpositionen werden zum Markt bewertet. Auch die resultierenden Marktrisiken können wie üblich gesteuert werden. Die offenen Positionen werden dabei commodity-scharf ausgewiesen, eine Risikobewertung mit VAR kann jedoch commodityübergreifend für alle offenen Positionen erfolgen.

2. Unternehmensweite Kommunikation

Die Kommunikation der jeweils aktuellen Einsatzoptimierungsfahrpläne in graphischer und tabellarischer Form hilft, Misskommunikationen zur Verfügbarkeit des Kraftwerks oder technischen Rahmenbedingungen, mögliche Fehler in der Optimierung und andere Probleme frühzeitig zu entdecken und schafft einen gemeinsamen Informationsstand zur erwarteten Fahrweise und Profitabilität des Kraftwerks. Dies ist auch für die technische Planung und die Personalplanung in der Erzeugung wichtig.

 

Die im Energiehandel verfolgte Ergebnisentwicklung der Erzeugung liefert relevante Informationen für das Controlling. Sie entspricht mehr oder weniger dem DB1 der Erzeugung.

Agieren an den Regelmärkten

Mit einem Kraftwerk können zusätzliche Ergebnisse am Regelmarkt erzielt werden. Dabei wird das Kraftwerk automatisiert vom Übertragungsnetzbetreiber aufgerufen, um mit einer Anfahrt oder einer Abfahrt zur Netzstabilität beizutragen.  Regelleistung wird in unterschiedlichen Qualitäten ausgeschrieben:

  • Minutenreserveleistung (tägliche Ausschreibung)
  • Sekundärreserveleistung (wöchentliche Ausschreibung)
  • Primärreserveleistung (wöchentliche Ausschreibung)
  • sofort abschaltbare Leistungen (monatliche Ausschreibung)
  • schnell abschaltbare Leistungen (monatliche Ausschreibung)

kraftwerksvermarktung-regelleistung

Für die Teilnahme an den Regelmärkten ist eine Präqualifizierung erforderlich, bei der nachgewiesen wird, dass das Kraftwerk die für die Regelenergiequalität geforderten Laständerungen abfahren kann. Die Vergütung der Aufrufe des Kraftwerks bestimmt sich dann über die täglichen, wöchentlichen oder monatlichen Ausschreibungen.

 

Die Ausschreibungen sehen eine Vergütung in Arbeits- und Leistungspreis vor. Der Leistungspreis wird dabei bei Zuschlag für die Vorhaltung der Leistung bezahlt, der Arbeitspreis nur bei tatsächlichem Abruf des Kraftwerks. Ökonomisch muss der Leistungspreis die verlorene Flexibilität des Kraftwerks kompensieren, das Leistungsspielräume für einen eventuellen Abruf bereithalten muss. Der Arbeitspreis muss dagegen die Grenzkosten des Kraftwerks für die tatsächliche Abfahrt des Regelleistungsabrufs kompensieren.

 

Entsprechend können Mindestpreise für Gebote am Regelleistungsmarkt über Optimierungsrechnungen ermittelt:

1. Optimaler Leistungspreis

Ein erfolgreiches Gebot am Regelleistungsmarkt zwingt das Kraftwerk, für den Angebotszeitraum die erforderliche Leistungsänderung bereitzuhalten. Es schränkt somit die Flexibilität des Kraftwerks ein. Das Kraftwerk ist für den Angebotszeitraum an den übrigen Energiemärkten weniger wert. Der Wert des Kraftwerks im Angebotszeitraum (1 Tag bis zu 1 Monat) kann in erster Näherung durch eine Optimierungsrechnung bestimmt werden. Ein solcher Wert wird einmal ohne Leistungseinschränkung (W0) und einmal mit Leistungseinschränkung (WR) durchgeführt. Der Wertverlust des Kraftwerks ergibt sich dann als W0 abzüglich WR. Dieser Wertverlust muss durch den Leistungspreis gedeckt werden.

 

Auf diese Weise erhält man den minimalen Leistungspreis, für den ein Angebot am Regelleistungsmarkt sinnvoll ist. Interessanter ist freilich der maximale Preis, mit dem man noch einen Zuschlag erhalten könnte. Noch interessanter wäre ein Verfahren der Preissetzung, mit dem man am meisten Geld verdient. Hierzu kann man die umfangreiche Datenbank der Übertragungsnetzbetreiber einer Vielzahl von statistischen Analysen unterziehen. Siehe hierzu auch den Artikel „Welche Erlöse bietet der Regelmarkt“.

2. Optimaler Arbeitspreis

Der Arbeitspreis ergibt sich aus den Grenzkosten für das Abfahren des Aufrufs. Für positive Regelenergie sind dies im Wesentlichen die Gaskosten. Für die Bereitstellung von negativer Regelenergie fallen oftmals keine Grenzkosten an.

3. Gesamtprozess der kurzfristigen Einsatzoptimierung

Im Rahmen des Gesamtprozesses hat die Bereitstellung von Regelleistung Auswirkung auf die nachfolgende Optimierung an den kurzfristigen Märkten. Wird für den Folgetag Regelleistung bereitgestellt, so muss die Optimierung für die Vermarktung an den Spot- und Intradaymärkten die Einschränkung hieraus als zusätzliche Rahmenbedingung berücksichtigen. Wurde negative Regelleistung angeboten, so muss das Kraftwerk fahren, wurde positive Regelleistung angeboten, muss das Kraftwerk die entsprechende Regelleistung bereithalten und kann somit nicht voll fahren.

 

Insgesamt ist die optimale Terminmarktabsicherung und der optimale Dispatch der Erzeugungsanlagen eine der komplexesten und interessantesten Aufgaben der Energiewirtschaft. Sicherlich könnte man zu vielen Aspekten mehr sagen. Wichtige Themen wie z.B. der optimale Einsatz von Atomkraftwerken unter Berücksichtigung der Restriktion der verbleibenden Benutzungsstunden und einige regulatorische Aspekte wie z.B. der zwangsweise sogenannte „Redispatch“ durch den Netzbetreiber wurden nicht behandelt.

 

Ich hoffe, dass Ihnen die Themenauswahl und dieser Übersichtsartikel gefallen hat und freue mich auf Fragen und Anmerkungen.

 

Portfoliomanagement

von Marianne Diem, Juli 2016

Portfoliomanagement spekulativer Handel

Portfoliomanager ist eine der beliebtesten und gleichzeitig unklarsten Berufsbezeichnungen der Energiewirtschaft. Ähnlich divers sind die Assoziationen mit dem Wort Portfoliomanagement.
Der vorliegende Artikel handelt von der Bewirtschaftung der Marktrisikopositionen eines Energieunternehmens aus Vertrieb, Erzeugung und gegebenenfalls anderen Geschäftsfeldern an den Energiehandelsmärkten.

Definition Portfolio

Ein Portfolio besteht aus marktrisikobehafteten Positionen, hier insbesondere:

  • Energiehandels- und -vertriebskontrakten
  • physischen Positionen wie z.B. dem Vertriebsabsatz oder dem Stromerzeugungs- oder Gasbedarfsfahrplan eines Kraftwerks

Für die enthaltenen Positionen des gegebenen Portfolios soll das Ergebnis und Risiko

  • zusammengefasst betrachtet werden
  • von einem zugewiesenen Portfoliomanager bewirtschaftet werden
  • einem definierten Geschäftsbereich zugeordnet werden

Jedes Portfolio und alle darin enthaltenen Positionen dienen dabei einem definierten Zweck, z.B. der Abwicklung des Endkundenvertriebs oder der Vermarktung eines Kraftwerks.

Des Weiteren wird für die nachfolgende Darstellung angenommen, dass das Portfolio zur Steuerung von Ergebnis und Risiko als Buch in einem Energiehandelssystem oder Portfoliomanagementsystem dargestellt wird.

Portfolien in Energiewirtschaftsunternehmen

In einem Energiewirtschaftsunternehmen können zum Beispiel die folgenden Portfolien betrachtet werden:

  • Portfolio Vertrieb Massenkunden
  • Portfolio Vertrieb Back-to-Back-Kunden
  • Portfolio konventionelle Erzeugung
  • EEG-Portfolio
  • Portfolio langfristiger, flexibler Liefervertrag

Je nach Größe des Unternehmens und Komplexität des Geschäftsmodells wird man detailliertere Aufteilungen vornehmen wollen. Beispielsweise kann das Massenkundengeschäft nach Produkten in zahlreiche Portfolien aufgeteilt werden. Das Internetgeschäft kann ein eigenes Portfolio darstellen.

Besitzt das Unternehmen mehrere Kraftwerke, so stellen diese mehrere Portfolien dar, wenn jedes Kraftwerk einzeln am Markt optimiert werden kann. Sind alle Kraftwerke (Heizwerke und Speicher) Gegenstand einer Gesamtoptimierung, bei der insgesamt als Rahmenbedingung der ökonomischen Optimierung beispielsweise der Fernwärmebedarf der Stadt exakt erzeugt werden muss, stellt das Gesamtsystem ein Portfolio dar.

Langfristige (ölgebundene) Lieferverträge stellen ein eigenes Portfolio dar, wenn ihr Einsatz separat am Markt optimiert werden kann. Beinhaltet der Vertrag Zweckbestimmungen, so muss er möglicherweise als Bestandteil eines anderen Portfolios betrachtet werden. Es ist aber auch möglich, dass die Zweckbestimmung nur eine Restriktion an die Optimierung des Vertragseinsatzes darstellt.

Der Bereich Portfoliomanagement als zentraler Marktzugang

Als Energiehandel, Beschaffung oder Portfoliomanagement bezeichnet man üblicherweise den Bereich in einem Energieunternehmen, der den Marktzugang des Unternehmens zu den Energiemärkten hält. Dieser Bereich steuert somit einen wesentlichen Teil der Marktpreisrisiken des Unternehmens.

Die Portfoliomanager anderer Geschäftsbereiche bewirtschaften ihre Portfolien nicht direkt am Markt, sondern sie schließen ihre Positionen über interne Geschäfte mit einem Portfoliomanager des Bereichs Energiehandel / Portfoliomanagement. Dieser Geschäftsbereich stellt auf diese Weise einen internen Markt. Das wesentliche Produkt auf diesem internen Markt sind üblicherweise Fahrplanlieferungen. Für die Übernahme von Positionen führt der Bereich Energiehandel / Portfoliomanagement in der Regel eigene Portfolien, die im Folgenden als Strukturbücher bezeichnet werden.

Viele kleinere Energieversorger haben keinen eigenen Marktzugang und sourcen diesen Teil der Wertschöpfungskette aus. Die eingekaufte Dienstleistung wird dann ebenfalls als Portfoliomanagement bezeichnet.

Portfoliomanagement interner Marktplatz

Ein wesentliches Prinzip bei dieser Zusammenführung von Mengen und Positionen ist die marktgerechte Verrechnung. Nicht marktgerechte Verrechnungspreise führen zur Umverteilung von Ergebnissen zwischen den Geschäftsbereichen. Sie setzen falsche Anreize oder berauben andere Geschäftsbereiche wie Vertrieb und Erzeugung ihrer Erfolgschancen.

1. Marktgerechtigkeit interner Geschäfte

Marktgerechte Verrechnung ist eine branchenweit akzeptierte Anforderung der (für die Energiewirtschaft nicht verbindlichen) MaRisk. Die routinemäßige Prüfung der Marktgerechtigkeit von internen und externen Geschäften durch das Backoffice des Energiehandels / Portfoliomanagements kann Unregelmäßigkeiten aufdecken und das Unternehmen vor Mehrwertsteuerbetrügern, „Missing Tradern“ usw. bewahren. (Oder zumindest bei nachfolgenden Rechtsverfahren die Vermutung unterstützen, dass das Unternehmen seine Sorgfaltspflichten erfüllt hat.)

Marktgerechte Preise für CO2-Zertifikate und handelbare Standardkontrakte lassen sich direkt auf den Broker-Screens ablesen. Grundlage einer marktgerechten Verrechnung von Fahrplangeschäften Strom und Gas ist eine aktuelle HPFC bzw. DFC. Aktuell heißt dabei, dass die Price Forward Curve arbitragefrei zu aktuell gehandelten OTC-Preisen ist. Hierfür wird üblicherweise die Settlement-HPFC des Vortages auf das aktuell auf den Broker-Screens sichtbare Handelsniveau skaliert.

Oftmals wird von dem Bereich Portfoliomanagement auf den HPFC und DFC Preis ein Zuschlag für das sogenannte Sigma-Risiko erhoben. Das Sigma-Risiko resultiert daraus, dass der Portfoliomanager des Strukturbuches die intern gehandelten Fahrpläne nicht 1:1 auf den Energiehandelsmärkten eindecken kann. Dort werden nur Standardkontrakte gehandelt. Der Differenzfahrplan zwischen Fahrplan und optimalem Hedge in Standardkontrakten verbleibt im Strukturbuch und stellt eine Risikoübernahme dar. Die Graphik zeigt ein Haushaltsprofil mit seinem optimalen Hedge in Standardprodukten und die aus der Differenz resultierende offene Position:

Portfoliomanagement Sigma Risiko

 

Bei der Einpreisung dieses Risikos ist Vorsicht und Sorgfalt geboten. Übliche HPFC-Modell basieren auf der Fortschreibung der Struktur historischer EPEX-Spotpreise (siehe HPFC-Artikel). Diese Struktur hat sich in den letzten Jahren durch die zunehmende EEG-Einspeisung Jahr für Jahr systematisch verflacht. Somit hat sich die Struktur eines typischen Vertriebsfahrplans jedes Jahr verbilligt (d.h. die Preisdifferenz zwischen Fahrplanpreis und dem mengenbasierten Hedge in Standardprodukten ist geringer geworden). Der Bereich Portfoliomanagement konnte somit aus dem Verkauf von Fahrplänen zu HPFC-Preisen oftmals – je nach HPFC-Modell – systematisch Gewinn erwirtschaften.

Werden Viertelstundenfahrpläne verkauft, so müssen auch Viertelstundenfahrpläne bepreist werden. Diese sind systematisch teurer als der stündliche Mittelwertfahrplan. Siehe hierzu den Artikel zum Sägezahn.

Modelle und Risikozuschläge sollten jährlich backgetestet werden. Bei Risikozuschlägen werden dabei die Einnahmen aus den Risikozuschlägen mit den Kosten aus dem Eintritt des spezifischen Risikos verglichen. Gerade an der Schnittstelle zwischen den Bereichen Portfoliomanagement und Vertrieb können regelmäßige Backtests zum besseren Einvernehmen beitragen.

2. Gleichbehandlung von Portfolien und Geschäften

Oft werden durch den Energiehandel / das Portfoliomanagement jeden Tag eine Vielzahl gleichwertiger Geschäfte an den Energiehandelsmärkten durchgeführt. Hierdurch können für dasselbe Produkt über den Tag verschiedenste Preise erzielt werden. Ein wichtiger Grundsatz ist vor diesem Hintergrund Transparenz der Preiszuweisung und Gleichbehandlung aller Portfolien, die durch denselben Händler verwaltet werden.

Dies wird durch eine geeignete Portfoliostruktur und durch das Prinzip der sofortigen Dealerfassung erreicht. Eine Portfoliostruktur, die der Gleichbehandlung förderlich ist, kann wie folgt aussehen:

 

Portfoliomanagement Portfoliostruktur

Die Portfolien anderer Geschäftsbereiche erhalten immer den aktuellen Marktpreis zum Zeitpunkt der Bestellung. Das interne Geschäft wird mit dem Strukturbuch abgeschlossen und sofort bei Auftragserteilung verbucht. Die Marktgerechtigkeit wird durch das Backoffice geprüft. Der Portfoliomanager des Strukturbuches widmet seine Aufmerksamkeit nur dem Ergebnis und der offenen Position des Strukturbuches. Aus welchen physischen Positionen die Position dort sich zusammensetzt ist nicht von Interesse und spielt für seinen Erfolg keine Rolle.

Bei einer solchen Portfoliostruktur hat der Händler keine Möglichkeit, nachgelagerten Portfolien anderer Geschäftsbereiche direkt einzelne Preise zuzuweisen. Verwaltet aber derselbe Händler sowohl ein Strukturbuch als auch ein Eigenhandelsbuch, so besteht die Möglichkeit, dass er sich selber im Nachhinein günstig und dem Strukturbuch im Nachhinein ungünstig verlaufene Geschäfte zuweist. Somit ist eine solche Verantwortungszuweisung wegen möglicher Interessenskonflikte kritisch.

Buchhalterische Bewertungseinheiten können es erforderlich machen, Erzeugung und Vertrieb getrennt am Markt zu bewirtschaften. Die Bewirtschaftung der Erzeugung an den Intraday- und Regelmärkten erfordern ebenfalls einen direkten Marktzugang des Portfoliomanagers. Werden Portfolien direkt am Markt bewirtschaftet, so möchte man eventuell die Performance des Portfoliomanagers benchmarken (hierzu später mehr).

Die meisten missbräuchlichen Verhaltensweisen können durch sofortige Dealeinbuchung und damit Portfoliozuweisung (binnen 15 Minuten) im Handelssystem vermieden werden. Das Backoffice hat die Aufgabe, dies zu kontrollieren.

3. Aufstellung des Portfoliomanagements nach MaRisk

Um eine ordnungsgemäße Abwicklung und faire Verrechnung der Energiehandelsgeschäfte sicherzustellen, sollte sich die organisatorische Aufstellung in Energiehandel / Portfoliomanagement an den MaRisk orientieren. Hierzu gehört unter anderem die Etablierung einer:

  • organisatorischen Trennung von Frontoffice, Backoffice und Risikomanagement
  • Backoffice-Prüfung aller Energiehandelsgeschäfte (4-Augenprinzip)
  • sofortigen Bestätigung aller Energiehandelsgeschäfte und Prüfung der Gegenbestätigung
  • Telefonaufzeichnung von Händlertelefonen
  • Marktgerechtigkeitsprüfung
  • Risikoüberwachung durch ein instituiertes Risikomanagement
  • täglichen Portfoliobewertung und Risikokommunikation

Portfolio – Bewirtschaftungsstrategien

Für jedes Portfolio sollte eine Bewirtschaftungsstrategie schriftlich dokumentiert und regelmäßig aktualisiert werden. Dies gilt insbesondere auch für die physischen Portfolien in Vertrieb und Erzeugung.

Dokumentierte Strategien und ihre disziplinierte Einhaltung schützen das Unternehmen vor typischen psychologischen Fallen des Investmentgeschäfts (siehe hierzu beispielsweise The Psychology of Investing von Lawrence E. Lifson).

Inhalte einer Bewirtschaftsstrategie sind beispielsweise:

  • Zielvorgaben für die Portfoliobewirtschaftung
  • Risikovorgaben des Geschäftsbereichs, dem das Portfolio zugeordnet ist
  • Produkte, die in dem Portfolio gehalten oder gehandelt werden dürfen
  • Handlungsspielräume von Mitarbeitern und Managern
  • Limite und Risikokapitalvorgaben
  • Take-Profit und Stop-Loss Trigger
  • konkrete Bewirtschaftungsprozesse

Zum Beispiel wird die Bedarfsprognose für den Massenkundenvertrieb oft über ein gewisses Zeitfenster tranchenweise beschafft, wobei dem Portfoliomanager des Vertriebsportfolios gewisse Spielräume zur Wahl des Beschaffungszeitpunktes gegeben werden (siehe hierzu Beschaffungsstrategien Strom und Gas).

Konventionelle Erzeugung wird auf den Termin-, Spot-, Intraday- und Regelmärkten vermarktet. Der Wert der Realoption des Kraftwerks (Make-or-Buy-Entscheidung) wird durch Kauf- und Wiederverkaufsgeschäfte zu unterschiedlichen Preisen auf diesen Märkten realisiert. Rahmenbedingungen, Marktplätze und Strategien im Rahmen dieser Kraftwerksbewirtschaftung sollten dokumentiert werden. Dies gilt auch für die jeweiligen Handlungsspielräume des Portfoliomanagers.

Für EEG-Anlagen legt die Vergütung des EEG-Gesetzes eine Spot- (und Intraday)-Vermarktung nahe. Auch hier sollte die Umsetzung dokumentiert werden.

In das Strukturbuch des Energiehandels werden Positionen mit dem Zweck überführt, diese Positionen zu schließen. Somit erscheint für diese Portfolio eine Hedgestrategie angemessen mit

  • moderater Renditeerwartung
  • geringer Risikokapitalzuweisung

Ziel des Strukturbuches ist es, Umsätze und Bid-Offer-Spread-Kosten gegenüber einer direkten Bewirtschaftung aller Portfolien am Markt zu mindern und dabei nach Möglichkeit einen positiven Ergebnisbeitrag zu erwirtschaften.

Benchmarks für die Portfoliobewirtschaftung

Bewirtschaftungsstrategien für langfristige Positionen in der Erzeugung und im Vertrieb sehen somit üblicherweise vor, dass Positionen anteilig und kontinuierlich über einen längeren Zeitraum geschlossen werden. Dabei werden dem Portfoliomanager Spielräume gegeben. Diese können so weit gehen, dass dem Bereich Portfoliomanagement die gesamte Position im liquiden Bereich übertragen wird.

Die Performance des Portfoliomanagers misst sich zunächst einmal gegen den Marktpreis der übergebenen Position zum Übergabezeitpunkt.  Bei einem Erzeugungsportfolio werden jedoch aus der Realoption der Erzeugung von vornherein Mehrerlöse gegenüber diesem Wert erwartet. Somit ergibt sich die wirkliche Performance des Portfolios am Markt als Mehrwert gegenüber der Benchmark:

  • sofortiger Verkauf der Übergabeposition am Terminmarkt
  • regelmäßige Einsatzoptimierung auf Basis aktueller Marktpreise
  • sofortiges Schließen des Differenzfahrplans aus der Änderung der Einsatzplanung am Markt

Da eine Vermarktung ohne Portfoliobewirtschaftungsentscheidungen auf eine Tranchenvermarktung hinausläuft, ist es möglicherweise sinnvoll, die Performance des Portfoliomanagers gegen eine automatisierte Strategie zu benchmarken, die über den Vermarktungs- oder Beschaffungszeitraum einen durchschnittlichen Preis erzielt. Das heißt die Performance des Portfoliomanagers wird verglichen mit der:

  • monatlichen Beschaffung / Vermarktung einer Tranche oder
  • handelstäglichen Beschaffung / Vermarktung einer Tranche

Portfoliomanagement und Marktrisiko

Das übergreifende Ziel bei der Schaffung eines zentralen Marktzugangs, der Gestaltung von Portfoliostrukturen sowie bei der Gestaltung von Prozessen im Bereich Portfoliomanagement ist die Steuerung der Marktrisiken des Unternehmens.

Die Zentralisierung des Marktzugangs konzentriert die Marktpreisrisiken des Unternehmens wenigstens im kurzfristigen Bereich in wenigen Portfolien. Die Dokumentation von Bewirtschaftungsstrategien für Vertrieb und Erzeugung dokumentiert den Umgang mit den Marktrisiken langfristiger, strategischer Positionen.

Eine gute Portfoliostruktur teilt die Risikopositionen des Unternehmens so auf, dass jeder Portfoliomanager nur sein Portfolioergebnis optimieren kann, ohne auf Nebenwirkungen achten zu müssen, und dabei automatisch im Sinne des Unternehmens agiert. Schlechte Portfoliostrukturen und Bewirtschaftungsprozesse ermöglichen dem Portfoliomanager, sich auf Kosten anderer im Unternehmen zu optimieren.

Beschaffungsstrategie Strom & Gas

von Marianne Diem, Juni 2016
Beschaffungsstrategie Strom und Gas Tranchenbeschaffung

Beschaffungsstrategien in Abhängigkeit von der Struktur der Vertriebsprodukte und der enthaltenen Risikopositionen

Beschaffungsstrategien für Strom und Gas dokumentieren schriftlich, wie das Stadtwerk oder energieintensive Unternehmen an den Energiehandelsmärkten agieren möchte. Mögliche Inhalte sind:

  • die abgestimmte Mengenbasis für die Beschaffung
  • Freiräume von Mitarbeitern und Führungskräften im Handel
  • Limite
  • zu überwachende Ergebnis- und Risikokennzahlen

Die Gestaltung der Beschaffungsstrategie hängt immer von dem Beschaffungszweck, d.h. dem Produkt, dem Vertriebsportfolio oder der Bedarfsstruktur ab, für die beschafft werden soll. Die Erarbeitung von Beschaffungsstrategien ist vor diesem Hintergrund ein Bestandteil der Geschäftsentwicklung und eng verbunden mit dem wichtigen Punkt der adequaten Bepreisung des Produktes.

 

Die Bepreisung eines Produktes hängt von den im Einkauf erzielbaren Konditionen – und somit von der Beschaffungsstrategie – ab. Umgekehrt muss die Beschaffungsstrategie eine optimale Absicherung für die dem Kunden in dem Endprodukt gewährten Konditionen darstellen. D.h. eine Beschaffungsstrategie ist immer eine Hedgestrategie, eine Absicherungsstrategie für ein gegebenes Produktportfolio.

Beispiele für Beschaffungsstrategien Strom und Gas

Stadtwerke unterteilen typischerweise für ihre Beschaffung den Endkundenabsatz Strom und Gas im ersten Schritt in zwei Portfolien:

  • sicherer Absatz und
  • Back-to-Back-Kunden

Als sicherer Absatz gilt dabei der Absatz im eigenen Netzgebiet bei kleinen und mittleren Kunden. Die Absatzmenge kann in Menge und Struktur einigermaßen gut prognostiziert werden. Verlust- und Zuwachsraten werden aus der Vergangenheit fortgeschrieben und zeigen eine verhältnismäßig geringe Abhängigkeit von den tatsächlich gestellten Preisen für dieses Segment, sofern sich diese Preise nicht zu wesentlich von den Wettbewerbern unterscheiden. Für dieses Segment wird im allgemeinen eine vorhaltende Beschaffungsstrategie gewählt.

 

Back-to-Back-Kunden sind dagegen ein geplanter bzw. erhoffter Absatz bei größeren Kunden, die man derzeit nicht kennt. Diesen Kunden werden Angebote auf Basis des aktuellen Marktpreises gestellt, die individuelle Zuschlagswahrscheinlichkeit ist gering. Kommt es nicht zum Vertrag, soll die Menge auch nicht beschafft werden.

 

In den beiden Fällen unterscheidet sich nicht nur die Beschaffungsstrategie sondern in Folge auch die Preisstellung. Die beiden Kundenklassen werden somit sinnvollerweise in getrennten Portfolien geführt.

Portfoliostrukturen

Wie das Beispiel zeigt, stehen Überlegungen zur richtigen Beschaffungsstrategie für das jeweilige Strom oder Gasprodukt in direkten Zusammenhang zu einer adequaten Portfoliostruktur, die ähnlich beschaffte und bepreiste Produkte in dasselbe Portfolio gruppiert. Üblich und sinnvoll ist es dabei, zumindest die folgenden Bücher zu unterscheiden:

  • sicherer Absatz (+ Netz)
  • Back-to-Back-Kunden
  • Eigenerzeugung

Der sichere Absatz wird in der Regel vorhaltend beschafft, die Beschaffung für Back-to-Back-Kunden erfolgt kundenscharf im Rahmen des Angebotsprozesses.

 

Weitere Portfolien können sinnvoll sein: Z.B. ist es zweckmäßig, Kunden mit Portfoliomanagementverträgen, die Tranchenbeschaffung nach Wunsch des Kunden erlauben, in eigenen Büchern zu führen. Dies gewährleistet auch die Bereitstellung des oftmals mit solchen Verträgen verbundenen Berichtswesens.

 

Bei Verträgen mit Mengenflexibilitäten kann es sinnvoll sein, marktrationale Kunden von temperatur- und bedarfsgetriebenen Kunden zu trennen. Weiterhin sollten Verträge nach ihren Commodityabhängigkeiten Strom, Gas, HEL (Öl), diverse Multicommoditypositionen, … getrennt geführt werden.

 

Diese Commodityrisiken sollten dann ebenfalls auf Portfoliobasis abgesichert werden. Wie man das macht, steht beispielhaft für ölgebundene Fernwärmeverträge in dem Artikel Fernwärmepreise & Fernwärmerisiken. Die Absicherung des Kraftwerksergebnisses auf dem Terminmarkt sollte ebenfalls getrennt verbucht werden. Wieviele Bücher erforderlich sind, hängt von der zugrundeliegenden Mengenbasis und der Komplexität des Geschäftsmodells ab.

Im oben angeführten einfachen Fall kommt man zu einer Portfoliostruktur wie folgt:

Beschaffungsstrategie Portfoliostruktur

Gerade wenn sich bereits einige Portfolien mehr angesammelt haben, ist es oftmals nicht erwünscht, dass jedes einzelne Buch direkt am Markt geschlossen wird. Dies führt zu unnötig hohen Umsätzen und zu Verlusten aus dem Bid-Offer-Spread. Somit werden oftmals notwendige Käufe und Verkäufe aus den verschiedenen Büchern zunächst in ein „Strukturbuch“ überführt und nur die resultierende Nettoposition wird aus diesem Buch heraus am Markt geschlossen:

 

Beschaffungsstrategie Portfoliostruktur Strukturbuch

Die Darstellung eines Strukturbuches ermöglicht, dass der Vertrieb seine bekannte Absatzprognose 1:1 beim Handel, d.h. über das Strukturbuch einkaufen kann und somit nur für die Mengenrisiken seiner Kunden, nicht für die Risiken aus der Differenz zwischen der Absatzprognose und ihrem optimalen Hedge einstehen muss. Dies erlaubt eine saubere Zuordnung einzelner Risiken zu den verantwortlichen Geschäftsbereichen.

 

Hieraus wird ersichtlich, dass die Gestaltung der Portfoliostrukturen auch der Ermittlung einzelner Ergebnisse und ihrer Zuweisung zu den verantwortlichen Geschäftsbereichen dient. Jedes Buch sollte einen Eigner haben in dem Sinne, dass das Ergebnis aus dem Buch dem benannten Geschäft zugewiesen wird. Buchhalterische Zwänge insbesondere die Bildung einer Bewertungseinheit für die Erzeugung können dazu führen, dass die Beschaffung für einzelne Bücher dennoch als externe Verträge dargestellt werden muss.

 

Viele Stadtwerke bezeichnen ihre Portfoliostruktur selbst als „historisch gewachsen“. Rationale Portfoliostrukturen, die so einfach wie möglich und so detailliert wie nötig gehalten sind, vereinfachen die Tagesprozesse und sorgen für Ergebnistransparenz.

Vorhaltende Beschaffung Strom und Gas

Eine vorhaltende Beschaffung wird für den sicheren Bedarf eines Stadtwerks oder Industrieunternehmens angewandt. Sie hat den Vorteil, dass der Strom- oder Gaspreis vor Beginn der Lieferung fixiert ist. Der fixierte Beschaffungspreis ist für ein Stadtwerk Basis für die Festlegung der Endkundenpreise, für ein Industrieunternehmen ist hiermit ein Teil der Produktionskosten fixiert.

 

Voraussetzung für eine vorhaltende Beschaffung ist eine hinreichend gute Bedarfsprognose. Dies beinhaltet für ein Stadtwerk insbesondere auch die Zuordnung von Kundengruppen zu einem Bestandsportfolio im Gegensatz zu Back-to-Back-Kunden, die jedes Jahr neu gewonnen werden müssen. Des weiteren müssen Kundenverluste oder -zugewinne geschätzt werden. Für die Schätzung des Gasbedarfs zukünftiger Lieferjahre wird der Verbrauch vergangener Jahre temperaturbereinigt, d.h. auf ein Durchschnittstemperaturjahr umgerechnet.

 

Die für eine vorhaltende Beschaffung gewählte Beschaffungsstrategie beinhaltet dann typischerweise die folgenden Punkte:

  • Beginn und Enddatum des Beschaffungszeitraums
  • Anzahl Beschaffungszeitpunkte
  • Limite
  • Definition der Beschaffungsprodukte

Ziel der Beschaffungsstrategie ist es typischerweise, einen Beschaffungspreis zu erzielen, der im Mittelfeld der zwischen Beginn und Enddatum des Beschaffungszeitraums sichtbaren Terminpreise liegt. Dies führt dazu, dass mit relativer Sicherheit davon ausgegangen werden kann, dass der eigene erzielte Beschaffungspreis von denen der Wettbewerber nicht all zu weit negativ abweicht. Stadtwerke benötigen im allgemeinen eine Fixierung der Beschaffungskosten bis zum 30.09. des Jahres vor Lieferbeginn, somit ist hierdurch das spätest mögliche Enddatum gegeben. Begonnen wird mit der Beschaffung typischerweise 1/2 – 2 Jahre vorher. Hier gibt es einigen Ermessensspielraum.

 

Die Beschaffungszeitpunkte werden über den Beschaffungszeitraum gleichmäßig verteilt. Der Grundsatz ist dabei, dass zu jedem Beschaffungszeitpunkt etwa gleichviel Menge beschafft werden soll, um für den Gesamtbedarf einen Preis etwa in Höhe des arithmetischen Mittels der erzielten Einzelpreise zu erhalten. Oftmals werden nicht Beschaffungszeitpunkte, sondern Beschaffungsfenster definiert, innerhalb derer der Beschaffungsverantwortliche den eigentlichen Beschaffungszeitpunkt nach Ermessen wählen kann.

 

Beschaffungszeitpunkte können zusätzlich oder ausschließlich über Limite gesteuert werden, indem chartbasierte Handelsstrategien angewendet werden oder Positionen geschlossen werden, wenn ein vorher definierter Planpreis erreicht ist.

 

Für die Wahl der Beschaffungsprodukte gibt es im Wesentlichen zwei Optionen:

1. Tranchenbeschaffung

Bei der Tranchenbeschaffung wird der Fahrplan der Bedarfsprognose in soviele gleiche Tranchen unterteilt, wie Beschaffungszeitpunkte gewählt wurden. Zu jedem Beschaffungszeitpunkt wird dann eine Tranche gekauft. Alle Tranchen haben die gleiche Struktur: Wird der Bedarfsfahrplan beispielsweise in 10 Tranchen gekauft, so entsprechen die viertelstündlichen Leistungswerte der Tranche jeweils genau 1/10 der entsprechenden Leistungswerte des Bedarfsfahrplans.

Beschaffungsstrategie Strom Tranchenbeschaffung

Vorraussetzung für eine solche Beschaffung ist ein Lieferant, der die Beschaffung von Fahrplänen zu marktgerechten Preisen ermöglicht. Bei größeren Unternehmen ist dieser Partner oftmals die eigene Handelsabteilung. Im Sinne obiger Portfoliostrukturen führt zum Beispiel der Vertrieb ein Buch für den sicheren Absatz und bestellt den Bedarf hierfür tranchenweise über das vom Handel geführte Strukturbuch.

 

Kleineren Unternehmen werden dagegen Lieferverträge angeboten, die eine solche Beschaffung zu freigewählten Beschaffungsterminen ermöglichen. Hierbei ist die abgestimmte Bedarfsprognose Vertragsbestandteil und die entsprechenden Tranchen können dann zu einem Vertragspreis in Abhängigkeit aktueller Marktpreis der folgenden Form bestellt werden:
V = \alpha \cdot base + \beta \cdot peak + z

wobei

V der Vertragspreis für die Tranche
α, β Konstanten
ein Preisaufschlag in €/MWh
base, peak die zum Beschaffungszeitpunkt aktuellen Base- und Peakpreise

2. Beschaffung von Standardprodukten

Soll wirklich am Markt beschafft werden, so muss der Bedarfsfahrplan sukzessive über liquide handelbare Standardprodukte eingedeckt werden. Hierzu erfolgt zunächst eine Base-Peak-Zerlegung des Bedarfsfahrplans. Der resultierende Stufenfahrplan wird dann wiederum in einzelne handelbare Produkte zerlegt. Die Beschaffung zu den Beschaffungszeitpunkten erfolgt so, dass zu jedem Zeitpunkt ungefähr gleichgroße Mengen beschafft werden und die einzelnen Produkte sukzessive so hintereinander beschafft werden, wie sie liquide werden, d.h. erst werden Jahresbase- und Jahrespeaktranchen beschafft, später Quartale und Monate. Die Glattstellung auf Stundenbasis kann erst während des Lieferjahres erfolgen.

Beschaffungsstrategie Strom Beschaffung Standardprodukte

Der Back-to-Back-Prozess

Eine vorhaltende Beschaffungsstrategie folgt grundsätzlich dem folgenden Ablauf:

Vorhaltende Beschaffung

Im Rahmen eines Back-to-Back-Prozesses ist dagegen die Beschaffung in den Angebotsprozess integriert:

Beschaffungsstrategie Back-to-Back-Prozess

Durch eine kurze Bindefrist – optimalerweise 15 min – wird sichergestellt, dass der dem Kunden gestellte Preis am Markt tatsächlich realisiert werden kann. Weiterhin stellt der Prozess sicher, dass nichts beschafft wird, wenn kein Absatz zustande gekommen ist.

Rollierende Beschaffungsstrategie

Bei vielen Geschäftskunden ist der Absatz zu klein für eine individuelle Beschaffung gemäß dem oben beschriebenen Back-to-Back-Ansatz. Dennoch kann das Kundensegment nicht als sicherer Absatz betrachtet werden und die diesbezüglichen Vertriebsprognosen sind mit hoher Unsicherheit behaftet. Ein solches Kundenportfolio kann mit einer rollierenden Beschaffungsstrategie bedient werden:

 

Hierzu wird eine kleine Menge vorhaltend beschafft, die dem Absatz in diesem Segment entspricht, den man in den nächsten 2 Wochen oder dem nächsten Monat zu erzielen hofft. Mit dem erzielten Absatzpreis geht man dann an den Markt. Je nach Vertriebserfolg, d.h. nach Bedarf kauft man am Markt nach und kommt so zu einem Prozess wie folgt:

 

Beschaffungsstrategie Rollierende Beschaffung

Bei einer solchen Strategie bestimmt immer der aktuelle mittlere Beschaffungspreis der im Portfolio befindlichen Einkaufsmenge den aktuellen Verkaufspreis. Durch die regelmäßigen Nachkäufe ist dieser immer sehr nah am aktuellen Marktpreis.

 

Solche Beschaffungsstrategien Strom und Gas sind insbesondere für Internetprodukte geeignet, bei denen es oftmals sehr schwer ist, längerfristige Absatzerwartungen im vorhinein abzugeben, während es sehr einfach ist, bei Bedarf den Absatzpreis zu ändern. Generell kann mit einer Automatisierung der Prozesse eine marktnähere Tarifierung von Produkten erreicht werden. Dies ermöglicht die Nutzung von Marktchancen, da sich niedrige Marktpreise sofort in der Kundentarifierung und damit auch schnell im Absatz wiederfinden, und verringert gleichzeitig die Marktrisiken.

Beschaffung für individuelle Verträge

Bei Verträgen mit indizierten Preisregelungen oder Flexibilitäten, die marktrational ausgeübt werden können (d.h. mit Optionalitäten) geht es nicht mehr um die Beschaffung der zugrundeliegenden Mengen, sondern um eine Absicherung der mit den Verträgen verbundenen Ergebnisrisiken über Terminmarktprodukte der beteiligten Commoditymärkte. Mögliche Beispiele sind:

1. Spotindizierte Verträge

Wird ein Kunde zum EPEX-Spotpreis beliefert, so muss die Menge nach Möglichkeit auch erst auf dem Spotmarkt beschafft werden – unabhängig davon, dass der erwartete Absatz möglicherweise schon Jahre vorher bekannt und kontrahiert ist.

2. Basepreis-indizierte Verträge

Verkauft man einem Industriekunden eine Baselieferung Strom oder Gas zu dem Mittelwert aller Base-Settlementpreise an den Handelstagen des Vorjahres für das Lieferjahr, so besteht die optimale Absicherung darin, an jedem Handelstag den entsprechenden Anteil der Lieferung einzudecken. Die praktische Absicherung wird auch Aufwand, Transaktionskosten und die Wahrnehmung von Chancen am Markt beinhalten.

3. Flexible ölgebundene Lieferverträge

Verkauft man einem Kunden einen ölgebundenen Gasliefervertrag mit Flexibilitäten, so hat der Kunde innerhalb der Flexibilitäten die Option Gas zu dem ölgebundenen Preis zu beziehen und zu den Gas-Spot- und Terminpreisen zu verkaufen. Eine solche Option kann mit finanzmathematischen Methoden bewertet werden (wiewohl dies für die meisten real-existierenden Verträge nicht einfach ist und Black-Scoles und Verwandte hier eher wenig weiterhelfen) und es kann mit solchen Methoden auch eine optimale Absicherungsstrategie an den Terminmärkten entwickelt werden.

3. Absicherung der Kraftwerkserzeugung am Terminmarkt

Ein besonders relevanter Spezialfall des letzten Themas – der Bewirtschaftung von Realoptionen an den Commodity-Märkten – ist die Einsatzoptimierung und Vermarktung eines Kraftwerks. Doch dies ist Gegenstand eines anderen Artikels.