Schlagwort: Marktrisiko

Marktrisikosteuerung mit VAR, Greeks & Co

von Marianne Diem, Juni 2017
Marktrisiko-BlackScholes

Wie können Marktrisiken eines Portfolios gesteuert werden. Welche Bedeutung haben Sensitivitäten und die sogenannten Greeks. In welchem Zusammenhang stehen sie zur Wertentwicklung des Portfolios und zu Risikokennzahlen wie dem Value-at-Risk.

Zentraler Bestandteil des Risikomanagements ist die Kontrolle von Preisrisiken an den Energiemärkten.  Gegenstand dieses Artikels sind Methoden und Kennzahlen zur Marktrisikosteuerung eines Portfolios.

Portfoliostrukturen

Basis der Marktrisikosteuerung ist die Zusammenführung von am Markt getätigten Handelsgeschäften und von physischen Positionen, die Marktrisiken unterliegen, in geeigneten Portfolien, siehe hierzu auch den Artikel zum Portfoliomanagement.

1. Das Portfolio als Bewertungsbasis

Ein Portfolio besteht aus marktrisikobehafteten Positionen und Werten, sogenannten Assets, hier insbesondere

  • Energiehandels- und -vertriebskontrakten
  • Physischen Assets wie z.B. dem Vertriebsabsatz oder Kraftwerken, Importverträgen oder Speichern

Für die enthaltenen Assets des gegebenen Portfolios soll Marktwert, physische Netto-Lieferposition und Risiko

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

Die Portfoliostruktur dient somit

  • der Dokumentation von Handelszwecken
  • der Zuweisung von Ergebnissen und Risiken zu Handelszwecken und Geschäftsbereichen und
  • zur Steuerung der physischen Lieferpositionen.

2. Anforderungen an die Portfoliodarstellung

Wir gehen weiterhin davon aus, dass die betrachteten Portfolien vollständig in einem Handelssystem erfasst sind. Hierzu müssen komplexe physische Assets wie Kraftwerke und Speicher als virtuelle Verträge in einer Form dargestellt werden, die den Marktwert und seine Abhängigkeit von Marktpreisänderungen sowie die sich je nach Marktpreisniveau ergebenden physischen Lieferpositionen ausreichend gut wiedergibt, um eine wirksame Ergebnis- und Risikosteuerung zu ermöglichen.

 

Die repräsentative Darstellung von Kraftwerken und Speichern im Handelssystem bemisst sich somit danach, dass

  • die erwartete Lieferposition in allen Commodities in Abhängigkeit vom Marktpreis korrekt dargestellt ist
  • der Marktwert des Assets ausreichend genau wiedergegeben ist
  • die Marktpreisabhängigkeit des Marktwertes ausreichend genau wiedergegeben ist

Dieselbe Erwartung wird an die Abbildung von Handelsgeschäften und anderen Assets gestellt. Wird sie erfüllt, ergibt sich der Marktwert M des Portfolios als Summe aller Marktwerte Mi der im Portfolio enthaltenen Assets:

M_{\text{Portfolio}} = \sum_{i \in \text{Portfolio}} M_i

Risiken aggregieren sich nicht ganz so einfach, hier kommt es auf Korrelationen an. Verhalten sich die Wertentwicklungen von zwei Assets gegenläufig, so ist das Gesamtrisiko geringer als die Summe der Einzelrisiken. Wie sich das Gesamtrisiko eines Portfolios ermitteln und steuern lässt, ist Gegenstand des Artikels.

Marktbewertung von Assets

Der tägliche Marktwert eines Portfolios ergibt sich somit wie wir gesehen haben als Summe der Marktwerte aller enthaltenen Assets. Somit müssen zur Portfoliobewertung alle enthaltenen Assets bewertet werden. Je nach Asset ist diese Aufgabe sehr unterschiedlich schwierig. Zum Teil – insbesondere bei physischen Assets – Realoptionen –  ist sie nur näherungsweise möglich bzw. zweckmäßig.

1. Terminkontrakte

Am einfachsten ist die Marktbewertung bei den Standardkontrakten Base und Peak des Terminmarktes Gas, Strom (oder auch Öl), bei denen ein festes Lieferprofil auf Termin verkauft oder gekauft wird. Der aktuelle Marktwert M des Kontraktes ergibt sich hier als:

M = (m - k) \cdot L

wobei
L die Liefermenge in MWh (positiv bei Kauf, negativ bei Verkauf)
m der aktuelle Marktpreis des Standardkontrakts in €/MWh
k der kontrahierte Preis des Kontrakts in €/MWh

Marktwertentwicklung Forwardkontrakt

2. Vertriebskontrakte mit marktpreisunabhängiger Absatzmenge

Vertriebsverträge beschränken sich nur selten auf die Lieferung eines fixen Lieferprofils. Insbesondere beim Absatz an kleinere Kunden und im Endkundenmarkt kann der Kunde zu einem festen Preis soviel Strom und Gas ziehen, wie er benötigt. Allerdings wird im Allgemeinen in diesem Marktsegment nicht davon ausgegangen, dass der Bezug des Kontrahenten vom Marktpreis abhängt. D.h. der Absatz erhöht sich nicht, wenn der Strom- oder Gaspreis teurer ist. Vor diesem Hintergrund wird in der Regel die Absatzprognose zwar regelmäßig aktualisiert. Auf Basis einer aktuellen Absatzprognose ergibt sich der Marktwert der Absatzposition aber wie oben als:

M = (m - k) \cdot P

wobei
P die aktuelle Absatzprognose als 1/4h- Fahrplan in MWh (positiv bei Kauf, negativ bei Verkauf)
m die aktuelle Marktbewertung der Absatzprognose in €/MWh mittels einer HPFC
k der kontrahierte Preis in €/MWh

3. Marktpreiskorrelierte Vertriebskontrakte

Der Gasabsatz an Endkunden ist typischerweise temperaturabhängig. Das heißt die Absatzprognose P ist eine Funktion der Temperatur t. Einerseits kann sich hieraus indirekt doch eine Korrelation zwischen Absatz und Marktpreis ergeben, die im Zweifel geprüft werden sollte:

Temperatur_Marktpreis

Andererseits ist die Temperatur ähnlich wie der Marktpreis ein Risikofaktor, der mit eigener Berechtigung überwacht werden sollte.

Wie bestimmt sich der Marktwert eines Vertriebskontraktes, wenn der Absatz zwar nicht direkt vom Marktpreis abhängt, aber doch mit diesem korreliert ist? Der Marktwert ergibt sich aus einem unsicheren Marktpreis und einem unsicheren Absatz, die beide miteinander korreliert sind. Der Marktwert M lässt sich somit als Zufallsgröße beschreiben. Wir suchen den Erwartungswert:

E(M) = E((m - k) \cdot P )
Der Kontraktpreis k ist konstant, m und P sind ihrerseits Zufallsgrößen. Es wird der Erwartungswert des Produktes von zwei Zufallsvariablen gebildet. Dieses Produkt berechnet sich als Produkt der Erwartungswerte plus die Kovarianz der Zufallsvariablen:

E((m - k) \cdot P )= E(m-k) \cdot E(P) + Cov(m,P)

Typischerweise wirken solche Korrelationen für den Lieferanten negativ: der Kunde zieht viel, wenn der Marktpreis hoch ist, und wenig, wenn er niedrig ist.

4. Klassische Call- und Put-Option

Im Falle klassischer Optionskontrakte ist der Zusammenhang zwischen Marktpreis und Liefermenge deterministisch: Eine Lieferung kommt zustande, sobald ein gewisser Preis erreicht, bzw. sobald ein gewisser Preis unterschritten ist. Eine Call-Option ist das Recht,

  • ein spezifiziertes Asset (Basiswert / Underlying)
  • zu einem spezifizierten Preis (BasispreisStrike)
  • zu einem bestimmten Zeitpunkt (Fälligkeitstermin / Maturity)

zu kaufen. Eine Put-Option ist das entsprechende Verkaufsrecht. Betrachtet man als Underlying die klassischen Standardkontrakte Base und Peakkontrakte des Strom- und Gasterminmarktes, so kommt eine Lieferung genau dann zustande wenn der Strikepreis überschritten (Call) bzw. unterschritten (Put) ist.

 

Zum Fälligkeitstermin ist die Calloption wertlos, wenn der Strikepreis nicht erreicht wird. Wenn Preis des Underlyings den Strikepreis übertrifft, entspricht die Auszahlung einer Calloption (bzw. der Wert des eventuell physisch gelieferte Underlyings) der Differenz zwischen dem Preis des Underlyings und dem Strikepreis (rot):

Marktrisiko - Optionsbewertung

 

Im Rahmen des traditionell verwendeten Black-Scholes-Modells wird zur Bewertung der Option angenommen, dass der Preis des Underlyings zum Fälligkeitstermin eine lognormalverteilte (blau) Zufallsvariable ist. Unter diesen Annahmen und einigen weiteren Annahmen kann dann der aktuelle Marktwert einer Standardoption explizit in Abhängigkeit von den folgenden Parametern bestimmt werden:

  • aktueller Marktpreis des Underlyings
  • Volatilität des Underlying-Preises
  • Laufzeit der Option
  • risikoloser Zinssatz

Der Wert ergibt sich im Wesentlichen, indem für jeden möglichen Marktwert des Underlyings die Wahrscheinlichkeit, mit der dieser Marktwert eintritt, mit der damit verbundenen Auszahlung multipliziert und abgezinst wird. Es ergibt sich eine explizite Darstellung des Marktwertes als Summe von zwei Integralen (siehe Wikipedia Black-Scholes-Modell).

 

Um das Black-Scholes-Modell anwenden zu können, sollten grundsätzlich die Voraussetzungen des Modells geprüft werden. Dazu gehört auch die Modellierung der Änderung des Underlyingpreises als lognormalverteilte Zufallsvariable. Siehe hierzu auch die Anmerkungen im Value-at-Risk-Kapitel.

5. Realoptionen

Kraftwerke und Speicher werden oftmals als Realoptionen bezeichnet. Ein Kraftwerk bietet die Möglichkeit, Gas, Kohle oder andere Brennstoffe in Strom zu wandeln, wenn die Marktpreise dies lukrativ erscheinen lassen. Ansonsten steht das Kraftwerk.

 

Ein Speicher bietet die Möglichkeit, Gas oder Strom zu einem Zeitpunkt einzuspeichern, an dem die Preise günstig erscheinen und zu einem späteren Zeitpunkt, an dem die Marktpreise höher sind wieder auszuspeisen.

 

Eine erste Näherung für den Marktwert solcher Realoptionen ergibt sich aus der optimalen Fahrweise bei derzeit gegebenen Terminpreisen (intrinsischer Wert). Dies resultiert für Speicher in einem Ein- und Ausspeisefahrplan, für Kraftwerke in einer Zeitreihe für den Brennstoffbedarf und einer Zeitreihe für die Stromerzeugung. Die Marktbewertung dieser Zeitreihen liefert eine untere Schranke für den Wert dieser Realoptionen. Die Ermittlung der genannten Zeitreihen erfolgt typischerweise über spezialisierte Systeme, siehe hierzu auch den Artikel zur Kraftwerkseinsatzoptimierung. Es wird ein optimales Ergebnis unter Einhaltung zahlreicher Nebenbedingungen gesucht. Diese sind z.B.

  • maximale An- und Abfahrrampen bzw.
  • maximale Ein- und Ausspeiseleistungen
  • Max- und Minleistung bzw.
  • maximales und minimales Speichervolumen

Das Optimierungsproblem wird durch stückweise lineare Gleichungen und Ungleichungen approximiert und mit dem Simplex-Algorithmus gelöst. Theoretische Erwägungen zeigen, dass das Maximum auf dem Rand des durch die Ungleichungen gebildeten Simplex liegen muss. Dies schränkt die Anzahl möglicher Fahrweisen ein und erlaubt die Suche eines Fahrplans mit maximalem Wert:

Speicheroptimierung

Die im Rahmen der Einsatzoptimierung ermittelten Strom- und Gaszeitreihen repräsentieren den aktuellen Wert des Assets Kraftwerks näherungsweise als Summe von:

  • Aufwand aus Terminkauf der Brennstoffe und der benötigten CO2-Zertifikate
  • Erlös aus Terminverkauf der Stromzeitreihe

Eine solche Darstellung des Kraftwerks durch 2-3 Verträge (eine dritte für den Bedarf an CO2-Zertifikaten), deren unterliegende Zeitreihen im Rahmen der Einsatzoptimierung ständig aktualisiert werden, ermöglicht die Absicherung der Marktrisiken des Kraftwerks mit Terminkontrakten. Für eine Absicherungsstrategie, die auch den Handel mit Optionen beinhaltet, muss die Marktrisikoposition des Kraftwerks genauer dargestellt werden. Entsprechendes gilt für Speicher.

Sensivitäten und die Deltaposition

Für die Steuerung von Marktrisiken ist eine Bewertung der Portfolien der erste Schritt. Der Wert des Portfolios ergibt sich als Summe der Assetbewertungen. Eigentlich von Interesse ist aber, wie der Marktwert von Assets und damit der Portfoliowert sich ändert, wenn sich die Marktpreise (oder andere Risikofaktoren) ändern.

1. Sensitivität gegenüber einem Risikofaktor

Was passiert mit dem Marktwert K eines Kontraktes, der von einem Risikofaktor abhängt, wenn sich dieser Risikofaktor r etwas ändert? Dafür wird der Marktwert K als Funktion von r dargestellt und die folgende Ableitung betrachtet:

\frac{\partial }{\partial r} K

In etwa ist der neue Marktpreis dann

K = K_0 + \delta r \cdot \frac{\partial }{\partial r} K

wobei
K0 der ursprüngliche Marktwerts
\delta r die Änderung des Risikofaktors r

Den Wert dieser Ableitung bezeichnet man auch als Sensivität des Marktwertes auf Änderungen des Risikofaktors p.

2. Deltapositionen von Optionen

Eine spezielle Sensitivität ist die sogenannte Deltaposition. Sie bezeichnet für Derivate die Ableitung von dem Marktwert des Derivates K(p) nach dem Wert des Underlyings p.

\Delta = \frac{\partial }{\partial p} K(p)

Klassischerweise werden Deltapositionen für Optionen betrachtet. Für eine klassische Call- oder Putoption, deren Preis in € vom Marktpreis ihres Underlyings, z.B. einem Standard- Base- oder Peakkontrakt, in € abhängt, ergibt sich als Deltaposition eine Anzahl von Base- oder Peakkontrakten.

 

Handelt es sich um den Kauf einer klassische Call-Option auf einen Base- oder Peakkontrakt Strom oder Gas, so erhält man als Deltaposition eine Zahl zwischen 0 und 1. Eine „tief im Geld“ liegende Kaufoption (Call) hat ein Delta von fast +1, eine „tief im Geld“ liegende Verkaufsoption (Put) von fast -1.

Delta Calloption

Die Zahl repräsentiert die Anzahl Base- bzw. Peakkontrakte, die das Preisrisiko der Option bestmöglich approximieren. Um das Marktpreisrisiko aus dem Kauf einer Option abzusichern, sollte man somit immer eine Verkaufsposition in Höhe der jeweils aktuellen Deltaposition an Underlying-Kontrakten halten. Im Rahmen des Black-Scoles-Modells lässt sich auch das Delta einer Option explizit berechnen.

3. Deltapositionen von Realoptionen

Wie wir gesehen haben, beschreibt die Delta-Position einer klassischen Option die Position in Base- und Peakkontrakten, deren Wertänderungsverhalten dem der Option bestmöglich entspricht.

 

Dieselbe Aufgabenstellung interessiert bei der Absicherung der komplexen Realoptionen Kraftwerk und Speicher. Man möchte im Falle des Kraftwerks

  • einen Terminkauf eines Stromfahrplans
  • einen Terminverkauf eines Brennstofffahrplans und
  • einen Terminverkauf von CO2-Zertifikaten

so bestimmen, dass der Marktwert des Portfolios P aus diesen drei Kontrakten möglichst das gleiche Verhalten bei Änderung der Marktpreise hat wie der Wert K des Kraftwerks. Eine Änderung der Marktpreise bedeutet hier eine Änderung der HPFC und DFC-Preise, d.h. jedes einzelnen 1/4-h bzw. Tagespreises daraus. Konkret soll für jeden 1/4-h-Preis hi der HPFC und jeden Tagespreis dj der DFC, und die relevanten CO2-Preise ck gelten:

\frac{\partial }{\partial h_i} P  = \frac{\partial }{\partial h_i} K,  \;    \frac{\partial }{\partial d_j} P  = \frac{\partial }{\partial d_j} K,  \;    \frac{\partial }{\partial c_k} P  = \frac{\partial }{\partial c_k} K

Leitet man den Marktwert von einem Terminkauf Strom nach dem i-ten HPFC-Preis ab, so erhält man genau den Lastwert an der Stelle i. Somit erhält man aus obigen Gleichungen als Deltaposition eines Kraftwerks einen Stromterminkauf mit den Lastwerten:

(\frac{\partial }{\partial h_1} K, \frac{\partial }{\partial h_2} K, \cdots , \frac{\partial }{\partial h_{8760} }K)

Die Terminverkäufe Gas und CO2 definieren sich entsprechend aus der vollständigen Ableitung des Marktwertes nach den Gas- und CO2-Preisen. Da sich der Marktwert des Kraftwerks jedoch nicht explizit berechnen lässt, liefert dies nur die Definition der Deltaposition. Die gesuchten Fahrpläne können nicht durch Ableitung ermittelt werden.

 

Praktisch erfolgt die Ermittlung der gesuchten Fahrpläne über die Softwaresysteme zur Einsatzoptimierung. In diesen wird zunächst mittels geeigneter Modelle eine ausreichende Anzahl HPFC / DFC / CO2-Szenariopreise mit realistisch untereinander korrelierten Preisen generiert. Dann erfolgt die Ermittlung des optimalen Einsatzes und der daraus resultierenden Strom-, Gas-, CO2 Fahrpläne im Prinzip (abgesehen von Maßnahmen zur Performance-Optimierung) für jedes der Szenarien einzeln über eine deterministische Optimierung. Zu jedem Preisszenario ergeben sich somit marktoptimale Fahrpläne, zugehörige Marktwerte und aus der Preisabweichung abgeleitete Differenzenquotienten. Aus diesen kann die Deltaposition ermittelt werden.

Portfoliowert-Analyse

Das Schöne an Delta-Positionen und Sensitivitäten ist, dass sie sich über das Portfolio addieren. Für den Marktwert K eines einzelnen Kontraktes, der als Funktion von Risikofaktoren ri dargestellt werden kann, gilt (Taylor-Entwicklung):

K = K_0 + \delta r_1 \cdot  \frac{\partial }{\partial r_1} K + \delta r_2 \cdot  \frac{\partial }{\partial r_2} K + \cdots

wobei
K0 der ursprüngliche Marktwert
\delta r_i die Änderung des Risikofaktors r_i

Ebenso gilt für den Wert eines Portfolios P aus Kontrakten mit Marktwerten Ki:

P = P_0 + \delta r_1 \cdot  \frac{\partial }{\partial r_1} P + \delta r_2 \cdot  \frac{\partial }{\partial r_2} P+ \cdots

1. Offene Position

Die Ableitung des Portfoliowertes P eines Strom- oder Gasportfolios nach den HPFC- bzw. DFC-Preisen ergibt sich aus der Summe der Ableitungen der Einzelkontrakte:

\frac{\partial }{\partial p_i} P = \sum_i \frac{\partial }{\partial p_i} K_i

Im Fall von Terminlieferungen von Fahrplänen ergibt die vollständige Ableitung nach den HPFC-Preisen, wie wir gesehen haben, genau die Lieferzeitreihe (mit Vorzeichen). In Summe über das Portfolio ergibt sich die offene Position. Dabei können Deltapositionen aus Optionen und Realoptionen ebenso wie reguläre Fahrplanlieferungen behandelt und ebenfalls unter Beachtung des Vorzeichens addiert werden.

 

Die offene Position beschreibt die Sensitivität des Portfolios gegenüber jedem Einzelpreis der Forwardkurven.

2. Taylor-Entwicklung des Marktwertes

Wie wir bei der Bewertung einer einfachen Option gesehen haben, hängt der Wert eines Portfolios jedoch nicht nur von den aktuellen Forwardpreisen ab. Vielmehr hängt schon der Wert einer einfachen Calloption auf die Lieferung eines Standardkontraktes Base nach Black-Scholes-Modell ab von:

  • dem aktuellen Preis des Underlyings
  • der Volatilität des Underlyingpreises
  • der Laufzeit
  • dem Strike
  • und dem risikolosen Zins

Wir betrachten jedoch in diesem Abschnitt den funktionalen Zusammenhang zwischen dem Portfoliowert und den aktuellen Forwardpreisen r. Das heißt der Portfoliowert P ist zunächst eine Funktion

P: \mathbb{R}^n \to \mathbb{R}

die aus Werten der Risikofaktoren (Forwardpreise) r1, … rn den Portfoliowert ermittelt. Alle anderen Parameter wie z.B. Volatilitäten werden dabei als fest betrachtet.

 

Der Portfoliowert als Funktion der Werte von eingehenden Risikofaktoren kann dann in einer Taylor-Entwicklung dargestellt werden. Das Taylorpolynom bis zur 2ten Ordnung beschreibt die Änderung von P  in Abhängigkeit der Änderung der relevanten Risikofaktoren ri im selben Zeitraum näherungsweise als:

\delta P = \sum_i {\delta r_i \cdot \frac{\partial }{\partial r_i } P}  + \frac{1}{2} \sum_{i,j} {\delta r_i \cdot \frac{\partial^2 }{\partial r_i \partial r_j}P \cdot \delta r_j}  + \cdots

Mit einer solchen Darstellung lässt sich die Wertänderung erklären durch

  • Bestandteile, die aus der Strompreisänderung kommen (Strompreisänderung mal Deltaposition Strom)
  • Bestandteile, die aus der Gaspreisänderung kommen (Gaspreisänderung mal Deltaposition Gas)
  • Bestandteile, die aus der CO2 -Preisänderung kommen (CO2 – Preisänderung mal Deltaposition CO2 )

Die Taylorentwicklung kann nicht nur für das Portfolio als Ganzes, sondern auch für jedes enthaltene Asset in dieser Form durchgeführt werden. Die einzelnen Summanden der Taylorentwicklung des Portfoliowertes ergeben sich als Summe der entsprechenden Summanden aus der Taylorentwicklung der enthaltenen Einzelkontrakte. So werden sie in der Regel auch praktisch ermittelt.

 

Eine solche Rückführung von Portfoliowertänderungen von einem Tag auf den anderen auf Änderungen der Risikofaktoren im selben Zeitraum kann verwendet werden, um das Tagesergebnis eines Portfolios, d.h. die Wertveränderung von einem Berichtszeitpunkt zum nächsten, zu erklären.

3. Greeks

Auch Änderungen der Volatilitäten und die Verkürzung der Laufzeit von Optionen können zu einer Marktwertänderung des Portfolios führen. Auch nach den Volatilitäten der Risikofaktoren und nach der Zeit kann abgeleitet werden. Weiterhin zeigt die Weiterentwicklung der Taylorentwicklung zu Thermen zweiter Ordnung, dass auch höhere Ableitungen relevant sein können. Alle diese möglicherweise relevanten Ableitungen nennt man Greeks. Für Terminkäufe und -verkäufe ohne Optionsbestandteile sind alle Greeks außer Delta Null.

 

Delta ist die Ableitung von dem Marktwert eines Optionskontraktes K nach dem Marktpreis des Underlyings p:

\Delta = \frac{\partial }{\partial p } K

Im Rahmen der Risikobewertung eines Portfolios bezeichnet man als Delta den Vektor der partiellen Ableitungen des Portfoliowertes nach den Risikofaktoren:

\Delta_i = \frac{\partial }{\partial r_i } P

Gamma ist die zweite Ableitung von dem Marktwert eines Optionskontraktes K nach dem Marktpreis des Underlyings p:

\Gamma = \frac{\partial^2 }{\partial p^2 } K

Im Rahmen der Risikobewertung eines Portfolios bezeichnet man als Gamma die Matrix aller zweiten Ableitungen des Portfoliowertes nach den Risikofaktoren:

\Gamma_{ij}= \frac{\partial^2 }{\partial r_i \partial r_j} P

Vega ist die Ableitung von dem Marktwert eines Optionskontraktes K nach der Volatilität v des Underlyingpreises:

V = \frac{\partial }{\partial v } K

Theta ist die Ableitung von dem Marktwert eines Optionskontraktes K nach der Laufzeit t:

\Theta = \frac{\partial }{\partial t } K

Auch diese Kennzahlen können wie Delta für jeden Einzelkontrakt bestimmt und dann über das Portfolio aggregiert werden.

 

Der Value-at-Risk

Es können somit auf Portfolioebene eine Vielzahl von Risikokennzahlen bestimmt werden, die das Verhalten des Portfoliowertes bei Veränderung einzelner Risikofaktoren detailliert beschreiben. Diese Risikokennzahlen sind für die operative Steuerung der Marktrisiken zweckmäßig. Allerdings geben sie keine direkte Auskunft darüber, ob das Gesamtrisiko eines Portfolios noch vertretbar oder schon zu hoch ist. Somit sind diese durch Ableitungen definierten Risikokennzahlen nicht wirklich managementtauglich.

1. Definition des Value-at-Risk

Auf Managementebene wünscht man sich eine einzige Kennzahl für das Portfolio, die in etwa Auskunft auf die folgende Frage gibt:

 

Wieviel werde ich mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit (Konfidenzniveau)  in den nächsten x Tagen (Haltedauer) höchstens verlieren, wenn ich in dieser Zeit meine derzeitigen Risikopositionen nicht verändere?

 

Dabei wird davon ausgegangen, dass die Portfoliowertveränderung während der Haltedauer einer stochastischen Verteilung unterliegt, die aus historischen Daten ermittelt werden kann. Auf diese Weise kann dann eine maximale negative Wertveränderung bestimmt werden, die mit der in dem Konfidenzniveau festgelegten Wahrscheinlichkeit nicht überschritten wird.

Marktrisiko-VAR

 

Üblicherweise wird mit Konfidenzniveaus von 95% oder 99% und mit Haltedauern von 1 Tag, 10 Tagen oder einem Monat gerechnet. Die Haltedauer sollte die Marktliquidität und tatsächliche Reaktionszeiten bei der Portfoliobewirtschaftung wiederspiegeln.

2. Historisches VAR-Modell

Weit verbreitet in der Energiewirtschaft ist der historische VAR. Dabei werden aus historischen Wertänderungen aller Risikofaktoren mögliche künftige Werte dieser Risikofaktoren generiert. Für eine Folge historischer Werte  w1, … , wn für einen Risikofaktor r erhält man eine Folge von Änderungen dieses Risikofaktors

\Delta w_1, \dots \Delta w_{n-1}

Unterstellt man eine Lognormalverteilung für den Wert des Risikofaktors am Ende der Haltedauer, so sollte man hier relative Änderungen betrachten. Für Energiepreise ist allerdings die Annahme einer Lognormalverteilung weniger zwingend als beispielsweise für dividendenlose Aktienpreise. Spotpreise zeigen negative Werte und sind bereits deshalb nicht lognormalverteilt. Auch Terminpreise lassen sich nicht konsistent lognormalverteilt modellieren: Wenn Monatsterminpreise lognormalverteilt sind, so sind Jahresterminpreise eine Linearkombination dieser Preise. Eine Linearkombination lognormalverteilter Zufallsvariablen ist nicht lognormalverteilt.

 

Durch Anwendung der historischen Änderungen jedes Risikofaktors auf seinem aktuellen Wert ermittelt sich eine Folge möglicher künftiger Werte des Risikofaktors. Bei Betrachtung aller Risikofaktoren ergeben sich n-1 zueinander passende mögliche künftige Szenarien, die die Korrelationen zwischen den Risikofaktoren implizit berücksichtigen.

 

Mit diesen Preisszenarien kann das Portfolio bewertet werden. Man erhält eine Folge von n-1 möglichen Portfoliowerten. In Abhängigkeit von dem Konfidenzniveau k (z.B. k = 95%) werden der (1 – k)-te Teil der schlechtesten Werte nicht berücksichtigt. Der schlechteste noch verbleibende Wert – bzw. die zugehörige Wertänderung – ist der Value-at-Risk.

 

Als historische Risikofaktoren können die Preisforwardkurven (HPFC, DFC) der Vergangenheit verwendet werden. Es können aber auch nur die in die Terminkurve eingehenden Base, und Peak- Preise als Risikofaktoren betrachtet werden. Die Generierung der Forwardkurve ist dann bereits Teil der Bewertung.

 

Der einfachste Fall ist die Risikobewertung eines Portfolios ohne optionale Bestandteile. Verwendet man als historische Risikofaktoren die Preisforwardkurven, so hängt der Wert des Portfolios linear von der zur Bewertung verwendeten Preisforwardkurve ab. Die Berechnung des historischen VAR entspricht dann der Bewertung des Portfolios mit n historischen Preisforwardkurven und der Ausgabe des durch das Konfidenzniveau vorgegebenen Quantils von Wertänderungen.

2. Varianz-Covarianz-Methode

Bei der Varianz-Covarianz-Methode wird eine Reduzierung in Datenhaltung und Rechenaufwand erreicht, indem man auf Verteilungsannahmen der eingehenden Risikofaktoren und deren Korrelation zurückgreift. Dem liegt wieder die bereits oben angeführte Taylor-Entwicklung zugrunde, die die Portfoliowertänderung auf Änderungen der Terminpreise zurückführt:

\delta P = \sum_i {\delta r_i \cdot \Delta_i^P}  + \frac{1}{2} \sum_{i,j} {\delta r_i \cdot \Gamma_{i,j}^P \cdot \delta r_j}  + \cdots

Betrachtet man die Portfoliowertänderung als Zufallsvariable, so ergibt sie sich laut dieser Gleichung rechnerisch aus diversen Konstanten (den Deltas und Gammas) und den Wertänderungen der Terminpreise ri, die ihrerseits Zufallsvariablen sind. Ist die Varianz und Covarianz der Zufallsvariablen ri bekannt, so lässt sich die Varianz der Zufallsvariable Portfoliowertänderung hieraus berechnen.

 

Berücksichtigt man zunächst nur die Terme erster Ordnung, so ergibt sich die Portfoliowertänderung als eine Linearkombination aus den Wertänderungen der Zufallsvariablen ri:

\delta P = \sum_i {\delta r_i \cdot \Delta_i^P}

Gemäß der Definition der Varianz ergibt sich die Varianz einer solchen Linearkombination von Zufallsvariblen als:

V(\delta P) = \sum_{i,j} \Delta_i^P \cdot Cov(\delta r_i, \delta r_j) \cdot  \Delta_j^P

Für diese Bestimmung der Varianz sind keine Verteilungsannahmen für die Risikofaktoren notwendig. Um aus einer Varianz der Portfoliowertänderungen das für den Value-at-Risk erforderliche Quantil ermitteln zu können, ist allerdings die Annahme erforderlich, dass die Portfoliowertänderung normalverteilt ist. Für eine normalverteilte Zufallsvariable ergeben sich alle Quantile aus Varianz und Mittelwert (0). Dieses Verfahren zur Ermittlung des Value-at-Risk heißt Delta-Normal-Methode.

 

Um ein solches Verfahren praktisch anzuwenden, muss die Korrelationsmatrix der Risikofaktoren ermittelbar sein. Somit werden bei einem solchen Verfahren typischerweise die Preise gehandelter Standardprodukte als Risikofaktoren betrachtet. Die Deltaposition eines Portfolios in einem solchen Standardprodukt entspricht dem optimalen Hedge des Portfolios in diesem Standardprodukt, d.h. das Portfolio wird durch eine Position in Standardprodukten approximiert.

 

Mit deutlich mehr Aufwand können auch die Gamma-Anteile eines Portfolios berücksichtigt werden. Das entsprechende Verfahren heißt Delta-Gamma-Methode.

3. Grenzen des VAR

Neben den hier erwähnten Verfahren gibt es viele weitere Varianten zur VAR-Berechnung. Üblich sind z.B. Monte-Carlo-Simulationen, in denen für Risikofaktoren Modelle für das stochastische Verhalten ausgewählt und kalibriert werden und die Portfoliobewertung dann auf einer Vielzahl generierter Szenarien basiert. Einfache Verfahren werden oft mit Sicherheitsfaktoren und diversen Korrekturen des Ergebnisses oder der Eingangsdaten modifiziert. Auch raffinierte und rechenaufwändige Verfahren beinhalten jedoch regelmäßig – teilweise unbewusst und undeklariert – Normalverteilungsannahmen und haben oftmals Schwächen in der Wiedergabe der Korrelationen.

 

Der Value at Risk ist ein nicht subadditives Risikomaß. Die Summe der VaR-Werte von Teilportfolien kann kleiner sein, als der VaR-Wert des Gesamtportfolios. Dieser Effekt kommt aus der Quantilbildung. In Teilportfolien können hohe negative Ergebnisse aussortiert werden, weil sie nicht im betrachteten Quantil liegen, die bei Betrachtung des Gesamtportfolios wieder eingehen.

 

Grundsätzlich setzt eine VAR-Steuerung liquide Märkte voraus. In illiquiden Märkten sind Volatilitäten von Risikofaktoren, die das Herz aller VAR-Modelle darstellen, nicht messbar. Man fährt in diesem Falle mit Positionslimits besser.

 

Weiterhin schaut der VAR wie alle statistischen Risikomaße in die Vergangenheit, um die Zukunft zu bestimmen. Gibt es einen Grund, Preisschocks in naher Zukunft zu erwarteten, die nicht den Vergangenheitsdaten entsprechen, sichert man sich ebenfalls besser mit Positionslimits. Auch Korrelationen entsprechen in der Zukunft und im Krisenfall nicht immer den Korrelationen, die man in der Vergangenheit und in guten Zeiten gemessen hat.

 

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.

Risikomanagement nach KonTraG

von Marianne Diem, Juni 2016
Risikomanagement Ergebnisverteilung

Die Energiewirtschaft hatte in den letzten Jahren flächendeckend mit sinkenden Ergebnissen, in Einzelfällen mit ungeplanten hohen Verlusten oder gar Insolvenzen zu kämpfen. Schuld waren in der Regel Risiken der Energieerzeugung. Das traditionelle Lieblingsthema der Risikomanager – Marktrisiken der Energiebeschaffung und des Energiehandels – hatte dabei in der Regel wenig Bedeutung.

Es ist somit wichtig, dass das Risikomanagement eines Energieversorgers die Managementaufmerksamkeit auf unternehmensgefährdende Risiken in der Reihenfolge ihrer Wesentlichkeit richtet und sich nicht ausschließlich oder vorrangig auf das Energiebeschaffungs- oder Energiehandelsgeschäft konzentriert, weil hier zufällig durch den Bankensektor und die Finanzmathematik eine Vielzahl probater Methoden bereitgestellt werden.

Risikomanagement nach KonTraG

Wesentliche rechtliche Grundlage für das Risikomanagement im Unternehmen ist das KonTraG-Gesetz, ein Artikel-Gesetz, in Kraft getreten am 1. Mai 1998. Es verpflichtet

  • den Vorstand „geeignete Maßnahmen zu treffen, insbesondere ein Überwachungssystem einzurichten, damit den Fortbestand der Gesellschaft gefährdende Entwicklungen früh erkannt werden“ (§91 Abs.2 AktG).
  • Abschlussprüfer, das Risikomanagementsystem und die zugehörigen Maßnahmen im Bereich der internen Revision zu prüfen und zum Bestandteil des Prüfungsberichtes zu machen (§ 317 Abs. 4 HGB).

Auch Kommanditgesellschaften auf Aktien (KGaA) und GmbHs unterliegen dem KonTraG (Ausstrahlungswirkung).

Ein Artikelgesetz besteht, wie die obigen Zitate und ein Klick auf den Link zeigen, aus einer Auflistung von Änderungen zahlreicher anderer Gesetze. Das bedeutet, dass ein Artikelgesetz nur schwer lesbar ist. Umsetzungshilfe geben vor diesem Hintergrund die folgenden Leitfäden:

Auch die Verantwortung des Geschäftsführers für angemessene IT-Sicherheitsstandards wird oftmals aus dem KonTraG abgeleitet. Umsetzungshilfe bietet der

Revisionssichere Risikomanagementsysteme

Der Standard des Deutschen Instituts für Interne Revision e.V konkretisiert  Anforderungen an ein Risikomanagementsystem nach KonTraG in folgenden Themenbereichen:

  • Aufbauorganisation / Managementverantwortung
  • Dokumentation des Risikomanagementsystems
  • Risikoidentifikation und -erfassung
  • Risikoanalyse und -bewertung
  • Risikosteuerung und -überwachung
  • Risikoberichterstattung und -kommunikation

Der Geschäftsführung obliegt die Definition der Risikostrategie und die Implementierung einer Risikomanagement-Organisation. Die tatsächliche Identifikation, Bewertung, Steuerung, Überwachung sowie die Kommunikation der Risiken ist Aufgabe des Managements.

Das Risikomanagementssystem muss in einem Risikomanagementhandbuch dokumentiert werden.

Handbücher müssen versioniert werden, Änderungen sind mit Freigabeprozessen verbunden. Die Inhalte verpflichten Mitarbeiter und sind somit arbeitsrechtlich relevant. Die aktuelle Version sollte allen Mitarbeitern stets zur Verfügung stehen. Es kann somit zweckmäßig sein, solche Dokumente in einem Unternehmens-Wiki zu führen, das Versionierung und Benachrichtigungs- und Freigabeprozesse unterstützt.

Risikoinventur

Sämtliche Einzelrisiken des Unternehmens müssen über eine regelmäßige Risikoinventur in einem Risikokatalog erfasst werden.

Der Risikomanagementprozess nach KonTraG beinhaltet dabei:

  • Risikoidentifikation und -erfassung
  • Risikoanalyse und -bewertung
  • Risikosteuerung und -überwachung
  • Risikoberichterstattung und -kommunikation

Somit sieht der KonTraG-Risikoprozess wie folgt aus:

Risikomanagement KontraG Prozess

Nach Durchführung des Prozesses verfügt das Unternehmen über einen aktualisierten Risikokatalog mit Einzelrisiken und zugehörigen Informationen zu jedem Risiko wie:

  • Risikobezeichnung
  • Beschreibung des Risikos
  • Schadensausmaß
  • Eintrittswahrscheinlichkeit
  • Risikoklasse (hoch / mittel / niedrig)
  • Risikoverantwortlicher
  • Steuerungsmaßnahmen
  • Frühwarnindikatoren

Der Risikokatalog kann durchaus umfangreich ausfallen, da er alle Einzelrisiken auflisten soll.

Alle Risiken müssen außerdem regelmäßig in angemessenem Rhythmus bewertet und gemeldet werden. Die hierbei erzeugten Dokumente müssen ordnungsgemäß archiviert werden und können in einem größeren Unternehmen einen erheblichen Umfang annehmen.  Vor diesem Hintergrund ist es bei einem größeren Unternehmen zweckmäßig, die KonTraG-Prozesse:

  • Risikoidentifikation und -erfassung und
  • Risikoberichterstattung und -kommunikation

in einem datenbank-basierten System mit geeigneten User-Rollen zu erfassen, in dem sowohl Meldung als auch Kenntnisnahme elektronisch dokumentiert wird.

Umgang mit dem Risikokatalog

Wesentlicher Zweck des Kataloges ist es aber, die Managementaufmerksamkeit auf unternehmensgefährdende Risiken zu lenken. Dies sind entweder Risiken, die ein hohes Schadensausmaß aufweisen oder solche bei denen der erwartete Schaden hoch ist.

Es ist nicht ohne Weiteres möglich, aus einem solchen Katalog das Gesamtrisiko abzuleiten, dem das geplante Ergebnis des Unternehmens ausgesetzt ist. Die Risiken können nicht addiert werden, da sie nicht alle gleichzeitig eintreten. Es kann aber ebenfalls nicht einfach angenommen werden, dass die Risiken unkorreliert sind. Der Eintritt eines Risikos kann durchaus bei gewissen Konstellationen andere Risikoeintritte nach sich ziehen. Zum Beispiel sind Marktpreisrisiken und Kreditrisiken im allgemeinen positiv korreliert, weil Marktpreis-Schocks Insolvenzen auslösen können. Im Allgemeinen gibt es keine Möglichkeit, die Korrelation der Risiken sinnvoll zu bestimmen. Zudem wurde die Chancenseite überhaupt nicht betrachtet.

Oftmals kann aber die Planabweichung eines kleinen bis mittelgroßen Unternehmens bereits durch sehr wenige Risiken sehr gut erklärt werden, so dass ganz ohne mathematische Methoden Vorhersagen zur möglichen Planabweichung und zum Eigenkapitalbedarf gemacht werden können.

Risikomeldungen nach KonTraG

Die Berichterstattung an die Geschäftsführung über Ergebnisse der Risikoinventur muss regelmäßig erfolgen. Für viele Risiken wird jedoch eine monatliche oder sogar nur jährliche Evaluierung und Berichterstattung ausreichend erscheinen. Neu in Erscheinung getretene hohe Risiken müssen in Abhängigkeit von vorher definierten Schwellwerten adhoc gemeldet werden.

Die Risikoüberwachung des Energiehandel muss jedoch bei nennenswerter Aktivität auf den Energiehandelsmärkten immer in Echtzeit erfolgen. Tägliche Portfolioberichte werden dabei nicht nur von der Geschäftsführung, sondern in erster Linie und in weit detaillierterer Form von den Händlern und Portfoliomanagern selbst, dann auch vom Risikomanagement benötigt. Risikomanagement für den Energiehandel ist somit ein eigenes Thema.

Detailberichte im Energiehandel sollten jedoch zu der Risikokommunikation im Rahmen der KonTraG-Berichterstattung konsistent sein. D.h. im Rahmen der KonTraG-Berichterstattung gemeldete Handelsrisiken sollten aus der Handelsberichterstattung sinnvoll abgeleitet werden.

Risikomanagement für die Erzeugung

Risiken der Energieerzeugung beschränken sich nicht auf Erzeugungsanlagen mit konventionellen Energieträgern. Auch Investitionen in Erneuerbare sind risikobehaftet. Dies zeigen die in breiten Teilen unauskömmlichen Windparkrenditen, mit denen Werner Daldorf als Mitglied im Bundesvorstand des Bundesverbands WindEnergie e.V. (Vorsitzender Anlegerbeirat) Mitte 2015 an die Öffentlichkeit trat.

Seine Auswertung von 1.620 Jahresabschlüsse aus 2000 – 2014 von 211 Windparks kommt zu dem Ergebnis, dass

  • die Umsatzerlöse im Mittel 13,2 % unter Plan lagen
  • nur 12 % der Windparks 100% der prospektierten Erlöse oder mehr erreichten
  • die tatsächliche Eigenkapitalrendite im Mittel bei 3,5 % statt geplanten 8 % lag

Als Ursachen benennt er:

  • zu hoch angesetzte Windprognosen
  • ungeplante Anlagenstillstände
  • Unterschätzung der Betriebskosten

Bei konventionellen Anlagen sind dagegen vorallem hohe, auf den Commodity-Terminmärkten nicht absicherbare Marktpreisrisiken in den weiter in der Zukunft liegenden Lieferjahren und regulatorische und politische Risiken eingetreten. Letztere sind bei dem stark von Marktdesign und direkter Förderung abhängigen EEG-Geschäft ebenfalls zu berücksichtigen. Somit sind bei der Erzeugung insbesondere die folgenden Risiken zu betrachten:

  • politische und regulatorische Risiken
  • Marktpreisrisiken
  • technische Risiken
  • Adressausfallrisiken von Lieferanten, Produzenten und Anbietern von Wartungsverträgen

Risikomanagement für den Energiehandel

Risiken des Energiehandels sind relativ gut mit Risiken beim Handel mit Finanzinstrumenten vergleichbar. Somit bietet die Bankenregulierung MaRisk (Mindestanforderungen an das Risikomanagement) eine gute Richtlinie zur Steuerung dieser Risiken. Die MaRisk unterscheidet die folgenden wesentlichen Risiken:

  • Adressausfallrisiken
  • Marktpreisrisiken
  • Liquiditätsrisiken und
  • Operative Risiken

Zur Steuerung dieser Risiken stellt die MaRisk Anforderungen an die Aufbau- und Ablauforganisation. Hieraus wird die typische Organisation des Handelsbereiches in Frontoffice, Middleoffice und Backoffice abgeleitet:

Risikomanagement Funktionstrennung MaRisk

In der MaRisk finden sich auch Marktstandards für die Steuerung der genannten wesentlichen Risiken, die auch in der Energiewirtschaft weite Verbreitung gefunden haben.

Risikomanagement im Energievertrieb

Die Arbeitsteilung zwischen Handel oder Beschaffung und dem Vertrieb sieht in der Regel vor, Marktpreisrisiken im Handel zu steuern. Basierend auf den jeweiligen Absatzprognosen des Vertriebs werden Mengen so beschafft und an den Vertrieb verrechnet, dass dieser nach Möglichkeit keinen Marktpreisrisiken unterliegt. Diese Prozesse wirken aber nur soweit als die Absatzprognosen des Vertriebs richtig sind und die prognostizierten Absatzpreise erzielt werden. Im Vertrieb verbleiben somit insbesondere:

  • Mengenrisiken
  • Bindefristrisiken
  • Adressausfallrisiken
  • Operationelle Risiken

Ebenso wie im Energiehandel spielen auch im Energievertrieb IT-unterstützte Standardprozesse eine zentrale Rolle. Somit sind unter den operationellen Risiken insbesondere IT-Risiken zu beachten.

Risikomanagement für das Unternehmen

Auch der Betrieb von Netzen, Fernwärmeversorgung, Geschäftsfelder im Contracting usw. sind mit Risiken verbunden. Die obige exemplarische Aufzählung erhebt auch für die erwähnten Geschäftsfelder keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Erfahrung mit den typischen Risiken der Branche und Musterkataloge sind für die Erstellung eines Risikokatalogs hilfreich.

Die Aufstellung zeigt aber auch, dass Risikoaufnahme und Risikosteuerung nur mit dem betroffenen Geschäftsbereich und unter Berücksichtigung von dessen spezifischer Expertise erfolgen können. Welche Risiken in einem Geschäftsfeld im Auge behalten werden müssen, ist typischerweise ein Wertbeitrag von spezifischer professioneller Erfahrung. Daher ist in diesem Zusammenhang auch oft von gezahltem Lehrgeld die Rede.

Das KonTraG sieht immer den risikonehmenden Geschäftsbereich wie auch den institutionellen Risikomanager als risikoverantwortlich. Risikomanagement ist ein Teil des Managements. Es trägt dazu bei, ein Geschäftsfeld zum Erfolg zu führen, indem nur kalkulierte Risiken genommen werden, bei denen die Chancen in einem guten Verhältnis zum Risiko stehen.