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Computermodelle in der Energiewirtschaft

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Teil drei: Vermarktung des Optionswerts von Erzeugungsanlagen

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Grundlastkraftwerke verabschieden sich zunehmend aus dem Markt, ab 2022 gibt es keine Nuklearanlagen mehr, ab spätestens 2038 keine Kohlekraftwerke. Damit rücken Erdgaskraftwerke wieder mehr in den Blick, nachdem sie die letzten Jahre aufgrund ihrer hohen kurzfristigen Grenzkosten oftmals im Dornröschenschlaf verbracht haben. Die optimale Vermarktung dieser flexiblen Anlagen ist deutlich anspruchsvoller als die Vermarktung eines Braunkohlemeilers, der aufgrund der technischen Gegebenheiten ohne Unterbrechung durchgehend läuft. Erdgaskraftwerke produzieren Strom in direkter Abhängigkeit vom Strompreis, finanzmathematisch kann man sie daher als Option betrachten. Ihre Vermarktung bietet zusätzlich Erlöspotentiale, die über den reinen Fahrplanwert hinausgehen und die mittels passender Strategien risikolos gehoben werden können.

Ein kurzer Blick auf den Spotmarktpreis zeigt, der Strompreis schwankt – stark. Regelmäßig um 20 bis 30 EUR/MWh innerhalb eines Tages, und das bei einem Durchschnittspreis von 50 EUR/MWh. Dies unterscheidet den Strompreis ganz fundamental von anderen Commoditypreisen. Grund hierfür ist die technische Notwendigkeit, dass Erzeugung und Verbrauch zu jeder Sekunde des Tages ausgeglichen sein müssen, fast alle Stromerzeugungsanlagen und -verbraucher aber nicht sekundengenau geregelt werden können. Daher müssen teure flexible Speicher, Spitzenlastkraftwerke und sonstige netzdienliche Anlagen dafür sorgen, dass Schiefstände vermieden werden. Dies führt aufgrund der stark unterschiedlichen kurzfristigen Grenzkosten der Anlagen zu den genannten hohen Preisschwankungen.

Diese Schwankungen sind ein ganz entscheidender Faktor für die Vermarktung von steuerbaren Erzeugungsanlagen. Die Optionsscheintheorie lehrt: hohe Volatilität bedeutet hoher Zeitwert. Indirekt bedeutet eine hohe Volatilität des Strompreises, dass flexible Kraftwerke in der Terminvermarktung zusätzliche Marge erwirtschaften können, die als Zeitwert interpretiert werden kann.

Finanztheoretisch handelt es sich bei einem steuerbaren Kraftwerk um eine Call-Option mit folgender, vereinfachter Auszahlungsfunktion: unterhalb der kurzfristigen Grenzkosten erfolgt keine Auszahlung, oberhalb der kurzfristigen Grenzkosten erfolgt die Auszahlung der Differenz zwischen Strompreis und Brennstoffkosten. Modelliert werden können diese Auszahlungsfunktion und vor allem der Zeitwert des Kraftwerks in der Praxis nur mittels Monte-Carlo-Simulation. Hierbei wird für verschiedene Preisentwicklungen die jeweils optimale Vermarktung des Kraftwerks simuliert und die Auszahlung für jedes dieser Szenarien ermittelt. Der Zeitwert ist hierbei abhängig vom Vorlauf der Vermarktung, sprich der Laufzeit der Option, der Volatilität des Strompreises sowie der Sensitivität der Marge gegenüber Preisschwankungen.

Leider zeigt der Markt für Stromoptionen nach wie vor kaum Liquidität, man kann den Zeitwert eines Kraftwerks also nicht direkt über den Verkauf einer passenden Call-Option vermarkten. Wie also kann man den Zeitwert eines Kraftwerks realisieren? Bei klassischen Optionen gibt es keinen optimalen Ausführungszeitpunkt, ebenso gibt es keinen optimalen Vermarktungszeitpunkt für ein Kraftwerk. Allerdings kann man die Vermarktung eines Kraftwerks risikolos an Marktbewegungen anpassen und so eine zusätzliche Marge generieren, die man als Teil des Zeitwerts interpretieren kann.

Dazu muss man im Hinterkopf behalten, wie die Terminvermarktung eines Kraftwerks funktioniert. Am Terminmarkt können nur Bänder gehandelt werden, im einfachsten Fall Jahresbänder. Band heißt hierbei, dass der Verkäufer eine konstante Leistung liefern muss, also die gleiche Energiemenge zu jeder Stunde. Wenn ein vollflexibles Kraftwerk nicht alle Stunden eines Tages im Geld ist, sollte es optimaler Weise auch nicht alle Stunden laufen. Dementsprechend würde man nicht die komplette Leistung vermarkten, sondern nur den Anteil, der einem optimalen Einsatz entspricht. Steigt nun der mittlere tägliche Preis, steigt auch dieser Anteil, sinkt der Preis, sinkt der Anteil. Durch diese Schwankung kann mittels einer passenden Strategie zusätzliche Marge generiert werden.

Die dazu notwendige Vermarktung erfolgt mittels eines wertneutralen Hedges des anhand einer stündlichen zukünftigen Preiskurve simulierten Kraftwerkseinsatzes. Für ein Kraftwerk, das nahe am Geld ist, erfolgt dadurch die Vermarktung eines Prozentsatzes, der grob gesprochen denjenigen Stunden entspricht, in denen das Kraftwerk im Geld ist. Konkret: für ein Kraftwerk mit kurzfristigen Grenzkosten von 40 EUR/MWh bei einem mittleren angenommenen Strompreis von 45 EUR/MWh läuft das Kraftwerk um die 5000 Stunden bei 8760 Stunden pro Jahr. Dies kommt daher, dass aufgrund der Spreizung des Strompreises knapp 4000 Stunden einen Strompreis von weniger als 40 EUR/MWh zeigen und ein voll flexibles Kraftwerk in diesen Stunden nicht betrieben würde. Wenn sich der Forward-Strompreis im Laufe der Zeit negativ entwickelt, läuft das Kraftwerk kürzer, beispielsweise nur 3000 Stunden. Die Vermarktung würde dementsprechend angepasst, es würden 2000 Stunden zurückgekauft. Der Rückkauf dieser Stunden erzeugt einen positiven Deckungsbeitrag, da die Stunden zu 45 EUR/MWh verkauft wurden und zu 35 EUR/MWh zurückgekauft werden. Bei einem Vermarktungshorizont von drei Jahren können solche Schwankungen vielfach auftreten und durch kontinuierliche Anpassung des wertneutralen Hedges kann auf diese Weise zusätzliche Marge gehoben werden. Natürlich bestehen Einschränkungen, hauptsächlich aufgrund der Transaktionskosten, die dazu führen, dass erst ab einer Mindestpreisdifferenz eine Anpassung des Hedges positive Marge generieren kann. Außerdem passt diese Art der Vermarktung nicht zur oftmals praktizierten Vermarktung über einen kontinuierlichen Hochlauf.

Diese Hedgingstrategie für thermische Kraftwerke besteht darin, die Produktion eines Jahres in den drei vorangehenden Jahren kontinuierlich zu verkaufen. Dadurch bildet man einen Durchschnittspreis über diesen Zeitraum. Diese Strategie widerspricht aber der soeben beschriebenen Delta-Hedging-Strategie, da für die Delta-Hedging-Strategie das gesamte geplante Produktionsvolumen bereits zum initialen Zeitpunkt drei Jahre vor Lieferung verkauft wird und danach nur noch Anpassungen aufgrund preislicher Schwankungen vorgenommen werden. Nachteil dieser Variante ist, dass man sich für den Fahrplanwert bereits frühzeitig festlegt, also nur noch eingeschränkt von nachfolgenden Marktbewegungen profitieren kann. Man kann die Delta-Hedging-Strategie auch mit einem kontinuierlichen Hochlauf kombinieren, in diesem Fall reduziert sich aber die mögliche Marge aus dem Zeitwert, da nur ein geringeres Volumen für Anpassungen zur Verfügung steht.

Alles in allem stellt die Optimierung der Terminvermarktung eines flexiblen Kraftwerks einen zunehmend wichtigen Bestandteil der Wertschöpfung dar. Ob sich die beschriebene Strategie lohnt, hängt allerdings stark vom Kraftwerk ab. Ebenso muss man alternative Möglichkeiten der Kraftwerksvermarktung berücksichtigen, beispielsweise kann es zurzeit noch lukrativer sein, ein Kraftwerk für Sekundärregelleistung zu nutzen oder innerhalb eines virtuellen Kraftwerks einzusetzen. Aber der Markt ändert sich ständig und die Möglichkeiten der Terminvermarktung sollten nicht unterschätzt werden.

Quelle: KPMG Corporate Treasury News, Ausgabe 89, März 2019

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