Lektion 5 – Terminkurven und Laufzeitstruktur

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Wie Energie-Terminkurven aufgebaut sind, warum sie sich von Finanzrenditekurven unterscheiden und welche Rolle Saisonalität, Convenience-Rendite und Speicherung bei der Gestaltung der Laufzeitstruktur spielen.

Der Vorwärtskurve ist der aktuelle Konsens des Marktes über zukünftige Lieferpreise – die Laufzeitstruktur von Energie. Es ist die Grundlage für Bewertung, Absicherung und Optimierung: Jeder strukturierte Vertrag, jedes PPA oder jede Speicherversandentscheidung bezieht sich darauf. Dennoch verhalten sich Energieterminkurven grundlegend anders als Finanzkurven Nichtlagerfähigkeit (Macht) oder kostspielige Lagerung (Gas).

Was ist eine Vorwärtskurve?

Eine Vorwärtskurvenkarte Lieferzeit → Preis für eine bestimmte Ware und einen bestimmten Ort zu einem bestimmten Zeitpunkt:

Preis (€/MWh) 90 │ ╭──╮ 80 │ ╭──╮ │ │ ╭──╮ 70 │ ╭──╮ │ │ ╭──╮ │ │ │ │ 60 │ ╭──╮ │ │ │ │ │ │╭──╮ │ │╭──╮│ │ 50 │╭──╮│ │ │ │ │ │ │ ││ │ │ ││ ││ │ 40 ││ ││ │ │ │ │ │╭─┤ ││ │ │ ││ ││ │ 30 ││ ││ │ │ │╭┤ ││ │ ││ │╭┤ ││ ││ │ └┴──┴┴──┴─┴──┴┴┴──┴┴─┴ ──┴┴──┴┴┴──┴┴──┴┴──┴── Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 24 24 25 25 25 25 26 26 26 26 27 ←─ kurzfristig ─→ ←── fernfristig ──→ (hohe Liquidität) (geringe Liquidität) Hauptmerkmale sichtbar: • Wintergipfel (Q1, Q4) > Sommertiefststände (Q2, Q3) – Saisonalität • Kurzfristige Quartale volatiler als langfristige – die Unsicherheit lässt nach • Back-End-Konvergenz zum langfristigen Gleichgewicht – Mean-Reversion

Strom vs. Gas vs. Finanzkurven

Konstruktion: Von gehandelten Produkten zu einer kontinuierlichen Kurve

Eigentum	Power Forward	Gas-Forward (TTF)	Finanzielle Renditekurve
Kein Arbitrage-Link zum Spot	Schwach – nicht lagerfähig, kein Cash-and-Carry	Moderat – Speicherverbindungen sind mit Kosten für die Verbreitung verbunden	Stark – Anleihen replizieren die Termine exakt
Saisonalität	Stark (Temperatur + Sonnen-/Windmuster)	Stark (Heizbedarf, Ein-/Ausspeisung)	Keine (oder minimal)
Mittlere Umkehrung	Stark – Grenzkosten verankern sich langfristig	Moderat – langfristiges Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage	Schwach – die Zinsen können einen anhaltenden Trend aufweisen
Spikes	Extrem (Knappheitspreis, 4000€-Obergrenze)	Moderat (Erschöpfungsereignisse des Speichers)	Selten (nur Krisenereignisse)
Granularität	Basis/Spitzenzeit/Nebensaison × stündliche Form	Monatlich/vierteljährlich/saisonal	Kontinuierliche Laufzeit
Contango/Backwardation	Saisonal – Winter-Contango im Sommer	Speichergesteuert (Injektion = Contango)	Steigung der Zinskurve analog

Die Kurve wird aus konstruiert beobachtbare Marktkurse — Futures und Forwards, die an Börsen (EEX, ICE) und OTC gehandelt werden. Die Herausforderung: Gehandelte Produkte haben unterschiedliche Lieferzeiträume (Monate, Quartale, Jahre, Basis vs. Spitzenwert) und Sie benötigen für jeden Lieferzeitraum einen einheitlichen Stunden- (oder Viertelstunden-)Preis.

Schritt 1: Gehandelte Kurse einholen

Schritt 2: Kaskadierung (Formung)

Produkt	Lieferung	Typ	Zitat (Beispiel)
DE-Basismonat 25. August	Alle Stunden im August 2025	Grundlast	62,50 €/MWh
DE Spitzenmonat 25. August	Hauptverkehrszeiten (08–20 Wochentage) im August 2025	Spitzenlast	78,30 €/MWh
DE Basisquartal Q4-25	Alle Öffnungszeiten Okt.-Dez. 2025	Grundlast	71,80 €/MWh
DE-Basisjahr Cal-26	Alle Stunden 2026	Grundlast	65,40 €/MWh

Längere Produkte werden in kürzere zerlegt, um sicherzustellen volumengewichtete Konsistenz:

Die Kaskadenbeschränkung

P_Quartal = (Σ_m∈Viertel Std._M × P_M) / Σ_m∈Viertel Std._M

Ein vierteljährlicher Preis muss dem gewichteten Durchschnitt seiner monatlichen Preise entsprechen. Ebenso muss ein Jahrespreis in Quartale und Quartale in Monate unterteilt werden. Wenn monatliche Preise nicht direkt gehandelt werden, müssen sie aus der vierteljährlichen Notierung und den Annahmen zur Saisonform abgeleitet werden.

Schritt 3: Basis-/Peak-Zerlegung

Ableitung von Off-Peak aus Base und Peak

P_Base = (Stunden_Gipfel × P_Gipfel + Stunden_Nebensaison × P_Nebensaison) / Std_gesamt

∴ P_Nebensaison = (Stunden_gesamt × P_Base − Stunden_Gipfel × P_Gipfel) / Std_Nebensaison

Mit Basis- und Spitzenkursen können Sie Off-Peak-Kurse ableiten. Die „Spitzen“-Definition ist typischerweise Mo-Fr 08:00-20:00 Uhr MEZ (12 Stunden × ~22 Wochentage pro Monat). Außerhalb der Hauptverkehrszeit = verbleibende Stunden (Nächte + Wochenenden).

Schritt 4: Stündliche Formgebung

Der letzte Schritt wandelt monatliche Basis-/Spitzenpreise in einen um Stundenprofil. Dies verwendet a Formfaktor — ein normalisiertes Muster, abgeleitet aus historischen Spotpreisen:

Stundenpreis von Shape Factors

P_H = P_{Monat, Basis} × S_H

wo S_H ist der Formfaktor für Stunde h (durchschnittliches historisches Verhältnis des Spotpreises dieser Stunde zum Monatsdurchschnitt). Σ S_H / N = 1 konstruktionsbedingt. Formfaktoren spiegeln das typische Tagesmuster wider: höhere Preise bei Spitzenzeiten am Morgen/Abend, niedrigere Preise über Nacht.

Einschränkung: Formfaktoren sind rückwärtsgewandt. Wenn sich der Erzeugungsmix ändert (z. B. drückt mehr Solarenergie die Mittagspreise), spiegeln historische Formen möglicherweise nicht zukünftige Muster wider. Fortgeschrittene Methoden verwenden nur grundlegende Modelle oder aktuelle Formen.

Die Speicher-Arbitrage-Verbindung (Gas)

Bei speicherbaren Rohstoffen wie Gas ist die Terminkurve über die Kassakurve verknüpft Transportkosten:

Cost-of-Carry-Verhältnis

F(t,T) = S(t) × e^{(r + u − c)(T−t)}

wobei: F = Terminpreis, S = Spotpreis, r = Zinssatz, u = Lagerkosten (Einspeisung/Entnahme + Kapazität), c = Convenience Yield (Wert des physischen Lagerbestands). Wenn F > S + Carry-Kosten → injizieren (Spot kaufen, lagern, auf Termin verkaufen). Wenn F < S + Carry-Kosten → Rückzug (Kassaverkauf, Terminkauf zum Ersetzen).

Sommer-Contango, Winter-Backwardation: Gas-Terminkurven zeigen typischerweise höhere Winterpreise (Wärmebedarf) und niedrigere Sommerpreise. Die Sommer-Winter-Spanne wird durch die Kosten für die Speicherung von Gas vom Sommer zum Winter begrenzt (Einspeisung im April-September, Entnahme im Oktober-März). Wenn der Spread die Speicherkosten für den gesamten Zyklus übersteigt, ist die Arbitrage profitabel – und die Speicherbetreiber werden so lange investieren, bis sich der Spread verringert.

Warum Macht keinen sauberen Arbitrage-Link hat

Strom kann nicht in großem Maßstab kostengünstig gespeichert werden. Dadurch wird die Cost-of-Carry-Beziehung unterbrochen:

Implikation für die Optimierung: Bei Gas gibt die Form der Terminkurve Aufschluss über die Speicherökonomie (Contango = günstige Speicherung). Im Power-Bereich verrät Ihnen die Form der Terminkurve etwas über Erwartungen und Risikobereitschaft – nicht über Arbitragemöglichkeiten an sich. Ein Stromhändler, der Cal-26 verkauft, setzt auf zukünftige Spotpreise und führt keinen risikolosen Carry Trade aus.

Wichtige Kurvenmerkmale zur Optimierung

Mark-to-Market und die Handels-Gewinn- und Verlustrechnung

Besonderheit	Was es signalisiert	Optimierungsimplikation
Contango (fern > nah)	Der Markt erwartet höhere zukünftige Preise oder Werte	Gas: Jetzt einspritzen, vorwärts verkaufen. Macht: Verkaufen Sie vorwärts, wenn Sie nicht einverstanden sind.
Backwardation (nah > fern)	Aktuelle Knappheit oder Convenience-Renditeprämie	Gas: bei körperlicher Anstrengung zurückziehen. Strom: kurzfristige Erzeugung wertvoller.
Starke Saisonalität	Große Winter-/Sommerverteilung	Lagerwert hoch; Flexible Vermögenswerte sollten die saisonale Streuung nutzen.
Flaches Backend	Der Markt kehrt zur langfristigen Gleichgewichtsansicht zurück	Langfristig geringerer Absicherungswert; begrenzter Informationsgehalt.
Spreizung zwischen Spitzen- und Nebenzeiten	Intraday-Flexibilitätswert	Speicher-/Flex-Assets erfassen den täglichen Zyklus; große Spreizung = hoher Flexwert.

Ihr greifbarer Gewinn: Sie verstehen jetzt, wie Energie-Terminkurven aus gehandelten Produkten erstellt werden (Kaskadierung + Formung), warum sich Stromkurven grundlegend von Gaskurven unterscheiden (keine Arbitrage-Verbindung vs. Carry-Kosten) und wie die Form der Kurve Optimierungs- und Bewertungsentscheidungen im gesamten Portfolio beeinflusst.

Primärquelle

Für die Theorie der Terminkurven von Energierohstoffen und das Speichermodell:
Eydeland, A. & Wolyniec, K. (2003). Energie- und Energierisikomanagement. Wiley. Die Kapitel 3–5 zur Vorwärtskurvenmodellierung bleiben die Standardreferenz für Energiequanten.

Zur empirischen Analyse der Power-Forward-Prämien:
Bessembinder, H. & Lemmon, M. (2002). „Gleichgewichtspreisgestaltung und optimale Absicherung auf Stromterminmärkten.“ Zeitschrift für Finanzen, 57(3), 1347–1382. – Wegweisendes Papier darüber, warum Stromrisikoprämien systematisch positiv sind und mit der Nachfrageschwankung variieren.

Retrieval-Praxis

Warum kann die Beziehung F = S × e^(r+u-c)(T-t) nicht auf die Strom-Forward-Preise angewendet werden?

Die Stromzinssätze werden von den Regulierungsbehörden und nicht von Marktangebot und -nachfrage festgelegt
Strom kann nicht wirtschaftlich gespeichert werden, daher ist die Cash-and-Carry-Arbitrage nicht realisierbar
Die Stromterminmärkte sind zu illiquide, um einem anhaltenden Arbitragedruck standzuhalten
Der Komfortertrag für Strom ist unendlich, sodass die Formel immer gleich ist

Retrieval-Praxis

Welche Einschränkung muss im kaskadierenden Schritt der Vorwärtskurvenkonstruktion erfüllt sein?

Jeder Monatspreis muss den Quartalspreis um einen festen Saisonaufschlag übersteigen
Der volumengewichtete Durchschnitt der Preise für kürzere Zeiträume muss dem notierten Preis für längere Zeiträume entsprechen
Die Summe aller Monatspreise innerhalb eines Jahres muss dem Zwölffachen des Kalenderjahrespreises entsprechen
Benachbarte Monatspreise dürfen nicht um mehr als die historische Standardabweichung abweichen

Retrieval-Praxis

Eine Gas-Forward-Kurve, die einen steilen Sommer-Winter-Contango (Winter >> Sommer) zeigt, signalisiert Folgendes:

Der Markt rechnet mit einer Versorgungsunterbrechung in der kommenden Winterheizsaison
Die saisonale Schwankung übersteigt oder nähert sich den Speicherkosten für den gesamten Zyklus an, was die Einspritzung attraktiv macht
Bei den Winterkontrakten dominieren spekulative Long-Positionen, die die Preise künstlich in die Höhe treiben
Im Winter wird die Nachfrage nach der Umstellung von Gas auf Strom hoch sein und sowohl die Gas- als auch die Strompreise erhöhen

💡 Fragen zu Kurvenkonstruktionsmethoden, dem Bessembinder-Lemmon-Modell für Stromrisikoprämien, zur Verwendung von Kurven für die PPA-Bewertung oder zum Zusammenhang zwischen Kurven und Dispatch-Optimierung? Fragen Sie einfach.