Inhaltsverzeichnis

I.  Abbildungsverzeichnis  I

II.  Tabellenverzeichnis  II

III.  Abkürzungsverzeichnis  III

1.  Einleitung  1

2.  Energetische Rohstoffe  2

2.1.  Einführung in die Entstehung und Arten von Erdöl  2

2.1.1.  Märkte und Anlagemöglichkeiten für Erdöl  3

2.1.2.  Der physische Markt  4

2.1.3.  Der derivative Markt  5

2.2.  Einführung in die Entstehung und Arten von Erdgas  7

2.2.1.  Märkte und Anlagemöglichkeiten für Erdgas  7

2.2.2.  Der physische Markt  8

2.2.3.  Der derivative Markt  9

2.3.  Einführung in die Entstehung und Arten von Kohle  10

2.3.1.  Märkte und Anlagemöglichkeiten  11

2.3.2.  Der physische Markt  11

2.3.3.  Der derivative Markt  13

2.4.  Einführung in die Entstehung und Arten von Uran  15

2.4.1.  Märkte und Anlagemöglichkeiten  15

2.4.2.  Der physische Handel  15

2.4.3.  Der derivative Markt  16

3.  Marktteilnehmer  17

3.1.  Arbitrageure  18

3.2.  Hedger  19

3.3.  Spekulanten  20

3.4.  Institutionelle Marktteilnehmer  26

3.4.1.  Kartelle  27

3.4.2.  Investmentbanken  30

3.5.  Staaten  33

3.5.1.  Versorgungsrisiko Erdöl/Erdgas  34

3.5.2.  Versorgungsrisiko Kohle  36

3.5.3.  Versorgungsrisiko Uran  38

3.5.4.  China  39

3.5.5.  Afrika  39

4.  Untersuchungen zum Verhalten der Energierohstoffe  41

4.1.  Preisentwicklungen allgemein  42

4.1.1.  Ölpreisnotierungen  42

4.1.2.  Gaspreisnotierungen  42

4.1.3.  Kohlepreisnotierungen.  42

4.1.4.  Uranpreisnotierungen  43

4.2.  Krisen  43

4.3.  Sektorspezifische Preisspitzen  45

4.3.1.  Kohle-Spitze  46

4.3.2.  Gas-Spitze  46

4.3.3.  Uran-Spitze  47

4.3.4.  Öl-Spitze  48

4.4.  Allgemeine Korrelationen der Energierohstoffe  49

4.4.1.  Korrelationen zwischen Aktien und Energierohstoffen  49

4.4.2.  Auffällige Vormonatsrenditen  50

4.4.3.  Konjunkturdaten  52

4.5.  Spezifische Korrelationen der Energierohstoffe  53

4.5.1.  Spezifische Korrelationen Erdöl  53

4.5.2.  Spezifische Korrelationen Erdgas  57

4.5.3.  Spezifische Korrelationen Kohle  58

4.5.4.  Spezifische Korrelationen Uran.  59

5.  Ausblick und Fazit  60

A.  Anhang  64

6.  Literaturverzeichnis  88

I.  Abbildungsverzeichnis  

Abbildung  1: Verhältnis Ölpreis/Lagerbestände  

Abbildung  2: Verhältnis Gaspreis/Lagerbestände  

Abbildung  3: Strategische Ellipse von Erdöl und Erdgas  

Abbildung  4: Gaspreisentwicklung Gasstreit Ukraine gegen Russland  

Abbildung  5: Weltmarktpreise für Kohle nach Chinas Rekordimporten  

Abbildung  6: Vergleich der Energieperformance in Krisenzeiten  

Abbildung  7: Renditevergleich Aktien vs. Energierohstoffe vs. Inflation  

Abbildung  8: Renditevergleich Rezessionen und Aufschwünge  

Abbildung  9: Performance Öl vs. Gold  

Abbildung  10: Performancevergleich Öl vs. Wechselkurs  

Abbildung  11: Korrelationen Erdgas vs. Öl in verschiedenen Märkten.  

Abbildung  12: Referenzöle  

Abbildung  13: Referenzgase  

Abbildung  14: Überblick über den Kohlemarkt  

Abbildung  15: Referenzkohle  

Abbildung  16: Funktionsweise eines Clearinghouse.  

Abbildung  17: Funktionsweise eines Swaps  

Abbildung  18: Preisgraphik  

Abbildung  19: Preisspitzen  

I

II.  Tabellenverzeichnis  

Tabelle 1:  Krisenrenditen  45

Tabelle 2:  Preise der Energierohstoffe im Vergleich zu wirtschaftlichen Faktoren  74

Tabelle 3:  Renditen der Energierohstoffe im Vergleich zu wirtschaftlichen Faktoren  78

Tabelle 4:  Lagerbestände Gas und Öl  82

Tabelle 5:  Allgemeine Korrelationstabelle  83

Tabelle 6:  Korrelationstabelle während der Wirtschaftskrise  83

Tabelle 7:  Rendite in auffälligen Aktienmonaten.  84

Tabelle 8:  Auffällige Vormonatsrenditen  87

II

III. Abkürzungsverzeichnis

API All Publications Index APX Amsterdam Power Exchange ARA Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (Handelsraum) CAPM Capital Asset Pricing Model CAPP Central Appalachian Coal CFTC U.S. Commodity Futures Trading Commission EEX European Energy Exchange EIA U.S. Energy Information Administration HEU Highly Enriched Uranium IAEA International Atomic Energy Agency ICE Intercontinental Exchange IEA International Energy Agency IPE International Petroleum Exchange ISDA International Swaps and Derivates Association lb Barrel LNG Liquefied Natural Gas MMBTU Million British Thermal Units NYMEX New York Mercantile Exchange OECD Organization for Economic Co-operation and Development OPEC Organization of Petroleum Exporting Countries OTC over the counter SWU Separative Working Unit TOP take-or-pay WTI West Texas Intermediate

III

1. Einleitung

Im Sommer 2008 verzeichnete der börsennotierte Preis für Rohöl mit 130 US-Dollar pro Barrel ein Allzeithoch. In Deutschland stiegen daraufhin folgerichtig die Literpreise für Benzin erstmals über 1,50€ und lösten eine bundesweite Debatte über die Rohstoffpolitik der OPEC und der Benzinproduzenten aus. Zeitgleich verteuerten sich auch die Heizkosten von Erdgas und Steinkohle für den kommenden Winter bedeutend. Zwar hatte sich die Energiedebatte schon seit Jahren immer mehr vom nationalen Interesse zum international essentiellen Diskussionspunkt gewandelt, doch die jahrelang schwelende Diskussion über endliche Energieressourcen und ihre zwangsläufig steigenden Preise drang erst mit der akuten Selbstbetroffenheit auch zum Endverbraucher durch.

Nährstoff für die These der anhaltenden Energierohstoffhausse geben u.a. die Investmentbanken, die dem Rohstoffmarkt weiterhin steigende Preise prognostizieren und einen finanziellen Einstieg in den Energiesektor für rentabel halten. Doch wie bestimmen sich diese Preise wirklich und wer hat Einfluss darauf? Werden die Rohstoffpreise fremdbestimmt oder generieren sie sich in einem kompetitiven Markt über die Fundamentaldaten aus Angebot und Nachfrage?

Es existieren bereits viele Studien, die die einzelnen Rohstoffmärkte separat beleuchten, doch wird darauf aufbauend in dieser Arbeit eine Verknüpfung der wichtigsten Energierohstoffmärkte unternommen, um Interdependenzen aufzuzeigen und die Risikoprofile der Anlagen zu schärfen. Hierzu wird das Hauptaugenmerk dieser Arbeit auf den fossilen (Erdgas, Erdöl, Kohle) und nuklearen (Uran) Energieträgern liegen. Sie versorgen die Menschheit seit Jahrzehnten mit Energie und sind durch ihre Endlichkeit ein interessantes Anlageziel für viele Arten von Anlegern. Der Fokus wird hierbei auf die Makroebene und die großen Interessengruppen für Energie gelegt.

Die Arbeit unterteilt sich in drei Schwerpunkte. Anfangs wird in die Märkte und Anlagemöglichkeiten der vier genannten Energieträger eingeführt, um einen Überblick über das Spektrum und die Verschiedenartigkeit der Märkte zu geben. Anschließend wird auf die Marktteilnehmer abgestellt, um zu zeigen, inwiefern bestimmte Interessengruppen Marktmacht bezüglich der Preise ausüben können und in welcher Weise das geschehen kann. Zuletzt wird anhand einer Reihe von Untersuchungen aufgezeigt, wie sich die energetischen Rohstoffe in ihrem eigenen Anlage- und Marktumfeld verhalten bzw. wie sich Schwankungen an anderen Märkten auf sie auswirken. Dadurch können idealerweise bestimmte Verhaltensmuster skizziert werden, die es den Anlegern möglich machen, die hohe Volatilität dieses Sektors besser einzuschätzen und das Risiko zu minimieren.

1

Den Untersuchungen liegen die monatlichen Spotmarktpreise des Crude Oil Sorte West Texas Intermediate (WTI), Natural Gas vom Henry Hub, jährliche Kohlenotierungen der US Central Appalachian Coal (CAPP) zugrunde sowie die monatlichen Uranpreise, wie sie von

der Ux Consulting publiziert wurden. ¹ All diese Märkte liegen, der Vergleichbarkeit, Größe und Einflussnahme auf die Weltmärkte Rechnung getragen, in den USA und haben eine große Akzeptanz und/oder Benchmark-Funktion für andere Märkte. Zudem werden Derivate auf alle genannten Notierungen an der größten Rohstoffbörse NYMEX gehandelt, welche ebenfalls Gegenstand der hier getätigten Untersuchungen darstellen. Die Reichweite der erfassten Daten umfasst den Zeitraum der zwei Dekaden von 1991 - 2010.

2. Energetische Rohstoffe

Unter den Begriff der energetischen Rohstoffe werden jene zusammengefasst, die in der Produktionskette für Energie an erster Stelle stehen und selbst mit Energie beladen sind. Hierbei unterscheidet man die sogenannten Primärenergieträger in zwei Hauptkategorien: die fossilen (Erdöl, Erdgas, Kohle) und die nuklearen (Uran) Rohstoffe. In diesem Kapitel wird einführend auf ihre verschiedenen Märkte und deren Anlagemöglichkeiten eingegangen. Dies geschieht, um Gemeinsamkeiten bzw. Unterschiede in Struktur, Größe und Wichtigkeit darzustellen, woraus sich eine Informationsbasis für die nachfolgenden Kapitel ergibt. Des Weiteren lassen sich bereits bei der einleitenden Betrachtung der Märkte erste Rückschlüsse auf das Marktverhalten der Rohstoffe ziehen, die später eingehender untersucht werden. Zur besseren Vergleichbarkeit ist jeder Rohstoffabschnitt gleich aufgebaut: nach einer kurzen Einführung in die Grundlagen des Energierohstoffes und seine Zusammensetzung folgt ein Überblick über die handelnden Märkte, die ihrerseits in den physischen und derivativen Handel aufgespalten werden.

2.1. Einführung in die Entstehung und Arten von Erdöl

Bei Erdöl handelt es sich um einen fossilen Rohstoff, der aus Biomasse entstanden ist. Aus abgestorbenen Meeresorganismen, auf denen sich Sedimentschichten abgelagert haben, bildet sich durch chemische Prozesse, Druck und Temperatureinflüsse der Energieträger Erd-

öl. Erdöl besteht zu ca. 85 % aus Kohlenstoff und ca. 12 % aus Wasserstoff. ² Durch die unterschiedlichen geographischen Gegebenheiten in der Entstehungsphase des Erdöls sammeln

¹ Siehe hierzu Tabelle 2.

² Vgl. rohstoffekompakt (2010a), S. 6.

2

sich auch Spuren von anderen Elementen ³ im Erdöl an und geben diesem eine einzigartige Charakteristik. Unterteilt werden diese Rohöle dann in „schwer, mittel und leicht“ sowie „süß und sauer“, je nach chemischer Zusammensetzung. Leichte Öle haben den Vorteil einer höheren Viskosität und geringeren Dichte, was u.a. die Benzinherstellung erleichtert. Süße Öle haben einen niedrigeren Schwefelgehalt als ihre sauren Pendants und lassen sich dadurch kostengünstiger verarbeiten. Daher ist die Nachfrage nach leichten und süßen Ölen höher, was

sich in einem höheren Preis niederschlägt. 4

2.1.1. Märkte und Anlagemöglichkeiten für Erdöl

Erdöl repräsentiert mit dem heute größten Anteil von 34 % ⁵ am weltweiten Energieverbrauch den wichtigsten Primärenergieträger. Aufgrund der vielseitigen Möglichkeiten des Einsatzes wird Öl in fast allen wichtigen Industriezweigen benötigt, dabei repräsentiert die energetische Nutzung die wichtigste Funktion für die Wirtschaft. Auf dem Weltmarkt für Öl eröffnen sich zwei grundlegende Wege, um an der Preisentwicklung des Rohstoffes teilzuhaben: dem physischen Handel, dessen Ziel die Lieferung und Übergabe des Öls ist sowie dem Papierhandel. Im Folgenden wird über beide Anlagemöglichkeiten ein Überblick gegeben. Um eine bessere Orientierung am breit gestreuten Markt für Rohöl durchsetzen zu können, haben sich zwei Referenzsorten durchgesetzt, die sich durch ihre qualitative Homogeni-

tät, hohe Marktakzeptanz und langfristige Verfügbarkeit auszeichnen. ⁶ Hierbei handelt es sich um das in den USA geförderte WTI und das in der Nordsee vorkommende Brent Crude Oil. An deren Verhalten orientiert sich der Preis für alle anderen gehandelten Öle in Form von Preisdifferentialen. Die Preisunterschiede für die beiden Referenzöle lagen im Zeitraum von

1976 - 2006 bei höchstens 5 %. ⁷ Eine kurze Gegenüberstellung dieser beiden Öle findet sich im Anhang in Abbildung 12. Im Folgenden werden alle Untersuchungen und Feststellungen auf Basis der Daten des WTI getroffen, da der zugrunde liegende wichtigste Börsenplatz in den USA zu finden ist und alle Notierungen für gehandelte Energie unabhängig vom Handelsplatz in US-Dollar gehalten werden, um Umrechnungskosten zu vermeiden. Zudem ist der

WTI-NYMEX-Future der am meisten gehandelte Rohstoff-Future der Welt. 8

³ Dazu gehören hauptsächlich Stickstoff, Sauerstoff, Schwefel.

⁴ Vgl. Zertifikate Anleger (2009), S. 2.

⁵ Vgl. Verein der Kohlenimporteure (2010), S. 14.

⁶ Vgl. Schmidt (1998), S. 50.

⁷ Vgl. von Drathen (2010a), S. 56.

⁸ Im Jahr 2009 lag das durchschnittliche tägliche Handelsvolumen der WTI-NYMEX-Futures bei knapp 530.000

Kontrakten. Energy Information Administration (2009), S. 5f.

3

2.1.2. Der physische Markt

Die ursprüngliche und auch weiterhin gebräuchlichste Art des Ölhandels spielt sich zwischen Lieferant und Abnehmer ab, welche über Verträge eine Lieferbeziehung aufbauen und an deren Ende Übergabe und Abnahme des Rohstoffes stehen. Der Anteil solcher Verträge,

die nicht an die Börse gelangen, wird auf 60 % des Gesamtvolumens geschätzt. ⁹ Am Terminmarkt werden langfristige Kontrakte abgeschlossen, deren Ziel es ist, sich gegen das Preisrisiko abzusichern und eine sichere Kalkulationsbasis zu schaffen. Die Vertragsmerkmale umfassen zum Zeitpunkt des Geschäftsabschlusses alle von den Vertragspartnern frei verhandelten Konditionen für eine zukünftige Lieferung (Menge, Preis, Lieferdatum, Laufzeit). Termingeschäfte oder Forwards werden im Allgemeinen im Over-the-Counter

(OTC) ¹⁰ -Handel abgeschlossen. 11

Neben der fixen Absicherung gegen das Preisrisiko durch den Terminhandel existiert noch die Möglichkeit der Durchführung eines Optionsgeschäftes. Optionen können weder den Derivaten noch dem physischen Handel eindeutig zugeordnet werden. Mit dem Kauf einer Option wird durch Zahlung einer Optionsprämie das Recht erworben, zu einem festgelegten

Zeitpunkt das Rohöl entweder zu einem bestimmten Strike ¹² abnehmen (Call) oder liefern (Put) zu dürfen. Die zu zahlende Prämie richtet sich nach der zu erwartenden Marktvolatilität, der Laufzeit und der Höhe des Strikes. Eine Option hat also einen Versicherungscharakter. Nachteil an dieser Art der Marktpartizipation ist die ungleiche Risikoverteilung. Während der Käufer durch das gekaufte Wahlrecht der Ausübung der Option höchstens die eingesetzte Optionsprämie verlieren kann, trägt der Verkäufer das gesamte Preisrisiko, bei einem maxi-mal zu erwirtschaftenden Gewinn in Höhe der erhaltenen Prämie. ¹³ Der Spotmarkt eröffnet den Marktteilnehmern den kurzfristigen Bezug (Lieferung zumeist innerhalb von zwei Wochen) von Rohöl und damit den Ausgleich von etwaigen Eng-

pässen oder Überdeckungen. ¹⁴ Für Europa basiert der Spotmarkt insbesondere auf den Fundamentaldaten des Handelsraums Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) und ist dementsprechend nicht zwingend an einen Ort gebunden, sondern dort zu finden, wo aufgrund der Infrastruktur (Raffinerien, Lagermöglichkeiten, Terminals, Pipelines) physische Nachfrage und Angebote aufeinandertreffen. Der Spotpreis bestimmt sich jedoch nicht durch Angebot und Nachfrage physischer Natur, sondern durch die Kurse der nächstfälligen Terminkontrakte

⁹ Vgl. Mineralölwirtschaftsverband e.V. (2004), S. 25.

¹⁰ Bezeichnung für außerbörslichen Handel.

¹¹ Vgl. Mineralölwirtschaftsverband e.V. (2004), S. 25.

¹² Preisobergrenze, zu der man eine Option ausüben kann.

¹³ Vgl. Mineralölwirtschaftsverband e.V. (2004), S. 31.

¹⁴ Vgl. Grimm (2008), S. 38.

4

an den internationalen Ölbörsen. Der Spotmarkt hat für die Marktteilnehmer allerdings einen großen Nachteil, da die Preise einer hohen Volatilität ausgesetzt sind und somit ist eine lang-

fristige Planungssicherheit nicht gegeben. 15

2.1.3. Der derivative Markt

Im Laufe der Zeit entwickelte sich der Terminmarkt weiter und führte zur Entstehung des Terminkontrakthandels beim Rohöl. Diese Futuresmärkte haben gegenüber Forwardmärkten

den Vorteil größerer Liquidität und geringerer Transaktionskosten ¹⁶ . Die Einzigartigkeit bilateraler Verträge macht es riskanter, sie Dritten zu verkaufen, da sie wahrscheinlich das Risikoprofil der Käuferpartei nicht so perfekt abbilden wie das des Verkäufers. Daher benötigte der Markt einen Absicherungsmechanismus anhand standardisierter Instrumente, die eine erhöhte Preistransparenz gewährleisten.

Seit dem 30. März 1983 werden auf der NYMEX solche standardisierten Futures angeboten. Diese Derivate haben gegenüber den physischen Abkommen den Vorteil der höheren

Liquidität und haben geringere Transaktionskosten. ¹⁷ Sie determinieren das Kontraktvolumen (1000 Barrel), die Art und Qualität des Rohöls, den Lieferort und den Erfüllungszeitpunkt

(üblicherweise zur Monatsmitte). ¹⁸ Die einzige Variable ist somit der Preis. Jener wird zweiseitig festgelegt: auf der einen Seite über das geringste Angebot, auf der anderen durch das höchste Nachfragegebot am Markt. Die ermittelte Differenz zwischen diesen Größen wird als bid-offer-spread bezeichnet. Je liquider der Markt ist, desto mehr müssen sich beide Marktseiten annähern, um konkurrenzfähig bleiben zu können. Dies führt dazu, dass sich bei gestiegener Marktliquidität der Spread verringert.

Da es bei dieser Art des Handels keine persönlichen Verhandlungen zwischen den Vertragspartnern geben muss, war die Errichtung von Handelsplätzen notwendig. Für Rohöl und

seine Referenzsorten Brent und WTI existieren hauptsächlich der in London ansässige ICE ¹⁹ und die New Yorker NYMEX ²⁰ . Hier werden die Finanzinstrumente in anonymen Auktionen versteigert. ²¹ Die Kurse für Erdölderivate notieren fast ausnahmslos in US-Dollar pro Barrel. ²² Da diese Art des anonymisierten Handels besonders bei langfristigen Übereinkommen

¹⁵ Vgl. Mineralölwirtschaftsverband e.V. (2004), S. 25ff.

¹⁶ Costello (2001), S. 17.

¹⁷ Vgl. Costello (2008), S. 8.

¹⁸ Vgl. Mineralölwirtschaftsverband e.V. (2004), S. 35.

¹⁹ Ehemals IPE - International Petroleum Exchange.

²⁰ Die heute weltweit größte Rohstoffbörse, die 1872 (10 Jahre vor der Umbenennung in NYMEX) als „Butter

and Cheese Exchange“ gegründet wurde - bereits mit dem Ziel der Standardisierung besagter Industrien.

²¹ Vgl. Syz (2003), S. 11.

²² 1 Barrel = 42 Gallonen = 158,987 Liter.

5

eine entsprechende Vertrauensbasis und Sicherheit der Lieferung benötigt, übernimmt die Börse in Form einer Clearingstelle das Adressausfall-Risiko. Die anfallenden Kosten tragen

die Handelsteilnehmer in Form anteiliger Transaktionskosten. ²³ Die Funktionsweise eines Clearinghouse wird in Abbildung 16 im Anhang erläutert.

Als weiterer Unterschied zum physischen Handel mit Öl ist es im derivativen Geschäft nicht vorgesehen, das gehandelte Produkt real zu kaufen bzw. geliefert zu bekommen. Obwohl in einem Future immer der Lieferort festgelegt ist, ist der Prozentsatz der tatsächlich

gelieferten Futures mit 1 % gering. ²⁴ Zum Verfallszeitpunkt des Futures kommt es zum sogenannten Settlement: ist der aktuelle Spotmarktpreis höher als der vertraglich festgelegte Futures-Preis, so erhält der Käufer des Futures die Differenz ausbezahlt. Bei einer negativen Differenz wird der Käufer zahlungspflichtig.

Der Preis eines sogenannten Waren-Futures unterscheidet sich durch seine spezifische Zinsstruktur von herkömmlichen Finanzderivaten. Diese repräsentiert die Kosten, die u.a. durch Lagerung und Versicherung entstehen. Die Charakteristik der Zinsstrukturkurve gibt dann Aufschluss über die Knappheitssituation des Rohstoffes. Bei positiver Neigung ist der Rohstoff in einer Contango-Situation, d.h. dass der Spotmarktpreis geringer ist als der Terminpreis. Bei einer negativen Neigung der Zinsstrukturkurve herrscht der umgekehrte Fall einer Backwardation vor. In dieser Situation bewertet ein Käufer die sofortige Verfügbarkeit des Rohstoffes höher als die anfallenden Lager- und Zinskosten einer später fälligen Lieferung. Diese Verfügbarkeitsprämie wird Convenience Yield genannt. Die Performance des Energie-Futures setzt sich aus drei weiteren Komponenten zusammen. Zum einen dem Spot Yield, der die eigentliche Spotpreisentwicklung an den kurzfristigen Märkten abbildet sowie dem Roll Yield, der eine Besonderheit von Rohstoff-Futures darstellt. Bei Fälligkeit eines Futures wird der Vertrag aufgelöst und müsste geliefert werden. Da der Käufer aber, wie bereits erwähnt, keine physische Lieferung anstreben muss, hat er die Möglichkeit des Rollens. Hierbei wird das Kapital, das nach der Auflösung des fälligen Kontraktes freigesetzt wurde, in den nächstfälligen Vertrag reinvestiert. Je nach Neigung der Zinskurve ergibt sich hierbei ein positiver (Backwardation) bzw. negativer (Contango) Ertrag. Da jedoch bei einer Performance-Berechnung der komplette anfangs investierte Betrag reinvestiert werden muss, wird das aus der Reinvestition des freigewordenen Kapitals gewonnene Geld als Collateral Yield

bezeichnet. 25

²³ Vgl. Erdmann, Zweifel (2010), S. 199.

²⁴ Vgl. Syz (2003), S. 11.

²⁵ Vgl. Mankiewicz (2009), S. 5f.

6

2.2. Einführung in die Entstehung und Arten von Erdgas

Erdgas entsteht im gleichen Prozess wie Erdöl. Durch die tektonische Verschiebung der sich ansammelnden Sedimente kann die Migration von Erdgas und Erdöl verhindert werden, sodass sich eine Lagerstätte für Erdgas über dem Erdölreservoir bildet. Da das Gas flüchtiger ist als das flüssige Erdöl, ist es dem Rohstoff möglich, durch die Sedimentschichten zu dif-fundieren. Dadurch können sich Gaslager bilden, welche geografisch losgelöst von den Erdölschichten liegen. Chemisch besteht Erdgas neben dem Hauptbestandteil Methan (75 - 99 %) noch aus Schwefelwasserstoff, Ethan, Kohlendioxid und Wasserdampf. Methan ist das Ele-

ment, das den Brennwert ²⁶ beeinflusst und nach dessen Gehalt Erdgas in zwei Qualitäten unterteilt wird. Unterschieden wird zwischen H-Gas mit einem Brennwert von ca. 11,0 - 12,5

kWh/m³ und L-Gas mit ca. 10,0 - 11,0 kWh/m³ Brennwert. 27

2.2.1. Märkte und Anlagemöglichkeiten für Erdgas

Erdgas ist mit 23 % der drittwichtigste Primärenergieträger, gemessen am weltweiten

Energieverbrauch. ²⁸ Der Erdgasmarkt weist trotz seiner oftmals geographischen Kopplung an das Öl zu dessen Markt essentielle Unterschiede auf. Der grundlegendste sind die Transportmöglichkeiten. Erdgas ist netzwerkgebunden und wird zum größten Teil durch Pipelines befördert. Seine niedrige Energiedichte macht einen Transport über große Entfernungen unwirtschaftlich. Dies bedeutet eine hohe Ortsgebundenheit des Rohstoffes und führt zu festen Strukturen und Beziehungen, die den Handel mit Erdgas in viele regionale Märkte unterteilt. Dies wird sich in absehbarer Zeit nicht grundlegend ändern, auch wenn vergleichbar dem Ölmarkt die Liberalisierung fortschreitet und verflüssigtes Erdgas in Form von Liquefied Natu-

ral Gas (LNG) durch seine höhere Transportfähigkeit den Markt weiter vernetzt. ²⁹ Die Liberalisierung der Erdgasmärkte setzte zu verschiedenen Zeitpunkten ein ³⁰ , sodass jeder regionale Markt auf einer anderen Stufe der Entwicklung steht und die Vergleichbarkeit erschwert ist. Eine Gegenüberstellung der Referenzgase ist in Abbildung 13 abgetragen. Im Folgenden wird auf den Status Quo des sich wandelnden Marktes mit Fokus auf den amerikanischen Markt eingegangen. Dort ist der Erdgasmarkt am weitesten entwickelt/liberalisiert

²⁶ Als Brennwert definiert man den Energiewert, der bei vollständiger Verbrennung freiwird, wenn das Gas auf

25°Celsius herabgekühlt wird und der kondensierende Wasserdampf seine Wärme abgibt.

²⁷ Vgl. Diermann (2007), S. 11.

²⁸ Vgl. Verein der Kohlenimporteure (2010), S. 14.

²⁹ Im Folgenden wird der Einfluss von dem auf Schiffswegen transportablen LNG auf den Markt außer Acht

gelassen, da es als Einflussgröße auf dem Weltmarkt eine noch zu geringe Rolle spielt und noch kein Orientierungspreis existiert. Es soll allerdings erwähnt werden, dass schon in den 80er Jahren der hohe asiatische Erdgaspreis LNG profitabel machte und heute 55 % der LNG-Transporte nach Japan und Südkorea gehen.

³⁰ In den USA setzte die Liberalisierung 1978 ein, in Großbritannien 1993, in Kontinental-Europa seit 1998 mit

der EG-Gasbinnenmarktrichtlinie GasRL 1998, 98/30/EG.

7

und wird somit als Zukunftsmodell für die globale Preisfindung genommen. Die Erdgaspreise in den USA sind bereits maßgeblich am „Natural Gas Future“ orientiert, der an der NYMEX gehandelt wird. Der Preis des Futures bezieht sich hierbei auf das am Henry Hub (Louisiana)

geförderte Erdgas und wird in US-$/MMBTU ³¹ (US-Dollar pro Million British Thermal Units) gehandelt. 32

2.2.2. Der physische Markt

Die Errichtung von Handelsplätzen für reales Gas stellte die Marktteilnehmer vor einige logistische Probleme, denn Gas kann durch seine faktorspezifische Infrastruktur nur an bestimmten geographischen Punkten ausgetauscht werden. Somit bildeten sich an den Knotenpunkten der Pipelines sogenannte Hubs, an denen die physischen Geschäfte getätigt werden können. Inzwischen haben sich auch einige sogenannte virtuelle Hubs entwickelt, die unabhängig von den Bezugspunkten errichtet wurden. Die für den europäischen Handel wichtigsten sind auf der physischen Seite Zeebrugge (seit 2000) und auf der virtuellen der Title Transfer Facility (seit 2003).

Ursprünglich bestanden die Kontrakte im Erdgashandel aus langfristigen take-or-pay-Verträgen. Diese Verträge hatten eine vereinbarte Laufzeit von 15 bis 30 Jahren, in denen dem Importeur eine Zahlungspflicht auferlegt wurde-auch im Falle des Nichtbezuges des Rohstoffes. Der vereinbarte Preis war und ist noch heute an den Ölpreis gekoppelt und bildet sich zumeist nach der „3/6/3“-Regel, wonach der sechsmonatige Durchschnitt des Heizölpreises nach einem dreimonatigen Zeitverzug für einen Zeitraum von drei Monaten gleitend in die

Preisformel einfließt. ³³ Diese Struktur musste sich ändern, als sich der Preiswettbewerb 1995 durch Markteintritte neuer Konkurrenten verschärfte und positive Margen mit dieser Art von unflexiblen Verträgen zu Verlusten führte. Grund für diese Verschiebung der fundamentalen

Verhältnisse war u.a. die Etablierung eines Spotmarktes im Jahr 1994. ³⁴ Die Entwicklung des Spotmarktes nahm ihren Lauf, als die Vermarktungsgesellschaften feststellen mussten, dass die Prognosen bezüglich ihres Marktanteiles zu optimistisch gewesen waren. Infolgedessen war mehr Gas als real nachgefragt zu langfristigen Preisen geordert worden. Um dieses Gas kurzfristig abstoßen zu können, wurde der Spotmarkt populär und führte zu einem starken Preisverfall und damit noch höheren Verlusten der Anbieter. Der neue Markt mit starkem Angebotsüberhang ermöglichte es einigen neuen Marktkräften, sich zu

³¹ Ein MMBTU entspricht der Menge an Energie, die benötigt wird, um die Temperatur eines Pfundes Wasser

um ein Grad Fahrenheit zu erhöhen (1 BTU=1055,06 Joule).

³² Landesbank Baden-Württemberg (2010), S. 24.

³³ Vgl. Erdmann, Zweifel (2010), S. 236.

³⁴ Vgl. Bergschneider et al. (2001), S. 70.

8

günstigen Preisen komplett am Spotmarkt zu versorgen und ihre Konkurrenz in den take-orpay-Verträgen durch günstige Absatzpreise deutlich zu unterbieten. Seitdem hat der Spotmarkt kontinuierlich an Bedeutung gewonnen und folgt grundsätzlich den fundamentalen Entwicklungen von Angebot und Nachfrage. Im Vergleich der Preisbildung auf Erdöl- und Erdgasmarkt hat sich das Verhalten der Erdgaspreise derer am Erdölmarkt angeglichen. Auf beiden Märkten ist das Zusammenspiel aus Futures- und Spotmarkt ausschlaggebend für den

Preis. ³⁵ Mit der Einführung des Spotmarktes entfielen zwar die Mengenrisiken der TOP-Verträge der Käufer, da sie die überschüssigen Mengen nun schnell weiterveräußern konnten. Allerdings stiegen nun auch die Preisrisiken durch die gestiegene Volatilität, wodurch sich eine Nachfrage nach derivativen Absicherungsinstrumenten ergab. Basierend auf diesen Entwicklungen eines liquiden Spotmarktes entwickelten sich schnell sowohl der Futuresmarkt als

auch ein OTC-Forwardmarkt. 36

Der heutige Terminmarkt ist durch nicht-standardisierte Forward-Kontrakte im OTC-Handel gekennzeichnet. Als langfristig gelten Vereinbarungen derzeit schon ab einem Zeit-

raum von 18 Monaten. ³⁷ Akteure und Volumina des OTC-Handel sind nicht leicht zu lokalisieren, da aufgrund der Existenz der virtuellen Hubs und der direkten Absprache kein persön-

liches Zusammenkommen zwischen den Vertragspartnern mehr notwendig ist. ³⁸ Die EU stand den langfristigen Verträgen lange Zeit skeptisch gegenüber, da diese durch die Kopplung an den Rohölpreis ein Klumpenrisiko beinhalten und den Spotmärkten die benötigte Liquidität entziehen. Vor kurzem gab es jedoch in dieser Debatte einen Umschwung und in der EU-Richtlinie von 2004 wurden Langfristverträge als „wichtiges Instrument zur Versorgungssi-

cherheit“ anerkannt. ³⁹ Die Preise folgen daher auf der einen Seite dem Spotmarkt als auch den langfristigen und fundamentalen Daten. Der Terminmarkt reagiert zwar langsamer als der Spotmarkt, weist mit 10 - 30 % Preisschwankungen jedoch sowohl geringere Volatilität als

der kurzfristige Markt (50 - 80 %) ⁴⁰ , als auch eine höhere Preiselastizität aufgrund der Ver-sorgungssicherheit auf.

2.2.3. Der derivative Markt

In Europa waren Börsenplätze für Erdgas lange Zeit nicht existent. Börsen können sich erst etablieren, sofern Umsatz und Marktteilnehmer für die nötige Liquidität im Markt sorgen

³⁵ Vgl. Bergschneider et al. (2001), S. 69 ; Bolinger, Wiser (2008), S. 4.

³⁶ Vgl. Bergschneider et al. (2001), S. 71.

³⁷ Ebd., S. 69.

³⁸ Vgl. Diermann (2007), S. 29.

³⁹ Vgl. Erdmann, Zweifel (2010), S. 237.

⁴⁰ Vgl. von Drathen (2010b), S. 206.

9

und sind somit ein Nachläufer des OTC-Marktes. ⁴¹ Daher etablieren sich länderübergreifende Börsen in Europa erst mit der Zeit. ⁴² Die größte dieser Art ist die Londoner Börse ICE, die ebenfalls Futures auf Erdgas anbietet. Diese werden jedoch nicht in US-$/MMBTU gehandelt, sondern in britischen Pence pro 100.000 BTU. Ein in London gehandelter Future entspricht also einem Zehntel des Energiewertes eines amerikanischen Futures. Doch sind beide Futures sehr an ihre regionalen Energiemärkte gebunden und somit schwer vergleichbar, wie im Folgenden dargestellt wird.

Dem feststrukturierten europäischen Markt gegenüber steht der liberalisierte US-Markt. Dort liegt den meisten Produkten derivativer Art auf Erdgas das Natural Gas der Sorte „Henry Hub“ zugrunde. Optionen auf Erdgas wurden bereits im April 1990 eingeführt, zwei Jahre

später folgten die Futures. ⁴³ Seitdem existiert ein Natural Gas-Kontrakt pro Monat, der als Indikator für Erdgaspreise der USA gilt. Dieser Preis wird im Folgenden für die weiteren Untersuchungen auf Erdgas zugrunde gelegt, da diese Preisnotierung weltweit im Handel mit

Erdgas dominiert. 44

2.3. Einführung in die Entstehung und Arten von Kohle

Kohle ist mit einem Anteil von 31 % am Weltenergieverbrauch der zweitwichtigste

Energieträger. ⁴⁵ Sie entsteht durch die Karbonisierung von abgestorbenen Pflanzen in sumpfigem Boden. Hierbei wird der Fäulnisprozess bzw. die Energieabgabe der faulenden Pflanzen durch Umwelteinflüsse verhindert. Wenn sich im Laufe der Zeit weitere Sedimentschichten über dem entstandenen Torf bilden, wird durch den hohen Druck und den Temperaturanstieg das Wasser aus dem Stoffgemisch gepresst. Durch diesen Prozess der Inkohlung bildet sich Braunkohle. Mit zunehmender Zeitdauer und stetig erhöhtem Druck- und Temperatureinfluss bildet sich aus der Braunkohle die ältere Steinkohle. Sie weist eine bessere wirtschaftlich nutzbare Qualität auf, da sie weniger Wasser, Minerale und Gase enthält. Sie kann zwischen 260 - 390 Mio. Jahre alt sein, während Braunkohle bereits vor 2,5 - 65 Mio. Jahre gebildet

wurde. ⁴⁶ Chemisch besteht Kohle zu mehr als 50 % aus Kohlenstoff, der bei der Verbrennung zu Kohlenstoffdioxid umgewandelt wird. Daher ist Kohle der Rohstoff mit dem höchsten Treibhausgasausstoß pro nutzbaren Energiegehalt. ⁴⁷ Es ergibt sich, wie schon bei den anderen

⁴¹ Vgl. von Drathen (2010b), S. 203.

⁴² Heute existieren in Europa die APX, EEX und ICE.

⁴³ Vgl. Costello (2001), S. 11.

⁴⁴ Ebd., S. 15.

⁴⁵ Vgl. Verein der Kohlenimporteure (2010), S. 14.

⁴⁶ Vgl. World Coal Institute (2009), S. 2.

⁴⁷ Vgl. rohstoffekompakt (2010b), S. 3.

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fossilen Energieträgern zu beobachten, ein breites Spektrum an heterogenen Kohlearten undqualitäten sowie Preisdeterminanten. Der internationalen Praxis folgend wird in dieser Studie der Steinkohlemarkt untersucht, dem die anthrazitischen, bituminösen und die meisten subbi-

tuminösen Kohlen zugeordnet sind. 48

Aufgrund der geringen Standardisierung und der daraus resultierenden Vergleichbarkeit ist der Weltmarkt für Kohle, sofern man von einem solchen überhaupt sprechen kann, noch nicht so weit entwickelt wie der für Erdöl. Trotzdem wird nachfolgend eine Einführung in die Investitionsmöglichkeiten und das Preisverhalten dieses Rohstoffes gegeben, um einen generellen Überblick über den Kohlemarkt zu vermitteln.

2.3.1. Märkte und Anlagemöglichkeiten

Den allgemeingültigen Preis für Kohle am Markt zu bestimmen, stellt eine größere Her-ausforderung dar, als dies schon bei Erdgas und -öl der Fall war. Der Markt wird als der intransparenteste von den Primärenergien bezeichnet. Hierfür wird eine Reihe von Faktoren verantwortlich gemacht, wie z.B. viele vertrauliche bilaterale Lieferverträge, einen sich in der Entwicklungsphase befindlichen Futuresmarkt und einer im Vergleich zu den anderen fossilen

Energieträgern geringen Marktliquidität. 49

Diese Arbeit folgt der vorherrschenden Fachliteratur, indem sie sich auf den Zweig des seewärtigen Steinkohleweltmarktes konzentriert, der das Wachstum des Kohlemarktes wie-derspiegelt. ⁵⁰ Aufgrund der weltweiten Akzeptanz und den Erkenntnissen aus dem im Anhang befindlichen Abschnitt zur Referenzkohle ⁵¹ wird im Folgenden auf den Preis der US Central Appalachian Coal abgestellt, welcher auch den weltweit meistgehandelten Kohle-Futures an der NYMEX zugrunde liegt.

2.3.2. Der physische Markt

Der Handel mit Kohle muss in zwei eigenständige Strukturen aufgespalten werden: den Binnenhandel und den Seehandel. Dies geschieht wie bei Erdgas aus dem Grund der Regionalität, jedoch aus anderen Motiven. So ist der Transport für Kohle günstiger als die Pipelineunterhaltung von Gas, doch werden aufgrund des geringeren Energieinhalts von Kohle gegen-

über Erdgas und Erdöl ⁵² 85 % der weltweit geförderten Kohle direkt im Gewinnungsland oder durch Binnenhandel mit Nachbarstaaten konsumiert. Der Binnenhandel für Kohle basiert da-

⁴⁸ Vgl.Gruß et al. (2002), S. 6.

⁴⁹ Vgl. Pincock (2004), S. 1.

⁵⁰ Vgl. Ritschel, Schiffer (2007), S. 26.

⁵¹ Siehe Abbildung 15.

⁵² Vgl. Gruß et al. (2002), S. 9.

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her im Allgemeinen auf stabilen, langfristigen und traditionellen Lieferbeziehungen, die tendenziell keiner Absicherungsmechanismen durch Derivate bedürfen. Der physische Seehandel untergliedert sich im Wesentlichen in den atlantischen und den pazifischen Markt. Bei den gelieferten Kohlearten unterscheidet man in Kessel- oder Kraftwerkskohle und Kokskohle. In dieser Arbeit wird auf die Entwicklung der Kesselkohle abgestellt. Zum einen ist der Kokskohlemarkt aufgrund seines oligopolistischen Aufbaus nach

Ansicht des Vereins für Kohlenimporteure ein einheitlicher Weltmarkt. ⁵³ Zum anderen ist der Anteil von Kokskohle am weltweiten Kohlehandel mit 14 % sehr gering. Als wichtigster Punkt muss allerdings die Verwendung der Kokskohle herausgestellt werden. Sie hat zwar als Hauptbestandteil der Stahlerzeugung einen hohen Einfluss auf die Weltwirtschaft, wird aber

im Normalfall ⁵⁴ nicht primär zur Energieerzeugung an sich genutzt. Dem gegenüber stellt sich die Lage am Kesselkohlemarkt differenzierter dar. Die bereits erwähnten Teilmärkte des Kohlemarktes umfasst auf der einen Seite die Ostküsten von Nord-, Mittel- und Südamerika, Europa sowie die afrikanische Nord- und Südküste (atlantischer Kohlemarkt); die andere Seite gliedert sich in Australien, Asien und die südafrikanischen Staaten (pazifischer Kohlemarkt). Die längste Zeit waren auf diesen Märkten die langfristigen Verträge von bis zu zehn Jahren am Terminmarkt dominant. Mit der Notwendigkeit der Entstehung einer Rohstoffbörse für diesen Rohstoff wurde die langfristige Preisbindung durch die preislich variableren Spotabschlüsse größtenteils substituiert. Im Zeitraum von 1983 bis heute hat sich der Anteil an

Terminkontrakten von über 85 % auf weniger als 15 % verringert ⁵⁵ , was eine komplette Reversion der Verhältnisse offenlegt. Die ursprüngliche Art des langfristigen Vertragsverhältnisses lässt sich heute nur noch im Binnenhandel finden. Auf dem Weltmarkt laufen die Verträge durch den Druck des stetig wachsenden Spotmarktes nur noch selten länger als 5 Jahre. Des Weiteren hat sich der Charakter der Verträge grundlegend verändert, so existieren z.B. heute keine zwingenden Lieferpflichten mehr. Im Allgemeinen wird nur eine Lieferbeziehung über die gesamte Vertragslaufzeit aufgebaut und jedes Quartal über den Preis neu verhandelt. Wird für den entsprechenden Zeitraum keine Einigung erzielt, erfolgt keine Lieferung und die Ver-handlungen beginnen im nächsten Vierteljahr von neuem. Diese Möglichkeit der bilateralen Absprachen senkt die Transparenz der Märkte bedeutend. Eine sich zunehmend durchsetzende Variante der Spotvereinbarungen ist der Abschluss von Tenderverträgen, die mit Auktionen vergleichbar sind. Auf eine Ausschreibung mit definierten Lieferbedingungen hin erhält

⁵³ Vgl. Verein der Kohlenimporteure (2010), S. 18.

⁵⁴ Teilweise kann es im Falle hoher Preisdifferenzen zu einem Austausch zwischen den Märkten kommen und

das marktfremde Produkt als sogenannte höherflüchtige Kohle im jeweils anderen Markt verwandt werden.

⁵⁵ Vgl. Gruß et al. (2002), S. 23.

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das beste Angebot den Zuschlag. Diese Tenderverträge können als Brückenschlag zwischen Spot- und Terminmarkt definiert werden, da sie ein höheres Volumen als Einzelabschlüsse aufweisen und oft über mehrere Quartale reichen. Längerfristige Beziehungen existieren für den Welthandel zumeist nur im Bereich der Derivate, die von den Börsen und Handelsplatt-

formen angeboten werden. 56

2.3.3. Der derivative Markt

Mit dem fallenden Preis der Energy-Commodities im Zuge der Finanzmarktkrise verlegte sich der Risikofokus der Anleger vom zu umgehenden Preisrisiko auf die Kreditwürdigkeit und Liefersicherheit des Vertragspartners. Die Marktteilnehmer, die zuvor sehr zufrieden mit dem vertraulichen OTC-Handel waren, forderten nun die Sicherheiten ein, die nur eine Börse bieten konnte. Besonders in Europa mit dem gut entwickelten OTC-Swap-Markt, fand dieses Umdenken im Handelsverhalten schnell statt. Die Energiehändler hatten großes Interesse an der Weiterentwicklung der Finanzprodukte, um sich im Zuge der Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte besser gegen die unregelmäßigen Preisangaben des Kohlemarktes absichern zu

können. ⁵⁷ Infolgedessen entwickelten sich die ersten reinen Finanzprodukte für Kohle. ⁵⁸ Bisher gibt es keinen weltweiten Preisindex, der als verlässliche Basis für abgeschlossene Spot-oder Terminverträge dient. Die wichtigsten Indizes repräsentieren die All Publications Indizes

API-2 ⁵⁹ und API-4. Sie sorgen für standardisierte Produkte und damit mehr Transparenz am Markt. Seither stieg das Papierhandelsvolumen stetig und beträgt aktuell das Dreifache des gesamten physischen Kohlehandels. Trotzdem werden die aktuell bestehende Transparenz der Marktdaten und die Methodik der Ermittlung der Indizes kritisiert, da die Basis der erhobenen

Daten auf den freiwilligen Preisangaben der Kohlehändler in Umfragen fußt. ⁶⁰ Bei Einführung der Kohlederivate im Jahr 2000 wurde in Ermangelung von Börsen der Handel vorerst überwiegend am OTC-Markt vollzogen. Um Börsen für Kohlehändler attraktiver zu machen, führte die European Energy Exchange (EEX) die Möglichkeit des OTC-Clearing ein. Hierbei übernimmt die Börse das Absicherungsrisiko für die OTC-Kontrakte. Im Gegenzug dazu muss der vorher unregistrierte Händler Mitglied der betreffenden Börse werden und sich ihrer Bedingungen verpflichten. Mit diesen neuen Möglichkeiten können sich die Händler sowohl vor der Zahlungsunfähigkeit des Vertragspartners absichern (da die

⁵⁶ Vgl. Gruß et al. (2002), S. 24f.

⁵⁷ Vgl. Erdmann, Zweifel (2010), S. 263.

⁵⁸ Vgl. Carpenter (2009), S. 2.

⁵⁹ Der deutsche Grenzübergangspreis für Kohle orientiert sich am Spotmarktpreis des API-2 mit einer Zeitverzö-

gerung von vier bis sechs Monaten, die sich tendenziell verkürzt.

⁶⁰ Vgl. Verein der Kohlenimporteure (2010), S. 23.

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Börse als Clearingstelle eintritt), als auch die Anonymität des Handels wahren. ⁶¹ Allerdings ist diese Art des Handels mit lediglich 1,9 Mio. Tonnen in 2006 genauso wenig frequentiert wie die Futures. Den Beginn für den börsengehandelten Futuresmarkt für Kohle in Europa markierten am 2. Mai 2006 der Leipziger EEX und der Londoner ICE. Beide Börsen (ICE

und EEX) erreichten im Eröffnungsjahr 2006 nur 1 % des Gesamtmarktes für Kohle. ⁶² Die gebräuchlichste Handelsart, Kohle gegen Preisrisiken abzusichern besteht weiterhin im Ab-

schluss von Kohleswaps, die zumeist OTC gehandelt werden. ⁶³ Der Swapmarkt auf Kohle basiert auf den Rahmenverträgen der International Swaps and Derivates Association (ISDA) und wird ohne die Intention einer physischen Lieferung bilateral ausgehandelt. Ein Swap auf Kohle umfasst eine Handelsgröße von 5000 Millionen Tonnen (Mt) pro Monat und läuft bis zu fünf Jahre in die Zukunft mit einer theoretischen Lieferung innerhalb von 90 Tagen. Wie auch auf dem Erdölmarkt werden Kohle-Futures in US-Dollar gehandelt und werden zum Fälligkeitszeitpunkt durch Barausgleich auf Basis des zugrunde liegenden Indizes finan-

ziell erfüllt. ⁶⁴ Die Bewertungen für Swaps und Futures sind jedoch gleich, da sie beide auf dem API2-Index basieren, der wöchentlich von Argus und McCloskey publiziert wird. Nur wenige Monate später zog der Londoner ICE mit Futures auf die API2-Indizes und API4-Indizes nach. Obschon Futures gegenüber Swaps besonders in Liquiditätskrisen viele Vorteile aufweisen (Reduzierung des Kreditausfallrisikos, Möglichkeit der Absicherung durch eine short- und long-Position gleichzeitig, Preis- und Volumentransparenz), wird der Handel mit Futures aufgrund der geringen Größen für Liquidität und Handelsvolumen an den Märkten als

„nicht nennenswert“ ⁶⁵ eingestuft. Dies liegt vornehmlich daran, dass von der geförderten Kohle nur ein geringer Prozentsatz in den Welthandel gelangt, der Rest wird von den Produzentenländern selbst verbraucht. 2009 wurden von den 6,1 Mrd. Tonnen geförderter Kohle

nur 14 % in den globalen Handel eingebracht. ⁶⁶ Daher ist der Markt noch zu klein, um einen transparenten Derivatemarkt zu unterstützen.

Auch zukünftig wird sich an diesem in Relation illiquiden Zustand wenig ändern, da die drei größten Förderstaaten sich aufgrund ihrer steigenden binnenländischen Nachfrage zu Netto-Importeuren entwickeln werden, somit das Angebot auf dem Weltmarkt weiter verringern und die Konzentration auf dem Markt erhöhen werden.

⁶¹ Vgl. Carpenter (2009), S. 2.

⁶² Vgl. Ritschel, Schiffer (2007), S. 46.

⁶³ Funktionsweise eines Swaps als Graphik im Anhang unter Abbildung 17.

⁶⁴ Vgl. European Commodity Clearing (2010), S. 6 f.

⁶⁵ Pincock (2004), S. 1 ; von Drathen (2010a), S. 74. Hier ist zu erwähnen, dass im Kohlemarkt auch Futures

eine große Rolle als Absicherungsinstrument spielen, diese werden allerdings auf Frachten abgeschlossen, die an der Baltic Exchange gehandelt werden, welche hier nicht weiter erläutert werden sollen.

⁶⁶ Vgl. Verein der Kohlenimporteure (2010), S. 19.

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