Das Fachmagazin für institutionelle Investoren

Geben Sie Ihren Benutzernamen und Ihr Passwort ein, um sich an der Website anzumelden:
4/2016 | Produkte & Strategien
twitterlinkedInXING

Die Suche nach dem Sweet Spot

Wo soll sich ein Investor strukturell auf der Öl-Futures-Kurve positionieren, um risikoadjustiert die ­besten Renditen einfahren zu können? Eine EDHEC-Studie fand einen vielversprechenden Lösungsansatz.

1486632419_teaserbild17.jpg

Dass man Öl-Futures im Portfolio haben sollte, ist eine Sache, wie genau das aber gestaltet werden muss, eine völlig andere. Das richtige Timing spielt hier eine entscheidende Rolle. Nach ­allen vorliegenden Daten ist die Beimischung der Öl-Futures nur sinnvoll, wenn der Terminmarktpreis eine Backwardation aufweist – also näher liegende Liefertermine teurer sind.

Terminkontrakte auf Rohöl stellen in etlichen Asset-Allo­ca­tion-Modellen ein Diversifi­kationselement dar. Für die Bond-Seite sind sie ein Inflationshedge, kombiniert mit Aktien sollten sie die Volatilität senken. Kenneth Froot stellte das bereits 1995 im „Journal of Portfolio Management“ in seinem Artikel „Hedging Portfolios with Real Assets“ fest.

Startpunkt Terminkurve
Aber wie genau muss das aussehen, wenn es funktionieren soll? Der Terminmarkt bietet hier ja eine Vielzahl an Möglichkeiten. Hilary Till, Research Associate am EDHEC-Risk Institute und Principal bei Premia Research LLC, suchte nach den spezifischen Werttreibern im Öl-Futures-Markt, um Klarheit darüber zu gewinnen, wo man sich strukturell auf der Terminkurve am bes­ten positionieren sollte. Dabei identifizierte sie als ein Schlüsselkriterium die Form der Terminkurve. Von einer Contango-Situation spricht man dann, wenn der nächstgelegene Terminkontrakt mit einem Abschlag zu weiter entfernten Kontrakten gehandelt wird. Dies ist typischerweise dann der Fall, wenn ein Überangebot am Rohölmarkt vorherrscht, das den Spotpreis unter Druck bringt. Das Rollen der Kontrakte verursacht hier Verluste. Die gegenteilige Situation wird Backwardation genannt, hier wird der nächstgelegene Fu­tureskontrakt mit einem Aufschlag gegenüber den weiter entfernten gehandelt. Das Rollen verspricht hier Gewinne. Klassischerweise herrscht hier Knappheit im betreffenden Rohstoff vor, und die Käufer sind bereit, für eine rasche Lieferung eine Prämie zu bezahlen.

Betrachtet man nun wie Hilary Till sehr lange Zeiträume, zeigt sich, dass die Erträge eines Futuresmarktes in Verbindung mit der Terminstrukturkurve stehen. Es gilt: Je höher die Backwardation bei einem Rohstoff ausfällt, desto höher der annualisierte Ertrag. Dies zeigt die Grafik „Backwardation versus Ertrag“. Die verschiedenen Ölkontraktarten sind dabei im ersten Quadranten zu finden.

Nun könnte man einwenden, dass diese Untersuchung nicht mehr up to date wäre, aber es finden sich auch Analysen jüngeren Datums, die diese Aussagen bestätigen. Zu nennen ist hier Rob Arnott aus 2014, der das Verhältnis von durchschnittlichen Excess Returns (Überschussrenditen), also der Erträge über T-Bills, der verschiedenen Rohstoffmärkte den durchschnittlichen Rollrenditen gegenüberstellte und dabei das Zeitfenster von 1999 bis Mitte 2914 untersuchte (siehe Grafik „Ergebnis bestätigt“). Die Rollrenditen sind hier ein Maßstab für die Terminstrukturkurve. Selbst bei leicht negativen Rollrenditen oder solchen nahe null zeigen sich über gut 15 Jahre auskömmliche Überschussrenditen im Öl/Benzin-Sektor.

Die bestperformenden Kontrakte im Rohstoffmarkt waren jedenfalls – zumindest his­torisch betrachtet – die Ölmärkte. Sie tendierten dazu, das höchste Ausmaß an Backwardation aufzuweisen. Die Fragestellung ist daher zulässig, ob es klüger sei, sich nur dann Ölkontrakten zu engagieren, wenn sich Öl eben in Backwardation befindet. Die Geschichte scheint dies zu bestätigen. Wie substanziell sind die Unterschiede zwischen jener Strategie, die nur bei Backwardation zwischen erstem und zweitem – also dem nächsten und dem darauf in der Fälligkeit folgenden – Kontrakt opportunistisch investiert ist, und jener, immer in den ersten Ölterminen engagiert zu sein und regelmäßig zu rollen?

Das Resultat ist ein deutlicher Perfor­manceunterschied über den Zeitraum von 1987 bis Ende August 2014. Während man mit einem Dauerinvestment in rollierenden WTI-Kontrakten annualisiert 6,2 Prozent mehr verdiente als mit T-Bills, war es mit der Strategie, nur dann investiert zu sein, wenn Backwardation zwischen den ersten beiden WTI-Kontrakten besteht, mehr als doppelt so viel, nämlich 12,8 Prozent pro Jahr mehr als in US-Schatzwechseln (siehe Grafik „Backwardation-Strategie schlägt Buy and Hold“).

Wer nun einwendet, dass sich Brent ab Ende dieses Untersuchungszeitraums meist in Contango befand, dem hält Hilary Till entgegen: „Beginn man im Juli 2014, so wird bis zum Jahresende 2014 der Vorsprung der Backwardation-Strategie bei Brent-Futures unmittelbar sichtbar.“ Dies ­illustriert die Grafik „Keine Furcht vor dem Contango“, denn die Strategie kann in diesem Contango-Halbjahr ganz leicht zulegen, während das Dauerinvestment in den ersten Brent-Öl-Kontrakt ein sattes Minus von 55 Prozent einfährt.

Auch dieses Ergebnis lässt den starken Verdacht aufkeimen, dass die Ölterminkurvenstruktur ein ganz entscheidendes Erfolgskriterium darstellt, ob ein Investor in Öl investiert sein soll oder nicht. Dass hier Brent und nicht WTI-Futures gezeigt wurden, rührt daher, dass bis Ende November eben nur Brent-Futures in Contango waren, während sich die WTI-Terminkurve noch in Backwardation befand. Trotzdem konnte die Veränderung der Brent-Terminstrukturkurve als Warnhinweis für WTI gelten.

Crashrisikovermeidung
Akzeptiert man die Tatsache, dass Rohöl-investments einen empfehlenswerten Di­versifikationsbestandteil im Kontext eines hauptsächlich aus Aktien und Renten bestehenden Portfolios darstellen, muss man sich mit der Frage beschäftigen, wie man ein Crashrisiko bei Öl-Futures in den Griff bekommen kann. Neben diesem kurventechnischen, offenkundig funktionierenden Teil schien Till ein weiterer Indikator gefragt, um die negativen Spitzenrisiken einzufangen. So machte sie sich auf die Suche nach Inspiration in der Literatur und wurde bei einem IWF Working Paper von 2010 fündig, das sich mit Carry-Trades bei Währungen befasste.

Analogie zu Carry-Trades
Autor Masahiro Nozaki fragte sich in „Do Currency Fundamentals Matter for Currency Speculation?, wie man die klassische Währungs-Carry-Strategie, in der man ­eine hochverzinsliche Währung long und eine gering verzinsliche short geht, verbessern könnte. Diese weist zwar eine hohe Sharpe Ratio aus, ist aber linksschief und der Carry-Trade daher einem Crashrisiko ausgesetzt. Nozaki argumentierte für eine fundamentale Bewertungskennzahl für Fremdwährungen (gegenüber dem US-Dollar), die sich auf den rohstoffbasierten Terms of Trade und dem Bruttosozialprodukt pro Kopf relativ zu jenem der Handelspartner gründet. In einer fundamental ausgerichteten Trading-Strategie würde man nur dann eine Carry-Trade-Position long in einer höher verzinslichen Währung eingehen, wenn diese Währung fundamental unterbewertet wäre.

Als Nächstes untersuchte der IWF-Kapitalmarktforscher folgende Hybridstrategie: Man sei grundsätzlich in die Carry-Trade-Strategie investiert, aber man würde von dieser in die fundamentale Strategie überwechseln, wenn die Über- oder Unterbewertung der Fremdwährung einen bestimmten Schwellenwert überschreiten sollte. Bei fundamentalen Bewertungsextrema ist also ein Wechsel vom Carry-Trade zum fundamentalen Ansatz vorzunehmen. Diese Hybridstrategie testete Nozaki mit Monatswerten von Februar 1985 bis Dezember 2008. Das Resultat waren eine relativ hohe Sharpe ­Ratio und eine geringere negative Schiefe der Monatsrenditeverteilung. Daraus schloss er, dass eine gewisse Versicherungsfunktion gegen Crashrisiken erfüllt wäre, ohne dafür den hohen risikoadjustierten Ertrag der Carry-Trade-Strategie zu opfern.

Lassen sich die Erkenntnisse von Masahiro Nozaki, nämlich eine Hybridstrategie mit relativ hoher Sharpe Ratio und geringerer negativer Schiefe, auch auf Öl-Futures-Investments anwenden, indem man Fundamentals ins Spiel bringt? Till bejaht diese Frage letztlich und bringt zwei fundamentale Kenngrößen ins Spiel: zum einen die Reservekapazität, zum anderen die Situation der Lagerbestände. Die EIA (US Energy Information Administration) definiert die Reservekapazität als jenes Produktionsvolumen, das innerhalb von 30 Tagen hergestellt und dann für mindestens 90 Tage aufrechterhalten werden kann. Die Reservekapazität der OPEC kann dabei als Indikator dienen, wie es um die Möglichkeiten des Ölmarktes bestellt ist, auf potenzielle Krisen, die zu ­einem verringerten Ölangebot führen, entsprechend mit einer Angebotsausweitung reagieren zu können. Wie wichtig die Situation um die Reservekapazität für die Ölpreisentwicklung sein kann, zeigt sich am Beispiel des Jahres 2008. Hier wurden die überschüssigen Kapazitäten auf einmal sehr gering. Der Ölpreis im Juli 2008 hatte die Aufgabe, jenen Preis zu finden, bei dem sich die Nachfrage angesichts höherer Preise und der Angebotsknappheit abzubauen beginnt, der Öltrader spricht hier von „Demand Destruction“. Das gelang schließlich bei Preisen von mehr als 120 US-Dollar je Barrel, als die Nachfrage zurückging und die Reservekapazität wieder zu steigen begann. Dann bildete sich der Ölpreis in die Gegend von 40 US-Dollar spektakulär zurück. Sowohl Analysten der Fed von Dallas als auch die CFTC (Commodity Futures Trading Commission) haben diese Markt­bewegungen eingehend untersucht. Den Zusammenhang zwischen dem WTI-Spot-Preis und OPECs Reservekapazität, wie sie die EIA publiziert, zwischen Januar 1998 und August 2008 illustriert die Grafik „Einfluss der Reservekapazität auf den Spot-Preis“. Ist wenig Reservekapazität vorhanden und diese weiter rückläufig, sind bald darauf wieder kollabierende Preisspitzen bei Rohöl die Folge. Im Diagramm ist der Analysezeitraum zweigeteilt, die Schnittstelle ist von Februar auf März 2004, als die Reservekapazität der OPEC noch niedriger ausfiel als zuvor. Die Reservekapazität scheint also eine brauchbare, die Fundamentals widerspiegelnde Komponente einer Hybridstrategie zu sein, zumindest in diesem Zeitfenster.

Kapazitätsreserve
Analog zur Währungsstrategie führte Hill auch einen Schwellenwert ein – hier 1,8 Millionen Barrel pro Tag bei den Kapazitätsreserven –, bei dessen Unterschreiten man wegen der imminenten Crashgefahr nicht in Öl-Futures investiert sein sollte.

Till interessierte es herauszufinden, ob diese Brent-Öl-Futures-Hybridstrategie mit dem Schwellenwertkriterium die Verteilungscharakteristika der Monatsrenditen entscheidend gegenüber rollierendem Buy and Hold verändert. Dazu sah sie sich die Renditeverteilung von Februar 1999 bis Januar 2015 an. Die simple Strategie, immer investiert zu sein, erbrachte einen Monatsertrag von 1,2 Prozent an Überschussrendite, zeigte aber ­eine Schiefewert von minus 0,18. Die sophistiziertere Hybridvariante mit Schwellenwertkriterium bei der Reservekapazität kann allerdings auf 1,7 Prozent pro Monat Überschussrendite mit einer Rechtsschiefe von plus 0,42 bei der Verteilung der Monatsrenditen verweisen. Was die Fat-Tail-Problematik angeht, so liegt der schlechteste Monatswert bei Buy and Hold bei minus 34 Prozent, während der Hybridansatz auf ein maximales Monatsminus von 19 Prozent kommt. Dies zeigt die Tabelle „Unterschiedliche Verteilung der Monatsrenditen“. Mit dieser ­Hybridstrategie wäre man nur in 73 Prozent aller Monate investiert gewesen.

Problematisches Jahr 2008
Als 2008 die Situation um die OPEC- Reservekapazitäten immer prekärer wurde, kamen noch einige Sonderfaktoren hinzu – etwa eine zeitweilige Erhöhung der Dieseleinfuhr nach China im Vorfeld der Olympischen Spiele, ein Einkauf der USA der Qualität „Sweet Light Crude“ für die strategischen nationalen Petroleumreserven, politische Instabilität in Nigeria und härtere Umweltauflagen in Europa. Wenngleich es fundamentale Gründe für den Rohölpreisanstieg gab, so geisterte auch das böse Wort der Spekulation durch die Couloirs von Washington anlässlich eines Senatshearings vom September 2008. „Für einige institutionelle Marktteilnehmer kann es politisch von Vorteil sein, zu Zeiten, wo die Reservekapa­zität sehr niedrig ist, nicht investiert zu sein“, gibt Hilary Till zu bedenken. In der Hybridstrategie wären sie zu Zeiten der exorbitanten Preisspitze nicht investiert gewesen und hätten sich damit auch nicht dem Vorwurf aussetzen müssen, eine räuberische Handelsstrategie zu verfolgen.

Crashrisiko Überangebot
Marktteilnehmer sollten aber auch in ­Betracht ziehen, sich in Zeiten eines Angebotsüberhangs bei Öl aus dem Futures-Markt zurückzuziehen. Leider seien die ­Daten zu den Lagerbeständen auf globaler Basis nicht wirklich verlässlich, moniert die Wissenschaftlerin. Daher sei die Suche nach einer stellvertretenden Größe angesagt. Da im Falle großer Lagerbestände eine Contango-Situation vorherrscht und bei knapp ­gefüllten Lagern der Öl-Futures-Markt in Backwardation ist, eignet sich dieses Kriterium als Proxy für die schwer greifbaren Lagerbestände.

Gegenüber der vorhin geschilderten Hypothese, die bloß auf das Unterschreiten des Schwellenwertes bei der Reservekapazität abstellt, bedeutet jene, die zusätzlich nur bei Backwardation investiert ist, eine weitere Reduktion des Abwärtsrisikos bei gleichzeitiger leichter Renditesteigerung und weniger Rechtsschiefe (siehe Grafik „Zwei Kriterien sind besser als ­eines“). Der Untersuchungszeitraum war der gleiche und reichte von Februar 1999 bis Januar 2015. Dieses doppelt bedingte Investment in den Öl-Terminmarkt beinhaltet, dass man dann nur in 43 Prozent aller Monate im Markt ist.

Optionscharakteristik
Eine Strategie wie die vorgestellte, bei der man nur dann in den Brent-Futures-Markt geht, wenn sowohl genügend Reservekapazitäten vorhanden sind als auch ein niedriger Lagerbestand – indirekt über die Terminkurve ausgedrückt – besteht, hat durchaus erwünschte optionsartige Merkmale. Diese dynamische Allokationsstrategie erinnert frappant an eine Collar-Strategie, wo man das Asset selbst long ist und dazu Out-of-the-money(OTM)-Calls verschreibt und für diese Prämieneinnahmen OTM-Puts erwirbt. Teilt man die Brent-­Monatsrenditen und jene der doppelt bedingten Hybridstrategie in Quartile ein, um sie zu vergleichen, sieht man, dass die Hybridstrategie die extrem positiven Renditen aufgibt und dafür einen großen Teil der ­negativen außen vor lässt. Die Grafik „Konditionalität ist Trumpf“ veranschaulicht diesen Zusammenhang.

Heute noch gültig?
Zu Recht muss man sich fragen, ob diese untersuchten Zusammenhänge heute noch gelten – da die OPEC ihre traditionelle Rolle als Stabilisator am Ölmarkt aufgegeben hat und Marktanteilsdenken sowie die Verdrängung der Shale-Oil-Produzenten oberstes Ziel sind. Till verweist hier auf das Jahr 1986, als es zwar noch kein Fracking und Shale-Oil gab, aber Saudi-Arabien und die anderen Golfstaaten ebenfalls ein Denken in Marktanteilen favorisierten. Der WTI-Preis brach 1986 von 26 US-Dollar kommend auf zehn bis elf US-Dollar im Jahrestief ein, ehe es wieder moderat bis 18 US-Dollar je Barrel WTI bis Jahresende nach oben ging. Wer hier nach dem GSCI-Regeln rollte und immer investiert war, erzielt ein Jahresminus von 25,5 Prozent. Wer während des Jahres nur zu Zeiten von Backwardation investiert war, kam mit einem Jahresminus von 8,8 Prozent viel besser davon. Damit spricht doch einiges dafür, dass die Strategie auch heute funktionieren sollte.

Zwei Zustände am Ölmarkt
Zusammenfassend gesagt gibt es zwei verschiedene Zustände für den Ölpreis, je nachdem, ob genügend Reservekapazitäten vorhanden sind oder nicht. Bis 2004, als dann die Reservekapazität der OPEC auf einmal Thema wurde, zeigte sich, dass der Ölpreis mit den Lagerbeständen stark negativ korreliert war. Sobald aber dann die ­Reservekapazität der OPEC unter Druck kam, begann der Ölpreis, hoch negativ zur Reservekapazität – dargestellt als Prozentsatz der weltweiten Nachfrage – korreliert zu sein. In beiden Regimes befand sich der Öl-Futures-Markt übrigens in Contango, der ja ein Signal für das Verlassen des Ölmarktes darstellt.

Sind genügend Kapazitätsreserven vorhanden, kann die Terminkurve möglicherweise in Backwardation sein, da es keinen Druck gibt, sich vorsichtshalber Ölvorräte zuzulegen. Die Kurve kann aber auch eine Contango-Situation aufweisen, wenn es ausreichend viel Angebot an Öl im Ver­hältnis zur kurzfristigen Nachfrage gibt. Wenn dieser Zustand vorherrschte, dann war der Ölpreis positiv mit dem sogenannten „Front-to-Back Spread“ korreliert. Ist dieser positiv – wie zwischen Dezember 1986 und Dezember 2003 –, dann herrscht Backwardation vor.

Anders sieht es dann aus, wenn es nicht ausreichend viele Kapazitätsreserven im Ölmarkt gibt. Dann ist die Terminkurve immer in Contango, denn dann gibt es Druck und damit den Anreiz, vorsorglich Ölvorräte zu bilden. Gleichzeitig antwortet der Markt mit einem die Nachfrage zerstörenden heftigen Preisanstieg, um den Markt wieder in ­eine bessere Balance zu bringen. Hier ist der Ölpreis dann negativ mit dem „Front-to-Back Spread“ korreliert. Diese Entwicklung war zwischen Januar 2004 und Mai 2007 zu beobachten.

Diversifikationsaspekte
Eine dynamische Allokationsstrategie für Öl allein – wie die von Till vorgestellte – ist nicht ausreichend, um Ver­lus­te aus Ölterminpositionen auszu­schlie­ßen. Ein Blick in die Historie zeigt, dass zusätzliche Hedging-Mechanismen in Betracht gezogen werden sollten. Dabei kann man möglicherweise Vorteile daraus ziehen, Assets über verschiedene ökonomische Szenarien zu ­diversifizieren. Interessanterweise war es der sich 1986 gut entwickelnde US-­Aktienmarkt, der die Verluste aus der Öl-Termin-Allokation auffing, da der Ölpreisrückgang auf die US-Konjunktur wie eine Steuererleichterung wirkte. So lag 1986 der Excess Return der S&P-500-Index-Futures bei 13,2 Prozent. Dies legt den Schluss nahe, dass eine ­intelligente Portfolioallokation trotz der dynamischen Öl-Termin-Allokation vonnöten sein müsste. In das Portfolio sollten somit Assets aufgenommen werden, die tendenziell gut performen, wenn der Öl-­Hybridansatz schlecht läuft.

Öl versus Aktien
Mit diesem Thema haben sich Driesprong, Jacobsen und Maat 2008 in „Striking Oil: Another Puzzle“, einem Beitrag für das „Journal of Financial Economics“, befasst. Die von ihnen verwendeten Daten deckten den Zeitraum von 1973 bis 2003 ab. Sie fanden heraus, dass im Durchschnitt ein Ölpreisrückgang in einem Monat zu ­einem Aktienanstieg im Folgemonat in den entwickelten Märkten führte. Die Auswirkungen der Veränderung des Ölpreises auf die Aktienrenditen tendierten dazu, ökonomisch beträchtlich auszufallen. HSBC wiederum befasste sich 2014 mit der Auswirkung von Ölpreisrückgängen auf die Aktien­markt­renditen der folgenden 12 Monate. Evans-Pritchard analysierte Daten ­zurückreichend bis 1876 und stellte fest, dass US-Aktien im Durchschnitt um elf Prozent im Folgejahr als Reaktion auf einen WTI-Ölpreisverfall um zumindest 30 Prozent stiegen. Es scheinen somit nicht nur Öl-Futures-Kontrakte als Hedge von schwachen Aktienmärkten, ­sondern auch umgekehrt Aktienmärkte als Hedge schwacher Ölmärkte ihre Meriten zu haben (siehe Tabelle „Ölpreiseinbruch und nachfolgende US-Aktien-Performance“). Evans-Pritchard schreibt, dass stark fallende Ölpreise ein Glücksfall für globale Aktienmärkte seien, vorausgesetzt, dass der Hauptgrund für schwache Rohölpreise ein Anstieg des ­Angebots und nicht ein Kollaps der Nachfrage wäre.

Allerdings sind einbrechende Ölpreise nicht immer einer Aktienmarkt­rally vorausgegangen. Wenn die die Notierungen für das schwarze Gold von einer globalen Rezession südwärts gezwungen werden, wiegt dies schwerer als der Stimulus in Form des „Steuersenkungseffekts“ der niedrigen Ölpreise bei den Produzenten und Konsumenten. In diesem Szenario ­wären dann zehnjährige US-Treasuries der beste Hedge für Ölmarktpositionen. Ein ­typisches Beispiel für eine solche Phase ist die zweite Hälfte des Jahres 2008, in der der Ölpreis während der Finanz- und Wirtschaftskrise geradezu dramatisch auf Talfahrt ging. Hier hätte man mit zehnjährigen US-Treasury-Note-Futures verglichen mit T-Bills eine Überschussrendite von 13,8 Prozent erzielt.

Fazit
Unterm Strich kann man auf Basis der beschriebenen Beobachtungen davon aus­gehen, dass sich Positionen im Ölterminmarkt nach dem von Till entwickelten ­dynamischen hybriden Allokationsmodell lohnen, wenn man über ein diversifiziertes Renten- und Aktienportfolio verfügt und die aus der Historie abgeleiteten Zusammenhänge des Ölpreises in Bezug auf die Terminkurvenstruktur und die Reservekapazität weiterhin Bestand haben. Letzteres ist natürlich ungewiss. Ein Update, das die jüngs­te Vergangenheit berücksichtigt, wäre daher besonders interessant, um zu sehen, ob im „New Normal“ die bislang gekannten Mus­ter noch funktionieren.   


Anhang:

twitterlinkedInXING
 Schliessen