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Energiebeschaffung optimieren –
sichern Sie sich Ihre
Wettbewerbsvorteile!!
– xRE Webinar am 22.10.2013 –

© AIS Management GmbH
Ihr Referent für heute
Johannes Schmid
Consultant AIS Management
Betriebswirt (B.Arts) - Schwerpunkt Finance

Fachthemen in der Energiewirtschaft:





Energieeinkauf
Energy Market Reserach
Ausschreibung und Vergabe
Risikomanagement

Kontakt:
AIS Management GmbH
Theresienhöhe 26
80339 München
Email: j.schmid@ais-management.de
Tel: 089 / 628170-25

© AIS Management GmbH

Seite 2
Inhalt

Optimierungsansätze – Einordnung

Überblick Energiemarktentwicklung

Aktuelle Entwicklungen

Beschaffungsmodelle

Beispiel Strukturierte Energiebeschaffung

Best Practice Ansatz

Weitere Möglichkeiten der Optimierung - Bündelung

© AIS Management GmbH

Seite 3
Energiekosten – Einordnung und Optimierungshebel im Überblick

Zusammensetzung Strompreis
Energieeinkauf
– Einkaufsoptimierung –

(beispielhaft)

 Preisoptimierung durch

7% 1%

marktpreisorientierten Einkauf
(Börsenprodukte, OTC-Handel)

8%

34%

 Entwicklung länderspezifischer
Beschaffungsstrategien
(fixed price vs. tranches)

14%

Tax & Legal
– Rechtliche Hebel –

16%
20%
Netznutzung + gesetzliche Abgaben
1 % §19 StromNEV, KWKG
7 % Konzessionsabgabe
8 % Stromsteuer
14 % EEG
16 % USt
20 % Netznutzungsentgelt






Netznutzungsentgeld
EEG-Umlage
singuläre Netznutzung
Eigenerzeugung - BHKWs

Energiemonitoring
– Betriebsoptimierung –

 elektronische Verbrauchsmessung
hohe Transparenz der Verbräuche
Ermittlung von Einsparpotentialen
aus dynamischen Verlusten
 Daily Business Optimization
tägliche Optimierung von
Anlagenparametern

Performance Contracting
– technische Hebel –

 technische Anpassungen und
Modernisierungen des Gebäudes
zur Verbrauchsreduzierung

 nachhaltige Steigerung der
Energieeffizienz

Energiepreis





© AIS Management GmbH

Energieverbrauch und Optimierungspotentiale – Zusammenspiel der Hebel
übergeordnete Ziele: maximale Einsparung; Best Practice Ansätze
4 Blickwinkel für maximale Einsparung – differenzierte Hebelanalyse notwendig

Seite 4
Überblick - Entwicklung des Terminmarkts

Termin

 Zeitraum: ca. 11 Jahre (2002– 2013)
Beschreibung








Phase 1: Lernphase – steigende Strompreise aufgrund von steigenden Erzeugungskosten für Kohle, CO2 & Gas.
Phase 2: Gaming Phase – Spiegelung der Marktmacht der 4 Großen EVUs
Phase 3: Kostenexplosion von Strompreistreibern
Phase 4: Finanz und Wirtschafskrise
Phase 5: Stabilisierungsphase
Phase 6: aktuelle Entwicklung

Quelle: vwd Energy Market Manager; eex.com, http://rwecom.online-report.eu/2008/zb/1/lagebericht/rahmenbedingungen/strompreisdeutschland.html
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Seite 5
Aktuelle Entwicklung

Termin

 Zeitraum: ca. 3 Jahre+ (Mitte 2011 – laufend)
Beschreibung



Aktuell fallende Preise aufgrund erhöhter
Einspeisung von erneuerbaren Energien (von ca.
60 €/MWh auf 38 €/MWh Baseload



Fallende Preise von Kohle, Gas und CO2
Emmisionsberechtigungen (Preistreiber)



Erhöhte Energieeffizienzen der Verbraucher

Einflussfaktoren

 Merit Order Effekt
 Ab Mitte 2010 verstärkter Ausbau/ Förderung von Photovoltaik &

Eintrittswahrscheinlichkeit

hoch

Windkraft
Ökonomisch

 Subventionierte Photovoltaik & Windkraft verdrängen teurere
Energie aus dem Markt

Preisveränderung

 Fallende Preise für Steinkohle, Erdgas und CO2
Emissionsberechtigungen

(-37 %)
(22 €/MWh)

Quelle: vwd Energy Market Manager; eex.com, http://rwecom.online-report.eu/2008/zb/1/lagebericht/rahmenbedingungen/strompreisdeutschland.html
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Seite 6
Beschaffungsmodell 1: Festpreis

< 50 GWh/Jahr

Eignung

Definition

 All-Inklusive-Vertrag
 vollständige Abdeckung durch einen Anbieter z.B.
auch inkl. Netzentgelte

 langfristige Festpreise für Strompreis
(Stromerzeugung)

 Preisbildung durch Ausschreibung mit Ausweisung
aller Preiskomponenten
(Base- und Peakanteil in einer Pauschale,
Beschaffungsnebenkosten)

 kleine bis mittlere Abnahmemengen – Verbrauch <
50 GWh / Jahr

 geringe Veränderungen der Verbrauchsstellen
 gleichbleibende Lastprofile
 geringfügige Abhängigkeit der Gesamtkosten des
Unternehmens von Energiekosten

 wenig eigene Ressource / Know-how zur
Beschaffung notwendig

Vor- und Nachteile








einfache Handhabung / geringer Aufwand
Anbieter trägt Volumenrisiko (Abnahme)

Anbieter trägt Strukturrisiko (Lastprofil)
grobe Abschätzung der Lastprognose ausreichend

 geringe Einsparpotenziale in der Beschaffung
 Preise nur teilweise transparent
 wiederkehrende Marktpreisrisiken
(Preissprünge bei Vertragsablauf)

flexibles Abnahmevolumen
Sicherheit bei der Budgetplanung und Kostenschätzung

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Seite 7
Beschaffungsmodell 2: Indexpreis

< 50 GWh/Jahr

Eignung

Definition

 vollständige Abdeckung von einem Anbieter (z.B. auch
inkl. Netzentgelte)

 Grundpreis mit teilweise Indexierung (Referenzformel
zur EEX)

 Verbrauch <50 GWh / Jahr
 einmalige Preisfindung anschließend Koppelung an
Börsenindex z.B. EEX

 keine explizite eigene Einschätzung über die
Marktentwicklung notwendig

 Verbrauch bewertbar
 wenige Ressource / geringes Know-how zur
Beschaffung notwendig

Vor- und Nachteile

 reduziertes Preisrisiko
 einfache Handhabung / geringer Aufwand
 flexibles Volumen

 geringe Einsparungen in der Beschaffung
 begrenzte Eingriffsmöglichkeiten
(Entwicklung parallel zur Marktentwicklung)

 keine eigene Know-how-Entwicklung im
Unternehmen notwendig

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Seite 8
Beschaffungsmodell 3: Tranchenbeschaffung

> 40 GWh/Jahr

Eignung

Definition

 Strommenge wird in mehreren Teilmengen (Tranchen)
mit unterschiedlichen Produkten
(z.B. Jahresprodukte, Quartalsprodukte,
Wochenprodukte) beschafft

 flexibler Kauf je nach Marktpreisentwicklung oder zu
vorgegebenen Zeitpunkten und Volumen

 Beschaffungsprodukte und Beschaffungsnebenkosten
werden durch Parameter festgelegt

 Netzentgelte innerhalb gesonderter Verträge mit

 Verbrauch >40 GWh / Jahr
 Vereinfachtes Risikomanagement
 Vereinfachte Sourcing-Strategie notwendig, um
Probleme in Koordination und Entscheidungsfindung
zu vermeiden

 erhöhte Komplexität
 wenige Ressource / durchschnittliches Know-how zur
Beschaffung notwendig

regionalen Anbietern

Vor- und Nachteile

 große Nähe zu Börsenprodukten und
Marktentwicklungen

 wenig administrativer Aufwand in der
Beschaffung notwendig

 reduziertes Preisrisiko / breite Risikostreuung
 Berücksichtigung von Preisschwankungen in Produkten

© AIS Management GmbH

 komplexere Vertrags und Abrechnungsstrukturen
notwendig

 permanente Marktbeobachtung erforderlich
 eigene Know-how-Entwicklung im Unternehmen
erforderlich

Seite 9
Beschaffungsmodell 4: strukturierte Strombeschaffung

> 200 GWh/Jahr

Eignung

Definition

 hoher Verbrauch >200 GWh / Jahr
 genauere Lastprognosen

 gesamte Lieferkette über Börse (z. B. EEX) oder OTCHandel

 langfristige Beschaffung über Futures
(Jahresprodukte, Quartalsprodukte, Wochenprodukte)
sowie gezielte Eindeckung am Spotmarkt

 Spotanteil abhängig von der Strategie
Optional:

 bei Marktchancen werden Stromprodukte wieder
verkauft um aus Preisdifferenzen Gewinne zu erzielen

 Gewinne durch Kauf und Verkauf

Vor- und Nachteile

 Einsparungen in der Beschaffung
 breite Risikostreuung durch Produktstreuung
 Professionalisierung der Energiebeschaffung

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






hohes eigenes Know-how erforderlich

intensiver Informationsbedarf
Ausrichtung der Organisationsstrukturen
komplexeres Risikomanagement erforderlich

komplexe Preissteuerung
geringere Planungssicherheit

Seite 10
Potential / Risk Evaluation – Gegenüberstellung

Tranchenmodell

Strukturierte Beschaffung

 Preisabsicherung in Tranchen



Risikostreuung durch Produktstreuung

 Nähe zu Börsenprodukten und
Marktentwicklungen



Professionalisierung der Energiebeschaffung



niedrigere Kosten
Einsparungen in der Beschaffung

 Mitnahme von akt. günstigen
Marktentwicklungen



Mitnahme von akt. günstigen
Marktentwicklungen

 reduziertes Preisrisiko



Eindeckung mit Spotprodukten
– profitieren von Ø - günstigeren Spotpreisen

 geringerer administrativer Aufwand

Potentials/advantages

 erhöhte Risikostreuung

 hohes eigenes Know-how erforderlich
 permanente Marktbeobachtung erforderlich
 intensiver Informationsbedarf
 eigene Know-how-Entwicklung im
Unternehmen erforderlich

Risks/disadvantages

 Keine Partizipation an Ø – günstigeren
Spotmarktpreisen

 Ausrichtung der Organisationsstrukturen
 komplexeres Risikomanagement erforderlich

 komplexe Preissteuerung
 geringere Planungssicherheit

 Einsparungspotenzial durch strukturierte Beschaffung mit Spotmarktanteil
 Risikomanagement erforderlich
© AIS Management GmbH

Seite 11
Beispiel: optimierte Strombeschaffung mit Spotmarktanteil (1)

Markt

Ziel

Einkaufsvolumen

Chancen / Risiken
asymmetrisch verteilt

Einsparung
ca. 350 GWh

max. ca. 25%
[Spot zu Termin]

€

ca. 3,5 Mio. €
ca. 350 T. € je 10% Spotanteil

 Beschaffungsvolumen für strukturierte Beschaffung mit Spotanteil ausreichend
 Risikominimierung durch Terminprodukte
 Einsparpotenzial durch Nutzung des Spotmarkts
 Anpassung der Beschaffungsstrategie sinnvoll
 Risikomanagement notwendig
 maximale Einsparung und Risikoreduzierung durch Zusammenspiel von Spot- und Terminprodukten

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Seite 12
Beispiel – optimierte Strombeschaffung mit Spotmarktanteil (2)

BY 2013

FY 2015

FY 2014

Mengenlimits

Termin

Max.

X%

Min.

Zeitlimits

Spot

x% Spot

 Erhöhung von Spotanteil bringt Kostenvorteile
 individuelle Zusammensetzung (Year, Quater, Mounth, Week)
 fixe Produktfestlegung nicht sinnvoll

Preislimits (z.B.)

38 €

39 €

40 €

41 €

Hedge Rate

50%

60%

80%

100%

Produkte
Termin

 Forwards (OTC)
 Futures (Börse) (Year Options

Ziel: Einsparung

Spot

 Je nach % - Spotanteil sind Einsparungen bis zu ca.

 Base, Peak, off Peak,
 Day ahead
 Intraday

Quarter- Mounth, Week)

25% möglich

 Optimierung der Terminbeschaffung durch Limit-System
 Beimischung von Spottanteil sinnvoll!
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Seite 13
Best Practice Ansatz – Strukturierte Strombeschaffung

Evaluierung aktueller
Beschaffungsstrategie






Analyse derzeitiger Strombezugsgrundlagen (Einzellastprofile und Summenlastgang)
Analyse der bestehenden Beschaffungsstrategie
Ausarbeitung alternativer Beschaffungsstrategien
Berechnung der Chancen- und Risikopotentiale (Volatilität der Märkte, Value at Risk)

Entwicklung
Beschaffungshandbuchs






Definition der Beschaffungsvorgehensweise
Qualifikationen, Kompetenzen, Verantwortlichkeiten
Produkte, (z.B. Stundenkontrakte; Day-Ahead und Intra-Day)
Entwicklung eines Limitsystems
 Mengenlimits
 Zeitlimits
 Preislimits (Stop Loss & Take Profit)

Entwicklung
Risikohandbuchs

 Identifizierung und Bewertung aller relevanten Risiken
 Erstellung Risikokatalog:
 Marktrisiken (Preisrisiken, Mengenrisiken)
 Liquiditätsrisiken (eigene Position, Markt)
 Kreditrisiken
 rechtliche, bilanzielle, und operative Risiken

BeschaffungsBegleitung

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




Ausschreibungsdokumente
RFI / RFPs
Verhandlungen
Vergabe

Seite 14
Best Practice Ansatz - Beschaffungshandbuch

Definition der Beschaffungsvorgehensweise
▪ Kompetenzen, Qualifikation der Beschaffung
▪ Steuerung der Beschaffung
▪ Arbeitsanweisung, Zuständigkeiten, Verantwortlichkeiten
▪ Zusammenfassung der Beschaffungsvorgehensweise
Produkte
▪ Zusammensetzung der Terminmarktprodukte
(z.B. Jahr, Quartal, Monat, Woche)
▪ Zusammensetzung der Spotmarktprodukte
(z.B. Stundenkontrakte; Day-Ahead und Intra-Day)
Beschaffung mit Limitsystem
▪ Mengenlimits: Festlegung Eindeckungsanteil vor Lieferperiode
▪ Zeitlimits: Definition der Kaufzeitfenster
für z.B. Terminmarktprodukte / Tranchen
▪ Preislimits: Stop Loss Limit & Take Profit

Anpassung bei Abweichungen
▪ Nachkauf von Terminmarktprodukten bei Unterdeckung
▪ Verkauf von Übermengen am Spot- und Terminmarkt

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Seite 15
Best Practice Ansatz - Risikohandbuch

Identifizierung und Bewertung aller relevanten Risiken
Erstellung Risikokatalog:
▪ Marktrisiken (Preisrisiken, Mengenrisiken)
▪ Liquiditätsrisiken (eigene Position, Markt)
▪ Kreditrisiken
▪ rechtliche, bilanzielle, und operative Risiken
Risikosteuerung aller relevanten Risiken
▪ Reporting
▪ Controlling
▪ Dokumentation
▪ Steuerung
Frühwarnsystem bei wesentlichen Marktveränderungen
▪ Terminmarkt
▪ Spotmarkt
Festlegung von Handlungs- und Risikorichtlinien
▪ Maßnahmen zur Anpassung des Risikoprofils
(Methoden, Prozessen und Verantwortlichkeiten)
Zusammenführung und Dokumentation in Risikohandbuch

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Seite 16
Standortspezifische Energieeinkaufsoptimierung durch Bündelung

Großstandorte: Volumen Bündelung






Volumenbündelung diverser Gesellschaften innerhalb eines Landes
länderübergreifende Ausschreibung und Bieterverhandlungen (z.B. DACH oder CEE)
größere Verhandlungsmacht gegenüber Lieferanten durch gebündeltes Volumen
flexiblere Auswahl der bestmöglichen Einkaufsstrategie (Festpreis, Tranchenmodell, strukturierte Beschaffung)
Transparente Verhandlungsbasis durch Verformelung des Angebotpreises (α x base + β x peak + γ)

Kleinstandorte: Bündelung von Geschäftsstellen; Optimierung durch gebündelten Energieeinkauf
 Bündelung von Geschäftsstellen (1 Lieferant für alle Kleinabnahmestellen)
 Zentralprinzip (Reduzierung des internen administrativen Aufwands)
 zentraler Ansprechpartner
 einheitliches Reporting
 einheitliche elektronische Rechnungsstellung
 online Kundenportal
 Kündigungsmanagement durch Lieferanten (Verkleinerung der Lieferantenstruktur als Dienstleistung)
 Messstellendienstleistung (Transparenz; Aufdeckung von Potenzialen und atypischen Verbräuchen)

© AIS Management GmbH

Seite 17
Zusammenfassung & Überblick





Aktuell fallende Preise aufgrund erhöhter Einspeisung von erneuerbaren Energien
Fallende Preise von Kohle, Gas und CO2 Emmisionsberechtigungen (Preistreiber)
Erhöhte Energieeffizienzen der Verbraucher
 Festpreismodell nicht wirtschaftlich
 Mindestens Tranchenmodell um von fallenden Preisen zu profitieren
 Größere Einsparungspotenzial durch strukturierte Beschaffung mit Spotmarktanteil
 Risikomanagement erforderlich
 Optimierung der Terminbeschaffung durch Limit-System
 Beimischung von Spottanteil sinnvoll!



Weitere Möglichkeiten der Einsparung über Volumen Bündelung
 Länderübergreifend / Großstrandorte
 Kleinabnahmestellen (SLPs)

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Seite 18
Genug von meiner Seite
…Zeit für Fragen

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Seite 19
excellence in real estate

Kontakt
Theresienhöhe 26
D-80339 München
Telefon:
Telefax:
E-Mail:

+49 89 628170-0
+49 89 628170-59
consulting@ais-management.de

Homepage: www.ais-management.de
Blog:
http://blog.ais-management.de

Helpdesk
FM-Marktforum
Tel.: +49 89 628170-18
E-Mail: support-fmmf@ais-management.de

Secure Dataroom
Tel.: +49 89 628170-18
E-Mail: support-sdr@ais-management.de

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xRE Webinar Optimierung Energiebeschaffung

  • 1. excellence in real estate Energiebeschaffung optimieren – sichern Sie sich Ihre Wettbewerbsvorteile!! – xRE Webinar am 22.10.2013 – © AIS Management GmbH
  • 2. Ihr Referent für heute Johannes Schmid Consultant AIS Management Betriebswirt (B.Arts) - Schwerpunkt Finance Fachthemen in der Energiewirtschaft:     Energieeinkauf Energy Market Reserach Ausschreibung und Vergabe Risikomanagement Kontakt: AIS Management GmbH Theresienhöhe 26 80339 München Email: j.schmid@ais-management.de Tel: 089 / 628170-25 © AIS Management GmbH Seite 2
  • 3. Inhalt Optimierungsansätze – Einordnung Überblick Energiemarktentwicklung Aktuelle Entwicklungen Beschaffungsmodelle Beispiel Strukturierte Energiebeschaffung Best Practice Ansatz Weitere Möglichkeiten der Optimierung - Bündelung © AIS Management GmbH Seite 3
  • 4. Energiekosten – Einordnung und Optimierungshebel im Überblick Zusammensetzung Strompreis Energieeinkauf – Einkaufsoptimierung – (beispielhaft)  Preisoptimierung durch 7% 1% marktpreisorientierten Einkauf (Börsenprodukte, OTC-Handel) 8% 34%  Entwicklung länderspezifischer Beschaffungsstrategien (fixed price vs. tranches) 14% Tax & Legal – Rechtliche Hebel – 16% 20% Netznutzung + gesetzliche Abgaben 1 % §19 StromNEV, KWKG 7 % Konzessionsabgabe 8 % Stromsteuer 14 % EEG 16 % USt 20 % Netznutzungsentgelt     Netznutzungsentgeld EEG-Umlage singuläre Netznutzung Eigenerzeugung - BHKWs Energiemonitoring – Betriebsoptimierung –  elektronische Verbrauchsmessung hohe Transparenz der Verbräuche Ermittlung von Einsparpotentialen aus dynamischen Verlusten  Daily Business Optimization tägliche Optimierung von Anlagenparametern Performance Contracting – technische Hebel –  technische Anpassungen und Modernisierungen des Gebäudes zur Verbrauchsreduzierung  nachhaltige Steigerung der Energieeffizienz Energiepreis    © AIS Management GmbH Energieverbrauch und Optimierungspotentiale – Zusammenspiel der Hebel übergeordnete Ziele: maximale Einsparung; Best Practice Ansätze 4 Blickwinkel für maximale Einsparung – differenzierte Hebelanalyse notwendig Seite 4
  • 5. Überblick - Entwicklung des Terminmarkts Termin  Zeitraum: ca. 11 Jahre (2002– 2013) Beschreibung       Phase 1: Lernphase – steigende Strompreise aufgrund von steigenden Erzeugungskosten für Kohle, CO2 & Gas. Phase 2: Gaming Phase – Spiegelung der Marktmacht der 4 Großen EVUs Phase 3: Kostenexplosion von Strompreistreibern Phase 4: Finanz und Wirtschafskrise Phase 5: Stabilisierungsphase Phase 6: aktuelle Entwicklung Quelle: vwd Energy Market Manager; eex.com, http://rwecom.online-report.eu/2008/zb/1/lagebericht/rahmenbedingungen/strompreisdeutschland.html © AIS Management GmbH Seite 5
  • 6. Aktuelle Entwicklung Termin  Zeitraum: ca. 3 Jahre+ (Mitte 2011 – laufend) Beschreibung  Aktuell fallende Preise aufgrund erhöhter Einspeisung von erneuerbaren Energien (von ca. 60 €/MWh auf 38 €/MWh Baseload  Fallende Preise von Kohle, Gas und CO2 Emmisionsberechtigungen (Preistreiber)  Erhöhte Energieeffizienzen der Verbraucher Einflussfaktoren  Merit Order Effekt  Ab Mitte 2010 verstärkter Ausbau/ Förderung von Photovoltaik & Eintrittswahrscheinlichkeit hoch Windkraft Ökonomisch  Subventionierte Photovoltaik & Windkraft verdrängen teurere Energie aus dem Markt Preisveränderung  Fallende Preise für Steinkohle, Erdgas und CO2 Emissionsberechtigungen (-37 %) (22 €/MWh) Quelle: vwd Energy Market Manager; eex.com, http://rwecom.online-report.eu/2008/zb/1/lagebericht/rahmenbedingungen/strompreisdeutschland.html © AIS Management GmbH Seite 6
  • 7. Beschaffungsmodell 1: Festpreis < 50 GWh/Jahr Eignung Definition  All-Inklusive-Vertrag  vollständige Abdeckung durch einen Anbieter z.B. auch inkl. Netzentgelte  langfristige Festpreise für Strompreis (Stromerzeugung)  Preisbildung durch Ausschreibung mit Ausweisung aller Preiskomponenten (Base- und Peakanteil in einer Pauschale, Beschaffungsnebenkosten)  kleine bis mittlere Abnahmemengen – Verbrauch < 50 GWh / Jahr  geringe Veränderungen der Verbrauchsstellen  gleichbleibende Lastprofile  geringfügige Abhängigkeit der Gesamtkosten des Unternehmens von Energiekosten  wenig eigene Ressource / Know-how zur Beschaffung notwendig Vor- und Nachteile       einfache Handhabung / geringer Aufwand Anbieter trägt Volumenrisiko (Abnahme) Anbieter trägt Strukturrisiko (Lastprofil) grobe Abschätzung der Lastprognose ausreichend  geringe Einsparpotenziale in der Beschaffung  Preise nur teilweise transparent  wiederkehrende Marktpreisrisiken (Preissprünge bei Vertragsablauf) flexibles Abnahmevolumen Sicherheit bei der Budgetplanung und Kostenschätzung © AIS Management GmbH Seite 7
  • 8. Beschaffungsmodell 2: Indexpreis < 50 GWh/Jahr Eignung Definition  vollständige Abdeckung von einem Anbieter (z.B. auch inkl. Netzentgelte)  Grundpreis mit teilweise Indexierung (Referenzformel zur EEX)  Verbrauch <50 GWh / Jahr  einmalige Preisfindung anschließend Koppelung an Börsenindex z.B. EEX  keine explizite eigene Einschätzung über die Marktentwicklung notwendig  Verbrauch bewertbar  wenige Ressource / geringes Know-how zur Beschaffung notwendig Vor- und Nachteile  reduziertes Preisrisiko  einfache Handhabung / geringer Aufwand  flexibles Volumen  geringe Einsparungen in der Beschaffung  begrenzte Eingriffsmöglichkeiten (Entwicklung parallel zur Marktentwicklung)  keine eigene Know-how-Entwicklung im Unternehmen notwendig © AIS Management GmbH Seite 8
  • 9. Beschaffungsmodell 3: Tranchenbeschaffung > 40 GWh/Jahr Eignung Definition  Strommenge wird in mehreren Teilmengen (Tranchen) mit unterschiedlichen Produkten (z.B. Jahresprodukte, Quartalsprodukte, Wochenprodukte) beschafft  flexibler Kauf je nach Marktpreisentwicklung oder zu vorgegebenen Zeitpunkten und Volumen  Beschaffungsprodukte und Beschaffungsnebenkosten werden durch Parameter festgelegt  Netzentgelte innerhalb gesonderter Verträge mit  Verbrauch >40 GWh / Jahr  Vereinfachtes Risikomanagement  Vereinfachte Sourcing-Strategie notwendig, um Probleme in Koordination und Entscheidungsfindung zu vermeiden  erhöhte Komplexität  wenige Ressource / durchschnittliches Know-how zur Beschaffung notwendig regionalen Anbietern Vor- und Nachteile  große Nähe zu Börsenprodukten und Marktentwicklungen  wenig administrativer Aufwand in der Beschaffung notwendig  reduziertes Preisrisiko / breite Risikostreuung  Berücksichtigung von Preisschwankungen in Produkten © AIS Management GmbH  komplexere Vertrags und Abrechnungsstrukturen notwendig  permanente Marktbeobachtung erforderlich  eigene Know-how-Entwicklung im Unternehmen erforderlich Seite 9
  • 10. Beschaffungsmodell 4: strukturierte Strombeschaffung > 200 GWh/Jahr Eignung Definition  hoher Verbrauch >200 GWh / Jahr  genauere Lastprognosen  gesamte Lieferkette über Börse (z. B. EEX) oder OTCHandel  langfristige Beschaffung über Futures (Jahresprodukte, Quartalsprodukte, Wochenprodukte) sowie gezielte Eindeckung am Spotmarkt  Spotanteil abhängig von der Strategie Optional:  bei Marktchancen werden Stromprodukte wieder verkauft um aus Preisdifferenzen Gewinne zu erzielen  Gewinne durch Kauf und Verkauf Vor- und Nachteile  Einsparungen in der Beschaffung  breite Risikostreuung durch Produktstreuung  Professionalisierung der Energiebeschaffung © AIS Management GmbH       hohes eigenes Know-how erforderlich intensiver Informationsbedarf Ausrichtung der Organisationsstrukturen komplexeres Risikomanagement erforderlich komplexe Preissteuerung geringere Planungssicherheit Seite 10
  • 11. Potential / Risk Evaluation – Gegenüberstellung Tranchenmodell Strukturierte Beschaffung  Preisabsicherung in Tranchen  Risikostreuung durch Produktstreuung  Nähe zu Börsenprodukten und Marktentwicklungen  Professionalisierung der Energiebeschaffung  niedrigere Kosten Einsparungen in der Beschaffung  Mitnahme von akt. günstigen Marktentwicklungen  Mitnahme von akt. günstigen Marktentwicklungen  reduziertes Preisrisiko  Eindeckung mit Spotprodukten – profitieren von Ø - günstigeren Spotpreisen  geringerer administrativer Aufwand Potentials/advantages  erhöhte Risikostreuung  hohes eigenes Know-how erforderlich  permanente Marktbeobachtung erforderlich  intensiver Informationsbedarf  eigene Know-how-Entwicklung im Unternehmen erforderlich Risks/disadvantages  Keine Partizipation an Ø – günstigeren Spotmarktpreisen  Ausrichtung der Organisationsstrukturen  komplexeres Risikomanagement erforderlich  komplexe Preissteuerung  geringere Planungssicherheit  Einsparungspotenzial durch strukturierte Beschaffung mit Spotmarktanteil  Risikomanagement erforderlich © AIS Management GmbH Seite 11
  • 12. Beispiel: optimierte Strombeschaffung mit Spotmarktanteil (1) Markt Ziel Einkaufsvolumen Chancen / Risiken asymmetrisch verteilt Einsparung ca. 350 GWh max. ca. 25% [Spot zu Termin] € ca. 3,5 Mio. € ca. 350 T. € je 10% Spotanteil  Beschaffungsvolumen für strukturierte Beschaffung mit Spotanteil ausreichend  Risikominimierung durch Terminprodukte  Einsparpotenzial durch Nutzung des Spotmarkts  Anpassung der Beschaffungsstrategie sinnvoll  Risikomanagement notwendig  maximale Einsparung und Risikoreduzierung durch Zusammenspiel von Spot- und Terminprodukten © AIS Management GmbH Seite 12
  • 13. Beispiel – optimierte Strombeschaffung mit Spotmarktanteil (2) BY 2013 FY 2015 FY 2014 Mengenlimits Termin Max. X% Min. Zeitlimits Spot x% Spot  Erhöhung von Spotanteil bringt Kostenvorteile  individuelle Zusammensetzung (Year, Quater, Mounth, Week)  fixe Produktfestlegung nicht sinnvoll Preislimits (z.B.) 38 € 39 € 40 € 41 € Hedge Rate 50% 60% 80% 100% Produkte Termin  Forwards (OTC)  Futures (Börse) (Year Options Ziel: Einsparung Spot  Je nach % - Spotanteil sind Einsparungen bis zu ca.  Base, Peak, off Peak,  Day ahead  Intraday Quarter- Mounth, Week) 25% möglich  Optimierung der Terminbeschaffung durch Limit-System  Beimischung von Spottanteil sinnvoll! © AIS Management GmbH Seite 13
  • 14. Best Practice Ansatz – Strukturierte Strombeschaffung Evaluierung aktueller Beschaffungsstrategie     Analyse derzeitiger Strombezugsgrundlagen (Einzellastprofile und Summenlastgang) Analyse der bestehenden Beschaffungsstrategie Ausarbeitung alternativer Beschaffungsstrategien Berechnung der Chancen- und Risikopotentiale (Volatilität der Märkte, Value at Risk) Entwicklung Beschaffungshandbuchs     Definition der Beschaffungsvorgehensweise Qualifikationen, Kompetenzen, Verantwortlichkeiten Produkte, (z.B. Stundenkontrakte; Day-Ahead und Intra-Day) Entwicklung eines Limitsystems  Mengenlimits  Zeitlimits  Preislimits (Stop Loss & Take Profit) Entwicklung Risikohandbuchs  Identifizierung und Bewertung aller relevanten Risiken  Erstellung Risikokatalog:  Marktrisiken (Preisrisiken, Mengenrisiken)  Liquiditätsrisiken (eigene Position, Markt)  Kreditrisiken  rechtliche, bilanzielle, und operative Risiken BeschaffungsBegleitung © AIS Management GmbH     Ausschreibungsdokumente RFI / RFPs Verhandlungen Vergabe Seite 14
  • 15. Best Practice Ansatz - Beschaffungshandbuch Definition der Beschaffungsvorgehensweise ▪ Kompetenzen, Qualifikation der Beschaffung ▪ Steuerung der Beschaffung ▪ Arbeitsanweisung, Zuständigkeiten, Verantwortlichkeiten ▪ Zusammenfassung der Beschaffungsvorgehensweise Produkte ▪ Zusammensetzung der Terminmarktprodukte (z.B. Jahr, Quartal, Monat, Woche) ▪ Zusammensetzung der Spotmarktprodukte (z.B. Stundenkontrakte; Day-Ahead und Intra-Day) Beschaffung mit Limitsystem ▪ Mengenlimits: Festlegung Eindeckungsanteil vor Lieferperiode ▪ Zeitlimits: Definition der Kaufzeitfenster für z.B. Terminmarktprodukte / Tranchen ▪ Preislimits: Stop Loss Limit & Take Profit Anpassung bei Abweichungen ▪ Nachkauf von Terminmarktprodukten bei Unterdeckung ▪ Verkauf von Übermengen am Spot- und Terminmarkt © AIS Management GmbH Seite 15
  • 16. Best Practice Ansatz - Risikohandbuch Identifizierung und Bewertung aller relevanten Risiken Erstellung Risikokatalog: ▪ Marktrisiken (Preisrisiken, Mengenrisiken) ▪ Liquiditätsrisiken (eigene Position, Markt) ▪ Kreditrisiken ▪ rechtliche, bilanzielle, und operative Risiken Risikosteuerung aller relevanten Risiken ▪ Reporting ▪ Controlling ▪ Dokumentation ▪ Steuerung Frühwarnsystem bei wesentlichen Marktveränderungen ▪ Terminmarkt ▪ Spotmarkt Festlegung von Handlungs- und Risikorichtlinien ▪ Maßnahmen zur Anpassung des Risikoprofils (Methoden, Prozessen und Verantwortlichkeiten) Zusammenführung und Dokumentation in Risikohandbuch © AIS Management GmbH Seite 16
  • 17. Standortspezifische Energieeinkaufsoptimierung durch Bündelung Großstandorte: Volumen Bündelung      Volumenbündelung diverser Gesellschaften innerhalb eines Landes länderübergreifende Ausschreibung und Bieterverhandlungen (z.B. DACH oder CEE) größere Verhandlungsmacht gegenüber Lieferanten durch gebündeltes Volumen flexiblere Auswahl der bestmöglichen Einkaufsstrategie (Festpreis, Tranchenmodell, strukturierte Beschaffung) Transparente Verhandlungsbasis durch Verformelung des Angebotpreises (α x base + β x peak + γ) Kleinstandorte: Bündelung von Geschäftsstellen; Optimierung durch gebündelten Energieeinkauf  Bündelung von Geschäftsstellen (1 Lieferant für alle Kleinabnahmestellen)  Zentralprinzip (Reduzierung des internen administrativen Aufwands)  zentraler Ansprechpartner  einheitliches Reporting  einheitliche elektronische Rechnungsstellung  online Kundenportal  Kündigungsmanagement durch Lieferanten (Verkleinerung der Lieferantenstruktur als Dienstleistung)  Messstellendienstleistung (Transparenz; Aufdeckung von Potenzialen und atypischen Verbräuchen) © AIS Management GmbH Seite 17
  • 18. Zusammenfassung & Überblick    Aktuell fallende Preise aufgrund erhöhter Einspeisung von erneuerbaren Energien Fallende Preise von Kohle, Gas und CO2 Emmisionsberechtigungen (Preistreiber) Erhöhte Energieeffizienzen der Verbraucher  Festpreismodell nicht wirtschaftlich  Mindestens Tranchenmodell um von fallenden Preisen zu profitieren  Größere Einsparungspotenzial durch strukturierte Beschaffung mit Spotmarktanteil  Risikomanagement erforderlich  Optimierung der Terminbeschaffung durch Limit-System  Beimischung von Spottanteil sinnvoll!  Weitere Möglichkeiten der Einsparung über Volumen Bündelung  Länderübergreifend / Großstrandorte  Kleinabnahmestellen (SLPs) © AIS Management GmbH Seite 18
  • 19. Genug von meiner Seite …Zeit für Fragen © AIS Management GmbH Seite 19
  • 20. excellence in real estate Kontakt Theresienhöhe 26 D-80339 München Telefon: Telefax: E-Mail: +49 89 628170-0 +49 89 628170-59 consulting@ais-management.de Homepage: www.ais-management.de Blog: http://blog.ais-management.de Helpdesk FM-Marktforum Tel.: +49 89 628170-18 E-Mail: support-fmmf@ais-management.de Secure Dataroom Tel.: +49 89 628170-18 E-Mail: support-sdr@ais-management.de © AIS Management GmbH