Optimierungsansätze – Einordnung, Überblick Energiemarktentwicklung, Aktuelle Entwicklungen Beschaffungsmodelle Beispiel Strukturierte Energiebeschaffung, Best Practice Ansatz, Weitere Möglichkeiten der Optimierung - Bündelung

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Kontakt:
AIS Management GmbH
Theresienhöhe 26
80339 München
Email: j.schmid@ais-management.de
Tel: 089 / 628170-25
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3. Inhalt
Optimierungsansätze – Einordnung
Überblick Energiemarktentwicklung
Aktuelle Entwicklungen
Beschaffungsmodelle
Beispiel Strukturierte Energiebeschaffung
Best Practice Ansatz
Weitere Möglichkeiten der Optimierung - Bündelung
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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



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Energieverbrauch und Optimierungspotentiale – Zusammenspiel der Hebel
übergeordnete Ziele: maximale Einsparung; Best Practice Ansätze
4 Blickwinkel für maximale Einsparung – differenzierte Hebelanalyse notwendig
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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
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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
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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
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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
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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
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 komplexere Vertrags und Abrechnungsstrukturen
notwendig
 permanente Marktbeobachtung erforderlich
 eigene Know-how-Entwicklung im Unternehmen
erforderlich
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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
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





hohes eigenes Know-how erforderlich
intensiver Informationsbedarf
Ausrichtung der Organisationsstrukturen
komplexeres Risikomanagement erforderlich
komplexe Preissteuerung
geringere Planungssicherheit
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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
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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
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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!
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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
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



Ausschreibungsdokumente
RFI / RFPs
Verhandlungen
Vergabe
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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
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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
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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)
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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)
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19. Genug von meiner Seite
…Zeit für Fragen
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20. excellence in real estate
Kontakt
Theresienhöhe 26
D-80339 München
Telefon:
Telefax:
E-Mail:
+49 89 628170-0
+49 89 628170-59
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