excellence in real estate
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Energiebeschaffung optimieren –
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– xRE Webinar am 22.10.2013 –
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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: [email protected] Tel: 089 / 628170-25
Ihr Referent für heute
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Inhalt
Optimierungsansätze – Einordnung
Überblick Energiemarktentwicklung
Aktuelle Entwicklungen
Beschaffungsmodelle
Beispiel Strukturierte Energiebeschaffung
Best Practice Ansatz
Weitere Möglichkeiten der Optimierung - Bündelung
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Energiepreis
Netznutzung + gesetzliche Abgaben 1 % §19 StromNEV, KWKG
7 % Konzessionsabgabe
8 % Stromsteuer
14 % EEG
16 % USt
20 % Netznutzungsentgelt
Energieeinkauf – Einkaufsoptimierung –
Performance Contracting – technische Hebel –
Energiemonitoring – Betriebsoptimierung –
Energieverbrauch und Optimierungspotentiale – Zusammenspiel der Hebel
übergeordnete Ziele: maximale Einsparung; Best Practice Ansätze
4 Blickwinkel für maximale Einsparung – differenzierte Hebelanalyse notwendig
Energiekosten – Einordnung und Optimierungshebel im Überblick
16%
14%
8%
7%
34%
20%
Tax & Legal – Rechtliche Hebel –
Zusammensetzung Strompreis (beispielhaft)
1%
Netznutzungsentgeld
EEG-Umlage
singuläre Netznutzung
Eigenerzeugung - BHKWs
technische Anpassungen und Modernisierungen des Gebäudes zur Verbrauchsreduzierung
nachhaltige Steigerung der Energieeffizienz
Preisoptimierung durch marktpreisorientierten Einkauf (Börsenprodukte, OTC-Handel)
Entwicklung länderspezifischer Beschaffungsstrategien (fixed price vs. tranches)
elektronische Verbrauchsmessung hohe Transparenz der Verbräuche Ermittlung von Einsparpotentialen aus dynamischen Verlusten
Daily Business Optimization tägliche Optimierung von Anlagenparametern
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Beschreibung
Überblick - Entwicklung des Terminmarkts
Zeitraum: ca. 11 Jahre (2002– 2013)
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
Termin
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Einflussfaktoren
Beschreibung
Aktuelle Entwicklung
Zeitraum: ca. 3 Jahre+ (Mitte 2011 – laufend)
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
Quelle: vwd Energy Market Manager; eex.com, http://rwecom.online-report.eu/2008/zb/1/lagebericht/rahmenbedingungen/strompreisdeutschland.html
Ökonomisch
Merit Order Effekt
Ab Mitte 2010 verstärkter Ausbau/ Förderung von Photovoltaik & Windkraft
Subventionierte Photovoltaik & Windkraft verdrängen teurere Energie aus dem Markt
Fallende Preise für Steinkohle, Erdgas und CO2 Emissionsberechtigungen (-37 %)
(22 €/MWh)
Eintrittswahrscheinlichkeit
hoch
Preisveränderung
Termin
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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)
Eignung
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
flexibles Abnahmevolumen
Sicherheit bei der Budgetplanung und Kostenschätzung
geringe Einsparpotenziale in der Beschaffung
Preise nur teilweise transparent
wiederkehrende Marktpreisrisiken (Preissprünge bei Vertragsablauf)
< 50 GWh/Jahr Beschaffungsmodell 1: Festpreis
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Definition
vollständige Abdeckung von einem Anbieter (z.B. auch inkl. Netzentgelte)
Grundpreis mit teilweise Indexierung (Referenzformel zur EEX)
Eignung
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
Beschaffungsmodell 2: Indexpreis < 50 GWh/Jahr
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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 regionalen Anbietern
Eignung
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
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
komplexere Vertrags und Abrechnungsstrukturen notwendig
permanente Marktbeobachtung erforderlich
eigene Know-how-Entwicklung im Unternehmen erforderlich
Beschaffungsmodell 3: Tranchenbeschaffung > 40 GWh/Jahr
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Definition
gesamte Lieferkette über Börse (z. B. EEX) oder OTC-Handel
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
Eignung
hoher Verbrauch >200 GWh / Jahr
genauere Lastprognosen
Vor- und Nachteile
Einsparungen in der Beschaffung
breite Risikostreuung durch Produktstreuung
Professionalisierung der Energiebeschaffung
hohes eigenes Know-how erforderlich
intensiver Informationsbedarf
Ausrichtung der Organisationsstrukturen
komplexeres Risikomanagement erforderlich
komplexe Preissteuerung
geringere Planungssicherheit
Beschaffungsmodell 4: strukturierte Strombeschaffung > 200 GWh/Jahr
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Tranchenmodell Strukturierte Beschaffung
Potentials/advantages
Preisabsicherung in Tranchen
Nähe zu Börsenprodukten und
Marktentwicklungen
geringerer administrativer Aufwand
Mitnahme von akt. günstigen
Marktentwicklungen
reduziertes Preisrisiko
erhöhte Risikostreuung
Risikostreuung durch Produktstreuung
Professionalisierung der Energiebeschaffung
niedrigere Kosten
Einsparungen in der Beschaffung
Mitnahme von akt. günstigen
Marktentwicklungen
Eindeckung mit Spotprodukten
– profitieren von Ø - günstigeren Spotpreisen
Risks/disadvantages
permanente Marktbeobachtung erforderlich
eigene Know-how-Entwicklung im
Unternehmen erforderlich
Keine Partizipation an Ø – günstigeren
Spotmarktpreisen
hohes eigenes Know-how erforderlich
intensiver Informationsbedarf
Ausrichtung der Organisationsstrukturen
komplexeres Risikomanagement erforderlich
komplexe Preissteuerung
geringere Planungssicherheit
Einsparungspotenzial durch strukturierte Beschaffung mit Spotmarktanteil
Risikomanagement erforderlich
Potential / Risk Evaluation – Gegenüberstellung
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Einsparung
max. ca. 25% [Spot zu Termin] ca. 3,5 Mio. € ca. 350 T. € je 10% Spotanteil
€
Markt
Chancen / Risiken asymmetrisch verteilt
Einkaufsvolumen
ca. 350 GWh
Ziel
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
Beispiel: optimierte Strombeschaffung mit Spotmarktanteil (1)
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Produkte
Beispiel – optimierte Strombeschaffung mit Spotmarktanteil (2)
Preislimits (z.B.) 38 € 39 € 40 € 41 €
Hedge Rate 50% 60% 80% 100%
Te
rmin
S
po
t
Forwards (OTC) Futures (Börse) (Year- Quarter- Mounth, Week)
Options
Base, Peak, off Peak, Day ahead Intraday
X%
FY 2014 FY 2015 BY 2013
Max.
Min.
Mengenlimits
Zeitlimits
Te
rmin
S
po
t
Erhöhung von Spotanteil bringt Kostenvorteile
individuelle Zusammensetzung (Year, Quater, Mounth, Week)
fixe Produktfestlegung nicht sinnvoll
x% Spot
Ziel: Einsparung
Je nach % - Spotanteil sind Einsparungen bis zu ca. 25% möglich
Optimierung der Terminbeschaffung durch Limit-System
Beimischung von Spottanteil sinnvoll!
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Best Practice Ansatz – Strukturierte Strombeschaffung
Entwicklung
Beschaffungshandbuchs
Evaluierung aktueller
Beschaffungsstrategie
Entwicklung
Risikohandbuchs
Beschaffungs-
Begleitung
Analyse derzeitiger Strombezugsgrundlagen (Einzellastprofile und Summenlastgang)
Analyse der bestehenden Beschaffungsstrategie
Ausarbeitung alternativer Beschaffungsstrategien
Berechnung der Chancen- und Risikopotentiale (Volatilität der Märkte, Value at Risk)
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)
Identifizierung und Bewertung aller relevanten Risiken
Erstellung Risikokatalog:
Marktrisiken (Preisrisiken, Mengenrisiken)
Liquiditätsrisiken (eigene Position, Markt)
Kreditrisiken
rechtliche, bilanzielle, und operative Risiken
Ausschreibungsdokumente
RFI / RFPs
Verhandlungen
Vergabe
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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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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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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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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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