xRE Webinar Optimierung Energiebeschaffung

excellence in real estate

© AIS Management GmbH

Energiebeschaffung optimieren –

sichern Sie sich Ihre

Wettbewerbsvorteile!!

– xRE Webinar am 22.10.2013 –

Seite 2 © AIS Management GmbH

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

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Inhalt

Optimierungsansätze – Einordnung

Überblick Energiemarktentwicklung

Aktuelle Entwicklungen

Beschaffungsmodelle

Beispiel Strukturierte Energiebeschaffung

Best Practice Ansatz

Weitere Möglichkeiten der Optimierung - Bündelung


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


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


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


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


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


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


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


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


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)


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!


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


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


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


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)


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)


Genug von meiner Seite

…Zeit für Fragen

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Date post:	21-May-2015
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