Oldenburger Gastage: BET zeigt Potenziale im Gaswettbewerb

Beim zweiten Auftritt auf den Oldenburger Gastagen (30.11.-2.12.2010) stellt BET aktuelle Optimierungsansätze im Gaswettbewerb vor.

Im Zuge der Professionalisierung des Gaswettbewerbs wird es für die Unternehmen immer wichtiger, die Vertriebspreise für Endkunden systematisch daraufhin zu überprüfen, ob die vertragsspezifischen Risiken belastbar eingepreist worden sind. Hierbei stehen u.a. das Bindefrist-, Struktur-(Abweichung des stündlichen Prognoselastgangs von Standardprodukten des Terminmarktes), Mengen- (Abweichungen zwischen Prognosefahrplan und Istbezug) sowie Kreditrisiko (Kosten durch Ausfall des Vertragspartners) im Fokus der Betrachtung.

Für die Berechnung dieser Risikobestandteile hat BET eine quantitative Methodik entwickelt. Diese verarbeitet mit Hilfe eines robusten, aber sehr genauen mathematischen Ansatzes verschiedene Kriterien der Vertrags- und Marktparameter, um eine quantitative Einordnung der Risikoprämien für den betrachteten Kunden zu erhalten. Ein- und Ausgabeformate werden übersichtlich getrennt nach Kategorien des Vertriebs- und Risikomanagementbereichs über ein Excel-Interface zur Verfügung gestellt. Ziel ist es, den Vertrieb mit möglichst geringem Aufwand die kundenspezifische Bewertung operativ selbstständig vornehmen zu lassen.

Viele Unternehmen interessieren sich außerdem für Investitionen in Gasspeicher, um diese im Kontext einer marktorientierten Vermarktung am Termin- und Spotmarkt einzusetzen. Um den Wert einer solchen Realoption in Form der damit verbundenen Flexibilität sichtbar zu machen, muss der Speicher gegen alle künftig möglichen Marktzustände auf dem Großhandelsmarkt bewertet werden.

Hierfür verwendet BET ein Verfahren der dynamischen stochastischen Optimierung (Least Square Monte Carlo Simulation). Der Vorteil dieser Methodik liegt in der Möglichkeit, sehr komplexe Preisprozesse (mehrfaktorielle stochastische Prozesse) zu verwenden, um sehr realitätsnahe Preissimulationen vornehmen zu können. Als Ergebnisse werden die Cash-Flows jedes Szenarios, die Speichereinsatzweise sowie der Present Value bzw. dessen Wahrscheinlichkeitsverteilung ausgegeben. Daneben können die Erwartungswerte und Verteilung der Ein- und Ausspeicherung und der Umschlagshäufigkeit generiert werden. Die Investitionsentscheidung wird damit auf eine solide Grundlage gestellt. 

Zu diesem Thema empfehlen wir Ihnen außerdem den Besuch der Break Out Session V Gasspeicher am 2.12.2010, 11:30-13:15 h, insbesondere den Vortrag von Wolfgang Schneider, Quantum Corp. (Programm).

Wesentlich für den Ausbau der Wettbewerbsposition ist aber zu aller erst, analog zur Sparte Strom die bestehenden Geschäftsprozesse und Strukturen der Wertschöpfungskette zu analysieren, um mehr Klarheit darüber zu erhalten, in welchen Geschäftsfeldern bzw. Wertschöpfungsstufen und mit welchen Produkten wie viel Geld verdient wird.

Hierzu ist es sinnvoll, die Rollenteilung innerhalb der Wertschöpfungskette (von Beschaffung über Vertrieb zum Kunden) präzise zu beschreiben, hierauf aufbauend marktorientierte Sollprozesse abzuleiten und danach eine entsprechende Portfolio- und Steuerungsstruktur aufzubauen. Dieses gilt sowohl für die Absatz- als auch die Beschaffungsseite. Die Schnittstelle zwischen diesen beiden Seiten muss markt- und risikoorientiert gestaltet werden. BET unterstützt die Unternehmen bei der Definition von nachhaltigen Verantwortungs- und Rollenkonzepten, bei denen kein Gegeneinander entsteht, sondern die gemeinsame Zielsetzung erhalten bleibt (u. a. für die Geschäftsfelder Handel/Portfoliomanagement und Vertrieb).

Oldenburger Gastage, 30.11.-2.12.2010, Messestand Nr. A 51

Ihr Ansprechpartner

Dr. Jörg Borchert, Telefon +49 241 47062-482

Lernen Sie uns kennen!

BET macht mit bei der Nacht der Unternehmen, die Studierenden, Absolventen und Fachkräften die Gelegenheit bietet, verschiedene Arbeitgeber in der Region Aachen kennen zu lernen.

Wir laden alle an einer Mitarbeit Interessierten herzlich ein, sich in unseren Räumlichkeiten in der Alfonsstraße über BET zu informieren und mit uns ins Gespräch zu kommen.

Juli 2010

BET hat eine Übersicht über den Stand der deutschen Offshore-Windkraftprojekte in der Nord- und Ostsee erstellt. Berücksichtigt wurden dabei alle Projekte, die zum Erstellungsdatum eine BSH-Genehmigung hatten, die öffentlich verfügbar war.

Die Karte enthält Informationen zum:

• Status des Windparks: in Planung, in Bau bzw. in Betrieb
• Status des Netzanschlusses (Beantragung bzw. Erhalt einer unbedingten bzw. bedingten Zusage; in Entwicklung; in Betrieb)

Darüber hinaus ist die Zuordnung des Windparks zum Cluster, das Jahr der (ggf. geplanten) Inbetriebnahme sowie die (ggf. geplante) Leistung dargestellt.

Wir stellen Ihnen die Karte gerne kostenpflichtig zur Verfügung. Bei Interesse wenden Sie sich bitte an:

Anja Dohmen, Telefon +49 241 47062-423

April 2010

Fehlendes Geld ist trotz laufender Entspannung auf den Finanzmärkten und zunehmend besserer Beschreibbarkeit der Projektrisiken das Hauptproblem in den Offshore Windparkprojekten. Die Projektgesellschaften suchen derzeit mit unterschiedlichen Strategien nach Lösungen:

Eine erste mögliche Strategie liegt darin, dass sich Hersteller von Windkraftanlagen, die zugleich auch in der Projektierung tätig sind, weitere Partner aus dem Herstellerlager suchen - finanzieller Ausgleich,  Know-How-Transfer sowie weltweiter Vertrieb inbegriffen.

Eine weitere Strategie ist die Aufteilung eines Offshore Windparks in mindestens zwei Teilprojekte. Das erste Teilprojekt wird wie geplant projektiert und errichtet sowie in den kommerziellen Betrieb überführt. Für das zweite Teilprojekt ergeben sich zwei Optionen: Neben der späteren Fortführung kann auch ein Verkauf an einen oder mehrere Partner sinnvoll sein.

Die dritte Strategie erscheint auf den ersten Blick wie ein Notfallplan: Der komplette Verkauf eines projektierten Offshore Windparks. Bei genauerer Bewertung stellt sich dagegen häufig heraus, dass dahinter ein berechnetes Kalkül steckt. Bereits eine bedingte Netzanschlusszusage zu halten, hat einen monetären Wert im zweistelligen Millionen Euro Bereich. Andererseits heißt das auch, je konkreter Verträge z. B. für Errichtung und Windturbinen verhandelt sind, desto geringer ist die Anzahl der leistungsfähigen Vertragspartner, und umso größer ist die Umsetzungswahrscheinlichkeit. Baureif entwickeln, dann verkaufen!

Unabhängig, worin Sie die beste Strategie sehen, BET stellt sich jeder Herausforderung und unterstützt Sie als Branchenkenner bei Ihrem konkreten Vorhaben.

Ansprechpartner 

Dipl.-Ing. Dipl.Wirt.-Ing. Markus C. Romberg
Dipl.-Wirt.-Ing. Constanze Marambio

April 2010

Am 24.03.2010 hat die Bundesnetzagentur in ihrer Mitteilung Nr. 4 zur Umsetzung des Beschlusses "GABi Gas" vom 28.05.2008 zur Entwicklung des Regelenergiebedarfes Stellung bezogen.

Tenor dieses Rundschreibens ist, dass es im letzten Jahr erhebliche Schiefstände in den Netzkonten der Ausspeisenetzbetreiber und somit auch in den Umlagekonten der Bilanzkreisnetzbetreiber gegeben hat. Die Bundesnetzagentur hat sich deshalb entschlossen zum 01.04.2010 die GABi-Gas-Vorgaben zu ergänzen und zu erweitern. Im Kern sind u.a. folgende Punkte umzusetzen:

• Ampelsystem für Netzkontodifferenzen
• unterjährige Abrechenbarkeit von Netzkonten (Abschlagszahlung)
• Reallokation von SLP-Mengen bei Zustimmung aller Beteiligten.
• Anpassung der Preise für Ausgleichsenergie

Die geforderten Maßnahmen sind maßgeblich vom und/oder in enger Zusammenarbeit mit dem Ausspeisenetzbetreiber umzusetzen. Deshalb sollte dieser ein gesteigertes Interesse an einer qualitativ guten Allokation haben. Ziel muss es sein eine reibungslose Gasallokation zu garantieren und möglichst geringe Differenzen zur physikalisch übernommenen Gasmenge zu erreichen. Andernfalls wird der Ausspeisenetzbetreiber als Zwischenfinanzierer herhalten müssen, bis die allokierten Mengen über die Mehr-/Mindermengenabrechnung egalisiert werden können. Dieses monetäre Risiko gilt es abzuwenden!

BET kann Sie dabei unterstützen, dass Fehlerquellen im Allokations- und Bilanzierungsprozess identifiziert und Maßnahmen zur Verbesserung im Prozessablauf sowie im Berechnungsalgorithmus benannt werden. Ziel ist es, die wirtschaftlichen Konsequenzen für den Netzbetreiber direkt und für die betroffenen Transportkunden indirekt auf ein Minimum zu reduzieren.

Die nachfolgende Abbildung skizziert unsere Vorgehensweise:

Gerne schicken wir Ihnen bei Bedarf eine konkrete Leistungsbeschreibung zu.

Ansprechpartner       

Dipl.-Kfm. Christoph Aretz
Dipl.-Oec. Christian Markgraf
Dipl.-Ing. Ulrich Rosen

April 2010

Mit seinem Beschluss vom 2. Februar 2010 (Aktenzeichen KVR 66/08) hat der Bundesgerichtshof die Preissenkungsverfügung der Hessischen Landeskartellbehörde gegenüber dem Wasserversorger der Stadt Wetzlar (enwag) bestätigt und damit die mit Spannung erwartete Grundsatzentscheidung zur kartellrechtlichen Kontrolle von Wasserpreisen getroffen.

BET und Eggers Malmendier Rechtsanwälte stellen Ihnen in einem Fachbeitrag die Konsequenzen für die Wasserwirtschaft vor und geben Ihnen Empfehlungen für den Umgang mit der Entscheidung in Ihrer Unternehmenspraxis:

 "Die kartellrechtliche Wasserpreiskontrolle nach der enwag-Entscheidung des Bundesgerichtshofs" (PDF-Download)

Ansprechpartner

Dipl.-Ing. Frank Licht

Bewertung des kalkulatorischen Anlagevermögens im Zuge der Netzentgeltkalkulationen: Rechtzeitige Identifikation von Chancen und Risiken

Im Vorfeld der nächsten Netzentgeltkalkulationen und -anträge auf Basis der Geschäftsjahre 2010 für Gas und 2011 für Strom gilt es - gerade im Bereich der Kapitalkosten - bei der Entwicklung der Antragsstrategie Chancen und Risiken rechtzeitig identifizieren und bewerten zu können. Dies gilt nicht nur für diejenigen Netzbetreiber, die ihre Entgeltgenehmigung auf Basis des Geschäftsjahres 2004 verlängern konnten. Auf der Basis eines durch BET speziell für die Anforderungen der Netzbetreiber entwickelten Excel-Tools lässt sich zeigen, dass es sich lohnt, sich rechtzeitig auf die nächste Netzentgeltkalkulation vorzubereiten und die strategische Ausrichtung daran zu orientieren.

mehr zum Thema

Seit dem 1.02.2003 ist die Energieeinsparverordnung (EnEV) als Bundesrecht in Kraft getreten und wird beständig novelliert. Aktuell trat am 1.10.2009 die EnEV 2009 in Kraft.

Ziel der EnEV ist die Senkung des Energieverbrauchs in Gebäuden, wobei der Fokus auf der Wärmebereitstellung zur Gebäudebeheizung und zur Brauchwarmwassererzeugung liegt. Um eine Vergleichbarkeit zwischen den verschiedenen Wärmeerzeugungstechnologien herzustellen, wird als Maß für den tatsächlichen Energieverbrauch der Primärenergieverbrauch herangezogen. Vergleichsgröße ist der so genannte Primärenergiefaktor, der für Fernwärme auch die Verluste und Aufwendungen berücksichtigt, die bei der Erzeugung und beim Transport der Primärenergie bis zum Gebäude aufgewendet werden müssen.

Während der Primärenergiefaktor für konventionelle Wärmeerzeugungssysteme mit dezentralem Einsatz von Energie vergleichsweise einfach zu berechnen ist, sind für den Fall der Fernwärme-Versorgung eines Gebäudes aufwändigere Rechenverfahren notwendig. Dies liegt vor allem an der großen Bandbreite der spezifischen Ausgestaltung der Fernwärme hinsichtlich der Erzeugung und dem Transport. Beispielsweise ergeben sich je nach Mischung aus Brennstoffeinsatz, Erzeugungsstruktur und realisierbarem KWK-Anteil vielfältige Ausprägungen der Erzeugung, und damit auch des Primärenergiefaktors.

Für den Wärmekunden bietet der Einsatz von Fernwärme dennoch eine interessante Möglichkeit, die verschärften Anforderungen der EnEV 2009 zu erfüllen, da die Fernwärme i. d. R. einen vergleichsweise niedrigen Primärenergiefaktor aufweist.

Nachweis gemäß AGFW FW 309-1

Zur Ermittlung des Jahresprimärenergiebedarfs eines Gebäudes, welches mit Fernwärme versorgt wird, muss der Primärenergiefaktor der Fernwärme bekannt sein. Die Bereitstellung dieser Information kann üblicherweise nur vom Betreiber des Fernwärmenetzes erfolgen.

Die AGFW hat mit dem Arbeitsblatt FW 309 (derzeitig im Entwurf vom November 2009) Bilanzierungsregeln entwickelt, mit denen der spezifische Primärenergiefaktor von konkreten Wärmeversorgungssystemen nach einer einheitlichen Rechenmethodik berechnet werden kann. Über den entsprechend ermittelten Primärenergiefaktor wird eine Bescheinigung ausgestellt, die je nach Eingangsdaten bis zu zehn Jahre Gültigkeit hat.

Eine solche Bescheinigung über die energetische Bewertung der Fernwärme nach FW 309-1 wird von einem durch die AGFW zugelassenen „fP-Gutachter FW 609“ ausgestellt. Herr Dipl.-Ing. Jan Klima erfüllt diese Voraussetzungen und steht Ihnen gerne für Ihre Fragen zur Verfügung.

Ihre Anprechpartner:

Dipl.-Ing. Jan Klima
Dipl.-Ing. Oliver Donner
Dipl.-Ing. Falk Otto

Beratungsbegleitende Werkzeuge auf Excelbasis

Wir stellen unseren Kunden vielfältige Arbeitshilfen zur Verfügung, die wir für Sie in einer Übersicht zusammengefasst haben. Unsere „Hilfen“ werden regulär im Zuge eines Projektes mitsamt den relevanten Daten und Ergebnissen gefüllt dem Kunden übergeben.

Unser Ziel ist, dass der Kunde mit Hilfe der Tools selbständig die alltäglichen Anforderungen der Netzwirtschaft durchführen kann und somit die Transparenz der Daten und deren Herkunft im Hause bleibt.

Im Einzelfall kann auch eine reine Überlassung der Datei an den Kunden erfolgen, dies jedoch regelmäßig mit einem Workshop zur Einführung und Bedienung der Arbeitshilfe.

Weitere Informationen (PDF-Download der Broschüre)

Excel-Tool: Funktionalitäten

• Verwaltung von lastganggemessenen Kunden und Kleinkunden (Einzel- oder Summenkunden) mit Zuordnung zu Lastprofil, Lieferant, Bilanzkreis und Marktgebiet
• Lastprofilverfahren nach "Bottom-Up-Methode" (synthetisches Verfahren) und "Top-Down-Methode" (analytisches Verfahren)
• Verwaltung von Standardlastprofilen (TU München) auf Basis "BGW Praxisinformation P 2007/13"
• Voraussetzung für eine vollständige Netzbilanzierung
• Kundenwert- und Lastprofilzuordnung für Kleinkunden
• gemessener Netzlastgang
• Verbrauchslastgänge gemessener Kunden
• Prognose- und Isttemperaturen
• Parametriermöglichkeiten
• Bundesland
• Versorgungsgrad
• Windeinfluss
• Sigmoidfaktoren
• Tagesmengenaufteilung
• Gewichtung von Vortagestemperaturen
• Berechnungsergebnisse
• Restlastgang aller Standardlastprofilkunden
• Summenkundenlastgang je Lastprofilgruppe
• Lieferantenlastgänge je Bilanzkreis und Marktgebiet
• Differenzmengenlastgang bei Anwendung des synthetischen Verfahrens
• vorläufige Mehr-/Mindermengenberechnung
• Umsetzung des Grundmodells für die Ausgleichsleistungs- und Bilanzierungsregeln GABi Gas
• Tagesbilanzierung
• Zeitversatzverfahren beim analytischen Verfahren
• Korrekturfaktor für Profil- und Zeitversatzfehler beim analytischen Verfahren
• Verwaltung von Größtkunden mit Stundenmesswerten und lastganggemessenen Kunden mit Tagesbändern
• Systemvoraussetzung: MS-Excel 2000 oder 2003

 Broschüre Netzbilanzierung Gas (PDF-Download)

Die Liberalisierung der Energiemärkte ist in größeren ebenso wie in kleineren Versorgungsunternehmen deutlich spürbar. Erzeugung, Handel und Vertrieb stellen sich auf, um in neuer Professionalität der Konkurrenz zu begegnen. Der Shared Service der Unternehmen sieht sich mit veränderten (internen) Dienstleistungsansprüchen konfrontiert. Netzgesellschaften müssen sich nach den Anforderungen des Unbundling eine neue strategische Position suchen.

In den Unternehmen haben die Veränderungen zahlreiche interne Restrukturierungen zur Folge. Diese betreffen Entscheidungen über die formale Organisation und die Menschen in ihren Gewohnheiten, Einstellungen und Verhaltensweisen. Interne Geschäftsvorgänge müssen schlanker und effizienter gestaltet werden - und Mitarbeiter und Mitarbeiterinnen, die immer in einem stabilen Umfeld lebten und handelten, müssen ihre Arbeitsweise und ihr Verhältnis zum Unternehmen neu definieren.

Veränderungen sind eine Chance für Unternehmen - sie lösen aber auch Ängste und Widerstände aus. Change Management bedeutet, die Herausforderung des Wandels anzunehmen und diesen bewusst zu gestalten. Die Beteiligung von Mitarbeitern in diesem Prozess gibt die Möglichkeit, den Unternehmenswandel zu nutzen, um innerbetrieblich Schwung aufzunehmen. Dazu gehört die Entwicklung von Fachkonzepten mit dazu passenden Maßnahmen ebenso wie die professionelle Bearbeitung von Veränderungsbarrieren. Der Wandel betrifft alle Ebenen eines Unternehmens - und vollzieht sich langsam entlang typisch verlaufender Phasen.

Leistungsbild

Unser Leistungsspektrum umfasst:

• Analyse der individuellen Ausgangsbedingungen
• Identifizierung von innerbetrieblichen Potenzialen, hemmenden und fördernden Rahmenbedingungen
• Entwicklung von gemeinsamen strategischen Zielen und geeigneten Fachkonzepten
• Planung der Change-Management-Phasen mit passenden Maßnahmen
• Unterstützung beim Aufbau dauerhaft tragfähiger Strukturen
• Begleitung bei der Umsetzung von gemeinsam entwickelten Konzepten
• Durchführung von Workshops zur Verankerung der Strategie im Unternehmen.

Unsere Lösungen für Sie

Jedes Unternehmen braucht individuelle Lösungen für den Wandel. Daher beginnen die Projekte stets mit einer Bestandaufnahme, in der die vordringlichen innerbetrieblichen Themen identifiziert werden. Anschließend entwickeln wir ein Konzept zur Umsetzungsbegleitung Ihres Unternehmens. Wir planen neue, tragfähige Strukturen und entwickeln einen gemeinsamen Prozess dorthin. BET unterstützt die Umsetzung von neuen Strategien, Strukturen, Prozessen und Verhaltensweisen in Ihrem Unternehmen. Wir verbinden in unseren Beraterteams fachliches und methodisches Know-how und positionieren Ihr Unternehmen in den sich ständig wandelnden Märkten.

Die Liberalisierung des Energiemarkts führt zunehmend zu einem stärkeren Wettbewerb der Energieversorgungsunternehmen. In der Folge stellt sich den Unternehmen die Notwendigkeit, ihre Geschäftsprozesse zu professionalisieren, d. h. z. B. mehr Klarheit darüber zu erhalten, in welchen Geschäftsfeldern und mit welchen Produkten sie wie viel Geld verdienen oder auch verlieren. Nur auf Basis dieser Information ist eine gezielte Unternehmenssteuerung möglich und können rationale Entscheidungen über (Des-)Investitionen oder sonstige strategische Maßnahmen wie Kooperationen in einzelnen Geschäftsfeldern getroffen werden.

Was ist das Ziel?

Für diese Transparenz ist es notwendig, zunächst ein klares Verantwortungs- und Rollenkonzept für die einzelnen Geschäftsfelder des Unternehmens zu erarbeiten. Hierbei können insbesondere den Geschäftsfeldern Erzeugung und Handel / Portfoliomanagement sehr unterschiedliche Rollen zukommen. Ein mögliches und in der Praxis gängiges Modell der Verantwortungs- und Rollenverteilung ist die Definition einer eigenständigen Deckungsbeitragsverantwortung für jedes Geschäftsfeld und von Verrechnungspreissystemen zwischen den Geschäftsfeldern.

Bei der Definition von derartigen Verantwortungs- und Rollenkonzepten ist vor allem die Abwägung zwischen Transparenzanforderung und informeller Kommunikationsmöglichkeit der Geschäftsfelder miteinander wichtig. Das heißt, es darf durch z. B. eigenständige Deckungsbeitragsverantwortung und interne Verrechnung kein Gegeneinander einzelner Geschäftsfelder entstehen: Die gemeinsame Zielsetzung muss erhalten bleiben. Daneben ist die präzise und eindeutige Beschreibung der Verantwortungen für jedes Geschäftsfeld notwendig. Hierauf können eine zielgerichtete Zuordnung und Ableitung von Controlling- und Risikomanagementmethoden erfolgen.


Neben dem übergeordneten Verantwortungs- und Rollenkonzept sollten wesentliche Kernprozesse entlang der Wertschöpfungsketten analysiert und ggf. modifiziert werden. Vielfach sind Prozesse organisch gewachsen und weisen Ineffizienzen auf. Diese Prozesse sowie die im Rahmen einzelner Aktivitäten verwendeten Methoden sollten im Fokus einer Reorganisation stehen.

BET unterstützt Sie bei der Analyse, Gestaltung und Umsetzung der Strukturierung Ihrer Wertschöpfungskette. Dabei hat sich folgendes Vorgehen bewährt:

1. Ist-Analyse der bestehenden Wertschöpfungsketten Strom, Gas, Wärme und sonstige Waren und Dienstleistungsbereiche: Abgrenzung der Organisationsstruktur, Centerstruktur; Ablauf und Inhalt der Kommunikation zwischen den Centern; verwendete Methoden und Planungs- und Steuerungsprinzipien sowie -prozesse; bestehende Datenhaltung und Systeme in allen Geschäftsfeldern
2. Erarbeitung eines konsistenten Verantwortungs- und Rollenkonzeptes sowie Definition von Wertschöpfungseinheiten (z. B. Organisationseinheiten, Produkte)
3. Soll-Konzeption der wertschöpfungskettenübergreifenden Kernprozesse: konsistente Festlegung der einzelnen Prozesse; Konzeption von Methoden und Datenanforderungen und Transfers und Berichten; Definition des Steuerungsprozesses
4. Unterstützung bei der systemtechnischen und organisatorischen Implementierung und Mitarbeiterschulung

Dass alle relevanten Themen rund um die Strukturierung Ihrer Wertschöpfungsstufen durch unsere Berater kompetent beurteilt werden können, wird durch das breite Beratungsspektrum der BET sichergestellt, welches die komplette Wertschöpfungskette der Energie- und Wasserversorgung von der Erzeugung / Gewinnung bis zum Handel und Vertrieb abdeckt.

Einen wesentlichen Wettbewerbsvorteil im liberalisierten Energiemarkt haben die Unternehmen, die ihren Marktauftritt und ihr Produktangebot von einer maßgeschneiderten Strategie leiten lassen. Darüber hinaus sollten Sie sich jederzeit präzise im Klaren darüber sein, in welchen Geschäftsfeldern und mit welchen Produkten Sie wie viel Geld verdienen oder auch verlieren - und warum. Um das Unternehmensgeschäft zu sichern, wird die Entwicklung geeigneter Vertriebsprodukte immer wichtiger.

Gerade das vergangene Jahr hat mit dem Rückgang des Stromabsatzes und dem Verfall der Strompreise gezeigt, dass viele Energieversorgungsunternehmen gar nicht oder zu spät auf solch eine Entwicklung reagieren konnten. Auch politische Rahmenbedingungen haben Einfluss auf Ihre Vertriebsziele, wie beispielsweise die ehrgeizigen CO2-Minderungsziele, die zum Rückgang des Wärmebedarfs zur Beheizung von Gebäuden führen werden.

BET unterstützt Sie bei der Formulierung und Kommunikation einer individuellen Strategie für Ihr Unternehmen im Ganzen und für die einzelnen Wertschöpfungsstufen. Daneben helfen wir Ihnen bei der (Um-)Strukturierung Ihrer Prozesse und Methoden, damit Sie die notwendige kontinuierliche Transparenz über Ihre Geschäftsfelder bzw. Portfolien erhalten.

Des Weiteren erfordert der wachsende Wettbewerb eine professionelle Vertriebsdienstleistung. Diese setzt eine klare Zuordnung von Verantwortlichkeiten und Entscheidungsbefugnissen und eine zielorientierte Strategie voraus. Hierzu bieten wir Ihnen zwei praxiserprobte Beratungsmodule an:

Ihre individuelle Markt- und Produktstrategie

Sicherung des Unternehmensgeschäfts und Risikominimierung im Verkaufsgeschäft

BET berät Sie bei der Implementierung einer umfänglichen Markt- und Produktstrategie, die einen kundenorientierten Produktentwicklungsprozess etabliert.

Dabei gehen wir wie folgt vor:

• Ist-Analyse: Marktumfeld, Marktentwicklung und Marktpotenzial, eigene derzeitige Markposition, interne Strukturen. Bereits zu diesem Zeitpunkt sollte die breite Einbindung der im Unternehmen beteiligten Personen eingeplant werden, um einerseits die Marktkenntnisse der Personen „vor Ort“ detailliert zu nutzen, aber auch um die Akteure, die später für die Umsetzung der Strategie verantwortlich sind, von vorne herein in den gesamten Prozess einzubinden.
• Soll-Konzeption: Identifikation, Analyse und Festlegung von Zielmärkten und Zielkunden hinsichtlich Erlöspotenzial, Wettbewerbsposition usw.; Identifikation, Analyse und Festlegung geeigneter Produkte; Ableitung von Produktmarketing; Ableiten und interne Kommunikation einer Produktstrategie des Unternehmens
• Unterstützung bei der Einführung des durchlaufenen Produktentwicklungs- und Produktstrategieprozesses als wiederkehrendem etablierten Prozess im Unternehmen; IT-technische- und organisatorische Implementierung sowie Mitarbeiterschulung

Ihre individuelle Vertriebssteuerung

Um Ihnen die Möglichkeit des rechtzeitig steuernden Eingreifens zu sichern, empfehlen wir Ihnen darüber hinaus die Implementierung eines Regelkreisprozesses der Vertriebssteuerung, bei der wir Ihnen gerne wie folgt behilflich sind:

• Ist-Analyse der bestehenden Vertriebscontrolling-Bausteine: Abgrenzung der Organisationsstruktur, Centerstruktur; Ablauf und Inhalt der Kommunikation zwischen den Centern; erstellte Berichte und Kennzahlen; bestehender Steuerungsprozess; bestehende Datenhaltung und Systeme im Vertriebscontrolling
• Ist-Analyse der Vertriebsorganisationseinheiten und dienstleistender Einheiten hinsichtlich ihrer Tätigkeiten
• Soll-Konzeption der Vertriebssteuerung: Abgrenzung und Definition von Wertschöpfungseinheiten (z. B. Organisationseinheiten, Produkte); Erfassung der Erlös- und der Kostenseite; ggf. Entwicklung von Verteilungsschlüsseln für Fixkosten; Definition von Kennzahlen je Wertschöpfungseinheit; Definition von Datenanforderungen und Transfers, Berichten und Berichtslayout; Definition des Steuerungsprozesses
• Unterstützung bei der systemtechnischen und organisatorischen Implementierung und Mitarbeiterschulung

Vermarktungsmöglichkeiten

Ab 2010 können für ‚neue Bestandsanlagen‘ keine Zuschläge mehr aus dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz erlöst werden. Laut gesetzlicher Regelung werden die so genannten modernisierten Anlagen und die ‚kleinen neuen Anlagen‘ 2011 folgen. Mit dem Verlust der Zuschlagsfähigkeit geht oft - insbesondere wichtig für Stromeinspeiser - auch die Einforderbarkeit des üblichen Preises verloren. Hierdurch verändern sich die Grenzkosten der KWK-Anlagen. Je nach Rahmenbedingung kann der Neubau oder die Modernisierung der KWK-Anlage sinnvoll sein, um KWK-Zuschläge nach dem KWK-Gesetz zu generieren.

Da Strom nicht wirtschaftlich speicherbar ist, müssen sich zu jeder Zeit Stromerzeugung und Stromverbrauch entsprechen, indem die Erzeugungsanlagen der Last nachfahren. Der Marktpreis für Strom bildet neben anderen Einflussfaktoren diese Lastverhältnisse ab, indem er innertäglich, innerwöchentlich und saisonal stark schwankt. Neben diesen fundamental begründbaren kurzfristigen Preisschwankungen weist der Strompreis zudem eine marktgetriebene Volatilität auf. Vor diesem Hintergrund verfügen KWK-Stromerzeugungsanlagen als Realoptionen über eine spezifische Optionalität.

Die Optionalität besteht darin, die KWK-Stromerzeugungsanlagen nur dann zu betreiben, wenn der Marktpreis oberhalb der Grenzkosten der Stromerzeugung liegt. Auf der Grundlage der im Bild gezeigten stündlichen Preiskurve des Spotmarkts (HPFC), die mit einem Marktmodell aus Terminmarktdaten erstellt wurde, kann der realisierte Erlös einer Anlage nach Berechnung der spezifischen Grenzkosten ermittelt werden. Es wird dabei deutlich, dass durch die zeitlich gezielte Stromerzeugung - in Abhängigkeit von den Laufzeiten der Anlage - Stromerlöse in Höhe des geordnet kumulierten Spotmarktes oberhalb der Notierung für base erreichbar sind.

Optionalität

Zuschaltoptionalität besteht im gezielten Anfahren von KWK-Anlagen zwecks Stromerzeugung zu Hochpreiszeiten. Sie unterliegt der Restriktion des Wärmebedarfs, da KWK-Anlagen in der Regel nur mit Wärmeauskopplung marktfähige Grenzkosten der Stromerzeugung aufweisen. Diese Restriktion kann durch Entkopplungssysteme (Wärmespeicher) vermindert werden.

Abschaltoptionalität besteht im gezielten Abfahren von KWK-Anlagen zu Tiefpreiszeiten (Stillstand). Sie unterliegt keiner Restriktion des Wärmebedarfs, da in der Regel Kesselanlagen zur Wärmeerzeugung verfügbar sind und die Grenzkosten mit einer Wärmegutschrift in Höhe der vermiedenen Kesselkosten berechnet wurden. Der Wert der Optionalität hängt von den Grenzkosten der Stromerzeugung in KWK-Anlagen und einer intelligenten Einsatzstrategie ab. Der Wert kann als erzielbarer Deckungsbeitrag der KWK-Anlage in €/kW/a ausgedrückt werden.

Vermarktungsmodell

Um die Optionalität der KWK-Stromerzeugung optimal zu nutzen, müssen mit den Anlagen besicherte Fahrpläne als hochwertige Stromprodukte hergestellt werden, wie es bei großen Kraftwerksanlagen typisch ist. Der einfache wärmeorientierte KWK-Betrieb wird durch eine strompreisorientierte Einsatzstrategie ersetzt. Es entsteht eine Handelsposition mit eigenem Erzeugungsportfolio. Hierzu sind viele Modelle mit eigenem Marktzutritt oder mit Handelspartnern - als Börsen- oder OTC-Geschäft - denkbar.

Individuelle Beratung

Die Umsetzung der KWK-Vermarktung hängt von den Gegebenheiten Ihrer KWK-Anlage und Ihrer jeweiligen Strombeschaffung ab. Wesentliche Eckpunkte der Umsetzung sind:

• Ermittlung der Grenzkosten (mit/ohne Wärme)
• Optimierung der Entkopplungssysteme
• Bilanzkreismanagement
• Optimierter Einsatzplan (Jahresplan / Tagesplan)
• Fahrplanmanagement und Handelsfunktionen
• Besicherung

Nach den klimapolitischen Zielen der Bundesregierung sollen bis 2030 mehr als 10% des Erdgasbedarfs in Deutschland durch Biogas gedeckt werden. Gleichzeitig steigt die Nachfrage der Endverbraucher nach Bioprodukten, woraufhin die Energiewirtschaft nicht zuletzt Biogas als leitungsgebundenen regenerativen Brennstoff anbieten kann. Ein zusätzliches Nachfragepotenzial ergibt sich aus dem EEWärmeG, dessen Auflagen sich auch durch die Nutzung von Biogas als Ersatzmaßnahme erfüllen lassen.

Insbesondere für Stadtwerke eröffnen sich neue Geschäftsfelder und Chancen in Erzeugung und Nutzung von Biogas in Eigenerzeugungsanlagen und im Vertrieb von ‚Grünem Gas‘ im Endkundenbereich. Es ist davon auszugehen, dass Biogas sein bisheriges Nischendasein verlassen und sich zu einem fungiblen Markt entwickeln wird. Damit stellt sich Ihnen die Frage, in welchem Umfang und in welcher Tiefe Sie sich mit den Wertschöpfungsstufen der Biogas-Kette beschäftigen wollen.

Wir unterstützen Sie dabei, die Herausforderungen in der ‚Biogaswelt‘ aktiv anzugehen: Angefangen bei der Entscheidung, ob Sie Biogas selber produzieren oder zu einem anlegbaren Preis abnehmen sollten, über die Produktgestaltung für den Vertrieb von ‚Grünem Gas‘ im Endkundenbereich oder auch das Bilanzkreis- und Transportmanagement bis hin zur Anlageneinsatzplanung.

Nutzung von Biogas in KWK-Anlagen

Bis 2020 soll der Anteil der hocheffizienten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen an der Stromproduktion von derzeit 12 auf 25 % mehr als verdoppelt werden. Der Bau von KWK-Neuanlagen und Wärmenetzen wird seit dem 1.1.2009 mit neuen Fördersätzen im Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz gefördert. Da die Nutzungsmöglichkeiten von aufbereitetem Biogas und Erdgas technisch identisch sind, müssen Sie als Betreiber einer bestehenden bzw. Investor einer neuen KWK-Anlage entscheiden, ob Erdgas oder Biogas zur KWK-Verstromung eingesetzt werden soll. Die Fördergesetze EEG und KWKG stehen damit in einem Wettbewerb. Lässt man ein klimapolitisches Motiv für die Nutzung von Biogas außer Acht, kann durch die Gegenüberstellung beider Nutzungsarten ein Grenzpreis ermittelt werden (betriebswirtschaftl. Ergebnisparität).

Wir entwickeln gemeinsam mit Ihnen Strategien zum optimalen Einsatz von neuen und bestehenden KWK-Anlagen und der Brennstoffbeschaffung, um Ihre erwirtschaftete Rendite zu sichern und zu steigern.

Bilanzkreis- und Transportmanagement

In der Vergangenheit wurde Biogas am Ort der Erzeugung direkt verstromt, ohne dass eine vollständige Nutzung der Wärme erfolgte. Das EEG erlaubt die Entkopplung der Orte der Erzeugung und Nutzung von Biogas nach der so genannten Gasäquivalenzregel. Die Novelle der Gasnetzzugangsverordnung ermöglicht mit speziellen Regelungen einen vereinfachten Transfer von Biogas, so dass Hemmnisse - mit einer breiten Anwendung der Gasäquivalenzregel - beseitigt zu sein scheinen.

In der Regel liegen Produktions- und Verbrauchsort räumlich voneinander getrennt, so dass ein Biogastransport ggf. über Marktgebietsgrenzen hinweg durchgeführt werden muss. Dieser marktgebietsüberschreitende Transport ist als Kostentreiber zu bewerten, da u. U. diverse ‚Exit-‘ und ‚Entry-Buchungen‘ notwendig sind, um das Gas aus dem Marktgebiet der Erzeugung in das Marktgebiet der Verwendung zu transportieren. Neben Kapazitätsentgelten für die Buchungen ist ein Mehraufwand im operativen Bilanzkreismanagement und Kapazitätsmanagement zu erwarten.

Wir unterstützen Sie bei der Optimierung der Bezugs- und Transportkosten und den sich daraus ergebenden Fragestellungen sowie bei der operativen Umsetzung Ihres Biogastransports.

Die örtlichen Wasserversorger sehen sich zunehmend unter Druck durch die aktuellen Diskussionen und rechtlichen Auseinandersetzungen rund um die Wasserpreisvergleiche und der daran anknüpfenden Forderung nach einer Regulierung der Sparte Wasser. Zusätzlich wirkt sich die Anreizregulierung der Sparten Strom und Gas bereits auf die Wassersparte aus, wodurch der Kostendruck auf diesen Bereich steigt. Zudem bringt der sinkende Trinkwassergebrauch das Verhältnis zwischen Kosten und Preisen immer mehr in Schieflage.

Deshalb bieten wir Ihnen an, schon heute Ihre Handlungsoptionen zu identifizieren und gemeinsam mit Ihnen folgende Fragestellungen zu erörtern:

• Welche Position besetzen Sie mit Ihren Tarifen und besteht Handlungsbedarf? (regional, landesweit)
• Sichert Ihr Kostenrechnungswesen eine ausreichende Transparenz und kann eine notwendige Kostensteuerung und -optimierung erfolgen?
• Verfügen Sie über eine belastbare und nachhaltige Entgeltkalkulation bzw. Entgeltgestaltung?
• Wie erfassen Sie Kosten- und Synergiepotenziale und welche Strategie leiten Sie daraus ab?

Kostenkalkulation

Für die Kalkulation der Wasserpreise und deren Gestaltung ist zunächst eine Bestimmung Ihrer Kosten notwendig. Hier ist grundsätzlich zwischen aufwandsgleichen und kalkulatorischen Kosten zu unterscheiden. Unser Ziel ist es, eine nachvollziehbare und prüffähige Kostenkalkulation aufzubauen.

Basis jeder Kostenkalkulation und Preisgestaltung sollte eine transparente Kostenart und eine Kostenstellenrechnung sein. Durch diese Kostentransparenz wird eine validierfähige Abgrenzung der Kosten bei der Bestimmung von anrechenbaren, aufwandsgleichen Kosten bzw. Abzugspositionen sicher gestellt.

Für die Bestimmung der kalkulatorischen Kosten existiert keine bundeseinheitliche Vorgabe. Sehr wohl gibt es jedoch bereits Rahmenbedingungen zur Handlungsorientierung, die wir Ihnen gerne in ihren Auswirkungen und Gestaltungsspielräumen erläutern: Zum einen die „Kommunale Abgabenverordnung“ und zum anderen die bestehenden Rechtssprechungen und Regelungen aus dem regulierten Strom- und Gasbereich. Zwar besteht für privatrechtliche Entgeltgestaltungen keine Verpflichtung diese anzuwenden, eine Berücksichtigung in der Entscheidungsfindung und der Verweis auf bereits beschiedene Urteile und bestehende Rechtssprechungen führt jedoch zu einer belastbaren Kalkulation und ist für eine Diskussion mit der Kartellbehörde von Vorteil.

Preisgestaltung

Eine strategische Neugestaltung Ihres Tarifsystems sollte sich grundsätzlich an der tatsächlichen Kundenstruktur Ihres Versorgungsgebietes orientieren. Die sachgerechte Analyse der Kundenstruktur umfasst die tatsächlichen Abgabemengen und Zählergröße aller Kunden und Kundengruppen, sowie die demografischen Strukturen und Entwicklungen. Die differenzierte Beurteilung der örtlichen Kundenstruktur ist daher als erster Schritt für die Neugestaltung der Entgelte zu betrachten. Ihr neues Tarifsystem sollte unbedingt folgende Kriterien erfüllen:

• es ist leistungsgeführt, d. h. berücksichtigt kostentreibende Faktoren
• es ist integrativ, d. h. alle Kunden und Kundengruppen werden über ein Entgelt-/ Tarifsystem abgerechnet

Preisgestaltung löst folgende Problematik:

In der Vergangenheit wurden die Tarife meist mit einem sehr geringen Grundpreisanteil und einem hohen Mengenpreisanteil gestaltet; durch den Rückgang des Wasserabsatzes gehen derzeit auf der Erlösseite die Umsätze jedoch häufig zurück, während die Kostenseite durch einen hohen Fixkostenanteil nicht im gleichen Maße sinkt. Wir empfehlen, diese Entwicklung durch eine Anhebung der Grundpreise abzuschwächen.

Um dies zu erreichen, teilen wir das Wasserentgelt in drei Bestandteile auf: Den Mengenpreis, den Grundpreis und den Verrechnungspreis. Bei der Gestaltung des Grund- sowie des Arbeitspreises ist es möglich, ein leistungsorientiertes Entgeltmodell mit entsprechendem Wirklichkeits- oder Wahrscheinlichkeitsmaßstab zu erstellen, so dass die tatsächlichen kostentreibenden Faktoren berücksichtigt werden. Der Verrechnungspreis ist der Preisbestandteil, der die Kosten für den Service (wie Bereitstellung von Mess- und Abrechnungswesen) vergütet.

Durch diese Herangehensweise entsteht ein geschlossenes Entgeltmodell, das alle Kunden und Kundengruppen ihren Anforderungen entsprechend leistungsgerecht berücksichtigt und auch einer Überprüfung durch die Kartellbehörde standhält.

Die Regulierung bei Strom und Gas setzt sich fort: Der Druck auf die Netzbetreiber steigt, ihre Kosten- und Erlössituation in einem dynamischen Marktumfeld zu optimieren. Im Rahmen der Anreizregulierung rücken vor allem die Betriebskosten in den Fokus der Entgeltprüfungen. Neben den direkten Aufwendungen für den Netzbetrieb betrifft dies in erster Linie die zugeschlüsselten Kosten aus den Shared Services, die nicht selten einen Anteil von 40 bis 50 % an den Netzkosten ausmachen.

Um die Effizienz Ihres Netzbetriebes zu steigern, müssen Sie daher die Kostensenkungspotenziale im gesamten Unternehmen erschließen. Erste Ansätze können aus einem Vergleich mit anderen Unternehmen gewonnen werden. Wir haben dazu ein Benchmark entwickelt, der Problembereiche identifiziert und Lösungsansätze zur Effizienzsteigerung bietet.

Effizienzsteigerungsprogramm mit vier Modulen

Ziel des modularen Effizienzsteigerungsprogramms ist es, gemeinsam mit Ihnen

• die Besonderheiten der jeweiligen Versorgungsaufgabe als Argumentationshilfe für Verhandlungen mit der Regulierungsbehörde herauszuarbeiten,
• die erforderliche Transparenz über Einsparerfordernisse zu schaffen,
• die individuellen Handlungsfelder mit den größten Einsparpotenzialen zu identifizieren und
• die konkreten Umsetzungsmaßnahmen zu definieren.

Modul 1: Strukturdaten- und Kostenanalyse
Um die erforderlichen Einsparungen zu identifizieren, werden beantragte Kosten, genehmigte Kosten und festgelegte Erlöse gegenübergestellt. Durch den bewährten Vergleich hinsichtlich der physischen Netzstruktur lassen sich vorhandene Besonderheiten erkennen. Beispielsweise kann eine überdurchschnittlich hohe Anzahl an Trafos Rückschlüsse auf höhere Wartungskosten liefern. Sind diese zudem nur mäßig ausgelastet, bestehen offenbar Schwächen im Netzkonzept.

Modul 2: Prozesskostenvergleich
Im Rahmen des Prozesskostenvergleichs werden Netz-, Service-, Handels- und Vertriebsprozesse unterschieden. Für die Umrechnung der absoluten Kosten in Kennzahlen erfolgt eine Definition von signifikanten Vergleichsparametern je Prozess.

Da die Kosten der Serviceprozesse unternehmensindividuell u. a. auf die Netzprozesse verteilt werden, ergibt sich hier eine erste Möglichkeit, die Schlüsselpolitik spartenweise transparent zu machen und deren Verursachungsgerechtigkeit zu hinterfragen.

Modul 3: Konkretisierung der Handlungsfelder
Als Ergebnis des Benchmarks werden Auffälligkeiten im Vergleich zu anderen Unternehmen transparent gemacht, mögliche Ursachen diskutiert und Handlungsfelder identifiziert.

Modul 4: Ermittlung konkreter Einsparpotenziale
Mögliche Einsparpotenziale werden anhand einer mehrdimensionalen Kennzahl ermittelt, die die komplexe Versorgungsaufgabe hinreichend beschreibt. Bei der Ermittlung der summarischen Einsparpotenziale ist zu beachten, dass die Ergebnisse von Modul 1 (aggregierte Betrachtung) und Modul 2 (Prozessbetrachtung) rein rechnerisch voneinander abweichen. Nur in der gemeinsamen Betrachtung können Hinweise auf ggf. inkonsistente Kostenzuordnungen erkennbar werden.





Erst nach einem solchen Abgleich sind die Stärken und Schwächen Ihres Unternehmens bei der Ausführung einzelner Prozesse bewertbar, um realistische Einsparpotenziale zu bestimmen.

Ergebnisse des Prozesskostenvergleichs - nützlich für eine Vielzahl von Unternehmensentscheidungen
Die Ergebnisse können genutzt werden, wenn Sie sich fragen, ob Sie sich um frei werdende Strom- und Gaskonzessionen im Umland bewerben sollten. Ein Problem stellt dabei die Kalkulation der Kosten für die Betriebsführung der Netze dar. Hier bietet es sich an, die eigenen spezifischen Prozesskosten auf das konkrete Mengengerüst des ins Auge gefassten Netzes anzuwenden, um verlässliche Aussagen über die Wirtschaftlichkeit der Übernahme zu erhalten.

Auch bei der Bewertung bestehender Dienstleistungsverträge mit Dritten bzw. der Kalkulation von Dienstleistungsentgelten können Ihnen die ermittelten Prozesskosten die Arbeit erleichtern. Schreibt z. B. eine Nachbarkommune die technische und/oder kaufmännische Betriebsführung für ihre Netze aus, können die eigenen Prozesskosten auf die Strukturdaten des betrachteten Netzes übertragen werden. Auf dieser Basis lassen sich solide Angebote für einzelne Service- oder Netztätigkeiten oder den kompletten Service kalkulieren.

Auf kommende Anforderungen vorbereitet

Die Erfahrungen aus der letzten Entgeltgenehmigungsrunde lassen vermuten, dass die Regulierungsbehörden im Zusammenhang mit Netzpachtmodellen verstärkt den Nachweis der Marktüblichkeit von Dienstleistungsentgelten einfordern werden. In Österreich hat die Regulierungsbehörde E-Control bereits Standardprozesse definiert und wird 2010 entsprechende Kostenabfragen durchführen (die verwendete Erfassungsstruktur und Prozessdefinition deckt sich in großen Teilen mit der von uns verwendeten Systematik). Ziel ist die Ermittlung der spezifischen Prozesskosten und die Festlegung von Preisobergrenzen für diese Standardleistungen. Ähnliches ist auch in Deutschland zu erwarten. Mit dem Effizienzsteigerungsprogramm sind Sie mit Ihrer Netzgesellschaft auf entsprechende Anfragen der Regulierungsbehörden gut vorbereitet.

Seit Beginn der Anreizregulierung gewinnt das Thema Kosten- und Erlösmanagement für die Netzbetreiber zunehmend an Bedeutung. Aufgrund der Festsetzung der Erlösobergrenzen durch die Regulierungsbehörden ergibt sich für den Bereich Erlösmanagement jedoch nur wenig Spielraum. Hingegen ist ein funktionierendes Kostenmanagement die notwendige Basis, um Handlungsmöglichkeiten zu identifizieren und die resultierenden Effekte zu bewerten.



Während die Kapitalkosten und energiewirtschaftlichen Kosten in ihrer Entwicklung relativ konstant sind, muss dies bei den Betriebskosten nicht der Fall sein. Diese gehören aber zu großen Teilen dem Block der kurz- bis mittelfristig beeinflussbaren Kosten an, werden ihrer Höhe nach oft nicht ausreichend betrachtet und sind häufig nur mit den Werten aus den letzten Netzentgeltanträgen bekannt. Diesen Betriebskosten sollten Sie Ihre Aufmerksamkeit widmen.

Kostenmanagement - Strukturen beleuchten

Die Betriebskosten, zu denen im Wesentlichen die Positionen Material-, Personal- sowie sonstiger betrieblicher Aufwand zählen, stehen in engem Zusammenhang mit den jeweils dahinter stehenden Prozessen, die letztlich diese Kosten bedingen. Dies betrifft nicht nur die reinen Netzprozesse, sondern auch die Leistungen der Verwaltung, die als Querschnittsfunktionen für alle Unternehmenssparten erbracht werden. Insbesondere im Fall, dass Sie zwecks Kostensenkung eine Kooperation mit anderen Unternehmen zur gemeinsamen Erbringung von Leistungen anstreben, müssen Sie vorab Ihre Prozesskosten ermitteln, um einen Überblick über das Einsparpotenzial zu gewinnen.

Sowohl in § 10 EnWG als auch in den Netzentgeltverordnungen Strom und Gas wird Transparenz und eine möglichst direkte Kostenzuordnung gefordert. Entsprechend empfehlen wir Ihnen, Ihre bestehende Struktur der Kostenrechnung mit Hinblick auf das externe Rechnungswesen und Ihre individuellen Controllinganforderungen zu überprüfen: Neben der grundsätzlichen Erfüllung der HGB-Vorschriften und der Vorgaben des EnWG sowie der Strom- und GasNEV sollten Sie die möglichst automatisierte Generierung von Berichten und Auswertungen auch gemäß ARegV anstreben. Außerdem sollten Sie - neben weiteren Zielen wie z. B. der Zuteilung von Budgets - die Kostenkontrolle unter die Lupe nehmen. Aufgrund des für die zweite Anreizregulierungsperiode erwarteten zunehmenden Kostendrucks ist es hier sinnvoll, die Kostenstellenstruktur auf Basis zugrunde liegender Leistungen und Prozesse auszubilden. In der Folge bietet sich an, nicht nur die Gesamtkosten je Aktivität bzw. Sparte, sondern die einzelnen leistungserbringenden Bereiche eingehender zu betrachten. So können Sie Kostentreiber und - über spezifische Kenngrößen - auch Potenziale erkennen.

Erlösmanagement - Bilanzpolitik prüfen

Mit Blick auf die nächsten Netzentgeltanträge geht es zudem um die Sicherung des durch die Behörde genehmigungsfähigen und zugestandenen Gewinns und somit um die Kostenpositionen der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung und Gewerbesteuer für die nächsten Jahre. In diesem Zusammenhang haben einige Urteile des Bundesgerichtshofes aus den Jahren 2008 und 2009 für mehr Rechtsklarheit gesorgt, so dass wir Ihnen zu einer Überprüfung Ihrer bisherigen Bilanzpolitik raten.

So können z. B. Gasnetzbetreiber durch die mögliche vorzeitige Anwendung der Vorschriften des Bilanzmodernisierungsgesetzes eine stetige Mittelwertbildung der kalkulatorischen Bilanzpositionen erzielen. Dies betrifft im Wesentlichen den Bereich der Rückstellungen. Gegebenenfalls kann eine Veränderung der Aktivierungspolitik zu einer besseren Erlös- (bzw. Kosten-)Situation führen. Hierzu empfehlen wir Ihnen jedoch die Erarbeitung exakter Berechnungen, da eine solche Änderung nicht zuletzt auch steuerliche Folgen hat und zudem langfristige Folgen zu bedenken sind.

Vermutlich werden die Regulierungsbehörden den Bereich Dienstleistungsentgelte bei ‚schlanken‘ Netzgesellschaften künftig genauer untersuchen. Pauschale Kürzungen drohen dort, wo Sie die ‚Betriebsnotwendigkeit‘ oder die ‚im Wettbewerb entstandenen Kosten‘ nicht nachweisen können.

Wir stehen Ihnen beim Aufbau Ihres Kosten- und Erlösmanagements gerne zur Seite, um die Transparenz und Bewertbarkeit Ihrer individuellen Geschäftsprozesse sicher zu stellen.

Mit In-Kraft-Treten der Netzentgeltverordnungen Strom und Gas sowie dem Beginn der Anreizregulierung Anfang 2009 kommt dem ‚Wirtschaftsgut Netz‘ eine besondere Bedeutung zu. Während früher höchstens auf die Minimierung der Life-Cycle-Costs abgehoben wurde, wirken heute Investitionen auf die Erlöse ein. Gleichzeitig gilt es, den Instandhaltungsaufwand zu minimieren. Wir empfehlen Ihnen daher eine genaue Analyse des Netzes durchzuführen, um Kostentreiber und Potenziale zu erkennen.

Letztere werden dann gehoben, wenn ein ganzheitliches Asset Management angestrebt wird, das z. B. eine optimierte Steuerung von Eigen- und Fremdleistung sowie eine optimal ausgerichtete Planung von Instandhaltungsmaßnahmen und -intervallen sowie Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen gewährleistet.

Ganzheitlicher Ansatz

Damit Sie dieses Ziel erreichen, müssen Themen wie z. B. Betriebsmittelauswahl, Zielnetzplanung, Versorgungssicherheit und zukünftiges Versorgungsaufkommen als Teilthemen des Asset Managements zusammengeführt und unter Berücksichtigung Ihrer Risikoaffinität und der bevorstehenden Qualitätsregulierung an der Kosten- bzw. Erlössituation des Netzbetriebs gespiegelt werden.

Eine zustandsorientierte Instandhaltung - die den Betrieb an der Risikoneigung des Netzbetreibers ausrichtet und damit lediglich einen 1:1 Austausch der Anlagen und Leitungen durchführt - reicht nicht mehr aus. Weitere Faktoren, wie beispielsweise das zukünftige Versorgungsaufkommen, rücken in den Vordergrund und müssen in die Betrachtung einbezogen werden: Z. B. führen stetig sinkende Gasverbräuche sowie konkurrierende Energieträger zwangsläufig zu einer strategischen Überplanung des bestehenden Netzes. Dabei sollte das Thema Rückbau nicht tabuisiert werden.

Unser Konzept untersucht alle relevanten Parameter mit GIS-Auswertetools und Netzberechnung unter Berücksichtigung der Auswirkungen auf die Kostenstruktur. Dies ist ein relativ komplexes System, da es sich hier um ein Optimierungsproblem mit zum Teil gegensätzlich wirkenden Unbekannten handelt. Möchte man allein die Qualität des Netzes und damit auch die Versorgungssicherheit (niedriges Risiko) optimieren, leidet beispielsweise die Wirtschaftlichkeit.

Der Soll-Zustand ist ein Zielnetz. Darauf basierend entwickeln wir eine Instandhaltungs- und Reinvestitionsstrategie, die kontinuierlich zu diesem Zielnetz hinführt.

Wir verfolgen dieses ganzheitliche Konzept schon seit längerem und vereinen dazu vorhandene Medien und bereits vorliegende Daten im Unternehmen. Unsere Erfahrungen haben gezeigt, dass nur mit einem ganzheitlichen Ansatz beim Asset Management die Herausforderungen der Anreizregulierung, wie steigender Kostendruck bei gleich bleibender Qualität und wachsender Effizienz, gemeistert werden können.

Bis 2014 werden im Bundesgebiet in einer Vielzahl von Kommunen die Konzessionsverträge für Strom und Gas auslaufen. Für Netzbetreiber eröffnet sich damit ein begrenztes Zeitfenster, sich um den Zuschlag für zusätzliche Konzessionsgebiete zu bemühen.

Für solche Bemühungen setzt die Anreizregulierung deutliche Anreize: Da die Möglichkeiten zur Kostenreduktion und Effizienzsteigerung begrenzt sind, ist es eine rationale Herangehensweise, die bereits vorhandenen Ressourcen des Netzbetriebes effizienter zu nutzen, indem der Umfang der betreuten Netze ausgeweitet wird.

Nicht nur aus Sicht der Netzbetreiber, sondern insbesondere aus Sicht der konzessionsvergebenden Kommunen entsteht somit eine interessante Wettbewerbssituation mit einer Vielfalt an Gestaltungsmöglichkeiten. Die Kommunen haben die Möglichkeit, den Konzessionsnehmer zu halten, zu wechseln oder sich selbst in diesem Bereich zu engagieren. Verschiedene Geschäftsmodelle, die wir entwickelt bzw. in der Praxis umgesetzt haben, bieten den Kommunen sowohl bessere Einflussmöglichkeiten auf die Gestaltung der Energieversorgung als auch wirtschaftliche Vorteile.



Wir verfügen bundesweit über umfangreiche Erfahrungen bei Stadtwerkegründungen und Netzübernahmen, die wir erfolgreich begleitet haben und derzeit begleiten. Hierbei beraten wir sowohl Kommunen als auch Netzbetreiber.

Ein wichtiger Vorteil für Sie ist, dass wir mit einer großen Zahl der Regionalversorger und konzerngebundenen Unternehmen bereits Übernahmeverhandlungen geführt haben und deren Denkweise und Strategien sehr genau kennen. Aufgrund der Reputation werden wir von Seiten der abgebenden Netzbetreiber in hohem Maße respektiert, was eine wichtige Voraussetzung für eine effiziente Verhandlungsführung bildet.

Prozess einer Netzübernahme

Darüber hinaus bieten wir Ihnen solide Beratung zu allen technisch-wirtschaftlichen Aspekten für den gesamten Prozess einer Netzübernahme aus einer Hand an: Angefangen von der Bewertung der Wirtschaftlichkeit über die Übernahmeverhandlungen (Kaufpreis, Erlösobergrenzen, Entflechtung) bis zum Aufbau von wettbewerbsfähigen Vertriebsaktivitäten.

Eine wichtige Grundlage bildet unsere Erfahrung aus je ca. 100 Netzentgeltkalkulationen der Sparten Strom und Gas und darüber hinaus einer ähnlichen Anzahl von entsprechenden Effizienzanalysen. Unsere umfangreiche und laufend aktualisierte Datenbank versetzt uns in die Lage, auch für solche Fälle verlässliche Annahmen und Vergleiche zu treffen, in denen auf Ist-Daten aus verschiedensten Gründen nicht zurückgegriffen werden kann.

Mit den rechtlichen Rahmenbedingungen einer Netzübernahme sind wir aufgrund unserer umfangreichen Tätigkeit in diesem Bereich sehr gut vertraut. Aus grundsätzlichen Erwägungen heraus nehmen wir allerdings keine Rechtsberatung selbst vor, sondern arbeiten seit vielen Jahren mit verschiedenen einschlägig erfahrenen Kanzleien erfolgreich zusammen. Sofern Sie dies wünschen, können wir hier eine Empfehlung aussprechen.

Dass alle relevanten Themen rund um die Rekommunalisierung durch unsere Berater kompetent beurteilt werden können, wird durch unser breites Beratungsspektrum sichergestellt, welches die komplette Wertschöpfungskette der Energie- und Wasserversorgung abdeckt.

Wie soll das deutsche Stromübertragungsnetz umstrukturiert werden, um den heutigen Aufgaben und Zielen gerecht zu werden? Entsprechend der Vorgaben zu einer eigentumsrechtlichen Entflechtung im Rahmen des dritten EU-Energiebinnenmarktpaketes bieten sich die Optionen:

• Ownership Unbundling (OU), eine komplette (also auch eigentumsrechtliche) Abtrennung der Stromerzeugung und sonstige Wettbewerbsbereiche, wie Vertrieb von der Übertragung.
• Independent System Operator (ISO), eine Entflechtung durch die Unabhängigkeit in Rechtsform, Organisation und Entscheidungsgewalt des ISO; das Stromnetz kann jedoch im Eigentum des Mutterkonzerns bleiben.
• Independent Transmission Operator (ITO), eine Option, bei der die Netze als integriertes Unternehmen im Eigentum der Konzernmütter bleiben; der Netzeigentümer kann zumindest mittelbar Einfluss auf Investitionsentscheidungen nehmen, da er im Aufsichtsrat ein Stimmrecht von 50 % plus einer Stimme erhält.

(siehe Grafik unten)

Neben diesen Vorgaben bestehen jedoch nationale Gestaltungsspielräume vor allem in der Intensität der Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber - im Extremfall bis hin zur Zusammenlegung der derzeit vier Regelzonen zu einer ‚Deutschen Netz AG‘.

Aus Sicht der Netznutzer stellen wir für die derzeitige Struktur vor allem in den folgenden Bereichen Suboptima fest: Regelenergiemarkt, internationales und nationales Netzengpassmanagement, beim Netzausbau und bei den uneinheitlichen Netzentgelten auf der Höchstspannungsebene. Können diese Probleme durch eine Deutsche Netz AG gelöst werden?

Im Bereich der Regelenergie gibt es mehrere gewichtige Kritikpunkte. Wesentlich ist die Schaffung einer einheitlichen Regelzone, um die Wettbewerbsintensität und Liquidität auf den Regelenergiemärkten deutlich zu steigern. Des Weiteren sollten der nationale Redispatch optimiert, das Fahrplanmanagement weiter vereinfacht und auf einen Bilanzkreis reduziert, sowie die Tätigkeiten des ÜNB standardisiert werden.

Die bestehenden Probleme des Engpassmanagements sind international vor allem auf die schleppende Koordination und fehlende Einheitlichkeit zurückzuführen. Positiv sind daher Optionen mit nur einem Netzbetreiber zu bewerten, gleich welche Eigentümerstruktur angenommen wird. Hauptunterschied hierzu ist im nationalen Bereich die Frage des Redispatchs: Einerseits wird hier eher ein optimales Vorgehen erwartet, wenn aus einer Hand agiert wird, andererseits jedoch ist auf Grund der Nähe zum Regelenergiemarkt der Aspekt der Unabhängigkeit bedeutsam.

Netzausbau wird am besten einheitlich geplant, öffentlich vertreten und umgesetzt. Eine Deutsche Netz AG, die den Netzausbau in einer Hand zusammenführt, bringt hier also Vorteile. Die Optimierung des Übertragungsnetzes im Gesamten erscheint ebenfalls vorteilhafter, als die Optimierung mehrerer Teilsysteme.

Schließlich wird die Uneinheitlichkeit der Netzentgelte für die Höchstspannungsebene sachlich für unbegründet befunden, da die Aufgaben des Übertragungsnetzes nationaler oder sogar internationaler Art sind. Auch in diesem Punkt liegt also die Deutsche Netz AG vorne, da sie nur ein Übertragungsnetz und eine Regelzone hat.

Auf dieser Grundlage plädieren wir für die schnellstmögliche Einführung einer einheitlichen deutschen Regelzone. Hierzu liegen Vorschläge u. a. von Amprion auf dem Tisch, die zeitnah umgesetzt werden könnten. Schwieriger erscheint uns die Umsetzung einer gesellschaftsrechtlichen Lösung. Durch die mittlerweile äußerst heterogene neue Eigentümerstruktur (Finanzinvestoren, ausländischer Übertragungsnetzbetreiber, zwei integrierte Energieunternehmen) erscheint eine kurzfristige Lösung trotz des politischen Willens der Bundesregierung kaum realistisch.

Die Einführung einer einheitlichen Regelzone bietet u. a. die Chance, dass sich neue Teilnehmer am Regelenergiemarkt positionieren können. Wir unterstützen diesen Prozess in Verhandlungen und Gesprächen mit dem Übertragungsnetzbetreiber sowie durch rechnergestützte Modellierung mit einem Simulationstool.

Viele Unternehmen der Energiewirtschaft interessieren sich derzeit für Investitionen in Assets wie u. a. Kraftwerke, Windparks oder Gasspeicher, um

• die eigene Wertschöpfungskette zu verlängern,
• in neue Märkte einzutreten, sowie
• die Chancen in sich entwickelnden Märkten zu nutzen.

Da die Investitionen in solche Anlagen einen sehr langfristigen Charakter haben, ist die Erarbeitung einer fundierten Entscheidungsgrundlage unverzichtbar. Hierzu gehört auch eine genaue Beobachtung der politischen Rahmenbedingungen, die aufgrund der großen politischen und volkswirtschaftlichen Bedeutung solcher Investitionen eine große Rolle spielen: Unter anderem plant die Bundesregierung derzeit die Erstellung eines Energiekonzeptes; richtungsweisende Entscheidungen, z. B. zum Thema CO2-Abscheidung und -speicherung, werden zeitnah erwartet. Diese Ausgestaltungen der Rahmenbedingungen haben maßgeblichen Einfluss auf den zukünftigen Erzeugungsmix sowie das Erzeugungsportfolio der Marktteilnehmer.

Für die Entwicklung und Bewertung eigener Investitionsprojekte im Bereich thermische Kraftwerke, Gas- und Pumpspeicher sowie Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien benötigen Sie vielfältige Informationen und Know-how:

• zur langfristigen Entwicklung des Energiemarktes (Energiemarktszenarien)
• zur aktuellen Situation der Investitionsprojekte Ihrer Wettbewerber
• zur Verfügbarkeit und Anbindung geeigneter Standorte
• zu den technischen Möglichkeiten und wirtschaftlichen Konsequenzen der jeweiligen Investition

Zu diesen Schwerpunkten bieten wir Ihnen umfangreiche Beratungsleistungen an. Die wichtigsten Themen unseres Spektrums möchten wir Ihnen im Folgenden am Beispiel thermischer Kraftwerke (z. B. Gas-GuD-Kraftwerke, moderne Steinkohlekraftwerke) verdeutlichen.

Exemplarische Projektentwicklung und -bewertung bei thermischen Kraftwerken

Im Rahmen der Projektentwicklung unterstützen wir Sie u. a. bei der Auswahl und Bewertung von Standorten, z. B. hinsichtlich Netzanschluss und Netzeinbindung auf der Strom- und Gasseite, Brennstofflogistik sowie Risiken von Netzengpässen. Hierbei greifen wir auf die Erfahrung aus Projekten zum Anschluss von Kraftwerken im Umfang von einer Leistung von mehr als 30.000 MW zurück.

Modelle und Werkzeuge für die Bewertung von Kraftwerken

Zur Berücksichtigung der Unsicherheiten bei den Annahmen zur Entwicklung der relevanten Einflussfaktoren sollte die Bewertung in unterschiedlichen Energiemarktszenarien vorgenommen werden. Zu diesem Zweck steht uns ein komplexes fundamentales Strommarktmodell zur Verfügung, das für getroffene Annahmen - z. B. zu Commodity-Preisen, zur Entwicklung der Stromnachfrage oder auch zum Ausbau Erneuerbarer Energien - die Zusammensetzung und den Einsatz des Kraftwerksparks sowie (auf der Basis von Grenzkosten abgeleitete) Strompreise ermittelt. In diesen Szenarien wird jeweils der optimale Einsatz Ihres Kraftwerks ermittelt. Mit einer Businessplanung, die je nach Ihrer Anforderung in unterschiedlichen Detaillierungsgraden vorgenommen werden kann, bilden wir die Kosten und Erlöse über einen langfristigen Zeitraum von 25 oder 30 Jahren ab und gewinnen Kennzahlen zur Bewertung der Investition.

Durch die Begleitung und die Bewertung von zahlreichen Kraftwerksprojekten verfügen wir über ein umfangreiches Know-how und einen exzellenten Überblick über die aktuellen Kraftwerksprojekte in Deutschland.

Aufgrund der Höhe der Investition und den damit verbundenen Risiken werden viele Kraftwerke als Gemeinschaftskraftwerke von mehreren Unternehmen geplant. Damit können Sie als Anteilseigner die Größe Ihrer Leistungsscheibe Ihren Zielsetzungen entsprechend anpassen. In diesen Projekten stellt sich jedoch regelmäßig die Frage nach einem Modell für den Bezug sowie die Abrechnung der Stromlieferung und ggf. auch der Vermarktung. Dabei ist auch die Aufgabenverteilung zwischen einer zentralen Einheit (z. B. Kraftwerksgesellschaft, Betriebsführer) und den dezentralen Anteilseignern zu definieren. Wir beraten Sie zur Konzeption von solchen Modellen für Gemeinschaftskraftwerke und unterstützen bei der Ausgestaltung.

Abgerundet wird unser Beratungsspektrum zur Entwicklung und Bewertung von Investitionsprojekten durch die Unterstützung bei der Verhandlung von EPC-Verträgen und bei der Finanzierung.

Kraft-Wärme-Kopplung -- Fernwärmesysteme -- Regenerative Energien

Die Rahmenbedingungen für dezentrale Energiesysteme, vor allem im Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung und im Bereich der Nutzung regenerativer Energien, sind in Bezug auf gesetzliche Regelungen und die Entwicklung im Strom- und Brennstoffmarkt nach wie vor gut. Die Einflussgrößen auf die Wirtschaftlichkeit von dezentralen Anlagen waren noch nie so vielfältig und komplex. Bei der Konzeption und Optimierung von dezentralen Energiesystemen sind sich überlappende und teilweise gegenläufige Zielgrößen zu berücksichtigen. Für einen wirtschaftlich optimierten Betrieb von Anlagen ist Know-how erforderlich, welches weit über das Beherrschen der Technik hinausgeht - es ist Flexibilität, Marktkenntnis und eine Beobachtung der Energiepolitik gefragt.

Durch unser breit gefächertes Know-how sind wir in der Lage, bei Konzeptionen und Analysen dezentraler Systeme, z. B. die Einflüsse des Energie- und Steuerrechts, des Strom- und Brennstoffmarktes und die Einbindung in Strom- und Gasnetze sachgerecht zu berücksichtigen.

Unsere Beratungsleistungen passen wir individuell Ihrer Situation an:

Versorgungskonzepte - vom Grobkonzept bis zur Realisierung

• Strom- und Brennstoffpreisprognosen
• Wärmebedarfsanalysen und -prognosen
• Gegenüberstellung verschiedener Erzeugungstechnologien und -konzepte
• Modellrechnungen zur Business- und Finanzierungsplanung
• Betreuung der Umsetzung: Ausschreibung, Genehmigung, Bauüberwachung, Abnahme

Gutachten

• KWK-Gutachten für Anlagen, die nach KWKM/G/EEG einspeisen
• Bewertung von Wärmepreisen und Preismodellen
• Primärenergiefaktor nach EnEV

Kostenanalyse und Optimierung bestehender Anlagen

• Aufstellen und Analyse von Energie- und Kostenbilanzen
• Konzept einer Einsatzoptimierung der Anlagen. Analyse von Schwachpunkten  bestehender Systeme
• Benchmarking der Voll-, Betriebs- und Grenzkosten der Strom- und Wärmeerzeugung
• Ermitteln des Marktwertes des eigenerzeugten KWK-Stroms
• Ableiten von organisatorischen und technischen Maßnahmen zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit

Vermarktungsmodelle für Strom und Wärme

• Bündelung mehrerer Anlagen zu virtuellen Kraftwerken
• Netzlast- und Bezugslastoptimierung - Regelenergie
• Direktvermarktung vor Ort

Contractingmodelle

• Organisatorische und technische Optimierung bestehender Modelle
• ‚Maßgeschneiderte‘ Konzeption für neue Aufgaben mit optimierter Dienstleistungstiefe
• Verbundoptimierung verschiedener Konzepte

Seminare und Workshops

• Individuelle, auf Ihre Interessen und Bedürfnisse zugeschnittene Schulungen - u. a. zu den genannten Themen

Stadtwerke sind zunehmend bestrebt, einen Teil ihres Absatzportfolios an Endkunden durch eigene Erzeugungskapazitäten zu decken. Hauptargumente für die Eigenerzeugung sind die Verringerung der Abhängigkeit von den vier großen deutschen Stromerzeugungsunternehmen, aber auch die Absicherung gegen starke Schwankungen der Börsenpreise und die Verlängerung der Wertschöpfungskette mit zusätzlichen Gewinnchancen.

Ein eigenes Kraftwerk bzw. eine Kraftwerksbeteiligung stellt eine so genannte Realoption dar: In Abhängigkeit von den Strommarktpreisen kann jederzeit entschieden werden, ob der Strom im eigenen Kraftwerk erzeugt oder am Markt eingekauft wird. Durch die Nutzung dieser Optionalität lassen sich in der Regel insgesamt günstigere Strombeschaffungskosten realisieren. Die Beteiligung an einem oder an mehreren Kraftwerken und/oder die Errichtung eigener dezentraler Erzeugungsanlagen an geeigneten Standorten stellt somit für Stadtwerke fast schon eine Notwendigkeit dar, um im Wettbewerb bestehen zu können.

Zur Zeit befinden sich in Deutschland eine Reihe von neuen Kraftwerksprojekten in der Entwicklung, an denen sich Stadtwerke beteiligen können. Nach Abschluss der derzeitigen Neubauwelle werden im Bereich der konventionellen Kraftwerke voraussichtlich für mehrere Jahre keine neuen Kapazitäten errichtet werden. Daher ist das Thema ‚Erzeugungsmix‘ gerade im Jahr 2010 für den deutschen Markt von besonderer Bedeutung.

Mit Strategie zum optimalen Erzeugungsmix

Vor Ihrem Einstieg in die Eigenerzeugung stellen sich eine Reihe von Fragen: Welche Erzeugungskapazität (% Anteil vom Absatz) ist für Ihr Stadtwerk empfehlenswert? Welche Anteile der unterschiedlichen Energieträger sollten in einem Standarderzeugungsportfolio eines Stadtwerks vorhanden sein? Wie viel Kapital sollte für die einzelnen Erzeugungsarten gebunden werden? Was sind die zu erwartenden Trends in der Zukunft und wie können Sie diese erzeugungsseitig heute antizipieren?

Die Beantwortung dieser Fragen hängt zum einen von der Einschätzung künftiger energiepolitischer Entwicklungen, zum anderen von der individuellen Situation Ihres Unternehmens ab. Hierbei sind sowohl der erforderliche Kapitaleinsatz zu berücksichtigen, als auch bereits vorhandene Erzeugungskapazitäten sowie vorhandene lokale Potenziale für dezentrale Anlagen.

Wir unterstützen Sie bei der Ermittlung Ihres ausgewogenen individuellen Ziel-Erzeugungsportfolios durch umfangreiche Erfahrungen in der Bewertung energiewirtschaftlicher Zusammenhänge und der Erarbeitung von Zukunftsszenarien. Unter Einsatz diverser Berechnungsmodelle erarbeiten wir gemeinsam mit Ihnen Ihren optimalen Erzeugungsmix.

Fundierung durch Energiemarktszenarien

Als Grundlage für die Erarbeitung Ihrer Erzeugungsstrategie stellen wir Ihnen gerne unsere umfangreichen Erfahrungen in der Erstellung von Energiemarktszenarien zur Verfügung: Eine Betrachtung des energiepolitischen und energiewirtschaftlichen Umfeldes verdeutlicht Ihnen die Rahmenbedingungen für Ihre Entscheidung. Hierfür haben wir verschiedene Zukunftsszenarien entwickelt, in denen die wesentlichen Trends identifiziert und dargestellt werden. Dies betrifft u. a. den Ausbau der Erneuerbaren Energien, den dadurch verursachten steigenden Bedarf an schnell regelbaren Kraftwerken zum Ausgleich der fluktuierenden Einspeisungen, die Restlaufzeiten der Kernkraftwerke, die Entwicklung der Nachfrage, die Entwicklung der Brennstoff- und CO2-Preise, den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung. Diese Faktoren werden durch gesetzliche Vorgaben sowohl auf nationaler wie auch auf EU-Ebene stark beeinflusst, insbesondere durch Vorgaben zur Reduzierung der CO2-Emissionen, durch Gesetze zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Förderung Erneuerbarer Energien sowie Kraft-Wärme-Kopplung. Des Weiteren werden insbesondere die Brennstoffpreise durch die Entwicklung der weltweiten Nachfrage, die vorhandenen Reserven und Ressourcen und die Förderkapazitäten beeinflusst.

Mit unserem Rechenmodell zur Modellierung des deutschen Kraftwerksparks und der angrenzenden Länder werden auf Basis der Grenzkostentheorie aus Annahmen insbesondere zu den Brennstoff- und CO2-Preisen der künftige optimale Erzeugungsmix und hieraus resultierende Strompreise fundamental hergeleitet.

Jedoch gilt: Investitionen in Erzeugungsanlagen sind mit besonders langfristigen Amortisationsdauern verbunden, in der Regel 20 bis 40 Jahre. Über derart lange Zeiträume können verlässliche Prognosen nur eingeschränkt erstellt werden: Sie können im Wesentlichen nur Trendaussagen untermauern und Aussagen zu Chancen und Risiken generieren. Investitionen in eine bestimmte Erzeugungstechnologie sind sehr risikobehaftet, wenn sich energiepolitische Rahmenbedingungen ändern, oder die Einführung neuer Technologien zu einer ernsthaften Wettbewerbsverdrängung führt. Wir empfehlen Ihnen, einen diversifizierten Erzeugungsmix anzustreben, um der Unsicherheit bzgl. der Rahmenbedingungen möglichst gut Rechnung zu tragen.

Bewertung durch Portfoliotheorie

Eine Möglichkeit zur Bestimmung der Chancen und Risiken eines Erzeugungsmixes besteht in der Anwendung der modernen Portfoliotheorie. Dabei verfolgen wir folgende Ansätze:

• Jede Erzeugungsanlage wird im Hinblick auf ihre Wechselwirkung mit allen anderen Anlagen bewertet.
• Maßgebend sind dabei die Wahrscheinlichkeitsverteilungen der Rendite jeder Einzelanlage sowie deren wechselseitige Korrelationen.
• Entlang der Effizienzlinie - d. h. der Menge der Technologiekombinationen, bei der bei gegebenem Risiko keine höhere Portfoliorendite bzw. bei gegebener Rendite kein höheres Risiko generierbar ist - kann je nach Risikoneigung des Investors der individuell optimale Portfoliomix ermittelt werden.

Anhand der folgenden Abbildung wollen wir Ihnen eine exemplarische Analyse vorstellen, die auf unseren Erfahrungswerten basiert und das Grundmodell der Portfoliotheorie von Markowitz verwendet.

     
      

Der Erwartungswert der Portfoliorendite ist das Maß für die über einen langen Zeitraum durchschnittlich zu erwartende Wirtschaftlichkeit eines bestimmten Erzeugungsmixes. Die Portfoliostandardabweichung ist das Maß der Unsicherheit, dass der Erwartungswert im langjährigen Mittel auch tatsächlich erreicht werden kann.

Diese exemplarische Analyse führt zu folgenden grundsätzlichen Kernaussagen:

• Eine erhöhte Renditeerwartung ist in der Regel mit deutlich erhöhten Risiken (Standardabweichung/Volatilität) verbunden.
• Das Diversifikationspotenzial ist am höchsten bei Technologien mit geringen Korrelationen (Erneuerbare Energien, Pumpspeicherkraftwerke im Verhältnis zu konventionellen Kraftwerksanlagen).

Diese Betrachtung zeigt, dass der Erzeugungsmix stark abhängig ist von der Risikofreudigkeit des jeweiligen Investors. Mithin müssen Sie diese Entscheidung anhand Ihrer eigenen unternehmerischen Risikobereitschaft selbst treffen.

CO2-Footprint unterschiedlicher Erzeugungsmixe

Eine weitere Überlegung zur Ableitung eines robusten Zielportfolios besteht in der Formulierung Ihres langfristigen Zielwertes für die CO2-Emissionen aus dem eigenen Erzeugungsmix. Die meisten etablierten großen Kraftwerksbetreiber haben entsprechendeZielwerte in ihrer Erzeugungsstrategie formuliert.

Auf Basis der Überlegungen aus der Portfoliotheorie einerseits, sowie zu einem langfristig wettbewerbsfähigen CO2-Zielwert andererseits, ermitteln wir gemeinsam mit Ihnen die groben Züge Ihres individuellen Zielportfolios: Ihren fundierten Erzeugungmix der Zukunft.

In einem liberalisierten Marktumfeld stellen die Preise für Strom und andere Commodities einen bedeutenden Risikofaktor für die Energieversorgungsunternehmen dar. Das Know-how zur Modellierung von Preisen und Marktzusammenhängen entwickelt sich zum entscheidenden Wettbewerbsfaktor für Ihre Aktivitäten entlang der gesamten Wertschöpfungskette: Sie benötigen Prognosen und Simulationen von Marktpreisen als Grundlage der Marktbewertung von Assets und Verträgen für Ihre Prozesse der Langfristplanung, des Risikomanagements und der täglichen operativen Steuerung.

Diese Aufgaben erfordern unterschiedliche Modellansätze. Ökonometrische Modelle erlauben es, mit relativ geringem Parametrierungsaufwand einen Preisverlauf in seinen Charakteristika zu beschreiben. Fundamentalmodelle hingegen ermöglichen die Abbildung von Wirkungszusammenhängen der einzelnen zugrunde liegenden Faktoren und eignen sich besonders für Langfristaussagen.

Die Entwicklung der einzelnen Handelsmärkte, insbesondere des Gasmarktes, sind mit der Konzentration der Marktgebiete in 2009 einen entscheidenden Schritt vorangekommen, so dass die strukturierte Beschaffung sich zukünftig auch auf Gas ausdehnen wird. Gas wird zu einem ‚normalen Handelsgut‘, wobei der volatile Gaspreis sowohl auf die operativen Geschäfte als auch auf den Wert Ihrer Assets ausstrahlt. Damit Sie reale und virtuelle flexible Assets - wie z. B. Kraftwerke oder vertragliche Speicherbündel - adäquat bewerten können, benötigen Sie stochastische Optimierungsalgorithmen und damit auch stochastische Preismodelle.

Darüber hinaus steht das gesamte Energiesystem vor Strukturumbrüchen, die sich deutlich auf Ihre Langfristplanung, Investitionstätigkeit und daraus resultierende Wettbewerbsfähigkeit auswirken werden: Zu den Themen der politischen und wissenschaftlichen Diskussion zählen u. a. der Ausstieg aus dem Atomausstieg, die Initiative Desertec, Carbon Capture and Storage-Technologien, Elektromobilität sowie Hochspannungs-Unterseekabel in der Nordsee. Die ökonomische Bewertung dieser Herausforderungen erfordert den Einsatz von komplexen Fundamentalmodellen.

Sowohl für Ihre strategischen, investiven als auch operativen Entscheidungen stellen wir Ihnen mit unseren Marktmodellen eine solide Grundlage zur Verfügung: Mittels erprobter energieökonomischer sowie statistischer Modelle können Sie Märkte und deren Preise bzw. alle weiteren Risikofaktoren präzise beschreiben und die jeweiligen Investitionsvorhaben ökonomisch adäquat bewerten.



Wir beraten und unterstützen Sie mit Markt-Know-how, verschiedenen Modellen und case studies in allen Wertschöpfungsstufen bei den folgenden Themenfeldern:

• Marktverständnis
• Mathematische Beschreibung von unsicheren Größen
• Bewertung von Kraftwerken, Gasspeichern, Übertragungsnetzen sowie entsprechenden Verträgen und Handelsportfolios
• Konzipierung und Aufbau von Handels- und Risikomanagementsystemen
• Schulung in der Anwendung von Modellen als Unterstützung der täglichen operativen Steuerung von Assets und Verträgen
• Begleitung von Vertragsverhandlungen
• Begleitung bei der Businessplanung

Netzbetreiber, Messstellenbetreiber, Messdienstleister und Lieferanten sind gleichermaßen aufgefordert, neue Technologien einzusetzen und passende Produkte und Dienstleistungen im Bereich ‚smart metering‘ anzubieten. Die neuen ‚intelligenten‘ Zähler ermöglichen zudem den Einstieg in zukunftsweisende technische Entwicklungen und neue Geschäftsfelder im Bereich smart grids, smart home oder smart wheels.

Dies erfordert eine strategische Positionierung für das Energieversorgungsunternehmen insgesamt wie auch für die direkt betroffenen Unternehmensbereiche. Wir verfügen über konkrete Projekterfahrungen in technischen, organisatorischen, betriebswirtschaftlichen und strategischen Fragen und unterstützen Sie bei der operativen Umsetzung.

smart metering (intelligente Zähler)

Die aktuellen gesetzlichen Anforderungen und absehbaren Verschärfungen zum verpflichtenden Einsatz neuer Zählertechnik stellen Netzbetreiber bzw. Messstellenbetreiber/ Messdienstleister vor Investitionsentscheidungen, die es im Spannungsfeld von Wettbewerb, Anreizregulierung und Vertriebsanforderung zu lösen gilt. Für größere Einzelunternehmen und Kooperationen ergibt sich zudem die Frage, ob und wie durch die Überführung des Mess- und Zählerwesens in eine eigene Gesellschaft zusätzlicher Nutzen generiert werden kann. Je nach Fragestellung begleiten wir Ihre Entscheidungsfindung oder Umsetzungsprojekte, z. B. durch Simulationsrechnungen im Kontext der ARegV (Investitionszeitpunkt, Regulierungskonto, Effizienzwert), durch Geschäftsmodellentwicklung und Businessplanerstellung (Aufbau metering-Gesellschaft) oder durch Ausschreibung von EDV-Systemen oder Dienstleistungsverträgen (MeterDataManagement, Kundenportal).

Für Lieferanten besteht die gesetzliche Verpflichtung, ab 2010 zeit-/lastvariable Tarife und eine unterjährige Strom- und Gasabrechnung anzubieten. Mit den neuen Zählern bieten sich vielfältige Möglichkeiten zur Differenzierung von Energieprodukten, Ausdehnung des Vertriebsgebietes und zur Erbringung von zusätzlichen Dienstleistungen. Daraus ergeben sich neue Aufgaben im Bereich Zielkundenauswahl, Tarifgestaltung, Technologieanforderung und Energiebeschaffung. Wir begleiten Ihre Entscheidungsfindung oder Umsetzungsprojekte, z. B. durch den Einsatz von Simulationstools (Lastganggenerator, Lastgangbewertung, Tarifvergleich), durch Optimierung der Beschaffungsstrategie oder durch Entwicklung von neuen Geschäftsfeldern.

smart grids (intelligente Netze)

Durch die Zunahme dezentraler Erzeugungsanlagen mit stark schwankender Einspeisung bei gleichzeitiger Regulierung der Netzkosten ergeben sich neue Herausforderungen im Bereich Netzlastmanagement. Die neuen Zähler ermöglichen die Gewinnung zeitnaher und detaillierter Informationen über die Belastungssituation im (Teil-)Netz und ermöglichen die gezielte Steuerung von Verbrauchern und Erzeugern. Bei einer ausreichenden Anzahl installierter Zähler kann dies positive Effekte auf die Höhe der Netzkosten und die Sicherstellung der Netzstabilität erzielen.

Wir unterstützten Sie dazu im Bereich der (Ziel-)Netzplanung, der Instandhaltungsstrategie und der Netzbetriebsoptimierung sowie beim Netzanschluss dezentraler Erzeuger.

smart wheels (Elektromobilität)

Durch die Einbindung von Batteriespeichern (Elektroautos) in das Last- und Erzeugungsmanagement des Energieversorgers und das Angebot entsprechender Stromprodukte für Endkunden ergeben sich neue Optionen für Netzbetreiber und Stromlieferanten. Die Lade-/Entladesteuerung und die Erfassung der zugehörigen Strommengen sind mit Hilfe der neuen Zählertechnik grundsätzlich möglich.

Wir unterstützen Sie im Zusammenhang mit Elektromobilität insbesondere zu den Themen Erzeugung, Beschaffung und Kalkulation von „Fahrstrom“ sowie zu Fragen des Netzzugangs und Netzausbaus für mobile Zielpunkte.

smart home (Sicherheits- und Komfortdienstleistungen)

Mit ‚smart home‘ ist eine Vielzahl möglicher Produkte und Dienstleistungen gemeint, die aus Vertriebssicht die Refinanzierung der Zähler-/Kommunikationstechnik und die Kundenbindung erhöhen können. Mit Hilfe der neuen ‚intelligenten‘ Zähler und entsprechender gateways wird der Zugang zum häuslichen Stromverteilnetz ermöglicht und damit zur Basis u. a. für energienahe Dienstleistungen, die im Zusammenhang mit dem Thema Energieeffizienz zukünftig immer mehr an Bedeutung gewinnen werden.

Wir unterstützen Sie bei der Entwicklung von Energieberatungsprodukten für Haushalte und Gewerbe.

Um die Anforderungen des Energiewirtschaftsgesetzes zur Entflechtung umzusetzen, haben sich die meisten Netzbetreiber bisher für die Gründung einer so genannten ‚kleinen Netzgesellschaft‘ entschieden. Das Anlagevermögen wird gepachtet und der wesentliche Teil des operativen Betriebes über Dienstleistungsverträge meist vom eigenen Mutterunternehmen beauftragt.




Die regulatorischen Rahmenbedingungen sowie die Regulierungspraxis der Bundesnetzagentur führen jedoch inzwischen dazu, dass sich die Umsetzung der Entflechtungsbestimmungen im Pacht- und Dienstleistungsmodell zukünftig nachteilig auswirken kann. Sie stehen also vor der Aufgabe, sich für die Zukunft neu zu positionieren.

Da bereits das Jahr 2010 für Gasnetzbetreiber bzw. 2011 für Stromnetzbetreiber als Basisjahr der nächsten Kostenprüfung dient, ist es von entscheidender Bedeutung, die Weichen schon heute zu stellen, um mit der richtigen Entflechtungsvariante in die nächste Regulierungsperiode zu gehen.

Neue Hürden: Betriebs- und Personalkosten

Die bisherigen Kostenprüfungen der Bundesnetzagentur waren stark auf den Kapitalkostenteil fokussiert. Nachdem in diesem Bereich zu fast allen Punkten Entscheidungen vom Bundesgerichtshof vorliegen, ist davon auszugehen, dass in der kommenden Kalkulation einer der Prüfungsschwerpunkte auf den Betriebskosten bzw. Dienstleistungsentgelten liegen wird. Hierbei fordert die Bundesnetzagentur regelmäßig den Nachweis der Marktgerechtigkeit. Können Sie diesen nicht erbringen, besteht die Gefahr, dass sich über pauschale Kürzungen u. U. deutlich höhere Risiken im Vergleich zu einem umfänglichen Kostennachweis ergeben.

Nach § 11 Abs. 2 ARegV sind ferner Personalzusatzkosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten anzusehen; diese Kosten werden demnach von Kürzungen nach der Regulierungsformel ausgenommen. Während in der ersten Regulierungsperiode diese Kosten noch umfänglich sowohl für die Netzgesellschaft als auch für deren Dienstleister anerkannt wurden, beabsichtigt die Bundesnetzagentur jetzt, diese Positionen zukünftig nur noch in den Fällen als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten zu betrachten, in denen die entsprechenden Mitarbeiter auch arbeitsvertraglich in der Netzgesellschaft beschäftigt sind.

Strategische Positionierung

Die Ausgestaltung des Unbundlings in Ihrem Unternehmen hat erhebliche wirtschaftliche Auswirkungen auf die nächste Kostenprüfung und damit die Netzentgelte in der zweiten Regulierungsperiode. Die unterschiedlichen Konstruktionsmöglichkeiten einer Netzgesellschaft sind individuell zu prüfen und hängen entscheidend von der Struktur Ihres Unternehmens ab.

Uns ist wichtig, die Effekte nicht nur qualitativ zu beschreiben, sondern zu quantifizieren. BET hat ein Bewertungsmodell entwickelt, das Ihnen die strategische Positionierung erleichtert und die wirtschaftlichen Auswirkungen transparent aufzeigt. Einzelne Effekte werden bewertet und mit ihren Wechselwirkungen in einen Gesamtkontext gestellt. So ist oft nicht nur der Netzbetrieb der regulierten Sparten betroffen, sondern auch andere Teile des Unternehmens.

Wir stehen Ihnen bei Ihrer Entscheidungsfindung mit unserer langjährigen Erfahrung als Lotse durch den Regulierungsdschungel gerne zur Seite.

Das Jahr 2009 war auch für die Energie- und Wasserversorger ein schwieriges Jahr. Die Wirtschaftskrise führte zu sinkenden Absatzmengen und Kundenverlusten. Im Gegenzug hat die Intensität des Wettbewerbs auf vielen Märkten weiter deutlich zugenommen. Durch die historischen Höchststände der Beschaffungskosten für Strom und Gas im Jahr 2008 sind diese Effekte noch verschärft worden. Viele Unternehmen haben daher mit teilweise erheblichen Gewinneinbrüchen zu kämpfen.

Umso mehr sind Sie gezwungen, Ihre bisherigen Strategien kritisch zu hinterfragen und Konzepte zu entwickeln, wie Sie sich zwischen Anreizregulierung und dynamischem Wettbewerb zukünftig positionieren wollen:

• Kann ich als kommunaler Energiedienstleister vor Ort mit einem umfassenden Leistungsspektrum wie bisher weiter bestehen?
• Muss ich mich auf bestimmte Kernkompetenzen beschränken und in anderen Bereichen mit Partnern kooperieren oder outsourcen?
• Habe ich die kritische Größe oder muss ich durch einen Konzessionserwerb oder eine Geschäftsfelderweiterung im Umland expandieren?

Die Vielschichtigkeit der Themengebiete verlangt nach einem strukturierten Vorgehen. Zwei Dinge sind zu tun:

1. Analyse der Energiemarkt- und ihrer Wettbewerbssituation

BET hat einen systematischen und umfassenden Analyseansatz entwickelt, um Ihre Strategieformulierung vorzubereiten.

Marktumfeldanalyse: Im ersten Schritt diskutieren wir mit Ihnen zunächst die Trends und Entwicklungen in den Energiemärkten mit ihren politischen, regulativen, ökonomischen, technischen und sozialen Hintergründen.

Wettbewerbsanalyse: Im zweiten Schritt analysieren wir auf Ihr Unternehmen zugeschnitten einerseits die Märkte und andererseits die Wettbewerber (regional und überregional).

Positionsanalyse: Im dritten Schritt unterziehen wir Ihre wesentlichen Bereiche einem Benchmarking, um heraus zu finden, ob und in welchem Maße sich Ihre Prozesse und Prozesskosten vom Wettbewerb unterscheiden.

SWOT-Analyse: Im vierten Schritt stellen wir für jeden betrachteten Bereich die Stärken, die Schwächen, die Chancen und die Risiken gegenüber, um die strategische Frage nach der Weiterentwicklung des jeweiligen Bereichs zu fundieren.

                    

2. Entwicklung einer Strategie zur Verbesserung Ihrer Wettbewerbssituation

Basierend auf den Erkenntnissen der Analyse formulieren wir mit Ihnen gemeinschaftlich die Unternehmens- und Geschäftsfeldstrategie, entwickeln das entsprechende Geschäftsmodell und planen konkrete Maßnahmen zur Stärkung oder zum Ausbau einzelner Bereiche bzw. zur Auslagerung oder Kooperation anderer Bereiche, um erfolgreich die Marktchancen zu nutzen und die Marktrisiken zu managen.

Wir entwickeln mit Ihnen und Ihren Fachleuten ein umsetzungsfähiges und zielführendes Implementierungskonzept mit Maßnahmen, Zeitplanung und Kriterien zur Erfolgsmessung. Wir begleiten Ihre Fachleute konstruktiv bei der operativen Umsetzung der Maßnahmen und lassen uns gerne am praktischen Erfolg messen.

Aufgrund unserer langjährigen und umfassenden Beratungserfahrung in der Energieund Wasserversorgung haben wir einen exzellenten Überblick über den Energiemarkt und die Leistungsfähigkeit des Wettbewerbs. Unsere ausgewiesenen Spezialisten - viele davon mit langjähriger EVU-Berufserfahrung - unterstützen Sie in allen strategischen, technischen, kaufmännischen und organisatorischen Fragestellungen aus allen Sparten und Wertschöpfungsstufen.

Februar 2010

Wir laden Sie herzlich ein, während der E world energy & water 2010 mit dem BET-Beraterteam ins Gespräch zu kommen. Unser Messestand befindet sich in Halle 3 mit der Standnummer 3-544 (Hallenplan).

Die BET-Berater/-innen freuen sich darauf, mit Ihnen einige der Schwerpunktthemen des Jahres 2010 zu diskutieren, wie z.B.

• die Sicherstellung eines optimalen Erzeugungsmixes
• die Entwicklung einer aktiven Handlungsstrategie im Hinblick auf die zweite Regulierungsperiode
• die notwendigen Re-Organisationsprozesse z. B. im Netzbetrieb
• Herausforderungen für die Wasserwirtschaft
• die strategische Positionierung zu Trendthemen wie Rekommunalisierung oder Smart Grids/Metering/Energy.

An allen drei Messetagen reservieren wir Ihnen gerne einen Gesprächstermin.

Im Kongressprogramm zur Messe organisiert BET eine Konferenz zum Thema Erzeugungsmix der Zukunft: Lesen Sie das Programm; melden Sie sich hier an.

Wir freuen uns auf Ihren Besuch.