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