Burkhard Pedell, André Schwihel, Investitionscontrolling in der Energiewirtschaft in:

Controlling, page 585 - 592

CON, Volume 20 (2008), Issue 11, ISSN: 0935-0381, ISSN online: 0935-0381, https://doi.org/10.15358/0935-0381-2008-11-585

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Investitionscontrolling in der Energiewirtschaft Auswirkungen regulatorischer Vorgaben auf Investitionsplanung und -steuerung Burkhard Pedell und Andre´ Schwihel Prof. Dr. Burkhard Pedell ist Inhaber des Lehrstuhls Controlling an der Universität Stuttgart. Dipl.-Kfm. Andre´ Schwihel ist Leiter Unternehmensentwicklung bei der Erdgas Südbayern GmbH, München. Die Unternehmen der deutschen Energiewirtschaft sehen sich derzeit mit schwierigen Investitionsentscheidungen konfrontiert. Auf der einen Seite erfordern die räumliche Verlagerung von Erzeugungsschwerpunkten sowie der starke Zuwachs an Einspeisungen durch erneuerbare Energien mittelund langfristig eine grundlegende Neugestaltung der Netzinfrastruktur, was milliardenschwere Investitionen in die Modernisierung, den Ausbau und die Restrukturierung der Netze und Leitungen erfordert. Auf der anderen Seite sorgen insbesondere regulatorische Eingriffe sowie der zunehmende Wettbewerb für eine erhöhte Planungsunsicherheit in Bezug auf Rendite und Amortisation der notwendigen Investitionen. Der folgende Beitrag zeigt mit Bezug auf das Beispiel der Erdgas Südbayern GmbH (ESB) wie das Investitionscontrolling sowohl konzeptionell als auch informationstechnisch an die veränderten Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft angepasst werden kann. Die entwickelten Lösungsansätze lassen sich grundsätzlich auch auf andere Branchen übertragen, in denen regulatorische Eingriffe im Hinblick auf die Preissetzung von größerer Bedeutung sind. 1. Ausgangssituation Angetrieben von der Zielsetzung der Europäischen Union (EU), durch eine Liberalisierung der europäischen Strom- und Gasmärkte die Energiepreise nachhaltig zu senken und die Wettbewerbsfähigkeit des Wirtschaftsraums zu erhöhen, vollzieht sich seit Ende der 90er Jahre auf den Strom- und Gasmärkten ein kontinuierlicher Strukturwandel. Waren die Märkte bis dato nach innen überwiegend monopolartig organisiert, nach außen weitgehend abgeschottet sowie in einigen Ländern von hohen Staatsanteilen geprägt, haben sie mittlerweile wesentlich stärker wettbewerbsorientierte Strukturen erhalten. Treiber des europäischen Liberalisierungsbestrebens waren die bereits im Jahre 2003 verabschiedeten Beschleunigungsrichtlinien (2003/54EG und 2003/55/EG), welche alle EU-Mitgliedstaaten ab dem 1. Juli 2007 zu einer vollständigen Marktöffnung, zur Einführung eines regulierten Netzzugangs, zur Einrichtung von Regulierungsbehörden sowie zu zusätzlichen Entflechtungsmaßnahmen verpflichteten. Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes sowie einer flankierenden Verabschiedung neuer Verordnungen zur Regelung des Netzzugangs und des Netzanschlusses in den Bereichen Strom und Gas wurden die europäischen Vorgaben in nationales Recht umgesetzt. Hierdurch wurden die Energieversorgungsunternehmen (EVU) zu einer organisatorischen, gesellschaftsrechtlichen und entscheidungsbezogenen Entflechtung („Legal Unbundling“) des Netzbetriebs von den wettbewerbsorientierten Bereichen Erzeugung und Vertrieb verpflichtet. Darüber hinaus müssen die EVU ihre Netze allen Wettbewerber diskriminierungsfrei gegen ein angemessenes Entgelt zugänglich machen, welches von der Bundesnetzagentur (BNetzA) ex-ante genehmigt werden muss. Um zusätzliche Anreize für Effizienzsteigerungen zu schaffen, wurde darüber hinaus zum 01.01.2009 die Einführung einer Anreizregulierung festgeschrieben. Controlling, Heft 11, November 2008 585 Für die Energieversorger, welche es aufgrund der relativ hohen Planungssicherheit in der Vergangenheit vielfach als ausreichend erachteten, Investitionsentscheidungen mit Hilfe von statischen Investitionsrechenverfahren zu treffen, resultiert hieraus die Notwendigkeit, sowohl ihre bestehenden Investitionskalküle als auch ihre Investitionsplanungsprozesse zu überprüfen und ggf. an die neuen Rahmenbedingungen anzupassen. Wie dies in der Praxis umgesetzt werden kann, wird im Folgenden analysiert, wobei zunächst notwendige Anforderungen an das Investitionscontrolling abgeleitet und anschließend Lösungsansätze sowohl für die konzeptionelle als auch die informationstechnische Ausgestaltung aufgezeigt werden. 2. Veränderte Anforderungen regulatorischer Vorgaben an das Investitionscontrolling Die neuen Vorschriften des Legal Unbundling verlangen eine für die Wertschöpfungsstufen Netz und Vertrieb sowohl organisatorisch als auch informationell getrennte Investitionsbewertung. Daneben konfrontiert insbesondere die anstehende Umstellung der kostenorientierten Regulierung auf ein System der Anreizregulierung die Energieversorger mit neuen konzeptionellen Anforderungen und zusätzlichen Risiken. Im Juni 2007 hat das Kabinett die Einführung einer Anreizregulierung für Energieversorgungsnetze zum 1.1.2009 verabschiedet. Ziel der Änderung des Regulierungssystems ist es, durch die Festlegung einer Erlösobergrenze Anreize für Effizienzsteigerungen zu schaffen. Die Festlegung der Erlösobergrenze basiert unter anderem auf einer vorab durchgeführten Kostenprüfung und knüpft damit an das bislang bestehende Regulierungssystem an. Die Erlösobergrenze wird jedoch im Laufe der Zeit abgesenkt, wobei die individuellen Vorgaben aus einem Benchmarking der Netzbetreiber abgeleitet werden. Gewinne, die aus Effizienzsteigerungen während einer Regulierungsperiode über die Vorgaben hinaus resultieren, verbleiben beim Netzbetreiber. Die residualen Ansprüche und Risiken liegen damit deutlich stärker als bislang beim Netzbetreiber. Durch die Länge einer Regulierungsperiode von fünf Jahren und den zeitlichen Vorlauf von Kostenprüfungen können erhebliche zeitliche Verschiebungen zwischen Investitionsauszahlungen und Berücksichtigung in der Erlösobergrenze auftreten. Die bei der Ermittlung der Erlösobergrenze angewandete Regulierungsformel bildet neben generellen Faktoren, wie der allgemeinen Geldentwertung und dem sektoralen Produktivitätsfortschritt, auch individuelle Faktoren des einzelnen Netzbetreibers, wie die jeweilige Versorgungsaufgabe (Erweiterungsfaktor) ab und enthält Zu- oder Abschläge für die Netzzuverlässigkeit und -leistungsfähigkeit (Qualitätselement). Für Verteilnetzbetreiber sieht die Anreizregulierungsverordnung (ARegV) im Fall von nachhaltigen Veränderungen der Versorgungsaufgabe innerhalb einer Regulierungsperiode die Möglichkeit einer Anpassung der Erlösobergrenze über einen Erweiterungsfaktor vor. Eine nachhaltige Änderung der Versorgungsaufgabe liegt dann vor, wenn sich einer (oder mehrere) der folgenden Parameter dauerhaft und in erheblichem Umfang ändert: Fläche des versorgten Gebietes, Anzahl der Anschlusspunkte in Stromversorgungsnetzen bzw. der Ausspeisepunkte in Gasversorgungsnetzen, Jahreshöchstlast oder sonstige von der Regulierungsbehörde nach § 32 Abs. 1 Nr. 3 ARegV festgelegte Parameter. Für die Unternehmen der Energiewirtschaft, die sich seit jeher durch eine hohe Kapital- und Fixkostenintensität auszeichnen, sind die skizzierten Ver- änderungen der rechtlichen Rahmenbedingungen mit einer erheblichen Zunahme von Risiken verbunden, insbesondere hinsichtlich Auslastung und Amortisation. Darüber hinaus erfordern es die neuen Unbundling-Vorschriften, die Auswirkungen von Investitionsentscheidungen auf die Wertschöpfungsstufen Netz und Vertrieb zukünftig nicht mehr integriert, sondern unabhängig und getrennt voneinander zu erfassen. 3. Ansätze für ein Investitionscontrolling in der Energiewirtschaft Die skizzierten Entwicklungen führen dazu, dass die Netzbetreiber nicht mehr ohne Weiteres davon ausgehen können, eine angemessene Rendite auf das von ihnen investierte Kapital zu erwirtschaften. Für das Investitionscontrolling bedeutet dies, dass sowohl die zeitliche Planung der Rückflüsse als auch der Umgang mit Risiken, insbesondere mit regulatorischen Risiken, unterstützt werden müssen. Dies umfasst die Abbildung der Risiken im Investitionskalkül und insbesondere auch Simulationen und Szenarioanalysen zur Risikoabschätzung. Zum aktuellen Zeitpunkt ist dies umso wichtiger, als bislang keine Erfahrungen mit der Anreizregulierung gesammelt werden konnten und die Unsicherheit bei einzelnen Gestaltungsparametern daher noch relativ hoch ist. In der Folge sind statische Investitionskalküle als Planungsgrundlage immer weniger für die Fundierung von Investitionsentscheidungen geeignet. Vielmehr ist eine zahlungsbasierte, dynamische Investitionsrechnung erforderlich, welche den zeitlichen Anfall der Zahlungen und die bestehenden Risiken adäquat abbildet (zur kapitaltheoretischen Sichtweise im Zusammenhang mit der Regulierung von Energiemärkten vgl. Küpper/Pedell, 2005, S. 3 ff.). Letztere können grundsätzlich durch das Aufstellen mehrerer Szenarien und Abschätzung ihrer jeweiligen Wahrscheinlichkeit erfasst werden. Üblicherweise werden entweder durch Abschläge von den Zahlungsüberschüssen Sicherheitsäquivalente von Wahrscheinlichkeitsverteilungen gebildet und mit risikolosen Zinssätzen diskontiert oder die Erwartungswerte der Wahrscheinlichkeitsverteilungen werden mit risikoangepassten Zinssätzen abgezinst (vgl. Ballwieser, 2007, S. 65). Die vorgegebene Entflechtung erfordert darüber hinaus je nach Entflechtungsgrad bei den Netzbetreibern eine rechnerische Trennung zwischen Netz- und Vertriebsbereich mit entsprechenden Implikationen für Kostenallokationen und 586 Controlling, Heft 11, November 2008 Controlling-Wissen Verrechnungssystematiken. Im Folgenden werden vor diesem Hintergrund Elemente sowohl eines netzbezogenen als auch eines vertriebsbezogenen Investitionscontrollings entwickelt. Der Betrachtungshorizont hängt jeweils von der Bindungsdauer der Investitionsentscheidungen ab. Im netzbezogenen Investitionscontrolling, bei dem in erster Linie Investitionen in Sachanlagen mit sehr langen Nutzungsdauern betrachtet werden, ist er in der Regel deutlich länger als im vertriebsbezogenen Investitionscontrolling, bei dem Investitionen zur Verbreiterung der Kundenbasis im Vordergrund stehen. Während beim netzbezogenen Investitionscontrolling zu beachten ist, dass die mit den Kommunen geschlossenen Konzessionsverträge kürzere Laufzeiten haben als die Nutzungsdauern vieler Anlagen und damit das Risiko der Nicht-Verlängerung besteht, ist beim vertriebsbezogenen Controlling vor allem das zunehmende Fluktuationsrisiko der neu akquirierten Kunden zu berücksichtigen. Netzbezogenes Investitionscontrolling ) Nominale und effektive Rendite im Netzbereich Bei der Beurteilung von Netzinvestitionen ist zwischen unterschiedlichen Renditegrößen zu unterscheiden: Die vom Regulierer zugestandene nominale Rendite beruht auf einer Schätzung der Kapitalkosten durch den Regulierer. Für Strom- und Gasnetze hat die BNetzA am 7. Juli 2008 einen einheitlichen Eigenkapitalzinssatz von 9,29% vor Steuern für Neuinvestitionen und von 7,56% für Altanlagen festgelegt, wobei nach § 14 Abs. 2 ARegV bei der Kostenbestimmung für den Effizienzvergleich der Eigenkapitalzins mit 40% zu gewichten ist und von den 60% des Fremkapitals 25 Prozentpunkte auf unverzinsliches Fremdkapital entfallen, was nach Auslegung der BNetzA bedeutet, dass diese mit einem Zinssatz von Null anzusetzen sind. Davon zu unterscheiden ist die daraus resultierende effektive Rendite von Netzinvestitionen, die deutlich darunter liegen kann, wenn Investitionen nur mit zeitlicher Verzögerung oder nicht in vollem Umfang in die Ermittlung der Erlösobergrenze eingehen, wie in den folgenden beiden Abschnitten gezeigt wird. Während die BNetzA undifferenziert für alle Unternehmen einen einheitlichen Eigenkapitalzinssatz anwendet, ist für die Investitionsentscheidung des einzelnen Netzbetreibers selbstverständlich dessen individueller, für den Netzbereich spezifischer Eigenkapitalkostensatz maßgeblich. Dieser spezifische Eigenkapitalkostensatz hängt vom individuellen Geschäftsrisiko sowie von der individuellen Kapitalstruktur ab. Für den einzelnen Netzbetreiber ist eine Netzinvestition nur dann vorteilhaft, wenn die effektive Rendite im Netzbereich seinen individuellen Kapitalkostensatz übersteigt. ) Zeitliche Berücksichtigung von Investitionen Bei der Berücksichtigung von Investitionen in der Erlösobergrenze im Rahmen der Anreizregulierung besteht eine Reihe von zeitlichen Verwerfungen, die dazu führen, dass die effektive Rendite unter der nominalen von der BNetzA zugestandenen Rendite liegt. Erstens wurden Anlagen bislang erst nach Inbetriebnahme bei der Ermittlung der Erlösobergrenze berücksichtigt, d. h., Anlagen im Bau wurden nicht verzinst. Bei einer konsistenten Regulierung müssen die Investitionen entweder während der Bauphase bereits in die Erlösobergrenze eingehen (dieser Auffassung folgt der Bundesgerichtshof in seinem Beschluss vom 14. August 2008 – KUR 39/07) oder während der Bauphase bis zur Inbetriebnahme aufgezinst und dann mit dem entsprechend höheren Betrag bei der Erlösobergrenze berücksichtigt werden. Ansonsten liegt die effektive Rendite auf die Investitionen des Netzbetreibers unter der nominalen Rendite, die vom Regulierer nur auf die regulatorische Kapitalkostenbasis zugestanden wird (vgl. Pedell, 2006, S. 95 ff.). Zweitens werden Investitionen, die nach dem für die Kostenprüfung herangezogenen Basisjahr (vorletztes Jahr vor der fünfjährigen Regulierungsperiode) getätigt werden, zum Teil erst bei der darauf folgenden Regulierungsperiode berücksichtigt. Dies bedeutet eine Verzögerung der Übernahme in die Erlösobergrenze von bis zu 7 Jahren. Selbst wenn die Investitionen dafür am Ende ihrer Nutzungsdauer entsprechend länger berücksichtigt werden, führt diese zeitliche Verschiebung aufgrund des negativen Barwerteffekts zu einer erheblichen Absenkung der effektiven Rendite (zu numerischen Beispielen vgl. Ballwieser, 2008). ) Berücksichtigung von Regulierungsrisiken Bei der Berücksichtigung von Regulierungsrisiken im netzbezogenen Investitionscontrolling sind vor allem zwei Aspekte von zentraler Bedeutung: (1) Wie wirkt sich das Regulierungssystem auf das systematische Risiko des Netzbetreibers aus, welches über den Betafaktor abgebildet wird? (2) Wie kann ein asymmetrisches Risiko von Unterrenditen, dem keine entsprechende Chance auf Überrenditen gegenübersteht, angemessen berücksichtigt werden? Der erste Aspekt ist aktuell vor allem deshalb von Interesse, weil sich die Frage stellt, ob der Übergang von einem relativ eng an den Kosten orientierten Regulierungssystem zu einem deutlich stärker anreizorientierten Regulierungssystem für die Netzbetreiber mit einem Anstieg des systematischen Risikos verbunden ist. In einem System der Anreizregulierung sind die residualen Ansprüche und Risiken der Netzbetreiber höher als in einem sehr eng an den Kosten orientierten System, was regelmäßig zu deutlicher ausgeprägten Renditeschwankungen führen dürfte. Ob diese Renditeschwankungen mit dem allgemeinen Marktrisiko korrelieren und die Eigenkapitalkosten erhöhen, ist eine Frage, die sich letztlich nur empirisch beantworten lässt. Die umfangreichste Untersuchung dieser Thematik wurde von Alexander, Mayer und Weeds (1996) im Rahmen einer Weltbankstudie mit 133 Unternehmen aus 19 Ländern durchgeführt. Dabei stellten sie über alle untersuchten Branchen (Strom, Gas, Wasser, Telekommunikation) hinweg fest, dass die Betafaktoren von Unternehmen in Pedell/Schwihel, Investitionscontrolling in der Energiewirtschaft Controlling, Heft 11, November 2008 587 Regulierungssystemen mit stark ausgeprägten Anreizen deutlich höher sind als in Systemen mit schwachen Anreizen. Dies impliziert, dass der anstehende Systemwechsel in der Regulierung der deutschen Energienetzbetreiber mit einem Anstieg des systematischen Risikos verbunden sein dürfte. Dieser Strukturbruch bedeutet in der Konsequenz insbesondere auch, dass aufgrund von Vergangenheitsdaten der Netzbetreiber geschätzte Eigenkapitalkosten nur sehr bedingt Rückschlüsse auf die gegenwärtigen und zukünftigen Kapitalkosten zulassen, die für Investitionsentscheidungen maßgeblich sind. Der zweite Aspekt adressiert die Fragestellung, ob im Regulierungssystem einseitige Risiken von Unterrenditen angelegt sind, denen keine entsprechenden Chancen auf Überrenditen gegenüberstehen, die also dazu führen, dass die Netzbetreiber erwarten, im Durchschnitt Unterrenditen zu erwirtschaften (vgl. Kolbe/Tye/Myers, 1993; Pedell, 2006, S. 40 ff.). Asymmetrische Regulierungsrisiken können insbesondere durch ein Benchmarking an der Effizienzgrenze, durch modellbasierte Effizienzprüfungen sowie durch das Unterstellen einer vollen Kapazitätsauslastung bei der Entgeltberechnung auftreten (vgl. Pedell, 2007). Auch die oben dargestellten zeitlichen Verwerfungen lassen sich im Grunde genommen bereits als ein derartiges asymmetrisches Regulierungsrisiko interpretieren. Am anschaulichsten lassen sich die Auswirkungen asymmetrischer Regulierungsrisiken am stark vereinfachten Beispiel einer einzelnen Investition erläutern, die der Regulierer aufgrund einer Effizienzprüfung nicht vollständig akzeptiert und die daher keine vollständige Berücksichtigung in der Erlösobergrenze findet. Ein Zahlenbeispiel zeigt den grundlegenden Wirkungsmechanismus: Ein (der Einfachheit halber risikoneutraler) Netzbetreiber mit einem Kapitalkostensatz von 10% investiert 100,- c. Mit einer Wahrscheinlichkeit von 50% erwartet er, dass die gesamte Investition vom Regulierer anerkannt wird, und mit einer Wahrscheinlichkeit von 50%, dass der Regulierer 10% der Investition aufgrund einer Effizienzprüfung nicht berücksichtigt. Die Rendite x, welche erforderlich ist, damit der Netzbetreiber erwarten kann, im Durchschnitt eine Rendite von 10% auf das von ihm investierte Kapital zu erwirtschaften, berechnet sich in diesem Fall nach der Gleichung 0.5 × 100 × (1 + x) + 0.5 × (100 – 10) × (1 + x) = 100 (1 + 0.1) und liegt bei 15,79%, im realistischen Fall eines risikoaversen Netzbetreibers wäre diese noch höher. Das Beispiel ist stark vereinfacht, zeigt aber, dass unter Umständen Anpassungen in erheblicher Größenordnung erforderlich sind, um ein asymmetrisches Regulierungsrisiko zu kompensieren. Ein asymmetrisches Regulierungsrisiko kann beispielsweise auch durch eine inkonsistente Methodenhandhabung im Zeitablauf verursacht werden. Bei der Bestimmung der Parameter, welche in den gewogenen Kapitalkostensatz eingehen, ist dies besonders augenfällig. Wird beispielsweise der Kapitalkostensatz von der BNetzA auf Basis des Durchschnitts der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten der letzten 10 Jahre festgelegt, so führt diese zeitliche Glättung in Zeiten hoher Zinsen zu einer zugestandenen Rendite unter dem aktuellen Wert, in Zeiten niedriger Zinsen über dem aktuellen Wert. Entscheidend ist daher, dass die Erhebungsperiode in Zeiten niedriger Zinsen nicht verkürzt wird, was zu einer Absenkung der durchschnittlichen Rendite führen würde. So lange keine Erfahrungen mit der Regulierung über einen längeren Zeitraum bestehen, dürften die Netzbetreiber in diesem Punkt ein asymmetrisches Risiko wahrnehmen, welches allerdings durch die Festschreibung des Verfahrens in der Strom- und Gasnetzentgeltverordnung reduziert wird. Der Netzbetreiber wird bei seinen Investitionsentscheidungen ohnehin den aktuellen Wert bzw. die für die Zukunft erwarteten Werte zugrunde legen. Vertriebsbezogenes Investitionscontrolling Auch auf der Vertriebsseite resultieren für die Energieversorgungsunternehmen aus den Veränderungen der energierechtlichen Rahmenbedingungen neue Anforderungen an die Investitionsrechnung. So fördert die Absenkung von Markteintrittsbarrieren gebietsübergreifenden Wettbewerb sowie den Markteintritt neuer (vielfach auch ausländischer) Konkurrenten, woraus insbesondere für kleinere Weiter- und Endverteiler neue Wettbewerbsrisiken resultieren. Diese Absatz- und Margenrisiken werden von den derzeit hohen Ölpreisnotierungen sowie den gesetzlichen Neuregelungen im Bereich der erneuerbaren Energien (EEG- Novelle und Erneuerbare-Wärme-Gesetz) verstärkt, da hierdurch sowohl alternative Energieträger als auch Energieeffizienzmaßnahmen an wirtschaftlicher Attraktivität gewinnen. Für die Energieversorger resultiert hieraus die Notwendigkeit, diese zusätzlichen Risiken in ihren Investitionsrechnungen zu berücksichtigen (zur übergeordneten Verzahnung von Risikomanagement und Strategieentwicklung vgl. Pedell/Schwihel, 2004). Da sich der Substitutions- und der Anbieterwettbewerb sowohl in den einzelnen Kundensegmenten als auch in den einzelnen Investitionsprojekten sehr unterschiedlich entwickeln kann, sollte eine differenzierte Risikoberücksichtigung angestrebt werden. Diese kann entweder in Form von kundensegmentspezifischen Sicherheitsabschlägen in den Cashflows oder durch differenzierte Risikozuschläge im Kapitalkostensatz realisiert werden. Dabei bietet es sich an, die Risiken mittels Szenario- Analysen durch einen Rückgriff auf die Erfahrungen aus bereits länger liberalisierten Vergleichsmärkten zu quantifizieren. Da in der Vergangenheit ein Wechsel des Anbieters aufgrund der bestehenden Demarkationsgebiete kaum möglich war, konnten Vertriebs- und Marketingaufwendungen über einen langen Zeitraum amortisiert werden. Insofern beschränkten sich Energieversorger in ihren statischen Investitionskalkülen oftmals nur auf die Erfolgsgröße des Rohertrags (Differenz zwischen Umsatzerlösen und Energiebezugskosten), d. h., Vertriebs- und Marketingaufwendungen wurden nur impli- 588 Controlling, Heft 11, November 2008 Controlling-Wissen zit über Renditevorgaben in die Betrachtung mit einbezogen. In liberalisierten Märkten, auf denen Kunden nach Ablauf ihrer Vertragslaufzeit den Anbieter frei wechseln können, greift diese Vorgehensweise zu kurz, da hierdurch nur schwer gewährleistet werden kann, dass die tatsächlichen Marketing- und Vertriebsaufwendungen über die Vertragslaufzeit amortisiert werden. Da sich auf Grund des steigenden Substitutionswettbewerbs die Neuanschlüsse im eigenen Stammversorgungsgebiet bei vielen Versorgern rückläufig entwickeln, die Kundenakquisition in fremden Gebieten aufwändig ist und nach den Unbundling-Vorgaben Vertriebskosten aufgrund ihrer abnehmenden Genehmigungsfähigkeit in der regulatorischen Kostenprüfung nicht mehr ohne weiteres dem Netz anteilig angelastet werden können, gewinnen sie im Vertriebsbereich zusätzlich an Bedeutung. Es ist deshalb sinnvoll, sie in die angewandten Investitionsrechnungen zu integrieren, was einen Übergang auf eine deckungsbeitragsorientierte Rechnung erfordert. Eine derartige Betrachtung ermöglicht es, sowohl die Profitabilität einzelner Kunden bzw. von Investitionsprojekten in den einzelnen Perioden seines Lebenszyklus zu analysieren als auch durch eine risikoadäquate Diskontierung der ermittelten Deckungsbeiträge die Wirtschaftlichkeit über den gesamten Kundenlebenszyklus in Form eines Kapitalwerts (Kundenwert) zu überprüfen. Eine deckungsbeitragsorientierte Sichtweise liefert hierbei nicht nur einen wertvollen Beitrag zur Unterstützung von Vorteilhaftigkeitsentscheidungen im Investitionsprozess, sondern kann beispielsweise auch durch hierauf aufsetzende Break- Even-Analysen wichtige Hinweise für das Kostenmanagement liefern. 4. IT-Unterstützung des Investitionscontrollings Business-Intelligence-Architektur der Erdgas Südbayern Ausgehend von den konzeptionellen Veränderungen im netz- und vertriebsbezogenen Investitionscontrolling war es die Zielsetzung der ESB, auch die IT-Systeme entsprechend der sich daraus ergebenden Anforderungen neu auszurichten. Im Mittelpunkt dieser Anforderungen standen neben einer dynamischen und Unbundling-konformen Bewertung von Investitionsprojekten im Netz- und Vertriebsbereich insbesondere die Einbindung der Investitionsplanung in die Gesamtunternehmensplanung sowie die Integration von transaktionalen Ist-Daten zum Zweck einer automatisierten Nachkalkulation. Darüber hinaus sollten mit der neuen IT-Lösung die einzelnen Investitionsprojekte automatisiert über verschiedene Planungs- und Auswertungsebenen und -dimensionen (z. B. Einzelprojekt, Investitionsprogramm, Kundensegment, Ort/Region oder Profit Center) konsolidiert und analysiert werden können. Eine weitere Anforderung bestand darin, alternative Plan- Szenarien zu bewerten, um insbesondere den Einfluss von Regulierungsund Wettbewerbsrisiken zu simulieren. Ausgehend von diesen vielschichtigen Anforderungen entschied sich die ESB, die im Unternehmen bereits für andere Analysezwecke etablierte Business Intelligence-Plattform um eine zusätzliche Planungsanwendung für das Investitionscontrolling zu ergänzen und somit gleichzeitig deren Integration in die bestehende Controlling- und IT-Infrastruktur zu gewährleisten. Grundlage der Informationsbereitstellung für das strategische und operative Controlling der ESB bildet das Enterprise Data Warehouse (zur Grundidee eines Data Warehouse vgl. Inmon, 2002), welches zunächst mittels automatisierter Datenschnittstellen aus den unterschiedlichen ERP-Modulen befüllt wird, bevor die gesammelten Analysedaten ggf. umstrukturiert und anschließend an die nach betriebswirtschaftlichen Anwendungsgebieten abgegrenzten Data Marts übergeben werden, welche in Form von multidimensionalen OLAP-Modellen vorliegen (vgl. Abb. 1). Planung, Analyse und Nachkalkulation Um zu gewährleisten, dass die gesetzlichen Anforderungen des Legal Unbundling erfüllt werden, wurde die Eingabe der zur Berechnung der netz- und vertriebseitigen Cahsflows benötigten Parameter über standardisierte und webbasierte Planungsmappen organisatorisch getrennt. Ein Unbundling-konformes Berechtigungskonzept regelt hierbei den Zugriff auf die entsprechende Wertschöpfungsstufe. Die Struktur der entwickelten Business-Intelligence- Lösung eröffnet die gewünschten multidimensionalen Auswertungsmöglichkeiten. Mittels Konsolidierungsoptionen können schnell und automatisiert entscheidungsrelevante Ergebnisse sowohl für Einzelinvestitionen als auch für das gesamte Investitionsprogramm im Netz- und Vertriebsbereich generiert werden. Zur Analyse und Bewertung der Vorteilhaftigkeit der Investitionsprojekte stehen dem Anwender hierbei neben Standard-Reports (vgl. Abb. 2) auch flexible Ad-hoc-Werkzeuge (z. B. Excel-Integration) zur Verfügung (ein Überblick über einsetzbare Werkzeuge und ihre Hersteller findet sich beispielsweise bei Bange, 2006). Dadurch, dass die einzelnen Data- Marts zusätzlich mittels standardisierten Online-Schnittstellen miteinander verknüpft worden sind, wurde die Basis sowohl für eine integrierte Planungslösung als auch für Simulationen gelegt. Die Grundlage der szenariobasierten Planung bildet bei der ESB der Einsatz eines gesonderten Prämissen-Würfels, welcher neben einer zentralen Parametrisierung aller Planungsapplikationen auch eine strukturierte Verwaltung von alternativen Szenarien ermöglicht. Hierdurch können wichtige Planungsparameter, wie Tarifpreise, Bezugskosten, Netzentgelte oder Standardkosten für Marketing/Vertrieb und Netzanschluss zentral vorbelegt werden, was den individuellen Planungsaufwand des Anwenders reduziert und gleichzeitig die Planungskonsistenz sicherstellt. Darüber hinaus können Auswirkungen von verschiedenen Investitionsrisiken, wie beispielsweise regulatorisch bedingter Netzentgeltabsenkungen, Preis- und Mengenveränderungen oder relevanter Kostenentwicklungen simuliert, monetär bewertet und alternativen Planszenarien flexibel gegen- übergestellt werden. Pedell/Schwihel, Investitionscontrolling in der Energiewirtschaft Controlling, Heft 11, November 2008 589 Cashflow Neukunden Relationale Zwischenschicht ƒ Front-Ends (Plandatenerfassung, Reporting und Analyse) Ad-hoc-Analyse ƒData-Marts (Planungsmodelle) ƒ Transaktionale Ebene (Grunddaten) Management Reporting Planung / Simulation ƒDatawarehouse (ggfs. Replikation / Datenaufbereitung) SAP-IS/U ERP-Systeme SAP-FI SAP-IM/PS „ Mengen-/Preis -Planung „ Beschaffungsplanung „ Deckungsbeitragsrechnung „ Investitionsplanung „ Wirtschaftlichkeitsbewertung „ Nachkalkulation Investitionen, Afa „ Centerplanung - Kostenstellen - Projekte „ Guv, Bilanz, Kapitalflussrechnung „ Zentrale Parametrisierung „ Szenario-Management (Simulation) Cashflow Bestands- und Neukunden Prämissenplanung Absatz-/Erlösplanung Konsolidierte Unternehmensplanung OLAP-Applikationen SAP-CO/PA Abb. 1: BI-Architektur der Erdgas Südbayern Ist die Investitionsplanung abgeschlossen, werden alle für die Erstellung von anderen Teilplänen bzw. die Erstellung des Gesamtunternehmensplans (GuV, Bilanz, Kapitalflussrechnung etc.) benötigten Daten, wie Anschaffungskosten, Abschreibungen oder Cashflows automatisiert an die anderen Planungsmodule übergeben. Eine bidirektionale Anbindung an die vorgelagerten ERP- Systeme ermöglicht es, sowohl Planwerte der Investitionsrechnung automatisch in die operativen Vorsysteme zu übergeben als auch nachgelagerte Ist-Daten zum Zwecke von automatisierten Nachkalkulationen im Sinne von Plan-Ist-Vergleichen aus den relevanten Quellsystemen (z. B. Abrechnungs- oder Projektmanagementsystem) zu übernehmen. 5. Schlussfolgerungen Die Entwicklungen der Regulierung und des Wettbewerbsumfelds in der Energiewirtschaft stellen veränderte Anforderungen an das Investitionscontrolling. Unbundling-Vorschriften führen zu einer getrennten investitionsrechnerischen Betrachtung von Netz und Vertrieb. Die korrekte Abbildung des zeitlichen Anfalls von Zahlungen in einem dynamischen Kalkül und die Berücksichtigung von Wettbewerbsund Regulierungsrisiken sind dabei unerlässlich. Im netzbezogenen Investitionscontrolling ist klar zwischen der vom Regulierer zugestandenen nominalen Rendite und der daraus für den Netzbetreiber resultierenden effektiven Rendite zu trennen. Bedingt durch die zeitlich verzögerte Berücksichtigung von Investitionen bei der Erlösobergrenze sowie durch asymmetrische Regulierungsrisiken können diese beiden Werte deutlich voneinander abweichen. Aufgrund steigender Auslastungs- und Preisrisiken gewinnen auf der Vertriebsseite Marketing- und Vertriebskosten zunehmend an Bedeutung und erfordern folglich neben einer expliziten Erfassung in der Investitionsrechnung auch eine systematische Steuerung. Eine BI-/OLAP-Lösung für das Investitionscontrolling sollte daher über entsprechende mehrdimensionale Auswertungsmöglichkeiten im Netzund Vertriebsbereich verfügen, Szenario-Analysen und Simulationen ermöglichen und die Integration mit der Gesamtunternehmensplanung und den Transaktionsdaten sicherstellen. 590 Controlling, Heft 11, November 2008 Controlling-Wissen Abb. 2: Modul zur netzseitigen Cahflow-Analyse eines Investitionsprojekts Stichwörter ) Business-Intelligence ) Energiewirtschaft ) Investitionscontrolling ) Regulierung ) Unbundling Summary Network operators in the German power industry currently face difficult investment decisions. On the one hand, the dislocation of generation capacity and rising feed-in obligations from renewable energy sources require massive investment in modernization, development and restructuring of the network infrastructure in the middle and long run. On the other hand, planning uncertainty increases substantially due to regulatory interventions and growing competition. The article shows how controlling concepts and IT-support for investment decisions can be adopted to the altered conditions of the power industry and hereby refers to the example of Erdgas Südbayern GmbH. Keywords ) Business Intelligence ) Investment Planning and Control ) Power Industry ) Regulation ) Unbundling Literatur Alexander, I./Mayer, C./Weeds, H. (1996): Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms: An International Comparison, Policy Research Working Paper 1698, The World Bank, December 1996. Ballwieser, W. (2007): Unternehmensbewertung – Prozess, Methoden und Probleme, 2. Aufl., Stuttgart 2007. Ballwieser, W. (2008): Investitionsrechnungen für Netze im Rahmen der Anreizregulierung – Gutachten im Auftrag des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), Berlin et al., April 2008. Bange, C. 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Ihr Verlag Franz Vahlen GmbH, Wilhelmstr. 9, 80801 München, Geschäftsführer: Dr. Hans Dieter Beck Pr ei s in kl . M w St . z zg l. Ve rs an dk os te n c a. € 3 ,0 5 in D eu ts ch la n d b ei E in ze lb es te llu n g b ei m V er la g. Fax-Coupon Umfassende Darstellung: die gesamte Welt des Controllings auf knapp 900 Seiten Seit fast drei Jahrzehnten gilt der HORVÁTH als füh rendes Lehrbuch des Controllings. Das Rezept dieses Erfolges liegt in der Aktualität und dem umfassenden Charakter dieses Buches. Jede Auflage wird grundlegend überarbeitet, denn die Herausforderungen an die Unternehmenssteuerung wachsen von Jahr zu Jahr. Dies ist auf die Globali sie rung der Märkte, den zunehmenden Konkurrenzdruck, die Konzentrationsprozesse und nicht zuletzt auf neue Managementkonzepte zurückzuführen. Auch die aktuelle, 11. Auflage wurde komplett überarbeitet und erweitert. 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Abstract

Month by month, Controlling - Zeitschrift für erfolgsorientierte Unternehmenssteuerung publishes peer-reviewed, applied research contributions for business management, accounting and reporting. Key elements of succesful corporate controlling are presented in an analytic, well-structured manner.

Language: German.

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Zusammenfassung

Die Controlling - Zeitschrift für erfolgsorientierte Unternehmenssteuerung liefert Monat für Monat fundierte und anwendungsorientierte Fachbeiträge für das Management sowie das Finanz- und Rechnungswesen in Unternehmen. Klar gegliedert und strukturiert werden für alle Controlling-Bereiche die Faktoren für eine erfolgreiche Unternehmenssteuerung aufgezeigt.

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