Unternehmenssteuerung in der Energiewirtschaft Christoph Müller und Burkhard Pedell Christoph Müller ist seit 1. August 2010 Geschäftsführer der EnBW Trading GmbH, Karlsruhe, und verantwortlich für den Bereich Risikomanagement. Davor war er Vorstand der EnBW Transportnetze AG, Stuttgart. Gemeinsam mit Prof. Pedell leitet er den Arbeitskreis Regulierung der Schmalenbach-Gesellschaft für Betriebswirtschaft e.V. Prof. Dr. Burkhard Pedell ist Inhaber des Lehrstuhls Controlling an der Universität Stuttgart und Mitherausgeber der Zeitschrift Controlling. Die EnBW Transportnetze AG und die EnBW Trading GmbH (ETG) sind 100 %ige Tochtergesellschaften des EnBW-Konzerns. Die EnBW Transportnetze AG betreibt ein 380/220-kV-Netz für den Stromtransport mit einer Stromkreislänge von 3.644 km und ist dabei für die Netzführung, die kommerzielle Netznutzung und das Anlagenmanagement zuständig. Zu ihren Aufgaben gehören unter anderem die Ermittlung der Netznutzungsentgelte sowie Aufgaben, die sich aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und dem Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung, und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWKModG) ergeben. Die ETG ist entlang der Wertschöpfungskette Energie die zentrale Schnittstelle zwischen Erzeugung und Vertrieb. Sie handelt mit Strom, Gas, Kohle und Öl sowie CO2-Zertifikaten und ist für das integrierte Risikomanagement der marktbezogenen Risiken aller Wertschöpfungsstufen im EnBW-Konzern verantwortlich. Burkhard Pedell: Herr Müller, Netzindustrien wie die Energiewirtschaft unterliegen vielfältigen regulatorischen Eingriffen – ein Thema, von dem auch viele andere Industrien zunehmend betroffen sind. Worin sehen Sie die zentralen Auswirkungen regulatorischer Rahmenbedingungen auf die Unternehmenssteuerung, insbesondere in den unmittelbar betroffenen Netzgesellschaften? Christoph Müller: Netzbetreiber in der Energiewirtschaft sind gewinnorientierte Kapitalgesellschaften und als solche müssen sie eine Rendite auf ihr Kapital erwirtschaften. Wie in jedem anderen Unternehmen muss das Controlling die Unternehmensführung dabei unterstützen. Insofern sind regulierte Netzgesellschaften nichts Besonderes. Das Spezielle bei regulierten Netzunternehmen der Energiewirtschaft ist, dass sich die Erlöse aus den Kosten und auch der Bilanz bestimmen. Diese Kopplung ist so bei Wettbewerbsunternehmen nicht gegeben und führt zu anderen Überlegungen in der Unternehmenssteuerung. Allerdings ist das keine 1:1-Beziehung, und die Bestrebungen der Politik und der Regulierungsbehörde in Deutschland gingen in den letzten Jahren dahin, diese Beziehung abzuschwächen und Kosten und Erlöse möglichst zu entkoppeln. Da die Grundfrage – wie bestimme ich die Erlöse eines natürlichen Monopolisten – aber nicht gelöst wurde und wahrscheinlich auch nicht gelöst werden kann, sind letztlich nur die Regelwerke rund um die Kopplung der Erlöse an die Kosten um ein Vielfaches komplexer geworden. Netzunternehmen müssen diese komplexen Regeln berücksichtigen und abbilden. Es macht zum Beispiel einen Unterschied, ob ich eine Instandhaltungsmaßnahme oder eine Investition dieses oder nächstes Jahr durchführe – nicht nur in meinen Kosten, sondern auch in meinen Erlösen und Investitionsrenditen. Burkhard Pedell: Was bedeutet dies speziell für die Aufgaben und die Organisation von Finanzen und Controlling sowie Regulierungsmanagement und für die Zusammenarbeit dieser Funktionsbereiche? Christoph Müller: Losgelöst von allen Regulierungsfragen gilt in jedem Unternehmen, dass die Finanz- und Controllingbereiche ein sehr gutes Verständnis des Geschäftsmodells haben müssen. Zudem müssen die Kernbereiche gut und eng zusammenarbeiten. In Netzgesellschaften ist das Regulierungsmanagement ein Kernbereich, denn jede Maßnahme des Regulierers verändert die Kosten- und Erlösstruktur – manchmal nur marginal, manchmal gravierend. Insofern 720 CONTROLLING-DIALOG CONTROLLING – ZEITSCHRIFT FÜR ERFOLGSORIENTIERTE UNTERNEHMENSSTEUERUNG muss das Regulierungsmanagement bei seinen Diskussionen mit der Regulierungsbehörde immer über diese wirtschaftlichen Auswirkungen informiert sein. In der Praxis führt dies dazu, dass häufig Regulierungsmanagement und kaufmännische Bereiche gemeinsam die Verhandlungen führen. Der wirtschaftlich wohl wichtigste Vorgang des Regulierungsmanagements ist die Verhandlung der Netzerlöse, ein Vorgang, in dem es insbesondere auf die Aufarbeitung der Kosten- und Erlössituation ankommt. Bei allen Netzbetreibern, die ich kenne, gibt es daher mittlerweile Einheiten, die sich mit dem „Kaufmännischen Regulierungsmanagement“ beschäftigen. Burkhard Pedell: In der deutschen Elektrizitätswirtschaft wurde zu Beginn des Jahres 2009 eine sogenannte Erlösobergrenzenregulierung eingeführt. Diese legt für mehrere Jahre eine Erlösobergrenze fest und macht den Netzbetreibern Produktivitätssteigerungsvorgaben. Übertreffen die Netzbetreiber diese Vorgaben, so können sie dadurch Gewinne erzielen. Die Netzbetreiber haben dadurch stärkere Anreize, ihre Produktivität zu erhöhen, als in einem Regulierungssystem, welches sich bei der Entgeltbestimmung sehr eng an den Kosten orientiert. In einer Studie, die mein Lehrstuhl im vergangenen Jahr bei Unternehmen der deutschen Elektrizitätswirtschaft durchgeführt hat, hat sich gezeigt, dass die Einführung der Anreizregulierung zu besonders starken Änderungen in den Bereichen Regulierungsmanagement, Controlling, IT, Operations und Risikomanagement geführt hat. Können Sie dies vor dem Hintergrund Ihrer Erfahrungen bestätigen und, wenn ja, worin sehen Sie die zentralen Auswirkungen der Einführung einer Anreizregulierung auf diese Bereiche? Christoph Müller: Die Einführung der Anreizregulierung war ja nur der bisher letzte Schritt von zahlreichen Veränderungen, denen sich die Netzbetreiber seit der Verabschiedung des neuen Energiewirtschaftsgesetzes ausgesetzt sahen. Man darf nicht vergessen, dass mit dem Start der Arbeiten der Bundesnetzagentur die Erlöse der Netzbetreiber innerhalb von zwei Jahren um 20 % bis 30 % zurückgegangen sind. So etwas geht an keinem Unternehmen spurlos vorbei und hat zu massiven Anpassungsprozessen geführt. Den Vorteil der Anreizregulierung sehe ich darin, dass sich die Unternehmen jetzt auf einen Regulierungsrahmen einstellen können, der zumindest mal mit dem Ziel langfristiger Stabilität angelegt wurde. Nachdem also die letzten Jahre vor allem das Ziel der Kostenreduzierung hatten, haben die Netzbetreiber jetzt die Möglichkeit, ihre Organisation längerfristig auszurichten. Burkhard Pedell: Unsere Studie hat auch gezeigt, dass die Einführung einer Anreizregulierung die von den Energieversorgungsunternehmen wahrgenommene Unsicherheit zum Teil deutlich erhöht hat; am stärksten hat danach die Unsicherheit hinsichtlich der Erreichbarkeit zugestandener Nominalrenditen aufgrund von einseitigen Risiken (asymmetrisches Regulierungsrisiko) zugenommen. Worin sehen Sie die zentralen Regulierungsrisiken? Kann das Risikomanagement darauf ausgerichtet werden? Christoph Müller: Aus meiner Erfahrung ist das Problem der auseinanderfallenden nominalen und effektiven Renditen kein spezielles Problem der Anreizregulierung. Nominal setzt die Bundesnetzagentur bei der Netzentgeltkalkulation eine Eigenkapitalverzinsung von 9,3 % an. Die tatsächlichen Renditen liegen tiefer. Das Phänomen hatten wir bereits in der Kostenregulierung, und die Effekte, die zum Beispiel mit den Schlagworten Zweijahresverzug, Verlustenergiekosten, § 32 (2) StromNEV bezeichnet sind, traten bereits vor der Anreizregulierung auf. Was sich in der Studie widerspiegelt, ist vielleicht auch ganz einfach die Enttäuschung der Netzbetreiber, dass die Anreizregulierung hier keine Änderungen gebracht und an manchen Stellen das Problem sogar eher verschärft hat. Enttäuschung deshalb, weil die Anreizregulierung in ihrer einfachen Grundkonzeption Unter- und Überrenditen vorsieht. Die Anreizregulierung sollte grundsätzlich neben dem Risiko erheblicher Verluste auch die Chance auf zusätzliche Gewinne eröffnen. In der Wahrnehmung der Netzbetreiber hat die Anreizregulierung jedoch mehr zusätzliche Risiken als neue Chancen gebracht. Das zentrale Regulierungsrisiko ist dabei der politische Gesetzgebungsprozess und die Regulierungsbehörde, wobei dies nicht polemisch gemeint ist. Das Kernproblem der regulierten Unternehmen ist ganz einfach, dass derjenige, der die Regeln macht, nach denen sich die Erlöse bestimmen und nach denen sich ein Netzunternehmen ausrichtet, diese auch ändern kann. Das ist kein unkonkretes „Phantom-Risiko“, sondern tritt tatsächlich auf: Seit der Setzung der Anreizregulierungsverordnung im Jahr 2008 wurde sie bereits an vielen Stellen angepasst – in den allermeisten Fällen mit negativen wirtschaftlichen Folgen für die Netzbetreiber. Regulierer tun sich mit dieser grundsätzlichen Risikodefinition in der Regel schwer, da über den Hebel höherer Verzinsungsansprüche der Kapitalgeber dieses Risiko auch immer Kosten und damit höhere Netzentgelte verursacht. Bei der EnBW sind wir zunehmend dazu übergegangen, diese Regulierungsrisiken zusammenfassen. Sie können sich unzählige Gründe und Ansätze für die Bundesnetzagentur ausdenken, die eine Senkung ihrer Netzentgelte zur Folge haben. Sie werden nie alle und wahrscheinlich auch nicht den konkreten Eingriff der Behörde vorhersehen können, die ja nach eigener Aussage hier kreativ und innovativ arbeiten will. Regulierungsmanagement ist hier Risikomanagement. Burkhard Pedell: Wie wirkt sich die Regulierung auf die Art und Weise aus, wie Investitionsentscheidungen getroffen werden? Worin sehen Sie dabei zentrale Probleme? Christoph Müller: Zunächst muss man vielleicht selbstkritisch feststellen, dass das Energieversorgungsnetz nicht die einzige Branche ist, die Investitionsentscheidungen unter Unsicherheit treffen muss. Besonders ist vielleicht die Langlebigkeit der investierten Anlagen von 30, 40, 50 Jahren und mehr, die auch bei der Investitionsentscheidung zugrunde gelegt werden. Besonders ist vielleicht weiterhin, dass die Erlöse ganz wesentlich von einem politischen Entscheidungsprozess beeinflusst werden. Der stabile politische Rahmen wird allenthalben beschworen. Tatsächlich ist aber die Art, wie in Deutschland Netzentgelte berechnet werden, in den letzten Jahren dreimal, nämlich 1998, 2005 und 2008, grundlegend geändert worden – von zahlreichen kleinen Änderungen dazwischen ganz abgesehen. Alle gut organisierten Netzbetreiber können mittlerweile Investitionsrenditen unter den diversen Regulierungsregimes rechnen. Auf die Frage, wie die politischen und regulatorischen Unsicherheiten in einer Investitionsrechnung abgebildet werden, hat wahrscheinlich noch keiner eine Antwort. Unternehmenssteuerung in der Energiewirtschaft 721 22. Jahrgang 2010, Heft 12 Dies wird verschärft durch den Umstand, dass wir in Deutschland ja immer noch keinen stabilen gesamtgesellschaftlichen Konsens über die Zukunft unserer Energieversorgung haben. Die diversen und zum Teil strittig diskutierten Szenarien benötigen unterschiedliche Netzinfrastrukturen. Dabei ist es gar nicht wichtig, ob ein Netzbetreiber an ein Projekt wie Desertec mit Anbindung an den deutschen Strommarkt glaubt – eine Regierung, die an dieses Projekt glaubt, wird den Regulierungsrahmen darauf ausrichten, mit entsprechenden Rückwirkungen auf die Investitionsrenditen des Netzbetreibers. Die Kombination von langen Lebensdauern, der Erfahrung vielfacher Anpassung des Regulierungsrahmens und eines fehlenden Konsenses über die Zukunft der Energieversorgung führt zu einem ungünstigen Klima für Netzinvestitionen. Aufgefangen werden könnte dies durch eine höhere Verzinsung, die von der Bundesnetzagentur mit Hinweis auf das stabile Geschäftsmodell abgelehnt wird. Burkhard Pedell: Hat die Regulierung Einfluss darauf, welches Instrumentarium zur Fundierung von Investitionsentscheidungen eingesetzt wird? Christoph Müller: Die Regulierung beeinflusst die Modelle und die Wirkungszusammenhänge, die in den Wirtschaftlichkeitsrechnungen zugrunde gelegt werden. Aber die Entscheidung selbst kann sie nicht beeinflussen. Wie will die Bundesnetzagentur beispielsweise einem australischen Infrastrukturfonds vorschreiben, welche Modelle er für seine Investitionsrechnung einsetzt? Sie kann werben, sie kann den Regulierungsrahmen erklären, sie kann versuchen, Vertrauen in den Regulierungsrahmen aufzubauen. Die Entscheidung, ob ein Euro fließt, liegt beim Kapitalgeber. Burkhard Pedell: Zu welchen Besonderheiten führt die Regulierung im Rechnungswesen, z. B. hinsichtlich der Verrechnungspreisbestimmung? Christoph Müller: Im Rechnungswesen kommen wir zunehmend dahin, neben HGB, IAS und der Steuerbilanz noch die Rechnungsvorschriften der Stromnetzentgeltverordnung als weitere Logik mitzuführen. Dies betrifft vor allem das Sachanlagevermögen, also die Bestimmung der kalkulatorischen Restbuchwerte auf Basis von Anschaffungs- und Herstellungskosten und auf Basis von Tagesneuwerten. Die buchhalterische Trennung des Netzbereichs von den übrigen Aktivitäten war einmal ein großes Thema, aber mit dem 2005er Energiewirtschaftsgesetz waren bis auf die kleinsten alle integrierten Energieversorgungsunternehmen verpflichtet, rechtlich eigenständige Netzbetriebsunternehmen zu gründen. Ein absehbar weiterhin großes Thema sind die Verrechnungspreise. Ich kann verstehen, dass die Regulierungsbehörde misstrauisch ist und sich Verrechnungspreise zwischen dem regulierten Netzbereich und den übrigen Teilen des EVU genau anschauen will. Hilfreich wäre hier, wenn die Bundesnetzagentur ihre Kriterien für die Prüfung der Verrechnungspreise konkretisieren würde. Die sich hier abzeichnenden Entwicklungen führen aber dann doch in leicht absurde Bereiche: Das jetzt umzusetzende 3. Binnenmarktpaket der EU sieht teilweise sogar Verrechnungen zwischen aktienrechtlich verbundenen Netzbetreibern als kritisch an, die beide der Regulierung der Bundesnetzagentur unterliegen. Hier können Netzbetreiber nur auf eine pragmatische Umsetzung des 3. Binnenmarktpakets in die Praxis hoffen. Burkhard Pedell: Welche wirtschaftlichen Kennzahlen werden zur Steuerung von Netzbetreibern eingesetzt? Christoph Müller: Hier unterscheiden sich Netzbetreiber, glaube ich, nicht wesentlich von anderen Kapitalgesellschaften. Neben den Bilanz- und Erfolgskennzahlen gibt es technische Kennzahlen, die das Netzgeschäft abbilden. Bei der EnBW wird im Netzbereich zusätzlich ein gro- ßer Fokus auf Kennzahlen der Arbeitssicherheit gelegt. Im Übertragungsnetzbereich haben in den letzten Jahren Liquiditätskennzahlen deutlich an Bedeutung gewonnen. Das Geschäft von Energieversorgungsunternehmen ist von vergleichsweise stabilen Zahlungsströmen geprägt. Die Übertragungsnetzbetreiber wickeln in Deutschland das ganze Erneuerbare Energien Gesetz ab und diese Tätigkeit überstrahlt das ganze klassische Netzgeschäft. Um einmal die Größenordnungen zu nennen: Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber setzen grob zwei Mrd. Euro im Übertragungsnetzbereich um und grob 12 Mrd. Euro in der Abwicklung des EEG. Die zwei Mrd. Euro sind so stabil wie der Stromverbrauch, die 12 Mrd. Euro schwanken buchstäblich mit dem Wind. Burkhard Pedell: Treten durch die Regulierung Verwerfungen in der externen Rechnungslegung auf, z. B. hinsichtlich so genannter Regulatory Assets und Liabilities? Christoph Müller: Es gibt in der Tat einige Sachverhalte aus der deutschen Netzregulierung, deren sachlich richtige Abbildung im Rahmen des IAS schwierig ist. Es kommt regelmäßig vor, dass Netzbetreiber aus den Verordnungen Verpflichtungen haben oder diese mit der Bundesnetzagentur eingehen, im Rahmen derer wirtschaftliche Sachverhalte heute mit zukünftigen Einnahmen verrechnet werden. So sieht beispielsweise die Anreizregulierungsverordnung vor, dass die Netzbetreiber ein Regulierungskonto führen. Nimmt der Netzbetreiber mehr oder weniger als die erlaubten Erlöse ein, wird dies mit zukünftigen Netzentgelten verrechnet. Da dies aber Verrechnungen mit zukünftigen Einnahmen sind, kann ich es im Rahmen von IAS nicht abbilden. Netzbetreiber haben also über das Regulierungskonto eindeutig bestimmbare Forderungen oder Verbindlichkeiten, deren zukünftige Umsetzung behördlich kontrolliert wird, die aber nicht im Rahmen des IAS bilanziert werden dürfen. Dies erscheint mir nur schwer nachvollziehbar, muss ich aber als Fakt hinnehmen. Es gibt hier Diskussionen, den entsprechenden IAS zu Regulatory Liabilities zu ändern. Ich hoffe, dass sich diese Änderungen dann auch auf die deutsche Regulierungssituation anwenden lassen. Ziel muss es aus meiner Sicht sein, dass der Jahresabschluss eines Netzbetreibers alle wirtschaftlich relevanten und eindeutig bestimmbaren Sachverhalte abbildet. Burkhard Pedell: Gibt es bei den internen Anreizsystemen Besonderheiten aufgrund der Regulierung? Christoph Müller: Auch hier gibt es keinen Grund, warum Netzbetreiber anders vorgehen sollten als sonst bei Kapitalgesellschaften üblich. Die Anreizregulierung hat hier die Entwicklung zu einer „normalen“ Vergütungsstruktur eher verstärkt. Eine Besonderheit aus der Regulierung ist, dass der erfolgsabhängige Teil der Vergütung nicht auf dem Konzernerfolg, sondern nur auf dem Erfolg des Netzbetreibers beruhen darf. 722 CONTROLLING-DIALOG CONTROLLING – ZEITSCHRIFT FÜR ERFOLGSORIENTIERTE UNTERNEHMENSSTEUERUNG Praxisnah vermittelt das Werk das notwendige Handwerkszeug, um Krisen vorzubeugen, zu erkennen und zu bewältigen. Das Buch erläutert die Grundlagen eines erfolgreichen Sanierungskonzeptes und stellt wichtige arbeitsrechtliche, finanzwirtschaftliche und steuerliche Sanierungs- und Restrukturierungsmaßnahmen vor. Die 2. Auflage berücksichtigt bereits das MoMiG und das Finanzmarktstabilisierungsgesetz. 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Der Bau eines Kraftwerks beispielsweise oder einer Höchstspannungsleitung stellt einen Eingriff in die Umwelt dar, und schon seit Jahrzehnten existieren hier in Deutschland sehr umfangreiche Gesetze und Vorschriften. Weiterhin sind Umweltauswirkungen und Wirtschaftlichkeit bei Energieversorgern unmittelbar gekoppelt. Ein höherer Wirkungsgrad im Kraftwerk führt zu geringeren Brennstoffkosten und zu geringeren Emissionen. Entsprechend unseren Genehmigungen erfassen und berichten wir bereits unzählige Kennzahlen. Meine Wahrnehmung ist, dass die sich aus den Gesetzen und den betriebswirtschaftlichen Zusammenhängen ergebende Berücksichtigung von Umweltaspekten so tief verwurzelt ist, dass Energieversorger mit der eher formalen Herangehensweise der Umweltmanagementsysteme wie zum Beispiel der ISO 14.001 manchmal Schwierigkeiten haben. Für die Energieversorger bietet sich hier aber die Chance, mit neuen Impulsen das Umweltmanagement weiterzuentwickeln. Der EnBW ist es zudem wichtig, die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter hier einzubinden. Burkhard Pedell: Welche drei wesentlichen Herausforderungen sehen Sie auf die Unternehmenssteuerung, insbesondere bedingt durch die regulatorischen Rahmenbedingungen in den kommenden Jahren zukommen? Christoph Müller: Energiewirtschaft findet immer in einem auch politischen Umfeld statt. Die Unternehmen erleben tagtäglich, wie politische Entscheidungen sowohl im Netz- als auch im Kraftwerksbereich ihr Geschäft beeinflussen und verändern. In diesem politischen Umfeld den betriebswirtschaftlichen Fokus zu wahren und in den betriebswirtschaftlichen Entscheidungen die politischen Unwägbarkeiten auch vorausschauend zu berücksichtigen war und ist eine große Herausforderung für Energieversorgungsunternehmen. Das Regelwerk des regulatorischen Rahmens wird dabei immer komplexer. Hierbei die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mitzunehmen ist eine weitere Herausforderung – die Regeln sind völlig abstrakt, müssen aber glaubhaft und nachvollziehbar kommuniziert werden, um die notwendige Akzeptanz zu finden. Sie können einem Betriebsrat nicht sagen, dass man mal über diese oder jene Vereinbarung diskutieren muss, weil es mit den Indexreihen zur Tagesneuwertkalkulation auf den Eigenkapital-finanzierten Anteil des Sachanlagevermögens ein Problem gibt. Wenn man im Gesamtzusammenhang der Energiewirtschaft denkt, dann ist der aktuelle regulatorische Rahmen ja noch relativ jung. Die Energiewirtschaft hat 110 Jahre im Monopol gelebt und jetzt etwas mehr als zehn Jahre im Wettbewerb, auch international ist die Wettbewerbserfahrung nicht viel größer. Alle Energiewirtschaftssysteme sind in einem Monopolrahmen aufgebaut worden. Der praktische Beweis, dass sich in einem liberalisierten Umfeld eine Energiewirtschaft dauerhaft und verlässlich halten kann, steht noch aus – hier sehe ich die dritte gemeinsame Herausforderung für Unternehmen, Regulierung und Politik. Burkhard Pedell: Herr Müller, ich danke Ihnen sehr herzlich für dieses Gespräch. Unternehmenssteuerung in der Energiewirtschaft 723 22. Jahrgang 2010, Heft 12