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7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende in:

PwC Düsseldorf

Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, page 365 - 440

Band II Strommarkt

1. Edition 2017, ISBN print: 978-3-648-09631-4, ISBN online: 978-3-648-09633-8, https://doi.org/10.34157/9783648096338-365

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Eul/Kurtz/Pohlmeyer 365 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 7.1 Herkömmliche Geschäftsmodelle unter Druck Der tiefgreifende Veränderungsprozess in der Energiewirtschaft infolge der breiteren Nutzung von erneuerbaren Energien, der Dezentralisierung und Speicherung sowie der Digitalisierung stellt die Groß- und Einzelhandelsmärkte und das traditionelle Versorgungsmodell vor ernsthafte Herausforderungen. Der steigende Anteil erneuerbarer Energien mit kurzfristigen Grenzkosten, die nahe null liegen, untergräbt die Merit-Order-basierten Preisgestaltungsgrundlagen der Großhandelsmärkte und destabilisiert das in der Vergangenheit eingespielte System von Peak-/Off-Peak-Margen. Regierungen, Regulierungsbehörden und ÜNB sorgen sich darum, die Sicherheit auf Systemen mit zunehmender Intermittenz zu bewahren. Während Nebenleistungen eine wichtigere Einnahmequelle für flexible konventionelle Kapazitäten werden, geraten die Kapazitäten selbst langfristig unter Druck – einerseits durch das Verbessern der Speicherleistung, andererseits durch die Flexibilisierung der Nachfrage. Energie wird zunehmend von einer größeren Anzahl kleinerer, über Netze verbundener Geräte erzeugt, sog. “Distributed Energy Resources (DER)“. Im Gegensatz zu konventionellen Kraftwerken, die zentralisiert sind und meist den Transport über lange Distanzen erfordern, sind DER-Systeme dezentralisiert, liegen nahe am jeweiligen Verbraucher und haben Kapazitäten von max. 10 MW. Diese Systeme können aus mehreren Erzeugungs- und Speichereinheiten bestehen und nutzen typischerweise erneuerbare Energien, wie Wasser, Biomasse, Biogas, Sonne oder Wind. Das Aufkommen der DER-Mikroerzeugungstechnologien öffnet die Energieerzeugung effektiv für einen "Massenmarkt", der Teilnehmer aller Größen umfasst, darunter kleine Unternehmen und private Hausbesitzer, was den Betrieb und die Struktur der Großhandelsmärkte weiter unter Druck setzt. Neben der grundsätzlichen Störung der Einzelhandelsmärkte wirkt sich auch die Digitalisierung direkt auf Großabnehmermärkte aus, z.B. indem sie eine automatisierte Echtzeit-Aggregation und Konsolidierung von Kleinst-PV-Anlagen und Akkus über eine Vielzahl von Prosumenten-Installationen ermöglicht. Durch die Bündelung dieser Anlagen in virtuellen Kraftwerksstrukturen können neue Flexibilitätsquellen geschaffen werden. In zunehmendem Maß wird diese Flexibilität in den Großabnehmermärkten durch (automatisierten) algorithmischen Handel und Optimierung verwendet. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 366 Eul/Kurtz/Pohlmeyer Die Digitalisierung revolutioniert die Kundeninteraktion auf allen Ebenen – vom reinen Informationsaustausch bis zur Durchführung von Transaktionen, wie dem Hausanschlussprozess oder dem Verkauf von Verträgen und sonstigen Leistungen. Zudem kann eine breite Palette an digitalen intelligenten Heimprodukten und Dienstleistungen angeboten werden, die weit über die traditionellen Versorgungsangebote hinausgeht: Neben klassischen Smart Meter oder Smart Home-Lösungen auch Integrationsplattformen, die es den Kunden ermöglichen, unterschiedliche Systeme und Geräte über eine konfigurierbare Schnittstelle zu verwalten. Doch insbesondere in diesem Markt sind die EVU nicht allein. Eine Vielzahl von Energiemarkt-fremden Playern kommt über neue Digital- und Technologiekanäle und drängt in Bereiche, die früher eine sichere und geschlossene Domäne für Energieprodukte der EVU waren. Das ist keine Vision, sondern Realität. So ist z.B. der Markt für Smart Home-Lösungen bereits starkem Wettbewerb ausgesetzt, wobei viele Anbieter integrierte digitale Lösungen zu relativ niedrigen Preisen anbieten. Neben den EVU wird dieses Marktsegment von einer Reihe von Technologieanbietern eingenommen sowie einigen der großen digitalen Marken, wie Apple, Google oder Amazon. Viele der neuen Konkurrenten werden in der Lage sein, bestehende Produkte (z.B. eCars, PV-Anlagen, Batterien) zu nutzen, um sehr wettbewerbsfähige Angebote zur Energieversorgung anzubieten und die Kundenposition zu sichern. Infolgedessen werden die Margen bei der Stromversorgung wahrscheinlich unter weiteren Druck geraten. Während DER und die Digitalisierung die Teilnahme an der Produktion massiv erweitern, werden nur wenige Player die Kompetenz und IT-Infrastruktur haben, um große Portfolios von Prosumenten-Installationen zu konsolidieren und zu verwalten. Während die Digitalisierung diesen Playern neue Chancen bietet, werden neue Flexibilitätsquellen den Großabnehmerwettbewerb verstärken und den Wert konventioneller Anlagen weiter erodieren. Der Umfang und die Geschwindigkeit dieser Veränderungen sind ungewiss, aber es besteht kein Zweifel daran, dass die Up- und Midstream-Segmente des Energiesektors einem Paradigmenwechsel gegenüberstehen: Der Wert der konventionellen Wärme- und Kernkraftwerkskapazität wird weiter erodieren. Flexible „Peaking“-Anlagen wie OCGT und Hydro profitieren von zusätzlichen Kapazitäten, stehen aber mittelfristig intensiver Konkurrenz aus neuen Quellen der DER-Flexibilität sowie groß angelegten Speicher- und Nachfragereaktionen gegenüber. Kurzfristige Handels- und Optimierungsaktivitäten sind zunehmend auf algorithmisch automatisierte Prozesse und Systeme angewiesen. Herkömmliche Geschäftsmodelle unter Druck Abschnitt 7.1 Eul/Kurtz/Pohlmeyer 367 Diese Entwicklungen werden von sich rasch wandelnden Kundenerwartungen und Serviceanforderungen begleitet, während sich die Kundennachfrage und die Zahlungsbereitschaft für eine einfache, standardisierte Energieversorgung im Lauf der Zeit verringert. Kunden erwarten zunehmend intelligente Lösungen, die Energie, Technologien und digitale Produkte und Dienstleistungen integrieren; eine offene, leicht konfigurierbare, digitale Schnittstelle, die sie nicht an eine spezifische proprietäre Technologie bindet, sondern den Zugang zu einer breiten Palette von Produkten und Dienstleistungen von einer Vielzahl von Anbietern erleichtert und einfache konsolidierte Ladestrukturen und Abrechnungsprozesse für gebündelte Pakete (d.h. flache monatliche Gebühr, Einzelrechnung etc.). Auch wird sich die Art und Weise, in der Unternehmen kommunizieren und Servicekunden betreuen, deutlich verändern, da digitalisierte Kunden und Prosumenten anstelle des One-Way-Push von Energie und Rechnungen eine facettenreiche und weitaus dynamischere Schnittstelle erwarten. Um die neuen Möglichkeiten des connected und digitalisierten Kunden zu nutzen, müssen die Unternehmen ihr herkömmliches Geschäftsmodell für den Einzelhandel, Verträge und Produktvergabe, um eigenständig einen Beitrag zur Bruttomarge zu liefern, radikal ändern. Da die Zahlungsbereitschaft des Kunden nach standardisierter Energieversorgung stetig zurückgeht, wird der Kundennutzen zunehmend durch die Fähigkeit bestimmt, weitere Produkte und Dienstleistungen zu gewinnen, die eine höhere Zahlungsbereitschaft bewirken. In diesem Markt wird der Erfolg entscheidend davon abhängen, Zugang zu den Heim- und Kleinunternehmen zu bekommen (und hier zu bleiben); die Kontrolle über digitale Schnittstellen zu haben, aus denen Up-und-Cross- Selling-Möglichkeiten entweder durch den Besitz dieser Schnittstellen oder indirekt über einen (hoch vertrauenswürdigen) Partner orchestriert werden können; überzeugende Service- und Produktbündel mit hoher Zahlungsbereitschaft zu entwickeln, indem mit einer breiten Palette von Anbietern und strategischen Partnern zusammengearbeitet wird und zusätzlichen Wert zu extrahieren, indem die erzeugten Daten abgebildet und leicht über die digitale Kundenschnittstelle übertragen werden. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 368 Eul/Kurtz/Pohlmeyer Abb. 86: Geschäftsmodelllandschaft der Energieversorger Herkömmliche Geschäftsmodelle unter Druck Abschnitt 7.1 Eul/Kurtz/Pohlmeyer 369 Die Erosion auf den etablierten Energiemärkten, sowohl im Groß- wie auch im Einzelhandel, lässt den EVU keinen anderen Weg, als neue Produkte und Dienstleistungen zu etablieren. Ansatzpunkte dazu sind Themen aus angrenzenden, energiewirtschaftlichen Bereichen, vor allem aber auch die Etablierung der EVU als Energiedienstleister. Abb. 86 zeigt die Geschäftsmodelllandschaft der Energieversorger im Hinblick auf die Wertschöpfungsbreite über alle Wertschöpfungsstufen und die Wertschöpfungstiefe in allen diesen Stufen. Ob die heute etablierten Energieversorger in diesem komplexen Umfeld auch morgen erfolgreich sein können, muss sich noch erweisen. Es hängt davon ab, ob sie ihren Anspruch auf Erfolg durch einen Mehrwert für die Kunden untermauern können. Drei wesentliche Elemente begründen das „Right to win“ als Basis eines Geschäftsmodells: Abb. 87: Elemente des Geschäftsmodells Way To Play – Wie generiert das Unternehmen einen Mehrwert für seine Kunden? Product & Service Fit – Was verkauft das Unternehmen und wer sind die Kunden? Capabilities System – Welche Fähigkeiten benötigt ein Unternehmen, um die angestrebten Ziele effektiv zu erreichen? Je besser die Elemente aufeinander abgestimmt, je kohärenter sie sind, desto höher ist die Wahrscheinlichkeit für ein im Markt gut positioniertes und erfolgreiches Unternehmen. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 370 Sinagowitz/Neuschwander 7.2 Erzeuger 7.2.1 Erzeugungskonzepte von der dezentralen Einzelanlage über das Großkraftwerk bis zum Anlagencluster Orientiert am projektierten Fahrplan der Energiewende soll das Stromversorgungssystem der Zukunft im Jahr 2050 in Deutschland einen erneuerbaren Stromerzeugungsanteil von mind. 80 % aufweisen. Die fortschreitende Übergangsphase wird daher von einem anhaltenden Erzeugungswandel geprägt sein, in dessen Verlauf der Kraftwerkspark in Deutschland erwartungsgemäß einen vermehrten Zubau von erneuerbaren, tendenziell dezentralen Erzeugungskapazitäten erfahren wird (Ausnahme: große Offshore-Windparks). Da hierbei insb. die ausgeweitete Nutzung der nur schwankend zur Verfügung stehenden Sonnen- und Windenergie eine bedeutsame Rolle spielen wird, werden sich auch die an den Betrieb konventioneller Großkraftwerke gestellten Anforderungen verändern, in deren angestammte Geschäftsfelder, namentlich die Bedienung der stromseitigen Grundlast-, Mittellast- und Spitzenlastbedarfe, die benannten erneuerbaren Erzeugungstechnologien zunehmend drängen. Aus dem Grenzkostenvorteil der Erzeugung (Rechtsverschiebung der Merit-Order an den Strombörsen756 sowie dem Umstand der vorrangigen Einspeisung „grünen“ Stroms in das Stromnetz wird sich zukünftig, ab Erreichen eines ausreichend hohen erneuerbaren Stromerzeugungsanteils, eine marktbestimmende Rolle der erneuerbaren Erzeugung ergeben. Infolgedessen wird die der konventionellen Erzeugung in Großkraftwerken jährlich entstammende residuale Strommenge mittelund langfristig nicht nur in ihrem Gesamtumfang kontinuierlich sinken, sondern sich auch aus zunehmend kleineren „Arbeitspaketen“ zusammensetzen. Betreiber konventioneller Großkraftwerke werden ihre Erzeugungsanlagen zunächst bestmöglich zur Bedienung der verbleibenden Residuallast rüsten, um anschließend mit deren Betrieb ausreichende Deckungsbeiträge erwirtschaften zu können. Es ist davon auszugehen, dass die Wirtschaftlichkeit konventioneller Großkraftwerke maßgeblich davon abhängen wird, wie flexibel diese im Einzelfall auf die von der erneuerbaren Erzeugung diktierten residualen Lastbedarfe reagieren können und wie auskömmlich diese Erzeugungsintervalle auf den potenziellen Märkten (Strombörsen, Regelenergiemärkte) vergütet werden. Energetisch aufwendige und zeitintensive Anfahrprozesse sowie verminderte Wirkungsgrade im Teillastbetrieb i.V.m. allgemein hohen Grenzkosten der Erzeugung könnten viele konventionelle Großkraftwerke zukünftig noch stärker daran hindern, die notwendige Flexibilität marktkompatibel und wirtschaftlich zu erbringen. 756 Vgl. auch oben Abschnitt 2.3.1.3 (Preisbildung an der Börse). Erzeuger Abschnitt 7.2 Sinagowitz/Neuschwander 371 Das Verlangen nach Flexibilität, auch i.S.d. Versorgungssicherheit, ist einer der Haupttreiber für zukünftige Investitionsentscheidungen im Kraftwerksbereich. Bei der Erbringung der notwendigen Flexibilität zur Bedienung der wechselhaften residualen Leistungsnachfrage ist bereits ein Trend zu kleineren, schneller regelbaren Erzeugungsanlagen, die die Flexibilität bedarfsgerecht und gleichzeitig wirtschaftlich bereitstellen können, zu erkennen. Häufig werden die Erzeugungsanlagen dieser neuen Generation zu sog. virtuellen Kraftwerken aggregiert und mit einer gemeinsamen fernwirktechnischen Steuerungsanbindung ausgestattet757. Diese neuen kleineren Kraftwerksklassen können sich bereits arrivierter Erzeugungstechnologien bedienen, sind häufig nahezu betriebsfertig zu beziehen und bleiben durch ihren modularen Aufbau auch im virtuellen Kraftwerksverbund dauerhaft flexibel in ihrer Erzeugungsstruktur. Virtuelle Kraftwerke sind durch ihre inhärente Anlagenredundanz zudem deutlich ausfallsicherer als Einzelanlagen. Ihre dynamischen Betriebseigenschaften erlauben bedeutend schnellere Reaktionszeiten auf die Anforderungen erlösbringender Märkte, und stellen somit einen wesentlichen Vorteil gegenüber dem zeitintensiven Bau herkömmlicher Großkraftwerke dar, deren projektierte Einsatzzwecke zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme schon nicht mehr marktkompatibel und somit unwirtschaftlich sein können. 7.2.2 EOM, Regelleistung, Direktvermarktung, Kapazitätsmarkt: Gibt es den optimalen Markt? Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird auf lange Sicht zur zentralen Rolle im Strommarkt heranwachsen. Mit der Transformation des Stromversorgungssystems muss sich auch das zugrundeliegende Strommarktdesign verändern, um die Integration der erneuerbaren Energien in die Strommärkte zu realisieren und zeitgleich dauerhafte und ausreichende Anreize zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit bereitzuhalten. In einem ersten Schritt wurden die Betreiber von EEG- Anlagen über die vergangenen Jahre aus dem System fixer Einspeisevergütungen schrittweise an die Direktvermarktung ihres Stroms herangeführt. Mit Inkrafttreten des EEG 2017 wird das Fördersystem, über die bereits bestehenden Regelungen für PV-Freiflächenanlagen hinaus, auch in Bezug auf sonstige Solaranlagen, WE- Anlagen und Biomasse-Anlagen auf Ausschreibungen umgestellt758 und verlangt von EEG-Anlagenbetreibern fortan neben der eigenverantwortlichen Stromvermark- 757 Vgl. dazu auch oben Abschnitte 4.2 (Virtuelle Kraftwerke) und unten 7.2.6 (Virtuelle Kraftwerke als Geschäftsmodell). 758 Der Gesetzgeber setzt damit eine EU-Richtlinie um, welche grds. die Festlegung der Vergütung für EEG-Anlagen über Ausschreibungen fordert. Dies gilt gem. § 22 EEG 2017 für alle Anlagen ab einer installierten Leistung ≥ 750 kWel bei onshore WE- und PV-Anlagen bzw. 150 kWel bei Biomasse-Anlagen; vgl auch oben Abschnitte 3.3.1.2 (Das EEG 2017) und 3.3.1.3 (Ausdehnung des Ausschreibungsmodells). Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 372 Sinagowitz/Neuschwander tung759 auch die wettbewerbliche Kalkulation der mit der Stromproduktion in Verbindung stehenden Vergütungszahlungen (Förderhöhe) ex ante. Die Direktvermarktung steht dabei nicht für ein eigenes Marktprinzip, sondern ist vielmehr ein Instrument zur Marktteilnahme am EOM. Über die Leipziger EEX werden im EOM ausschließlich Stromlieferungen gehandelt. Eine Vergütung für vorgehaltene Leistungskapazitäten, deren Abruf nur im Bedarfsfall erfolgen würde, gibt es im EOM nicht760. Durch die Marktteilnahme der erneuerbaren Energien steigt der Preisdruck auf die Betreiber der konventionellen Stromerzeugung, welche durch höhere Grenzkosten der Erzeugung und schrumpfende Marktanteile seltener deckungsbeitragswirksam Strom veräußern können. Lediglich zu Engpasszeiten können Angebotsverknappungen starke Börsenstrompreissteigerungen induzieren, und den Betreibern eine ertragreiche Stromeinspeisung bescheren. Verlässliche stochastische Modelle zur Prognose von Einsatzhäufigkeit, -dauer und -vergütung zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit solcher Reserveanlagen existieren jedoch derzeit nicht, sodass eine reine Vorhaltung gesicherter Erzeugungskapazitäten für Engpassfälle im EOM mit großer Unsicherheit, d.h. einem hohen wirtschaftlichen Risiko für ihre Betreiber verbunden ist. Insb. gelten auch die zu jedem Handelszeitpunkt ermittelten markträumenden Preise im EOM immer über das gesamte bezuschlagte Leistungsband (Pay-as-cleared-Verfahren), sodass Grund- und Mittellastkraftwerke zeitgleich von Mitnahmeeffekten profitieren. Neben den beschriebenen Vermarktungsrisiken im Zusammenhang mit konventionellen Erzeugungsanlagen können mittel- und langfristig nicht vorhersehbare Einflüsse aus der Politik und der Wirtschaft hinzutreten. 759 Eigenverantwortlich kann in diesem Fall bedeuten, dass der Anlagenbetreiber selbst im Stromhandel in Erscheinung tritt oder diese Aufgabe der Stromvermarktung vertraglich an einen sog. Direktvermarkter überträgt. 760 Mit dem StrommarktG hat sich die deutsche Gesetzgebung 2016 gegen die Etablierung eines Kapazitätsmarktes entschieden, dessen Einführung das Zielbild von Investoren mit Blick auf große konventionelle Erzeugungsbestands- und -neuanlagen maßgeblich hätte verändern können; vgl. dazu oben Abschnitt 3.4 (Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungskapazität). Hauptgrund für den Verzicht ist lt. BMWi der Wunsch zur Vermeidung einer Kostensozialisierung. Die im Ernstfall extrem hohen Preise für Regelenergie würden ein für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit ausreichend gewissenhaftes Bilanzkreismanagement hervorbringen und das finanzielle Risiko verursachungsgerecht auf Seiten der Versorger verorten. Im Notfall greife die Kapazitätsreserve, siehe hierzu auch Abschnitte 0 (Netzreserve) und 3.6.7 (Kapazitätsreserve und Sicherheitsbereitschaft). (Quelle: Rainer Baake, Staatssekretär für Energie, sinngem. während des „Forums Neue Energiewelt“ am 10.11.2016, abrufbar unter: http://bit.ly/2pIJYPy, Aufruf am 28.11.2016). Innerhalb des EOM gewinnt der Intraday-Handel, dessen Vorlaufzeiten sich in den vergangenen Jahren schrittweise bis auf ein Minimum von 30 Minuten vor dem physikalischen Stromlieferzeitpunkt verkürzt haben, zunehmend an Bedeutung. Als Hauptursache für den Handelszuwachs gilt der wachsende Einfluss der fluktuieren- Erzeuger Abschnitt 7.2 Sinagowitz/Thies/Albersmann 373 den Stromerzeugung mit einer parallel wachsenden Schwierigkeit langfristiger, exakter Erzeugungsprognosen für WE- und PV-Anlagen. Im Intraday-Handel gilt das Pay-as-bid-Verfahren der Preisbildung. Hierbei können je nach Handelszeitpunkt unterschiedlich hohe Preise für identische Produkte entstehen. Abseits der vordergründigen Nutzung des Intraday-Handels zum kurzfristigen Bezug von Minder- bzw. die kurzfristige Abstoßung von Überschussstrommengen in oder aus dem verantworteten Bilanzkreis (als weniger kostenintensive Vorstufe der Regelenergienutzung), entwickelt sich der Intraday-Markt erkennbar zu einer Handelsplattform, die die erlösmaximierende und zeitgleich systemdienliche Vermarktung von Strom aus immer flexibleren Erzeugungsanlagen gestattet. 7.2.3 Chancen, Risiken und Hedgingstrategien der Erzeugung Dieser Abschnitt widmet sich der Frage, welchen Risiken Kraftwerksbetreiber ausgesetzt sind und wie diese Risiken abgesichert werden können (Hedge). Der Fokus soll hier auf das Risiko im Strommarkt gelegt werden und die Risiken auf vorgelagerten Märkten für Brennstoffe und Emissionszertifikate vernachlässigen. Für diese Risiken bestehen ebenfalls Hedging-Möglichkeiten, deren Nutzung wir an dieser Stelle unterstellen. Ein Kraftwerksbetreiber deckt die stündliche Nachfrage nach Strom. Die erzielbaren Strompreise können dabei – wie bereits dargestellt – erheblich schwanken. Ebenfalls kann die Nachfrage durch verschiedene Einflüsse stark schwanken, sodass die Erlöse eines Kraftwerksbetreibers einem Preisänderungsrisiko und einem Mengenänderungsrisiko ausgesetzt sind. Das Mengenänderungsrisiko beschreibt das Risiko, dass die tatsächlich zu produzierenden Mengen von den geplanten Mengen abweichen. Dieses Risiko kann ein Kraftwerksbetreiber begrenzen, indem er an einem Börsenhandel teilnimmt und kurzfristig Mehr- oder Mindermengen über die Börse ausgleicht. Der Börsenhandel impliziert das Preisänderungsrisiko. Durch Sicherungsgeschäfte auf der Kostenseite können wir konstante variable Erzeugungskosten für Betreiber thermischer Kraftwerke unterstellen. Fällt der erzielbare Strompreis unter diese Erzeugungskosten ist ein wirtschaftlicher Kraftwerksbetrieb nicht mehr möglich. Der Kraftwerksbetreiber hat also ein Interesse positive Spreads (Deckungsbeitrag aus der Stromproduktion) für einen zukünftigen Kraftwerksbetrieb zu sichern. Das bedeutet, dass er nicht nur auf der Kostenseite Sicherungsgeschäfte abschließen muss, sondern auch auf der Erlösseite, um ein Preisänderungsrisiko auszuschließen. Dazu bieten sich verschiedene Handelsplätze und Produkte mit unterschiedlichen Chance/Risiko-Profilen an. Eine Möglichkeit wäre, den erzielbaren Strompreis und damit den erzielbaren Spread zu fixieren. Dazu bieten sich außerbörsliche Forwards Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 374 Sinagowitz/Thies/Albersmann oder börsengehandelte Futures an. Börsengehandelte Produkte bieten dabei den Vorteil, dass sie standardisiert sind, eine hohe Liquidität aufweisen und häufig lediglich finanziell abgerechnet werden und keine physische Lieferung implizieren. Da Futures ein symmetrisches Chance/Risiko-Profil aufweisen, haben sie zum Zeitpunkt des Abschlusses keinen Wert, weshalb keine Absicherungskosten entstehen. Dem gegenüber stehen Optionen, die dem Halter das Recht einräumen, zukünftig Strom zu einem bestimmten Preis zu kaufen oder zu verkaufen. Da dieses Produkt lediglich ein Recht und keine Verpflichtung beinhaltet, hat das Produkt einen Wert, sodass eine Optionsprämie zu Beginn zu zahlen ist. Diese Absicherungsform ist also mit anfänglichen Kosten verbunden. Futures und Optionen beziehen sich i.d.R. für das deutsche Marktgebiet auf den Day-Ahead-Markt. Die Unsicherheit steigt in den letzten Jahren durch den zunehmenden Anteil von erneuerbaren Energien immer weiter an, sodass der Handel im kurzfristigen Marktsegment weiter zunimmt und folglich auch für diese Märkte Hedging-Produkte entwickelt werden. An der EEX in Leipzig können mittlerweile Cap Futures und Floor Futures gehandelt werden, die Preisschwankungen am Intraday-Markt absichern. Diese Produkte haben ein ähnliches Profil wie Optionen und haben feste Ausübungspreise. Ein Cap Future sichert dem Käufer einen Maximalpreis für die Strombeschaffung zu, da der Verkäufer die Differenz oberhalb des Caps (40 EUR/MWh) an den Käufer leisten muss. Ein Floor Future wiederum sichert dem Käufer einen Mindestpreis für den Stromverkauf zu. Hier zahlt der Verkäufer dem Käufer die Differenz unterhalb des Floors (10 EUR/MWh). Volumenrisiken, die insb. durch die Einspeisung von Windstrom auf dem Day- Ahead-Markt entstehen, können durch den Wind Power Future761 abgesichert werden. Der Wind Power Future errechnet modellbasiert die prozentuale Einspeisung aller installierten Windkapazitäten in Deutschland und Österreich zu jeder Stunde (Indexwert). Jeder Prozentpunkt entspricht dabei einem Wert von 1 EUR/h, sodass der Wert zwischen 0 EUR/h und 100 EUR/h liegen kann. Der Käufer erhält die Differenz zwischen Kaufkurs und errechnetem Modellwert (Indexwert) auf der Basis von Wetterdaten und kann sich somit gegen sinkende Strompreise und eine geringere konventionelle Einspeisung, bedingt durch eine hohe Windeinspeisung, absichern. Gleichzeitig trägt er das Risiko aus einer geringen Windeinspeisung und einem dadurch implizierten geringen Indexwert. 761 Vgl. dazu oben Abschnitt 2.3.1.2 (Börsenhandel). Die neuen Produkte bieten gleich mehrere Vorteile. Zum einen können wenig flexible Marktteilnehmer (Must-run-Kapazitäten, thermische Großkraftwerke, energieintensive Industrieunternehmen, etc.) gegen positive und negative Preisspitzen auf den kurzfristigen Märkten abgesichert werden. Zum anderen werden Erlöspotenziale Erzeuger Abschnitt 7.2 Sinagowitz/Neuschwander 375 für sehr flexible Anlagen geschaffen, die diese Produkte anbieten können. Diese Anlagen werden insb. mittel- und langfristig technisch im Markt benötigt, erhalten über die traditionellen Vermarktungsformen jedoch bisher zu geringe Investitionsanreize. Weiterhin könnten insb. im Bereich der Wind Power Futures mit verbesserten Wetterprognosen Gewinne erzielt werden. Die verbesserten Wetterprognosen könnten langfristig wiederum den Markt bei der Integration der erneuerbaren Energien unterstützen. Die von der EEX entwickelten „Energiewende-Produkte“ schaffen somit einen echten Mehrwert für die Marktteilnehmer und den Markt als Ganzes. Durch die immer kürzer werdenden Zyklen im Handel und im Anlageneinsatz gewinnt Hedging eine neue Dimension. Das klassische Absichern von Handelsgeschäften durch entsprechende Finanzkontrakte ist nur bedingt im Intraday- und Day- Ahead-Trading anwendbar, da häufig dieser kurzfristige Handel nicht im Großhandel, sondern in eigens dafür geschaffenen Dispatching-Einheiten durchgeführt wird. Die Vielzahl der Handelstransaktionen, im Extremfall mehrere Hundert oder Tausend pro Tag, lässt eine Einzelgeschäftsabsicherung gar nicht mehr zu. Neben der technischen Absicherung z.B. durch Anlagenredundanzen gewinnen zunehmend Rahmenvertragskonstrukte Anwendung, die Deal-übergreifend wirken und gezielt für den Kurzfristhandel abgeschlossen werden. Abschließend kann gesagt werden, dass die steigende Komplexität des Strommarktes komplexere Hedging-Instrumente hervorgebracht hat und weiter hervorbringen wird. Dies kann die Wirtschaftlichkeit für sehr flexible Anlagen, neue Marktteilnehmer und neue Geschäftsfelder ermöglichen und liefert einen Beitrag für die Energiewende in Deutschland. 7.2.4 Stärken- und Schwächenprofile der verschiedenen Arten von Erzeugungsanlagen Dieser Abschnitt gibt einen tabellarischen Überblick über verschiedene regelbare Erzeugungstechnologien und beurteilt diese anhand flexibilitätsrelevanter und kostenwirksamer Kriterien sowie weiterer individueller Aspekte mit Hilfe einer vierstufigen Ordinalskala. Die Skala reicht jeweils von (nicht vorteilhaft) bis (sehr vorteilhaft). Die Tabelle kann als Entscheidungsgrundlage dienlich sein, wenn es darum geht, richtige Investitionsentscheidungen bei der Auswahl flexibler Erzeugungsanlagen für die Integration in ein Kraftwerksportfolio zu fällen. Bei der Beurteilung von Stromerzeugungstechnologien nach den folgenden Flexibilitätskriterien sind grds. hohe Lastgradienten, niedrige Minimallasten und kurze Anfahrzeiten ausschlaggebend für positive Einstufungen. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 376 Sinagowitz/Neuschwander Abb. 88: Beurteilung von Kraftwerkstypen nach Flexibilitätskriterien (Darstellung: PwC auf Basis von Quelldaten und Erfahrungswerten) Erzeuger Abschnitt 7.2 Sinagowitz/Neuschwander 377 Abb. 89: Beurteilung von Kraftwerkstypen nach Kostenkriterien und weiteren Aspekten (Darstellung: PwC) Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 378 Sinagowitz/Neuschwander Anmerkung zu Abb. 88 – Die Darstellung in Abb. 88 beruht auf folgenden Quelldaten: UBA (2016): Kraftwerke in Deutschland, Stand: 23.08.2016; BNetzA (2016): Kraftwerksliste (Anlagen in Deutschland), Stand: 10.05.2016; dena, Ergebnispapier: Der Beitrag von Pumpspeicherwerken zur Netzstabilität und damit zur Versorgungssicherheit, Stand 16.07.2015; Verband der Elektrotechnik (VDE) (2013): erneuerbare Energie braucht flexible Kraftwerke – Szenarien bis 2020, Stand 22.11.2013; Michael Aebli, Jonas Trüssel (2012), Eidgenössische Technische Hochschule (ETH) Zürich, EEH Power Systems Laboratory: Rentabilität von Pumpspeicherkraftwerken, Stand: 26.06.2012; Energie & Management Verlagsgesellschaft (2016): Gasheizkraftwerk der Stadtwerke Kiel, Inbetriebnahme voraussichtlich 2018, Stand: 19.03.2016; Dr. Bernhard Günther, CFO der RWE Supply & Trading GmbH (2010): Fachvortrag „Steady course through stormy waters“ zum Commerzbank German Investment Seminar 2010; Gunnar Groebler, Chef des Bereichs Wasserwirtschaft beim Energiekonzern Vattenfall im Handelsblatt-Artikel „Pumpspeicherwerke können Blackout-Schutz bieten“ v. 20.08.2013, abrufbar unter: http://bit.ly/2oYEocS, Aufruf am 30.11.2016; Dipl.-Ing. Carl-Georg Seydel, Deutsches Zentrum für Luftund Raumfahrt e.V. (DLR) im Fachvortrag „Gasturbinen der nächsten Generation“ an der RWTH Aachen, Stand 24.10.2012. Anmerkung zu Abb. 89 – Vgl. Quellen zur Abb. 7 (Spezifische Investitionskosten gängiger konventioneller Kraftwerksarten) und zu Wirkungsgraden im Abschnitt 2.2.1 (Kosten der Stromerzeugung). Den Einstufungen nach den Kriterien der Kapazität wurde insb. die Überlegung zugrunde gelegt, diejenigen Stromerzeugungstechnologien als positiv zu beurteilen, die für die künftigen Anforderungen des Strommarktes leistungsseitig besonders attraktive Nutzintervalle aufweisen. Dies trifft in besonderem Maße auf Erzeugungsanlagen mit einer flexiblen Leistungskapazität im Bereich von rd. 5 bis 50 MWel zu, da sich mit dieser Größenordnung bspw. die volatile Erzeugung von WE- und PV-Anlagen in einem Kraftwerkspark mit einer häufig anzutreffender Größe ausgleichen lässt. Die i.d.R. sehr niedrigen Grenzkosten der Erzeugung von WE- und PV-Anlagen können umgekehrt dazu beitragen, dass sich die durchschnittlichen Grenzkosten der Anlagengesamtheit im betrachteten Kraftwerkspark senken und somit die Wirtschaftlichkeit verbessern. Bei der Wahl einer adäquaten Stromerzeugungstechnologie zur Integration in ein bestehendes Kraftwerks- (und ggf. Speicheranlagen-)Portfolio muss folglich darauf geachtet werden, dass die ergänzenden Kraftwerke bzw. Kraftwerksblöcke weder zu klein noch zu groß dimensioniert sind, da dies i.d.R. negative Auswirkungen auf die Effizienz und somit auf die Erzeugungskosten hat. Erzeuger Abschnitt 7.2 Sinagowitz/Neuschwander 379 Ein gut aussteuerbares Stromversorgungssystem erfordert neben genügenden Leistungskapazitäten zusätzlich deren ausreichende Abrufgeschwindigkeiten. Dies betrifft sowohl das Hochfahren als auch das Abfahren von Kraftwerken. Neben den technologiebedingten diesbezüglichen Unterschieden spielen hierbei auch technische und werkstoffliche Innovationen eine wesentliche Rolle, sodass neuere Erzeugungsanlagen eine tendenziell dynamischere Fahrweise erlauben. Die in der vorstehenden (ersten) Tabelle (Abb. 88) dargestellten geschwindigkeitsbezogenen Ausprägungen der einzelnen Stromerzeugungstechnologien weisen eine Spannweite von heute durchschnittlich üblichen bis zu heute möglichen (ausgewiesenen) Spitzenwerten auf. Bzgl. der Lastgradienten ist zu letzteren jeweils beispielhaft ein entsprechendes reales Kraftwerk, eine reale Kraftwerkskomponente oder ein Kraftwerksprojekt im Bau benannt. Mit Blick auf die (unterbrechungsfreien) Laufzeiten der im Vergleich stehenden Stromerzeugungstechnologien zeigt sich, dass lediglich (Pump-)Speicherkraftwerke tatsächlich limitiert sind762. Beim BHKW-Betrieb mit Biogas aus ortsgleicher Erzeugung (und ohne alternative Erdgasversorgung aus dem öffentlichen Gasnetz) können u.U. die Erzeugungsleistung des Fermenters der Biogasanlage und die Kapazität des zwischengeschalteten Puffergasspeichers die BHKW-Laufzeit beeinflussen. Bei der ergänzenden Beurteilung vor dem Hintergrund der mit der jeweiligen Stromerzeugungstechnologie in Verbindung stehenden Kosten (zweite Tabelle, Abb. 89) zeigt sich insgesamt, dass hochflexible konventionell-thermische Erzeugungstechnologien mit Erd- oder Biogasfeuerung durch ihre vergleichsweise hohen Brennstoffkosten grds. einen wirtschaftlichen Nachteil erfahren. Abgesehen von der Braunkohle sind Brennstoffpreise immer Schwankungen unterworfen, die preislich aufsteigende Reihenfolge Braunkohle – Steinkohle – Erdgas – Biogas hat dennoch in aller Regel Bestand. Die hohen Kosten des Einsatzes von Biogas werden durch die Förderung im Rahmen des EEG teilweise kompensiert. Neben dem brennstoffspezifischen Emissionsfaktor und dem Wirkungsgrad einer Erzeugungsanlage spielt in der vorgenommenen Beurteilung anhand der CO2- Emissionen auch der Faktor Wärmenutzung eine Rolle. Teilweise kann aus Braun-, Stein-, GuD- und Gasturbinenkraftwerken Nutzwärme ausgekoppelt werden. Primär werden diese Kraftwerkstypen jedoch ohne Nutzung der Abwärme zur (Fern-) Wärmeversorgung betrieben. Ihre spezifischen Emissionen wurden daher rein auf 762 Der leistungsmäßig größte Vertreter dieser Kraftwerksart, das Pumpspeicher-Kraftwerk Goldisthal in Thüringen, hat bspw. eine Volllastlaufzeit von rd. 8 h und kann in dieser Zeit rd. 8,5 GWh Strom bei einer Leistung von etwas oberhalb 1 GW aus vier Francis- Turbinen und den durch sie angetriebenen elektrischen Generatoren in das Stromnetz rückspeisen. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 380 Sinagowitz/Neuschwander ihren elektrischen Kraftwerksoutput bezogen. BHKW werden hingegen i.d.R. mit einer angeschlossenen (Fern-)Wärmeversorgung betrieben, sodass zur Berechnung des angegebenen spezifischen Emissionsfaktors ein typischer energetischer Gesamtwirkungsgrad (ηel + ηth) herangezogen wurde, der die BHKW-Technologie im gemachten Vergleich sehr vorteilhaft darstellt. 7.2.5 Anlagenzugriff: Die zukünftige Rolle des Anlagen- Contracting Contracting ist ein bestehendes (Dienst-)Leistungskonzept mit Zukunftspotenzial. Mit Hilfe unterschiedlich ausgestalteter Konzepte wird das Ziel der Steigerung der Effizienz bei der Energieerzeugung, -umwandlung und -nutzung, verfolgt. Beim Contracting werden die dafür einzusetzenden Anlagen nicht direkt verkauft, sondern dem Kunden die Anlagennutzung bzw. das zum optimierten Einsatz der Anlagen notwendige Know-how zur Verfügung gestellt. Die Maßnahmen, die durch Contracting umgesetzt werden, können sowohl die Anschaffung von Neuanlagen als auch Rationalisierungs- und Ersatzinvestitionen sein. Diese Maßnahmen werden durch einen außenstehenden Anbieter (Contractor) getätigt, der je nach Art und Umfang des Vertrags Planung, Finanzierung, Bauausführung und den laufenden Betrieb des Investitionsprojektes gegenüber dem Contracting-Nehmer übernimmt. Die verschiedenen Contracting-Arten werden unterschiedlich stark bei der Durchführung der Maßnahmen genutzt. Im Grundsatz lassen sich vier verschiedene Contracting-Arten voneinander unterscheiden: Energieliefer-, Einspar-, Finanzierungs-Contracting und das Technische Anlagenmanagement763. Die verschiedenen Arten kommen als Reinform oder auch als Mischformen in der Praxis vor. Das Energieliefer-Contracting ist die am weitesten verbreitete Variante. In den häufigsten Fällen wird Wärme geliefert, aber es werden zunehmend auch Projekte für andere Nutzenergien (Strom, Kälte/Klimatisierung, Dampf, Druckluft) abgeschlossen. Bei dieser Contracting-Art wird durch den Contractor entweder eine Neu- Anlage errichtet oder eine bestehende Anlage übernommen. Der Contracting- Nehmer bezieht dann nur noch die gewünschte Energie ohne selbst ein Risiko für die Produktion zu tragen. Diese Verträge sind in aller Regel langfristig angelegt, z.B. zehn Jahre. 763 Vgl. hier und im Folgenden: DIN 8930-5 Kälteanlagen und Wärmepumpen – Terminologie – Teil 5: Contracting, S. 3, Stand: November 2003. Im Fall des Einspar-Contractings optimiert der Contractor die Energie- und Gebäudetechnik des Kunden, z.B. soll durch das Contracting der Stromverbrauch der Be- Erzeuger Abschnitt 7.2 Albersmann 381 leuchtung eines (öffentlichen) Gebäudes gesenkt werden. Die Vergütung für den Contractor bestimmt sich aus der Einsparung die sich für den Kunden ergibt. Bei diesen Verträgen wird die Verbesserung (z.B. Energieeinsparung) dem Kunden vertraglich garantiert. Im Rahmen des Finanzierungs-Contracting wird lediglich die Finanzierung von Optimierungsmaßnahmen durchgeführt. Die Anlagen werden dann von den Kunden auf eigenes Risiko betrieben. Es findet nur eine Unterstützung bei der Auswahl der richtigen Finanzierung statt. Beim Technischen Anlagenmanagement übernimmt der Contractor die Betriebsführung (Bedienung und Instandhaltung) von neuen oder bestehenden Anlagen. Ziel ist die Optimierung der Betriebskosten für die Energieerzeugungsanlagen. Dafür wird dem Contracting-Nehmer ein entsprechendes Entgelt in Rechnung gestellt. An die benannten Contracting-Arten lässt sich aus Erzeugersicht künftig i.S.d. Entwicklung neuer Geschäftsfelder anknüpfen. Im Zuge der Dezentralisierung und stetig steigender Flexibilitätsanforderungen kann im Speziellen vorhandenes und neu generiertes Know-how im Zusammenhang mit einer erlösoptimalen Strom- (und Wärme-)Erzeugung eine wichtige Ressource und sein Vertrieb ein attraktiver Bestandteil zukunftsfähiger Produktportfolien sein. Typischerweise konzentriert sich dieses oft über lange Erfahrungszeiträume aufgebaute und unter der Voraussetzung geeigneter Vermarktungsstrategien wertvolle Know-how in Unternehmen mit dem angestammten Geschäftszweck der Nutzenergieversorgung. Das im Rahmen von Contracting-Verträgen vertriebsfähige Know-how kann sich dabei grds. auf alle vier vorbenannten Contracting-Arten beziehen und sowohl kaufmännischer und finanzwirtschaftlicher als auch (steuerungs-)technischer Ausprägung sein. Es wäre bspw. denkbar, dass sich vormals reine EVU durch die Erschaffung entsprechender Contracting-Angebote eine zusätzliche Geschäftsgrundlage im Energiedienstleistungssektor erschaffen. 7.2.6 Virtuelle Kraftwerke als Geschäftsmodell Ziel des Einsatzes von virtuellen Kraftwerken ist es, positive strategische und betriebswirtschaftliche Effekte für den Betreiber zu generieren. Abgesehen vom betriebswirtschaftlichen Nutzen für den Betreiber können virtuelle Kraftwerke dazu beitragen, durch zentrale Steuerung und bidirektionalen Informationsfluss zwischen Erzeugern, Verbrauchern und Netzkomponenten für Optimierung der Lastflüsse und Prozesse im Energiesystem zu sorgen und so maßgeblich zur Netzstabilität beizutragen. Zusätzlich ist es möglich, durch den vermehrten Einsatz von erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen i.V.m. virtuellen Kraftwerken eine CO2-Reduktion aufgrund der Einsparung fossiler Primarenergieträger zu erzielen. Von dem Konzept der virtuellen Kraftwerke profitieren zuletzt auch die Endverbraucher, da durch die Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 382 Albersmann Lastflussoptimierung und die erhöhte Netzstabilität gleichzeitig auch die Versorgungssicherheit steigt und so Netzunterbrechungen entgegengewirkt wird764. Die Einsatzfelder und Betriebskonzepte von virtuellen Kraftwerken sind breit gefächert. So ist es bspw. möglich, im Spitzenlastausgleich zu agieren und so zur Deckung von Spitzenlasten (Peakload) beizutragen. Betreiber von virtuellen Kraftwerken können durch die zentrale Steuerung und die relativ kurze Anfahrzeit bestimmter Anlagen diesen Spitzen entgegenwirken. Auf diese Weise können virtuelle Kraftwerke wenig effiziente Großkraftwerke, die Spitzenlasten bereitstellen, ablösen und verdrängen765. Für den Spitzenlastausgleich eignen sich vorwiegend Anlagen, die auf effiziente Weise Strom zu den entsprechenden Spitzenlastzeiten erzeugen können. Die Betreiber von virtuellen Kraftwerken profitieren dabei von den niedrigen Grenzkosten ihrer Erzeugungsanlagen, weswegen andere Spitzenlastkraftwerke in der Merit-Order verdrängt werden können. Eine pauschale Einordnung von virtuellen Kraftwerken in die Merit-Order ist aufgrund des variablen Kraftwerkverbunds nur schwer möglich, doch in den allermeisten Fällen ist von einem hohen Anteil von EEG-Anlagen im Kraftwerksverbund auszugehen, weswegen virtuelle Kraftwerke bezogen auf die Grenzkosten einen Vorteil gegenüber anderen Spitzenlastkraftwerken aufweisen. Das Ersetzen von bestehenden konventionellen Großkraftwerken durch virtuelle Kraftwerke ist ebenfalls möglich. Der verstärkte Ausbau von dezentralen Erzeugungsanlagen und deren Bündelung zu virtuellen Kraftwerken kann dazu beitragen, das Defizit, das durch die Abschaltung von Kernkraftwerken entsteht, teilweise zu schließen. Voraussetzung dafür ist, dass die Summe der einzelnen Anlagen ausreicht, um ein konventionelles Großkraftwerk zu ersetzen. Ist diese Voraussetzung erfüllt, können virtuelle Kraftwerke in Zukunft konventionelle Großkraftwerke ersetzen und ablösen. Ein weiterer Vorteil von virtuellen Kraftwerken sind die im obigen Teil angesprochenen niedrigen Grenzkosten. Durch den Einspeisevorrang von erneuerbaren Energien können virtuelle Kraftwerke teurere konventionelle Kraftwerkstypen vom Markt verdrängen und sind somit eine verhältnismäßig sichere und elegante Möglichkeit, Erlöse zu generieren. Ein weiteres Betriebskonzept kann der Einsatz von virtuellen Kraftwerken als Regelleistungskraftwerk sein. Durch die tiefgreifende Umstrukturierung des Energiemarktes und der zunehmenden Bedeutung der erneuerbaren Energien wird der Regelleistungsbedarf in Zukunft ansteigen. Zwar ist der Anteil der erneuerbaren Energien an virtuellen Kraftwerken ebenfalls hoch, doch mithilfe seiner Steuerungsund Informationstechnologie ist es für Betreiber von virtuellen Kraftwerken mög- 764 Zu virtuellen Kraftwerken vgl. ausführlich oben Abschnitt 4.2 (Virtuelle Kraftwerke). 765 Droste-Franke, B./Berg, H./Kötter, A. et al. (2008) S.28. Erzeuger Abschnitt 7.2 Albersmann 383 lich, ihre Flexibilität zu bewahren und so am Regelleistungsmarkt teilzunehmen. Der Vorteil von virtuellen Kraftwerken ist ihre hohe Aktivierungsgeschwindigkeit, die eine schnelle Reaktion auf Frequenzschwankungen und Lastabweichungen möglich macht. Zusätzlich zum ansteigenden Regelleistungsbedarf wird durch die Abschaltung der Kernkraftwerke und den wachsenden Anteil der erneuerbaren Energien die Netzstabilität negativ beeinflusst. Dies wird in Zukunft zu einem deutlicheren Lastflussoptimierungsbedarf führen. Auch gegen diese Entwicklung können virtuelle Kraftwerke entgegen wirken. Dazu sind allerdings eine große Clusterung und eine geschickte Steuerung erforderlich, die zur Optimierung der Lastflüsse beitragen können. Bspw. lassen sich mehrere WE-Anlagen steuerungstechnisch bündeln und damit zur Optimierung von Lastflüssen nutzen. Die Idee der virtuellen Kraftwerke gewinnt zunehmend an Bedeutung – insb. die vorangetriebene Energiewende mit der Konzentration auf dezentrale Erzeugungsanlagen könnte die Zukunft der Energiewirtschaft nachhaltig beeinflussen. Virtuelle Kraftwerke könnten eine Möglichkeit sein, diese dezentralen Erzeugungsanlagen zu bündeln, deren Nachteile zu minimieren (Volatilität, geringe Leistung) und so Großkraftwerke abzulösen. Aktuell gibt es etwa 50 Unternehmen in Deutschland, die Produkte und Dienstleistungen rund um virtuelle Kraftwerke anbieten. Die Unternehmen, die am virtuellen Kraftwerks-Markt“ teilnehmen, reichen von EVUs, Stadtwerke-Kooperationen und Start-Ups bis hin zu IT-Dienstleistern, Energie-Dienstleistern und Technologiekonzernen. Aktuell wird der Markt von EVU dominiert, sie machen sie knapp 50 % aller Teilnehmer am virtuellen Kraftwerks-Markt aus. Die Aktualität des Themas „virtuelle Kraftwerke“ wird durch überraschende Markteintritte in den letzten Jahren deutlich: So wagen auch branchenfremde Unternehmen wie die deutsche Telekom den Schritt in den virtuellen Kraftwerks-Markt und bieten Cloud-Lösungen zur Steuerung an. Aufseiten der Dienstleistungsempfänger gibt es aktuell große Unterschiede: Haushalts- und Gewerbekunden – Wenig Dienstleistungsbedarf, weil in erster Linie Kleinstanlagen genutzt werden Großindustrie – Hoher Dienstleistungsbedarf, v.a. in Sachen Flexibilität und Prognose EVU/Stadtwerke – Sehr hoher Dienstleistungsbedarf in Sachen virtuelle Kraftwerks–Architektur und Prozessplanung Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 384 Albersmann Wesentliche Unterschiede treten auch bei der Integration der verschiedenen Anlagentypen auf – dominant sind hier WE-, PV-Anlagen und Biogasanlagen. Die gewählten Betriebsstrategien sehen wie folgt aus: Regelleistungsmarkt – v.a. SRL und MRL Geförderte Direktvermarktung – Vermarktung am Energy-Only-Market Fahrplanoptimierung – v.a. Biogasanlagen Die Aktualität und Wichtigkeit des Themas virtuelle Kraftwerke wird auch in einer aktuellen Umfrage bzgl. dieses Themas deutlich. So erwarten alle befragten Teilnehmer einen deutlichen Zuwachs der virtuellen Kraftwerke am deutschen Strommarkt (in den nächsten fünf bis zehn Jahren). Wie bereits im oben betont, ist eine Komplettlösung in Sachen IT-Komponenten nicht üblich – vielmehr bieten IT-Dienstleister einzelne IT-Komponenten an. Hier dominieren v.a. die Optimierung, das EDM und die Abrechnung. Alles in allem ist zu betonen, dass ein virtuelles Kraftwerk immer auch eine Integrationsaufgabe ist, weil die verschiedenen IT–Komponenten geschickt verknüpft und überwacht werden müssen. 7.2.6.1 Marktüberblick Deutschland und Einflüsse auf europäischer Ebene Im Moment steckt der virtuelle Kraftwerksmarkt noch in seinen Anfängen – die Anzahl der Unternehmen und Dienstleister, die Produkte und Dienstleistungen rund um virtuelle Kraftwerke anbieten, ist noch recht überschaubar. Die Substitution von Großkraftwerken durch virtuelle Kraftwerke ist aktuell noch kein Thema. Vermehrt wird auf dem Regelleistungsmarkt agiert oder die Direktvermarktung gewählt. Auch in Sachen IT-Dienstleister besteht noch Nachholbedarf, denn nur wenige Dienstleister können Hard- und Software liefern, die für ein reibungslos funktionierendes virtuelles Kraftwerk von großer Bedeutung sind. Der deutsche virtuelle Kraftwerksmarkt ist geprägt von einheimischen Unternehmen und Dienstleistern. Ausländische Investoren halten sich in diesem Marktgebiet noch zurück. Der virtuelle Kraftwerksmarkt steckt aktuell noch in einer Wachstumsphase – in den nächsten fünf bis zehn Jahren ist allerdings mit einer Etablierung auf dem deutschen Energiemarkt zu rechnen. Die Marktteilnehmer, die am virtuellen Kraftwerksmarkt existieren, sind höchst unterschiedlich – neben den großen vier partizipieren auch 8-KU Unternehmen wie die EWE AG, MVV AG oder N-Ergie AG am Markt. Daneben sind IT-Dienstleister und Energiedienstleister wie Clean Energy Sourcing AG oder OHP Automation Systems GmbH auf dem Markt vorzufinden. Weiterhin haben einige Start-Ups den Erzeuger Abschnitt 7.2 Albersmann 385 Einstieg in den virtuellen Kraftwerksmarkt gewagt – hier sind v.a. die Next Kraftwerke GmbH oder die E2M GmbH zu nennen. Neben all diesen brancheninternen Unternehmen agieren auch einige branchenfremde Unternehmen wie die Siemens AG oder die Robert Bosch GmbH auf dem Markt. Virtuelle Kraftwerke sind auf europäischer Ebene noch in ihrer Pilot-Phase. In Westeuropa sind aktuell einzelne Pilot-Projekte angesiedelt, wie bspw. das PREMI- O-Projekt in Frankreich oder das FENIX-Projekt in Spanien. Auch europäische Förderprogramme wie EcoGrid EU oder das eBADGE Project sollen die Planung und „Errichtung“ von virtuellen Kraftwerken ankurbeln und unterstützen. In den nächsten sieben bis acht Jahren ist mit einer Verdopplung des Umsatzes virtueller Kraftwerke auf dem europäischen Energiemarkt zu rechnen, während die USA ihre Rolle als Marktführer verteidigen werden. Die Märkte in Asien, Südamerika und Afrika werden aller Voraussicht nach nur einen geringen Umsatz mit Hilfe virtueller Kraftwerke generieren. 7.2.6.2 Ausblick auf die nächsten fünf Jahre Bis zum Jahr 2030 sollen ca. 50 % des Stroms in Europa durch den Einsatz erneuerbarer Energien produziert werden. Weiterhin soll es durch eine engere Vernetzung der nationalen Stromnetze möglich sein, grenzüberschreitende Stromtransporte durchzuführen und damit Schwankungen und Netzausfällen entgegenzuwirken. Eine wichtige Frage wird sein, ob europaweit Kapazitätsmechanismen eingeführt werden, wie sie bereits in Spanien, Irland oder Schweden existieren, oder ob in Deutschland weiterhin der Weg des Energy-Only-Marktes gegangen wird. Weiterhin werden Verbesserungen auf dem Feld der Smart Grids Fortschritte bei der Umsetzung von virtuellen Kraftwerken ermöglichen. Auch Entwicklungen auf dem Gebiet der IT und den Energieerzeugungsanlagen werden dazu beitragen, virtuelle Kraftwerke zu etablieren. Nicht zuletzt der Ausbau der regenerativen Energien in Europa wird den Ruf nach mehr Versorgungssicherheit und Netzstabilität nach sich ziehen. Sollten bis zum Jahr 2030 tatsächlich die oben genannten Ziele erreicht werden, so könnten virtuelle Kraftwerke ein probates Mittel sein, um die Nachteile fluktuierender Einspeisungen (geringere Versorgungssicherheit, Schwankungen) zu beseitigen. Erste Schritte auf diesem Weg sind durch verschiedene europäische Projekte getan – das Potenzial allerdings ist wesentlich höher, weswegen virtuelle Kraftwerke ein Mittel zur Umstrukturierung des Energiemarktes weg von Großkraftwerken hin zu einem dezentralen Erzeugungssystem sein könnten. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 386 Sinagowitz/Neuschwander 7.2.7 Veränderungen im Geschäftsmodell von Großkraftwerken Die derzeitige Stromerzeugungssituation steht in Deutschland vor einer erheblichen Umstrukturierung des Erzeugungsmix. Ein großer Teil des Kraftwerksparks ist veraltet und muss in den kommenden Jahren ersetzt werden. Ihre mangelnde bis ungenügende Wirtschaftlichkeit zwingt diese Anlagen zu häufigem oder bereits dauerhaftem Stillstand. Künstliche, lebensverlängernde Fördermaßnahmen für diese technisch unterlegenen, vergleichsweise klimaineffizienten konventionellen Erzeugungsanlagen sind mit Blick auf die beschlossenen Klimaziele seitens der Politik nicht zu erwarten. Hingegen soll nach dem Willen des BMWi modernen emissionsarmen KWK- Anlagen zukünftig eine Sonderrolle zukommen766. Die Kraftwerksanlagen der erneuerbaren Erzeugung sollen durch sie flankiert werden, denn nicht zuletzt spielt neben der Erbringung von Residuallast auch die ausreichende Erzeugung von Wärme und die damit verbundene Möglichkeit der Energiespeicherung eine versorgungstechnisch wichtige Rolle; dies insb. weil mittel- und langfristig damit zu rechnen ist, dass ältere und unwirtschaftliche KWK-Anlagen durch ihre Stilllegung von den Strom- und Wärmenetzen abkoppelt werden und somit Versorgungslücken bei Strom und Wärme entstehen können. Das zu erwartende graduelle Ausscheiden von klimaineffizienten konventionellen Erzeugungsanlagen aus dem Strommarkt ist prinzipiell ein Indiz für den Abbau von Überkapazitäten. Scheiden Erzeugungsanlagen aus, kann das die Wirtschaftlichkeit konkurrierender Erzeugungsanlagen (für deren verbleibende Nutzungsdauer) am Strom- und Wärmemarkt positiv beeinflussen. Der Erwerb oder die Modernisierung bestehender sowie der Neubau moderner (gasbetriebener) KWK-Anlagen kann demnach künftig durchaus eine geeignete Maßnahme für Erzeuger sein, um einerseits ihre Erzeugung abzusichern und andererseits ihr Anlagenportfolio zu flexibilisieren, indem sie emissionsarme KWK-Anlagen bspw. mit thermischen Speichern und Elektrokesseln kombinieren. Darüber hinaus verfügen Großkraftwerksbetreiber häufig über umfangreiche technische und personelle Kapazitäten in Verbindung mit ihrer Leittechnik. Die vorhandenen technischen Infrastrukturen und personellen Ressourcen könnten künftig verstärkt eingesetzt werden, um dezentrale Erzeugungsanlagen fernwirktechnisch zu bündeln und zu steuern und die daraus geernteten Nutzenergien zu vermarkten. 766 BMWi (2016): Impulspapier Strom 2030 Langfristige Trends – Aufgaben für die kommenden Jahre, S. 8. Handel und Beschaffung einschließlich Bilanzkreisverantwortliche Abschnitt 7.3 Dütsch 387 7.3 Handel und Beschaffung einschließlich Bilanzkreisverantwortliche 7.3.1 Der Energiehandel als Geschäftsmodell Kraftwerksbetreiber und kleine Stromerzeuger liefern ihren erzeugten Strom an Stromhändler und große Letztverbraucher. Die Liberalisierung des Strombinnenmarktes verankerte insb. auch die freie Wahl des Stromlieferanten. Händler und Kraftwerksbetreiber, die selbstständig Strom kaufen bzw. verkaufen und für Belieferungszwecke das öffentliche Stromnetz in Anspruch nehmen, müssen einem Bilanzkreis zugeordnet oder aber selbst Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) sein. Die deutschlandweit derzeit rd. 9.000767 existierenden Bilanzkreise dienen insb. der Netzstabilität und der Gewährleistung der Versorgungssicherheit768. Das Geschäftsmodell des Energiehandels hat sich in Deutschland erst mit der Liberalisierung der Energiemärkte 1998 gebildet. Während die Wertschöpfungskette vor der Liberalisierung die Erzeugung, den Transport und den Vertrieb beinhaltete, ist der Handel heutzutage zwischen Erzeugung und Vertrieb positioniert769. Abb. 90: Der Energiehandel als Drehscheibe (eigene Darstellung) 767 Amprion (2016), TenneT (2016), TransnetBW (2016), 50Hertz (2016). 768 Vgl. dazu auch oben Abschnitte 2.1.2 (Stromübertragung und -verteilung), 3.3.2 (Bilanzkreistreue) und 3.6 (Versorgungssicherheit). 769 EFET – Funktionsweise des Stromhandels (2013). Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 388 Dütsch Der Energiehandel bildet die wirtschaftliche Drehscheibe für Energieversorger und ist somit verantwortlich für den Ausgleich des Energieportfolios über verschiedene Märkte. Er ist zudem die Schnittstelle zwischen dem Energieversorger und den nationalen und internationalen Handelsmärkten für Energie und energienahe Rohstoffe. Um das Ziel einer sicheren Energieversorgung zu erreichen, werden börslich und außerbörslich verschiedene Mengen zu unterschiedlichen Zeitpunkten und auf der Basis unterschiedlicher Preiserwartungen gehandelt. Erst durch diesen Handel erhält Energie einen marktgerechten Preis, was trotz der Finanzmarktkrise und der in diesem Zusammenhang erhobenen Forderungen nach stärkerer Regulierung nicht vergessen werden darf770. Sämtliche Produkte werden dabei nicht nur physisch, sondern auch derivativ, also mittels Finanzinstrument, gehandelt771. Der Handel findet auf verschiedenen Marktplätzen statt, an Börsen und außerhalb von Börsen über den OTC-Markt772. Während die Börsen standardisierte Produkte anbieten, bietet der OTC-Handel auch frei zu vereinbarende Kontrakte an. Diese Marktplätze ermöglichen die Funktionsfähigkeit des Energiehandels, da an diesen physische und finanzielle Transaktionen durchgeführt werden können und damit die Liquidität gebündelt wird. Dabei dient der Regelenergie- und Spotmarkt (Intraday-, Day-Ahead-Handel) dem Ausgleich kurzfristiger Schwankungen bei Angebot und Nachfrage (z.B. Wettereinflüsse oder ungeplante Kraftwerksausfälle), während der Terminmarkt mit Lieferung in den nächsten Monaten, Quartalen oder Jahren zur langfristigen Preis- und Volumenabsicherung dient. EVU sehen den Energiehandelsmarkt als einen Referenzwert für Energie für den Folgetag im Spotmarkt oder für die Zukunft im Terminmarkt. Letzteres gilt für Energievertriebsgesellschaften und große Endverbraucher analog; der Unterschied liegt in diesem Fall nur darin, dass es sich um einen Beschaffungsmarkt handelt. Die zentrale Aufgabe der Energiehandelsgesellschaften besteht demnach darin, sowohl das Absatzportfolio als auch das Beschaffungsportfolio von Energieproduzenten zu optimieren. Somit stellt der Energiehandel die zentrale Marktschnittstelle dar, da er die Plattform sowohl für die optimale Steuerung der Energieproduktion bzw. des Energieabsatzes als auch für die Beschaffungsoptimierung der Vertriebsgesellschaft bildet773. 770 Zenke, I./Schäfer, R. (2008), Geleitwort. 771 Zenke, I./Schäfer, R. (2008), S. 1. 772 Vgl auch oben Abschnitt 2.3.1.1 (Over The Counter – OTC-Handel). 773 Zenke, I./Schäfer, R. (2008), S. 143. Handel und Beschaffung einschließlich Bilanzkreisverantwortliche Abschnitt 7.3 Dütsch 389 7.3.2 Optimierung und Dispatching 7.3.2.1 Grundsätzliches Vorgehen Kraftwerke sind Anlagen, durch die Sekundärenergie (bspw. Strom und Wärme) durch den Einsatz von Primärenergieträgern (bspw. Kohle, Gas, Öl, Wasser) produziert wird. Der Optimierungsansatz bei der Kraftwerksbewirtschaftung fokussierte sich ursprünglich auf die Sicherstellung der Energieversorgung, während heutzutage Kraftwerke als Realoption gesehen und genutzt werden. In der neueren (deutschen) Literatur wird die Realoption meist ähnlich der Definition von Damisch beschrieben774: „Eine Realoption entspricht der realwirtschaftlichen Flexibilität eines Unternehmens in Verbindung mit der Fähigkeit der Entscheidungsträger, Entscheidungen bzgl. der Verwendung, Nutzung und Umgestaltung realer Vermögensgegenstände an veränderte Konstellationen des Unternehmensumfelds auszurichten und so die unterschiedlichen Wertentwicklungen verschiedener Vermögensgegenstände auszunutzen. Eine Realoption weist die gleiche Grundstruktur wie eine Finanzoption auf, bezieht sich jedoch auf einen zumeist nicht börsengehandelten Vermögensgegenstand.“ Die Betriebsstrategie fossiler Kraftwerke, erneuerbarer Energien und Speicher hat einen erheblichen Einfluss auf ihre Betriebskosten und Wirtschaftlichkeit. Um einen maximalen Ertrag zu erwirtschaften, ist es notwendig, diese Strategie zu optimieren. Fahrweisen, die an das jeweilige Geschäftsmodell angepasst sind, führen nicht nur zu wirtschaftlichen Vorteilen, sondern wirken sich darüber hinaus positiv auf die Stabilität des Energiesystems aus775. Bei der Vermarktung von Strom aus Kraftwerken werden sowohl der Spot- als auch der Terminmarkt genutzt, um die o.g. Optionalität des Kraftwerks möglichst gewinnbringend auszunutzen. Der physische Stromhandel wird hauptsächlich zur Beschaffungsoptimierung, also zur Optimierung des Einsatzes des eigenen Kraftwerkparks, durchgeführt und liefert einem vertikal integrierten Stromversorger alle Daten zur Kraftwerksoptimierung sowie Daten zur Vertriebssteuerung776. Während am Spotmarkt bspw. letzte Fehlmengen kurzfristig eingekauft werden, um damit Positionen zu schließen oder zu optimieren, wird der Terminmarkt genutzt, um Preis- und Mengenrisiken in der Beschaffung zu reduzieren. 774 Damisch, P.N./Locarek-Junge, H. (2003), S. 5. 775 Fraunhofer Institut, abrufbar unter: http://bit.ly/2q49Qmc, Aufruf am 28.09.2016. 776 Pschick, S. 16. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 390 Dütsch Ein wirtschaftlich rational handelnder Kraftwerksbetreiber produziert Strom, solange die Erzeugungskosten unter den Verkaufserlösen liegen. Die Kostenseite777 teilt sich dabei in die fixen und variablen Kosten auf. Die fixen Kosten beinhalten hauptsächlich die Investitionskosten für den Neubau von Kraftwerken, während die variablen Kosten vorwiegend durch die Kosten der Brennstoffe und Kohlendioxid- Emissionszertifikate beeinflusst werden. Sollten die erwarteten Erlöse die prognostizierten Vollkosten (fixe und variable Kosten) übersteigen, wird sich ein Investor für den Zubau von Kraftwerken entscheiden. Anders jedoch stellt sich die kurzfristige Vermarktung von bereits im Betrieb befindlichen Kraftwerken heraus, da in diesem Fall die Fixkosten wegfallen und nur die variablen Kosten (Grenzkosten) von Bedeutung sind. Die Differenz zwischen erwarteten Erlösen und Grenzkosten nennt man Deckungsbeitrag. Sobald der Deckungsbeitrag positiv ist, können damit die Investitionskosten amortisiert und möglicherweise Gewinne realisiert werden. Demnach wird ein Kraftwerksbetreiber seinen Strom zu Grenzkosten anbieten, um die Gelegenheit, Gewinn zu erzielen, wahrzunehmen. Sollte der Verkaufspreis für Strom allerdings unter die Grenzkosten fallen, wird sich der Kraftwerksbetreiber dafür entscheiden, seine Anlage abzuschalten und die ggf. offene Position am Spotmarkt auszugleichen. Beim Abschalten und erneutem Anfahren von Kraftwerken ist allerdings zu beachten, dass aus technischen Gegebenheiten hohe Kosten auf den Kraftwerksbetreiber zukommen können. Diese Kosten beeinflussen ebenfalls die Grenzkosten und somit die Entscheidung, Kraftwerke abzuschalten oder weiter zu betreiben. Die Ertragsoptimierung durch Termin- und Spotmärkte ist insoweit möglich, dass der Kraftwerksbetreiber seinen Absatz über den Terminmarkt erst einmal sichert, um das Mengen- und Preisrisiko zu reduzieren. Nachdem der Erfüllungstermin vom Terminmarkt- in den Spotmarkthorizont übergegangen ist, stellt sich die Frage der Make-or-Buy Entscheidung für den Kraftwerksbetreiber. Anstatt den Strom selbst zu erzeugen, um diesen an die Käufer der Terminkontrakte zu liefern, können die vereinbarten Strommengen an den Spotmärkten von der zugehörigen Energiehandelsabteilung oder von Dritten hinzugekauft werden, um schließlich diese an die Käufer der Terminkontrakte zu liefern und somit den Deckungsbeitrag zu erhöhen. Diese Strategie ist rentabel für den Kraftwerksbetreiber, wenn die Erträge durch die Beschaffung über den Spotmarkt die Erträge der Terminvermarktung übersteigen. Dies würde für den Fall gelten, dass die Grenzkosten der Produktion über dem aktuellen Marktpreis liegen und somit ein Einkauf der Energie am Großhandelsmarkt einen höheren Deckungsbeitrag erwirtschaftet als die eigene Produktion der Energie. Die 777 Vgl. dazu oben ausführlich Abschnitt 2.2.1 (Kosten der Stromerzeugung). Handel und Beschaffung einschließlich Bilanzkreisverantwortliche Abschnitt 7.3 Dütsch 391 Differenz dieser beiden Erträge stellt somit die Optimierung des Handelsgeschäfts dar778. Der Begriff Dispatch bezeichnet die Einsatzplanung von Kraftwerken durch den Kraftwerksbetreiber. Der deutsche Begriff für Dispatch lautet entsprechend „Kraftwerkseinsatzplanung“. Der Begriff Redispatch779 hingegen bezeichnet die kurzfristige Änderung des Kraftwerkseinsatzes auf Geheiß der ÜNB zur Vermeidung von Netzengpässen. Die kurz- und mittelfristige Kraftwerkseinsatzplanung eines Energieversorgers orientiert sich an den zur Verfügung stehenden Kraftwerksblöcken und an den zu bewirtschaftenden Lieferverträgen. Zweck des Dispatch ist, die in betriebswirtschaftlicher Hinsicht möglichst lukrative Fahrweise des eigenen Kraftwerksparks umzusetzen. Dazu wird der Einsatz aller verfügbaren Kraftwerke unter Berücksichtigung der variablen Kosten des Kraftwerkseinsatzes und unter Berücksichtigung der zu erwartenden Preise am jeweiligen Absatzmarkt geplant. Denn ein Kraftwerk sollte nur eingesetzt werden, wenn seine variablen Kosten unter den zu erzielenden Absatzpreisen liegen. Das Ergebnis des Dispatch ist die Allokation der verfügbaren Kraftwerksleistung in räumlicher, zeitlicher und gradueller Hinsicht. Alle Kraftwerksbetreiber sind verpflichtet den Fahrplan ihrer Kraftwerke beim ÜNB anzumelden. Ein Bilanzkreis stellt dabei keine geografische Region dar, sondern vielmehr (im einfachen Fall) einen Netznutzer, der Entnahmen oder Einspeisungen durchführt. Hinsichtlich der Abwicklung des Bilanzausgleichs sind Bilanzkreise mit den ÜNB auf Regelzonen beschränkt. In Deutschland gibt es vier ÜNB, nämlich die Amprion GmbH, die 50 Hertz Transmission GmbH, die TenneT TSO GmbH und die TransnetBW GmbH. Jeder dieser Netznutzer oder auch Marktteilnehmer gilt im liberalisierten Strommarkt in Deutschland als BKV, der nicht über Vollstrom- oder Zusatzstromverträge bzw. über entsprechende Einspeiseverträge diese Aufgabe einem Dritten überträgt. Der BKV kann dabei der Händler sein oder ein von ihm benannter dritter Händler; er ist dafür verantwortlich, dass die von ihm abgenommene bzw. verkaufte Energie in jeder Abrechnungsperiode durch entsprechende Lieferungen abgedeckt wird780. Auf Basis der Energiebilanz und Abrechnung von Handelstransaktionen erfolgt die Saldierung von Abweichungen zwischen Einspeisung und Entnahmen für mehrere Entnahmestellen. Ungleichgewichte werden dabei vom ÜNB ausgeglichen (Bilanzausgleich) und in Rechnung gestellt. Den Stromversorgern ist es somit möglich, im Zuge der Optimierung und des Dispatching die Liefer- und Leistungspflichten in Termin-, Spot- und Regelenergiemarktprodukte zu zerlegen und am Energiegroßhandelsmarkt zu handeln. Die fol- 778 Energy Brainpool – Ertragsoptimierung von Kraftwerken durch EEG Regelungen (2013). 779 Vgl. dazu auch oben Abschnitt 3.6.5 (Redispatch). 780 Schwintowski, S. 54 f. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 392 Dütsch gende Abb. zeigt ein mögliches Stromhandelsportfolio eines Händlers, das aus verschiedenen physischen und derivativen Produkten besteht781. Abb. 91: Produkte im Energiehandelsportfolio (eigene Darstellung) So werden neben den täglichen Optimierungsgeschäften durch den Spothandel auch Fahrpläne, Stromoptionen zur Bedarfsoptimierung, Forwards für Lieferungen in der Zukunft und Termingeschäfte mit einem Zeithorizont bis hin zu fünf Jahren gesteuert. Dadurch, dass der Spothandel durch hohe Volatilitäten charakterisiert ist und somit einem hohen Marktpreisrisiko unterliegt, werden zunehmend Derivate (Forwards, Futures, Optionen, Swaps) abgeschlossen, um das Marktpreisrisiko zu reduzieren. Die Spot- und Terminmärkte werden durch weitere Faktoren, wie bspw. steigende Brennstoffpreise, den Eintritt erneuerbarer Energien in den Markt oder durch Regulierungsmaßnahmen, stark beeinflusst. Diese regulatorischen Eingriffe führen dazu, dass das Geschäftsergebnis der verschiedenen Marktteilnehmer teils einer hohen Schwankungsbreite unterliegt. Die folgende Tabelle zeigt die sog. Teilmärkte des Energiemarktes, deren Produkte und Einsatzmöglichkeiten, die im Zuge der Liberalisierung von Strommärkten entstanden sind782: 781 Pschick, S. 17. 782 Pschick, S. 41. Handel und Beschaffung einschließlich Bilanzkreisverantwortliche Abschnitt 7.3 Dütsch 393 Regelenergiemarkt Minutenreserve Primärregelenergie Sekundärregelenergie Vermarktung von physischen Flexibilitäten (z.B. Kraftwerkskapazitäten) Spotmarkt Stunden Blöcke Wochenprodukte Kurzfristige wirtschaftliche Optimierung und physische Glattstellung des Erzeugungsund Produktionsportfolios Terminmarkt Forwards Futures Optionen Swaps Langfristige physische und ökonomische Optimierung des Portfolios Risikomanagement Spekulation Abb. 92: Teilmärkte und Produktfamilien im Stromgroßhandel (eigene Darstellung) Während sich die gehandelten Produkte in ihrer Erfüllung unterscheiden können, nämlich physisch und finanziell, können die Märkte mit Hinblick auf den Lieferzeitpunkt differenziert werden783. Regelenergie beschreibt dabei die Energie, die genutzt wird, um unvorhergesehene Leistungsschwankungen im Stromnetz innerhalb von Sekunden (Primärreserve), fünf Minuten (Sekundärreserve) oder Viertelstunden (Minutenreserve) kurzfristig auszugleichen784. Der Horizont des Spotmarkts wiederum liegt i.d.R. bis zu einem Tag im Voraus bzw. ein komplettes Wochenende inkl. folgendem Werktag im Voraus (Intraday- und Day-Ahead-Handel), während sich der Terminhandel bis auf mehrere Jahre in die Zukunft erstreckt (Wochen-, Monats-, Quartal-, Jahres- und ggf. auch mehrjährige Produkte)785. 7.3.2.2 Intraday-/Day-Ahead-Handel und Regelenergie Der Spotmarkt für Strom ermöglicht die kurzfristige Optimierung von Beschaffung und Verkauf, indem Geschäfte entweder am gleichen Tag (Intraday) oder am nächsten Tag (Day-Ahead) physisch erfüllt werden786. Der Intraday-Handel787 findet sowohl an der EPEX Spot in Paris als auch im OTC-Handel statt und beinhaltet i.d.R. Stromlieferungen in sowohl 15-Minuten- als auch Stunden-Blöcken, wobei auch der Handel von größeren Blöcken möglich ist. Standardisierte Blockgebote sind der Baseload für die Stunden 1–24 und der Peakload für die Stunden 8–20 an jedem 783 Zenke, I./Schäfer, R. (2008), S.68. 784 Vgl. dazu oben Abschnitt 3.6.4 (Regelenergie); BNetzA, abrufbar unter: http://bit.ly/2qpoh87, Aufruf am 27.09.2016. 785 Zenke, I./Schäfer, R. (2008), S.68. 786 European Energy Exchange (EEX), abrufbar unter: https://www.eex.com/de/produkte/strom/spotmarkt, Aufruf am 29.09.2016. 787 Vgl. dazu oben Abschnitt 2.3.1.2 (Börsenhandel). Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 394 Dütsch Wochentag (Montag bis Freitag). Unter dem Begriff Day-Ahead-Handel ist der Handel von Strom am folgenden Tag zu verstehen. Dieser kann ebenfalls über die EPEX Spot in Paris, über die EXAA in Wien oder über den OTC-Markt stattfinden. Während der Intraday-Handel um 15 Uhr des Vortags beginnt, müssen beim Day- Ahead-Handel788 Gebote bis spätestens 12 Uhr für den Folgetag abgegeben werden. Die zu handelnde Mindestmenge liegt sowohl beim Intraday- als auch beim bei 0,1 MWh, wobei beim Ersteren die Preisspanne von minus 9.999 EUR bis plus 9.999 EUR festgelegt ist und beim Zweiten bei minus 500 EUR bis 3.000 EUR reicht. Der hervorzuhebende Unterschied beider Handelsrahmen liegt allerdings in der Preisbildung, denn der Intraday-Handelspreis wird über das „Pay-as-bid“- Verfahren ermittelt, was bedeutet, dass es sich um einen Gebotspreis handelt, der je nach Handelszeitpunkt für das gleiche Produkt verschieden sein kann. Im Day- Ahead-Handel hingegen spricht man von dem markträumenden Preis bei dem das letzte bezuschlagte Gebot den Preis für alle Transaktionen bestimmt789. Um diesen Handel unter möglichst effizienten Gesichtspunkten zu gewährleisten, wurden Börsen als Großhandelsplattformen eingeführt, um einerseits einer möglichst großen Zahl von Teilnehmern am Großhandelsmarkt die Basis für Wettbewerb in einem Wirtschaftssektor zu gewährleisten; andererseits sollten die sich unter den neuen gesamtwirtschaftlichen Marktbedingungen einstellenden Preise als Knappheitssignale den Weg zu einer effizienten Ressourcenallokation ebnen. Abb. 93: Handelsbeziehung und physikalischer Ausgleich (eigene Darstellung) 788 Vgl. den Nachweis in der vorigen Fn. 789 Next Kraftwerke, abrufbar unter: http://bit.ly/2qE98iZ, Aufruf am 26.09.2016. Handel und Beschaffung einschließlich Bilanzkreisverantwortliche Abschnitt 7.3 Dütsch 395 Um die Funktionsweise einer Börse besser zu verstehen, ist in Abb. 93 die Handelsbeziehung der Geschäftspartner und der dazugehörige physikalische Ausgleich anhand der EEX dargestellt790. Nachdem Verkäufer und Käufer jeweils ihre Gebote an der Börse platziert haben, ermittelt diese in einem ersten Schritt die Preise für die jeweiligen Einzelstunden und bestätigt beiden Handelsteilnehmern das Geschäft791. Dieses kommt dabei anonym zustande und wird an den Zentralen Kontrahenten (Central Counterparty), (CCP) zur Abwicklung übergeben. CCP treten als Finanzmarktinfrastrukturen zwischen die beiden Handelspartner und ersetzten dabei das ursprüngliche Geschäft zwischen diesen Beiden durch zwei Geschäfte zwischen CCP und dem jeweiligen Handelspartner. Dadurch werden CCP zu Käufern für alle Verkäufer und zu Verkäufern für alle Käufer von Finanzmarktgeschäften. Über CCP werden allerdings nicht nur an der Börse, sondern seit der Einführung der European Market Infrastructure Regulation (EMIR) im Jahr 2012, auch im OTC-Markt Geschäfte abgeschlossen. EMIR wurde aufgrund der Erfahrungen der Finanzmarktkrise 2008 durch den G20-Gipfel 2009 in Pittsburgh eingeführt, um den Derivatehandel transparenter und sicherer zu gestalten. Ausgenommen von EMIR sind nur bestimmte gruppeninterne Geschäfte und OTC-Geschäfte, die zur Absicherung von realwirtschaftlichen Geschäften dienen, sowie Geschäfte, deren Betrag unterhalb einer Clearing-Schwelle liegen792. Im Fall der EEX übernimmt die ECC (European Commodity Clearing AG) das Clearing und Settlement der Transaktionen, da sie die Voraussetzungen als Bank des deutschen Kreditwesengesetzes erfüllt und somit als CCP zugelassen ist. Das bedeutet, dass sie der Vertragspartner der gesamten an der Börse initiierten Geschäfte ist und somit das Kreditrisiko aller offenen Positionen trägt. Neben der Hauptfunktion der finanziellen und ggf. physischen Abwicklung des Geschäfts ist die Reduzierung des Kreditrisikos einer der Hauptaufgaben der ECC. Das Kreditrisiko limitiert die ECC durch Marginzahlungen, die täglich durch die Handelspartner erbracht werden müssen. Diese erlauben es dem Clearinghaus bei Nichterfüllung der Zahlungs- bzw. Lieferverpflichtungen durch einen Kontrahenten dessen Positionen unter Verwertung der Margins zu marktgängigen Konditionen möglichst verlustfrei glatt zu stellen. Die Höhe dieser Zahlungen orientiert sich dabei nicht an der Bonität des Handelspartners, sondern durch die Handelsposition (u.a. Art des Produkts, Entwicklung des Marktwerts)793. Es sind somit zwei Verträge entstanden, die über das Clearing- 790 Schwintowski, S. 362. 791 Schwintowski, S. 362 f. 792 Gabler Wirtschaftslexikon, Aufruf am 12.10.2016. 793 Zenke/Schäfer, S. 271 f. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 396 Dütsch haus finanziell abgewickelt wurden. Damit ist der finanzielle Teil des Geschäfts abgeschlossen. In einem zweiten Schritt muss der Verkäufer seiner Lieferverpflichtung nachkommen und das festgelegte Volumen zu einem bestimmten Zeitpunkt in das Stromnetz einspeisen, an das er angeschlossen ist, während der Käufer diese Menge Strom dem Netz, an das er angeschlossen ist, entnehmen muss. Die Geschäfte gelten als erfüllt, wenn die dem Handel folgenden Fahrpläne mit den entsprechenden Mengenangaben rechtzeitig (i.d.R. bis 14:30 Uhr für die Lieferung am Folgetag) beim ÜNB eingegangen sind. Sollte es in diesem Fall zu einer Leistungsstörung auf Verkäuferseite kommen, registriert der ÜNB das Defizit und gleicht dieses durch Regelenergie aus794. Der Beschaffungsprozess am deutschen Regelleistungsmarkt erfolgt durch verschiedene Lieferanten (Kraftwerksbetreiber und Stromkunden), wobei mittlerweile auch Kleinlieferanten über Poolbuilding an der Auktion teilnehmen können. 90 % aller Erzeugungsanlagen, die in der Lage sind, Regelenergie bereit zu stellen, sind bei den ÜNB zur Teilnahme qualifiziert. Dabei ist zu beachten, dass die technischen Anforderungen für die Bereitstellung von Primär- und Sekundärregelleistung sehr hoch sind, sodass es in Deutschland nur wenige Anbieter gibt, im Gegensatz zu der Minutenreserve, für die immerhin einige Dutzend vorhanden sind. Aus diesem Grund ist es gut möglich, dass dieser Markt in Zukunft wächst. Zur Umsetzung des Ziels eines Leistungsgleichgewichts im deutschen Stromnetz benötigen die ÜNB Regelleistung in verschiedenen Qualitäten, nämlich Primär-, Sekundär- und Minutenreserve, die sich hinsichtlich des Abrufprinzips und ihrer zeitlichen Aktivierung unterscheiden795. 7.3.2.3 Terminhandel Bei Handelsgeschäften am Terminmarkt erfolgt die Leistungserbringung im Gegensatz zum Spotmarkt nicht unmittelbar, sondern zu einem späteren (vorher vereinbarten) Zeitpunkt. Dabei kann der Händler sowohl eine Short oder eine Long Position eingehen. Geht er eine Short Position ein, profitiert er von sinkenden, bei einer Long Position von steigenden Preisen. Wenn eine Fluggesellschaft bspw. eine Long Position auf Kerosin schreibt, bedeutet das, dass sie sich heute einen Preis für Kerosin in der Zukunft absichert. Kommt es zur Realisierung des Future, dann macht die Fluggesellschaft Gewinne, wenn der dann aktuelle Marktpreis zurzeit der Realisierung 794 Schwintowski, S. 362 f. 795 Vgl. dazu ausführlich oben Abschnitt 3.6.4 (Regelenergie); Regelleistung.Net, abrufbar unter: https://www.regelleistung.net/ext/static/market-information, Aufruf am 29.09.2016. Handel und Beschaffung einschließlich Bilanzkreisverantwortliche Abschnitt 7.3 Dütsch 397 über dem bereits abgeschlossenen Future-Preis liegt. Sie kann das Kerosin somit günstig über den Future beziehen, und teurer wieder am Spotmarkt verkaufen. Die Short Position hingegen stellt das genaue Gegenteil dar. Der Anleger würde von sinkenden Marktpreisen profitieren, da der Verkauf zu einem höheren Preis als der Marktpreis, Gewinne für den Händler mit der Short Position bedeuten würden. Diese Geschäfte können an der Terminbörse oder außerbörslich im OTC-Markt gehandelt werden. An Börsen ist die Standardisierung von Laufzeiten, Mengen und Basispreisen für bestimmte Basisobjekte üblich. Zu den üblichen Termingeschäften gehören, Forwards, Futures, Swaps und Optionen796. Bei einem Forward schließen zwei Vertragspartner ein Handelsgeschäft ab, das eine Lieferung/Abnahme einer bestimmten Menge, zu einem festgelegten Preis und Zeitpunkt in der Zukunft beinhaltet. Die Vertragsinhalte werden dabei individuell durch die beiden Handelspartner festgelegt, was den Unterschied zu einem Future ausmacht. Dieser wird im Gegensatz zum Forward üblicherweise finanziell über die Börse gehandelt, die u.a. die Vertragsmodalitäten festlegt und die finanzielle Abwicklung durch das Clearinghaus gewährleistet. In diesem Zusammenhang wird das Ausfallrisiko der Handelspartner minimiert, da das Clearinghaus, wie bereits erwähnt, Marginzahlungen verlangt. Eine Margin ist eine Sicherheit, die jeder Marktteilnehmer an Terminbörsen hinterlegen muss. Einmal zu Geschäftsabschluss (Initial Margin) und am Ende jedes Börsentags (Variation Margin), wenn der Future zum aktuellen Marktpreis bewertet wird (Marking-to-Market)797. Als Grundlage der Bewertung dient die Price Forward Curve, die eine Prognose von Energiepreisen über drei bis vier Jahre in die Zukunft darstellt. Die Berechnung findet anhand historischer Preisinformationen (bspw. Energiepreis an vergangenen Sommer-, Winter- und Feiertagen) und den bekannten Informationen über den Prognosezeitraum (Kosten für Primärenergieträger, voraussichtliche Produktion von Wind- und Solarenergie, angekündigte Abschaltungen von Kraftwerken, etc.) statt. Zudem stellt die Price Forward Curve, insb. seit dem Enron Skandal 2001, ein unabhängiges Element zur Bewertung von Derivaten dar, sollten diese über Drittanbieter bezogen oder innerhalb des Konzerns auf Plausibilität von Dritten geprüft werden. Dieses Bewertungskonzept führt bei Stakeholdern zu erhöhtem Vertrauen in die Nutzung von Derivaten und die daraus resultierenden Ergebnisse798. Ein Swap hingegen stellt eine Transaktion dar, bei der ein Preis für einen bestimmten Zeitraum in einen anderen Preis umgewandelt wird. Es handelt sich hierbei um ein finanzielles Geschäft, bei dem Preisdifferenzen für vorher vereinbarte Perioden 796 Hull, J.C. (2009), S. 1 f. 797 Börsennews, abrufbar unter: http://bit.ly/2r2N8Pz, Aufruf am 27.09.2016. 798 James, T. (2003), S. 97 f. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 398 Dütsch (bspw. monatlich, vierteljährlich oder halbjährlich) ausgeglichen werden. Beim klassischen Fixed-for-Floating Swap (auch Plain-Vanilla genannt) wird ein variabler Preis in einen Fixpreis umgewandelt, während bei einem Floating-for-Floating Swap ein variabler durch einen anderen variablen Preis ersetzt wird. Die Option wiederum gehört im Gegensatz zu Forwards, Futures und Swaps nicht zu den linearen Derivaten, da die Option vom Auszahlungsprofil her von verschiedenen Parametern, wie dem Kurs des Basispreises, dem Basispreis an sich, der Restlaufzeit der Option, dem risikofreien Zinssatz und der erwarteten Volatilität beeinflusst wird. Die Option ist ein Vertrag, der dem Optionsinhaber das Recht einräumt, aber nicht die Verpflichtung auferlegt, zu einem oder bis zu einem bestimmten Termin eine exakt spezifizierte Menge eines definierten Gutes zu einem vorab vereinbarten Preis zu kaufen (Call-Option) oder zu verkaufen (Put-Option). Für die Einräumung dieses Rechts zahlt der Optionsinhaber beim Erwerb der Option an den Stillhalter der Option eine sog. Optionsprämie799. 799 Hull, J.C. (2009), S. 6 f. Der Terminmarkt dient demnach der langfristigen Preisabsicherung, während der Spotmarkt es den Handelspartnern ermöglicht, Ein- und Verkauf von Energie kurzfristig zu optimieren. Der Handel ist somit ein zentrales Element bei der Risikobewirtschaftung im Großhandel und bei der Energiebeschaffung für die Vertriebsunternehmen und spielt damit eine wichtige und zentrale Rolle im heutigen Energiemarkt. Ohne die Möglichkeit und den Anreiz, die Preise von Produktion und Absatz am Markt zu optimieren, würde es keinen Wettbewerb geben und die Preise würden einseitig durch die EVU und ggf. durch den Staat festgelegt werden. Ein Wettbewerb und ein Anreiz für niedrigere Preise und Kostenstrukturen würden verloren gehen inkl. der Chancen auf Handelsgewinne und damit zusätzlicher Erträge für die Energieversorger. Diese hohe Bedeutung des Energiehandels wird allerdings momentan und zukünftig durch verschiedenste Aspekte auf die Probe gestellt. Fallende Großhandelsmarktpreise, eine zunehmende Regulierungsdichte, Herausforderungen bei der Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien, eine vom Gesetzgeber forcierte Beschleunigung des Netzausbaus, sowie die zunehmende Digitalisierung sind vielfältige Anforderungen, die auf die Energiebranche wirken. Besonders der Ausbau der erneuerbaren Energien und der damit verbundene mittelfristige Strompreisverfall durch Überkapazitäten im Markt, stellt die Wertschöpfungskette von Energieversorgern vor erhebliche Herausforderungen. Während in der Erzeugung zu überlegen ist, ob von großen zentralen Erzeugungsanalgen auf dezentrale umgestellt wird, um dem Eintritt der erneuerbaren Energien Rechnung zu tragen, sieht der Handel die Herausforderung im Preisverfall und der Regulierungsdichte. Der Preisverfall führt zu Netzbetreiber Abschnitt 7.4 Kurtz/Pohlmeyer 399 unprofitablen Kraftwerken und lässt demnach die Make-or-Buy-Entscheidung mit der damit verbundenen Kraftwerksbewertung und -einsatzplanung in den Fokus rücken. Die Regulierungsdichte wiederum verschärft zudem die Marktbedingungen für den Handel. Diese Verschärfung basiert auf Lizenzpflichten, höheren Eigenkapitalanforderungen, dem Clearing von OTC-Geschäften, dem Reporting von Handelsund Fundamentaldaten, um den Handel mit Derivaten transparenter und sicherer zu gestalten. Letztendlich hat der Energiehandel durch die Finanzmarktregulierung mit höheren Kosten, weniger Flexibilität und komplexeren Prozessen zu rechnen. Der Vertrieb wird letztendlich ebenfalls durch die fallenden Strompreise auf dem Terminmarkt und den damit verbundenen langfristigen Lieferverträgen beeinflusst. Diese zunehmende Preisdynamik erschwert die Kostenkalkulation und setzt den Vertrieb zusätzlich unter hohen Wettbewerbsdruck. Betrachtet man abschließend das Geschäftsmodell Energiehandel, bleibt festzuhalten, dass dieser einerseits eine zentrale Rolle in der Risikobewirtschaftung im Großhandel und bei der Energiebeschaffung einnimmt, sich aber auf der anderen Seite mit den heutigen oben beschriebenen Herausforderungen auseinandersetzen muss, um weiterhin als wirtschaftliche Drehscheibe für Energieversorger agieren zu können. 7.4 Netzbetreiber 7.4.1 Smart Grid Operator Als Smart Grid werden intelligente Stromnetze bezeichnet. Sie werden in Zukunft eine tragende Rolle bei der zunehmend dezentralen Erzeugung aus erneuerbaren Energien spielen, indem die Erzeugung, Speicherung und Verteilung der Energie durch ein intelligentes Datenmanagement koordiniert werden. Der Nutzen liegt darin, nicht die physischen Netze auszubauen, sondern sie intelligenter zu machen, um den Lastfluss zu steuern800. Der Betrieb eines Smart Grid ist für einen Netzbetreiber auch eine mögliche Option für den Aufbau eines Geschäftsmodells. Der Betrieb ist dabei nicht auf das eigene Netz beschränkt. Es besteht darüber hinaus auch die Option, anderen Netzbetreibern, Stadtwerken usw. das eigene Prozess-Know-how und IT-Kompetenzen sowie die benötigte Infrastruktur zum Betreiben eines Smart Grid zur Verfügung zu stellen. Ein wichtiger Aspekt ist, welches Wertversprechen der Anbieter seinen Kunden gewährt und wer die potenziellen Kunden sind, die sich letztendlich an den Kosten der erforderlichen Investitionen beteiligen. 800 Vgl. dazu oben Abschnitt 4.1 (Smart Grid und intelligente Messsysteme). Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 400 Kurtz/Pohlmeyer Naheliegend ist es daher, die Leistungen von Planung, Bau über den Betrieb dieser smarten Technologie anderen Netzbetreibern anzubieten. Darüber hinaus kann das Datenhandling eine interessante Dienstleistung werden, sowohl in der Bereitstellung und Betrieb der Hardware (von Server- bis zu Cloud-Lösungen) als auch in der Softwarelösung zur Bereitstellung bzw. Aufbereitung der Daten. Dieses Know-how lässt sich aber auch in Richtung eines zukünftigen Smart Grid Operators am Markt weiterentwickeln, insb. in der eigenen Kommune bzw. Region. Die Aufgaben eines Smart Grid Operators können bspw. die Steuerung von Einund Ausspeisung, inkl. der Regelenergie in einer bestimmten Region umfassen. Dabei stehen dieser Funktion alle relevanten Daten aus dem Netz zur Verfügung (Strommengen, Last, Speicher, etc.). Schaut man sich die heutigen Initiativen in Richtung Smart Cities an, in denen Energie eine führende Rolle spielt, liegt der Gedanke nahe, als Netzbetreiber die eigenen Aktivitäten als Dienstleistung für die Kommunen auf anderen smarte Konzepte auszuweiten. Eine solche Rolle als „Koordinationsstelle“ und „Technologiebereitsteller“ für die Kommune hat erhebliches Potenzial für den Netzbetreiber von morgen. Viele Städte sind heute daran interessiert, sich durch Pilotprojekte als Smart City zu etablieren. Dazu werden Projekte initiiert, die ursprünglichen Aufgaben der Daseinsvorsorge intelligent miteinander zu verknüpfen. Wesentliche Treiber sind dabei häufig die Autarkie der regenerativen Energieerzeugung, die Verbindung aus Elektromobilität und öffentlichem Nahverkehr sowie Telekommunikationsleistungen (schnelles Internet). Der Steuerung städtischer Systeme sind in der Zukunft kaum Grenzen gesetzt. Es bestehen bereits Konzepte zur intelligenten Steuerung des Verkehrs in Städten. So können Routen in Abhängigkeit der Verkehrslage, Entfernung oder auch entsprechend der Schadstoffbelastung optimiert werden. Am Zielort angekommen, lässt sich problemlos ermitteln, wo sich der nächstgelegene freie Parkplatz befindet. Konzepte, die bereits umgesetzt und im Einsatz sind, lassen sich z.B. bei der Stadtreinigung finden. Entsprechend ausgestattete Mülleimer geben Auskunft über ihren Befüllungsgrad, sodass die Stadtreinigung diesen nur bei tatsächlichem Bedarf und nicht nach festen Plänen anfahren muss. In diesem Zusammenhang ist die Rolle eines Smart City Operators denkbar, der die Funktion einer Datendrehscheibe einnimmt. Auch hier besteht für einen Netzbetreiber die Chance, sich schon heute an einschlägigen Projekten zu beteiligen, um sich in diesem Markt zu etablieren. Netzbetreiber Abschnitt 7.4 Kurtz/Pohlmeyer 401 7.4.2 Bereitstellung von Prozessen und IT Ein weiteres Geschäftsmodell, das für einen Netzbetreiber von Interesse sein kann, liegt in der Bereitstellung von eigenem Prozess-Know-how und IT-Kompetenzen sowie entsprechender Ressourcen. In diesem Zusammenhang bieten sich zahlreiche Möglichkeiten, anderen Unternehmen die erworbenen Kompetenzen und Ressourcen zugänglich zu machen, woraus sich je nach Perspektive zahlreiche Vorteile und Chancen ergeben. Dabei existiert bereits eine Reihe von Angeboten, in denen Netzbetreiber technische Betriebsführungsleistungen für industrielle Endkunden oder andere Energieversorger erbringen (z.B. Instandhaltungsleistungen oder Übernahme der Netzleitwarte). Darüber hinaus gewinnen Angebote an Bedeutung, die ein spezielles Know-how benötigen, das nicht jedes Unternehmen vorhalten kann oder will. Leistungen rund um das Asset Management, die z.B. von einer einmaligen Zielnetzplanung, über eine regelmäßige Asset Simulation bis hin zur kompletten Übernahme der Asset- Management-Aufgaben als Dienstleistung für einen anderen Netzbetreiber reichen können. Mit zunehmender Digitalisierung eröffnen sich für Netzbetreiber weitere Optionen. Dabei spielen neben der Bereitstellung des Know-how insb. die hohen Investitionskosten eine entscheidende Rolle. Unternehmen werden schneller und leichter in neue Technologie investieren, wenn sie daraus Dienstleistungen kreieren und Skaleneffekte erzielen. Hier lassen sich am Markt erste vielversprechende Plattformlösungen erkennen, z.B. zur Nutzung eines vorhandenen bzw. in Planung befindlichen Netzanschlussportals durch Dritte oder auch Online-Plattformen von Netzbetreibern zur übergreifenden Planung von Bauleistungen oder der Nutzung von GIS-Systemen. Eine weitere Möglichkeit ist dabei, das Workforce Management des Netzbetreibers über eine Cloud-Lösung Dritten anzubieten. Ziel eines Workforce Managements ist, vorhandene Personalressourcen sowie das benötigte Material und auch Dienstleister optimal zu disponieren, um die eigene Kostensituation und auch die Prozessqualität nachhaltig zu verbessern. In diesem Kontext wird häufig von einer bedarfsoptimierten Einsatzplanung gesprochen, bei der insb. die Mitarbeiter mit den richtigen Qualifikationen zur richtigen Zeit am richtigen Einsatzort eingesetzt werden. Erreicht wird dies u.a. durch ein umfängliches Arbeitsplanungs- und Dispositionsmodul. Dieses bietet neben einer langfristigen Grobterminplanung und einer kurzfristigen Wochenplanung auch eine sehr detaillierte Tagesplanung. Je nach Planungshorizont weisen die unterschiedlichen Planungstools Schnittstellen zu weiteren Unternehmensteilen auf. Auftragsplanungen können z.B. zur Disposition der Mitarbeiter mit dem Personalmanagement verknüpft und um Arbeitspläne aus dem Asset Manage- Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 402 Kurtz/Pohlmeyer ment erweitert werden. Um dieses System nicht nur selbst nutzen zu können, sondern auch anderen Unternehmen zur Verfügung zu stellen, wird das softwarebasierte Tool über eine Cloud angeboten. Bei einer Cloud handelt es sich um IT-Ressourcen, die sich nicht auf dem lokalen Rechner befinden. Auf sie kann per Fernzugriff, z.B. via Internet, zugegriffen werden. Bei den so zur Verfügung gestellten Ressourcen handelt es sich typischerweise um Server und Software-Anwendungen. Bezogen auf den eingangs vorgestellten Ansatz für ein Geschäftsmodell, müssen sowohl das angebotene Produkt bzw. die Serviceleistungen als auch das Unternehmen gewisse Voraussetzungen erfüllen und kohärent aufgestellt sein, um das „Right To Win“ begründen zu können. Gem. dem „Way To Play“ muss dem Kunden ein klarer Mehrwert entstehen. Der Mehrwert, der sich bei diesem Modell sowohl für das anbietende Unternehmen als auch die Kunden ergibt, ist folgender Tabelle zu entnehmen. Abb. 94: Wertschöpfung eines Workforce Management für Dritte Ein sehr großer Nutzen ergibt sich bei diesem Modell für den Kunden, indem dieser auf umfangreiches Prozesswissen zugreifen kann, das im eigenen Unternehmen nicht vorhanden ist. Zusätzlich zu den Prozessstrukturen erhält der Kunde Zugriff auf die Software, die auf die speziellen Anforderungen des Prozess-Workflows abgestimmt ist. Der Kunde erspart sich eigene Investitionen sowie Ressourcenaufbau und auch Zeit, da eine lange Konzeptions- und Customizing-Phase entfällt bzw. minimiert wird. Dabei sind die Kunden nicht auf die Energiebranche beschränkt, sondern sind vielmehr Infrastrukturunternehmen aller Art von Energie, Verkehr bis hin zu Telekommunikationsunternehmen. Netzbetreiber Abschnitt 7.4 Salevic 403 Der Nutzen für den Anbieter einer solchen Cloud-Lösung ist ebenfalls vielfältig. Zum einen sind durch das zusätzliche Geschäftsmodell deutliche Skaleneffekte zu erzielen. Zum anderen schafft sich der Netzbetreiber eine wesentliche Säule zum Ausbau des Drittgeschäfts und damit zusätzliche Erlöse außerhalb des regulierten Bereichs. Der Betrieb solch eines Angebots erfordert von dem anbietenden Unternehmen jedoch umfangreiches Prozesswissen und ausgereifte Prozessstrukturen, eine zuverlässige IT-Infrastruktur, Partner und Kundenzugang. Denkt man diesen Ansatz konsequent weiter, so ist der Weg nicht weit, als Netzbetreiber einen Marktplatz anzubieten, auf dem alle beteiligten Parteien als Anbieter und Nachfrager von Dienstleistungen rund um die eigenen Workforces auftreten können. So ergibt sich einerseits die Chance, ausgeschriebene Aufträge von anderen Unternehmen zu übernehmen, um in Zeiten geringer Auslastung die eigene Beschäftigung hoch zu halten. Andererseits ergibt sich in Zeiten hoher Auslastung oder Überlastung auch die Möglichkeit, Tätigkeiten an andere Unternehmen abzugeben. Dabei können die Marktteilnehmer sowohl andere Netzbetreiber in der Region als auch die typischen Dienstleister sein. Neben den bereits genannten Möglichkeiten ließe sich das Tool darüber hinaus für einen Unternehmensvergleich nutzen, indem bspw. Richtwerte bzw. spezielle Prozesskostenzahlen den teilnehmenden Parteien zur Verfügung gestellt werden können. 7.4.3 Nutzung der Breitbandtechnologie Konventionelle Energienetze werden durch die informations- und regeltechnischen Erweiterungen der intelligenten Messsysteme zu sog. „Smart Grids“, also modernen, intelligenten Netzen801. Im Zuge der durch die Energiewende entstehenden Herausforderungen hat der nationale Gesetzgeber im MsBG, die rechtliche Grundlage für den verpflichtenden und optionalen Einbau von Smart Metern geschaffen802. Mit dieser Vorgabe zur Digitalisierung steht der Netzbetreiber unweigerlich vor der Herausforderung der kosteneffizienten Aufrüstung der von ihm betrieben Energienetze mit Datenübertragungstechnologie. Darüber hinaus bietet die Nutzung der Breitbandtechnologie, bzw. neuer Kommunikationstechnologie für Telekommunikationsdienste, eine ökonomische Option. Die gegen zusätzliches Entgelt erbrachte 801 Vgl. zu Smart Grids ausführlich oben Abschnitt 4.1 (Smart Grid und intelligente Messsysteme); BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, S. 1 (A); Schäfer-Stradowsky/Boldt, Energierechtliche Anmerkungen zum Smart Meter Rollout, in: EnWZ, 2015, S. 349 (I.1); Lüdemann/Ortmann/Pokrant, a.a.O. (Fn. 216), S. 339, 340 (II.1.a). 802 Lüdemann/Ortmann/Pokrant, a.a.O., (Fn. 216), S. 339, 340 (I); vgl. auch oben Abschnitt 4.1.9 (Smart Meter Rollout und Βedeutung für das deutsche Energiesystem). Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 404 Salevic Dienstleistung, die ganz oder überwiegend in der Übertragung von Signalen über Telekommunikationsnetze besteht, also zwischen zwei Menschen stattfindet, folgt stets einem Sender-Empfänger-Modell für eine potenzielle Vielzahl an privaten oder gewerblichen Produkten803. Die Wirtschaftlichkeit einer für Netzbetreiber neuen Geschäftssparte hängt von der verwendeten Übertragungstechnik ab, da das Gateway des intelligenten Messsystems über verschiedene Schnittstellen mit den einzelnen Marktpartnern und nachgelagerten Systemen kommunizieren kann804. Sowohl Funk als auch Powerline (PLC) stellen zwar für die Datenübertragung bei Smart Metern vergleichsweise kostengünstige Realisierungsvarianten dar. Für Telekommunikationsdienstleistungen sind sie jedoch aufgrund geringer Bandbreiten nur sehr begrenzt geeignet. Der Aufbau eines eigenen Glasfasernetzes in seinen verschiedenen Ausbaustufen wie FTTC, FTTB oder FTTH erfordert demgegenüber deutlich höhere Investitionen, v.a. in Tiefbaukosten. Eine spartenübergreifende Nutzung solcher Netze sowohl zur Digitalisierung der Bestandsnetze als auch zur Versorgung mit hochbreitbandigen Telekommunikationsdiensten kann jedoch in bestimmten Teilgebieten wirtschaftliche Kostensynergien und Zusatzerlöse generieren. Dabei gilt es perspektivisch auch zu beachten, dass die Anzahl von an das Kommunikationsnetz anzubindenden Smart Meter in Deutschland aufgrund der zahlreichen Pflichtanbindungsfälle immer weiter ansteigen wird. Zwangsläufig werden damit auch die auf Glasfaser basierenden Backbone-Netze immer weiter an den Endverbraucher heranwachsen. Die spartenübergreifende Nutzung von Infrastrukturen für (Tele-)Kommunikationszwecke wird auch durch die mit dem sog. DigiNetz-Gesetz novellierten §§ 77a ff. TKG forciert. Die Netzbetreiber werden sich daher zunehmend mit der Nutzbarkeit ihrer Infrastrukturen für den Breitbandausbau beschäftigen – ob passiv oder aktiv bzw. aus eigenem unternehmerischem Antrieb oder regulatorisch induziert. 7.4.4 Aufbau einer E-Mobility-Struktur Der Aufbau einer E-Mobility-Struktur805 tangiert das Geschäftsmodell des Netzbetreibers bereits zwingend aufgrund seiner Anschlusspflichten aus § 1 Abs. 1 NAV i.V.m. § 18 Abs. 1 EnWG. Diese verpflichten den Netzbetreiber dazu, jedermann an sein Niederspannungsnetz anzuschließen und den Anschluss zur Entnahme von Elektrizität zur Verfügung zu stellen. Mit dieser Regelung wird der Netzbetreiber 803 Vgl. hierzu § 24 Nr. 3 TKG. 804 Wengeler, Intelligente Messsysteme und Zähler vor dem Pflicht-Roll-Out, in: EnWZ, 2014, S. 500, 504 (IV.3). 805 Vgl. dazu oben Abschnitt 5.3 (Alternative Antriebstechnologien und Lösungsansätze im Bereich Verkehr), insbesondere Abschnitt 5.3.2.2 (Elektroantrieb). Netzbetreiber Abschnitt 7.4 Salevic 405 auch im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren dazu verpflichtet, sein Netz in Bezug auf Lade- und Strominfrastruktur bis zur potenziellen Ladesäule hin zu verstärken, um ausreichende Transportkapazitäten vorzuhalten. In Zukunft wird daher die Frage der Entgeltbildung aus allgemeinen Netzentgelten und spezifischen Netzanschlusskosten sowie Baukostenzuschüssen an Bedeutung gewinnen. Wenn mehr und mehr Anschlussnehmer z.B. statt 63 A- „stärkere“ 126 A-Hausanschlüsse für sich fordern, um Schnellladungen für Elektrofahrzeuge vornehmen zu können, wird der Netzbetreiber sich zunehmend mit einer verursachungsgerechten Allokation der damit verbundenen Zusatzkosten zu beschäftigen haben. Da die Anschlusspflicht einen Eingriff in die Vertragsfreiheit der Netzbetreiber darstellt, trägt der Gesetzgeber mit dem Vorbehalt der wirtschaftlichen Zumutbarkeit dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit Rechnung. Allein die Zumutbarkeit des Netzanschlusses und der Anschlussnutzung unter der Maßgabe der wirtschaftlichen Verhältnisse des Netzbetreibers sind hierbei von Bedeutung. Dennoch handelt es sich bei der wirtschaftlichen Zumutbarkeit um einen unbestimmten Rechtsbegriff, der restriktiv anhand der Umstände des Einzelfalls auszulegen ist und die Darlegungs- und Beweislast auf der Seite der Netzbetreiber sieht806. Trotzdem liegt die Entscheidung, einen Anschluss an das Niederspannungsnetz für etwaige Ladesäulen aufgrund von wirtschaftlicher Unzumutbarkeit zu verweigern, im pflichtgemäßen Ermessen des Netzbetreibers. Daneben entstehen dem Netzbetreiber aber durch den Aufbau einer E-Mobility- Struktur auch neue potenzielle Geschäftsfelder. Die Netzbetreiberpflichten zur Verstärkung des Niederspannungsnetzes für Ladestationen schließen zwar das Aufbauen solcher Stationen durch den Netzbetreiber selbst nicht ein. Ladestationen gelten i.S.v. § 3 Nr. 24a lit. d EnWG als Kundenanlagen und zählen somit, § 3 Nr. 16 EnWG folgend, nicht zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen807. Da der Betrieb einer Ladestation folglich ein Teil der Inhouse-Verkabelung darstellt, ist dieser im Zuge des „Unbundling“ nach § 6 EnWG vom Tätigkeitsbereich des Netzbetreibers unabhängig durchzuführen808. Dies verbietet es aber nicht, dass der Netzbetreiber – unter Wahrung bestimmter Voraussetzungen zur Wahrung der Unabhängigkeit des Netzbetriebs – im Auftrag von Ladestationsbetreibern technische Vorleistungen für den Bau, Betrieb und die Instandhaltung von Ladestationen erbringt. Ebenso wäre ein Netzbetreibermodell zur Verpachtung von solchen Anlagen an Ladesäulenbetreiber denkbar. 806 Bourwieg, in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz, 3. Aufl. 2015, § 18, Rn. 22 f. 807 Schwintowski, Kundenanlagen – das unbekannte Wesen, in: EWeRK, 2012, S. 43 (I). 808 Asmus, in: Haritz/Menner, UmwandlungssteuerG, 4. Aufl. 2015, § 15, Rn. 240. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 406 Kamenz Schließlich kann der Netzbetreiber durch seine technische Mitwirkung beim Aufbau von Ladeinfrastrukturen die Versorgungssicherheit seines eigenen Netzes wahren bzw. fördern, ebenso wie die Netzdienlichkeit der Ladesäulen, die z.B. gem. § 14a EnWG als unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen eingesetzt werden können. Zwar sind Verteilernetzbetreiber nach § 14a EnWG unmittelbar dazu verpflichtet, nur ein reduziertes Netzentgelt für den Strombezug von vollständig unterbrechbaren Verbrauchseinrichtungen zu berechnen, wenn ihnen dafür gestattet wird, den Bezug dieser Einrichtungen zum Zweck der Netzentlastung zu steuern809. Jedoch entstehen dem Netzbetreiber hierdurch auch Potenziale zur effizienteren und störungsärmeren Netzauslastung, die z.B. in der Anreizregulierung mit einer Verbesserung von Effizienzwert bzw. Qualitätselement wirtschaftliche Vorteile einbringen können. 7.5 Energiedienstleistungen 7.5.1 Geschäftsmodell Energiedienstleister Bereits 2006 ist die "Richtlinie zu Endenergieeffizienz und zu Energiedienstleistungen" in Kraft getreten (Richtlinie 2006/32/EG). Sie verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Senkung des Endenergieverbrauchs um 9 % bis zum Jahr 2016 und zur Förderung des Marktes für Energiedienstleistungen. Energiedienstleistungen spielen daher für Versorgungsunternehmen eine immer größere Rolle810. Eine genaue Definition des Begriffs Energiedienstleistung gibt Art. 3 der Richtlinie 2006/32/EG des europäischen Parlaments und des Rates: „Energiedienstleistung“: „Der physikalische Nutzeffekt, der Nutzwert oder die Vorteile als Ergebnis der Kombination von Energie mit energieeffizienter Technologie und/oder mit Maßnahmen, die die erforderlichen Betriebs-, Instandhaltungs- und Kontrollaktivitäten zur Erbringung der Dienstleistung beinhalten können; sie wird auf der Grundlage eines Vertrags erbracht und führt unter normalen Umständen erwiesenermaßen zu überprüfbaren und mess- oder schätzbaren Energieeffizienzverbesserungen und/oder Primärenergieeinsparungen“811. 809 Vgl. hierzu BT-Drs. 17/6072 v. 06.06.2011, S. 73; Sötebier, in: Britz/Hellermann/Hermes, Energiewirtschaftsgesetz 3. Aufl. 2015, § 14a, Rn. 1 f. 810 Endbericht Marktanalyse und Marktbewertung sowie Erstellung eines Konzeptes zur Marktbeobachtung für ausgewählte Dienstleistungen im Bereich Energieeffizienz, abrufbar unter: http://bit.ly/2pJ7fkD. 811 Richtlinie 2006/32/EG des europäischen Parlaments und des Rates. Energiedienstleistungen Abschnitt 7.5 Kamenz 407 Entsprechend wird auch die Rolle des Energiedienstleisters definiert: „Energiedienstleister“: „Eine natürliche oder juristische Person, die Energiedienstleistungen und/oder andere Energieeffizienzmaßnahmen in den Einrichtungen oder Räumlichkeiten eines Verbrauchers erbringt bzw. durchführt und dabei in gewissem Umfang finanzielle Risiken trägt.“ Das Entgelt für die erbrachten Dienstleistungen richtet sich (ganz oder teilweise) nach der Erzielung von Energieeffizienzverbesserungen und der Erfüllung der anderen vereinbarten Leistungskriterien. Typischerweise wird unter Energiedienstleistungen die Bereitstellung von Wärme oder Licht anstatt der Lieferung des Energieträgers Erdgas oder Strom verstanden. Dabei handelt es sich um das Dienstleistungsgeschäft der Anlageninstallation zur Verbesserung der Energieeffizienz sowie Contracting-Lösungen. Relativ neu sind weitere Geschäftsfelder in den Bereichen Energieberatung und Energiemanagement sowie Digitalisierungslösungen und Big Data. Dabei wird der Markt nicht nur von den klassischen EVU bedient. Im Bereich Energiedienstleistungen erfolgt ein Zusammenspiel von Versorgern, Geräteherstellern, IT- und Software-Unternehmen sowie Messdienstleistern. Das Geschäftsmodell der Dienstleistung unterscheidet sich grds. vom klassischen Verkauf einer Commodity. Grds. gilt das Leitbild: Service verkaufen statt Produkt. Es sollen am Ende sowohl der Kunde als auch der Dienstleister profitieren. Der Kunde bekommt eine individualisierte Leistung nach seinen Bedürfnissen und hat eine Entlastung der eigenen Ressourcen und Budgets. Der Anbieter erreicht durch Spezialisierung und Bündelung von Bedarfen eine höhere Effizienz und kann neue Ertragspotenziale heben. Es können vier Typen zur Leistungserbringung im Dienstleistungsbereich unterschieden werden. Die Typen unterscheiden sich durch eine unterschiedlich starke Ausprägung verschiedener Merkmale: Standardisierungsgrad (bzw. die Individualisierbarkeit) der Ressourceneinsatz (insb. die Personalintensität), die Rolle des Kunden und der Gegenstand der Dienstleistung. Daraus lassen sich vier Dienstleistungstypen ableiten, die nachfolgend dargestellt sind812: 812 DIN, 1998, S. 16; Liestmann, S. 26 ff; Fähnrich, S. 19 ff. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 408 Kamenz Typus Ausprägung der Merkmale Anwendungsbereiche Variantendienstleistungen geringe bis mittlere Personalintensität, aber höhere kundenspezifische Anpassung durch Zusammenfassung von Dienstleistungen, eng an materielle Güter gekoppelt Wartung, Montage, Reparatur Professionelle Dienstleistungen sehr kontaktintensive mit hoher Individualisierung gekennzeichnete Dienstleistungen, besonders hohe Know- How Anforderungen an die Dienstleister, hoher Qualifikationsbedarf Beratungs-, Entwicklungsdienstleistungen Kundenintegrative Dienstleistungen Bereitstellung ähnlicher, wenig variantenreicher Dienstleistungen mit hoher Personal- und Kontaktintensität und hohem Standardisierungsgrad Energieausweis, Energieberatung, Call Center Beratung Einzeldienstleistungen Geringe Personal- bzw. Kontaktintensität und teilstandardisierte Kundenbeziehungen Abb. 95: Dienstleistungstypen nach Merkmalen Um wertschöpfende Dienstleistungen anbieten zu können, ist entweder eine Standardisierung oder Spezialisierung der Leistung zielführend. Dies heißt, dass der Anbieter die Wertschöpfungsebenen und den Lebenszyklus des Dienstleistungsproduktes genau kennen muss, um eine entsprechende Gestaltung umzusetzen. Je nach Lösungen muss eine angemessene Risikoverteilung zwischen Kunde und Dienstleister ermöglicht bzw. entsprechend bepreist werden. 7.5.2 Von der Energieberatung zum Energiemanagement Die Wertschöpfung im Bereich Energiedienstleistung lässt sich in folgende Stufen gliedern: Energiedienstleistungen Abschnitt 7.5 Kamenz 409 Abb. 96: Wertschöpfung Energiedienstleistungen813 Am Beginn der Wertschöpfungskette liegen Dienstleistungen der Energieberatung. Das Leistungsspektrum der Anbieter, aber auch individuelle die Nachfrage sind hier im Markt unterschiedlich ausgeprägt. Wesentliche Marktteilnehmer sind die lokalen Stadtwerke und auch unabhängige Energieberater oder Handwerksbetriebe. Stadtwerke bieten hier eine Reihe von standardisierten Produkten an: Energiesparrechner für Gebäude oder Heiztechnik Energiesparshop Informationsbroschüren und Flyer Persönliche Beratungsgespräche. Das Thema Energieberatungen wird zumeist kostenlos als Einstiegsangebot zur Kundenbindung angesehen und liefert damit keinen wesentlichen Ergebnisbeitrag im Vertrieb. Eine deutliche Vertiefung der Wertschöpfung findet bei Contracting-Lösungen statt814. Energiesparpotenziale im Bestand und auch beim Neubau von Gebäuden und Liegenschaften können so erschlossen werden, ohne dass der Eigentümer die 813 PwC in Anlehnung an ChangeBest 2012, Endbericht Marktanalyse und Marktbewertung sowie Erstellung eines Konzeptes zur Marktbeobachtung für ausgewählte Dienstleistungen im Bereich Energieeffizienz, abrufbar unter: http://bit.ly/2pJ7fkD. 814 Vgl. zum Anlagen-Contracting oben Abschnitt 7.2.5 (Anlagenzugriff: Die zukünftige Rolle des Anlagen-Contracting). Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 410 Kamenz hierfür notwendige Investition tätigen muss. Der Eigentümer der Liegenschaft wird sowohl von den erforderlichen Investitionen als auch der organisatorisch entlastet815. Im Bereich Contracting gibt es verschiedene Umsetzungsmodelle, die verschiedenen Zielsetzungen folgen. Sie werden in der nachfolgenden Abb. im Überblick aufgezeigt. Zumeist wird durch EVU das Energieliefer-Contracting umgesetzt. Ziel Leistungsspektrum 1. Energie-Liefer- Contracting Wirtschaftliche und ökologische Vorteile durch gezielte Optimierungsprozesse nutzbar machen Finanzierung, Planung und Errichtung bzw. Übernahme der Energieanlage; Betriebsführung insb. Instandhaltung und Bedienung; Energieträgereinkauf und Nutzenergielieferung 1.1. Finanzierungs- Contracting Optimierung der Investitionskosten (Contracting-Nehmer betreibt Anlage auf eigenes Risiko) Planung, Finanzierung und Errichtung 1.2. Technisches Anlagenmanagement Optimierung der Betriebskosten (Anlage gehört dem Contracting-Nehmer) Betriebsführung (Bedienung, Überwachung, Störungsbehebung) und Instandhaltung (Inspektion, Wartung, Instandsetzung) 2. Energie- Einspar- Contracting Garantierte Ergebnisverbesserung (Finanzierung der Investition über garantierte Kosteneinsparung) Finanzierung, Planung, Errichtung; Bedienung und Instandhaltung; Schulung des Betriebspersonals Abb. 97: Überblick Contracting816 Es ist davon auszugehen, dass der Bereich Contracting derzeit den größten Anteil am Energiedienstleistungsmarkt trägt. Insb. durch das Wachstum im Bereich der Wohnungswirtschaft geht man auch zukünftig von einem weiteren Wachstum des 815 BDEW, Contracting – Instrument mit Dreifach-Effekt, abrufbar unter: http://bit.ly/2oYOH0m. 816 BDEW,Contracting – Instrument mit Dreifach-Effekt, S. 4, abrufbar unter: http://bit.ly/2oYOH0m. Energiedienstleistungen Abschnitt 7.5 Kamenz 411 Contractingmarktes aus. Stadtwerke sind im Markt in hoher Breite aktiv, konkurrieren aber mit unabhängigen, zumeist überregional tätigen Contracting-Dienstleistern. Eine weitere Stufe stellen Lösungen im Energiemanagement i.V.m. der Digitalisierung dar. Energiemanagementsysteme dienen der systematischen Erfassung und Kommunikation der Energieströme und der automatischen Steuerung von Einrichtungen und Apparaten zur Verbesserung der Energieeffizienz. Sie können auch mit moderner Smart-Metering-Technik (intelligente Zähler) und als Smart Grid (intelligentes Stromnetz) umgesetzt sein817. 7.5.3 Wachstumschancen – Welche Themen haben Zukunftspotenzial? Besonders im Bereich Energiemanagement wird von hohen Wachstumspotenzialen für die nächsten Jahres ausgegangen. Ein wesentlicher Treiber dafür ist die Digitalisierung der Energiewirtschaft, aber auch der Abnehmer. Ebenfalls können die politischen Vorgaben zur Verbesserung der Energieeffizienz als Treiber gesehen werden. Prognosen gehen derzeit von einer zeitnahen Vervielfachung des Umsatzes im Markt für Energiemanagement aus. Abb. 98: Energie-Management – Prognose zum Umsatz in Deutschland bis 2020818 817 Gabler Wirtschaftslexikon, abrufbar unter: http://wirtschaftslexikon.gabler.de/Definition/energiemanagement.html; vgl. auch oben Abschnitte 6.1 (Veränderungen durch Digitalisierung) und 5.1.2.2 (Energiemanagementsystem nach ISO 50001). 818 Quelle: Statista (Digital Market Outlook); kostenpflichtig abrufbar unter: http://bit.ly/2pM1vX9 (ID 479219). Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 412 Kamenz Im Bereich der Privathaushalte werden zunehmend neue Produkte in Verbindung mit Smart Home-Lösungen auf dem Markt kommen. Neben Mehrwerten für den Kunden in den Bereichen Komfort und Sicherheit werden Datenanalysen auch aus Sicht des Versorgers die Kundenbindung durch passgenaue Angebote verbessern können. Stromversorger können ihren Kunden Datenauswertungen über Portale anbieten und so über den detaillierten Verbrauch informieren. In Verbindung mit Partnern aus dem Bereich der IT- und Software-Lösungen zum Energiemanagement ergeben sich so auch für Versorgungsunternehmen interessante Geschäftsmodelle. 7.5.4 Kernkompetenzen für den Dienstleistungsmarkt Im Bereich der Energieberatung und der Umsetzung von Contracting-Lösungen sind viele Versorger bereits seit Jahren aktiv und haben entsprechende Fähigkeiten aufgebaut. Differenzierter müssen die Themen Energiemanagement und digitale Lösungen betrachtet werden. Mit einem regional bezogenen Vertrieb ist genau zu kalkulieren, ob ein profitabler Geschäftsbereich aufgebaut werden kann. Zunehmend werden daher spezialisierte Partner eine Rolle in der Wertschöpfung übernehmen. Das Partnermanagement als Fähigkeit des EVU wird ein wesentlicher Bestandteil zur Realisierung eines wettbewerbsfähigen Leistungsspektrums sein. Partnerschaften müssen dabei nicht auf gewisse Bereiche beschränkt sein. Sie sind sowohl im Vertrieb (Vertriebspartnerschaften), in der Installation und Wartung (Handwerker), Technologieentwicklung (Speicheranbieter), Messung (Kommunikationssysteme) oder IT (Datenanalysen) denkbar. Ein weiterer Bereich ist das Prozessmanagement. Die Prozesse und Abläufe beim Kunden werden mit dem Dienstleister gemeinsam analysiert, um zu eruieren, welche Leistungsbereiche für den Kunden einen Mehrwert bieten. So wird erkennbar, welche Potenziale neue Umsetzungsmodelle bieten und wo Risiken zu berücksichtigen sind. Für den Dienstleister bedeutet dies, detaillierte Fach- und Anwenderkenntnisse aufzubauen. Damit einher geht ein angepasstes Vertragsmanagement. Die vereinbarten Serviceund Leistungszusagen werden vertraglich detailliert beschrieben. Hier ist es wichtig, Verantwortlichkeiten und Fristen klar zu regeln und zu beschreiben, da die Abläufe nicht wie in der klassischen Energielieferung vorgegeben sind. Ebenso werden mit Fortschreiten der Energiewende die gesetzlichen Rahmenbedingen fortlaufend angepasst. Entsprechend sind ein Monitoring der gesetzlichen Rahmenbedingungen und regelmäßige Aktualisierungen der Kalkulation und Vertragsunterlagen unabdingbar. Aus Sicht des regionalen Versorgers muss die Erhaltung der regionalen Vertriebsstärke als Kernkompetenz auch weiterhin im Fokus stehen. Im Bereich der Energie- Vertrieb Abschnitt 7.6 Kamenz 413 dienstleistungen ist eine detaillierte Kundensegmentierung noch bedeutender als im klassischen Energievertrieb. Die Kundebedürfnisse zu erkennen und individuelle Lösungen umzusetzen, erfordert eine Anpassung und Erweiterung der bisherigen CRM-Systeme. Es werden weitergehende Informationen und Daten benötigt, die über Tariftypus und Absatzmengen hinausgehen. Eine höhere Menge an Informationen muss in kurzer Zeit ausgewertet werden. Lokale Vertriebe können Vorteile gegenüber überregional tätigen Unternehmen nutzen, da sie die Strukturen und das örtliche Umfeld kennen. So kann der Vertrieb die Kundennähe erhalten und ein für die Kundengruppen zugeschnittenes Dienstleistungsportfolio anbieten, das die vorhandenen Wachstumspotenziale erschließt. 7.6 Vertrieb 7.6.1 Kundenbedürfnisse – Was erwartet der Kunde? Im Stromvertrieb stand in den vergangenen Jahren insb. das Thema Preisentwicklung im Mittelpunkt. Zum einen sind die Strompreise für Haushaltskunden in den letzten Jahren stark angestiegen819, zum anderen sind die Wettbewerbsdichte und die Preisdifferenz der Anbieter immer stärker geworden. Dies spiegelt sich jedoch derzeit noch nicht in steigenden Wechselquoten wieder. Insgesamt bleibt der Strommarkt für Anbieter aufgrund des Potenzials von rund 50,1 Mio. Zählpunkten insgesamt und rd. 46,9 Mio. Zählpunkten bei Haushaltskunden interessant820. Der Wettbewerb im Strommarkt ist je Kundensegment unterschiedlich zu bewerten. Der Groß- und Industriekundenbereich ist durch starken Preiswettbewerb geprägt. Ausschreibungen, die teilweise auch über Online-Beschaffungsplattformen abgewickelt werden, führen zu starker Preisorientierung in der Vergabeentscheidung. Auch der öffentliche Sektor steht stark im Preiswettbewerb. Die Vergabe erfolgt hier über öffentliche Ausschreibungen. Im Haushaltskundenbereich sind die Wechselprozesse durch die bereits seit einigen Jahren bestehende Liberalisierung ebenso etabliert. Ein Wechsel des Stromversorgers ist für den Kunden verhältnismäßig unkompliziert. Wie die Entwicklung der Wechselquoten zeigt, nutzen jedoch bisher relativ wenige Kunden die Wechselmöglichkeit. Ein Grund besteht in der Unsicherheit durch die Insolvenzen der bekannten Stromanbieter Flexstrom und Teldafax. Die Wechselquoten haben sich im Haushaltskundenbereich auf einem Niveau von rd. 10 % pro Jahr eingespielt821. 819 Vgl. oben Abschnitt 2.2.3 (Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern). 820 Vgl. Monitoringbericht BNetzA 2015. 821 Vgl. Monitoringbericht a.a.O. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 414 Kamenz Der Preis spielt für den Kunden eine zentrale Rolle in der Entscheidungsfindung bei der Wahl des Stromversorgers. In einer von PwC im Jahr 2015 durchgeführten Umfrage wurde deutlich, dass rd. 40 % der Deutschen mit ihrem Strompreis unzufrieden sind. Dabei unterscheiden sich die Ergebnisse nach Altersgruppe. Gut zwei Drittel der Kunden über 60 Jahre waren mit den Stromkosten zufrieden, aber nur 56 % waren es bei den Kunden unter 30 Jahre. Generell sind die Kosten der größte Unzufriedenheitsfaktor der Kunden bei der Beurteilung der Stromversorger. Jeder sechste gibt allerdings auch an, seine Stromkosten gar nicht zu kennen. Bei den unter 30-jährigen ist es fast ein Drittel der Kunden, bei den über 60-jährigen dagegen nur 12 %. Ein Grund für die Unkenntnis der Stromkosten sind die regional unterschiedlichen Strompreise. Dies wird deutlich, wenn man sich die Preise der lokalen Grundversorger im Grundversorgungstarif und auch im Bestpreistarif anschaut. Abb. 99: Strompreise Grundversorgung und Bestpreise der Grundversorgungsunternehmen Zum Stichtag 01.01.2017 liegen die Preise für einen typischen Haushaltskunden mit einer Abnahmemenge von 3.500 kWh/a bei den lokalen Grundversorgungstarifen in einer Spanne von rd. 24 bis 29 ct/kWh. Die Unterschiede liegen primär in den unter- Vertrieb Abschnitt 7.6 Kamenz 415 schiedlich hohen Netzentgelten der Verteilernetze begründet, aber auch in der individuellen Kostenstruktur. Eine pauschale Aussage zum regionalen Preisniveau lässt sich nicht ableiten. Tendenziell sind die Strompreise der lokalen Stromversorger im Nordwesten Deutschlands am günstigsten. Bei den Bestpreisen der lokalen Versorger liegen die Preise in einer Spanne von rd. 19 bis 26 Ct/kWh und damit rd. 10 % unter dem Grundversorgungspreisen. Hier spielt neben den Netzentgelten und Kosten auch das lokale Wettbewerbsniveau eine große Rolle bei der Preisbildung. Entsprechend ist der Preis für 90 % der Kunden auch der Hauptgrund für einen Versorgerwechsel. Für 28 % der unter 30-jährigigen ist auch der Wunsch nach Ökostrom wichtig. Ein besserer persönlicher Service durch den Stromanbieter ist dagegen nur für 10 % der Kunden bedeutsam822. Dies zeigt deutlich auf, dass es sich bei der klassischen Stromlieferung um ein wenig emotionales und wenig differenzierbares Produkt handelt. Das Lieferprodukt wird vom Kunden als gleich bewertet, wodurch der Preis das für den Kunden entscheidende Differenzierungsmerkmal ist. Mit der Digitalisierung und dem Trend zur dezentralen erneuerbaren Erzeugung bis hin zur Eigenversorgung bieten sich in Zukunft jedoch Möglichkeiten, das Produkt Strom stärker zu differenzieren. Abb. 100: Gründe für den Stromanbieterwechsel 822 Vgl. PwC Bevölkerungsbefragung Stromanbieter März 2015. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 416 Kamenz 7.6.2 Kundensegmentierung Um aus den Kenntnissen der Kundenbedürfnisse Rückschlüsse und Anpassungen für Produkte und Preise vornehmen zu können, erfolgt eine Kundensegmentierung. Unter diesem Begriff wird die Aufteilung von Kunden in homogene Gruppen verstanden, die sich durch verschiedene Charakteristika in genügender Masse voneinander unterscheiden. Mit der Kundensegmentierung werden verschiedene Ziele im Vertrieb verfolgt: Lokalisierung und effiziente Bearbeitung von attraktiven Segmenten Gestaltung von Produkten und Alleinstellungsmerkmalen nach Segmentanforderungen, um sich vom Massenmarkt abzuheben. Ansprache und Bedienung der Kundensegmente mit einer maßgeschneiderten Vertriebs-/Kommunikationspolitik Entstehung von Möglichkeiten zur Optimierung der Beschaffung. Im Rahmen der Kundensegmentierung wird der Markt anhand ausgewählter Kriterien in klar abgegrenzte Segmente von aktuellen und potenziellen Kunden aufgeteilt. Dazu müssen die Bedürfnisse der Kunden bestimmt und kategorisiert werden. Basis dafür sollte eine Kombination von internen und externen Daten sein. Quelle Informationen CRM-Daten Informationen aus dem Kundenservice und Beschwerdemanagement Befragung der Vertriebsmitarbeiter Informationen aus Gewinnspielen und Kundenkarten EDM Kundengruppenbezogene Verbrauchsdaten Studien/Analysen zu Standardlastprofilen Bonität Abrechnungsinformationen Wirtschaftsauskunfteien Informationsdienste Studien und Branchenanalysen, Benchmarks Branchen-Newsletter Pressemitteilungen Marktforschung Eigene Analysen Fremdanalysen Adresszukauf/Kundeninformationen Internet Eigenrecherchen öffentlicher Statistiken Soziale Netzwerke (Facebook, Xing, LinkedIn) Abb. 101: Erfassung von Kundendaten Vertrieb Abschnitt 7.6 Kamenz 417 Bei der Auswertung der verfügbaren Informationen wird in verschiedene Arten der Kundensegmentierung unterschieden: Personenspezifisch (Alter, Geschlecht, …) Firmenspezifisch (Branche, Größe, …) Kaufverhalten (Preisverhalten, Kundenwert, …) Vertragsspezifisch (Grundversorgung, Sondervertrag, …) Im Stromvertrieb sind aktuell Kundensegmente nach Vertragstypus üblich. So wird im Bereich Haushaltskunden in Grundversorgungsverträge (einschließlich Ersatzversorgung nach § 38 EnWG), Sonderverträge und Individualverträge unterschieden. Zum Bereich Individualverträge können auch spezielle Angebote für den Betrieb von Nachtspeicherheizungen, Wärmepumpen etc. gezählt werden. Im Bereich der Gewerbe und Industriekunden werden individuelle Verträge geschlossen; eine Segmentierung erfolgt im Regelfall nach Branchen. Wichtige Segmente bilden die Immobilienwirtschaft, der öffentliche Sektor, Gesundheits- und Sozialsektor sowie produzierendes Gewerbe. Zunehmend werden Kunden bei Versorgern nach soziodemografischen Merkmalen segmentiert. Hier erfolgt die Kundenclusterung unter sozialen und wirtschaftlichen Aspekten, wie Alter, Geschlecht, Familienstand, Haushaltsgröße, Bildung oder Einkommen. Problematisch ist in der Umsetzung häufig die Verfügbarkeit von belastbaren Daten. Mit zunehmenden Grad der Digitalisierung kann jedoch die Datengrundlage verbessert werden. Das ermöglicht es, die Kundenprofile zu schärfen und stetig zu optimieren. 7.6.3 Der Einfluss der Digitalisierung Mit der Digitalisierung geht auch eine Veränderung des Kundenverhaltens und der Kundenbedürfnisse einher. Digitale Technologien erobern unser tägliches Leben: Nahezu permanent nutzen wir Tablets oder Smartphones. Einkäufe und Finanzengeschäfte werden heute ganz selbstverständlich online abgewickelt. Die Kommunikation erfolgt weitgehend mobil. Da das Internet unseren Alltag zunehmend prägt, muss auch der Energievertrieb die Digitalisierung für sich zu nutzen. Damit bietet sich eine Reihe neuer Möglichkeiten im Vertrieb. Als Basis gehört hierzu eine energievertrieb-kundenorientierte Website einschließlich einer Mobilversion. Zunehmend nutzen Stromversorger auch Apps als Möglichkeit, den Kunden zusätzlichen Nutzen zu bieten: Aufbauend auf einer für den Kunden wichtigen zentralen Funktion (z. B. Fahrplanauskunft für den städtischen Nahverkehr), lassen sich immer weitere Funktionen ergänzen (Touristikangebote, Vertrags- und Tarifinformationen für Strom-/Gaskunden, Smart-Home- Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 418 Kamenz Anwendungen etc.). Als ein Beispiel kann die App der Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft einer bayerischen Großstadt genannt werden: Neben der Kernfunktion Fahrplanauskunft und Nahverkehrsticket werden weitere Angebote ergänzt; dazu zählen Informationen über andere Verkehrsmittel, wie Carsharing, Fernbusse etc., städtische bzw. touristische Informationen, WLAN Suchfunktion sowie erste Funktionalitäten der Stadtwerke (Saunen und Schwimmbäder). Ein wichtiger Nutzungsbereich der Digitalisierung ist die Stärkung der Kundenbindung durch digitale Kundenschnittstellen. Aus anderen Lebens- und Geschäftsbereichen sind die Kunden schnelle und digitale Kommunikation gewohnt. Mittlerweile haben annähernd drei Viertel der Energieversorger elektronische Abrechnungen eingeführt. Knapp 60 % verfügen über eine interaktive Website und fast ebenso viele bieten dort auch Online-Terminvereinbarungen an oder verfügen über eine Multi-channel-Kommunikation im Kundenservice823. Abb. 102: Digitale Maßnahmen zur Stärkung der Kundenbindung 823 Vgl. PwC Studie Deutschlands Energieversorger werden digital 2016. Vertrieb Abschnitt 7.6 Kamenz 419 7.6.4 Der Wandel vom Commodity- zum Lösungsanbieter 7.6.4.1 Serviceangebote zur Erweiterung des Produktportfolio Der Wandel der Kundenbedürfnisse durch Digitalisierung, der Trend zum Prosumer, aber auch der Eintritt der Discountanbieter in den Markt führen zum Wandel der strategischen Ausrichtung des klassischen Vertriebes. Waren Stromversorger in der Vergangenheit reiner Commodity-Lieferant, entwickeln sie sich zunehmend zum umfassenden Lösungsanbieter. Erkenntnisse aus der Marktforschung zeigen, dass die Kunden ein Produkt nicht nur aufgrund seiner Eigenschaften kaufen. Es gibt noch zusätzliche Gründe, die die Kaufentscheidung der Kunden beeinflussen: Identität/Zugehörigkeit: Wir kaufen ein Produkt aus Selbstbestimmungsgründen, z.B. der Verbrauch von Ökostrom gibt jemandem die Umweltbewusstsein- Identität. Emotionaler Bedarf: Viele Kunden kaufen aus emotionalen Gründen, z.B. Verbindung zum lokalen Fußballverein Zweck als Aktion: Wir kaufen absichtlich für einen Zweck: z.B. Strom von einem Anbieter kaufen, die einen Teil des Preises für die Kinderhilfseinrichtungen spendet. Abb. 103: Potenzielle Services im EVU Portfolio Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 420 Kamenz Kunden sind bereit, mehr auszugeben, wenn sie dadurch nicht nur Qualität, sondern auch Service und Unterstützung für das Produkt erhalten. Das Produkt selbst ist somit nicht das Wichtigste. Der Service um das Produkt kann den Unterschied ausmachen. So können Services wie Energieeinsparberatung oder Online-Informationsportale das Produkt unterstützten. Dies bietet eine Möglichkeit zur Differenzierung vom reinen Preiswettbewerb im Commodity-Vertrieb. Häufig werden Services mit regionalen Partnern verknüpft. Als Beispiel kann der Verleih von Elektrofahrrädern genannt werden. Wichtig ist, dass der Service zusätzlich zum dem Produkt Nutzen und Wert schaffen kann und dem Nutzer der Vorteil direkt erkennbar ist. Angelehnt an die Bedürfnisse nach Maslow lassen sich potenzielle Services von Grundbedürfnissen bis hin zur Selbstverwirklichung strukturieren. Dementsprechend müssen im Vertrieb auch die Kunden- und Absatzpotenziale bewertet werden. 7.6.4.2 Verknüpfung mit Produkten aus dem energiefernen Bereich Zunehmend werden im Energievertrieb auch Services aus dem energiefernen Bereich angeboten. Einige Services befinden sich bereits im Vertriebsportfolio von Versorgungsunternehmen: Notfalldienste für Sanitär, Unwetterschäden und Schlüsseldienst Klempnerarbeiten Services für Reparatur von Küchengeräten und Haushaltselektronik Vermittlung von Hausrats- und/oder Gebäudeversicherungen Reisebuchungsservice Hilfe bei Einbruch oder Wegfall der Wohnmöglichkeit (durch Schäden). Die Produkte werden bedürfnisorientiert auf die Zielkunden, wie Hauseigentümer, Mieter oder Wohnungsunternehmen bzw. Vermieter, zugeschnitten. Entsprechend gibt es verschiedene Arten der Preis- und Produktgestaltung. Angeboten werden Einzelbeauftragungen, aber auch Flatrate-Lösungen mit pauschaler Abrechnung je Monat. Grds. lassen sich somit Produkte mit Einzelbeauftragung, Flatrates und Full-Service zur Bedienung der Kundenbedürfnisse unterscheiden. Vertrieb Abschnitt 7.6 Kamenz 421 Abb. 104: Serviceebenen nach Kundenbedürfnissen 7.6.4.3 Whitelabel-Produkte anbieten und umsetzen Im Regelfall erreichen Services neben der reinen Stromlieferung nur eine gewisse Zielgruppe entsprechend ihrer Kundenbedürfnisse. Dies bedeutet zugleich, dass das Kundenpotenzial für diese Produkte geringer ist und die Marktdurchdringung nicht so hoch wie im reinen Stromvertrieb. Somit stellt sich die Frage nach der Wirtschaftlichkeit. Um als Anbieter eine kritische Absatzmenge zu erreichen, bietet es sich an, die Produkte auch als Whitelabel für andere Versorger anzubieten. Gleichzeitig besteht für Nutzer der Whitelabel-Produkte die Möglichkeit, Services anzubieten, für die das lokale Marktpotenzial bei einer Eigenentwicklung zu klein ist. Das Whitelabel-Produkt wird somit unter verschiedenen Unternehmensnamen oder Marken angeboten. Einige Angebote sind bereits im Energiemarkt etabliert. Als Beispiel kann das Trianel Energiedach genannt werden. Es ist eine Vertriebslösung zur Eigenversorgung mit Solarstrom für Ein- und Zweifamilienhäuser sowie für Gewerbe- und Industrieobjekte. Das EVU positioniert sich, ohne selbst Entwicklungsarbeit zu leisten, und nutzt die Prozesse des Anbieters. Der Implementierungsund Koordinationsaufwand ist somit für den Versorger gering824. Auch im Bereich der Online-Services haben sich Whitelabel Produkte etabliert. Sie werden von einem Anbieter erstellt und in die Versorger-Webseite eingebunden. Ein Beispiel ist das Angebot der Grünspar GmbH. Sie stellt einen Onlineshop im Corporate Design zur Verfügung und betreut diesen vollständig. Logistik und Versand, 824 Vgl. Trianel, EnergieDach – Sonnenstrom für Ihre Kunden, abrufbar unter: https://www.trianel.com/en/produkte/energiedach/. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 422 Kamenz Kundenservice, Online-Marketing sowie die Abrechnung werden unabhängig vom IT-System des Versorgers abgewickelt825. 7.6.4.4 Vertriebsplattformen Die Lieferantendichte hat sich in Deutschland in den letzten Jahren immer weiter erhöht. Im Jahr 2007 waren nur in 165 Netzgebieten mehr als 50 Anbieter aktiv, 2014 sind es bereits 649 Netzgebiete. Aktuell sind bereits in mehr als der Hälfte aller Netzgebiete mehr als 100 Stromanbieter tätig. Im Durchschnitt kann ein Haushaltskunde in Deutschland in Deutschland zwischen 91 Anbietern auswählen. Das bedeutet aber nicht automatisch einen hohen deutschlandweiten Wettbewerb. Viele Stromversorger setzen ihren vertrieblichen Fokus auf bestimmte Regionen. Rd. 55 % der Stromanbieter beliefern maximal zehn Netzgebiete und 16 % beschränken sich nach wie vor auf ein einziges Netzgebiet. Im bundesweiten Durchschnitt beliefert ein Anbieter rund 75 Netzgebiete826. Abb. 105: Anteil Lieferanten in mehreren Netzgebieten Für den bundesweiten Vertrieb spielen Vertriebsplattformen eine wichtige Rolle. Insb. Vergleichsportale wie Verivox und Check24 haben in den letzten Jahren an Bedeutung gewonnen. Im Rahmen einer PwC-Umfrage wurden Verbraucher gefragt, wo sie sich in den letzten 12 Monaten über Stromanbieter und Strompreise 825 Vgl. Grünspar, E-commerce & Logistik, abrufbar unter: http://www.gruenspar.com/ecommerce. 826 Vgl. Monitoringbericht 2015 – Elektrizitätsmarkt S. 182. Vertrieb Abschnitt 7.6 Kamenz 423 informiert haben. Mit deutlichem Vorsprung sind Vergleichsportale die wichtigste Informationsquelle für den Kunden. Abb. 106: Informationsquellen über Stromanbieter und Strompreise Entsprechend wichtig sind die Vergleichsportale als Vertriebskanal im deutschlandweiten Vertrieb an Haushaltskunden. Aber auch im Bereich der Industriekunden haben Ausschreibungsplattformen eine wichtige Rolle übernommen. Über die Verivox-Ausschreibungsplattform wurden nach Unternehmensangaben seit 2004 rd. 45.000 Anfragen von Industrie- und Gewerbetreibenden bearbeitet. Als Dienstleister bietet Verivox den Versorgungsunternehmen neben der Plattform auch zielgerichtete B2B-Kampagnen zu deren Stromund Gasprodukten an827. 7.6.5 Kernfähigkeiten zur Umsetzung der neuen Produktwelt Um die Möglichkeiten neuer Services und Produkte zu nutzen und gleichzeitig die Anforderungen der digitalen Welt bedienen zu können, müssen Stromanbieter ihre eigenen Fähigkeiten weiterentwickeln bzw. in einigen Bereichen neu aufbauen. Die nachfolgende Grafik zeigt wichtige Bereiche, in denen eine nachhaltige Entwicklung notwendig ist. 827 Vgl. verivox, Ausschreibungen & Industriekampagnen, abrufbar unter: http://www.verivox.de/branchendienste/ausschreibungsplattform/. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 424 Küper/Callejon Abb. 107: Aufbau von Fähigkeiten im Stromvertrieb Für den Vertrieb wichtige Kernbereiche sind u.a. die Kundenbetreuung, das Produktmanagement, die Automatisierung von Abwicklungsprozessen und das Vertriebspartnermanagement. In Verbindung mit der Digitalisierung werden zunehmend auch Fähigkeiten im Bereich Business Analytics Methoden erforderlich sein. Die neuen Fähigkeiten müssen mit den vorhandenen Ressourcen im Bereich Personal, Prozesse und IT-Systeme abgeglichen werden. Hierbei kann ein individueller Reifegrad bestimmt werden, der es ermöglicht, die Ausprägung der eigenen Fähigkeiten zu spiegeln. Insgesamt bedeutet der Wandel des Energievertriebs eine Reihe von Herausforderungen und Investitionen in Know-how Aufbau, Personalentwicklung und IT- Ausbau, bietet aber gleichzeitig viele Chancen bei der Gewinnung und Bindung von Kunden. 7.7 Verbraucher (Industrie, Gewerbe, Haushalt, Prosumer) 7.7.1 Stromkosten Die Strompreise an den Börsen sind in den letzten Jahren konstant gefallen. Dennoch mussten die Verbraucher kontinuierliche Strompreissteigerungen hinnehmen. Dieser zunächst paradox anmutende Befund erklärt sich durch die Zusammensetzung des Strompreises. Beschaffung des Stroms, Netzentgelte und Vertrieb machen Verbraucher (Industrie, Gewerbe, Haushalt, Prosumer) Abschnitt 7.7 Küper/Callejon 425 nur einen Bruchteil des gesamten Strompreises aus. Mehr als die Hälfte des Strompreises entfällt auf gesetzlich festgelegte Umlagen, Abgaben und Steuern828. Abb. 108: Anteil am Strompreis für Haushaltskunden und Industrie829 Die vorstehende Abb. verdeutlicht, welchen Anteil die einzelnen Stromkostenbestandteile ausmachen und wie sich dies auf die Kosten für Haushalte und Industrie auswirkt. Insb. die EEG-Umlage sorgt dafür, dass der Strompreis für Letztverbraucher trotz der Entwicklung an der Strombörse auf einem konstanten Preisniveau bleibt. Aber auch die übrigen Umlagen, Abgaben und Steuern wirken sich deutlich auf den Strompreis aus. Vor diesem Hintergrund hat der deutsche Gesetzgeber in den letzten Jahren zahlreiche Privilegierungstatbestände geschaffen, die v.a. stromkostenintensive Unternehmen entlasten soll. Hierdurch will der deutsche Gesetzgeber die Wettbewerbsfähigkeit deutscher Unternehmen im internationalen Vergleich erhalten. Dabei hat sich durch zahlreiche Reformen in den letzten Jahren ein normativer Flickenteppich gebildet. So sind zahlreiche Gesetze und Verordnung heranzuziehen, um die einzelnen Ausnahme- und Privilegierungstatbestände zu erfassen. Zur Komplexität trägt dabei ferner bei, dass die entsprechenden Tatbestände auf unterschiedliche Art und Weise in Anspruch genommen werden können. Je nach Tatbestand ist ein förmliches Verwaltungsverfahren zu durchlaufen oder nur eine 828 Vgl. dazu schon oben Abschnitt 2.2.3 (Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern). 829 BDEW, Stand: Mai 2016. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 426 Küper/Callejon Anzeige bzw. Meldung beim zuständigen Netzbetreiber durchzuführen. Der damit verbundene notwendige administrative und wirtschaftliche Aufwand insb. für stromkostenintensive Unternehmen ist beträchtlich. V.a. das EEG 2017 und das KWKG 2017 regeln zahlreiche Anspruchs- und Ausnahmeregelungen, die sich auf die Stromkosten der Letztverbraucher und insb. der stromkostenintensiven Unternehmen auswirken können. Der nachfolgende Überblick soll daher die im Zuge der Novellierung beider Gesetze entstandenen Möglichkeiten und Risiken aufzeigen. 7.7.2 EEG-Umlage Die EEG-Umlage soll die Kosten decken, die durch die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien entstehen. Das Finanzierungssystem ist als Ausgleichmechanismus im EEG 2017 und der Erneuerbare-Energien-Verordnung830 geregelt. Dabei wird die EEG-Umlage von den ÜNB jeweils zum 15. Oktober eines Jahres für das Folgejahr festgelegt. Das EEG 2017 sieht zahlreiche Privilegierungen vor, die zur vollständigen bzw. teilweisen Entlastung von der EEG-Umlage führen können. Dazu zählen u.a. das Eigenerzeugungs- bzw. Eigenversorgungsprivileg i.S.d. §§ 61 ff. EEG 2017, das Stromspeicherprivileg i.S.d. § 61j Abs. 1 und 2 EEG 2017, die Besondere Ausgleichsregelung nach §§ 63 ff. EEG 2017 und die Förderung von Mieterstrommodellen nach § 95 Nr. 2 EEG 2017. 7.7.2.1 Eigenerzeugung, Eigenversorgung, Stromspeicher und Mieterstrommodelle i.S.d. EEG 2017 An die Stelle des bisherigen Eigenstromprivilegs i.S.d. § 61 EEG 2014 ist ein komplexes Regelungssystem getreten. Nunmehr erstreckt sich das Eigenerzeugungsbzw. Eigenversorgungsprivileg von § 61 bis § 61j EEG 2017. Die Privilegierung selbsterzeugten und verbrauchten Stroms wird im EEG 2017 unterteilt in Eigenerzeugung und Eigenversorgung. Die privilegierte Eigenversorgung kann sowohl für bestimmte gesetzlich festgelegte Konstellationen i.S.v. § 61a EEG 2017 (z.B. Kraftwerkseigenverbrauch) als auch durch Stromerzeugungsanlagen i.S.v. § 3 Nr. 1 EEG 2017 und hocheffiziente KWK-Anlagen i.S.v. § 53a Abs. 1 Satz 3 EnergieStG in Anspruch genommen werden. Die Eigenerzeugung ist demge- 830 Bis zum 13.10.2016 als Ausgleichsmechanismusverordnung bezeichnet. Durch das Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien v. 13.10.2016 nunmehr umbenannt in Erneuerbare-Energien-Verordnung (BGBl. I, S. 2258). Verbraucher (Industrie, Gewerbe, Haushalt, Prosumer) Abschnitt 7.7 Küper/Callejon 427 genüber dadurch gekennzeichnet, dass sie Stromerzeugungsanlagen privilegiert, die bereits vor Geltung des EEG 2012 bzw. EEG 2014 zur Eigenerzeugung genutzt wurden. Ein förmlicher Antrag auf Begrenzung ist nicht erforderlich, da die Rechtsfolge bei Einhaltung sämtlicher Voraussetzungen ohne weiteres eintritt. Für alle Konstellationen ist – unabhängig von der konkreten Form der Eigenstromnutzung – erforderlich, dass die entsprechenden Mitteilungspflichten nach § 61f EEG 2017 eingehalten werden und der entsprechende Strom innerhalb des sog. 15- Minuten-Intervalls gem. § 61g EEG 2017 erzeugt und verbraucht wird. Die besonderen Voraussetzungen für die Inanspruchnahme des Eigenversorgungsprivilegs sind in der Legaldefinition des § 3 Nr. 19 EEG 2017 zur Eigenversorgung und in den §§ 61a f. EEG 2017 geregelt. Im Falle des § 61a EEG 2017 entfällt die EEG-Umlage vollständig. Bei Inanspruchnahme des Eigenversorgungsprivilegs nach § 61b EEG 2017 erfolgt eine Begrenzung der EEG-Umlage auf 40 % der jeweils gültigen EEG-Umlage. Die besonderen Voraussetzungen sowie die Rechtsfolge des Eigenerzeugungsprivilegs sind in den § 61d EEG 2017 und § 61c EEG 2017 festgelegt. Danach muss die Eigenerzeugung u.a. durch sog. ältere Bestandsanlagen oder Bestandsanlagen erfolgen. Bei Einhaltung der maßgeblichen Voraussetzungen tritt grds. eine vollständige Befreiung von der EEG-Umlage ein. Für den Fall der Erneuerung, Erweiterung oder Ersetzung können unter bestimmten Umständen die entsprechenden Bestandsanlagen mit einer Mindestumlage oder sogar mit der vollen EEG-Umlage belastet werden. Insofern sollten vor Umsetzung der entsprechenden Maßnahme die maßgeblichen Voraussetzungen und Fristen der §§ 61c ff. EEG 2017 zwingend geprüft werden („EEG-Due Diligence“). Auch für Strom, der in Stromspeichern zwischengespeichert wird, kann unter bestimmten Voraussetzungen die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage nach § 61j EEG 2017 entfallen. Durch § 61 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2017 ist dabei nunmehr neu geregelt, dass auch Stromspeicher, die zur Eigenversorgung eingesetzt werden, privilegiert werden können. Durch eine weitere Neuregelung in § 95 Nr. 2 EEG 2017 könnten zukünftig auch sog. Mieterstrommodelle begünstigt werden. Danach könnten trotz Belieferung der Mieter mit Strom aus einer auf dem Wohngebäude installierten Solaranlage die EEG-Umlage reduziert werden. Da es sich bei § 95 Nr. 2 EEG 2017 nur um eine Verordnungsermächtigung handelt, muss die BReg die entsprechenden Voraussetzungen und Rechtsfolgen in einer Verordnung konkretisieren. Hinsichtlich der Abrechnung der EEG-Umlage und der entsprechenden Prüfung etwaiger Eigenstromkonstellationen wurden einige Vorgaben der Ausgleichsmechanismusverordnung in das EEG 2017 überführt. Zur Zahlung der EEG-Umlage an Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 428 Küper/Callejon den regelverantwortlichen ÜNB sind danach grds. die EVU gem. § 60 Abs. 1 EEG 2017 verpflichtet, die Strom an Letztverbraucher liefern. Darüber hinaus müssen Letztverbraucher, die im Rahmen der Eigenversorgung nur teilweise von der EEG- Umlagepflicht befreit sind, die entsprechende EEG-Umlage direkt an den Netzbetreiber bzw. ÜNB nach § 61 i.V.m. § 61h EEG 2017 zahlen. Dabei sind die Netzbetreiber dazu verpflichtet, die Sorgfalt eines ordentlichen und gewissenhaften Kaufmanns anzuwenden. Dies hat zur Folge, dass die Netzbetreiber anhand der Mitteilungen der entsprechenden Eigenversorger bzw. Eigenerzeuger prüfen müssen, ob die Inanspruchnahme der EEG-Umlagebegrenzung im Einklang mit den entsprechenden Vorgaben der §§ 61 EEG 2017 stehen; ggf. müssen sie weitere Nachforschungen anstellen. 7.7.2.2 Besondere Ausgleichsregelung gem. §§ 63 ff. EEG 2017 Die besondere Ausgleichsregelung soll die Belastung mit der EEG-Umlage für stromkostenintensiven Unternehmen in einem Maße halten, das mit ihrer internationalen Wettbewerbssituation vereinbar ist, sodass ihre Abwanderung in das Ausland verhindert wird. Hierzu müssen die stromkostenintensiven Unternehmen – im Gegensatz zur Eigenstromnutzung – jährlich einen Antrag stellen, der im Rahmen eines förmlichen Verwaltungsverfahrens durch das zuständige BAFA geprüft und beschieden wird. I.d.R. erfolgt die etwaige Erteilung des Begrenzungsbescheids im Dezember des Antragsjahres und gilt für das auf das Antragsjahr folgende Begrenzungsjahr. Für eine Begrenzung der EEG-Umlage müssen die stromkostenintensiven Unternehmen eine Reihe von Voraussetzungen erfüllen und diese durch entsprechende Nachweise bis zu einer gesetzlich festgelegten Frist (30.06. bzw. 30.09.) dokumentieren. Danach muss das stromkostenintensive Unternehmen u.a. zu einer Branche nach Anlage 4 des EEG gehören, an der zu begrenzenden Abnahmestelle die Mindeststrommenge von 1 GWh erreicht haben, eine Stromkostenintensität von 14 bzw. 17 bzw. 20% erzielt haben und über ein gültiges und zertifiziertes Energie- und Umweltmanagementsystem verfügen. Neben den allgemeinen Antrags- und Verfahrensvoraussetzungen sind in den Vorschriften zur besonderen Ausgleichsregelung auch differenzierte Regelungen in § 3 Nr. 45 und § 67 EEG 2017 zur Umwandlung von stromkostenintensiven Unternehmen enthalten. Diese erstmals mit dem EEG 2014 eingeführten Regelungen berücksichtigen den praxisrelevanten Umstand, dass speziell in den vorliegend betroffenen Wirtschaftsbereichen aufgrund des hohen Wettbewerbs permanente Weiterentwick- Verbraucher (Industrie, Gewerbe, Haushalt, Prosumer) Abschnitt 7.7 Küper/Callejon 429 lungen und damit auch gesellschaftsrechtliche Veränderungen notwendig sind. Für diese Konstellationen schaffen die § 3 Nr. 45 und § 67 EEG 2017 eine rechtliche Grundlage, um die Antragstellung umgewandelter Unternehmen und die Übertragung von Begrenzungsbescheiden zu regeln. Insofern werden sowohl privilegierte Unternehmen als auch Unternehmen erfasst, die erstmals einen Antrag auf Begrenzung der EEG-Umlage stellen wollen. § 67 Abs. 1 EEG 2017 legt dabei fest, inwieweit ein Unternehmen nach seiner Umstrukturierung erfolgreich einen Antrag auf Begrenzung der EEG-Umlage stellen kann und welche Daten die Basis der erforderlichen Nachweisführung bilden können. Unternehmen, die kürzlich umgewandelt wurden, soll so die Antragstellung erleichtert bzw. überhaupt erst ermöglicht werden831. Vor diesem Hintergrund kann eine Umwandlung dazu führen, dass das stromkostenintensive Unternehmen erstmals die Antragsvoraussetzungen erfüllt. So sind Konstellationen denkbar, bei denen einzelne Bereiche des stromkostenintensiven Unternehmens auf eine andere Gesellschaft übertragen werden, was zu einer Veränderung der Stromkostenintensität führen kann. Gerade mit Blick auf die neugeregelte reduzierte Stromkostenintensität für Unternehmen der Liste 1 der Anlage 4 des EEG 2017 von 14 % dürfte der potenzielle Kreis der Antragsteller deutlich erweitert worden sein832. In § 67 Abs. 3 EEG 2017 wird die bisherige Verwaltungspraxis des BAFA kodifiziert, nach der der Begrenzungsbescheid eines Unternehmens vor einer Umwandlung auf das begrenzungsfähige Unternehmen nach der Umwandlung übertragen werden kann. Der Bestand des Bescheids wird somit unter Berücksichtigung der in § 67 Abs. 3 EEG 2017 genannten Voraussetzungen gesichert833. Eine Prüfung der entsprechenden Potenziale bzw. der etwaigen Auswirkungen der Umwandlung von stromkostenintensiven Unternehmen sollte insofern regelmäßig durchgeführt werden („EEG-Due Diligence“). Im Falle einer Umwandlung sollten entsprechende Maßnahmen ferner möglichst frühzeitig mit dem BAFA abgestimmt werden. Die Abrechnung der EEG-Umlage und die entsprechenden Meldungen der selbstverbrauchten sowie weitergeleiteten Strommengen sind nunmehr aufgrund § 60a EEG 2017 zwischen energieintensivem Unternehmen und dem ÜNB durchzuführen. Die Lieferanten müssen demnach die EEG-Umlage nicht mehr einfordern und an 831 Küper/Mussaeus in: Säcker, EEG 2014, § 67 Rn. 2. 832 Küper/Callejon, RdE 2016, S. 440. 833 Küper/Mussaeus in: Säcker, EEG 2014, § 67 Rn. 4. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 430 Küper/Callejon den ÜNB weiterleiten, können dies grds. aber im Rahmen eines Dienstleistungsverhältnisses für den Kunden durchführen. 7.7.3 KWKG-Umlage Die KWKG-Umlage dient – wie die EEG-Umlage im EEG 2017 – dazu, die im KWKG 2017 festgelegte Förderung von KWK-Anlagen zu finanzieren. Im KWKG 2016 wurde dabei eine Begrenzung von der zu zahlenden KWKG-Umlage gewährt, soweit der Letztverbraucher einen Jahresverbrauch an einer Abnahmestelle von mehr als 1 GWh erreichte und ggf. als Unternehmen des produzierenden Gewerbes eingestuft werden konnte. Im Zuge der Novellierung des KWKG 2016 ist in Bezug auf die Begrenzung der KWKG-Umlage ein fundamentaler Systemwechsel im KWKG 2017 vollzogen worden. Danach zahlen ab 2016 nunmehr grds. nur noch Letztverbraucher eine verminderte KWKG-Umlage, wenn sie für die jeweilige Abnahmestelle über einen Begrenzungsbescheid i.S.d. besonderen Ausgleichsregelung verfügen. Durch den neuen § 27 Abs. 1 KWKG 2017 werden die beihilferechtlichen Rahmenbedingungen zur Ausgestaltung der Privilegierungsregelungen zur KWKG-Umlage umgesetzt. Zudem erfolgt die Anpassung i.S. einer Vereinheitlichung der Privilegierungsbestimmungen im KWKG 2017 und im EEG 2017834. 834 BR-Drs. 619/16 v. 20.10.2016, S. 95. Letztverbraucher, die nach der alten Systematik für das Jahr 2016 berechtigt gewesen wären, eine Begrenzung von 0,03 Ct/kWh in Anspruch zu nehmen, müssen ggf. mit Nachzahlungen von 0,026 Ct/kWh rechnen. Sämtliche Letztverbraucher, die in den Jahren 2017 und 2018 privilegiert worden wären, können übergangsweise bis einschließlich 2018 eine Begrenzung der KWKG-Umlage auf das Doppelte der KWKG-Umlage in Anspruch nehmen, die jeweils im Vorjahr zu zahlen war. Vor diesem Hintergrund ist davon auszugehen, dass die Zahl der privilegierten Letztverbraucher i.S.d. KWKG 2017 deutlich abnehmen wird. Letztlich werden nur noch die Unternehmen eine Begrenzung von der KWKG-Umlage in Anspruch nehmen können, die auch nach den Vorgaben der §§ 63 ff. EEG 2017 privilegiert sind. Insofern kommt der besonderen Ausgleichsregelung nunmehr eine noch größere Bedeutung für energieintensive Unternehmen zu. Geschäftsmodelle im Messstellenbetrieb Abschnitt 7.8 Kurtz/Rümler/Salevic 431 7.8 Geschäftsmodelle im Messstellenbetrieb 7.8.1 Einführung in die Geschäftsmodelllandschaft des Messstellenbetriebs In der Energiewirtschaft war der Messstellenbetrieb lange Zeit klar geregelt. Der Betrieb der im Netz befindlichen Messstellen unterlag dem jeweiligen Netzbetreiber. Als alleiniger Messstellenbetreiber war dieser v.a. für den Einbau und Betrieb der Messeinrichtung verantwortlich. Mit dem Inkrafttreten des § 21b EnWG im Jahr 2005 war es privaten Anschlussnehmern fortan erlaubt, den Betrieb ihrer Messstelle an einen Dritten zu übergeben. Eine Überarbeitung des § 21b EnWG im Jahr 2008 übertrug die Möglichkeit zur freien Wahl des Messstellenbetreibers vom Anschlussnehmer auf den Anschlussnutzer bzw. den Mieter. Im Sommer 2016 wurde schließlich das GDEW beschlossen. Dieses regelt im MsBG den Einsatz intelligenter Messsysteme und moderner Messeinrichtungen. Während die moderne Messeinrichtung nur der elektronische Zähler ist, der kommunikativ angebunden werden kann, besteht das intelligente Messsystem aus der modernen Messeinrichtung mit Anschluss an das SMG, das für die sichere Übermittlung der Daten sorgt. Neben den Regelungen für den Roll-out der Messinfrastruktur enthält das GDEW einerseits Regeln für den Messstellenbetrieb, in den Rollen grundzuständiger und wettbewerblicher Messstellenbetreiber, andererseits Regeln bzgl. Datensicherheit und Datenschutz inkl. der neuen Rolle des SMGA Diese Rolle muss jeder Messstellenbetreiber verantwortlich ausprägen, kann sie jedoch an einen Dienstleister vergeben. Zudem kommt in bestimmten Fällen (Spartenbündelung) dem Anschlussnehmer nun wieder die Wahl des MSB zu. Somit entsteht, zuletzt durch das GDEW, nicht nur eine ganz neue Wettbewerbssituation im Messwesen, sondern auch eine neue Möglichkeiten für veränderte Geschäftsmodelle, die auf das Metering beschränkt, aber auch auf angrenzende Wertschöpfungsstufen ausgedehnt werden können. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 432 Kurtz/Rümler/Salevic Abb. 109: Wertschöpfungskette Geschäftsmodelle im Messstellenbetrieb Abschnitt 7.8 Kurtz/Rümler/Salevic 433 Im Folgenden werden Geschäftsmodelle rund um die drei Rollen des grundzuständigen Messstellenbetreibers (gMSB), des wettbewerblichen Messstellenbetreibers und des SMGA diskutiert. 7.8.2 Geschäftsmodell des grundzuständigen Messstellenbetreibers Das Geschäftsmodell des gMSB wird ganz erheblich determiniert durch die zahlreichen spezifisch hierauf ausgerichteten Vorgaben des GDEW bzw. des MsbG. Insb. fingieren §§ 31 und 32 MsbG die wirtschaftliche Vertretbarkeit der Ausstattung von Messstellen mit intelligenten Messsystemen bzw. mit modernen Messeinrichtungen durch den gMSB. Dazu geben §§ 31 und 32 MsbG für die jeweilige Fallgruppe Preisobergrenzen vor, die gem. § 7 in Form separater Entgelte abgerechnet werden – getrennt von etwaigen Entgelten für den Netzzugang und das konventionelle Messwesen nach den §§ 21 und 21a des EnWG. Diese Preisobergrenzen werden nur für die Standardleistungen vorgegeben, deren Art und Umfang der Gesetzgeber als zumindest erforderlich für einen gesetzeskonformen Messstellenbetrieb mit modernen Messeinrichtungen und intelligenten Messsystemen und dabei auch noch als hinreichend kategorisierbar erachtet. Demgegenüber hat der gMSB für über Standardleistungen hinausgehende Zusatzleistungen des Messstellenbetriebs mit intelligenten Messsystemen und modernen Messeinrichtungen die nicht näher bezifferte Angemessenheit und Diskriminierungsfreiheit seiner Entgelte einzuhalten. Die Preisobergrenzen für Standardleistungen sind nach verpflichtenden und nach optionalen Ausstattungsfällen differenziert. Sie umfassen jeweils sowohl bestimmte Fälle von Stromverbrauchern als auch von Stromeinspeisern, die sich überblickartig wie folgt darstellen lassen: Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 434 Kurtz/Rümler/Salevic Abb. 110: Preisobergrenzen für Standardleistungen Geschäftsmodelle im Messstellenbetrieb Abschnitt 7.8 Kurtz/Rümler/Salevic 435 Verpflichtend bedeutet dabei aus Sicht des gMSB, dass dieser die Ausstattungen in dem jeweiligen Zeitrahmen vornehmen muss, soweit sie technisch möglich i.S.v. § 30 MsBG sind und keine Ausnahmeregelungen nach § 19 Abs. 5 Satz 2, § 29 Abs. 5, § 36 Abs. 1 Satz 1 oder § 44 Abs. 1 MsBG greifen. Demgegenüber als optional zu verstehen sind die Ausstattungsfälle nur aus Sicht des gMSB. Wenn dieser insoweit die Option zur Ausstattung wählt, ist sie aus Sicht des betroffenen Anschlussnutzers bzw. -nehmers verpflichtend835. Herangezogen wird dabei der Jahresstromverbrauch in kWh/a bzw. die installierte Einspeiseleistung in kWp je ortsfestem Zählpunkt. Je nach Fallgruppe gilt dann für die Ausstattung und den Betrieb des intelligenten Messsystems die in der rechten Spalte aufgeführte Preisobergrenze als Jahresbruttoentgelt inkl. der gesetzlichen Umsatzsteuer. Besonders herausfordernd und prägend für das Geschäftsmodell des gMSB dürfte zunächst die sog. 10%-Hürde sein. Sobald der gMSB seine Grundzuständigkeit bei der BNetzA angezeigt hat (und das BSI die technische Verfügbarkeit für intelligente Messsysteme festgestellt hat) muss der gMSB gem. § 45 Abs. 2 MsbG innerhalb von drei Jahren mind. 10 % der verpflichtend auszustattenden Messstellen mit intelligenten Messsystemen bzw. mit modernen Messeinrichtungen ausstatten, sonst droht ihm der Verlust seiner Grundzuständigkeit im Wege einer Zwangsausschreibung. Darüber hinaus treffen den gMSB v.a. spezifisch verschärfte Ausprägungen des allgemeinen Diskriminierungsverbots und Transparenzgebots aus § 3 Abs. 4 Satz 1 MsBG, wie z.B. die buchhalterische Entflechtung nach § 3 Abs. 4 Satz 2 MsBG, die Pflicht zur Veröffentlichung und zum Abschluss von Rahmenverträgen nach § 9 Abs. 4 MsBG sowie die Pflicht zur Veröffentlichung von Rollout- und Preisinformationen nach § 37 Abs. 1 MsBG. Im Übrigen ist der gMSB insb. auch speziellen Vorleistungspflichten unterworfen, wie z.B. gem. § 35 Abs. 3 MsBG das SMG dem Anschlussnutzer, dem Anschlussnehmer und weiteren nach § 49 Abs. 2 MsBG berechtigten Stellen im Rahmen der vorhandenen technischen Kapazitäten diskriminierungsfrei für Standard- und Zusatzleistungen zur Verfügung zu stellen und den dafür erforderlichen technischen Betrieb gegen angemessenes Entgelt zu ermöglichen. 7.8.3 Geschäftsmodell des wettbewerblichen Messstellenbetreibers Neben dem Geschäftsmodell des gMSB, legen das EnWG und das GDEW bzw. das MsBG auch die Grundlage für das Geschäftsmodell des wMSB. 835 S. § 36 Abs. 3 i.V.m. § 29 Abs. 2 MsBG. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 436 Kurtz/Rümler/Salevic Während der gMSB engen Regeln unterworfen ist, ist der wMSB in der Ausübung seiner Rolle relativ frei. Er unterliegt zwar auch dem allgemeinen Diskriminierungsverbot gem. § 3 Abs. 4 Satz 1 MsBG, ist aber von den Preisobergrenzen in den verschiedenen Verbrauchsklassen (§§ 31, 32 MsBG) nicht betroffen (§ 36 Abs. 2 MsBG), muss keine Preisblätter veröffentlichen und ist in der Lage, seine Preise, auch innerhalb einzelner Verbrauchsklassen, zu differenzieren. Aus dieser Flexibilität ergeben sich Chancen, die der wMSB nutzen könnte. Einerseits kann er in den Wettbewerb um die Messstellen beim Anschlussnutzer (§ 5 MsBG) eintreten, andererseits beim Anschlussnehmer, wenn er Angebote zur Spartenbündelung macht (§ 6 MsBG). Die Chancen sind hier umso höher, je preissensitiver die Kunden in den Verbrauchsgruppen sind, und je mehr Preissenkungsspielraum die Deckungsbeiträge des gMSB (der häufig die Preisobergrenze verlangen wird) bieten. Neben dem reinen Wettbewerb um die Messstelle, hat der wMSB die Möglichkeit, sich über sein Produktangebot zu differenzieren. Anders als der gMSB (wenn er in der Netzgesellschaft eines integrierten EVU angesiedelt ist), kann er Produkte anbieten, die Energielieferung und Energiedienstleistung mit einschließen, und sich somit vom jeweiligen gMSB und anderen wMSB differenzieren. Ein wMSB kann somit im integrierten Energieversorger auch dazu beitragen, das Risiko des Verlustes von Messstellen, das der gMSB hat, zu reduzieren. Ist das Geschäftsmodell eines wMSB rein auf die Messstelle und die Differenzierung über den Preis ausgerichtet, dann ist das Werteversprechen genau dieses, nämlich die Messstelle günstiger zu betreiben, als der gMSB bzw. andere wMSB. Das Produktportfolio beschränkt sich auf Standard- und Zusatzleistungen des Messstellenbetriebs und die erforderlichen Fähigkeiten des wMSB sind darauf gerichtet, durch Mengenvorteile in der Gerätebeschaffung und durch super effiziente Prozesse inkl. der effizienten Einbindung von Partnern, Margen im Preiswettbewerb zu generieren. Dieses auf den reinen Messstellenbetrieb und den Preiswettbewerb ausgerichtete Geschäftsmodell, hat typischerweise eine geringe Umsatzrendite und benötigt somit eine große Kundenzahl, um erfolgreich zu sein. Das Geschäftsmodell, das auf Differenzierung über das Produkt- und Serviceportfolio setzt, ist im Werteversprechen auf die Problemlösung des Kunden ausgerichtet. Die Differenzierung erfolgt über Produkte und Dienstleistungen, die das intelligente Messsystem als zwingenden Bestandteil enthalten. Zu nennen sind Produkte des Energiemanagement, die die Steuerung der Energieanlagen des Kunden inkl. Einund Ausspeisemanagement beinhalten. Geschäftsmodelle im Messstellenbetrieb Abschnitt 7.8 Kurtz/Rümler/Salevic 437 Ein besonderer Fall der Differenzierung über das Produkt- und Serviceportfolio ist die Spartenbündelung nach § 6 MsBG. Diese ist darauf gerichtet, dass die Anschlussnutzer nicht mehr zahlen als vorher, für den Anschlussnehmer (i.d.R. professioneller Vermieter – z.B. Immobiliengesellschaft) aber ein darüber hinaus gehender Vorteil erzeugt wird. Dieser kann z.B. im Service der Liegenschaftsverwaltung (z.B. inkl. verbessertem Leerstandsmanagement) und dem kompletten Submetering (inkl. Heiz- oder Betriebskostenabrechnung) bestehen. Die Fähigkeiten des wMSB müssen in diesem Geschäftsmodell auf den technischen Vertrieb, die Erstellung einer komplexen Leistung und den Kundenservice der Produkte und Dienstleistungen ausgerichtet werden. Dieses Geschäftsmodell, das Differenzierung über das Produkt- und Serviceportfolio herbeiführt, ist auf eine höhere Umsatzrendite ausgerichtet und kann deshalb bereits bei einer geringeren Kundenzahl erfolgreich sein. Wie auch in den Geschäftsmodellen des gMSB stellt sich hier die Frage nach der Wertschöpfungstiefe – also, was wird selbst erbracht und wo wird auch Partner und Dienstleister zurückgegriffen. Während die Entwicklungsleistungen typischerweise eingekauft werden, sollten die Dienstleistungen, soweit sie für sich genommen wettbewerbsfähig sind, selbst erbracht werden. Eine Vergabe der Dienstleistungen an Partner ist dann sinnvoll, wenn das Geschäft regional breit gefächert ist oder der Mengenvorteil, den einzelne Dienstleistungen aufweisen müssen, nicht erreicht werden kann, um wettbewerbsfähig zu sein. In dem letzten Sinn stellt sich insb. die Frage, ob die SMGA selbst erbracht wird oder fremd vergeben werden sollte. 7.8.4 Geschäftsmodell des Smart Meter Gateway Administrators Die technische Kommunikationseinheit SMG als ein Teil der intelligenten Messsysteme dient dazu, die gesamte Datenübermittlung über verschlüsselte, integritätsgesicherte Kanäle stattfinden zu lassen. Die Authentifizierung der beteiligten Kommunikationspartner und des SMG geschieht dabei aus Sicherheitsgründen ausschließlich über Zertifikate. Für den sicheren, technischen Betrieb des Gateways ist der SMGA funktional verantwortlich836. Die SMG können daher nur durch den SMGA erreicht werden. Folgende wesentliche Aufgaben übernimmt der SMGA im Rahmen seiner Rollenwahrnehmung: 836 S. auch § 3 Abs. 1 MsBG. Kapitel 7 Geschäftsmodelle im Strommarkt der Energiewende 438 Kurtz/Rümler/Salevic Der SMGA wird bei jedem Zählerwechsel mit eingebunden. Er ist vor der Inbetriebnahme für die zählpunktscharfe Vorkonfigurierung bzw. Parametrisierung bereits bei der Bestellung eines SMG verantwortlich und er hat die eichrechtlich relevanten Vorgaben zu beachten. Der SMGA verwaltet das Gateway. Dies geschieht initial über eine sog. Smart-Metering-Public-Key-Infrastruktur bzw. durch eine SM-PKI (Smart-Metering-Public-Key-Infrastructur)signierte Konfigurationsdatei, die vom SMGA selbst zur Verfügung gestellt werden muss. Er ist für die Installation, die technische Machbarkeitsprüfung, das Anschließen der SMG und der Basiszähler sowie des technischen Zubehörs sowie die Kontrolle der Hardware und Kommunikationsanbindung verantwortlich. Der SMGA verwaltet das sog. Headend. Dieses steht über die Fernverbindung in direktem Kontakt zu den Gateways. Es bildet das Kommunikationsende der Fernverbindung und beinhaltet die Geräte-Stammdaten und deren Kommunikationsparameter. Durch das Headend kann der Betrieb der Infrastruktur überwacht werden. Auch die Firmeware- und Software Updates werden über das Headend aufgespielt. Der SMGA leitet über die Marktkommunikationsprozesse mithilfe des Gateways Messdaten und Netzzustandsdaten an die externen Marktteilnehmer weiter. Er muss für die Netzsteuerung eine hoch-performante Kommunikationsverbindung bereitstellen und er verwaltet jede an ein Gateway angeschlossene EEG- Anlage über die sog. CLS-Schnittstelle (CLS = Controllabel Local System), die Ist-Einspeisewerte überträgt (Auswertungsprofile) und eine Steuerung ermöglicht. Der SMGA bedient sich bei seiner Aufgabenwahrnehmung einer Softwareapplikation für die SMGA. Diese massendatentaugliche Softwareapplikation beinhaltet die nach BSI-IT-Grundschutz und ISO 27001 geforderten Funktionalitäten inkl. Unterstützung bei der Administration einer sog. Sub-CA zur Ausstellung und Überwachung von Zertifikaten für SMG und aller dafür relevanten Prozesse. Zur Gewährleistung der IT-Sicherheit sieht die technische Richtlinie TR-03109-6 eine Auditierung und Zertifizierung des SMGA nach ISO 27001 oder nach IT- Grundschutz gem. BSI-Standard vor. Der SMGA ist gem. ISO 27001 dazu verpflichtet, ein Informationssicherheits-Managementsystem (ISMS) einzurichten, zu betreiben und zu dokumentieren. Der Anwendungsbereich des ISMS muss sämtliche Betriebstätigkeiten des SMGA abdecken; dieser muss die Umsetzung und Einhaltung festgelegter Maßnahmen gewährleisten. Die Verantwortung bleibt bei einer Auslagerung (Outsourcing) oder Teilauslagerung des SMGA-Betriebs oder abgesetzter Arbeitsplätze unberührt. Geschäftsmodelle im Messstellenbetrieb Abschnitt 7.8 Kurtz/Rümler/Salevic 439 Gateway-bezogene Kommunikation geschieht stets über integritätsgesicherte und verschlüsselte Kanäle und benötigen digitale Zertifikate. Die SM-PKI sehen hier eine staatliche Basis-Schlüsselverwaltung, eine Certificate Authority beim BSI vor. Diese staatliche Stelle hält eine zentrale, staatliche Root-CA (Wurzel) als Vertrauensanker in der Infrastruktur der Gateways vor. Darunterliegend operieren Unternehmen, sog. Sub-CA (untergeordnete Zertifizierungsstellen), die die Betreuung der externen Marktteilnehmer übernehmen. Die Root setzt die gesetzlichen Anforderungen auf technischer Ebene durch und berechtigt die Unternehmen eine Sub-CA zu betreiben. In der Certificate Policy bzw. Root-CP werden organisatorische und technische Anforderungen für die Anerkennung, Ausstellung, Verwaltung, Benutzung, Zurückziehung und Erneueung von Zertifikaten zur Kommunikation zwischen Gateway und Marktteilnehmern spezifiziert. Der Wirkbetrieb der Root wird unter der Aufsicht des BSI von einem Zertifizierungsdienstanbieter durchgeführt. Eine solche PKI kann selbst aufgebaut, mit der Root-PKI des BSI verbunden und betrieben werden. Der Zertifikateserver beim BSI (Root-CA) wird dabei mit dem Zertifikateserver des Unternehmens (Sub-CA) verbunden. Es gibt jedoch auch hier Dienstleister bzw. Marktteilnehmer, die eine solche PKI- Lösung schlüsselfertig anbieten. Bei vollintegrierten Dienstleistern entfällt die Mühe, selbst die PKI in die notwendigen Prozesse zu integrieren. Spezialisierte Unternehmen operieren als sog. Sub-CA (untergeordnete Zertifizierungsstellen), die die Betreuung von Marktteilnehmern übernehmen. So betreiben Unternehmen u.a. sog. Trust Center in Deutschland und haben sich als Service-Dienstleister im Bereich von PKI-Infrastruktur positioniert, indem sie als SUB-CA Dienstleister für den Kunden auftreten und ausgewählte Registrierungsprozesse gegenüber der BSI Root-CA übernehmen. Als Dienstleister sperren sie aber auch die Zertifikate für SMG, SMGA und externen Marktteilnehmern gem. den Vorgaben des BSI. Diese Dienste sind optional und können mandantenspezifisch angepasst werden.

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Schlagworte

e-pdf, e-pub, e-book, epdf, EPUB, ebook, Zukunftstrend, Energiewirtschaft, EU-Vorgaben, Zertifikatehandel, KWKG, EEG, Kostenstruktur, Energiewende, Strommarkt

References

Zusammenfassung

Das Autorenteam erklärt Ihnen die verschiedenen gesetzlichen Vorgaben und die Auswirkungen auf den deutschen Strommarkt: z.B. das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das Kraft-Wärmekopplungs-Gesetz (KWKG) und deren Novelle von 2016, den Zertifikatehandel und wichtige EU-Vorgaben sowie das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewirtschaft. Der Band befasst sich zudem mit Zukunftsthemen wie virtuellen Kraftwerken, intelligenten Messsystemen, E-Mobility und den neuen Geschäftsmodellen, die sich durch die technologische Weiterentwicklung ergeben. Darüber hinaus wagen die Experten einen Ausblick auf den Strommarkt im Jahr 2030.

 

Inhalte:

  • Technisch-wirtschaftliche Grundlagen des Strommarktes

  • Kostenstrukturen und Preisbildung

  • Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen

  • Marktintegration von Renewables und Auswirkungen auf den Kraftwerkspark

  • Zukunftsthemen: Digitalisierung, neue Technologien und Systemansätze

  • Smart Grids und intelligente Mess-Systeme

  • Geschäftsmodelle auf dem Strommarkt der Energiewende

Arbeitshilfen online:

  • Gesetzessammlung und Richtlinientexte

  • Begründungen zu den Gesetzen und Verordnungen

  • Weitere Unterlagen zu ausgewählten Einzelfragen

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