Preis- und Risikomanagement im Vertrieb
/ 01. September 2010 /
TRENDreport Endkunden, September 2010
Preise werden von Stromanbietern häufig zu Beginn eines neuen Kalenderjahres angepasst. So wurden in 2009
ca. 64% der Anpassungen zum 01.01. wirksam und ca. 80% der Preisanpassungen innerhalb des ersten Quartals. Demgegenüber wurden im letzten Quartal 2009 lediglich 2% der Tarife angepasst. Aus den unterschiedlichen Zeitpunkten der Preisanpassung ergeben sich Chancen und Risiken aus EEG und Netznutzungsentgelten.
Die EEG-Umlage wird bis zum 15. Oktober eines Kalenderjahres für das folgende Kalenderjahr veröffentlicht. Je nach Preisanpassungszeitpunkt ist die tatsächliche oder prognostizierte Höhe des EEGs bei der Preiskalkulation eines Jahresproduktes zu berücksichtigen. Damit bleiben dem Grundversorger für die Vorbereitung der Preisanpassung zum Jahresanfang unter Berücksichtigung der Preisanpassungsfrist wenige Wochen für Produktkalkulation, Marktvorbereitung und andere Vertriebsaktivitäten. Bei einer Preisanpassung zum 1. Januar ist das EEG für den vollständigen Belieferungszeitraum bekannt.
Auf Basis der von den Übertragungsnetzbetreibern veröffentlichten Anlagenstammdaten wurden durch die LBD Analysen zur Abschätzung der zu erwartenden EEG-Umlage 2011 vorgenommen. Unter Annahme verschiedener Prämissen über den Leistungszubau in den Bereichen Photovoltaik und Biomasse und der Entwicklung des Strompreises zeigt sich, dass die EEG-Umlage für das Jahr 2011 oberhalb 36 Euro/MWh liegen kann. Aufgrund des erhöhten Leistungszubaus ergibt sich ein Nachholbedarf im Bereich von ca. 3,84‑5,75 Euro/MWh.
Darüber hinaus scheint der für die Prognose der Einnahmen herangezogene durchschnittliche Preis am Großhandelsmarkt geringer auszufallen als angenommen und führt somit ebenfalls zu einem Nachholbedarf. Der ursprüngliche Phelix Baseload Jahresfuture (01.10.2008-30.09.2009, nach AusglMechV, Stand 15.10.2009) lag bei 53,65 Euro/MWh. Ausgehend von einem mittleren EEX-Spotmarktpreis im Jahr 2010 von 41,81 Euro/MWh (Zeitraum: 01.01.2010-19.09.2010) ergibt sich ein weiterer Nachholbedarf aufgrund geringerer Erlöse aus dem Day-ahead-Verkauf in Höhe von 2,95 Euro/MWh.
Für die Analyse der EEG-Prognose 2011 werden die Daten der EEG-Mittelfristprognose bis 2015 (Stand: 11.05.2009) herangezogen. Angepasst werden die Ausgangswerte für Photovoltaik und Biomasse sowie der Phelix Baseload Jahresfuture. Für die Folgejahre wird von einem gegenüber heute gedämpften Leistungszubau im Photovoltaikbereich in Höhe von 4 GW/a ausgegangen (1.840 GWh) und im Biomassebereich von einem Leistungszubau in Höhe von 250 MW (1.550 GWh). Unter Berücksichtigung der Prämissen, abhängig vom Photovoltaik Leistungszubau im Jahre 2010 (6-10 GW), ergeben sich für 2011 folgende EEG-Umlagen:
Für die Vertriebe können bei einer Preisanpassung pro Jahr durch den Zeitpunkt der Veröffentlichung unterschiedliche Risiken zum 1. Januar, 1. April, 1. Juli oder 1. Oktober entstehen. Zur Verdeutlichung maximaler Risiken ergäbe sich beispielsweise für Vertriebe, die für eine Belieferung vom 01.04.2010 bis zum 31.03.2011 mit einem unveränderten EEG rechneten, ein Risiko von 14 Euro/Kunde bis maximal 17 Euro/Kunde (Abnahmefall von 3.500 kWh/Kunde/a) aus dem prognostizierten höheren EEG im ersten Quartal 2011. Die hohe Unsicherheit drückt sich zunehmend auch in Festpreisprodukten exklusive EEG aus.
Darüber hinaus können je nach Preisanpassungszeitpunkt unterschiedlich hohe Vertriebsrisiken aus Netzentgeltanpassungen entstehen. Nach der Netzzugangsverordnung sind die Netzbetreiber verpflichtet, die Netzkosten für das folgende Kalenderjahr zum 31.12.2010 zu veröffentlichen. Preisanpassungen müssen jedoch entsprechend der Grundversorgungsverordnung mindestens 6 Wochen vorher bekannt gegeben werden. Dies bedeutet, dass spät veröffentlichte Änderungen der Netznutzungsentgelte zu Jahresbeginn für den Vertrieb noch nicht eingepreist werden können. Bei einer Preisanpassung zum 1. März können die Änderungen fristgerecht angekündigt und somit berücksichtigt werden. Obwohl sich die Netznutzungsentgelte im Schnitt zum vergangenen Jahreswechsel nur marginal verändert haben, wurden in über 300 Netzgebieten die Kosten um ca. 5% angehoben. Unter der Annahme dieser Steigerung von 5% p.a., einem durchschnittlichen Verbrauch von 3.500 kWh und durchschnittlichen Netznutzungsentgelten in Höhe von 206 Euro/Kunde/a ergäbe sich ein maximales Risiko in Höhe von 10,30 Euro/Kunde bei einer Preisanpassung zum Jahresanfang, die die Netzentgeltsteigerung nicht berücksichtigt.
Im Vertriebsmanagement ist abzuschätzen, inwieweit Chancen und Risiken aus der Unsicherheit externer Kalkulationsbestandteile anderen Vorteilen, wie einer geringeren Wechselquote zu anderen Preisanpassungsterminen oder einem antizyklischen Verhalten im Vergleich zum Wettbewerb, gegenüberstehen. Wie stark das Thema EEG und Pricing die Vertriebe beschäftigt, zeigte auch die intensive Diskussion beim letzten LBD-Erfahrungsaustausch Vertrieb im September. Trotz regionaler Besonderheiten ähneln sich die Fragestellungen der einzelnen Vertriebsmanager und zeigen einmal mehr den Bedarf an effizienten und margenorientierten Preisanpassungsprozessen.
Die EEG-Umlage wird bis zum 15. Oktober eines Kalenderjahres für das folgende Kalenderjahr veröffentlicht. Je nach Preisanpassungszeitpunkt ist die tatsächliche oder prognostizierte Höhe des EEGs bei der Preiskalkulation eines Jahresproduktes zu berücksichtigen. Damit bleiben dem Grundversorger für die Vorbereitung der Preisanpassung zum Jahresanfang unter Berücksichtigung der Preisanpassungsfrist wenige Wochen für Produktkalkulation, Marktvorbereitung und andere Vertriebsaktivitäten. Bei einer Preisanpassung zum 1. Januar ist das EEG für den vollständigen Belieferungszeitraum bekannt.
Auf Basis der von den Übertragungsnetzbetreibern veröffentlichten Anlagenstammdaten wurden durch die LBD Analysen zur Abschätzung der zu erwartenden EEG-Umlage 2011 vorgenommen. Unter Annahme verschiedener Prämissen über den Leistungszubau in den Bereichen Photovoltaik und Biomasse und der Entwicklung des Strompreises zeigt sich, dass die EEG-Umlage für das Jahr 2011 oberhalb 36 Euro/MWh liegen kann. Aufgrund des erhöhten Leistungszubaus ergibt sich ein Nachholbedarf im Bereich von ca. 3,84‑5,75 Euro/MWh.
Darüber hinaus scheint der für die Prognose der Einnahmen herangezogene durchschnittliche Preis am Großhandelsmarkt geringer auszufallen als angenommen und führt somit ebenfalls zu einem Nachholbedarf. Der ursprüngliche Phelix Baseload Jahresfuture (01.10.2008-30.09.2009, nach AusglMechV, Stand 15.10.2009) lag bei 53,65 Euro/MWh. Ausgehend von einem mittleren EEX-Spotmarktpreis im Jahr 2010 von 41,81 Euro/MWh (Zeitraum: 01.01.2010-19.09.2010) ergibt sich ein weiterer Nachholbedarf aufgrund geringerer Erlöse aus dem Day-ahead-Verkauf in Höhe von 2,95 Euro/MWh.
Für die Analyse der EEG-Prognose 2011 werden die Daten der EEG-Mittelfristprognose bis 2015 (Stand: 11.05.2009) herangezogen. Angepasst werden die Ausgangswerte für Photovoltaik und Biomasse sowie der Phelix Baseload Jahresfuture. Für die Folgejahre wird von einem gegenüber heute gedämpften Leistungszubau im Photovoltaikbereich in Höhe von 4 GW/a ausgegangen (1.840 GWh) und im Biomassebereich von einem Leistungszubau in Höhe von 250 MW (1.550 GWh). Unter Berücksichtigung der Prämissen, abhängig vom Photovoltaik Leistungszubau im Jahre 2010 (6-10 GW), ergeben sich für 2011 folgende EEG-Umlagen:
- Untere Abschätzung 36,12 Euro/MWh
- Obere Abschätzung 40,03 Euro/MWh
Für die Vertriebe können bei einer Preisanpassung pro Jahr durch den Zeitpunkt der Veröffentlichung unterschiedliche Risiken zum 1. Januar, 1. April, 1. Juli oder 1. Oktober entstehen. Zur Verdeutlichung maximaler Risiken ergäbe sich beispielsweise für Vertriebe, die für eine Belieferung vom 01.04.2010 bis zum 31.03.2011 mit einem unveränderten EEG rechneten, ein Risiko von 14 Euro/Kunde bis maximal 17 Euro/Kunde (Abnahmefall von 3.500 kWh/Kunde/a) aus dem prognostizierten höheren EEG im ersten Quartal 2011. Die hohe Unsicherheit drückt sich zunehmend auch in Festpreisprodukten exklusive EEG aus.
Darüber hinaus können je nach Preisanpassungszeitpunkt unterschiedlich hohe Vertriebsrisiken aus Netzentgeltanpassungen entstehen. Nach der Netzzugangsverordnung sind die Netzbetreiber verpflichtet, die Netzkosten für das folgende Kalenderjahr zum 31.12.2010 zu veröffentlichen. Preisanpassungen müssen jedoch entsprechend der Grundversorgungsverordnung mindestens 6 Wochen vorher bekannt gegeben werden. Dies bedeutet, dass spät veröffentlichte Änderungen der Netznutzungsentgelte zu Jahresbeginn für den Vertrieb noch nicht eingepreist werden können. Bei einer Preisanpassung zum 1. März können die Änderungen fristgerecht angekündigt und somit berücksichtigt werden. Obwohl sich die Netznutzungsentgelte im Schnitt zum vergangenen Jahreswechsel nur marginal verändert haben, wurden in über 300 Netzgebieten die Kosten um ca. 5% angehoben. Unter der Annahme dieser Steigerung von 5% p.a., einem durchschnittlichen Verbrauch von 3.500 kWh und durchschnittlichen Netznutzungsentgelten in Höhe von 206 Euro/Kunde/a ergäbe sich ein maximales Risiko in Höhe von 10,30 Euro/Kunde bei einer Preisanpassung zum Jahresanfang, die die Netzentgeltsteigerung nicht berücksichtigt.
Im Vertriebsmanagement ist abzuschätzen, inwieweit Chancen und Risiken aus der Unsicherheit externer Kalkulationsbestandteile anderen Vorteilen, wie einer geringeren Wechselquote zu anderen Preisanpassungsterminen oder einem antizyklischen Verhalten im Vergleich zum Wettbewerb, gegenüberstehen. Wie stark das Thema EEG und Pricing die Vertriebe beschäftigt, zeigte auch die intensive Diskussion beim letzten LBD-Erfahrungsaustausch Vertrieb im September. Trotz regionaler Besonderheiten ähneln sich die Fragestellungen der einzelnen Vertriebsmanager und zeigen einmal mehr den Bedarf an effizienten und margenorientierten Preisanpassungsprozessen.
