Energy Notes. Ausgabe September 20081

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1 Energy Notes Ausgabe September 20081

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3 Inhalt Editorial 4 «Wir haben alle Kunden behalten» wie man sich im liberalisierten Strommarkt erfolgreich behauptet 5 Netze und EVU zu verkaufen 11 «Carbon Management» ein Rahmenwerk zur Sicherung und Stärkung des Aktionärsvermögens in Zeiten des Klimawandels 16 Stromversorgung und Mehrwertsteuer sind Sie auf Kurs? 21 Rechnungslegung und Regulatory Accounting eine Übersicht 27 Kurz notiert 30 3

4 Editorial Klappt Ihr Anschluss an den neuen Energiemarkt? Sehr geehrte Energy-Notes-Leser Seit mehr als 8 Monaten ist das Stromversorgungsgesetz bereits in Kraft und weiterhin sind die Energieversorgungsunternehmen damit beschäftigt, sich den neuen gesetzlichen Anforderungen anzupassen. Die Studie von PricewaterhouseCoopers vom März 2008 «Wie verändert sich das Klima im Schweizer Energiemarkt?» hat Entwicklungen und Herausforderungen aufgezeigt. Diese Ausgabe des Energy Notes gibt Ihnen nun aktuelle Anhaltspunkte für Massnahmen und Veränderungsbedarf der Energieversorgungsunternehmen in der Schweiz. Das Interview mit Armand Jehle, Direktor der Liechtensteinischen Kraftwerke (LKW), gibt praktische Erfahrungen im liberalisierten Strommarkt seit Herbst 2005 wieder, die in vielen Bereichen auch in der Schweiz ähnlich sein werden. Interessant sind insbesondere die Aussagen zu Kosten, Transparenz und Kundenverhalten. Unter dem Titel «Netze und EVU zu verkaufen» werden Fragen über die Ausgestaltung des Geschäftsmodells mit verschiedenen Optionen bis zu einem Verkauf beleuchtet. Der Artikel stellt dar, warum der Zeitpunkt für einen (Teil-) Verkauf heute finanziell als sehr attraktiv beurteilt wird. Die Herausforderungen des Klimawandels beeinflussen Unternehmen in vielerlei Hinsicht insbesondere im Zusammenhang mit CO 2 -Emissionen. «Carbon Management» ein Rahmenwerk zur Sicherung und Stärkung des Aktionärsvermögens skizziert Chancen und Risiken in Zeiten des Klimawandels und zeigt zehn Schlüsselaktivitäten auf. Mit der Frage «Stromversorgung und Mehrwertsteuer sind Sie auf Kurs?» wird das von der ESTV im Januar 2008 herausgegebene Merkblatt Nr. 22 anhand einiger interessanter Beispiele erläutert. Dabei werden Themen wie Broker- Geschäfte, Handel mit Emissionszertifikaten, Derivat- und SWAP-Geschäfte sowie die Mehrkostenfinanzierung bei erneuerbaren Energien dargestellt. Der letzte Beitrag in dieser Ausgabe gibt eine Übersicht über die Unterschiede von Rechnungslegung und Regulatory Accounting-Netzen nach StromVG und zeigt gleichzeitig den notwendigen Handlungsbedarf auf. In unserer neuen Rubrik «Kurz notiert» informieren wir Sie künftig in kompakter Form über ak - tu elle Trends und News. Wir wünschen Ihnen viel Vergnügen beim Lesen! Freundlich grüssen Sie Dr. Ralf C. Schlaepfer Partner, Leiter Energie- und Versorgungsindustrien Willy Wenger Partner, Energie- und Versorgungsindustrien 4

5 «Wir haben alle Kunden behalten» Im Wirtschaftsraum des Schweizer Frankens sind die Liechtensteinischen Kraftwerke (LKW) das erste Energieversorgungsunternehmen (EVU), das sich seit Herbst 2005 im liberalisierten Strommarkt erfolgreich behauptet. Auf Hochtouren laufen in der Schweiz die Vorbereitungen für die erste Teilliberalisierung des Strommarktes. Weil das Fürstentum Liechtenstein Mitglied des Europäischen Wirtschaftsraumes (EWR) ist, haben Stromkunden dort bereits seit dem 1. Oktober 2005 den Lieferanten frei wählen können. Welche Erfahrungen dabei die Liechtensteinischen Kraftwerke gemacht haben, erklärt ihr technischer Direktor und Leiter Energiewirtschaft, Armand Jehle, im folgenden Interview. Herr Jehle, wie haben Sie die Liberalisierung des Strommarktes erlebt? Armand Jehle: Den grössten Gewinn der Liberalisierung sehe ich in der Schaffung einer erhöhten Kosten- und Preistransparenz. Nicht nur die Kunden können die Strompreise besser vergleichen, auch die Elektrizitätsversorgungsunternehmen profitieren davon. Der Regulator hat ja Benchmarks gefordert, und die EVU können daraus nun Schlüsse über ihre Leistungs- und Wettbewerbsfähigkeit ziehen. Firmenintern hat sich die Organisation des Vertriebs und der Beschaffung verändert. Das Aufbrechen der Monopolstrukturen führte dazu, dass wir ein modernes Dienstleistungsunternehmen wurden. Das zeigt sich bei den Kundenkontakten. Die Qualität der erbrachten Leistung blieb zwar unverändert wir hatten die Kunden auch schon unter den Monopolbedingungen als Partner verstanden. Aber mit dem Wechsel von Einheitstarifen zu einem neuen Preismodell mussten wir die Kundenbetreuung intensivieren. Es zeigt sich schon bei den Begriffen: Aus Stromabnehmern wurden Kunden, aus Tarifen Preise. Was Werbung und Medienpräsenz betrifft, gewannen die Marketingaktivitäten mit Beginn der Marktöffnung stark an Bedeutung. Was sind die Folgen der erhöhten Transparenz? Armand Jehle: Betriebsbuchhalterische Aspekte haben ein erhöhtes Gewicht erhalten wo fallen etwa welche Kosten an. Die Kostentransparenz hat sich auch im Detaillierungsgrad verbessert. Die Betriebsbuchhaltung ist ein regulatorisches Erfordernis, das wir früher in diesem Umfang nicht gepflegt haben. Das bringt auch mit sich, dass Ressourcen nun geschickter eingesetzt werden als früher. 5

6 Welchen zentralen Herausforderungen mussten sich die LKW im Hinblick auf die bevorstehende Liberalisierung stellen? Im Mittelpunkt stand die Ausarbeitung der gesetzgeberischen Richtlinien für die Marktöffnung. Der Prozess für die Schaffung des Elektrizitätsmarktgesetzes und der Elektrizitätsmarktverordnung nahm viel Zeit in Anspruch. Die LKW waren Mitglied in der dafür eingesetzten Arbeitsgruppe. Durch die Mitgliedschaft Liechtensteins im EWR wurde die Marktöffnung forciert, nachdem es galt, die EU-Richtlinie umzusetzen. Wir haben die EU-Richtlinie vollumfänglich umgesetzt. Das bedeutet, dass jeder selber Leitungen bauen kann. Wesentlich war auch, dass der Zugang zum Netz möglichst klar und diskriminierungsfrei ist. Weitere Kernpunkte waren die kostenrechnerische Aufgliederung der Strompreise in den Energie- und den Netzpreis und die Ausgestaltung der technischen und betrieblichen Bestimmungen, welche Netzzugang und Netzanschluss regeln. Was brachte bei den LKW die kostenrechnerische Aufgliederung zutage? Armand Jehle: Was wir merkten, und was Schweizer EVU etwa beim «unbundling» auch feststellen werden: Ein integrierter Strompreis ist nicht unbedingt in jedem Segment und in jeder Zeitachse kostendeckend. Es fand eine gewisse Quersubventionierung statt. Bei uns etwa war ein Sommerniedertarif nicht mehr über alle Kundengruppen hinweg kostendeckend. Da wurde früher zu knapp kalkuliert. Welche Aufgaben haben die LKW im Vorfeld der Liberalisierung über- oder unterschätzt? Für welche Felder hätten Sie gerne mehr Zeit zur Verfügung gehabt? Armand Jehle: Die Liberalisierung geschah ja zu einer Zeit grosser Euphorie in Bezug auf das Thema. Freier Wettbewerb und Effizienzsteigerung lauteten die Zauberformeln der Marktöffnung. Das führte zu teils unrealistischen Preiserwartungen bei den Endkunden. Die LKW spürten diesen Preisdruck und zogen die Kostenschraube entsprechend an. Ich muss allerdings dazu sagen: Wir hatten schon vor der Liberalisierung die Preise gesenkt. Als Folge des Drucks 6

7 wurde zum Beispiel der Mitarbeiterbestand im Rahmen eines Frühpensionierungsmodells reduziert. Der von der ganzen Branche erwartete Badewanneneffekt eines vorübergehenden Preiseinbruchs trat aber nicht ein. Wir hatten schon vorher sinkende Preise, das stabilisierte sich mit der Liberalisierung der jetzige Anstieg erfolgt aufgrund der Marktsituation. Was wir überschätzten: Die Wechselquote bei den Grosskunden. Sie konnten ja schon seit November 2002 den Lieferanten frei wählen. Dieses Überschätzen führte zu einer falschen Bewertung dieses Risikos in der Preiskalkulation. Die LKW haben daraus jedoch ihre Lehren gezogen. Sehr hoch war auch der Zeitdruck bei der Überarbeitung des Kostenrechnungsmodells, zum einen als Basis für die Preiskalkulation und zum anderen zur Offenlegung der Kosten für den Bau und den Betrieb der Netzinfrastruk - tur das soll ja auch im liberalisierten Markt ein regulierter Bereich mit Kostendeckung bleiben. Und starken Druck spürten wir auch bei der Überführung der verschiedenen Einheitstarife in das neue Preismodell. Welches sind aus Ihrer Sicht die zentralen Erfolgsfaktoren, um im liberalisierten Strommarkt erfolgreich bestehen zu können? Armand Jehle: Der Erfolg misst sich daran, wie die Bedürfnisse der Kunden erfüllt werden. Massgebende Kriterien sind für Grosskunden die möglichst unterbruchsfreie Versorgung und der Preis. Bei den Haushaltskunden ist der Preis nicht von so grosser Bedeutung. Darum sind eine günstige Kostenstruktur und eine gerechte Preisdifferenzierung wichtige Anforderungen. Die LKW sind eine Anstalt des öffentlichen Rechtes. Wie wichtig stufen Sie die Kooperationsfähigkeit eines Energieversorgungsunternehmens (EVU) ein? Worauf muss nach Ihrem Ermessen bei der juristischen Ausgestaltung eines EVU geachtet werden, das sich in der Regel im Eigentum der öffentlichen Hand befindet? Armand Jehle: Es war unser Ziel, die LKW in eine AG umzuwandeln. Es stand alles bereit, aber politisch kam keine Mehrheit zustande. Darum sind die LKW weiter eine öffentlich-rechtliche Anstalt im Eigentum des Landes Liechtenstein. Nun steht die Revision des LKW-Gesetzes an. Wichtig ist hierbei, dass dieses Gesetz für die Flexibilität bei unternehmerischen Entscheiden und den notwendigen Handlungsspielraum sorgt. Wenn wir zum Beispiel eine Kraftwerksbeteiligung abschliessen wollen, hilft es uns nichts, wenn ein derartiges Vorhaben für die Budgetfreigabe im Parlament debattiert werden muss. Wir brauchen eine gewisse Flexibilität bei unternehmerischen Entscheidungen. Wichtig ist es, dass die Unternehmensführung über neuzeitliche organisatorische Rahmenbedingungen verfügen kann. Wie haben Ihre Kunden auf die neue Wahlfreiheit reagiert? Wie weit haben die einzelnen Kundensegmente davon Gebrauch gemacht? Wie gross waren die Bewegungen? Armand Jehle: Wir haben alle Kunden behalten, bis heute haben wir keinen verloren. Sogar Industrieunternehmen, die europaweit Strom poolen können, sind uns treu geblieben. Aber weil nun Verhandlungsspielraum bei der Preisgestaltung besteht, sind wir näher als vorher an den Kunden gerückt. Früher verschickten wir ein Preisblatt mit den neuen Einheitstarifen, heute verhandeln wir mit den Kunden und schliessen individuelle Stromlieferverträge auf Basis ihres Lastprofils ab. Wichtig ist dabei eine Strukturierung nach Produkten und Kundengruppen. Wir versuchen, die Bedürfnisse gleichartiger Kunden zusammenzuführen und diesen Poolmöglichkeiten zu bieten. 7

8 Das Lastprofil einer Kundengruppe ist bei der Preisgestaltung ein zentrales Element. Welcher Ansatz für die Strukturierung hat sich in der Praxis bei den LKW bewährt? Armand Jehle: Wir unterscheiden zwischen Haushaltskunden und Grosskunden. Letztere wurden auf Basis des Verbrauchs und der Verbrauchscharakteristik wiederum in mehrere Gruppen aufgeteilt. Das Pricing richtet sich nach dem Verbrauchsvolumen und dem Kundenlastverhalten. Ein ausgeglichenes Bezugsprofil gewährt einen verbesserten Preis. Das Echo der Kunden war bisher durchwegs positiv. Für die Energiebeschaffung ist die Kenntnis über die eigenen Lastprofile von grosser Bedeutung. Welches sind für Sie die weiteren Schlüsselfaktoren für eine optimale Strombeschaffung? Armand Jehle: Die Anforderungen an die Strombeschaffung sind gewachsen. Wir mussten uns auf dem Gebiet des Fahrplanmanagements das entsprechende Know-how aneignen. Um die Marktchancen zu nutzen, ist an die Stelle eines Vollversorgungsauftrags ein Mehrlieferantenbezugsmodell getreten. Den grössten Teil der Energie beziehen wir von verschiedenen Lieferanten in Form von definierten Bezugsbändern. Einen kleinen Teil des Stroms produzieren wir in unseren Kraftwerken selbst, gegenwärtig unter 20 Prozent. Die Restmenge bestellen wir über die Börse, das planen wir tageweise. Zentraler Schlüsselfaktor ist, das Lastprofil zu verwalten oder verwalten zu lassen. Wir machen es selbst. Im Netzbereich soll der staatliche Regulator sicherstellen, dass keine Monopolrenten durch die EVU abgeschöpft werden. Wie haben Sie die Zusammenarbeit mit dem Regulator bisher erlebt? Wie viel oder wie wenig Einfluss wird der Staat nehmen? Armand Jehle: Bei uns nimmt die von der Regierung unabhängige Energiemarktkommission die Aufgabe des Regulators wahr auch die EFTA Surveillance Authority (ESA) nimmt übergeordnete Überprüfungen vor. Der Regulator zog bei der ersten Überprüfung der Kostenrechnung einen unabhängigen Experten bei. Die bisherige Zusammenarbeit verlief sicher auch deshalb gut, weil die LKW ihre Hausaufgaben gemacht hatten. Würden wir im Netz laufend hohe Gewinne machen, schreitet der Regulator ein er könnte die Preise festsetzen. Ich glaube aber nicht, dass der Regulator direkte Eingriffe in die Preisgestaltung der Netznutzung machen sollte. Das Netz darf auch nicht andere Bereiche mitfinanzieren. Die Netzpreise richten sich ohnehin nach dem europäischen Markt aus, sodass der staatlichen Einflussnahme Grenzen gesetzt sind. Von wesentlicher Bedeutung bei der Festlegung der Netzpreise ist, dass sie sich an der langfristigen Netzentwicklung orientieren. Dazu muss der Regulator auch die Kontinuität der Ressourcenallokation gewährleisten. In der Schweiz wird meines Erachtens die Regulierung einfacher verlaufen. 8

9 Wegen der hohen Zahl an EVU werden in einem ersten Schritt in der Schweiz wahrscheinlich lediglich die Netzpreise der EVU verglichen. Welches sind nach Ihrem Ermessen die zentralen Eckwerte oder Faktoren, auf die sich der Regulator primär konzentriert? Armand Jehle: Wie gesagt, in der Schweiz wird die Höhe der Netzpreise wohl erste Priorität haben. In Liechtenstein konzentrierte sich der Regulator bei der Erstüberprüfung auf die ordnungsgemässe Zuweisung der Kosten. Damit wurde sichergestellt, dass eine Quersubventionierung vom Netz zu anderen Teilen der LKW ausgeschlossen ist und wir die Vorgaben bezüglich Abschreibungen und Zinsen einhalten. Im weiteren Verlauf werden Effizienzvergleiche verschiedener Netzbetreiber zur Kostenoptimierung herangezogen werden. In der Schweiz ist heute der Strommarkt mit über 900 EVU noch stark zersplittert. Welches sind für kleine bis mittelgrosse EVU möglicherweise kaum lösbare Herausforderungen? Armand Jehle: Ich bin überzeugt, auch kleine und mittelgrosse Unternehmen haben eine Chance. Wichtig ist, dass die Kostenstruktur stimmt. Zu ihrer Beurteilung sind qualifizierte betriebswirtschaftliche Grundlagen wie Kostenrechnung und Anlagenbuchhaltung notwendig. Wo liegt nach Ihrem Ermessen die kritische Mindestgrösse eines EVU für die nächsten fünf bis zehn Jahre? Armand Jehle: Die Kostenstruktur im Netz ist nur bedingt grössengetrieben. Kleine Unternehmen können sich durch eine effiziente Organisation und die geschickte Nutzung von Drittleistungen ebenso behaupten. Bei der Energiebeschaffung oder dem Energievertrieb führen ein hoher Eigenproduktionsgrad sowie vertikale oder horizontale Kooperationen zu Kostenvorteilen. Wie reagieren die LKW auf die aktuelle Umwelt- und Energiedebatte? Welche Chancen sehen Sie darin für Ihr Unternehmen? Armand Jehle: Seit einigen Jahren stellen wir in Liechtenstein einen Verbrauchsanstieg fest. Er liegt etwa zwei bis drei Prozent über dem in der Schweiz. Damit ist klar, dass wir uns weiterhin auf einen wachsenden Markt einstellen müssen, um die Versorgung aufrechtzuerhalten. Da die Eigenversorgungsquote seit Jahrzehnten kontinuierlich sinkt, richten wir unsere Anstrengungen auch auf die Suche nach Beteiligungen mit Bezugsrechten. Derartige Optionen sind derzeit aber eher beschränkt. Zur Energiedebatte: Meiner Meinung nach unterschätzt die Politik die Wichtigkeit der Stromversorgung in ihrer langfristigen Entwicklung. Mich stört, dass sich teilweise ein am kurzfristigen Erfolg ausgerichteter Aktionismus breit macht. Dabei sind für eine nachhaltige Versorgung zukunftsgerichtete Entscheidungen notwendig. Die Generationen vor uns hatten uns hier sogar einiges voraus. Wir profitieren heute noch von ihren Leistungen beim Bau der Wasserkraftanlagen in den Alpen. Um der Nachfrage nach Strom aus erneuerbaren Energiequellen nachzukommen, haben auch die LKW Ökostromprodukte in ihr Portfolio aufgenommen. Allerdings nimmt sich der Absatz mit weniger als einem Prozent des Stromverbrauchs eher bescheiden aus, obwohl wir erhebliche Anstrengungen beim Verkauf von Ökostrom unternehmen. Seit Juni 2008 ist in Liechtenstein ein neues Energieeffizienzgesetz in Kraft. Die verstärkte Förderung beim Bau von Fotovoltaikanlagen macht sich erfreulicherweise bereits bemerkbar. Hier bieten die LKW entsprechende Dienstleistungen an. 9

10 Grossen Einfluss auf den Energieverbrauch haben auch die Energiepreise. Aus meiner Sicht wird eine nachhaltige inländische Stromproduktion politisch nicht hoch genug gewichtet nur mit Strom wird der Ersatz der fossilen Energieträger überhaupt machbar sein. Welches sind zusammenfassend für Sie die wichtigsten Punkte nach über zwei Jahren Strommarktliberalisierung? Armand Jehle: Wir müssen den Preisvergleich für die Netznutzung und die Energie mit anderen europäischen Versorgern nicht scheuen. Wir konnten auch als kleines Unternehmen unseren Platz behaupten und haben weiter einen Marktanteil von 100 Prozent. Bei der Strombeschaffung gelang es uns, den Handlungsspielraum zu nutzen und von Preisvorteilen zu profitieren. Allerdings darf man nicht vergessen, dass Marktchancen auch Risiken bergen. Die Anforderungen sind nicht nur für die LKW, sondern auch für die Kunden gestiegen. Auch die Kunden müssen sich mit Lastprofilen, Preismodellen und dem Marktgeschehen auseinandersetzen. Dies erfordert eine verstärkte Information und Betreuung. Das ist natürlich mit entsprechendem Aufwand verbunden. Ich bin ein grosser Verfechter eines diskriminierungsfreien Netzzugangs und befürworte den Abbau von Markthemmnissen. Allerdings: Man kann nicht sagen, dass die Versorgungssicherheit und die Strompreise vor der Liberalisierung und unter Monopolstrukturen schlechter waren als heute. Die Marktmechanismen sind also nicht das Alleinseligmachende. Dass im Gegensatz zum Energiehandel das Stromnetz ein natürliches Monopol bleiben soll, war bestimmt die richtige Entscheidung. Roland Schegg 10

11 Netze und EVU zu verkaufen Die schweizerischen Energieversorgungsunternehmen stehen aufgrund der bevorstehenden Öffnung des Strommarktes vor strategischen Grundsatzfragen im Netzbereich. Grundsatzfragen, welche auch die Eignerstrategien der Städte und Gemeinden beeinflussen. Steigende Anforderungen an EVU im Netzbereich Das neue Stromversorgungsgesetz (StromVG), welches zu Beginn dieses Jahres in Kraft trat, legt die Rahmenbedingungen für die nationale Liberalisierung und für die Mitwirkung schweizerischer Energieversorgungsunternehmen (EVU) im internationalen Wettbewerb fest. Eine der zentralen Anforderungen an die schweizerischen EVU ist die Sicherstellung der Unabhängigkeit des Netzbetriebs, um Quersubventionierungen zwischen dem Netzbetrieb und den übrigen Tätigkeitsbereichen zu verhindern. EVU müssen ihren Netzbetrieb sowohl informationell als auch buchhalterisch entflechten (Entflechtung gemäss Art. 10, StromVG). Im Rahmen dieser Entflechtung entstehen für die EVU neue Herausforderungen wie etwa Dokumentations- und Berichtspflichten, Mitteilungspflichten gegenüber der Regulierungsbehörde und Veröffentlichungspflichten, welche zudem Anpassungen der internen Strukturen und Prozesse erfordern. Strategische Grundsatzfrage für EVU im Netzbereich Als Folge der Liberalisierung analysieren die EVU sowohl im europäischen Umfeld als auch in der Schweiz ihre Strategien bezüglich Netzeigentum und Netzbetrieb. Am 28. Februar 2008 gab bspw. ein deutscher Energiekonzern bekannt, dass er den Verkauf seiner Übertragungsnetze prüft, um einer Zerschlagung durch die EU-Kommission aus Wettbewerbsgründen zuvorzukommen. In der Schweiz gaben bereits diverse EVU bekannt, vor dem Hintergrund der bevorstehenden Öffnung des Strommarktes Kooperationen im Netzbereich zu prüfen. Die steigenden Anforderungen sowie die nationalen und europäischen Entwicklungen geben bei den EVU deshalb Anlass, sich die Frage zu stellen, ob und wie die eigenen Netze künftig gehalten und betrieben werden sollen. 11

12 Netzeigentum heute eine bevorzugte Option Solange ein EVU das bestehende Netz selbständig oder in Kooperation effizient und wirtschaftlich betreiben kann und der freie Zugang zu allen Kundengruppen noch nicht vollständig möglich ist, wird ein EVU das Netzeigentum wahrscheinlich bevorzugen. Organisationsmodelle Netzgesellschaft EVU Netzgesellschaft (inkl. Eigentum) Allgemeine Verwaltung Versorgung Pachtmodell EVU Allgemeine Verwaltung Versorgung Netzeigentum Pachtvertrag Netzgesellschaft «Betrieb» Servicegesellschaft Allgemeine Verwaltung EVU Versorgung Netzgesellschaft (Pacht/Eigentum) Servicegesellschaft Service Agreement In diesem Fall bestehen mehrere Möglichkeiten, den Regulierungsanforderungen Rechnung zu tragen (vgl. Grafik 1). Der einfachste Fall bedingt nur buchhalterische und informationelle Reportingstrukturen, welche die Unabhängigkeit des Netzbetriebs ermöglichen. Alternativ kann das EVU das Netz und dessen Betrieb in eine separate Netzgesellschaft ausgliedern, dabei aber alleiniger Aktionär an der neuen Gesellschaft bleiben. Weiter ist ein Pachtmodell denkbar, bei welchem das Netzeigentum beim EVU bleibt, der Netzbetrieb jedoch in eine separate Gesellschaft ausgegliedert wird. Das EVU wird dabei das Netzeigentum durch einen Pachtvertrag für einen bestimmten Zeitraum an die Netzgesellschaft abtreten. Eine weitere Variante ist das Modell «Servicegesellschaft». Sowohl das Eigentum als auch der Betrieb wird in separate Gesellschaften ausgegliedert und die Zusammenarbeit durch Dienstleistungsverträge geregelt. Die drei letzten Varianten stellen eine rechtliche Entflechtung auf Ebene der Netze dar. Netzeigentum von EVU kritisch hinterfragen Ob ein Verkauf des Netzes eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative zum Eigentum darstellt, müssen EVU unter Beurteilung der Entwicklung der zu erwartenden Rendite analysieren. Die zukünftige Wertschöpfung der Netze wird massgeblich durch die Ausgestaltung der Netznutzungsentgelte und diese wiederum durch die Art der Regulierung bestimmt. Die ökonomische Theorie der Regulierung unterscheidet dabei zwei Arten von Regulierungsmethoden: Die kostenorientierten und die anreizorientierten Mechanismen (vgl. Box). 12

13 Regulierungsmechanismen In der ökonomischen Theorie der Regulierung werden zwei Arten von Regulierungsmethoden unterschieden. Die kostenorientierten und die anreizorientierten Mechanismen. Die kostenorientierte Regulierung orientiert sich am Prinzip der Kostendeckung. Die Netzbetreiber haben dabei die Möglichkeit, ihre betriebsnotwendigen Kosten auf den Kunden überzuwälzen. Die bekanntesten beiden Methoden zur Umsetzung einer kostenorientierten Regulierung sind: die Kostenzuschlagsregulierung (Cost-plus Regulation): Regulator gewährt Gewinnzuschlag auf die gesamten ausgewiesenen Kosten; die Renditeregulierung (Rate-of-Return Regulation): Regulator begrenzt die zulässige Kapitalrendite bei der Bestimmung der ausgewiesenen Kosten. Die anreizorientierte Regulierung zielt hingegen primär darauf ab, bei den regulierten Unternehmen verstärkte Anreize zu schaffen, ihre Kosteneffizienz zu steigern. Dabei soll von der garantierten Kostenüberwälzung abgewichen werden, d.h., die Preise bzw. Erlöse werden unabhängig von den effektiven Kosten festgelegt. Instrumentarien zur Umsetzung der anreizorientierten Regulierung sind: Festlegung von Preisobergrenzen (Price-Cap Regulation) Festlegung von Erlösobergrenzen (Revenue-Cap Regulation). Bei der Bestimmung dieser Obergrenzen wird eine jährliche Produktivitätsvorgabe (X-Faktor) festgelegt. Der Gewinn bzw. die Rendite des regulierten Unternehmens erhöht sich, falls es diesem gelingt, die Kosten stärker zu senken, als durch den X-Faktor gefordert wird. Bei der Bestimmung von Preis- oder Erlösobergrenzen hat der Regulator die Möglichkeit, seine Regulierungsvorgaben auf Leistungsvergleichen zwischen Netzbetreibern abzustützen. So kann der Regulator in einem Benchmarking die effiziente Produktions- oder Kostengrenze basierend auf Input- und Outputdaten der gesamten Branche ermitteln. Anreizorientierte Preisregulierungsmodelle bieten somit dem Regulator im Vergleich zu den kostenbasierten Regulierungen ein effektiveres Instrument, um die Netznutzungsentgelte zu senken. Aufgrund der für die Anwendung der anreizorientierten Regulierung notwendigen Daten werden Netznutzungsentgelte jedoch in einem ersten Schritt meistens durch kostenorientierte Methoden reguliert. Erst zu einem späteren Zeitpunkt verfügt der Regulator über genügend Informationen, um die Anreizregulierung effektiv umzusetzen. Die Netznutzungsentgelte sind bei einer anreizorientierten Regulierung im Vergleich zur kostenorientierten tiefer. In Deutschland sind die Netznutzungsentgelte bereits in der kostenorientierten Regulierung vom Regulator z.t. drastisch gesenkt worden. Internationale Vergleiche zeigen ausserdem, dass die in einem ersten Schritt umgesetzte kostenorientierte Regulierung mittelfristig durch die anreizorientierte abgelöst wird. Es ist somit zu erwarten, dass die Rendite auf dem im Netz investierten Kapital und damit der Wert der Netze sowie auch ein möglicher Verkaufspreis mittelfristig sinken werden. 13

14 Aus der Sicht des Eigentümers bleibt es beim Verkauf der Netze? Aus einer finanziellen Perspektive ist der Verkauf der Netze vor diesem Hintergrund heute eine attraktive Lösung. Da die Netze einen Grossteil des Wertes eines EVU ausmachen, stellt sich die Frage, ob aus Sicht der Eigentümer nicht sogar ein Verkauf des gesamten EVU angestrebt werden sollte. Diese Frage muss anhand der zukünftigen Wertgenerierung der restlichen Wertschöpfungsstufen eines EVU analysiert und beantwortet werden. Neben den Netzen macht die Produktion einen Grossteil des Wertes eines EVU aus. Verfügbare Produktionskapazitäten werden in Zukunft vor dem Hintergrund der noch zu schliessenden Versorgungslücke in der Schweiz an Wert gewinnen. Ausserdem hat der Zugang zu Produktionskapazitäten für die Eigentümer auch eine strategische Bedeutung, weil damit ein Teil der zukünftigen Stromversorgung abgesichert und häufig mit speziellen Konditionen hinterlegt werden kann. 14

15 Im Bereich des Handels und Vertriebs ist in Zukunft aufgrund der Marktliberalisierung mit einer steigenden Konkurrenz zu rechnen. Dies zeigt sich u.a. auch an der steigenden Anzahl an Kundenwechseln. In Österreich haben z.b. seit dem % aller Gewerbekunden den Anbieter gewechselt. Die steigende Konkurrenz wird bei den EVU zu sinkenden Margen im Handel und Vertrieb führen. Die sinkenden Renditen bei den Netzen sowie der steigende Druck und die damit verbundenen tieferen Margen im Handel und Vertrieb reduzieren den künftigen Wert des gesamten EVU und damit auch einen durch die Eigentümer zu erzielenden Verkaufspreis. Diese Entwicklungen sprechen deshalb für einen baldigen Verkauf; ein Zugang zu substanziellen Produktionskapazitäten spricht jedoch dagegen. Herausforderungen bei einem Verkauf Beim Verkauf stellt sich neben der Frage nach dem optimalen Zeitpunkt, der je nach Erwartung der künftigen Entwicklung der Renditen auf dem Netz sowie im Vertrieb und Handel wirtschaftlich bestimmt werden kann, auch jene nach potenziellen Käufern. Neben den für den Kauf notwendigen Mitteln werden in Zukunft umfangreiche Investitionen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit getätigt werden müssen. Zudem ist der operative Betrieb sicherzustellen. Daraus ergeben sich Anforderungen, die primär strategische Investoren erfüllen. Ebenfalls ist vom Eigentümer zu klären, ob das gesamte EVU oder nur ein Anteil davon verkauft werden soll. Ein Verkauf einer Beteiligung an einen strategischen Investor ermöglicht den Eigentümern bspw. einen Teil des Wertes des EVU bereits heute zu realisieren, ohne vollständig die Kontrolle abgeben zu müssen. Eine Veräusserung der Netze sowie ein (Teil-)Verkauf des gesamten EVU stellt die Eigner, meist Gemeinwesen, vor andere Herausforderungen. So müssen sie für die aus dem Verkauf generierten Mittel entsprechende alternative Verwendungszwecke oder Anlagemöglichkeiten finden. Singuläre politische Begehrlichkeiten sind dabei abzuwehren, gleichzeitig müssen aber vernünftige Risiko-Rendite-Kombinationen für die generierten Mittel gefunden werden. Zusammenfassung Für EVU bestehen unterschiedliche Optionen, den aktuellen Entwicklungen und Anforderungen an Netzeigentum und -betrieb im Rahmen der bevorstehenden Marktliberalisierung Rechnung zu tragen. Heute werden EVU trotz steigender Regulierungsanforderungen das Eigentum an Netzen bevorzugen. Der Verkauf von Netzen ist allerdings eine Variante, welche es sowohl aus strategischen als auch aus betriebswirtschaftlichen Überlegungen bereits heute zu prüfen gilt. Für die Eigner stellt sich die Frage nach dem (Teil-)Verkauf des gesamten EVU; finanziell ist der Zeitpunkt heute sehr attraktiv, ob es so bleibt, ist ungewiss. Dr. Marc Schmidli Pascal Ziegler 15

16 «Carbon Management» Ein Rahmenwerk zur Sicherung und Stärkung des Aktionärsvermögens in Zeiten des Klimawandels Herausforderung und Chance das stellt der Klimawandel für Unternehmen dar. Der sich abzeichnende Klimawandel und seine Folgen werden bestehende Strukturen einreissen, Produktionsfaktoren neu ordnen sowie die zukünftigen Rahmenbedingungen für Unternehmen grundlegend ändern. Geschäftsmodelle müssen hinterfragt, Chancen und Risiken erkannt und bewertet sowie Innovationen initiiert und umgesetzt werden. Systematisches «Carbon Management» unterstützt Entscheidungsträger, diese Herausforderungen in einer aktiven Weise anzugehen. Im Folgenden werden aus dem Klimawandel resultierende Chancen und Risiken skizziert. Daran anschliessend wird beschrieben, welche Schlüsselaktivitäten ein «Carbon Management» umfasst. Geschäftsrisiken erster und zweiter Ordnung Ein vom Menschen erheblich verändertes Klimasystem lässt nicht nur negative Auswirkungen auf unsere Lebensbedingungen erwarten, sondern bringt ebenso regulatorische und marktwirtschaftliche Veränderungen mit sich. In der Kombination stellt dies zukünftig eine der grössten Quellen für Unternehmensrisiken dar. Sowohl Unternehmen als auch Individuen werden weltweit und in allen Industrien davon betroffen sein. Diese Risiken können grob in zwei Subkategorien unterteilt werden: Risiken erster Ordnung und Risiken zweiter Ordnung. Risiken beider Kategorien müssen von den Unternehmen erkannt und konsequent angegangen werden. Unter Risiken erster Ordnung versteht man Gefahren, welche aus aktuellen Veränderungen des lokalen Wettergeschehens resultieren. Dies äussert sich in Form einer erhöhten Wahrscheinlichkeit an Extremereignissen wie Wirbelstürmen, Fluten oder extremen Schneefällen. Als Beispiel sei der Hurrikan Katrina genannt, welcher im Jahr 2005 zahlreiche Hochseeöl-Förderplattformen im Golf von Mexiko zerstörte und zu beträchtlichen Störungen des Geschäftsbetriebs führte. Risiken zweiter Ordnung beschreiben das Verhalten, das sich durch den Klimawandel unter den Anspruchsgruppen eines Unternehmens neu gebildet hat. Diese sich ändernden Verhaltensmuster und Ansprüche sind für die Unternehmen schwierig einzuschätzen. Behörden, Kunden und Angestellte haben teilweise bereits damit begonnen, geeignete Strategien für die Risikominimierung im Geschäftsalltag einzuführen. Dies wird Rückkoppelungen auf zusätzliche Teile der Geschäftswelt haben. Zahlreiche Regulierungen und Vorschriften wurden weltweit schon im Zusammenhang mit dem Klimawandel geschaffen. Die Schweiz führte beispielsweise die CO 2 -Abgabe auf fossile Brennstoffe ein. Daneben existieren weltweit inzwischen zahlreiche CO 2 -Emissionshandelsplattformen. Diese neuen und in Entstehung begriffenen Regulationen haben gewichtige Auswirkungen auf Investitionsentscheide im Energiebereich. Das Schweizer Energieunternehmen Axpo beispielsweise hält unter den heutigen gesetzlichen Rahmenbedingungen eine CO 2 -Kompensation der geplanten Gas-Kombikraftwerke in der Schweiz für nicht machbar. Für Investitionsentscheide fehlt die regulatorische Basis. Die angelaufenen Projekte werden daher vorerst nicht weiterverfolgt. 16

17 Der Klimawandel hat zudem zu einem Wandel in der Bewertung von Unternehmen und Anlagen geführt: Die Übernahme des grossen texanischen Energieproduzenten TXU durch Goldman Sachs und Kohlberg Kravis Roberts stellt eine der bislang grössten Firmenübernahmen der Geschichte durch Finanzinvestoren (42 Milliarden USD) dar. Der Erfolg der geplanten Übernahme hing sehr stark von den erwarteten zukünftigen CO 2 -Verpflichtungen ab, welche durch den beabsichtigten Bau von elf Kohlekraftwerken beeinträchtigt wurden. Parallel dazu wächst der Druck auf alle Unternehmen, hinsichtlich ihrer Haftungsrisiken und Strategien bezüglich des Klimawandels transparent zu werden und detaillierte Informationen zu veröffentlichen. Potenzielle Investoren wollen damit ihre Investitionsentscheidungen auf eine fundierte Informationsbasis stellen. Die steigende Nachfrage nach Transparenz bezüglich nicht finanzieller Werttreiber wirft die Frage nach adäquater Finanzberichterstattung beziehungsweise Offenlegungspflichten auf. Bereits existieren Initiativen, welche sich diesem Thema widmen, wie das «Carbon Disclosure Project». Zusätzliche Anstrengungen zu diesen Themen werden unter anderem auch vom World Economic Forum (WEF) getätigt. In diesem Bereich sind somit künftig verschärfte Berichterstattungsrichtlinien sowie Vorgaben an überprüfbare Inhalte und Informationen zu erwarten. 17

18 Neue Geschäftsfelder Eine wachsende Zahl von Firmen hat schon damit begonnen, ihr Angebot auf die geänderte Nachfrage ihrer Kunden anzupassen und ihnen emissionsarme Produkte anzubieten. Die CO 2 -Kompensation von Flügen entwickelt sich bei den Fluggesellschaften zunehmend zu einem Standard, und Grosshändler integrieren CO 2 -Emissionen in ihre Risikoabschätzungen bezüglich ihrer Lieferanten. Weiter sind grössere Investitionen im Bereich der erneuerbaren Energien sowie in Technologien, die den Klimawandel bekämpfen, zu beobachten. Basierend auf den Szenarien des IPCC müsste eine Reduktion der globalen Treibhausgasemissionen von 600 Milliarden tco 2 e (CO 2 -Äquivalente) über die nächsten 40 Jahre erreicht werden. Dies schafft einen enormen neuen globalen Markt für Produkte und Dienstleistungen. Nimmt man einen bewusst tiefen Durchschnittswert für die Bekämpfungskosten von 25 USD pro tco 2 e an, so erhält man für diesen Markt einen geschätzten Kapitalwert von 15 Billionen USD. Regierungen, Hedge Funds und Investmentbanken haben in den letzten Jahren CO 2 -Fonds mit einem kumulativen Wert von mehr als 200 Milliarden USD geschaffen. Dieses Kapital wird vornehmlich für die direkte Bekämpfung von CO 2 oder für die Entwicklung und Verbreitung von energieeffizienten, emissionsarmen Technologien eingesetzt. Zu den Geschäftsmöglichkeiten gehören etwa neue Produkte, welche die Energieeffizienz von Fahrzeugen oder Gebäuden steigern oder «saubere» Energien nutzen. Hybridfahrzeuge und «Null-Energie-Häuser» sind bekannte Beispiele für energieeffiziente Produkte, welche einerseits mittels neuer Technologien einen reduzierten Verbrauch von fossilen Energieträgern anstreben, und andererseits auf erneuerbare Ressourcen wie Solar- und Windenergie setzen. Demgegenüber stehen die Produkte, welche die verursachten Treibhausgasemissionen mittels Emissionskrediten neutralisieren oder zumindest deklarieren. Die Entwicklung von CO 2 -Dienstleistungen geht Hand in Hand mit der Entwicklung der Produkte. Der Markt umfasst nicht nur die traditionellen Servicebereiche (zum Beispiel in den Bereichen Recht, Steuern, Finanzierung, Versicherung oder Buchhaltung), sondern auch zahlreiche neuartige CO 2 -Dienstleistungsangebote. Diese umfassen unter anderem das Berechnen des «Carbon Footprints» (die CO 2 -Emissionen eines Unternehmens oder sonstiger Körperschaft), die Akquisition von CO 2 -Krediten für die CO 2 -Neutralität, die Integration von CO 2 -Kosten in der Bewertung von Firmen bei Übernahmen und Fusionen, die Definition von Hedging-Strategien für den CO 2 -Emissionshandel oder die steuerliche Beratung von CO 2 -Abgaben und -Steuern. 18

19 HSBC war das erste grosse Unternehmen, welches ankündete, seine Emissionen berechnen, reduzieren und neutralisieren zu wollen. Diesem Beispiel sind nun viele andere global tätige Firmen wie Swiss Re, Credit Suisse, Nike oder IBM gefolgt. Was sich am Anfang für HSBC als Möglichkeit zur Differenzierung mittels grünen Images darstellte, entwickelt sich zunehmend zu einem Standard und stellt für Unternehmen, welche die Massnahmen zur Reduktion der CO 2 -Emissionen und eine daran anschliessende CO 2 -Neutralität verschlafen haben, das Risiko eines potenziellen Reputationsverlusts dar. Auch für traditionelle Energieunternehmen ergeben sich neue Dienstleistungen. Neben dem Angebot von grünem Strom sind beispielsweise auch verschiedene Mischformen von «Energie-Contracting» mit dem individuellen «Carbon Footprint» möglich: Der Kunde legt seinen gewünschten «Carbon Footprint» fest, die gesamte Realisierung erfolgt dann durch den Energieanbieter. Zusammenfassend kann gesagt werden, dass ein Unternehmen die jetzige Situation bezüglich des Klimawandels und die für das Unternehmen wichtigen Einflussgrössen erfassen und analysieren muss. Daraus abgeleitet gilt es, sich auf die Zukunft vorzubereiten und notwendige Schritte einzuleiten. Es gilt dabei, verschiedene Aspekte wie Strategie, Marktumfeld, Produktportfolio, Risikomanagement, Compliance, Investor Relations, PR, Marketing, interne Kommunikation, Berichterstattungswesen, Kennzahlen, Anspruchsgruppen (um nur einige zu nennen) in die Analyse einfliessen zu lassen. Ein «Carbon Management» kann bei der Umsetzung dieser Aufgaben helfen. Das Erkennen von Chancen hilft dabei, Wettbewerbsvorteile zu erzielen. Carbon Management Die Reaktionen der Unternehmen auf die Herausforderung des Klimawandels beeinflussen deren Aktionärsvermögen positiv oder negativ. Robustes «Carbon Management» untersucht die vorhersehbaren Auswirkungen des Klimawandels auf das Unternehmen und hilft, die mit der Geschäftstätigkeit verbundenen CO 2 -Emissionen langfristig in die Entscheidungsprozesse zu integrieren. Dadurch werden einerseits die Risiken des Klimawandels verbessert identifiziert (und damit dank Massnahmen minimiert) sowie andererseits potenzielle Chancen rasch erkannt. Zehn Schlüsselaktivitäten «Carbon Management» verlangt von einer Unternehmung, folgende Schlüsselaktivitäten einzuführen. 1. Berechnung und Kontrolle der CO 2 -Emissionen sowie der allfälligen Reduktionen Grundlage für alle CO 2 -relevanten Entscheidungen eines Unternehmens sind Kenntnis und Verständnis ihrer direkten und indirekten Emissionen. 2. Prüfung und Beglaubigung der CO 2 -Emissionen sowie der Reduktionen durch eine unabhängige externe Partei Anspruchsgruppen (Stakeholder) wollen die Gewissheit haben, dass die Informationen über die CO 2 -Emissionen und die Reduktionsanstrengungen glaubhaft sind. Zudem dient die Prüfung durch Dritte auch als Argumentationshilfe vor Anschuldigungen der «Grünwäscherei» und damit als Hilfe gegen Reputationsverluste oder Rechtsstreitigkeiten. 3. Schätzung der zukünftigen Emissionen und Definition von Reduktionszielen Das Setzen von Reduktionszielen dient als Grundlage für die Berechnung und Beobachtung des zukünftigen CO 2 -Leistungsverhaltens. 19

20 4. Interne und externe Dokumentation der CO 2 -Emissionen sowie Etablierung einer klaren «Carbon Management»-Kommunikationsstrategie Klare, transparente Angaben sollten besonders in Nachhaltigkeitsberichten gemacht werden. Wann immer die CO 2 -Ziele und Prioritäten der An - spruchsgruppen von denen der Firma abweichen, muss ein Unternehmen explizit darauf eingehen und die Gründe für die Differenzen angehen. 5. Preiszuweisung zu den CO 2 -Reduktionsmöglichkeiten, um die Emissionsbekämpfungskosten des Unternehmens quantifizierbar zu machen Um dazu in der Lage zu sein, muss eine Firma ihre CO 2 -Emissionsreduktionsmöglichkeiten identifizieren und verstehen sowie die Kosten für alle direkten, indirekten oder produktrelevanten Reduktionsmöglichkeiten kennen. Diese Informationen sollten die Grundlage für künftige CO 2 -bezogene strategische Entscheidungen bilden. 6. Festlegung eines Preises für CO 2 bei Investitionsentscheidungen, um diesbezügliche Risiken zu quantifizieren und damit potenzielle Haftungsansprüche zu minimieren Für Firmen wird es zunehmend wichtig, das aus der CO 2 -Exposition resultierende Risiko zu quantifizieren. Durch die Zuweisung eines Preises für CO 2 können bei Investitionsentscheidungen, wie Übernahmen oder Fu sionen, die CO 2 -Risiken und diesbezügliche zukünftige Haftungsansprüche oder Firmenbewertungen verbessert eingeschätzt werden. 7. Bevollmächtigung von Entscheidungsträgern, welche das «Carbon Management» führen und die Reduktionen vorantreiben Die Konzentration dieser Mitarbeiter sollte auf der Verfolgung interner und externer CO 2 -Ziele liegen, in der Identifizierung und Umsetzung von Chancen und in der Auswertung und Weiterentwicklung der CO 2 -Strategien innerhalb der Organisation. 8. Beobachtung der Reaktionen der direkten Konkurrenten auf den Klimawandel und Analyse der Rückwirkungen auf den eigenen Geschäftsbetrieb Für diese Analyse ist das Verständnis dafür entscheidend, wie anfällig die Konkurrenz auf die Risiken des Klimawandels ist. Die Anpassungsaktivitäten der Konkurrenz auf den Klimawandel müssen mit den eigenen verglichen und anhand dieser bewertet werden. Zudem sollten die von der Konkurrenz angebotenen Produkte und Services auf deren Potenzial auf dem Markt und zur Befriedigung der neuen Kundenbedürfnisse untersucht werden. 9. Identifikation und Erschliessung neuer CO 2 -Geschäftsfelder Die noch nicht vollständig ausgereiften CO 2 -Märkte bergen ein grosses Potenzial an Geschäftsmöglichkeiten. Kunden werden aktiv auf der Suche sein, um ihre eigenen CO 2 -Emissionen zu reduzieren. 10. Bewertung der Fortschritte unter Berücksichtigung der gesetzten Ziele und kontinuierliche Anpassung der Klimawandelstrategie «Carbon Management» sollte ein dynamisches System sein, welches sich den Veränderungen der Gesellschaftsansprüche und der Gesetzesvorschriften laufend anpasst. Um mit der Konkurrenz mithalten zu können, müssen die Prozesse und Methoden ständig verfeinert und weiterentwickelt werden. Jürg Hutter juerg.hutter@ch.pwc.com Tobias Caluori tobias.caluori@ch.pwc.com 20