Speicherstände Entwicklung der Netto-Einspeiserate in die deutschen Speicher

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1 GASMARKT-TELEGRAMM Ausgabe Juli Inhalt Speicherstände Entwicklung der Netto-Einspeiserate in die deutschen Speicher Gasflüsse LNG-Export: Konkurrenz aus Ostafrika? Energiemärkte Russland Energiepreise Funktioniert der Wettbewerb im Erdgasmarkt oder übt sich die Branche zu sehr in Zurückhaltung? Gastkommentar Auch der Gasvertrieb muss sich wandeln. Disclaimer Diese Daten und Informationen wurden von uns sorgfältig zusammengestellt. Da sich jedoch Fehler nie ganz ausschließen lassen, können wir keine Gewähr für deren Richtigkeit übernehmen und bitten diesbezüglich um Verständnis. Gastkommentare sind die Meinung des Verfassers und müssen nicht mit der Meinung der Redaktion identisch sein. Die Autoren der GVS bestätigen hiermit, dass es sich um eine persönliche Sicht der Themen handelt und damit kein Einfluss auf Kundenbeziehungen oder GVS-Geschäftsvorgänge ausgeübt wird. Das Gasmarkt Telegramm wird an alle Empfänger gleichzeitig versendet. Es findet keine Bevorzugung Seitens GVS statt.

2 Speicherstände Deutschland: Einspeiserate in mcm/d Aggregierter dt. Speicherfüllstand (in mcm) Einspeicherung Ausspeicherung Annahme: weitere tägl. Einspeiserate (Durchschnitt seit April'13) Netto-Einspeicherrate Speicherfüllstand 2012 Speicherfüllstand 2013 IST Speicherfüllstand mgl. Entwicklung Abbildung 1: Netto-Einspeiserate der aggregierten deutschen Speicher; Quelle: GSE und eigene Berechnungen Entwicklung der Netto-Einspeiserate in die deutschen Speicher Die Sorge, die deutschen Speicher könnten bis Winterbeginn nicht wieder ausreichend gefüllt sein, scheint angesichts der derzeitigen aggregierten deutschen Einspeiserate unbegründet. Wie die obige Grafik zeigt, hat zwar die Einspeisesaison dieses Jahr nach dem Winter erst sehr spät eingesetzt, wurde dann jedoch nach einem Einschnitt Mitte/Ende Mai signifikant gesteigert. Anfang Juli wurde dabei sogar ein absolutes Hoch von 153,65 mcm/d erreicht. Insbesondere der Juli weist bislang eine hohe durchschnittliche Einspeiserate von etwa 120 mcm/d aus. Die gelb dargestellt Fläche in der Grafik weist die berechnete durchschnittliche tägliche Einspeiserate seit Beginn der Nettoeinspeisung aus (Stand Ende Juli: 81,54 mcm/d) und ist bis Ende September fortgeschrieben (Annahme: diese Rate kann bis dahin beibehalten werden). Dies würde bedeuten, dass sich zur bislang eingespeicherten Füllmenge täglich weitere 81,5 mcm addieren würden und so mit Beginn der Wintersaison mcm in den deutschen Speichern vorhanden wären. Dies entspricht einer Differenz von 800 mcm zum Vorjahresvergleichswert von mcm. Zusätzlich kann voraussichtlich wie in den vergangenen Jahren die Einspeicherung jedoch auch noch nach dem 1. Oktober fortgesetzt werden, so dass zum berechneten Speicherfüllstand weitere Volumina hinzukommen dürften. Auch in 2

3 2012 konnte bis zum maximalen Füllstand Ende Oktober (knapp mcm) noch weitere Mengen hinzugefügt werden. Selbst wenn 2013 dieses Niveau nicht erreicht werden sollte, kann davon ausgegangen werden, dass das erreichte Niveau eine ausreichende Versorgung gewährleisten wird. An dieser Stelle sei auch darauf hingewiesen, dass sich die maximale technische Speicherkapazität der deutschen Speicher in Summe im vergangenen Jahr von mcm auf mcm erhöht hat. Neben der absoluten Betrachtung der Einspeiseraten ist parallel ein Blick auf die Entwicklung der Spotpreise und dem Spread zum Winter 13 interessant: = tägliche Einspeiserate (in mcm; rechte y-achse) = Spread EEX NCG Winter13/Day Ahead (in /MWh; linke y-achse) Abbildung 2: Tägliche Netto-Einspeicherrate inkl. Spread EEX NCG Winter13/Day Ahead in /MWh; Quelle: GSE, EEX Neben der erneuten Darstellung der täglichen Netto-Einspeiserate ist in der Grafik der Spread EEX NCG Winter 13 zum EEX NCG Day Ahead dargestellt. Dieser ist seit Beginn der Netto-Einspeisesaison nicht nur in Summe größer geworden (was auf einen über diesen Zeitraum betrachtet stärker sinkenden Day Ahead zurückzuführen ist), sondern er fällt im Vergleich zu den Vorjahren auffallend klein aus: in 2012 wurde in den Sommermonaten ein meist doppelt bis dreifach so hoher Spread erreicht, was zum einen in einem niedrigeren Gesamtniveau und zum anderen in einem signifikant niedrigeren Day Ahead Preisniveau begründet ist. Ein kleiner Spread bedeutet jedoch auch, dass der Speicherbetrieb weniger wirtschaftlich ist, da letztendlich auch neben der Notwendigkeit des Vorhaltens von Speicherreserven auch die Betriebskosten gedeckt werden müssen. Der dargestellte Spread verläuft in sehr vielen Phasen auffallend parallel zur Entwicklung der Netto-Einspeiserate, was ein deutlicher Hinweis darauf ist, dass die Nachfrage nach Speichergas den Preis beeinflussen kann. Anders herum betrachtet haben auch externe Faktoren wie beispielsweise die Wartungsarbeiten in Norwegen ebenfalls signifikante Auswirkungen auf die täglichen Einspeiseraten. Zu sehen ist dies z.b. am Fall der Nichtverfügbarkeit der 3

4 Norpipe, die aus Norwegen Gas nach Deutschland liefert und vom aufgrund von Wartungsarbeiten nicht verfügbar war. Trotz eines höheren Spreads folgte die Einspeiserate in diesem Zeitraum nicht unmittelbar der Kurve. Ein Blick auf die Europäischen Speicherfüllstände zeigt ebenfalls, dass die Einspeisesaison in vollem Gange ist. In Summe sind die Speicher gemäß GSE schon zu 56,30% ( mcm) gefüllt (Deutschland: 60,88%; ,49 mcm). 4

5 Gasflüsse Abbildung 1: Tanzania natural gas sector; Quelle: LNG-Export: Konkurrenz aus Ostafrika? Die ostafrikanische Küste entwickelt sich immer mehr zum Erdgas- Eldorado. Allein in den letzten 14 Monaten hat Statoil vor der Küste Tansanias drei große Felder (Tangawizi, Zafarani und Lavani) exploriert. Im Block 2 (siehe Grafik) wird ein Gasvolumen zwischen 283 und 368 bcm vermutet. Statoil hatte sich zu Beginn der Exploration als Mengenuntergrenze für den Bau eines LNG-Terminals (geschätztes Investitionsvolumen: 14 Mrd. US$) ein Gasvolumen von 226 bcm gesetzt. Die Erdgasreserven vor Ort umfassen jedoch fast die doppelte Menge - Förderung und Export sind also lohnend. Gemeinsam mit der britischen GB-Group soll der Bau eines Export- Terminals vor Ort realisiert werden. Aufgrund der fehlenden Infrastruktur in Tansania ist die Standortsuche für den Terminal allerdings eine Herausforderung. Nicht nur Tansania hat enorme Erdgasvorkommen. Die bislang vor der Küste Ostafrikas gemachten Gasfunde - von Mosambik bis Südsudan - summierten sich bereits auf ein Volumen von bcm auf. Genug Gas, um 5

6 Deutschland, Großbritannien, Frankreich und Italien für 15 Jahre zu versorgen. Schätzungen nach lohnt sich somit der Bau von mindestens 20 Terminals. LNG-Mengen von circa 100 Millionen Tonnen jährlich könnten so gefördert und zusätzlich auf den Weltmarkt gelangen. Um diese Dimension einschätzen zu können: Katar - derzeit größter LNG-Exporteur weltweit - exportiert derzeit 77 Millionen Tonnen pro Jahr. Die hohen Volumina und die geographisch günstige Lage dürfte Ostafrika zu einem attraktiven Exporteur für Asien machen - eine strategische Alternative zu Katar und Australien. Allerdings ist bei der Umsetzung der Förderund Verflüssigungsprojekte Vorsicht geboten. Im Hinblick auf das prognostizierte Überangebot auf dem internationalen LNG-Markt im Jahr 2020 beträgt das Angebot schätzungsweise 472 Millionen Tonnen pro Jahr. Dem steht eine Nachfrage von lediglich 369 Millionen Tonnen gegenüber. Aufgrund der praktisch nicht vorhandenen Infrastruktur und der politisch instabilen Lage ist in Ostafrika jedoch Vorsicht geboten. Oft bieten die ostafrikanischen Länder den Explorationsfirmen großzügige Production Sharing Agreements (PSA*) an. Bei diesen Investitionen ist Rechtssicherheit ein sehr hohes Gut. Ebenso sind Transparenzregeln zu beachten.** Trotz vieler Widrigkeiten, schleppender Produktion und politischen Ungereimtheiten hat Tansania/Ostafrika das Potenzial dazu, einer der größten LNG-Exporteure der Welt zu werden. Ob sie jedoch die sichere Anbindung durch Lieferung in den LNG-Weltmarkt rechtzeitig realisieren und an den Entwicklungsvorsprung der bereits exportierende Länder (z.b. Australien) anknüpfen werden, bleibt abzuwarten. *PSA: Vertragsform bei Erdöl- und Erdgaskonzessionen, bei der sich eine oder mehrere Erdölunternehmen und das Gastland die Erdöl- bzw. Erdgasproduktion nach einem festgelegten Schlüssel teilen. **Im Oktober 2003 wurde die UN-Konvention gegen Korruption (UNCAC) verabschiedet. Im September 2005 ist sie nach der Ratifizierung durch den 30. Mitgliedsstaat in Kraft getreten. Bis Dezember 2010 haben 147 Länder und die Europäische Union die Konvention ratifiziert. 6

7 Energiemärkte Abbildung 1: Gasabsatz Gazprom; Quelle: Gazprom Reference Figures Russland Russlands Exportmengen sind rückläufig. Wurden 2008 noch 551 Mrd. m³ abgesetzt, waren es in 2012 nur noch 467 Mrd. m³. Einen Mengenrückgang von 15% gilt es zu verkraften. Die Ursachen sind vielfältig: schwächelnde Konjunktur in Europa, Diversifizierung der Lieferanten in Europa, Anstieg der LNG-Mengen usw. In 2012 ist nun zusätzlich noch der Gewinn von Gazprom eingebrochen (-37% gegenüber 2011), der Börsenwert von Gazprom ist seit 2008 um zwei Drittel gefallen. Insgesamt keine guten Nachrichten für Russlands Gasgeschäft. Gazprom setzt beharrlich auf die ölgebundenen Langfristverträge. Diese Verträge bilden das Fundament ihres Gasgeschäftes und sie sind, ihrer Meinung nach, berechenbarer als zum Beispiel spotmarktindizierte Verträge. So gibt Gazprom lieber Nachlässe auf die bestehenden Verträge als diese neu aufzusetzen. In diesem Jahr geht das Unternehmen davon aus, maximal weitere Millionen US $ an Nachlässen zu gewähren. Ob dies der richtige Weg ist, wird sich langfristig zeigen. Das Gazprom sich mit spotmarktindizierten Verträgen auskennt, zeigen die Lieferungen nach Großbritannien (in ,7 Mrd. m³). Diese dürften nicht ölgebunden gewesen sein. Als Folge der Beharrlichkeit wird dem Unternehmen ein Verlust von Marktanteilen in Europa vorausgesagt. Oder setzt Gazprom am Ende doch auf das richtige Pferd? Das aktuell hohe Spotmarktniveau kommt Gazprom entgegen, ihre Verträge sind preislich attraktiv und werden gut bewirtschaftet, gerade in Deutschland um die Speicher zu füllen. Nicht an der Spitze der Bewegung steht Gazprom beim LNG-Geschäft. Lediglich 5% Marktanteil hat der russische Gasriese am LNG-Markt. Damit 7

8 geht das starke Wachstum gerade im asiatischen Markt an Gazprom vorbei. Natürlich gibt es Bestrebungen dies zu ändern, aber auf die Schnelle ist keine Verflüssigungs- und Transportlogistik errichtet und je später der Eintritt umso mehr wird sich Gazprom dem stärker werdenden Wettbewerb in diesem Sektor stellen müssen. Auch Australien (siehe letztes Gasmarkt- Telegramm) und die USA/Kanada werden aktiver werden. Die Potentiale in Ostafrika (siehe dieses Gasmarkt-Telegramm) werden den Wettbewerb nicht schwächen. Da genügend LNG vorhanden sein wird, sei die Frage gestellt ob russisches LNG überhaupt einen Absatzmarkt finden wird. Ist das ein Szenario in dem Investitionen in Milliardenhöhe attraktiv sind? Dass im bisherigen Artikel nur über Gazprom gesprochen wurde, zeigt ein weiteres Spannungsfeld - das Exportmonopol für Pipelinegas. Ohne Gazprom geht es nicht, weder Novatek noch Rosneft können Gas über Pipelines ohne Gazprom exportieren. Dabei belebt Konkurrenz das Geschäft. Dies ist aber in Russland (noch nicht) erwünscht - zu stark ist die Abhängigkeit des russischen Staatshaushaltes von den Gasmilliarden. Bewegung kommt zumindest jetzt in das LNG-Monopol. Hier soll das Exportmonopol ab 2014 beendet werden. Die treibende Kraft dahinter dürfte Rosneft sein. Nutznießer wäre auch Novatek das dann aus seinem Jamal-Projekt direkt exportieren könnte. Der Start der Gasförderung ist für 2016 vorgesehen. Allen Problemen zum Trotz, Gazprom will weiter wachsen - in Europa wie auch in Asien - auch wenn die IEA den Verlust der Weltmarktführerschaft binnen zehn Jahren prognostiziert. Kann Gazprom wachsen und wie möchte das Unternehmen dies umsetzen? Damit beschäftigen wir uns in der August-Ausgabe des Gasmarkt-Telegramms. 8

9 Gaspreise Funktioniert der Wettbewerb im Erdgasmarkt oder übt sich die Branche zu sehr in Zurückhaltung? Wenn wir die Entwicklung des Erdgasverbrauchs der ersten vier Monate in 2013 betrachten, dann ist festzuhalten dass dieser temperaturbereinigt nur auf dem Vorjahresniveau liegt. Dies ist erstaunlich, denn in der nachfolgenden Graphik sehen wir, dass Erdgas seit längerem deutlich günstiger als HEL bei der Versorgung von Endkunden ist. Offensichtlich kann die Branche aus diesem Wettbewerbsargument keinen Vorteil ziehen. Abbildung 1: Vergleich der gemittelten HEL- und Gaspreise in Deutschland; Basis l oder kwh in incl. MwSt. Quelle: Brennstoffspiegel Seit Anfang 2010 hat Erdgas einen deutlichen Preisvorteil gegenüber HEL; Dies schlägt sich nicht in steigenden Absatzzahlen nieder. Augenwischerei sind Meldungen über steigende Absatzzahlen die den Temperatureffekt nicht neutralisieren. Stattdessen sehen wir ganz andere Effekte, die auf einen unzureichenden Wettbewerb im Endkundengeschäft hindeuten. 9

10 Abbildung 2: Vergleich Min-Max Gaspreise mit bundesdeutschem Mittelwert Quelle: Brennstoffspiegel Der Spread zwischen Min-Max-Preisen hat sich stetig vergrößert. Für die Spread-Bildung wurden die Mittelwerte der Bundesländer Baden- Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Bayern, Saarland, Rheinland-Pfalz und Niedersachsen herangezogen. Bemerkenswert ist, dass sich mit zunehmender Marktöffnung der Spread vergrößerte, wogegen er im HEL-Markt viel kleiner und über die Jahre weitgehend konstant ist. Abbildung 3: Vergleich der mittleren Gaspreise in ausgewählten Bundesländern Quelle: Brennstoffspiegel und eigene Berechnungen 10

11 Fazit: Noch deutlicher wird es beim direkten Vergleich der Entwicklung des mittleren Gaspreises in den einzelnen Bundesländern. Wir sehen eine deutliche Auseinanderentwicklung. Wir sehen einen stetig wachsenden Spread. Wir sehen eine eindeutige Abkopplung des Saarlandes. In einem funktionierenden Markt ist die Zunahme regionaler Preisunterschiede, nur schwer erklärbar, zumal das Produkt Erdgas europaweit gehandelt wird. Schwer erklärbar ist auch die Abkopplung der saarländischen Preise, ebenso die Zunahme des Min-Max-Spreads, die bei HEL in dieser Form nicht zu beobachten ist. Möglicherweise ist der Fokus auf die Preispflege gerichtet und weniger auf den Gewinn des Wettbewerbs mit HEL. Dies ist insbesondere deshalb von Bedeutung, da mit Power-to-Heat (Verwertung von Überschussstrom aus erneuerbarer Stromerzeugung) als zukünftiger Wettbewerber im Wärmemarkt, der Stammdomäne von Erdgas auftauchen wird. 11

12 Gastkommentar Frau Claudia Schlemmermeier LBD-Beratungsgesellschaft mbh Herr Petar Mishenkin LBD-Beratungsgesellschaft mbh Auch der Gasvertrieb muss sich wandeln. Seit der Liberalisierung entwickelt sich der Strom- und Gasmarkt kontinuierlich weiter. Die Wettbewerbsintensität hat stetig zugenommen, neue Anbieter sind in den Markt eingetreten und die Grundversorger haben zwischen 5% und 20% ihrer Kunden verloren (TrendReport Juli 2012). Im Jahr 2011 haben über 3,5 Mio. Stromkunden den Stromlieferanten gewechselt, im Gas wechselten immerhin 1,1 Mio. Kunden. Gleichzeitig wurden 2011 noch knapp 40% der Stromkunden in ihrem Grundversorgungsvertrag versorgt, im Gas waren es 28%. 43% der Stromkunden haben bislang zu einem anderen Vertrag bei ihrem Grundversorger gewechselt, im Gas sind es sogar 64% (Monitoringbericht 2012 BNetzA und BKartA ). Obwohl die Anbieter-, Preis-, und Margensituation nahezu unverändert ist, stagniert der Wettbewerb seit mehreren Monaten. Die Zuwachsraten bei der Kundengewinnung sind niedriger. Das Segment der Kunden, die für einen Wechsel aufgeschlossen waren, ist abgeschöpft. Hinzu kommt, dass zwar noch immer eine Vielzahl von Discounter die Neukunden mit extrem niedrigen Preisen und Wechselboni lockt, jedoch die Unseriösität und Insolvenz einiger Anbieter die Kunden verunsichert. Bei den meisten Angreifern stagniert das Geschäft, einige der Vertriebsgesellschaften geben auf und bieten ihren Kunden gar andere Versorger an. Das externe Geschäft kommt auf den Prüfstand. Die zentrale Frage ist, wie wird sich das Geschäft des Vertriebs weiter entwickeln? Was wünscht sich der Kunde von seinem Versorger in Zeiten der Energiewende mit all den technischen Innovationen und ökonomischen Anreizen für den Eigenverbrauch? Und welche Anforderungen und Potenziale bedeuten das Geschäft der Zukunft für den Gasvertrieb. 12

13 1 Bundesweite Gasvertriebsmargen: Nach wie vor hohe Spreizung Die folgende Grafik visualisiert die Vertriebsmargenkalkulation der LBD bei einem Absatz von kwh/jahr mit Preisen des 2. Quartal Euro / Kunde Endkundenpreis (brutto) USt. Endkundenpreis (netto) Erdgassteuer Netz KA Beschaffung Vertriebsmargenpotenzial Abbildung 1: Bundesweite Vertriebsmargenpotenzialkalkulation im Grundversorgungsprodukt bei marktnaher Beschaffung, haushaltsgewichteter Mittelwert der Preise Mai 2013, für Endkundenpreise und Vertriebsmargenpotenziale wurde die Bandbreite visualisiert, Haushaltskundensegment, Verbrauch kwh; Quelle: ene t Datenbank Endkundentarife Gas ( ); Analyse und Darstellung LBD. Wir bezeichnen unsere Analyseergebnisse als»vertriebsmargenpotenziale«, weil wir, ausgehend vom Endkundenpreis, über den Abzug aller Kostenblöcke zu der möglichen Marge der Versorger gelangen. Die tatsächliche Vertriebsmarge ist von den echten Beschaffungskosten sowie der spezifischen Struktur im Kundenportfolio abhängig. Diese Analysen werden postleitzahlweise für den jeweiligen Grundversorger (Grundversorgungspreis und bester Preis des Grundversorgers) sowie für den günstigsten bundesweiten Anbieter für die gegebene Postleitzahl durchgeführt. Für die Verteidigungsprodukte der Grundversorger und die Produkte der Angreifer wird die Sonder-Konzessionabgabe von 0,03 Ct/kWh unterstellt. Die genauen Schritte unserer Analyse sind im Anhang erläutert. Die große Spreizung beim Vertriebsmargenpotenzial der Grundversorger ist hauptsächlich auf die enormen Unterschiede bei den Endkundenpreisen zurückzuführen. Der Unterschied zwischen dem günstigsten und dem teuersten Grundversorger bundesweit beträgt 891 Euro/Kunde/a. Nimmt man die 20 teuersten und 20 günstigsten Versorger aus dieser Betrachtung raus, beträgt der Unterschied immer noch 507 Euro/Kunde/a. 13

14 Die Höhe der Vertriebsmargenpotenziale der Grundversorger und des günstigsten Anbieters vor Ort sind in der folgenden Abbildung 2 graphisch dargestellt. Grundversorgung Verteidigungsprodukt Niedrigpreisprodukt Abbildung 2: Vertriebsmargenpotenziale des Grundversorgungs-, Verteidigungs- und Niedrigpreisproduktes für Erdgas bei marktnaher Beschaffung in Euro/Kunde/a, Haushaltskundensegment, Verbrauch kwh; Quelle: ene t Datenbank Endkundentarife Gas ( ); Analyse und Darstellung LBD. Während die Grundversorger (sowohl Grundversorgung als auch Verteidigungsprodukt) im Mittelwert eine relativ hohe Marge i.h.v. 167 Euro/Kunde/a, bzw. 110 Euro/Kunde/a realisieren können, ist das Vertriebsmargenpotenzial der Angreifer flächendeckend im negativen Bereich. Abbildung 3 zeigt graphisch die Verteilung der Vertriebsmargenpotenziale der Grundversorger beim Grundversorgungs- und Verteidigungsprodukt. Wir halten hierbei Vertriebsmargenpotenziale unter 50 Euro/Kunde/a für langfristig nicht vertretbar. Dies ist der Fall für 67 Grundversorger im Grundversorgungstarif und 110 Grundversorger beim Verteidigungsprodukt. Die Anzahl der Grundversorger die in beiden Tarifen eine Marge von unter 50 Euro erwirtschaften ist % weisen eine Marge in der Grundversorgung von über 200 Euro/Kunde/a auf, 9% haben auch mit dem Verteidigungsprodukt eine höhere Marge. 14

15 Erdgas, Marge, Verteidigungsprodukt in Euro / Kunde Grundversorger Lineare Regression bundesweiter Mittelwert Erdgas, Marge, Grundversorgungsprodukt in Euro / Kunde Abbildung 3: Verteilung der Vertriebsmargenpotenziale des Grundversorgungs- und Verteidigungsproduktes für Erdgas bei marktnaher Beschaffung in Euro/Kunde/a, Haushaltskundensegment, Verbrauch kwh; Visualisierung des langfristig nachhaltigen Vertriebsmargenbereichs: Quelle: ene t Datenbank Endkundentarife Gas ( ); Analyse und Darstellung LBD Einige Ausreißer im oberen Bereich erscheinen bei erstmaliger Betrachtung unplausibel. Ursache werden weniger unterschiedliche Netzentgelte und Konzessionsabgaben, sondern vielmehr unterschiedliche Beschaffungskosten und Unterschiede in der Preispolitik sein. Besonders niedrige und besonders hohe Vertriebsmargenpotenziale sind ein Indikator dafür, dass die Unternehmen nicht marktnah strukturiert beschaffen, sondern noch an langfristige HEL-indizierte bilaterale Verträge gebunden sind. Wenn die Beschaffung erheblich über der von uns unterstellten Beschaffung liegt, sind die Margen in der Realität erheblich geringer. Indizien für solche Fälle sind sehr geringe Differenzen zwischen dem Grundversorgungs- und dem Verteidigungsprodukt. Die Margen der traditionellen Versorger sind hoch, viel höher als es die Wertschöpfung rechtfertigt. Es ist zu erwarten, dass sich die Margen der Grundversorger untereinander und im Strom und Gas weiter annähern werden. 15

16 2 Wettbewerb in Baden-Württemberg intensiver Die folgende Abbildung 4 visualisiert die Vertriebsmargenkalkulation der LBD für die 114 Grundversorger in Baden-Württemberg bei einem Absatz von kwh/jahr mit Preisen des 2. Quartal Euro / Kunde Endkundenpreis (brutto) USt. Endkundenpreis (netto) Erdgassteuer Netz KA Beschaffung Vertriebsmargenpotenzial Abbildung 4: Vertriebsmargenpotenzialkalkulation im Grundversorgungsprodukt in Baden-Württemberg bei marktnaher Beschaffung, haushaltsgewichteter Mittelwert der Preise Mai 2013, für Endkundenpreise und Vertriebsmargenpotenziale wurde die Bandbreite visualisiert, Haushaltskundensegment, Verbrauch kwh; Quelle: ene t Datenbank Endkundentarife Gas ( ); Analyse und Darstellung LBD Die Spreizungen sowohl beim Preis (520 Euro/Kunde/a), als auch beim Vertriebsmargenpotenzial (616 Euro/Kunde/a), sind hier geringer als im bundesweiten Mittelwert. Da auch der durchschnittliche Preis geringer als im bundesweiten Mittelwert ist, deuten diese Tatsachen auf einen möglicherweise intensiveren Wettbewerb in Baden-Württemberg hin. Die durchschnittliche Anbieteranzahl pro PLZ (87 vs. 78 bundesweit) bestätigt diese These. Eine graphische Darstellung der Vertriebsmargenpotenziale der Grundversorger und Marktangreifer in Baden-Württemberg ist in Abbildung 5 dargestellt. 16

17 Grundversorgung Verteidigungsprodukt Niedrigpreisprodukt Abbildung 5: Vertriebsmargenpotenziale des Grundversorgungs-, Verteidigungs- und Niedrigpreisproduktes für Erdgas bei marktnaher Beschaffung in Euro/Kunde/a, Haushaltskundensegment, Verbrauch kwh; Quelle: ene t Datenbank Endkundentarife Gas ( ); Analyse und Darstellung LBD. Typ des Anbieters Anzahl Vertriebsmargenpotenzial Grundversorgung Interessant ist die Höhe der Vertriebsmargenpotenziale, differenziert nach der Größe der jeweiligen Anbieter. Die Übersicht ist in der folgenden Tabelle 1 dargestellt. Vertriebsmargenpotenzial Verteidigung Regionalversorger 6 86,00 70,00 Große Stadtwerke 4 164,00 75,00 Mittlere Stadtwerke ,00 145,00 Kleine Stadtwerke ,00 101,00 Tabelle 1: Vertriebsmargenpotenziale Gas in Abhängigkeit der Größe des Energieanbieters. Clusterung wurde anhand der Einwohner im Grundversorgungsgebiet bestimmt. Große Stadtwerke haben mindestens Einwohner und mittlere mindestens Einwohner im Grundversorgungsgebiet; Quelle: EEX, Reuters, Netzbetreiber, ene t ( ); LBD-Analyse 17

18 Große und mittlere Stadtwerke erwirtschaften Margen in der Grundversorgung, die doppelt so hoch wie die der Regionalversorger sind, mittlere Stadtwerke sogar beim Verteidigungsprodukt. Kleine Stadtwerke können ebenso relativ hohe Margen bei beiden Produkten erwirtschaften. Wie die folgende Abbildung 6 verdeutlicht, gibt es auch in Baden-Württemberg bei der von uns unterstellten Beschaffung 16 Grundversorger, die im Grundversorgungstarif und 26 Grundversorger, die mit ihrem besten Produkt Margen unter 50 Euro erwirtschaften. 9 Grundversorger realisieren in beiden Tarifen Margen unter 50 Euro. Erdgas, Marge, Verteidigungsprodukt in Euro / Kunde Grundversorger Mittelwert Baden-Württemberg langfristig nachhaltiger Bereich Lineare Regression Erdgas, Marge, Grundversorgungsprodukt in Euro / Kunde Abbildung 6: Verteilung der Vertriebsmargenpotenziale des Grundversorgungs- und Verteidigungsproduktes für Erdgas bei marktnaher Beschaffung in Euro/Kunde/a, Haushaltskundensegment, Verbrauch kwh; Visualisierung des langfristig nachhaltigen Vertriebsmargenbereichs; Quelle: ene t Datenbank Endkundentarife Gas ( ); Analyse und Darstellung LBD Besonders dramatisch ist die Situation der Angreifer in Baden-Württemberg. Das Vertriebsmargenpotenzial liegt fast flächendeckend im negativen Bereich, im Mittel bei -129 Euro/Kunde/a und somit um 16 Euro/Kunde/a unter dem bundesweiten Mittelwert. Die Grundversorger in Baden-Württemberg realisieren auskömmliche Margen mit ihren Haushaltskunden. Höhere Ergebnisbeiträge als heute kann der Vertrieb nur dann leisten, wenn Produkte, Kommunikation und Kundenmanagement bei gleichzeitigem Erhalt der Margen einfacher und effizienter werden. Der größte Wert der Stadtwerke liegt in ihren Bestandskunden. Wegen des tendenziell sinkenden Absatzes müssen margenbringende Kunden identifiziert und gehalten werden. 18

19 3 Schlussfolgerungen Hohe Unterschiede bei Margen zwischen Verteidiger und Angreifer Die folgende Tabelle 2 fasst die Ergebnisse unserer Margenanalysen zusammen. Durchschnittliche Marge Euro/Kunde/Jahr Grundversorger Angreifer Bundesweit 167,00 110,00-113,00 Bestes Produkt des Grundversorgers Baden- Württemberg 126,00 95,00-125,00 Tabelle 2: Vertriebsmargenpotenziale der Gasversorger. Quellen: ene t Datenbank Endkundentarife Gas ( ); LBD-Berechnungen Die Situation in Baden-Württemberg spiegelt die bundesweite Situation wieder, auch wenn die jeweiligen Margen etwas geringer ausfallen. Die durchschnittlichen Margen der Grundversorger sind insgesamt niedriger, selbst diejenigen aus den»günstigsten«produkten. Die Margen der Angreifer sind hingegen deutlich im negativen Bereich, d.h. mit jedem Kunden wird Geld»verbrannt«. Wandel unvermeidlich Dass es sich bei diesem Zustand nicht um ein Gleichgewicht handeln kann, ist offensichtlich. Unseriöse Anbieter, die nicht kostendeckend arbeiten, werden zwangsläufig durch Insolvenzen aus dem Markt austreten, da es ihnen nicht gelingen wird, durch Preiserhöhungen die negativen Margen und hohen Kundengewinnungskosten zu kompensieren. Dennoch wird die Preissensitivität der Kunden nicht geringer, nicht zuletzt wegen der kontinuierlich steigenden Energiekosten und weil Energie und die Energiewende gerade in Baden-Württemberg in aller Munde ist. Je mehr Endkunden in Dezentralität und Eigenversorgung investieren, desto mehr schrumpft der traditionelle Markt für die wertschöpfungsarmen Produkte des Vertriebs. Der Energievertrieb der Zukunft wird in zwei Welten geteilt sein - alt und neu. Die alte Welt kauft und verkauft Strom und Gas. Sie ist einfach und deren Wertschöpfung relativ gering. Die neue Welt, die durch die Energiewende entsteht, ist sehr komplex, deren Wertschöpfung wird sehr hoch sein. Vertrieb: Einfach, effizient und rentabel werden für Geschäftsmodelle von morgen Die Analysen zeigen, dass die meisten Unternehmen in ihren Grundversorgungsund Verteidigungsprodukten auskömmliche Margen erzielen. Die Gaslieferanten müssen weiter ihre Vertriebs- und Servicekosten reduzieren. Dabei haben die meisten Unternehmen bereits in den letzten Jahren erhebliche Anstrengungen bei 19

20 der Optimierung der Prozesse und IT unternommen und neue Ansätze sind gefragt. Gleichzeitig stellt die Energiewende auch die Gaslieferanten vor neue Herausforderungen wie die einer drohenden Absatzreduktion durch Energieeffizienzsteigerungen in den Gebäuden, regenerativen Heizsystemen aber auch Chancen wie die Integration dezentraler KWK. In dieser Übergangsphase gilt es in der alten Welt die notwendige Ertragskraft zu besitzen, um den Übergang in die neue Welt aktiv gestalten zu können. Herausforderung für den Vertrieb ist es, heute die erforderlichen Ressourcen freizusetzen, um das Geschäft von morgen aufbauen zu können. Einfachheit im Produktportfolio durchsetzten ein Anfang Um die Ressourcen freizusetzen, müssen Vertriebe effektiver und effizienter werden. Effektiver werden sie dann, wenn sie ihre Produkte vereinfachen und ihr Produktportfolio verschlanken. Viele Versorger haben heute im Strom und Gas jeweils mehr als 50 Tarife. Dabei werden jedoch mit etwa 5 Tarifen 80% des Umsatzes gemacht. Im Produktmanagement entstehen bei der Überwachung und Umsetzung von Preisanpassungen, dem Vertragsmanagement und hier insbesondere bei Anpassungen auf den sich verändernden Rechtsrahmen sowie in unterschiedlichen Kundenbetreuungsprozessen, erhebliche Aufwände. Bisher galt es, sich in den Gas- und Strom-Produkten vom Wettbewerb zu differenzieren und die individuellen Kundenbedürfnisse zu befriedigen. Zukünftig speisen sich die Kundenbedürfnisse aus den Möglichkeiten der Eigenversorgung, z.b. mit Hilfe von Mini-BHKW oder Photovoltaikanlagen. Maßstab für die Differenzierung vom Wettbewerb und die Erfüllung der Kundenbedürfnisse ist demnach, inwiefern ein Versorger in der Lage ist, die Eigenversorgung beim Kunden zu fördern. 20

21 Anhang: Methodik Datengrundlage und Aufbereitung Für die Preis- und Margenpotenzialanalyse wird die Software»NetKalk«basierend auf der Datenbank»Endkundentarife Strom«der e net GmbH herangezogen. Unsere Analyse basiert auf einem Abnahmefall von kwh und einer Leistung von 12 kw. Es werden ausschließlich Haushaltskunden mit dem Standardlastprofil eines Einfamilienhauses nach TU München betrachtet. Produkte mit Vorkasse, Paketpreise sowie Kombiprodukte wurden nicht berücksichtigt. Die Erdgassteuer wurde auf 0,55 Cent/kWh festgelegt, die Sonderkonzessionsabgabe mit 0,03 Cent/kWh greift beim günstigsten Produkt des Grundversorgers und beim Niedrigpreisprodukt. Für die Grundversorgung kommt die Tarifkonzessionsabgabe zur Anwendung. Sowohl im Strom- als auch im Gasbereich entstehen durch die Netpreisabfrage Doppelungen aufgrund unterschiedlicher Netze und Bundesländer oder Grundversorger pro Postort. Die Daten werden in einem ersten Schritt so aufbereitet, dass jede PLZ durch einen Datensatz beschrieben wird. Sollten in einer PLZ mehrere Marktgebiete vorhanden sein, so wird pro Marktgebiet und Postleitzahl je ein Datensatz aufgegriffen. Hierfür werden in einem ersten Schritt für alle Marktgebiete in einer PLZ diejenigen Datensätze bestimmt, in denen der Grundversorger der Hauptgrundversorger ist. In den PLZ, in denen mehrere Hauptgrundversorger existieren, wurden vorab händisch zum Stichtag diejenigen Postorte (Datensätze) ausgewählt, in denen die meisten Einwohner wohnen. Sollten mehrere Netze pro PLZ und Marktgebiet existieren, ist der Datensatz mit den höheren NNE maßgeblich. Wenn mehrere Bundesländer pro PLZ vorhanden sind, ist die PLZ genau einem Datensatz zugeordnet worden. In allen übrigen Fällen (Netz, Bundesland, Marktgebiet und Grundversorger unterscheiden sich nicht innerhalb einer PLZ) ist der jeweils erste Datensatz maßgeblich. Anhand dieses Vorgehens beschreibt jedes Marktgebiet einer PLZ genau einen Datensatz. Im Nachgang wurden auch hier jeder PLZ weitere geographische und demographische Daten der EasyMap-Datenbank von Lutum+Tappert zugespielt, so dass Aussagen über Einwohner und Haushaltsdichte, Versorgungsgebiete und z.b. Bundesländer getroffen werden können. 21

22 Beschaffung, Netznutzung, Gasstrukturierung, weitere Komponenten Für Marktangreifer und -verteidiger wird jeweils eine marktnahe Beschaffung unterstellt. Transport und Strukturierung werden modellhaft über einen Dienstleister durchgeführt, der dafür ein marktgebietsspezifisches Entgelt erhält. Die Beschaffung wird je nach Liefergebiet an dem virtuellen Handelspunkt der NCG oder der GASPOOL indexiert. Der Beschaffungspreis ergibt sich aus dem gewichteten Mittelwert der Handelsnotierungen für die Quartalsprodukte des aktuellen sowie der drei Frontquartale im Handelsmonat vor Beginn der Lieferung. Der Beschaffungspreis wird um einen Aufschlag ergänzt, der sich zusammensetzt aus: Aktuelle Entgelte für die Strukturierung in Speichern des jeweiligen Marktgebietes. Allgemeiner Aufschlag von 0,50 Euro/MWh zur Deckung weiterer Dienstleistungen und Händlermarge. Berücksichtigung des Konvertierungsentgelts in Höhe von 0,60 Euro/MWh im NCG-Gebiet für L-Gas und von 1,76 Euro/MWh im GASPOOL-Gebiet für L-Gas. Aktuelles Entgelt für die Nutzung des virtuellen Handelspunktes (VHP- Entgelt) von 0,11 Cent/MWh im NCG-Gebiet und von 0,25 Cent/MWh im GASPOOL-Gebiet. Für den Speichereinsatz wird ein idealisiertes Stadtwerke-Profil auf Basis eines Einfamilienhaus-Profils mit Vollbenutzungsstunden angesetzt. Die Systemdienstleistungsentgelte werden nicht mit berücksichtigt und müssen von der Vertriebsmarge mit abgedeckt werden. Die Speicher werden immer quartalsweise ausgeglichen. Es wird kein Arbitragehandel aus dem Speicherstand vor und nach dem Lieferquartal berücksichtigt. Die Speicherkonditionen und -kosten spiegeln den Zeitpunkt des aktuellen Quartals wieder. Nicht berücksichtigt wurden Ausgleichsleistungen für Mehr- oder Mindermengenausspeisung, der Einfluss der Temperatur auf das SLP und die Kosten für Fahrplan- und Bilanzkreismanagement hat. Diese Kostenkomponenten müssen aus der Vertriebsmarge gedeckt werden. 22