Aktuelles


Lesen Sie über die aktuellsten Themen in der Energiewirtschaft und bleiben Sie auf dem neusten Stand mit Hilfe unserer Experten.

Aktuelle themen


Aktives Vertriebsmanagementsystem für Stadtwerke


Juni 2018
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Aufgrund zunehmender Kundenverluste durch offensive Wettbewerber gilt für Stadtwerke mehr den je: Vertrieb, Vertrieb und nochmals Vertrieb! Denn permanente Kundenverluste können nur durch Kundenrückgewinnung im eigenen Gebiet sowie durch die Erschließung und Bearbeitung neuer Vertriebsgebiete ausgeglichen werden.

Gestalten statt verwalten
Nach der Liberalisierung wurde in vielen Stadtwerken der Paradigmenwechsel „vom Verwalten zum Gestalten“ oft noch nicht vollzogen. Es besteht nicht nur eine starke Ausprägung des ehemaligen „Verwaltungsgedankens“, sondern auch das fehlende Verständnis eines aktiven Kundenvertriebs. Die unterschiedlichen Auffassungen über das Verständnis eines aktiven Vertriebs führen in vielen Fällen zu einer Zweiteilung des Teams: in vertriebsaffine und rein reaktive Kundenbetreuer. SE Scherbeck Energy GmbH hat deshalb ein „aktives Vertriebsmanagementsystem“ entwickelt, um den Vertrieb in Stadtwerken fit für die Zukunft zu machen. Es besteht aus vier Entwicklungsbausteinen:

Fokussierung auf die wichtigsten Ziele
Aufbau einer neuen, ergebnisorientierten Ausrichtung des gesamten Vertriebs auf die wichtigsten und zugleich messbaren Vertriebsziele inklusive fortwährender kritischer Evaluation.

Alle ziehen an einem Strang
Konstruktives offenes Miteinander, teaminterne Unterstützung und klare Kommunikation dienen der Förderung des Teamgeistes sowie eines ergebnisbezogenen Erfahrungsaustauschs.

Motivation durch gemeinsame Vertriebserfolge
Positive Vertriebsergebnisse spornen die Mitarbeiter zur mehr Eigeninitiative an, steigern die intrinsische (innere) Motivation sowie das Selbstvertrauen und fördern indirekt die persönliche Mitarbeiterweiterentwicklung.

Jeder leistet seinen Vertriebsbeitrag
Förderung der teaminternen Wertschätzung durch aktive Kommunikation positiver Vertriebsergebnisse. Nur ein gemeinsames Miteinander ermöglicht die Erfüllung der übergeordneten Ziele.

Steigerung der Kundengewinne
Seit der Einführung des „aktiven Vertriebsmanagementsystems“ von SE Scherbeck Energy bei einem Stadtwerk konnten bereits im ersten Quartal die Kundengewinne im SLP- und RLM- Bereich signifikant gesteigert werden. Zusätzlich zu den absoluten Zahlen sind deutliche qualitative Verbesserungen innerhalb des Vertriebs erkennbar: Durch wöchentliche, von SE Scherbeck Energy moderierte Teamsitzungen inklusive persönlichem Erfahrungsaustausch und Kommunikation der Vertriebserfolge wurde die Motivation der einzelnen Mitarbeiter in der aktiven Vertriebsarbeit deutlich gesteigert. Aus Einzelkämpfern bildete sich immer mehr ein ergebnisorientiertes Vertriebsteam heraus. Ehemalige reaktive Kundenbetreuer haben auf Basis ihrer ersten positiven Vertriebsergebnisse altbewährte Komfortzonen verlassen und realisieren: Jeder Kundenkontakt ermöglicht einen Beitrag zum Vertriebserfolg. Gern beraten wir Sie näher zu den Vorteilen und der Umsetzung des „aktiven Vertriebsmanagementsystems“. Sprechen Sie uns einfach an.

CO2-Preis seit Anfang des Jahres auf dem Vormarsch


Mai 2018
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Der Preis für die EU-Emissionsberechtigungen (EUA) ist seit Beginn des Jahres deutlich angestiegen. Wurde der Dezember 2018 Benchmark-Kontrakt (EUA-Dec 2018) am ersten Handelstag im Januar 2018 noch mit 7,81 €/t abgerechnet, so konnte er am 16.04.2018 sein vorläufiges Hoch von 14,22 €/MWh erreichen und damit einen Zugewinn von mehr als 80 % erzielen.

Die Gründe
Die Gründe für diesen rasanten Anstieg sind dabei vielschichtig. Zum einen wurden am 03. April 2018 die verifizierten Emissionsdaten für das Jahr 2017 veröffentlicht. Demnach hat der CO2-Ausstoß aller Anlagen, die im Jahr 2017 am Europäischen Emissionshandel teilgenommen haben, um 0,3 % zugenommen. Damit sind die EU-weiten Emissionen erstmals seit Jahren wieder angestiegen, wodurch sich die Nachfrage nach den Zertifikaten, die bis zum 30. April eingereicht werden müssen, erhöht hat. Zudem sind die EU-Gremien daran interessiert, die hohen Überschüsse an Zertifikaten (etwa zwei Milliarden), die aus vorherigen Handelsperioden angesammelt wurden, zunehmend aus dem Markt zu nehmen, um den Zertifikatspreis zu stärken. In diesem Zusammenhang wurde beschlossen, dass die Gesamtmenge der im Jahr verfügbaren Emissionsberechtigungen ab dem Jahr 2021 um einen linearen Faktor von 2,2 Prozentpunkten gesenkt wird statt der bisherigen 1,74 Prozentpunkte.

Langfristige Stützung der CO2-Preise
Zusätzlich greift ab dem Jahr 2019 die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR). In dieser ist vorgesehen, dass das Angebot von Zertifikaten jährlich an die Überschusssituation im Emissionshandelsmarkt angepasst wird. Übersteigt die Überschussmenge 833 Millionen Zertifikate, wird die Versteigerungsmenge des jeweiligen Jahres um 24 Prozent des Überschusses verringert. Dagegen wird die Versteigerungsmenge um 100 Millionen Zertifikate erhöht, wenn der rechnerische Überschuss 400 Millionen Zertifikate unterschreitet oder es zu starken Preissprüngen kommt. Die MSR beinhaltet bereits ca. 900 Millionen Zertifikate, die im Zeitraum von 2014 bis 2016 zurückgehalten wurden (sogenanntes Backloading) und ursprünglich in den Jahren 2019 und 2020 zurückgeführt werden sollten. Ab dem Jahr 2023 werden dann nicht genutzte Zertifikate aus der MSR endgültig gelöscht. Diese Mechanismen sollen den CO2-Preis langfristig stützen und Anreize schaffen, in Emissionsminderungsmaßnahmen zu investieren.

Zu guter Letzt hat die aktuell hohe Volatilität auch Spekulanten auf den Plan gerufen, die einerseits kurzfristige Preisschwankungen ausnutzen wollen, aber auch langfristig mit einem ansteigenden CO2-Preis aufgrund der Reformen rechnen. Bei Fragen können Sie uns selbstverständlich gern kontaktieren.

Prozesscontrolling für Stadtwerke wirkt Margendruck entgegen


April 2018
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Ergebnisse und Margen klassischer Wertschöpfungsstufen von Stadtwerken geraten immer mehr unter Druck. Bei der Bereitstellung ihrer Leistungen haben Stadtwerke jedoch erfahrungsmäßig viel ungenutztes Potential, Kosten einzusparen, um diesem Druck entgegenzuwirken. Der Schlüssel dazu ist Transparenz in den Abwicklungsprozessen. Denn von der Rohmarge aus der Energielieferung bis hin zum Vertriebsergebnis versickern Erträge innerhalb des Prozesslabyrinthes oft durch Kostentreiber wie beispielsweise
-   hohe manuelle Bearbeitungszeiten
-   geringe Datenqualitäten
-   zahlreiche Schnittstellen innerhalb einzelner Prozesse
SE Scherbeck Energy hat ein erfolgreiches Prozesscontrolling für die Wertschöpfungsstufen Netz, Shared Service und Vertrieb aufgebaut, das durch eigens ermittelte Benchmarks aus der Branche jederzeit validiert werden kann. Unser Controlling ermöglicht die Steuerung Ihres Stadtwerks hin zu einem kostenoptimierten Energieversorger.

Kostentreiber ermitteln für mehr Wettbewerbsfähigkeit
Vorteile aus unserem Prozesscontrolling sind:
-   Ein unabhängiger Vergleich mit anderen Stadtwerken aus dem selben Größen- beziehungsweise Spartencluster
-   Regelmäßiges, ressourcenschonendes Prozesscontrolling aufgrund Standardisierung möglich
-   Ermittlung von transparenten Prozesskennzahlen
-   Identifizierung von Aufwandstreibern innerhalb Ihres Unternehmens
-   Ableitung und Umsetzung von Optimierungsmaßnahmen
-   Benchmarkdaten zum Vergleich mit anderen Unternehmen
-   Nutzung der Einsparungseffekte für die zukunftsorientierte Weiterentwicklung Ihres Unternehmens
-   Möglichkeit zur gezielten Identifikation, Umsetzung und Erfolgskontrolle

Im Vergleich zum IST-Zustand eines herkömmlich agierenden Stadtwerks können Optimierungspotentiale von ca. 20 bis 30% erzielt werden. Eine Übersicht über die einzelnen Prozesse und die Möglichkeiten der Optimierung finden Sie hier.

Zudem erschaffen wir gemeinsam mit Ihnen ein einheitliches Prozessverständnis, das eine gemeinsame Einordnung, Abgrenzung und Strukturierung der eigenen Bestandsprozesse hin zu vergleichbaren Prozessabläufen aus der Energiebranche ermöglicht. Schöpfen Sie dieses Potential voll aus und nutzen Sie die Einsparpotentiale zur Optimierung Ihres Unternehmenserfolgs. Sprechen Sie uns einfach an: SE@scherbeck-energy.com

Temperaturen und deren Wirkung auf den Markt


März 2018
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Derzeit beherrscht vor allem ein Thema die Marktgespräche für Erdgas: das Wetter. Genauer gesagt, die Temperaturen. Während der Januar 2018 ohne Extreme blieb und insgesamt mild ausfiel, kehrte besonders Anfang Februar die Sorge vor einer großen Kältewelle zurück. Schon letztes Jahr hatte ein strenger Kälteeinbruch im Januar für Spotpreise von annähernd 23 €/MWh im Marktgebiet von NetConnect Germany (NCG) gesorgt. Diesmal ist es ein seltenes Wetterphänomen, nämlich die Teilung eines Polarwirbels, welches arktische Kaltluft nach Europa bringt und die Temperaturen im Mittel um bis zu 10 °C unter die Normalwerte in dieser Jahreszeit drückt. Seit Monatsbeginn steigen daher die Preise insbesondere am Spotmarkt, aber auch für die naheliegenden Terminkontrakte. Ende Februar 2018 mussten zeitweise mehr als 31 €/MWh für den NCG Day Ahead bezahlt werden.

Anders als im Vorjahr, bereiteten die Füllstände der Europäischen Gasspeicher dem Markt keine Sorge und auch die Gasflüsse nach Kontinentaleuropa weisen auf eine gute Versorgungslage hin. Zusätzlich könnten die Temperaturen schon Anfang März wieder auf das Normalniveau steigen. Wir gehen daher nicht von dauerhaft hohen Preisen aus. Dennoch zeigt diese Entwicklung, dass die Absicherung von Temperaturrisiken ein bisher zu wenig beachtetes Thema ist. Während wir schon in einem vergangenen Artikel über dieses Thema berichtet hatten, mangelte es aber bisher an einfach nutzbaren Instrumenten. Daher erfreute sich ein Workshop der PEGAS auf der diesjährigen E-world energy & water 2018 großer Beliebtheit. Die EEX-Tochter plant, Temperaturabsicherungen und eine Absicherung von temperaturbedingten Mengenschwankungen bei Erdgas als Futures anzubieten. Die Präsentation des Workshops steht als Download auf der Seite von PEGAS in englischer Sprache hier zur Verfügung.

Wir werden die Entwicklung intensiv verfolgen, damit wir Sie zum möglichen Marktstart kompetent dazu beraten können. Bei Fragen können Sie uns selbstverständlich gern kontaktieren.

Für eine eindeutige Marktkommunikation: die neue MaLo-ID


Februar 2018
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Seit dem 1. Februar 2018 ist es soweit: Dann gibt es nach einer Reform der Bundesnetzagentur im Rahmen der Vorgaben für die elektronische Marktkommunikation zwei neue Begriffe im deutschen Energiemarkt:
-   Marktlokation und
-   Messlokation
Sie lösen das bisher dafür genutzte und oft widersprüchlich verwendete Sammelsurium an Bezeichnungen wie Einspeisestelle, Ausspeisestelle, Messstelle, Entnahmestelle oder Lieferstelle ab und ermöglichen eine präzise Beschreibung sowie dauerhafte Zuordnung.

Der Begriff Marktlokation schafft Klarheit
Die Marktlokation bezeichnet ein Objekt, an dem Energie entweder erzeugt oder verbraucht wird. Dazu ist es mit mindestens einer Leitung mit dem Netz verbunden. Die Marktlokation bildet die Basis für einen Liefervertrag zwischen Lieferant und Anschlussnutzer bzw. Anlagenbetreiber. An einer Marktlokation wird die Netznutzung abgerechnet, und sie ist einem Bilanzkreis zugeordnet. Die dafür neu geschaffene 11-stellige Marktlokations-Identifikationsnummer wird auch dann nicht geändert, wenn es zu einem Wechsel des Betreibers kommt. Die Malo-ID ersetzt die bisher genutzte Zählpunktbezeichnung. Insgesamt müssen in Deutschland rund 60 Millionen Marktlokationen sowie Tranchen auf die neue Identifikationsnummer umgestellt werden. Netzkoppelpunkte sowie die Summenzeitreihen aus den „Marktprozessen zur Bilanzkreisabrechnung“ (MaBiS) sind von der Anpassung nicht betroffen, da sie weder Marktlokationen noch Tranchen sind.

Messlokation statt Messstelle
Die Messlokation beschreibt hingegen den Ort, an dem Energie gemessen wird. Der Begriff ersetzt die bisherige Bezeichnung Messstelle. Die Messwerte der Messlokation bilden die Basis für die Ermittlung der verbrauchten bzw. erzeugten Energie in einer oder mehreren Marktlokationen. Anders als bei der Marktlokation mit ihrer neuen ID, behält die Messlokation als Identifikationsnummern die bislang genutzte Zählpunktbezeichnung (ZPB) bei. Die Umstellung auf das neue System erfolgt bereits seit Juni 2017. Seitdem können Netzbetreiber die erforderliche Anzahl an Marktlokations-Identifikationsnummer beim Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) oder beim Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) beantragen. Zum Stichtag 1. Februar 2018 werden Marktlokationen und Tranchen ausschließlich mit Hilfe der MaLo-ID identifiziert.

Bei Fragen können Sie uns selbstverständlich gern kontaktieren.

Trotz Erneuerbaren Energien:
Kohlenachfrage bleibt weltweit konstant, die Preise volatil


Januar 2018
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In einer aktuellen Studie prognostiziert die Internationale Energieagentur IEA eine bis zum Jahr 2022 konstante Nachfrage nach Kohle – trotz des weltweiten Erfolgszuges der erneuerbaren Energien. Während in den meisten Ländern der Welt die Kohlenachfrage sinken wird – darunter auch in China, dem derzeit größten Nachfrager – werden steigende Nachfragen vor allem in Indien und anderen Ländern Südostasiens dafür sorgen, dass das Nachfrageniveau global gesehen konstant bleibt. Für Deutschland, das derzeit zusammen mit Polen für mehr als die Hälfte des Kohleverbrauchs in ganz Europa verantwortlich ist, erwartet die IEA in den kommenden Jahren einen Fuel Switch von Kohle zu Gas. Dieser soll insbesondere durch steigende CO2- und sinkende Erdgaspreise zustande kommen.

Energiepreise bleiben volatil
Nach Einschätzung der IEA müssen sich Kohleländer trotz Konstanz in der Nachfrage auf volatile Preise einstellen. Grund dafür sei vor allem die Unsicherheit bei der Umstrukturierung des chinesischen Kohlesektors mit weitreichenden Rückwirkungen für die weltweiten Kohlepreise.
Als einer der bedeutendsten Energieträger für die deutsche Energieversorgung haben Preisbewegungen auf dem Steinkohlemarkt stets auch deutliche Aus- und Wechselwirkungen mit den Preisen für Strom und Gas. Volatile Kohlepreise dürften in den nächsten Jahren entsprechend auch hier Schwankungen auslösen, insbesondere bei den Strompreisen.

Chancen nutzen und Risiken managen – mit der Scherbeck Energy Group als Partner
Für Sie als Energieversorger bringen Preisbewegungen an den Energiemärkten immer Chancen und Risiken mit sich. Um die Risiken in der Energiebeschaffung bestmöglich zu steuern und die Chancen optimal nutzen zu können, unterstützen die Unternehmen der Scherbeck Energy Group Sie auf Basis langjähriger Erfahrung und hoher Expertenkompetenz. Im Bereich der Optimierung Ihrer Energiebeschaffung bieten wir Ihnen ein weitreichendes Spektrum an Beratungs- und Dienstleistungsangeboten – immer maßgeschneidert an Ihre individuellen Anforderungen:
-   Workshops und Beratungsprojekte zur Weiterentwicklung Ihrer Beschaffungsstrategien und -prozesse
-   Ausarbeitung von Beschaffungs- und Risikohandbüchern
-   Durchführung von Ausschreibungen
-   Maßgeschneiderte Dienstleistungspakete im Portfoliomanagement durch die FSE Portfolio Management GmbH, von der Bereitstellung von Marktinformationen bis zur vollumfänglichen Auslagerung Ihrer Energiebeschaffung an unsere Portfoliomanager

Bei Fragen können Sie uns selbstverständlich gern kontaktieren.

Aktive Kundenrückgewinnung im Privatkundensegment


Dezember 2017
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In Zeiten zunehmender Abgabenbelastungen getrieben durch gesellschaftspolitische Maßnahmen, sehen sich Energieversorger immer öfter gezwungen, ihre Produktpreise in regelmäßigen Abständen nach oben anzupassen. Begleitet durch öffentlichkeitswirksame Medienbeiträge, werden zunehmend treue sowie profitable und unter Umständen aus der Grundversorgung stammende Kunden zu einem Anbieterwechsel animiert. Dabei können insbesondere Stadtwerke ihre Nähe zum Kunden sowie ihre bereits vorhandenen Produktportfolien dazu nutzen, kampagnengetriebene Wechsler mit attraktiven Angeboten bzw. Dienstleistungen wieder zurückzuholen. Eine am Markt übliche Preismitteilung der Versorger ist künftig nicht mehr ausreichend. Es müssen gezielte Arbeitsabläufe, Maßnahmen und Regeln für eine wertorientierte sowie effektive Kundenrückgewinnung in den betreffenden Unternehmen etabliert werden.

Einen profitablen Kunden nicht aufgeben!
Eine gezielte und aktive Kundenrückgewinnung erfordert zunächst eine Einteilung der Kunden, die ihren Versorgungsvertrag gekündigt haben, in zwei Zielgruppen:
1. Bereits verlorene Kunden und
2. Kunden, die sich gerade im Wechselprozess befinden

Hierbei kann die vertraglich garantierte Widerrufsfrist eine entscheidende Rolle spielen. Ist der neue Liefervertrag vom Kunden unterschrieben, so ist dieser noch nicht verloren, sondern kann innerhalb von 14 Tagen unter der Voraussetzung einer schnellen und aktiven Ansprache zurückgewonnen werden. Diese Kunden stellen ein laufendes Kundenrückgewinnungspotential dar und erfordern eine permanente Bearbeitung durch den Versorger.

Kunden außerhalb der Widerrufsfrist sind auf den ersten Blick verloren. Sie können jedoch, sofern die Laufzeit des neuen Konkurrenzvertrages im Rahmen des eigenen Vertriebscontrollings (z.B. durch Wiedervorlage des erwarteten Auslauftermins) erfasst ist, hinsichtlich eines neuen Angebots zeitnah kontaktiert werden. Voraussetzung für eine aktive Ansprache durch den etablierten Versorger ist die Zustimmung des Kunden. Diese kann entweder über die allgemeinen Geschäftsbedingungen in den Versorgungsverträgen oder nach der Kündigung separat vom Wechselkunden eingeholt werden (Opt-in Bedingung).

Komplette Beratung aus einer Hand
SE Scherbeck Energy, von der die FSE Portfolio Management GmbH eine 100%ige Tochtergesellschaft ist, berät Stadtwerke und Energieversorgungs-unternehmen erfolgreich bei der Erschließung neuer Geschäftsfelder und begleitet sie von der Konzeption bis hin zur Umsetzung in die Praxis. Gern werden wir auch für Sie tätig. Nutzen Sie unsere umfassende Expertise für mietbare Photovoltaikanlagen und Stromspeicher oder setzen Sie uns für die Erschließung weiterer innovativer Geschäftsfelder ein. Sprechen Sie uns an.

Wiederholt sich die Lage in Frankreich?


November 2017
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Im vergangenen Winter litt unser Nachbarland Frankreich darunter, dass 15% der französischen Atomkraftwerkskapazitäten nicht zur Verfügung standen. Gleichzeitig stieg der Stromverbrauch durch niedrige Temperaturen und dem damit verbundenen vermehrten Einsatz von Elektroradiatoren zum Heizen. Diese Bedingungen könnten sich nun wiederholen, denn aktuell sind in Frankreich nur 64% der installierten Kraftwerksleistung verfügbar. Einige Kraftwerksblöcke befinden sich vor dem Winter derzeit in geplanten Revisionen, bei anderen werden zusätzliche Sicherheitskontrollen durchgeführt.

Doch der geplante Neustart einzelner Kraftwerke wird immer wieder nach hinten verschoben. Ein Beispiel ist das Atomkraftwerk Tricastin: Im September hatte die Atomaufsichtsbehörde ASN die Abschaltung des Kraftwerks aufgrund von Schwachstellen an einem angrenzenden Deich angeordnet. Das erneute Hochfahren des Atommeilers war zu Beginn des Novembers geplant, ist aber vorerst auf Ende des Monats verschoben worden. Und es gehen jede Woche neue Meldungen über Verlängerungen von Ausfällen ein, was die Befürchtungen über weitere Unregelmäßigkeiten schürt.

Die derzeitige Situation ist ebenfalls anhand der Preissituation zu beobachten. Wurde die teuerste Einzelstunde am Spotmarkt im Januar 2017 noch mit 206,12 €/MWh abgerechnet, so konnte am 8. November 2017 in Stunde 19 bereits ein Preis von 195,11 €/MWh beobachtet werden. Am kurzen Ende steigen die Preise für die Frontwoche sowie den Frontmonat weiter an. Auf die Nachricht, dass der Neustart von vier Reaktoren mit einer Leistung von insgesamt 4,7 GW verschoben wird, reagierte der Dezemberkontrakt mit einem Preisanstieg von 5%.

Trotz allem hält der französische Übertragungsnetzbetreiber RTE die Stromversorgung im kommenden Winter für gesichert. Allerdings könnten bei besonders tiefen Temperaturen oder weiteren Unregelmäßigen an Reaktoren außergewöhnliche Maßnahmen zum Tragen kommen, wie zum Beispiel die Reduzierung des Stromverbrauchs von industriellen Verbrauchern. Insgesamt rechnet man jedoch mit einer höheren Atomkraftwerksverfügbarkeit als im letzten Jahr. Zudem steht ein Verbindungskabel zwischen der britischen Insel und Frankreich mit einer Übertragungskapazität von 2 GW wieder voll zur Verfügung.

Bei Fragen können Sie uns selbstverständlich gern kontaktieren.

E-Mobilitätswende bietet für Stadtwerke viel Potential


Oktober 2017
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Spätestens seit der Diesel-Affäre ist das Thema Elektromobilität wieder in aller Munde. Zwar beschränkt sich die Berichterstattung in erster Linie auf die Autohersteller, doch es dürfte nicht mehr allzu lange dauern, bis auch die Energieversorger (sich selbst) in den Fokus rücken.

Bislang gehen die Pläne der Bundesregierung hinsichtlich Elektromobilität nicht auf: 2011 wurde im Regierungsprogramm das Ziel von 1 Million Elektrofahrzeugen bis 2020 ausgegeben. Mit der E-Auto-Umweltprämie 2016 wurde weiterhin das Ziel ausgegeben, 300.000 bis 400.000 Fahrzeuge zu verkaufen. Bis Ende Juni 2017 sind bislang allerdings nur 23.000 Anträge eingegangen. Tatsächlich machten alternative Antriebe wie Elektro und Hybrid im vergangenen Jahr lediglich circa zwei Prozent der Neuzulassungen in Deutschland aus.

Fakt ist jedoch, dass die E-Mobilitätswende kommen wird. Und darauf müssen sich die Stromversorger in Deutschland auch im Vertriebsbereich einstellen. Die Unternehmensberatung SE Scherbeck Energy, von der FSE Portfolio Management eine 100%ige Tochtergesellschaft ist, hat 35 Energieversorger in ganz Deutschland auf ihr Angebot in diesem Bereich hin untersucht und festgestellt, dass dreiviertel von ihnen bereits Tarife beispielsweise in Form einer Tankkarte für unterwegs anbieten. Gerade einmal fünf Prozent der untersuchten Energieversorger scheinen bislang jedoch das Laden in den heimischen vier Wänden als attraktives Produkt zu empfinden. Hier besteht ein großes Potential, insbesondere in Gebieten mit einer großen Anzahl Eigenheimen.

Bei Fragen zur E-Mobility oder Ladestromprodukten können Sie uns selbstverständlich gern kontaktieren.

Umstellung von L- auf H-Gas am Mittelrhein ab dem Jahr 2021


September 2017
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Im Zuge der geplanten Umstellung der L-Gas-Versorgungsgebiete auf H-Gas-Qualität legten die Energienetze Mittelrhein nun zusammen mit dem Fernleitungsnetzbetreiber Open Grid Europe (OGE) einen Fahrplan zur Umstellung vor.

Der Fahrplan, den die sieben Gasnetzbetreiber zusammen mit OGE beschlossen haben, sieht vor, dass die Umstellung der Kundengeräte von L-Gas auf H-Gas voraussichtlich in 2021 beginnen und innerhalb von drei Jahren abgeschlossen werden soll. Mit 5,5 Mio. betroffenen Kunden und 500.000 Geräten ist die Region eine der größten Netzregionen, die in Deutschland auf die H-Gas Qualität umgestellt werden wird.

Hintergrund für die Umstellung ist die kontinuierlich sinkende Verfügbarkeit von L-Gas, das aus deutschen und niederländischen Förderquellen stammt und mit dem laut Bundesnetzagentur rund ein Viertel der deutschen Haushalts-Gaskunden versorgt werden. Auf Kundenseite muss im Rahmen der Umstellung die Technik der Gas verbrauchenden Geräte, wie Heizungsanlagen, Herde, Warmwasserbereiter aber auch die Technik industrieller Geräte und Gaskraftwerke auf die H-Gas-Qualität mit höherem Brennwert eingestellt werden. Bei Endverbrauchergeräten geschieht dies in den meisten Fällen durch einen Austausch der Brennerdüse und die Neueinstellung des Geräts.

Für Stadtwerke und Versorger hat die Umstellung der Gasqualität in ihren L-Gasnetzen bedeutende Relevanz für die Beschaffung. Derzeitige L-Gas-Absatzvolumen werden nach der Umstellung durch H-Gas ersetzt, worauf zukünftig auch die Beschaffung ausgerichtet sein muss. Versorgungsunternehmen, nicht nur im mittelrheinischen Gebiet, sondern auch in allen anderen Gasnetzgebieten, sollten sich zeitnah bei ihren Netzbetreibern über deren Umstellungszeitplan informieren, damit sie ihre Absatz- und Beschaffungsplanung der jeweiligen Gasmengen korrekt planen können.

Gern beraten und unterstützen wir Sie bei allen Fragen rund um die Umstellung von L-Gas auf H-Gas. Sprechen Sie uns einfach an.

Attraktives neues Geschäftsfeld für Stadtwerke: Beispiel PV-Anlage und Stromspeicher zur Miete an Hauseigentümer


August 2017
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Immer mehr Stadtwerke antworten mit neuen Geschäftsfeldentwicklungen auf den zunehmenden Margenverfall für Strom und Erdgas und das Eindringen branchenfremder Wettbewerber. Statt nur die Versorgung von Strom, Erdgas, Wasser und Wärme sicherzustellen, sind zukünftig innovative Dienstleistungen gefragt, mit denen Stadtwerke neue Umsatzpotentiale erschließen können. Ein großer Vorteil von Stadtwerken ist dabei deren umfangreicher Kundenstamm und das große Vertrauen, welches diese in der öffentlichen Wahrnehmung genießen.

Vom Versorger zum Umsorger
Ein Beispiel aus der Praxis ist die Vermietung von Solarstromanlagen in Kombination mit Stromspeichern an Hauseigentümer, die ihren eigenen Strom ohne Anfangsinvestitionskosten erzeugen möchten. Unter der Vorgabe, dass der Kunde Eigentümer des Gebäudes ist, wird eine Photovoltaikanlage mit Batteriespeicher installiert. Dessen Eigentümer ist das Stadtwerk, der Kunde jedoch der Betreiber. Er erzeugt seinen eigenen Solarstrom, den er bei Bedarf verbraucht, speichert oder einspeist. Als Gegenleistung erhält das Stadtwerk eine feste monatliche Miete über eine definierte Vertragslaufzeit.

Dabei fungiert das Stadtwerk als „Rundum-Sorglos-Versorger“ und ist für die Planung, Installation, Inbetriebnahme, Wartung, Reparaturen und Versicherung verantwortlich. Somit entsteht eine Win-win-Situation: Der Kunde braucht sich um nichts zu kümmern, erhält regenerativen Strom aus der eigenen Produktion und erspart sich damit einen Teil des teuren Netzstroms, während das Stadtwerk neue attraktive Einnahmequellen erschließt und seine Kunden über einen langen Zeitraum an sich bindet.

Komplette Beratung aus einer Hand
SE Scherbeck Energy, von der die FSE Portfolio Management GmbH eine 100%ige Tochtergesellschaft ist, berät Stadtwerke und Energieversorgungsunternehmen erfolgreich bei der Erschließung neuer Geschäftsfelder und begleitet sie von der Konzeption bis hin zur Umsetzung in die Praxis. Gern werden wir auch für Sie tätig. Nutzen Sie unsere umfassende Expertise für mietbare Photovoltaikanlagen und Stromspeicher oder setzen Sie uns für die Erschließung weiterer innovativer Geschäftsfelder ein. Sprechen Sie uns einfach an.

Die Nachfrage nach rein deutschen Stromprodukten wächst


Juli 2017
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Seit dem 25. April 2017 gibt es an der EEX-Strombörse rein deutsche Phelix-DE-Stromprodukte. Hintergrund ist das Bestreben, die seit 2001 bestehende gemeinsame Stromhandelszone von Österreich und Deutschland zu trennen. Nötig wird dies durch den raschen Zubau Erneuerbarer Energien in Norddeutschland und die damit verbundenen Überkapazitäten aufgrund fehlender Netzleitungskapazitäten nach Süddeutschland.

Die Nachfrage nach den angebotenen deutschen Stromprodukten beginnt inzwischen, sukzessive anzusteigen. Demnach sollte in den nächsten Monaten wahrscheinlich auch ein Wechsel von spekulativ ausgerichteten Händlern auf die neuen Produkte stattfinden. Ein Diagramm, welches den Anteil der gehandelten rein deutschen Cal-18-Base-Futures im Vergleich zu den gesamten deutschen und deutsch-österreichischen Cal-18-Base-Marktvolumina an der EEX seit dem 25. April 2017 darstellt, finden Sie hier.

Nähere Informationen zu der Trennung der österreichisch-deutschen Stromhandelszone finden Sie auch in unserem Beitrag vom Mai 2017.

Absicherung wetterinduzierter Absatzschwankungen: Ein gutes Geschäft?


Juni 2017
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Nicht erst seit der Diskussion um die globale Klimaerwärmung stellen sich viele Markteilnehmer aus der Energiewirtschaft die Frage, wie sich Wetterveränderungen auf ihr Geschäftsfeld auswirken. Beinahe schon ein Klassiker ist dabei das Absatzrisiko der Stadtwerke und Energieversorger bei abweichenden Temperaturen. Ein konkretes Beispiel sind Absatzeinbußen im Gasgeschäft, wenn die Wintersaison ungewöhnlich mild ausfällt.

Zwar kann mit einer klugen Beschaffungsstrategie das Risiko eines schwankenden Bedarfs gut aufgefangen und teilweise sogar in einen Vorteil gewandelt werden. Doch wenn die Verbraucher im Winter aufgrund zu milder Temperaturen nicht oder nur weniger heizen, dann sinkt unweigerlich der Absatz. Zwangsläufig geht wertvolle Marge verloren, die sonst erzielt worden wäre.

Viele Unternehmen interessieren sich deshalb für Angebote, um dieses Margenrisiko abzusichern. Diese müssen aber genau untersucht werden. Aus diesem Grund haben wir beispielhaft ein aktuelles Angebot aus dem Markt nachgerechnet, welches gegen eine fixe Jahresgebühr die vom Durchschnittsjahr abweichende, überschüssige Gasmenge zu einem festgelegten Preis aufkaufen würde.

Dabei ließ sich feststellen, dass es in der Winterperiode zu einer relativ starken Erwärmung kommen muss, ehe die Fixkosten des Instruments gedeckt werden können. Aber nicht nur das: Auch im umgekehrten Fall – also einem kälteren Winter – verpflichtet das Instrument, die Differenzmengen ebenso zum Fixpreis von diesem Anbieter zu beziehen. Das heißt, in diesem Fall verhindert das Produkt sogar, dass die Vorteile des Mehrabsatzes ausgenutzt werden können. Besonders diese Symmetrie ist es, die das Produkt insgesamt wenig lukrativ erscheinen ließ. Wir würden letztlich von einem solchen Produkt abraten.

Eine interessante Alternative können Wetterderivate beispielsweise in Form einer Option darstellen. Bei zu milden Temperaturen erhält man eine Ausgleichszahlung. Im Kältefall muss man zwar noch immer die Prämie bezahlen, doch dafür profitiert man auch von dem wetterbedingt möglichen Mehrabsatz.

Gern beraten und unterstützen wir Sie bei der Auswahl von auf Ihre Anforderungen angepasste Strategien und Produkte, die das Margenrisiko bei Temperaturschwankungen reduzieren. Sprechen Sie uns einfach an.