Volatile Industrie?

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Mitarbeit an dieser Studie
Jörg Niemeyer, Carlo Voutta
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© 2011 Deloitte & Touche GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft.
Stand 05/2011
Volatile Industrie?
Deutsche Energieversorger im
finanziellen Performance-Vergleich
Volatile Industrie?
Inhalt
4
Abbildungsverzeichnis
5
Executive Summary
7
Megatrends im Marktumfeld deutscher Energieversorger
11
Zentrale Herausforderungen für die deutschen Verbund- und Regionalversorger
18
Performance-Analyse unter Berücksichtigung der Herausforderungen
28
Strategische Optionen zur Sicherung der zukünftigen Performance
34
Planungsmodelle zur Entscheidungsfindung in einer volatilen Industrie
35
Anhang
Volatile Industrie?
3
Abbildungsverzeichnis
Abb. 1 – Konzentration im Markt deutscher Energieversorger (Umsatzanteil der vier größten Versorger)
Abb. 2 – Auswahl wesentlicher regulativer Eingriffe
Abb. 3 – Emissionskosten in Abhängigkeit des CO2-Kostensatzes in EUR Mrd. (Basis 2008)
Abb. 4 – Indexierte Preisentwicklung
Abb. 5 – Indexierte Preisvolatilität
Abb. 6 – Wettbewerbsumfeld der deutschen Verbund- und Regionalversorger
Abb. 7 – Investitionen in erneuerbare Energien in % vom BIP
Abb. 8 – Deutscher Energiemix in der Bruttostromerzeugung in TWh
Abb. 9 – Neue Technologien
Abb. 10 – Anforderungen entlang der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette
Abb. 11 – Umsatzwachstum (pro Jahr in %)
Abb. 12 – Profitabilität (EBIT in % vom Umsatz)
Abb. 13 – Kapitaleffizienz (Umsatz in % der Bilanzsumme)
Abb. 14 – Gesamtkapitalrendite (EBIT in % der Bilanzsumme)
Abb. 15 – Eigenkapitalrendite (Jahresüberschuss in % des Eigenkapitals)
Abb. 16 – Eigenkapitalquote (Eigenkapital in % der Bilanzsumme)
Abb. 17 – Verschuldungsgrad (Finanzschulden im Verhältnis zum Eigenkapital)
Abb. 18 – Zinsdeckungsgrad (EBIT im Verhältnis zum Zinsaufwand)
Abb. 19 – Fokussiertes vs. integriertes Geschäftsmodell in der Energieversorgung
Abb. 20 – Anzahl der M&A-Transaktionen von Energieversorgern
Abb. 21 – Bewertungsmultiplikatoren von Energieversorgern
Abb. 22 – M&A-Motive der Regionalversorger nach Anteil an Transaktionsanzahl (ab 2005)
Abb. 23 – M&A-Motive der Verbundversorger nach Anteil an Transaktionsanzahl (ab 2005)
Abb. 24 – Modellgestützte Umsetzung strategischer Optionen
Abb. 25 – Vergleichsgruppen der Financial Benchmark
4
7
7
8
9
9
11
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15
17
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20
21
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26
28
30
30
31
31
34
35
Executive Summary
Drei Megatrends führen im einst stabilen Marktumfeld der deutschen Energieversorger zu mehr
Dynamik und Volatilität
Die Energieversorgerbranche galt aufgrund der Angebots- und Nachfragestrukturen lange Zeit als das Lehrbuchbeispiel ökonomischer Stabilität. Mit zunehmender
Stärke erzeugen jedoch die drei Megatrends – (I) einschneidende Regulierung, (II) steigender Umweltschutz
und (III) die Knappheit fossiler Brennstoffe – Dynamik
und Volatilität im Marktumfeld der deutschen Energieversorger. So zwingt die nationale und internationale
Regulierung mit Maßnahmen wie Unbundling, Anreizregulierung oder Netzanschlussverordnung die Energieversorger zu Einschnitten in das bisherige, integrierte
Geschäftsmodell. Die rasant steigenden Umweltschutzanforderungen und ambitionierten Klimaziele von EU
und Bundesregierung führen zu Kostensteigerungen in
Milliardenhöhe. Aus dem verschärften globalen Kampf
um fossile Brennstoffe, wie Kohle, Gas und Öl, resultieren zudem steigende und volatilere Beschaffungskosten
für die Energieversorger. Die gesamte Branche befindet
sich im Umbruch.
Auf dem Weg zu einer nachhaltigen Energieversorgung müssen die deutschen Versorger vier
zentrale Herausforderungen bewältigen
Der Übergang zu einer nachhaltigen Energieversorgung
in einem zunehmend dynamischen Marktumfeld stellt
die deutschen Verbund- und Regionalversorger vor vier
zentrale Herausforderungen:
1) Es verschärft sich der Wettbewerb um Kunden, Konzessionen, Brennstoffe und CO2-Rechte.
2) Um den steigenden CO2-Kosten entgegenzuwirken,
gilt es, den Übergang zu erneuerbaren Energien trotz
teilweise höherer Erzeugungskosten zeitnah umzusetzen. Parallel hierzu erwacht die Atomausstiegsdebatte von Neuem.
3) Es besteht ein erheblicher Investitionsbedarf zur Verjüngung der deutschen Kraftwerksparks und Netze.
4) Aus neuen Technologien wie dem Elektroauto, Smart
Grids/Smart Metering, CCS oder LNG resultiert ein
starker Innovationsdruck.
Regulierung, verschärfter Wettbewerb
und ein hoher Investitionsbedarf determinieren die finanzielle Performance
der deutschen Energieversorger.
Die Herausforderungen führen zu steigenden Anforderungen auf allen energiewirtschaftlichen Wertschöpfungsstufen. Innerhalb der Wertschöpfungsstufe Exploration
und Beschaffung müssen die deutschen Energieversorger umkämpfte fossile Brennstoffe beziehen und limitierte CO2-Rechte erwerben. Im Rahmen der Erzeugung
gewinnen Kosteneffizienz, Dezentralität und Umweltverträglichkeit bei Erhaltung einer hohen Versorgungssicherheit an Bedeutung. Hinsichtlich des Netzbetriebs muss zukünftig eine energieeffiziente Steuerung von Erzeugung,
Lasten, Übertragung und Speicherung geleistet werden.
Auf Distributionsseite liegen die Herausforderungen in
einer geeigneten Tarifgestaltung, um Anreize für einen effizienteren Energieverbrauch zu schaffen, das hohe Umweltbewusstsein der Konsumenten zu kapitalisieren und
neue Absatzfelder, wie das Elektroauto, zu besetzen.
Der Financial Benchmark deutet an, wie die Herausforderungen die zukünftige Performance
deutscher Energieversorger unter Druck setzen
In 2009 erwirtschafteten die deutschen Verbund- und
Regionalversorger erstmalig im Betrachtungszeitraum
höhere Gesamtkapital- und Eigenkapitalrenditen als die
europäischen Versorger. Erfolgsgaranten hierfür waren
die höhere Kapitaleffizienz bei zuletzt steigender Profitabilität der deutschen Versorger.
Volatile Industrie?
5
Den deutschen Energieversorgern
bieten sich sechs strategische Handlungsoptionen zur Sicherung der zukünftigen Performance.
Die vier zentralen strategischen Herausforderungen
werden zukünftig die Gesamt- und Eigenkapitalrendite
der deutschen Versorger unter Druck setzen. Das Umsatzwachstum wird durch den verschärften Wettbewerb
und regulationsbedingte Wachstumshürden erschwert.
Der Übergang zu bisher kostenintensiveren erneuerbaren Energien und steigende CO2-Kosten belasten die
Profitabilität. Erforderliche Investitionen in Kraftwerke,
Netze und neue Technologien gefährden die Kapitaleffizienz. Sinkende Eigenkapitalrenditen begrenzen möglicherweise zukünftige Dividenden, die besonders für
die kommunalen Eigentümer der Regionalversorger von
großer Bedeutung sind. Um auf die Herausforderungen
zu reagieren, verfügen die großen deutschen Versorger
allerdings über beträchtliche Financial Firepower – mit
geringen Verschuldungs- und hohen Zinsdeckungsgraden.
Zur Sicherung der zukünftigen Performance eröffnen sich den deutschen Energieversorgern sechs
strategische Handlungsoptionen
Vor dem Hintergrund steigender Herausforderungen
und den Implikationen für die finanzielle Performance
der deutschen Versorger lassen sich sechs wesentliche
strategische Handlungsoptionen identifizieren:
a) Fokussierung auf einzelne Wertschöpfungsstufen –
mit dem Ziel, Spezialisierungsvorteile zu heben und
regulative Vorgaben proaktiv zu erfüllen
b) Ausbau und Verteidigung der vertikalen Integration –
mit dem Ziel, direkten Ressourcenzugang zu schaffen, Synergien zu nutzen und dominante Marktpositionen zu erhalten
c) Aktive Konsolidierung und Kooperation – mit dem
Ziel, Skaleneffekte zu realisieren und Wachstum trotz
stagnierender Energienachfrage zu schaffen
6
d) Internationalisierung – mit dem Ziel, wachstumsstarke Märkte zu besetzen
e) Diversifikation in angrenzende Geschäftsbereiche,
wie Wasserversorgung, Verkehr oder Telekommunikation – mit dem Ziel, das volatile Geschäft der Energieversorgung auszugleichen
f) Positionierung als Renewable-Energy-Versorger – mit
dem Ziel, die deutsche Technologieführerschaft im
Zukunftsmarkt erneuerbarer Energien zu erlangen
und das Umweltbewusstsein zu kapitalisieren
Die identifizierten Optionen und Herausforderungen
müssen vor dem Hintergrund der spezifischen Ausgangslage eines Verbund- oder Regionalversorgers konkretisiert werden. Hierzu ist es unverzichtbar, die strategischen Optionen und ihre finanziellen Auswirkungen
modellgestützt zu analysieren und zu bewerten. Erst
darauf aufbauend kann deren Umsetzung zielgerichtet
vorangetrieben werden.
Aufbau der Studie
Die Studie beginnt mit der Analyse relevanter Mega
trends und der Ableitung zentraler Herausforderungen
für die deutschen Energieversorger. Im Anschluss erfolgt
die Untersuchung der bisherigen und zukünftigen Auswirkungen der Herausforderungen auf finanzielle Kennzahlen und die Performance. Hierzu werden im Rahmen
eines Financial Benchmark acht Kennzahlen (A–H) für
vier deutsche Verbund-, 30 deutsche Regionalversorger und 17 europäische Verbundversorger über einen
Sechsjahreszeitraum ausgewertet (2004–2009). Daraus
werden sechs strategische Optionen für die deutschen
Versorger abgeleitet, mit eingeleiteten Maßnahmen abgeglichen und dargestellt, welche Chancen und Risiken
diese beinhalten.
Megatrends im Marktumfeld deutscher
Energieversorger
(I) Einschneidende Regulierung
Aufgrund ihrer strategischen Bedeutung unterliegt die
Energieversorgung wie kaum ein anderer Wirtschaftssektor einer weitreichenden Regulierung und politischen
Einflussnahme. In den letzten Jahren zielten regulative
Einschnitte primär auf eine Wettbewerbsintensivierung.
Während die Bundesregierung zuvor die Bildung „nationaler Champions“ befürwortete, z.B. die Fusion von
RWE und VEW oder Veba und Viag (E.ON), wird seither
der Abbau der entstandenen Marktkonzentration forciert (Abb. 1).1
Abb. 1 – Konzentration im Markt deutscher Energieversorger
(Umsatzanteil der vier größten Versorger)
80%
Drei Versorger fusionieren
zu Vattenfall Europe
69%
70%
61%
EnWG
67%
ARegV
61%
58%
60%
55%
51%
50%
40%
30%
45%
VIAG und VEBA
fusionieren zu E.ON
49%
Kraft
NAV
(I) Regulierung, (II) steigende Umweltschutzanforderungen und (III) die
Konkurrenz um fossile Brennstoffe
führen im einst stabilen Marktumfeld
der Energieversorger zu mehr Dynamik und Volatilität.
Unbundling
Durch die forcierte Trennung von Netzbetrieb und Erzeugung, das sogenannte „Unbundling“, im Rahmen des
Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) entstand ein großer
Reorganisationsbedarf für die Versorger. In der Folge
haben die Betreiber ihre Strom- und Gasnetze in separate rechtliche Einheiten überführt. Die Veräußerung der
Netze und damit das Ende der integrierten Energiekonzerne wird von der Bundesregierung und der EU-Kommission gefordert. Vattenfall und E.ON haben im Zuge dieser
Regulierungsmaßnahmen ihre Hochspannungsnetze an
die Netzbetreiber Elia bzw. Tennet für ca. EUR 0,8 Mrd.
bzw. EUR 1,1 Mrd. übertragen. RWE hat sein Gasnetz an
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Abb. 2 – Auswahl wesentlicher regulativer Eingriffe
Eine Vielzahl regulativer Eingriffe verändert mit zunehmender Intensität die bestehenden Erlösstrukturen und
Organisationsmodelle der Energieversorger (Abb. 2). Insbesondere die Strom- und Gasnetze der Verbundversorger EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall stehen dabei im
Fokus regulativer Maßnahmen. Die Regulierung greift
auf drei Ebenen ein, um den Wettbewerb zu fördern:
Netzentgelte
Durch die Vorgabe verbindlicher Netzentgelte im
Rahmen der Anreizregulierungsverordnung (ARegV)
sollen quasi monopolistische Preisbildung verhindert
und die Effizienz gesteigert werden. Infolgedessen wird
Druck auf die Profitabilität der Netzbetreiber ausgeübt.
TreibhausgasEmissionshandelsgesetz
Novelle
Heizkostenverordnung
Strom
GVV
Gasgrundversorgungsverordnung
ARegV
(GasGVV)
Gesetz für
den Ausbau
der KWK
Energiebetriebene
Produkte
Gesetz
1. Novelle
Atomgesetz
1. Novelle
NiederErneuerbare
spannungsKraft
Energien
anschlussGesetz
verordnung NAV
1. Novelle
2. Novelle
(EEG)
EnergieeinEnWG
EnWG
sparungsverordnung
1. Novelle
2. Novelle
(EnEV)
EnEV
EnEV
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2. Novelle
EEG
Novelle
KWKGesetz
Energieund
Klimafond
(EFKG)
2. Novelle
Atomgesetz
2. Novelle
EnEV
2008
2009
2010
Geschäftsberichte; Statistisches Bundesamt, 2011.
1
Volatile Industrie?
7
einen Infrastrukturfond der Macquarie-Gruppe verkauft;
gleichermaßen veräußerte E.ON sein italienisches Gasnetz an einen Infrastrukturfond.
Netzöffnung
Durch die Netzöffnung für konkurrierende Erzeuger im
Rahmen der Kraftwerksnetzanschlussverordnung (KraftNAV) wurde ein nationaler Energiebinnenmarkt geschaffen.
Unabhängig vom ursprünglichen Erzeugungsgebiet befinden sich die Energieversorger seitdem in einem deutschlandweiten Wettbewerb. Derzeit forcieren sowohl die EUKommission um Energiekommissar Günther Oettinger als
auch die Bundesregierung die Schaffung eines europäischen Energiebinnenmarkts und damit die nächste Stufe
zur Steigerung des Wettbewerbs.
Die regulativen Maßnahmen werden die seit 2002 zunehmende Wettbewerbsdynamik im deutschen Energiesektor weiter fördern. Die Umsatzanteile der vier größten Versorger am Gesamtmarkt sanken im Zuge der
Regulierung von 69,3% in 2002 auf 49,2% in 2008.
Aufgrund der Abhängigkeit von politischen Zielen bleibt
die Regulierung jedoch auch in Zukunft ein erheblicher
Unsicherheitsfaktor.
(II) Steigender Umweltschutz
Im Dezember 2010 scheiterten die knapp 200 teilnehmenden Staaten des internationalen Klimagipfels in
Cancún erneut, wie bereits 2009 in Kopenhagen, an der
Festlegung verbindlicher Emissionsreduktionsziele. Jedoch
steigt weltweit das Umweltbewusstsein von Konsumenten
als auch die institutionellen Umweltschutzanforderungen
als Reaktion auf den Klimawandel.2 Deutschland nimmt
dabei eine Vorreiterrolle ein. Während die EU bis 2020
CO2-Reduktionen von 20% anstrebt, hat Deutschland ein
Reduktionsziel von 40% gegenüber 1990 gesetzt. Aus
den nationalen und internationalen Klimazielen ergeben
sich für die Energieversorger mittelfristig Kostenbelastungen für CO2-Emissionsrechte in Milliardenhöhe. Simulationsrechnungen zeigen, dass bei einem wahrscheinlichen
CO2-Kostensatz von ca. EUR/t 70 (aktuell ca. EUR/t 14,5)
und der Emissionsmenge von 2008 Kosten in Höhe von
rd. EUR 24,6 Mrd. in der deutschen Energiewirtschaft
zu erwarten sind (Abb. 3).3 Würden diese Kosten bereits heute auf industrielle Kunden umgelegt, müsste der
Strompreis, ceteris paribus, mehr als 30% steigen.
Der Atomunfall im japanischen Kernkraftwerk Fukushima
veranlasste die Bundesregierung, die beschlossenen Laufzeitverlängerungen für deutsche Kernkraftwerke vor-
Abb. 3 – Emissionskosten in Abhängigkeit des CO2-Kostensatzes in EUR Mrd. (Basis 2008)
Mrd. EUR
400
Zusätzliche Kosten entsprechen zu
ca. 30% dem Gesamtumsatz
der deutschen Versorger
350
300
250
241,5
Die volle Übertragung der Kosten
an industrielle Kunden impliziert
einen Strompreisanstieg um 36,3%
200
150
100
50
0
333,6
98,5
300
7,0
400
16,5
20 EUR/t
Emissionskosten
24,6
57,7
70 EUR/t
Emissionskosten
280 EUR/t
Emissionskosten
Umsatz deutscher
Energieversorger
Energiewirtschaft Deutschland – Emissionskosten
Deutschland – Emissionskosten
Energiewirtschaft Deutschland – Gesamtumsatz
BMU, 2010; Stiftung für Zukunftsfragen, 2010; Deloitte-Studie
„Klima ist Business“, 2009.
BMU, 2007; BMU, 2010; BMWi, 2011; EEX, 2011; Deloitte, 2011.
2
3
8
erst außer Kraft zu setzen. Die Laufzeiten der deutschen
Atomkraftwerke wurden zuvor unter Auflagen wie der
Brennelementesteuer im Mittel um zwölf bis vierzehn
Jahre verlängert. International wird hingegen auf steigende CO2-Kosten und den zunehmenden Energieverbrauch mit dem weiteren Ausbau der Atomkraft reagiert,
z.B. in Finnland, Großbritannien und Schweden, aber
auch in China, Indien und den USA.
Die deutschen Konsumenten besitzen ein ausgeprägtes Umweltbewusstsein, welches sich in den öffentlichen Widerständen gegenüber Kraftwerksneubauprojekten und der Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
ausdrückt. Hohe Auflagen und langwierige Rechtsstreitigkeiten, wie z.B. in Hamburg-Moorburg, Datteln oder
Lünen, führen zu erheblichen Kostenanstiegen der Neuprojekte und erhöhen die Planungsunsicherheit für die
Energieversorger.
Durch technologische Effizienzgewinne und die Erschließung neuer Rohstoffquellen ist der globale Gas- und
Kohlenachschub beim aktuellen Verbrauch für weitere
60 bis 120 Jahre gesichert.4
Von großer Bedeutung für die deutschen Energieversorger sind hingegen zunehmend steigende bzw. schwankende Beschaffungskosten für fossile Brennstoffe. Die
Preise für Öl und Gas stiegen im ersten Halbjahr 2008
auf ein Allzeithoch, sanken durch die globale Wirtschaftskrise kurzfristig stark und steigen seither im Zuge
der wirtschaftlichen Erholung drastisch an (Abb. 4).4 Die
Preiserhöhungen für Gas am Spotmarkt waren dabei
weniger stark ausgeprägt als bei den Energieträgern
Kohle und Öl. Aufgrund der bis 2010 geltenden Ölpreisbindung langfristiger Gasterminkontrakte ist jedoch von
einer stärkeren Preiserhöhung auszugehen. Über den gleichen Zeitraum schwankten die Preise, insbesondere der
Kohle, zudem erheblich (Abb. 5).
(III) Verschärfte Ressourcenknappheit
Nicht erst seitdem der Ölpreis im Juni 2008 mit beispiellosen USD 140 je Barrel neue Rekordhöhen erreichte,
wird das Ende des fossilen Zeitalters in der breiten Öffentlichkeit diskutiert. Für die deutschen Energieversorger spielt dabei das langfristige Versiegen der Brennstoffreserven kurzfristig eine untergeordnete Rolle.
Zukünftig wird die Weitergabe der erhöhten Beschaffungskosten an den Verbraucher durch einen verschärften Wettbewerb erschwert werden. Die bis Mitte 2008
erheblich gestiegenen Beschaffungskosten führten zu
einem Profitabilitätseinbruch der deutschen Energieversorger. Weitere wesentliche Preistreiber sind die verschärfte
Abb. 4 – Indexierte Preisentwicklung
Abb. 5 – Indexierte Preisvolatilität
800%
1.600%
700%
600%
1.200%
500%
800%
400%
300%
400%
200%
100%
0%
0%
2000
2002
Erdöl
2004
Erdgas
2006
2008
2000
2010
Kohle
Erdöl
4
2002
2004
Erdgas
2006
2008
2010
Kohle
BP, 2011; Bloomberg, 2011; Deloitte, 2011.
Indizes: WTI Cushing Crude Oil Spot; Gas for the next day delivery
at Hernry Hub, NY; Newcastle Coal Spot.
Volatile Industrie?
9
Konkurrenz auf internationalen Rohstoffmärkten durch
aufstrebende Wirtschaftsmächte sowie die zunehmend
kostenintensive Exploration. Insbesondere China erweitert konsequent die eigene Marktposition, z.B. durch Beteiligungen an Rohstoffvorkommen in Afrika und Australien. Machte die chinesische Gas- bzw. Kohlenachfrage
am Weltmarkt 1990 erst 1% bzw. 24% aus, stieg dieser
Anteil bis 2010 auf 3% bzw. über 47%.4 Bei einem unterstellten jährlichen chinesischen Wirtschaftswachstum von 6% bis 2030 dürfte sich der Bedarf an Gas und
Kohle nochmals mehr als verdoppeln. Preistreibend wirkt
zudem, dass die Exploration in zunehmender Tiefe erfolgen muss und dadurch kostenintensiver und risikoreicher
wird. Dies zeigte sich zuletzt auch u.a. am Beispiel der gesunkenen Bohrplattform „Deepwater Horizon“.
Die marktbeherrschende Stellung Russlands in der Gaslieferung kann den Preisauftrieb unterstützen. Aktuell
wird Gas in Deutschland zu ca. 40% aus Russland bezogen. Erst mittelfristig ist durch neue Pipelines, wie dem
Nabucco-Projekt, und der LNG-Technologie die russische Marktmacht zu vermindern. Strategische Herausforderungen für die deutschen Versorger, die sich aus
den drei Megatrends ergeben, werden im nächsten Abschnitt untersucht.
BP, 2011; Bloomberg, 2011; Deloitte, 2011.
Indizes: WTI Cushing Crude Oil Spot; Gas for the next day delivery
at Hernry Hub, NY; Newcastle Coal Spot.
4
10
Zentrale Herausforderungen für die
deutschen Verbund- und Regionalversorger
Die drei Megatrends – (I) einschneidende Regulierung,
(II) Umweltschutz und (III) verschärfte Knappheit fossiler Brennstoffe – stellen die deutschen Energieversorger
vor vier strategische Herausforderungen. So müssen die
deutschen Energieversorger in einem (1) verschärften
Wettbewerb bestehen, (2) den Übergang zu erneuerbaren Energien steuern und erhebliche (3) Investitionen
in die Kraftwerksparks sowie (4) die Entwicklung neuer
Technologien leisten.
Dadurch steigen die Anforderungen an die Energieversorger auf allen energiewirtschaftlichen Wertschöpfungsstufen.
(1) Verschärfter Wettbewerb
Die deutschen Verbund- und Regionalversorger müssen
sich in einem verschärften Wettbewerb behaupten, der
insbesondere die Durchsetzbarkeit von Preiserhöhungen zukünftig erschwert. Zwar identifizieren Wettbewerbshüter weiterhin bestehende Wettbewerbshürden,
eine zunehmende Wettbewerbsdynamik wird jedoch allgemein akzeptiert.5
Die deutschen Energieversorger
müssen vier zentrale Herausforderungen
meistern, um in einem dynamischen
Marktumfeld zu bestehen.
Nicht zuletzt aufgrund der stagnierenden nationalen
Energienachfrage steigt die Wettbewerbsintensität in
der bestehenden Branchenstruktur auf den Wertschöpfungsstufen Beschaffung, Netz und Distribution.
In der Beschaffung erzeugt die steigende Konkurrenz
auf internationalen Brennstoff- und CO2-Emissionsrechtemärkten erhöhten Wettbewerbsdruck. Während an
den Brennstoffmärkten Abnehmer aus aufstrebenden
Wirtschaftsnationen wie China und Indien Marktanteile
erobern, treten an den CO2-Börsen wie der EEX neben
Abb. 6 – Wettbewerbsumfeld der deutschen Verbund- und Regionalversorger
Bedrohung durch Substitute
Verhandlungsmacht der Kunden
• Das Produkt Strom ist grundsätzlich nicht substituierbar
• Grundsätzlich geringe Marktmacht privater Konsumenten
• Zunehmende Substitution in der Stromgewinnung von fossilen
Energieträgern durch erneuerbare Energieträger
• Wechselneigung steigt durch zunehmende Markttransparenz
und Marketingaktivitäten
• Gas zur Wärmegewinnung ist durch andere
Energieträger substituierbar
• Industrielle Kunden besitzen aufgrund ihrer Größe beträchtliche
Marktmacht
• Steigende Konkurrenz auf
Rohstoffmärkten
• Konzentration der Lieferanten (Gas)
erhöht Marktmacht der Zulieferer
Steigende Wettbewerbsintensität
• Stagnierende Nachfrage
• Intensive Konkurrenz um Ressourcen und
CO2-Rechte
• Binnenmarkt ermöglicht deutschlandweite
Distribution
• Kampf um Konzessionen
• Konzentration der Erzeugung
• Marktmacht von Anlagenbauern und Kraftwerkstechnikherstellern ist eher gering einzuschätzen
• Allokation von CO2-Emissionsrechten wird durch Regulierung
vorgenommen
Verhandlungsstärke der Zulieferer
• Neue Technologien zur dezentralen
Energiegewinnung (Contracting)
und Effizienzsteigerung verringern
Nachfrage
• Widerstände gegen Kraftwerksneubauten als wichtigste Markteintrittsbarrieren
• Internationale Versorger treten primär
über M&A-Transaktionen in den Markt
• Regulierung fördert europäischen Binnenmarkt
• Branchenfremde Akteure werden auf allen WertschöpfungsStufen aktiv (Finanzinvestoren, spezialisierte Stromhändler, Renewable-Energy-Erzeuger oder Telekommunikationsunternehmen)
Bedrohung durch Markteintritte
Monopolkommission, 2009; Bundesnetzagentur, 2011.
5
Volatile Industrie? 11
Energieversorgern auch Banken und Arbitrageure in den
Beschaffungswettbewerb.
In der Distribution wurden die strukturellen Wettbewerbsvoraussetzungen mit der Schaffung eines nationalen
Energiebinnenmarktes erfüllt. Seitdem konkurrieren die
Versorger deutschlandweit um Kunden. So können z.B.
Düsseldorfer Konsumenten Strom der Stadtwerke Flensburg beziehen. Mit zunehmender Markttransparenz, z.B.
durch Vergleichsrechner wie Verivox oder Check24 im
Internet, wird eine weitere Wettbewerbsintensivierung
durch Stärkung des bisher gering ausgeprägten Wechselverhaltens privater Energiekonsumenten erwartet. Ein
stärkeres Wechselverhalten der Konsumenten kann Preiserhöhungen, wie der laut dem Portal Check24 von 267
Versorgern geplanten Strompreiserhöhung um durchschnittlich 7% für 2011, zukünftig entgegenwirken.
Die deutschen Versorger müssen sich
in einem verschärften Wettbewerb um
Kunden, Konzessionen, Brennstoffe
und CO2-Rechte behaupten.
Die Wertschöpfungsstufe Netz ist aktuell von einem
harten Kampf um Konzessionen geprägt. Dabei gewinnen zunehmend die kommunalen Regionalversorger
Konzessionsausschreibungen gegen die Verbundversorger (Rekommunalisierung), welche historisch den Großteil der Konzessionen halten. Bis 2015 werden über 50%
der Wegenutzungsverträge neu vergeben. Ein Konzessionsverlust bedingt den Übergang der Netze an den
Nachfolger. Somit führt sowohl die Trennung der Hochspannungsnetze (Unbundling) als auch der konzessionsbedingte Verlust der Verteilnetze zu einer Reduktion der
Netzaktivitäten der Verbundversorger.
Der Wettbewerb auf der Wertschöpfungsstufe Erzeugung ist derzeit gering einzuschätzen. Zwar wurde mit
der Netzöffnung eine wesentliche Wettbewerbsvoraussetzung erfüllt, allerdings verhindern bisher die öffentlichen Widerstände gegen Kraftwerksneubauten und die
hohen erforderlichen Investitionen eine Ausweitung der
Erzeugungskapazitäten und eine wesentliche Intensivierung des Wettbewerbs. Laut Umweltbundesamt konzen12
trieren sich aktuell 165 der 289 deutschen Kraftwerke
über 100 MW und ca. 68% der Bruttoleistung auf die
vier Verbundversorger. Mit der Übernahme des fünftgrößten Erzeugers Steag durch ein Stadtwerke-Konsortium zu Beginn 2011 für mehr als EUR 600 Mio. konnten die Regionalversorger ihre Erzeugungskapazitäten
um ca. 10.000 MW zuletzt deutlich erhöhen.
Eine wesentliche Steigerung des Wettbewerbs ist mit
der Schaffung eines europäischen Binnenmarktes zu
erwarten. International nicht integrierte Netze setzen
bisher den Aufbau von Erzeugungs- und Distributionskapazitäten in Deutschland voraus, den sich internationale Versorger wie z.B. Vattenfall durch Beteiligungen an
deutschen Versorgern wie die Hamburgische Elektricitäts-Werke (heute Vattenfall Europe) verschafften.
Mit der Integration zu einem europäischen Binnenmarkt
könnte direkt aus dem jeweiligen Erzeugerland Energie in Deutschland vertrieben werden. In diesem Fall ist
von weiteren Zugängen internationaler Versorger in den
deutschen Markt auszugehen.
Seit der Öffnung vormals abgeschotteter regionaler
Märkte steigt die Verhandlungsmacht der Kunden. Zwar
ist die Marktmacht privater Konsumenten aufgrund der
atomistischen Nachfragestruktur und der geringen Wechselneigung als schwach einzustufen. Marketingaktivitäten,
die insbesondere auf das hohe Umweltbewusstsein der
Konsumenten zielen, sowie die zunehmende Anzahl an
Ökostromtarifen in Kombination mit dem größeren Angebot im integrierten deutschen Binnenmarkt könnten zukünftig die Wechselneigung der Kunden erhöhen. Industrielle Konsumenten besitzen aufgrund ihrer Größe bereits
beträchtliche Verhandlungsmacht.
Dezentrale Contracting- und Erneuerbare-Energie-Erzeugungsmodelle, z.B. mit Blockheizkraftwerken, Windoder Solaranlagen, verstärken die Verhandlungsmacht
der Konsumenten zusätzlich und bedrohen die Absatzmengen der eher „zentral“ aufgestellten Energieversorger. Deutsche Verbund- und Regionalversorger müssen
tragfähige Geschäftsmodelle entwickeln, um in einem
zukünftig eher dezentral organisierten Energiemarkt zu
bestehen. Als Blaupause können hierfür Pilotprojekte
wie die dezentrale Versorgung der Hamburger Hafencity
(Vattenfall) oder der Aufbau von Blockheizkraftwerken in
100.000 Haushalten (VW und Lichtblick) dienen.
(2) Übergang zu erneuerbaren Energien
Die Energieversorger stehen in dem Spannungsfeld, den
Übergang zu erneuerbaren Energien trotz unzureichender Versorgungssicherheit und höherer Erzeugungskosten zeitnah umzusetzen.
Weltweit gelten erneuerbare Energien als Wachstums
treiber der Zukunft. Um Wachstumsmärkte zu besetzen
und den steigenden CO2-Kosten fossiler Brennstoffe zu
begegnen, ist ein globales „Wettrüsten“ um erneuerbare
Energien entbrannt. Die weltweiten jährlichen Investitionen in erneuerbare Energien haben sich von 2004
bis 2009 auf USD 162 Mrd. mehr als verneunfacht. Für
Deutschland geht die Bundesregierung in ihrem Energiekonzept von Investitionen von rund EUR 20 Mrd. jährlich
aus.6 Erforderliche Investitionen für das internationale
Leuchtturmprojekt „Desertec“, mit dem bis 2050 bis zu
15 Prozent des europäischen Stromverbrauchs durch
Solarstrom aus Nordafrika gedeckt werden soll, werden
auf bis zu EUR 400 Mrd. geschätzt.7
Deutschland und die deutschen Energieversorger starten in das globale Wettrennen mit einem Vorsprung.
Seit Jahren belegen deutsche Unternehmen weltweit den
Spitzenplatz bei Investitionen in erneuerbare Energien relativ zum BIP (Abb. 7).8 Zudem halten deutsche Unter-
Abb. 7 – Investitionen in erneuerbare Energien in % vom BIP
0,8%
0,7%
0,6%
0,5%
0,4%
0,3%
0,2%
0,1%
0,0%
2004
2005
Welt gesamt
China
2006
2007
2008
Deutschland
USA
UNEP, 2011; BMWi/BMU, 2010; Fraunhofer Institut, 2010;
Bundesregierung, 2011.
Desertec Foundation, 2010.
8
PRTM, 2010; BMWi, 2010; Grafik: Deloitte.
2009
Die Versorger stehen in dem Spannungsfeld, den Übergang zu erneuerbaren
Energien trotz unzureichender Versorgungssicherheit und höherer Erzeugungskosten zeitnah umzusetzen.
nehmen in der nachhaltigen Energieerzeugung signifikante Weltmarktanteile: 90% in der Stromerzeugung mit
Biogas, 35% mit Photovoltaik, gefolgt von Wasser- und
Windkraftanlagen. In den letzten Jahren hat die internationale Konkurrenz, davon insbesondere China, die Investitionen in erneuerbare Energien stark erhöht und den Abstand zu Deutschland verringert. Weitere Anstrengungen
auch seitens der deutschen Energieversorger sind daher
nötig, um den Anteil am Weltmarkt der erneuerbaren
Energien, der bis 2020 auf USD 1,7 Billionen geschätzt
wird, zu halten und auszubauen.9
Der zeitnahe Übergang zu erneuerbaren Energien wird
für die Versorger durch die höheren Erzeugungskosten
und die bisher volatile Versorgungssicherheit zur Herausforderung. Aktuell liegen die Stromerzeugungskosten
für Photovoltaik (ca. 18 Cent/kWh), Windenergie (ca. 7
Cent/kWh) oder Wasserkraft (ca. 10 Cent/kWh) zumeist
deutlich oberhalb der Kosten fossiler Brennstoffe wie
Gas (ca. 4,2 Cent/kWh), Kohle (ca. 5 Cent/kWh) oder
Kernkraft (ca. 2,5 Cent/kWh).6 Zudem sind erneuerbare
Energien im Rahmen der Grundlast aufgrund ihrer Witterungsabhängigkeit und begrenzter Speicherkapazitäten nicht vollständig einsetzbar.
(3) Investitionsbedarf in Kraftwerksparks und
Netze
Kurzfristig besteht für die deutschen Verbund- und Regionalversorger ein erheblicher Investitionsbedarf zur Verjüngung der Kraftwerksparks. Innerhalb der nächsten
neun Jahre werden mehr als 28,4% der deutschen Kraftwerke über 100 MW die wirtschaftliche Nutzungsdauer
von 40 Jahren erreicht oder überschritten haben.10 Insbesondere die Verbundversorger, deren Kraftwerke zu
40,1% die ökonomische Altersgrenze erreichen werden,
6
7
UNEP, 2011.
Umweltbundesamt, 2010.
9
10
Es besteht ein erheblicher Investitionsbedarf in die deutschen Kraftwerksparks
und Netze, um die zukünftige Energienachfrage zu decken.
erwarten in den nächsten Jahren signifikante Erneuerungsinvestitionen.
Neben Planung, Finanzierung und Steuerung der Investitionsprojekte liegt für die deutschen Versorger eine
zentrale Herausforderung im Umgang mit dem hohen
Umweltbewusstsein. Die Eskalation öffentlicher Widerstände gegen Kraftwerksneubauten wie z.B. in Datteln,
wo E.ON das geplante Steinkohlekraftwerk mit einer Gesamtinvestition von EUR 1,2 Mrd. gegebenenfalls vollständig zurückbauen muss, können die Kosten und Planungsunsicherheit empfindlich beeinflussen.
Zur Gewährleistung der Energieversorgung in Deutschland – trotz CO2-Reduktionszielen – sind zusätzliche Investitionen erforderlich. Simulationsrechnungen zeigen,
dass ceteris paribus zur Vermeidung einer Versorgungslücke bis 2020 Stromerzeugungskapazitäten in Höhe
von ca. 176 TWh geschaffen werden müssen. Dies entspricht der Leistung von ca. 21 Großkraftwerken, 17
Kernkraftwerken oder 32,2% der aktuellen Bruttostromerzeugung (Abb. 8).11 Durch den aktuell forcierten, zeitnahen Ausstieg aus der Kernenergie, würde die Versorgungslücke nochmals signifikant erweitert.
Sollte gleichzeitig durch das Elektroauto erwartungsgemäß ein zusätzlicher Anstieg der Stromnachfrage entstehen, wären trotz der unwahrscheinlichen Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke erhebliche Investitionen in
weitere Stromerzeugungskapazitäten notwendig. Ebenfalls sind Investitionen in Milliardenhöhe in Netze vonnöten, um unter anderem den zu erwartenden Anstieg
von Strom aus Windenergie aufzunehmen und von Onund Offshoreanlagen in die deutschen Ballungsräume
zu leiten.
Abb. 8 – Deutscher Energiemix in der Bruttostromerzeugung in TWh (ohne Ersatzinvestitionen)
TWh
176 TWh potenzielle Versorgungslücke
700
600
-8%
22%
-7%
+15%
-5%
500
-27%
32%
Leistung der Kraftwerke
mit überschrittener
Nutzungsdauer 2020
22%
16%
400
300
200
100
0
Bis 2020 sollen CO2-Emissionen um 40% gegenüber
1990 sinken. Dazu müssten CO2-lastige, fossile
Energieträger (Braunkohle, Steinkohle, Erdgas)
weniger genutzt werden.
24%
19%
Ausbau der erneuerbaren
Energien nach Plan
der Bundesregierung
14%
4%
1%
2010
Ziel erneuerbare Energien
Klimaziel der Bundesregierung
Kernenergie
Erneuerbare Energien
Braunkohle
Steinkohle
Erdgas
Mineralöl
25%
10%
5%
Kraftwerke mit
überschrittener
Nutzungsdauer
2020
Übrige Energieträger
Versorgungslücke
BMWi, 2011; Umweltbundesamt, 2010; Deloitte, 2011.
Annahmen der Simulationsrechnung:
• Voll abgeschriebene Kraftwerke gehen vom Netz.
• Reduktion Braunkohle (-8%), Steinkohle (-7%) und Gas
(-5%) zur Verringerung von CO2-Emissionen um 40%.
• Erhöhung erneuerbare Energien (+15%).
11
14
Abb. 9 – Neue Technologien
Neue Technologie
Treiber
Strategische Herausforderung
Smart Grids/Smart Metering
• Voraussetzung komplexer
Energieversorgungssysteme
• Erneuerungs- und Erweiterungs- • Smart-Grid-Investitionen von
investitionen in Netze
EUR 40 Mrd. bis 2020 in
Deutschland
• Schaffung von Konsumenten-
• Erwartete Win-Win-Situation
durch Kosteneinsparungen für
Konsumenten und Versorger
• Gesetzliche Verpflichtung,
EnWG
Elektroauto
• CO2-Reduktionsziele
• Steigendes Umweltbewusstsein
• Wachstumsstory für Automobilbranche
Carbon Dioxide Capture
and Storage (CCS)
Liquefied Natural Gas (LNG)
• Festlegung technischer Standards
• Entwicklung von kompakten
Speichermöglichkeiten
• 1 Mio. Elektrofahrzeuge bis
2020
• Bereitstellung von Erzeugungskapazitäten und der notwendigen Infrastruktur
• EUR 23 Mrd. p.a. bei vollstän
diger Marktdurchdringung
• Entwicklung zukunftsfähiger
Geschäftsmodelle
• CO2-Reduktionsziele
• CO2-Kostenreduktion von Kohlekraftwerken von EUR 7,5 Mrd.
bis 2020
• CO2-Emissionshandel (ab
2013)
• Wirtschaftliche Nutzung trotz
Wirkungsgradverlust und zusätzlicher Kosten für CO2Abtrennung, -Transport und
-Speicherung bei steigendem
Wettbewerb
• Reduktion der Importabhängigkeit u.a. von Russland
• Aufbau von Vereinbarungen zu
alternativen Bezugsländern
• 50% des globalen Gasmarktes
bis 2030, entspricht EUR 190
Mrd. in 2010
• CO2-Kosteneinsparungen für
Versorger
(4.1) Smart Grids/Smart Metering
Intelligente Stromnetze („Smart Grids“) und -zähler
(„Smart Meter“), die einen bidirektionalen Datenaustausch ermöglichen, gelten als Voraussetzung, um die
Komplexität der zukünftigen Energieversorgung zu steuern und signifikante Kosteneinsparungen für die Versorger zu heben.
Um Smart Grids flächendeckend einzuführen und die
Kompetenzen zur Nutzung der technischen und ökonomischen Potenziale aufzubauen, sind erhebliche In-
Deloitte, 2011; Europäische Technologieplattform Smart Grids,
2009; Bundesministerium für Umwelt, 2011; BMWi, 2011; BP,
2011; Bloomberg, 2011.
• Effizienzsteigerungspotenzial
aus Smart Metering von über
EUR 300 Mio.
• Steigende Kraftstoffpreise
(4) Innovationsdruck durch neue Technologien
Deutsche Verbund- und Regionalversorger müssen neue
Technologien, wie z.B. Smart Grids/Smart Metering, das
Elektroauto, LNG oder CCS, vorantreiben, um zukünftige
Märkte zu besetzen (Abb. 9).12 Den potenziellen Pioniergewinnen stehen dabei kurzfristig enorme Investitionen
bei unsicherem Markterfolg gegenüber.
12
anreizen durch zeit- und verbrauchsabhängige Tarifgestaltung
Geschätztes Marktpotenzial
• Einsparung Gaskraftwerke von
EUR 1 Mrd. bis 2020
vestitionen der Energieversorger vonnöten. Für den
europaweiten Aufbau von Smart Grids erwarten Expertenschätzungen erforderliche Investitionen in Deutschland von EUR 40 Mrd. bis 2020.
Versorger müssen neue Technologien
vorantreiben – trotz hoher Investitionen
und unsicherem Markterfolg.
Pilotprojekte zur Markteinführung von Smart Grids, wie
z.B. in Groß-Bieberau, werden bereits getestet. Aktuell
stehen der Marktdurchdringung von Smart Metern, die
ein Einsparpotenzial für die Versorger von über EUR 300
Mio. ermöglichen, die aus Konsumentensicht oft pauschal bepreisten Abnahmetarife entgegen. Für die Versorger liegt eine zentrale Herausforderung somit in der
Gestaltung geeigneter Tarifstrukturen, um Konsumentenanreize zur Nutzung von Smart Metern zu schaffen.
(4.2) Elektroauto
Das Elektroauto kann mittelfristig zu erheblichen Anstiegen der Stromnachfrage führen. Bis 2020 plant die
Bundesregierung die Einführung von 1 Millionen Elektroautos, die mit Strom zu „betanken“ sind. Bei einer
vollständigen Marktdurchdringung des Elektroautos
würde das daraus entstehende Marktvolumen ca. EUR
23 Mrd. p.a. betragen. Aktuell gehen insbesondere die
deutschen Verbundversorger Kooperationen mit Automobilherstellern ein und investieren in die Infrastruktur. Neben den zusätzlichen Investitionen in notwendige
Erzeugungskapazitäten zur Befriedigung der erhöhten
Stromnachfrage müssen die Energieversorger zudem zukunftsfähige Geschäftsmodelle für entstehende E-Mobility-Märkte entwickeln.
(4.3) Carbon Dioxide Capture and Storage (CCS)
Die CO2-Abscheidungstechnologie ermöglicht Stromerzeugern, die CO2-Kosten von Kohle- und Gaskraftwerken signifikant zu verringern. Mit CCS sind z.B. CO2Emissionen von Steinkohlekraftwerken um 78% und von
Gaskraftwerken um 72% zu reduzieren. Dadurch könnten die Energieversorger bei einem bis 2020 erwarteten Kohle- und Gasanteil an der Stromerzeugung von
zusammen 37,5% und einem CO2-Kostensatz von 70
EUR/t ca. EUR 10 Mrd. einsparen. Den Kosteneinsparungen stehen jedoch hohe Investitionsaufwendungen in
Höhe von EUR 500 Mio. bis EUR 800 Mio. je Kohlekraftwerk sowie politische Widerstände gegen die Speicherung, wie z.B. in Schleswig-Holstein, gegenüber. Zudem
erwarten Experten den Verlust der Kostenvorteile aus
CCS gegenüber erneuerbaren Energien bis 2030.
(4.4) Liquefied Natural Gas (LNG)
Mit verflüssigtem Erdgas ist die Importabhängigkeit der
deutschen Energieversorger vom russischen Gas mittelfristig zu verringern und Preisanstiegen entgegenzuwirken. Das Bundesministerium für Wirtschaft erwartet,
dass LNG bis 2030 die Hälfte des globalen Gasmarktes
ausmachen wird. Übertragen auf den globalen Gasmarkt
für 2010 würde das LNG-Marktvolumen damit ca. EUR
190 Mrd. betragen. Zuvor sind die aktuell hohen Kosten
für Verflüssigung, Verschiffung und Regasifikation von
LNG zu optimieren und Bezugsvereinbarungen mit alternativen Liefernationen zu schließen.
16
Implikationen für die Wertschöpfung
Auf allen Wertschöpfungsstufen führen die Herausforderungen zu steigenden Anforderungen an die deutschen
Energieversorger (Abb. 10).
Innerhalb der Wertschöpfungsstufe Exploration und Beschaffung müssen die deutschen Energieversoger umkämpfte fossile Brennstoffe beziehen, zusätzlich CO2Rechte erwerben und den Zugang zu erneuerbaren
Energien sichern.
Im Rahmen der Erzeugung gewinnen Kosteneffizienz
und Umweltverträglichkeit bei einer hohen Versorgungssicherheit an Bedeutung. Dabei gilt es zum einen, die
bisher kostennachteiligen erneuerbaren Energien intensiver zu nutzen, zum anderen kann mit CCS den steigenden CO2-Kosten entgegengewirkt werden. Außerdem erfordert die fortschreitende Alterung der Kraftwerksparks
erhebliche Investitionen. Kraftwerksneubauten sind dabei
wegen öffentlicher Widerstände mit großen Planungsunsicherheiten für die Energieerzeuger behaftet.
Zentrale Bedeutung erlangt zukünftig der Netzbetrieb,
der eine energieeffiziente Steuerung von Erzeugung,
Lasten, Übertragung und Speicherung leisten soll. Der
Aufbau von Smart Grids, die Anbindung von Offshore-
Auf allen Wertschöpfungsstufen führen
die Herausforderungen zu steigenden
Anforderungen an die deutschen Energieversorger.
Windkraftanlagen und die Schaffung einer Versorgungsinfrastruktur für das Elektroauto erfordern erhebliche Investitionen der Netzbetreiber.
Auf Distributionsseite liegen die Herausforderungen in
einer geeigneten Tarifgestaltung, um Anreize für einen
effizienten Energieverbrauch zu schaffen. Zudem gilt es,
das hohe Umweltbewusstsein der Konsumenten durch
ein zielgerichtetes Ökomarketing zu kapitalisieren. Die
Energieversorger müssen tragfähige Geschäftsmodelle
entwickeln, um neue Absatzfelder, wie zum Beispiel das
Elektroauto, zu besetzen.
Auswirkungen der strategischen Herausforderungen für
die finanzielle Performance der Energieversorger werden
im nächsten Abschnitt diskutiert.
Abb. 10 – Anforderungen entlang der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette
Exploration
und Beschaffung
• Fossile Brennstoffe beziehen
Stromerzeugung
Gaseinspeisung
• Strom aus Energieträgern
versorgungssicher erzeugen
• Strom und Gas ins Netz
einspeisen
• CO2-Rechte beziehen
• Zugang zu erneuerbaren
Energien sichern
• Strom versorgungssicher,
kosteneffizient und umweltverträglich erzeugen
• Begrenzte fossile Brennstoffe beziehen
• Strom und Gas ins Netz
einspeisen
Netzbetrieb
Distribution
• Energie von wenigen zentralen Erzeugungsstätten
zum Verbrauchsort übertragen
• Energieverbrauch kontrollieren und abrechnen
• Dezentrale Erzeugung,
Lasten, Übertragung und
Speicherung energieeffizient steuern
(Smart Grids)
• Energieverbrauch steuern
• Ökomarketing aufbauen
• Neue Absatzfelder besetzen
(Elektroauto)
Performance-Analyse unter Berücksichtigung
der Herausforderungen
Die Herausforderungen werden die
finanzielle Performance der deutschen
Verbund- und Regionalversorger zukünftig unter Druck setzen.
Aufbau und Vergleichsgruppen der Financial
Benchmark
Der Financial Benchmark zeigt die bisherigen Auswirkungen der zentralen Herausforderungen auf finanzielle
Kennzahlen und die Performance deutscher Verbundund Regionalversorger. Zudem werden die erwarteten
zukünftigen Folgen der Herausforderungen auf die Performance abgeleitet.
Insgesamt werden acht wesentliche Finanzkennzahlen – Umsatzwachstum, Profitabilität, Kapitaleffizienz,
Gesamtkapital- und Eigenkapitalrentabilität, Eigenkapitalquote, Verschuldungs- und Zinsdeckungsgrad – gemessen als Median über einen Sechsjahreszeitraum von
2004 bis 2009 ausgewertet. Im Fokus der Untersuchung
stehen vier deutsche Verbund- (EnBW, E.ON, RWE und
Vattenfall Europe) und 30 deutsche Regionalversorger,
die im Jahr 2009 mehr als EUR 400 Mio. Umsatz erwirtschaftet haben. Der jährliche Umsatz der betrachteten
deutschen Verbund- und Regionalversorger summierte
sich in 2009 auf ca. EUR 213 Mrd. Der Marktanteil der
betrachteten deutschen Versorger entspricht ca. 80%
des deutschen Marktes für Energieversorgung. Der zugrundegelegte Datensatz beinhaltet die veröffentlichten
Geschäftszahlen, die zum Stichtag 31. Dezember 2010
zugänglich waren.
Insbesondere die kommunal geprägten Regionalversorger sind in der Regel neben der Strom- und Gasversorgung in anderen Wirtschaftszweigen, wie z.B. Wasserversorgung, öffentlicher Personennahverkehr oder
öffentlicher Bäderbetrieb aktiv.
Auf strukturelle Unterschiede zwischen Verbund- und
Regionalversorgern wird im Rahmen der Financial
Benchmark eingegangen.
Eine Vergleichsgruppe aus 17 europäischen Versorgern
mit einem Mindestumsatz von EUR 5 Mrd. in 2009 wird
herangezogen, um die relative Position der deutschen
Unternehmen zu untersuchen. Die berücksichtigten Unternehmen betreiben ein ähnliches Geschäftsmodell wie
die deutschen Verbundversorger. Ihr jährlicher Umsatz
summiert sich auf ca. EUR 411 Mrd. in 2009.
Die insgesamt 51 Unternehmen der Financial Benchmark
sind im Anhang aufgeführt.
A. Umsatzwachstum
Alle Vergleichsgruppen zeigen über den Betrachtungszeitraum ein deutlich volatiles und, mit Ausnahme der
Verbundversorger in 2009, ein positives Umsatzwachstum (Abb. 11) trotz der Ausweitung der Finanz- und
Wirtschaftskrise 2008 und 2009.13 Die deutschen Verbund- und Regionalversorger konnten somit den im
Durchschnitt stagnierenden bzw. rückläufigen Energieverbrauch (Gas -1,4%, Strom -0,2%, Fernwärme
+0,4%)14 mittels Preisanpassungen zwischen 2004 und
2009 überkompensieren.
Dabei übertraf das Wachstum der europäischen Vergleichsgruppe (21,4%) nur im Jahr 2006 deutlich das
der deutschen Versorger (11,2% Regionalversorger,
15,8% Verbundversorger). Der Median des Wachstums
schwankte über alle Vergleichsgruppen stark, zwischen
1,2% im Minimum und 21,4% im Maximum für die europäischen, bzw. -3,6% und 15,8% für die deutschen
Verbund- und 1,5% und 17,2% für die deutschen Regionalversorger. Maßgeblich für das positive Wachstum, trotz stagnierender bzw. rückläufiger Mengenentwicklung, waren drei Faktoren. Aufgrund der positiven
Konjunkturentwicklung und günstiger Finanzierungen
wurden zahlreiche M&A-Transaktionen durchgeführt.
Zudem stiegen die Abnehmerpreise, z.B. der Strompreis
zwischen 2004 und 2010 um durchschnittlich 4,7% für
private und 8,4% für industrielle Abnehmer, signifikant an.
Von den in der Benchmark untersuchten Regionalversorgern erzielen 24 im Median 7,3% ihres Umsatzes in anderen Wirtschaftssektoren.
Thomson One Banker, 2011; Geschäftsberichte;
Deloitte, 2011.
BMWi, 2010.
13
14
18
Wesentlichen Anteil an den Preiserhöhungen haben
dabei die gesetzlich vorgeschriebenen Umlagen zur Förderung erneuerbarer Energien (EEG) oder der KraftWärme-Kopplung (KWKG). Darüber hinaus basiert insbesondere das Wachstum der Regionalversorger auf einer
verstärkten Nutzung des sich bis zum Ausbruch der Krise
positiv entwickelnden börsenbasierten Energiehandels.
M&A-Aktivitäten und der steigende Absatz über Energiebörsen anstelle statischer Lieferverträge sind zudem wesentliche Treiber konventioneller Wachstumsvolatilität.
Das zuletzt stark volatile Umsatzwachstum wird zukünftig durch steigenden
Wettbewerb und regulationsbedingte
Hürden erschwert.
Die deutschen Verbund- und Regionalversorger weisen
signifikante Größenunterschiede auf. Der Umsatz der
vier Verbundversorger übertraf in 2009 den Gesamtumsatz der 30 untersuchten Regionalversorger um mehr als
das Dreifache. Zudem generieren die Verbundversorger
einen deutlich größeren Anteil des Umsatzes im Ausland
(39% in 2008) als die Regionalversorger (11%), die stark
auf Deutschland fokussiert sind.
Auch nach Ende der Wirtschaftskrise, die mit Nachfrageeinbußen industrieller Abnehmer einherging, ist von
einem stagnierenden nationalen Energieverbrauch auszugehen sowie einer Substitution traditioneller Energieträger durch erneuerbare. Erst eine weitreichende
Marktdurchdringung des Elektroautos würde signifikante
Anstiege der Absatzmenge und eine überzeugende
Wachstumsstory für die deutschen Versorger bedeuten.
Insbesondere der verschärfte Wettbewerb bei einer
anhaltend strengen Regulierung begrenzt zukünftige
Wachstumsoptionen der deutschen Verbund- und Regionalversorger.
Zudem kann der steigende Wettbewerbsdruck die Durchsetzbarkeit von Preiserhöhungen zukünftig erschweren.
Nationale Konsolidierungsaktivitäten unterliegen einer
strengen Aufsicht der Regulierung und sind vor allem für
die Verbundversorger nur unter hohen Auflagen durchzuführen. Wachstumsoptionen sind daher vor allem in
der (internationalen) Kapitalisierung der deutschen Führungsposition in erneuerbaren Energien sowie mittelfristig in neuen Technologien zu sehen.
Abb. 11 – Umsatzwachstum (pro Jahr in %)
25%
21,4%
20%
17,2%
15%
10%
5%
0%
15,8%
13,0%
12,7%
15,4%
7,1%
9,5%
11,2%
6,8%
10,3%
4,4%
3,2%
4,1%
2,3%
1,5%
1,2%
-3,6%
-5%
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Verbundversorger Deutschland – Median
Regionalversorger Deutschland – Median
Verbundversorger Europa – Median
Die Profitabilität deutscher Versorger
wird durch den Übergang zu erneuerbaren Energien und steigende CO2Kosten belastet.
B. Profitabilität
Die europäischen Versorger arbeiteten innerhalb des
Auswertungszeitraums durchgehend profitabler – gemessen als EBIT (einschließlich Beteiligungsergebnis) in
Prozent vom Umsatz – als die deutschen Verbund- und
Regionalversorger (Abb. 12).15 Dabei überstieg die Profitabilität der europäischen Versorger (Ø 12,5%) durchgehend die der deutschen Verbundversorger (Ø 11,8%).
Die deutschen Regionalversorger erzielten über den Betrachtungszeitraum deutlich geringere Profitabilitätsniveaus (Ø 7,5%) als die deutsche und europäische Konkurrenz. Alle Vergleichsgruppen zeigen in 2008 einen
drastischen Profitabilitätseinbruch, der 2009 wieder aufgeholt wurde.
Die Niveauunterschiede in der Profitabilität zwischen
den Vergleichsgruppen basieren auf unterschiedlichen
Geschäftsmodellen und Rahmenbedingungen. Insbesondere die europäischen Top-Performer profitieren von
der stärkeren Nutzung der margenträchtigen Kernenergie. Die Top-Performer Fortum, CEZ und Iberdrola erzeugten in 2008 ca. 40% des Stroms in Atomkraftwerken, die deutschen Verbundversorger insgesamt 23%.
Die mit der eventuellen Laufzeitverlängerung einhergehende Brennelementesteuer belastet zudem kurzfristig
die Profitabilität der deutschen Versorger. Der Neubau
von Kernkraftwerken in Großbritannien durch E.ON und
RWE für EUR 17 Mrd. bis 2025 kann dieser Entwicklung
vermutlich erst mittelfristig entgegenwirken.
Unterschiedlich besetzte Wertschöpfungsstufen begründen die Profitabilitätsnachteile der Regionalversorger
gegenüber den deutschen Verbundversorgern. Die Regionalversorger besetzten insbesondere die bisher vergleichsweise margenschwache Distribution zum Endverbraucher. Die Profitabilität der Verbundversorger wird
hingegen durch die margenstarke Erzeugung gestützt.
Zudem müssen die Regionalversorger den um politische
Dimensionen erweiterten Zielen kommunaler Anteilseigner Rechnung tragen. Neben hohen Ausschüttungen zur
Abb. 12 – Profitabilität (EBIT in % vom Umsatz)
20%
16,2%
16,2%
14,8%
15%
12,5%
13,3%
14,1%
13,8%
12,5%
11,4%
11,3%
10%
9,5%
11,8%
8,8%
9,1%
8,0%
7,5%
7,5%
5,9%
5%
2004
2005
Deloitte, 2011.
15
20
2006
2007
2008
2009
Finanzierung öffentlicher Haushalte haben die kommunalen Gesellschafter u.a. die Sicherung lokaler Arbeitsplätze, die Preisstabilität sowie den Erhalt kommunalen Eigentums zum Ziel. Je nach Ausgestaltung können
diese politisch motivierten Ziele in Konflikt zu einer ggf.
höheren Profitabilität treten.
Der Profitabilitätseinbruch in 2008 ist vor allem auf steigende Brennstoffpreise zurückzuführen. So stiegen für
die deutschen und europäischen Verbundversorger der
Brennstoffkostenanteil und für die deutschen Regionalversorger der Strombezugskostenanteil am Umsatz signifikant an. Trotz der positiven Umsatzentwicklung in
2008 konnten die Energieversorger die erhöhten Beschaffungskosten somit nicht in voller Höhe an die Konsumenten weiterreichen. Als Gründe sind der intensivierte Wettbewerb sowie über die Vertragslaufzeit
fixierte Absatztarife zu nennen.
Steigende CO2-Kosten und die stärkere Gewichtung erneuerbarer Energien im Energiemix werden die Profitabilität der deutschen Verbund- und Regionalversorger
weiterhin unter Druck setzen. Mit der Allokation kostenpflichtiger CO2-Emissionsrechte über europaweite
Versteigerungen ab 2013 ist ein signifikanter Kostenanstieg für die Energieversorger verbunden. Die Profitabilität der deutschen Versorger wird durch den sukzessi-
Investitionen in die Kraftwerksparks
und neue Technologien setzen die
Kapitaleffizienz der deutschen Versorger unter Druck.
ven Ausstieg aus der margenstarken Kernenergie und
die schärferen CO2-Reduktionsziele in Deutschland im
internationalen Vergleich stärker belastet. Forschungsaufwendungen für neue Technologien, deren Effizienzoder Umsatzsteigerungen erst mittelfristig zu realisieren sind, können die Profitabilität der Energieversorger
kurzfristig belasten. Der zunehmende Wettbewerb verhindert zudem die Weitergabe steigender Kosten an die
Energiekonsumenten. Eine Verjüngung zu einem kosteneffizienteren Kraftwerkspark kann die Profitabilität
der deutschen Versorger jedoch unterstützen.
C. Kapitaleffizienz
Die Kapitaleffizienz – gemessen als Umsatz in Relation
zu der Bilanzsumme – der deutschen Verbund- und Regionalversorger lag im Median über derjenigen der europäischen Versorger (Abb. 13).16 Dabei zeigen die
Abb. 13 – Kapitaleffizienz (Umsatz in % der Bilanzsumme)
1,2x
1,04x
1,0x
0,8x
0,84x
0,53x
0,54x
0,78x
0,89x
0,71x
0,6x
0,47x
0,4x
0,85x
0,45x
0,47x
0,51x
0,47x
0,55x
0,42x
0,53x
0,38x
0,41x
0,2x
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Deloitte, 2011.
16
Die vergleichsweise schwache Profitabilität und die bedrohte Kapitaleffizienz werden die Gesamtkapitalrendite
zukünftig herausfordern.
nach dem Bilanzierungsstandard HGB, der tendenziell zu
einem niedrigeren Ansatz der Vermögensgegenstände
(historische Kosten) als nach IFRS (Fair Value) führt.
deutschen Regionalversorger die mit Abstand höchste
Kapitaleffizienz (Ø 104%). Die deutschen Verbundunternehmen steigerten die Kapitaleffizienz über den Analysezeitraum (Ø 50%) und bauten ihren Vorsprung gegenüber den europäischen Versorgern (Ø 38%) in den
letzten zwei Jahren aus.
Notwendige Investitionsprojekte zur Verjüngung der
Kraftwerksparks und der Entwicklung neuer Technologien werden die Kapitaleffizienz der deutschen Versorger zukünftig belasten. Kraftwerksneubauten sowie der
Aufbau von Smart Grids und der Infrastruktur für das
Elektroauto erweitern bereits kurzfristig die Kapitalbasis,
während die erzielbaren Umsatz- und Profitabilitätsgewinne erst mittelfristig zu realisieren sind. Die verstärkte
Übernahme von Verteilernetzen durch Konzessionsgewinne sowie der Aufbau von Erzeugungskapazitäten
sollten zudem die Asset-Base der Regionalversorger zukünftig erhöhen.
Gründe für die deutlichen Effizienzunterschiede liegen
im kapitalintensiveren Geschäftsmodell der Verbundversorger sowie in den unterschiedlichen Bilanzierungsansätzen. Die deutschen und europäischen Verbundversorger kontrollieren zahlreiche Kraftwerke,
Hochspannungsnetze, Verteilernetze sowie Explorationsanlagen, z.B. im Braunkohletagebau. Daraus resultiert eine größere Asset-Base im Vergleich zu den
Regionalversorgern. Anders als die Verbundversorger
bilanzieren die Regionalversorger zudem größtenteils
D. Gesamtkapitalrendite
2009 konnten die deutschen Verbund- und Regionalversorger im Median der Gesamtkapitalrendite – gemessen
als EBIT (einschließlich Beteiligungsergebnis) in Prozent
der Bilanzsumme – die europäischen Versorger überflügeln (Abb. 14).17 Im innerdeutschen Vergleich durchbrachen die Regionalversorger nach kontinuierlich sinkenden Renditen zwischen 2005 und 2008 in 2009 den
negativen Trend und erwirtschafteten eine höhere Rendite (7,1%) gegnüber dem Vorjahr. Nach dem Einbruch
Abb. 14 – Gesamtkapitalrendite (EBIT in % der Bilanzsumme)
10%
9,0%
8%
7,8%
7,7%
8,1%
8,1%
7,8%
7,8%
7,5%
7,1%
7,3%
6,3%
6%
5,8%
6,2%
6,4%
5,7%
5,8%
5,3%
5,1%
4%
2004
2005
2006
2007
2008
Deloitte, 2011.
17
22
2009
der Rendite in 2008 (5,1%) stieg die Gesamtkapitalrendite der Verbundversorger in 2009 (6,4%) im Betrachtungszeitraum erstmalig über das Niveau der europäischen Versorger (5,3%), deren Rendite seit 2006 einen
kontinuierlichen Rückgang verzeichnete.
Die höhere Gesamtkapitalrendite der deutschen Energieversorger in 2009 ist auf die erheblichen Kapitaleffizienzvorteile bei angleichenden Profitabilitätsniveaus gegenüber den europäischen Versorgern zurückzuführen.
Im deutschen Vergleich überkompensiert die höhere Kapitaleffizienz der Regionalversorger, mit Ausnahme des
Jahres 2007, die Profitabilitätsvorteile der Verbundversorger.
In Zukunft werden die Herausforderungen des Wettbewerbs, des Umweltschutzes und der neuen Technologien die Rentabilität der deutschen Verbund- und Regionalversorger bedrohen. Zum einen belasten steigende
CO2-Kosten und die verstärkte Nutzung erneuerbarer
Energien die Profitabilität der deutschen Versorger. Zum
anderen setzen erforderliche Investitionen in neue Technologien und Kraftwerksparks die Kapitaleffizienz unter
Druck.
Sinkende Eigenkapitalrenditen wirken
sich auf zukünftige Dividenden aus,
die besonders für kommunale Eigentümer von großer Bedeutung sind.
E. Eigenkapitalrendite
Die Eigenkapitalrendite – gemessen als Anteil des Jahresüberschusses am bilanziellen Eigenkapital – der deutschen Verbundversorger lag zwischen 2005 und 2007
deutlich über dem Niveau der Regionalversorger und
europäischen Versorger (Abb. 15).18 Ausgehend von
einer Eigenkapitalverzinsung von 14,0% in 2004 stieg
die Rendite der deutschen Verbundversorger bis 2006
auf 19,3%. Sie sank bis 2008 jedoch erneut auf 13,1%
ab, um 2009 signifikant auf 16,3% anzusteigen. Die
Rendite der europäischen Vergleichsgruppe übertraf
trotz eines Rückgangs in 2008 (auf 14,2%) kurzzeitig
die deutschen Verbundversorger. Nach einem erneuten Rückgang in 2009 (auf 11,1%) zeigten die europäischen Versorger die über den Betrachtungszeitraum
und im Vergleich zur Gesamtgruppe geringste Eigenkapitalrendite. Mit einem deutlichen Anstieg in 2009 (auf
Abb. 15 – Eigenkapitalrendite (Jahresüberschuss in % des Eigenkapitals)
20%
19,3%
17,5%
17,4%
16,3%
15,9%
15,3%
15%
14,0%
14,4%
14,2%
14,2%
13,2%
13,2%
13,6%
13,7%
13,1%
11,1%
10,7%
11,3%
10%
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Deloitte, 2011.
18
Deutsche Versorger sind mit niedrigen
Verschuldungsgraden und hohen Zinsdeckungsgraden finanziert.
13,7%) lag die Eigenkapitalrendite der Regionalversorger erstmalig über dem Niveau der europäischen Verbundversorger.
Der Performancevorsprung der deutschen Verbundversorger zwischen 2005 und 2009 ist, trotz in der Regel
geringerer Gesamtkapitalrenditen, auf geringere Eigenkapitalquoten zurückzuführen. Die deutschen Verbundversorger nutzten eine geringere Eigenkapitalfinanzierung als die Regionalversorger und europäischen
Versorger, was zu einer höheren Eigenkapitalverzinsung
führte.
Die sinkenden Eigenkapitalrenditen aller Vergleichsgruppen in 2008 sind auf Profitabilitätseinbrüche zurückzuführen. Dabei waren die deutschen Verbundversorger
stärker betroffen als die europäischen Versorger. Anders
als die europäischen Verbundversorger, deren Eigenkapitalrendite in 2009 weiter schrumpfte, durchbrachen die
deutschen Versorger den seit 2006 anhaltenden Renditeschwund und erwirtschafteten höhere Renditen.
Wie auch die Gesamtkapitalrentabilität werden überdies die Eigenkapitalrenditen zukünftig herausgefordert. Dabei stellen erwirtschaftete Jahresüberschüsse die
Grundlage zukünftiger Dividendenzahlungen dar – ohne
die wirtschaftliche Substanz eines Unternehmens zu
gefährden. Bei konstantem Eigenkapital bedrohen sinkende Eigenkapitalrenditen somit die Ausschüttungsfähigkeit. Insbesondere für die kommunalen Eigentümer
der Regionalversorger sind hohe Dividenden eine wichtige Finanzierungsquelle. So wurden über den Betrachtungszeitraum durchschnittlich mehr als 70% der Jahresüberschüsse der Regionalversorger ausgeschüttet.
Jedoch ist zu beachten, dass die Eigenkapitalrendite im
Zielsystem der Regionalversorger durch eine stärkere Gewichtung zugunsten anderer Zieldimensionen wie z.B.
Preisstabilität in den Hintergrund geraten kann.
Finanzierung
Die Finanzierungssituation – gemessen mit den Kennzahlen Eigenkapitalquote, Verschuldungsgrad und Zinsdeckungsgrad – der deutschen Verbund- und Regionalversorger ist im Betrachtungszeitraum der Studie als
solide einzustufen.
Abb. 16 – Eigenkapitalquote (Eigenkapital in % der Bilanzsumme)
40%
35%
37,3%
35,4%
31,0%
30%
32,3%
33,5%
31,8%
31,7%
30,2%
28,8%
31,2%
30,8%
31,8%
29,6%
26,8%
25%
23,6%
21,9%
20%
18,6%
20,7%
15%
2004
2005
24
2006
2007
2008
2009
F. Eigenkapitalquote
Der Median der Eigenkapitalquote europäischer Versorger – gemessen als bilanzielles Eigenkapital zur Bilanzsumme – lag zwischen 2006 und 2008 über dem
Niveau der deutschen Verbund- und Regionalversorger
(Abb. 16).19
Ausgehend von der in 2004 höchsten Eigenkapitalquote
(35,4%) sank der Eigenkapitalanteil der deutschen Regionalversorger auf 31,8% in 2009. Die Eigenkapitalquote der deutschen Verbundversorger stieg hingegen
zwischen 2004 (18,6%) und 2007 (31,2%) signifikant
an, bevor sie nach einem Einbruch in 2008 (auf 22,0%)
23,6% in 2009 betrug.
Wesentliche Treiber der steigenden Eigenkapitalquote
der deutschen Verbundversorger und europäischen Versorger bis 2007 waren positive Geschäftsergebnisse. In
2008 sank die Eigenkapitalquote der deutschen Verbundversorger erneut aufgrund hoher Aktienrückkaufprogramme sowie steigender Fremdkapitalaufnahme für
M&A-Transaktionen. Beispiele hierfür waren die Übernahme von Anteilen von Endesa durch E.ON oder von
EWE durch EnBW.
Deutsche Versorger verfügen über
Financial Firepower in Milliardenhöhe,
um auf die strategischen Herausforderungen zu reagieren.
Der sinkende Eigenkapitalanteil der Regionalversorger
resultierte im Wesentlichen aus hohen Ausschüttungen
von zum Teil mehr als 100% der Jahresüberschüsse.
G. Verschuldungsgrad
Der Verschuldungsgrad – gemessen als zinstragende Finanzschulden im Verhältnis zum bilanziellen Eigenkapital –
der deutschen Verbundversorger sank zwischen 2004
und 2007 aufgrund des positiven Geschäftsverlaufs.
In 2008 stieg dieser durch M&A-Aktivitäten und den
Beginn der Wirtschaftskrise auf 1,0x an (Abb. 17).20 Der
Median des Verschuldungsgrades der europäischen Versorger lag im Betrachtungszeitraum auf einem relativ
konstanten Niveau, stieg zuletzt jedoch auf 1,1x an. Mit
den vergleichsweise geringsten Verschuldungsgraden
sind die deutschen Regionalversorger bisher geringer
fremdfinanziert.
Abb.17 – Verschuldungsgrad (Finanzschulden im Verhältnis zum Eigenkapital)
1,5x
1,4x
1,2x
1,1x
1,0x
1,0x
0,9x
1,0x
0,8x
0,8x
0,8x
0,8x
0,7x
0,7x
0,6x
0,6x
0,7x
0,6x
0,5x
0,5x
0,5x
0,5x
0,3x
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Deloitte, 2011.
19
Deloitte, 2011.
20
H. Zinsdeckungsgrad
Der Zinsdeckungsgrad – gemessen als Verhältnis von
operativem Ergebnis (EBIT einschließlich Beteiligungsergebnis) zum Zinsaufwand – gibt Aufschluss über die Fähigkeit, laufende Zinsbelastungen aus dem operativen
Geschäft zurückführen zu können. Konsistent zu den geringen Verschuldungsgraden zeigten die deutschen Regionalversorger die höchsten Zinsdeckungsgrade (Abb.
18).21 Zwar sank dieser ausgehend von 8,6x in 2004 auf
5,7x in 2008 im Zuge der schwächer werdenden Profitabilität. In 2009 liegt der Zinsdeckungsgrad der Regionalversorger jedoch erneut auf einem komfortablen Niveau.
Financial Firepower
Der hohe Investitionsbedarf in Kraftwerke, erneuerbare
Energien und neue Technologien sowie die bedrohte
Profitabilität werden die Finanzierungssituation der deutschen Verbund- und Regionalversorger zukünftig verstärkt herausfordern. Jedoch besitzen die deutschen
Verbund- und Regionalversorger aufgrund der substanziellen Vermögenswerte, ihrer moderaten Verschuldung
und der hohen Zinsdeckungsgrade in den Jahren 2004
bis 2009 erhebliche Financial Firepower, um auf die strategischen Herausforderungen der Zukunft auch reagieren zu können.
Die deutschen Verbundversorger konnten ihre Zinsdeckung von 3,6x in 2004 auf 5,0x in 2009 stark ausbauen und seit 2008 die europäischen Versorger übertreffen. Den deutschen Verbundversorgern gelang es
somit besser als der europäischen Konkurrenz, die Zinsbelastung konsequent mit dem Profitabilitätseinbruch
in 2008 zurückzuführen.
Eine höhere Verschuldung erhöht jedoch die Zinsbelastung und verringert, ceteris paribus, den Jahresüberschuss.
Betrachtet man das Gesamtbild aller Finanzkennzahlen,
besitzen die deutschen Verbund- und Regionalversorger
die finanziellen Spielräume, um auf die zukünftigen Herausforderungen reagieren zu können. Zudem konnten
die deutschen Versorger in 2009 erstmalig höhere Gesamtkapitalrenditen erzielen und die europäische Konkurrenz überflügeln.
Abb. 18 – Zinsdeckungsgrad (EBIT im Verhältnis zum Zinsaufwand)
9,8x
10x
9,1x
8,6x
7,7x
8x
7,1x
6,6x
6x
4,8x
4x
5,3x
6,3x
5,7x
5,6x
5,0x
5,0x
4,0x
3,6x
5,5x
5,6x
4,5x
2x
2004
2005
Deloitte, 2011.
21
26
2006
2007
2008
2009
Der internationale Vergleich zeigt jedoch, dass Potenziale zur Verbesserung der Profitabilität zu identifizieren
und zu realisieren sind, um die Rentabilität nachhaltig
zu erhalten und auszubauen. Dies wird durch den verschärften Wettbewerb, die verstärkte Nutzung erneuerbarer Energien bei gleichzeitigem Ausstieg aus der
Kernenergie und steigende CO2-Kosten erschwert. Zusätzlich gerät die im europäischen Vergleich höhere
Kapitaleffizienz der deutschen Versorger durch erforderliche Investitionen in neue Technologien und die
Kraftwerksparks unter Druck. Vor diesem Hintergrund
stellt sich die Frage, welche strategischen Optionen bestehen, um die zukünftige Performance in dem dynamischeren und volatiler werdenden Marktumfeld zu sichern. Dabei gilt es, den strukturellen Unterschieden
zwischen Verbund- und Regionalversorgern in Größe
und Eigentümerstruktur Rechnung zu tragen.
Strategische Optionen zur Sicherung der
zukünftigen Performance
Zur Sicherung der zukünftigen Performance bieten sich den deutschen Verbund- und Regionalversorgern sechs
strategische Handlungsoptionen.
Zwar unterscheiden sich die Verbund- und Regionalversorger stark durch ihre Größe und Eigentümerstruktur,
jedoch veranschaulichen die Analysen, dass unabhängig
von den strukturellen Unterschieden die zuletzt erzielte
finanzielle Performance der deutschen Verbund- und Regionalversorger zukünftig herausgefordert wird. Um eine
nachhaltige Energieversorgung in den dynamischen und
volatilen Märkten zu gewährleisten, lassen sich sechs
strategische Handlungsoptionen identifizieren.
(a) Fokussierung auf Wertschöpfungsstufen
Mit einer Fokussierung auf einzelne Stufen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette wird das strategische Ziel verfolgt, in der gewählten Wertschöpfungsstufe die Marktführerschaft zu erlangen (Abb. 19). Die
Chancen des Marktführers liegen in der Realisierung von
Kostenvorteilen durch die Nutzung von Skalen- und Spezialisierungseffekten. Zudem sind die Auflagen der Regulierung, die auf eine vertikale Desintegration der Energieversorger abzielt, proaktiv zu erfüllen und zeit- und
kostenintensive Rechtsstreitigkeiten zu vermeiden. Allgemeine Risiken dieser Strategie resultieren aus dem organisatorischen Transformationsprozess, der durch den
Ausbau einzelner Wertschöpfungsstufenaktivitäten und
den Abbau von Nicht-Fokusbereichen erforderlich ist.
Zusätzliche Risiken ergeben sich aus der Aufgabe des
diversifizierten Geschäftsmodells. So unterliegt ein fokussierter Netzbetreiber den Risiken des verschärften
Wettbewerbs um Konzessionen und ambitionierte Investitionsprojekte, wie z.B. zur Anbindung von OffshoreWindparks oder Installation von Smart Grids bei regulierten Netzentgelten. In der Stromerzeugung sind die
Risiken hingegen primär in der Volatilität der Brennstoffund CO2-Kosten sowie in öffentlichen Unwägbarkeiten bezüglich Kraftwerksneubauprojekten wie auch der
volkswirtschaftlichen und künftigen politischen Ausrichtung hinsichtlich der Kernenergie zu sehen.
In den letzten Jahren zeigten insbesondere die deutschen
Verbundversorger Tendenzen zu einem auf die Erzeugung
fokussierten Geschäftsmodell. E.ON und Vattenfall veräußerten ihre Hochspannungsnetze. Zudem wurden Distributionsaktivitäten in Form von Beteiligungen an Regionalversorgern zunehmend abgebaut. Der Verkauf der Thüga
durch E.ON illustriert diese Entwicklung.
Eine Fokussierung auf Wertschöpfungsstufen eignet sich
kurzfristig für die Verbundversorger. Diese besitzen aufgrund ihrer Größe in jeder Wertschöpfungsstufe eine
führende Marktstellung. Zudem wird eine Fokussierung
aufgrund der strengeren, regulativen Aufsicht der Verbundversorger eher forciert als bei den Regionalversorgern. Für die Regionalversorger stellt sich bei einer
Fokussierung des Geschäftsmodells insbesondere die
Problematik, die passende Wertschöpfungsstufe zu den
vielschichtigen Zieldimensionen kommunaler Eigentümer
auszuwählen.
Abb. 19 – Fokussiertes vs. integriertes Geschäftsmodell in der Energieversorgung
Fokussiertes
Geschäftsmodell
Integriertes
Geschäftsmodell
28
Exploration
und Beschaffung
Stromerzeugung
Gaseinspeisung
Netzbetrieb
Distribution
Fokussierte Exploration
Fokussierter Erzeuger
Fokussierter Netzbetreiber
Fokussierter Vertreiber
Integrierter Energieversorger
Soll die Verschuldung zur Aufrechterhaltung der zukünftigen Dividendenzahlungsfähigkeit nicht erhöht werden,
bietet die Einbringung von Vermögensgegenständen
(sog. „Asset-Swaps“) die Möglichkeit zum Ausbau bestehender bzw. Aufbau neuer Geschäftsfelder.
In jedem Fall setzt eine Fokussierung den Aufbau erforderlicher ökonomischer und technologischer Fähigkeiten
in der gewählten Wertschöpfungsstufe voraus. Zudem
zeigen die einzelnen Wertschöpfungsebenen erhebliche Profitabilitäts- und Kapitalanforderungsunterschiede.
Während die Erzeugung und der Netzbetrieb als kapitalintensiv und margenstark gelten, ist die Distributionsstufe mit weniger Kapital bei geringerer Profitabilität zu
besetzen. Die Unterschiede gilt es, bei der Bewertung
und Analyse des zukünftigen Geschäftsmodells zu berücksichtigen.
(b) Ausbau und Verteidigung der vertikalen Integration
Mit dem Ausbau und der Verteidigung der vertikalen
Integration wird das strategische Ziel verfolgt, den direkten Brennstoffzugang zu sichern und das vertikale
Geschäftsmodell über alle energiewirtschaftlichen Wertschöpfungsstufen zu erhalten. Chancen der vertikalen
Integration sind in der Volatilitätsreduktion innerhalb der
Beschaffung sowie der Realisierung von Synergien zwischen den einzelnen Wertschöpfungsstufen zu sehen.
Zudem gilt das Netz als quasi natürliches Monopol trotz
weitreichender regulativer Eingriffe weiterhin als Wettbewerbsvorteil und dient der Verteidigung einer in der
Tendenz eher dominanten Marktstellung. Die Durchsetzbarkeit möglicher Preiserhöhungen und die Realisierung
von Kostensynergien können die Profitabilität unterstützen. Die Risiken liegen vor allem in der Unsicherheit zukünftiger Regulierungseinschnitte und dem verschärften Wettbewerb um Konzessionen.Zudem erfordert der
Aufbau von Explorationskapazitäten spezifische Kompetenzen.
Die Integrationsstrategie spiegelt sich in der bisherigen
Struktur der deutschen Verbund- und Regionalversorger.
Diese wurde zudem durch organische und anorganische
Maßnahmen verfolgt. So verschafft sich RWE mittels
seiner Explorationssparte RWE Dea über Beteiligungen
an Gasfeldern, z.B. Clipper South oder der NabuccoPipeline, direkten Ressourcenzugang. Des Weiteren
planen RWE und EnBW, anders als E.ON und Vattenfall, die Aufrechterhaltung der Hochspannungsnetze.
Auch die Regionalversorger zielen in der Regel auf eine
Geschäftsvergrößerung innerhalb der bestehenden integrierten Struktur. Dabei wird der Netzbereich durch
Konzessionsgewinne erweitert. Die Stadtwerke Tübingen beabsichtigen z.B., die Netze der Gemeinden Ammerbuch, Waldenbuch und Dettenhausen von EnBW zu
übernehmen und den Netzbereich damit um ca. 50%
zu vergrößern. Auch der Regionalversorger MVV will an
einer integrierten Struktur festhalten und plant in seiner
MVV-2020-Strategie Investitionen über die gesamte
Wertschöpfungskette.22
Ausbau und Verteidigung der vertikalen Integration
eignen sich grundsätzlich für Verbund- und Regionalversorger. Insbesondere für die Verbundversorger wird
diese Strategie aufgrund weitreichender Einschnitte der
Regulierung und einer verschärften Konkurrenz um Konzessionen erschwert. Jedoch besitzen die Verbundversorger die kritische Größe, internationale Erfahrung und
Financial Firepower, um Beschaffungsaktivitäten aufund auszubauen. Die Regionalversorger unterliegen hingegen geringeren regulativen Einschränkungen. Um Risiken zu streuen und die Financial Firepower zu erhöhen,
bieten sich Kooperationen, Zusammenschlüsse oder
strategische Allianzen zwischen einzelnen Regionalversorgern an.
Grundsätzlich erscheint es jedoch diskussionswürdig, ob
mit dieser Strategie die Profitabilitätsnachteile gegenüber den europäischen Versorgern auszugleichen sind,
zumal sich die Integrationsstrategie bereits in der bestehenden Branchenstruktur widerspiegelt.
22
MVV, 2011.
(c) Aktive Konsolidierung und Kooperation
Mit einer aktiven Konsolidierungs- bzw. Kooperationsstrategie wird das strategische Ziel verfolgt, Wachstum
trotz einer gegebenenfalls lokal oder regional stagnierenden Energienachfrage zu generieren. Die Chancen
des Konsolidierers bzw. der Kooperationspartner liegen
in der Realisierung von Kosten- und Profitabilitätsvorteilen durch die Nutzung von Skaleneffekten. Mittels
Kooperationen bietet sich den Regionalversorgern die
Chance, trotz der individuell eher geringen Financial
Firepower und engerer Verschuldungsgrenzen zur Aufrechterhaltung der Dividendenzahlungsfähigkeit größere
Investitionen zu stemmen. Insbesondere die Expansion
in den kapitalintensiven Wertschöpfungsstufen Erzeugung und Netz wird dadurch den Regionalversorgern ermöglicht. Sowohl die Übernahme der Steag als auch der
Thüga wurde durch ein Stadtwerke-Konsortium durchgeführt. Die Risiken dieser Strategie resultieren aus der
strengen Regulierung, die nationale Konsolidierungsaktivitäten insbesondere der Verbundversorger beeinträchtigt. Zusätzliche Risiken bestehen in überhöhten
Kaufpreiszahlungen und in einer unzureichenden Post
Merger Integration. Kooperationsrisiken liegen vor allem
in potenziellen Interessenskonflikten zwischen den Kooperationspartnern.
Abb. 20 – Anzahl der M&A-Transaktionen von Energieversorgern
600
GDF Suez übernimmt
International Power
Enel und Acciona
übernehmen Endesa
GDF übernimmt SUEZ
500
300
M&A-Transaktionen mit einem Konsolidierungsziel
wurden seit 2005 vor allem von Regionalversorgern getätigt. Knapp 30% der M&A-Transaktionen von Regionalversorgern sind dem Konsolidierungsrational zuzurechnen (Abb. 22). Beispiele sind die Fusion der
Stadtwerke Telgte, Ostbevern und Ennigerloh oder die
Übernahme der Thüga durch das kommunale Konsortium Integra für ca. EUR 2,9 Mrd. Die verstärkte M&AAktivität der Regionalversorger spiegelt sich in sinkenden
Konzentrationsraten im Energieversorgungsmarkt wider
(Abb. 1). Die Konzentrationsrate fällt, wenn trotz getätigter Transaktionen der Marktanteil der vier größten
Verbundversorger abnimmt. Es ist davon auszugehen,
dass aufgrund des verschärften Wettbewerbs Konsolidierungstransaktionen weiter stattfinden.
Abb. 21 – Bewertungsmultiplikatoren von Energieversorgern
16x
10x
11,6x
11,5x
8,7x
1,6x
1,6x
1,8x
2006
2007
2008
8,4x
8,0x
1,2x
1,2x
2009
2010
6x
4x
2x
100
33
31
2006
2007
34
2008
45
2009
0x
22
2010
Umsatzmultiplikator – Median
EBITDA-Multiplikator – Median
EBIT-Multiplikator – Median
Deutschland
Europa
Thomson One Banker, 2011; Deloitte, 2011.
23
24
30
12,4x
9,7x
8,3x
8x
401
200
0
14,5x
13,4x
14x
491
RWE übernimmt Essent
321
288
Unabhängig von den bis 2007 steigenden und danach
im Zuge der wirtschaftlichen Eintrübung sinkenden Bewertungsniveaus werden in Deutschland regelmäßig
etwa 30 M&A-Transaktionen abgeschlossen, wobei es zu
einem Anstieg auf 45 Transaktionen im Jahr 2009 kam
(Abb. 21).24
12x
448
400
Mit zahlreichen M&A-Transaktionen wurde in den letzten Jahren die Konsolidierung im deutschen Energieversorgungsmarkt vorangetrieben (Abb. 20).23
Brancheninterne Kooperationen deutscher Energieversorger sowie die branchenübergreifende Zusammenarbeit zur Förderung neuer Technologien haben an Bedeutung gewonnen. Kooperationen zwischen deutschen
Regionalversorgern wurden auf allen Wertschöpfungsstufen eingegangen.
Acht Regionalversorger, z.B. Rheinenergie, MVV und
Mainova, gründeten die Gesellschaft 8KU für Investitionen in erneuerbare Energien. Verbundversorger wie
E.ON und RWE kooperieren beim Bau von Kernkraftwerken in Großbritannien, E.ON, Vattenfall und der Regionalversorger EWE beim Offshore-Windpark „alpha
ventus”. Beispiele für branchenübergreifende Kooperationen sind die Entwicklung des Elektroautos, z.B. zwischen RWE und Nissan oder das Desertec-Projekt zur
Energieerzeugung in Nordafrika zwischen RWE, E.ON,
Munich RE, Siemens und anderen.
Hierzu ist die Auswahl strategischer Partner auf Basis individueller Stärken und Schwächen und die Entwicklung
geeigneter Management-Modelle für jeden Kooperationsbereich entscheidend. Kooperationen der Verbundversorger erscheinen primär in teilweise risikoreicheren
Bereichen wie z.B. der Entwicklung neuer Technologien
oder Betreibung von Kernkraftwerken sinnvoll.
Dadurch kann vom branchenfremden Know-how der
Partner profitiert werden und zugleich erfolgt eine Risikodiversifizierung.
(d) Internationalisierung
Mit einer Internationalisierungsstrategie wird das strategische Ziel verfolgt, die Energieversorgung in wachstumsstarken Volkswirtschaften zu besetzen und national
gesetzte Wachstumshürden der Regulierung zu umgehen. Während die Energienachfrage in Deutschland
stagniert, kann die Internationalisierung in Märkte mit
starkem Mengenwachstum das Umsatzwachstum stabilisieren und erhöhen. Als zentraler Risikofaktor ist die
politische Einflussnahme zu beachten, die gerade im Bereich der Energieversorgung weitreichend ist. Diese verhindert in vielen Regionen bisher den Marktzugang und
erhöht die Planungsunsicherheit.
Eine nationale Konsolidierungsstrategie eignet sich
primär für die Regionalversorger. Während Konsolidierungsaktivitäten der Verbundversorger einer strengen
Regulierung unterliegen, sind die Grenzen für die Regionalversorger weiter gesteckt. Mit Kooperationen auf
allen Wertschöpfungsstufen und in allen Geschäftsbereichen, z.B. über Asset-Swaps, sind unterschiedliche Kompetenzen zur Verbesserung der Rentabilität zu nutzen.
In Kooperation können z.B. Regionalversorger mit geringem finanziellem Einsatz kapitalintensive Erzeugungskapazitäten aufbauen und die Profitabilität erhöhen.
Insbesondere in Europa ist die Liberalisierung der Energieversorgung weit fortgeschritten. Zwar konzentriert
sich ein wesentlicher Umsatzanteil der europäischen Versorger auf den jeweiligen Heimatmarkt, jedoch sind die
Abb. 22 – M&A-Motive der Regionalversorger nach Anteil an
Transaktionsanzahl (ab 2005)
Abb. 23 – M&A-Motive der Verbundversorger nach Anteil an
Transaktionsanzahl (ab 2005)
100
80
60
97
28,9%
29,9%
20
Internationalisierung
Vertikale
Integration
80
70
67
60
17,9%
50
Diversifikation
40
0
Positionierung als RenewableEnergy-Versorger
RheinEnergie AG übernimmt
19 Windkraftanlagen von
Natural Energy Corp GmbH
Aktive Konsolidierung
und Kooperation
z.B. kommunale Konsortien
übernehmen Thüga von E.ON,
Wemag von Vattenfall
Diversifikation
Aktive
Konsolidierung
Positionierung als RenewableEnergy-Versorger
z.B. EnBW Energie BadenWürttemberg übernimmt drei
Onshore-Windparks von
Plambeck Neue Energie AG
40
30
37,3%
Internationalisierung
z.B. RWE übernimmt Essent
23,9%
Ausbau und Verteidigung der
vertikalen Integration
z.B. RWE beteiligt sich an
Nabucco Pipeline
20
10
0
in der Benchmark untersuchten Versorger ausnahmslos in ausländischen Märkten aktiv. Die deutschen Verbundversorger erzielten 2008 ca. 40% ihres Umsatzes
im Ausland, die deutschen Regionalversorger 11%. Die
Internationalisierung der Verbundversorger wurde vor
allem über M&A-Transaktionen vorangetrieben. Etwa
37% der Deals und ca. 80% des Dealvolumens können
seit 2005 einem Internationalisierungsrational zugeschrieben werden.25 Beispiel ist die Übernahme der niederländischen Essent durch RWE für EUR 7,3 Mrd.
Zudem wurden Asset-Swaps und Kooperationen zur
internationalen Expansion genutzt. Beispiele sind der
Tausch von 5.000 Megawatt Erzeugungskapazität von
E.ON mit Statkraft, Electrabel, Verbund und Electricite de
France oder die Kooperation von RWE mit JP Elektroprivreda Srbije in Serbien.
Großes Wachstumspotenzial für die deutschen Versorger wird aktuell vom BRIC-Energiemarkt erwartet. Treiber sind dabei der wirtschaftliche Aufschwung, welcher
zu Nachfrageanstiegen privater und industrieller Konsumenten führt, der Übergang zu erneuerbaren Energien
sowie die sich abzeichnende Liberalisierung. Um von der
seit 2010 in Gang gekommenen Liberalisierung des russischen Strommarktes zu profitieren, beteiligte sich E.ON
bereits 2007 am sibirischen Stromproduzenten OGK-4
für EUR 4,6 Mrd. Des Weiteren akquirierte E.ON in 2009
einen 25%-Anteil an JSC Severneftegazprom, einem russischen Öl- und Gasexplorationsunternehmen. E.ON
plant bis 2015 vor dem Hintergrund einer strategischen
Neuausrichtung, den außereuropäischen Anteil des Konzernergebnisses von lediglich 5% in 2010 auf bis zu ein
Viertel anzuheben. Der europäische Versorger Energias
de Portugal ist in Brasilien in der Erzeugung aktiv. Centrica hat im bisher stark fragmentierten US-Markt Stromerzeugungskapazitäten insbesondere in erneuerbaren
Energien aufgebaut.
Eine Internationalisierungsstrategie eignet sich vor allem
für die bisher national tatigen deutschen Verbundversorger. Durch ihre internationale Präsenz besitzen diese
bereits Expansionserfahrung in anderen Ländern und
können die Internationalisierung auch mithilfe ihrer
großen Financial Firepower vorantreiben. Für die Regionalversorger erscheint die Internationalisierung aufgrund
ihrer kommunalen Prägung kurzfristig eher ungeeignet.
25
32
(e) Diversifikation in angrenzende Geschäftsbereiche
Die Diversifikation in angrenzende Geschäftsbereiche
verfolgt das strategische Ziel, das zunehmend volatilere Geschäft der Energieversorgung auszugleichen und
Wachstumsoptionen zu nutzen. Dies kann durch den
Ausbau von anderen Geschäftsbereichen wie Verkehr
oder Telekommunikation erfolgen. Ist die technische
und ökonomische Schnittmenge mit der Energieversorgung groß, können Synergien realisiert und die Profitabilität gestärkt werden (horizontale Diversifikation), ist
sie gering, können sich die Geschäftsbereiche finanziell
ausgleichen (laterale Diversifikation). Die Risiken dieser
Strategie bestehen vor allem in der Aufteilung begrenzter Ressourcen auf die verschiedenen Geschäftsbereiche,
die unterschiedliche Kompetenzen erfordern. Dadurch
können Konglomeratsnachteile gegenüber fokussierten
Energieversorgern entstehen.
Vor allem die Regionalversorger sind traditionell stark in
anderen Wirtschaftsbereichen involviert und haben ihr
Geschäftsportfolio diversifiziert. Die Regionalversorger
unterhalten in der Regel Verkehrsbetriebe, Müllentsorgungsunternehmen und Bädergesellschaften. Für eine
weitere Diversifikation wurden M&A-Transaktionen genutzt. 15,5% der M&A-Deals von Regionalversorgern
seit 2005 können einem Diversifikationsziel zugewiesen
werden. Zum Beispiel akquirierte EWE zwischen 2006
und 2008 die Telekommunikationsunternehmen Osnatel, Teleos und Business Communication Company.
Vor dem Hintergrund ihrer kommunalen Verpflichtungen
erscheint eine Diversifikationsstrategie vor allem für die
Regionalversorger sinnvoll. Als Folge der Diversifikation
trägt die vergleichsweise renditestarke Energieversorgung
traditionell defizitäre Geschäftsfelder wie den Bäderbetrieb oder den öffentlichen Personennahverkehr. Steuerliche Querverbünde unterstützen hier die individuellen lokalen Versorgungs- und Dienstleistungsstrategien.
Eine derartige Quersubventionierung wird die Profitabilitätsnachteile der Regionalversorger gegenüber den
Verbundversorgern jedoch tendenziell eher verstärken.
Soweit Synergiepotenziale eingeschränkt sind, erscheint
eine gesellschaftsrechtliche Trennung der Geschäftsbereiche ratsam. Dadurch werden die Konzentration auf
Rentabilitätssteigerungen der Energieversorgung und
gleichzeitig auch die Möglichkeit zu Kapitalbeteiligungen
von Kooperationspartnern ermöglicht. Durch die höheren Eigenkapitalrenditen und Dividenden sind andere
Geschäftsbereiche zu finanzieren.
Für die Verbundversorger überwiegt der Konglomeratsabschlag tendenziell die potenziellen Vorteile einer Diversifikationsstrategie. Diese eignet sich primär im Zusammenhang mit neu entstehenden Märkten, wie z.B.
dem Elektroauto.
(f) Positionierung als Renewable-Energy-Versorger
Eine Positionierung als Renewable-Energy-Versorger verfolgt das strategische Ziel, die deutsche Technologieführerschaft im Zukunftsmarkt erneuerbarer Energien und
das hohe Umweltbewusstsein der Konsumenten zu kapitalisieren. Mit dieser Strategie besteht zum einen die
Chance, das Umsatzwachstum im weltweit expandierenden Bereich der erneuerbaren Energien zu unterstützen.
Zum anderen kann durch vermiedene CO2-Kosten und
die erhöhte Zahlungsbereitschaft der Konsumenten für
Ökostrom die Profitabilität gestärkt werden.
Die Risiken dieser Strategie liegen in den bisherigen Kostennachteilen erneuerbarer Energien gegenüber fossilen Brennstoffen. Schlägt sich zudem die Zahlungsbereitschaft der Kunden nicht im Konsumentenverhalten
wieder, verkehrt sich der erwartete Profitabilitätsvorteil
ins Gegenteil.
Die deutschen Versorger sind stark in der Erzeugung
erneuerbarer Energien aktiv und zielen durch Marketingmaßnahmen auf das Umweltbewusstsein der Energienachfrager. 95% der in der Financial Benchmark analysierten deutschen Versorger bieten einen speziellen
Ökostrom-Tarif für Privatkunden an und stärken wie z.B.
RWE mit dem Energieriesen in Werbespots ihr „Ökoimage“. Zudem wurde der Bereich erneuerbarer Energien durch M&A-Transaktionen ausgebaut. Beispiele sind
die Übernahme von Windparks durch E.ON und RheinEnergie von Airtricity bzw. Natural Energy. Die vollständige Umwandlung eines großen Energieversorgers zu
einem reinen Renewable-Energy-Anbieter, wie z.B. der
dänische Wind- und Solarparkbetreiber Scan Energy,
wurde allerdings in Deutschland bislang noch nicht vollzogen.
Die Positionierung als Renewable-Energy-Versorger ist
für Verbund- und Regionalversorger sinnvoll. Angesichts
der gegenwärtigen Debatte über den zeitnahen Atomausstieg im Zusammenhang mit der Nuklearkatastrophe
von Fukushima hat die Notwendigkeit zur strategischen
Transformation zugenommen. Für eine glaubhafte Umsetzung aus Konsumentensicht sind erhebliche Investitionen in die Erneuerbare-Energie-Erzeugung zu tätigen.
Dies betrifft vor allem die Verbundversorger, die den
Großteil der Erzeugungskapazitäten kontrollieren.
Für die Regionalversorger ist diese Strategie vergleichsweise leichter umzusetzen. Die Herausforderung besteht
in der aus Konsumentensicht glaubhaften Versicherung,
reinen Ökostrom zu vertreiben und die Konsumenten zu
umweltkonformem Kaufverhalten zu animieren. Bezugsverträge aus ausschließlich erneuerbaren Energiequellen
und Ökomarketingmaßnahmen, wie z.B. ein Ökolabel,
können diesen Prozess unterstützen.
Planungsmodelle zur Entscheidungsfindung
in einer volatilen Industrie
Professionelle Planungs- und Finanzmodelle ermöglichen eine umfassende
Abbildung, Quantifizierung und Bewertung strategischer Optionen.
Strategische Optionen modellgestützt analysieren
und umsetzen
Eine erhebliche Financial Firepower ermöglicht es den
deutschen Verbund- und Regionalversorgern, die aufgezeigten strategischen Optionen zeitnah zu realisieren.
Die präzise Abbildung, Quantifizierung und Bewertung
der Handlungsalternativen wird durch professionelle Planungs- und Finanzmodelle ermöglicht (Abb. 24). Diese
können sämtliche relevanten Parameter eines Energieversorgungsunternehmens integrativ erfassen und die finanziellen Implikationen einzelner strategischer Optionen für
eine fundierte Entscheidungsfindung und -durchführung
abbilden.
Die vorgestellten Handlungsoptionen sind als „generische“ strategische Alternativen zu verstehen. Sie müssen
vor dem Hintergrund der spezifischen Ausgangslage und
Zielsetzung eines Energieversorgungsunternehmens jeweils für einzelne Geschäftsbereiche und auf Gesamtkonzernebene konkretisiert und zugeschnitten werden.
Es gilt damit auch, Kombinationen aus verschiedenen
Handlungsoptionen für unterschiedliche Geschäftsbereiche zu analysieren. Insbesondere vor dem Hintergrund
der vielschichtigen strategischen Herausforderungen der
deutschen Energieversorger sind die Auswirkungen der
verschiedenen Optionen in konsistente Szenarien zu überführen, zu vergleichen und abschließend zu bewerten.
Finanzmodelle unterstützen dabei, den Erfolg der ergriffenen Maßnahmen kontinuierlich mittels Benchmarking an
diversen Key Performance Indicators entlang der gesamten Wertschöpfungskette zu verfolgen. Zudem werden
Modelle in zunehmendem Maße von Aufsichtsräten und
von der Geschäftsführung als Entscheidungsunterstützung
eingesetzt; gleichzeitig dienen sie der externen Kommunikation mit Stakeholdern jeder Art. Insbesondere werden
Finanzmodelle dabei von Investoren nachgefragt.
Planungs- und Finanzmodelle werden somit für Energieversorger zum entscheidenden Erfolgsfaktor für Strategieentwicklung, M&A-Transaktionen, Kooperationen,
strategische Finanzplanung, die Umsetzung der ergriffenen Maßnahmen und für das Controlling.
Abb. 24 – Modellgestützte Umsetzung strategischer Optionen
Strategieentwicklung
Strategische Optionen
identifizieren
quantifizieren
Strategieumsetzung
simulieren und bewerten
Umsetzung strategischer
Optionen steuern
Integriertes Finanzmodell als Instrument
34
• Analyse von Marktumfeld
und Wettbewerbern
• Wirkungsanalyse über
Werttreiberkategorien
• Wirtschaftlichkeits- und
Unternehmensbewertung
• Modellerweiterung zur
Nutzung für das Controlling
• Analyse der Organisationsstrukturen, Wertschöpfungsstufen und Kernprozesse mit
entsprechenden Werttreibern
• Zusammenführung der
finanziellen Auswirkungen
in integrierten Rechenwerken
(P&L, B/S, C/F)
• Ermittlung von Steuerungskennzahlen und Covenants
• Durchführung von Abweichungsanalysen
• Durchführung von Szenariound Sensitivitätsanalysen
• Sicherstellung des Strategieund Performance-Trackings
• Klassifikation strategischer
Optionen (organisch vs.
anorganisch)
• Durchführung interner
Analysen und externem
Benchmarking
• Durchführung von MonteCarlo Simulationen
• Ableitung von Steuerungsmaßnahmen
Anhang
Abb. 25 – Vergleichsgruppen der Financial Benchmark
Verbundversorger Deutschland
Regionalversorger Deutschland
Verbundversorger Europa
1. E.ON
1. Badenova
1. A2A (ITA)
2. EnBW
2. Braunschweiger Versorgung
2. Alpiq Holding (CHE)
3. RWE
3. ELE Emscher Lippe Energie
3. Centrica (GBR)
4. Vattenfall Europe
4. ENSO Energie Sachsen Ost
4. CEZ (CZE)
5. Enovos
5. Edison (ITA)
6. Envia
6. Electricité de France (FRA)
7. EWE
7. Enel (ITA)
8. Dortmunder Stadtwerke
8. Energieas de Portugal (PRT)
9. HEAG Südhessische Energie
9. Fortum (FIN)
10.Lechwerke
10.GasTerra (NLD)
11.Mainova
11.Gas Natural (ESP)
12.MVV Energie
12.GDF Suez (FRA)
13.N-ERGIE
13.Iberdrola (ESP)
14.Niederrheinische Versorgung
14.National Grid (GBR)
15.Pfalzwerke
15.Public Power (GRC)
16.ENERVIE Gruppe
16.Scottish & Southern Energy (GBR)
17.Suewag Energie
17.Vattenfall AB (SWE)
18.Stadtwerke Augsburg
19.Stadtwerke Bochum
20.Stadtwerke Bielefeld
21.Stadtwerke Bremen
22.Stadtwerke Dresden
23.Stadtwerke Duisburg
24.Stadtwerke Düsseldorf
25.Stadtwerke Hannover
26.Stadtwerke Karlsruhe
27.Stadtwerke Krefeld
28.Stadtwerke Leipzig
29.Stadtwerke München
30.Wuppertaler Stadtwerke
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70597 Stuttgart
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Tel:+49 (0)711 16554 01
69190 Walldorf
Altrottstraße 31
Tel:+49 (0)6227 7332 60
Ihre Ansprechpartner
Weitere Informationen
Hans Günter Wolf
Partner, Industry Leader Energy & Resources
Tel: +49 (0)211 8772 3647
[email protected]
Jörg Niemeyer
Partner, Transaction Advisory Services
Tel: +49 (0)211 8772 3668
[email protected]
Mitarbeit an dieser Studie
Jörg Niemeyer, Carlo Voutta
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