Vertriebsstrategie im Kontext der Durchschnittspreismethode

Autoren: Thomas Marti / Adrian Widmer

Preisverzerrungen zwischen Marktkunden und der Grundversorgung müssen strategisch angegangen werden

Die sog. «Durchschnittspreismethode» in der Grundversorgung nach Art. 6 Abs. 5 StromVG führt aufgrund der Pflicht zur Weitergabe von Beschaffungspreisen zu Kostenverzerrungen zwischen grundversorgten Kunden und Marktkunden, die je nach Preissituation den Endkundenvertrieb für das EVU unattraktiv erscheinen lassen können. Insbesondere bei sinkenden Marktpreisen sind neu abgeschlossene Marktverträge für EVU ein Verlustgeschäft, bei steigenden Preisen ist die Situation umgekehrt. In jedem Fall hat die Grundversorgungsregulierung kurz- und langfristige Auswirkungen auf die Deckungsbeiträge von EVU. Die EVU sollten einen strategischen Ansatz im Umgang mit den Verzerrungen finden, um sich nicht durch kurzfristige Optimierungen die langfristigen Perspektiven einzuschränken.


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1. Einleitung

Der Themenkreis rund um die Grundversorgung, ihre Regulierung und die daraus entstehenden Konsequenzen war schon mehrfach Thema in unseren Newslettern.(1),(2),(3),(4) Zusammengefasst muss in der Grundversorgung gemäss Art. 6 Abs. 5 StromVG die sog. «Durchschnittspreismethode» gemäss den Vorgaben der ElCom angewandt werden. Das bedeutet, dass sämtliche Beschaffungspreise für die gelieferte Energie, inkl. den Gestehungskosten der Eigenproduktion, über das gesamte Portfolio gewichtet gemittelt werden müssen. Dadurch werden die Beschaffungskosten für alle Kunden, auch jenen am Markt, anteilig an die grundversorgten Kunden weitergegeben. Die Durchschnittspreismethode ist eine Methodik der ElCom zur Umsetzung des gesetzgeberischen Willens gemäss Art. 6 Abs. 5 StromVG, wonach Preisvorteile des VNB in der Marktbeschaffung anteilig auch den grundversorgten Kunden zugutekommen sollen. Sie wurde mehrfach gerichtlich angegangen, jedoch bisher in jedem Fall bestätigt, obwohl mehrere EVU dagegen geklagt haben und auch der VSE im Rahmen der Branchenempfehlung «Kostenrechnungsschema Gestehungskosten» auf mögliche Ausnahmen aus Sicht der Branche und auf entsprechende Rechtsunsicherheit hinweist.(5) Aktuell ist insbesondere noch der Umgang mit sog. «back-to-back»-Verträgen gerichtlich nicht überprüft. Die Sicht der ElCom mit deren uneingeschränkten Einbezug in den relevanten Durchschnitt ist hingegen aus der bisherigen Verfügungspraxis hinreichend klar, so dass wir nachstehend vorbehältlich einer gerichtlichen Überprüfung auch bei «back-to-back»-Verträgen von keiner Ausnahmemöglichkeit ausgehen.(6) Von der Durchschnittspreismethode kann nur gemäss Abs. 5bis abgewichen werden, wenn es sich um einheimische erneuerbare Produktion handelt, deren Gestehungskosten vorübergehend vollständig in die Grundversorgungstarife eingerechnet werden dürfen. Ebenfalls ist zurzeit noch nicht abschliessend klar, welche Regulierungspraxis (sog. «Angemessenheitsprüfung») in der verbleibenden Grundversorgung nach einer allfälligen Marktöffnung angewandt wird.

Typischerweise wird die Energie für grundversorgte Kunden aufgrund von Risikoüberlegungen gestaffelt über mehrere Jahre beschafft, diejenige für Marktkunden hingegen zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses. Bei einer Marktsituation mit tiefen Marktpreisen führt die Durchschnittspreismethode deshalb zu einer ungünstigen Verzerrung, indem die Preisvorteile bei Beschaffungen für Marktkunden über die Durchschnittspreismethode an die grundversorgten Kunden weitergegeben werden müssen. Der Effekt wird durch den Umstand noch verstärkt, dass Marktkunden dazu tendieren, sich in Tiefpreisphasen verstärkt einzudecken, um vom tiefen Marktpreisniveau zu profitieren.

Diese Verzerrungen können für EVU strategische Konsequenzen nach sich ziehen, wenn Geschäftsleitung oder Verwaltungsrat zum Schluss kommen, dass in einer solchen Tiefpreissituation jeder neu abgeschlossene Marktkunde aus Sicht des Gesamtunternehmens ein Verlustgeschäft sei. Die Marge des neu gewonnen Marktkunden genügt in diesem Fall nicht, um den Margenverlust durch tiefere anrechenbare Beschaffungskosten in der Grundversorgung auszugleichen. Das kann dazu führen, dass die Vertriebsorganisation freien Kunden keine Angebote mehr unterbreitet. Langfristig stellt sich im Unternehmen die Frage, ob der Energievertrieb an Marktkunden noch Zukunft hat. Kurzfristig werden sich Mitarbeitende im Energievertrieb die Frage nach dem Sinn ihrer Tätigkeit stellen.

2. Auswirkungen der verschiedenen Anrechnungsmethoden auf die Deckungsbeiträge

Zur Veranschaulichung seien nachstehend anhand eines Modellportfolios die verzerrenden Effekte von verschiedenen Regulierungsansätzen veranschaulicht. Zugrunde liegt ein Modellportfolio, das auf der Absatzseite zu 30% aus freien Kunden und zu 70% aus grundversorgten Kunden besteht. Beliefert werden

  • die marktversorgten Kunden back-to-back («Markt b2b»; 30% des Beschaffungsportfolios, Annahme Beschaffungspreis: 40 CHF/MWh);
  • die grundversorgten Kunden aus der Eigenproduktion (50% des Gesamtvolumens, Annahme Gestehungskosten: 60 CHF/MWh) und über eine vorgegebene Hedging- bzw. Beschaffungsstrategie am Terminmarkt («Markt HS»; 20% des Gesamtvolumens, Annahme Beschaffungspreis: 50 CHF/MWh).

Das Preisgefüge entspricht einer Marktsituation fallender Preise, mit aktuellen Marktpreisen, die tiefer sind als der über die Zeit beschaffte Preisdurchschnitt aus der Beschaffungsstrategie.

Das betrachtete Portfolio sieht somit wie in Abbildung 1 gezeigt aus:

Abbildung 1. Modellportfolio zur Untersuchung der Effekte von Preis- und Regulierungsszenarien. Die Anteile in CHF sind berechnet für jede einzelne MWh Gesamtabsatz.

Zur Vereinfachung der Berechnung verzichten wir auf die Kalkulation der regulatorisch zulässigen Marge im Umfang von CHF 75 pro grundversorgtem Kunden. Ebenso wird die Marge bei den Marktkunden zwischen Beschaffung und Verkauf nicht berücksichtigt.
Die berechneten Zahlen zeigen also zusätzliche Gewinne oder Verluste bei den einzelnen Methoden. Die Marktkunden werden immer zu den aktuell gültigen Marktpreisen beliefert. Die grundversorgten Kunden zu den in der Grundversorgung anrechenbaren Kosten.
Die folgenden Varianten wurden untersucht:

 

Variante 1: Anwendung der Durchschnittspreismethode, ohne privilegierte Anrechnung der einheimischen erneuerbaren Eigenproduktion:

Die Grundversorgung wird kostendeckend zu einem Tarif von CHF 52/MWh verkauft. Bei der Marktversorgung entsteht für jede MWh Gesamtabsatz ein negativer Deckungsbeitrag von CHF 3.60/MWh.

 

Variante 2: Privilegierter Anrechnung der einheimischen erneuerbaren Eigenproduktion; Durchschnittspreismethode für die restliche Beschaffung:

In der Grundversorgung erhöhen sich die anrechenbaren Kosten und damit der Tarif auf CHF 38.8/MWh.

Demgegenüber sinkt der verbleibende Kostenanteil für die marktversorgten Kunden auf 13.2 und damit der negative Deckungsbeitrag auf noch CHF 1.2/MWh.

 

Variante 3: Keine Anwendung der Durchschnittspreismethode; direkte Anrechnung der Beschaffung:

Der Grundversorgung werden Eigenproduktion und die über die Beschaffungsstrategie beschaffte Energie angerechnet. Dies führt zu einem Tarif von CHF 57.1/MWh.

Bei der Markversorgung wird die «b2b-Energie» direkt weiterverkauft. Damit fallen keine negativen Deckungsbeiträge an.

 

Abbildung 2: Deckungsbeiträge für Grundversorgung und Marktkunden, differenziert nach vier Allokationsmethoden (vereinfacht)

Variante 4: Die Belieferung der Grundversorgung zu Marktpreisen im Sinne der vollständigen Marktöffnung:

Hier würde die Zuordnung der Eigenproduktion und der über die Beschaffungsstrategie beschafften Energie keine Rolle spielen. Aber die Mehrkosten im Vergleich zum (kurzfristig aktuellen) Marktpreisniveau führen bei jeder verkauften MWh zu einem potenziell negativen Deckungsbeitrag von CHF 12/MWh in der Grundversorgung.

Die obigen Darstellungen legen nahe, dass für ein EVU mit grundversorgten Kunden und somit der Verpflichtung der Anwendung der Durchschnittspreise der Anreiz bestehen kann, sich aus dem Marktkundenvertrieb zurückzuziehen bzw. dies nur nicht zu tun, sofern «back-to-back»-Beschaffungen entgegen der Meinung der ElCom weiterhin direkt dem Marktkundenportfolio zugewiesen werden können. Ohne Marktkunden entsteht bei fast allen Varianten ein Deckungsbeitrag von Null, weil nur grundversorgte Kunden vorhanden sind, an die die Beschaffungspreise unabhängig der Herkunft weitergegeben werden können. Ausnahme bildet Variante 4 mit der vollständigen Marktöffnung, in welcher keine eigentliche Grundversorgung mehr bestehen würde. Diese Variante zeigt die mit der Liberalisierung verbundene Erhöhung der Risiken für ein produzierendes EVU. Das Risikoprofil der Eigenproduktion wäre in diesem Fall gleich wie bei einem reinen Produzenten ohne grundversorgte Kunden einzustufen.

Es ist einfach nachzuvollziehen, dass bei steigenden Marktpreisen die gerechneten Erkenntnisse invers aussehen. Wenn der kurzfristige Marktpreis höher ist als die Kosten der Energie aus der Beschaffungsstrategie, dann können in allen untersuchten Varianten mit dem untersuchten Beschaffungsportfolio zusätzliche Gewinne gegenüber den Marktkunden realisiert werden.

3. Implikationen auf die Beschaffungsstrategie und Möglichkeiten für EVU

Je nach Zusammensetzung des Beschaffungsportfolios und v.a. der Marktpreisentwicklung kann es aufgrund der Durchschnittspreismethode für EVU kurzfristig und auf Ebene Deckungsbeitrag 1 günstiger sein, auf die Marktkunden zu verzichten. Ein Verzicht auf Marktkunden ist aber meist irreversibel, denn ein Rückbau der entsprechenden Organisation und des Know-hows lässt sich nicht ohne Weiteres korrigieren. Ein entsprechender Schritt, falls er getroffen wird, sollte daher aus strategischen Überlegungen erfolgen. Dazu gehört insbesondere die Erstellung von langfristigen Preisszenarien und die langfristige finanzielle Bewertung des Vertriebsportfolios, auch unter Berücksichtigung von langfristigen regulatorischen Erwartungen.

Kurzfristig wirken sich die temporäre Einstellung oder eine verordnete Reduktion des Marktkundenvertriebs unter Umständen finanziell positiv aus, da die Verzerrungseffekte eliminiert werden und die Kosten vollständig den grundversorgten Kunden weitergegeben werden können. Der Schritt führt aber mit Sicherheit zu einer unterbeschäftigten Verkaufsfront und wirkt sich negativ auf deren Motivation aus. Ein möglicher Ausweg aus der Situation kann der Aufbau von unternehmensinternen Werteflüssen zwischen aufgeteilten Portfolien sein, deren Wertbeitrag zum Gesamtergebnis separat gemessen wird. Dies erhöht einerseits die Übersicht über die oftmals verschachtelten Strukturen in der Energiewirtschaft, andererseits wird die Leistung jeder Einheit separat gegen einen vorab vereinbarten Massstab gemessen.

Durch die Trennung wird sichtbar, welche Deckungsbeiträge die beiden Teile des Vertriebsgeschäfts erwirtschaften. So ist das regulierte Geschäft sowohl von den gesetzlichen Rahmenbedingungen als auch vom Marktpreisniveau abhängig. Beides sind Faktoren, welche durch das EVU nicht direkt beeinflusst werden können. Das Marktgeschäft wird in dieser Sichtweise ausschliesslich gegen den Strommarkt gemessen, der Gewinn ist abhängig von der Vermarktungsstrategie bzw. der eigenen Verkaufsleistung. Diese wird in jedem Fall positiv gewürdigt, auch wenn dadurch kurzfristig für das Gesamtunternehmen ein Verlust entsteht.


Verweise

(1) M. Flatt, Wie weiter mit der Regulierung der Grundversorgung?, EVU Partners Newsletter vom 29.03.2017 (http://www.evupartners.ch/wie-weiter-mit-der-regulierung-der-grundversorgung/).

(2) M. Flatt, Grundversorgung als Angelpunkt von Förderung und Liberalisierung, EVU Partners Newsletter vom 28.06.2017 (http://www.evupartners.ch/grundversorgung-als-angelpunkt-von-foerderung-und-liberalisierung/).

(3) M. Flatt, Volle Gestehungskosten in der Grundversorgung, EVU Partners Newsletter vom 14.09.2018 (http://www.evupartners.ch/volle-gestehungskosten-der-grundversorgung/).

(4) M. Flatt, Recht zur Priorisierung von Schweizer Erneuerbaren in der Grundversorgung, EVU Partners Newsletter vom 10.09.2019 (http://www.evupartners.ch/recht-zur-priorisierung-von-schweizer-erneuerbaren-der-grundversorgung/).

(5) Die Methode wurde im Grundsatz durch das Bundegericht im Fall CKW (2C_681/2015, 2C_682/2015) bestätigt. Im Fall ewb hat das Bundes-gericht die Auslegung der ElCom ebenfalls bestätigt (2C_297/2019). Das Urteil im Fall Repower zum Einbezug langfristiger Bezugsverträge (El-Com Verfügung 211-00008 (Zusatz zur Teilverfügung der ElCom vom 22. Januar 2015) vom 06.04.2020) ist noch nicht rechtskräftig.

(6) Vgl. dazu insbesondere die Verfügung 211-00016 im Fall ewb vom 17. November 2016 mit der entsprechenden Abbildung 2, Seite 55.


Über den Autor
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Ich beschäftige mich hauptsächlich mit Strombeschaffung und -handel, Energiemarktanalyse, Risiko- und Portfoliomanagement sowie mit energiewirtschaftlich anspruchsvollen Business Cases und Transaktionen.

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