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7/8 | 2012

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IT & Management

IT & Management Vertriebsprozess ist die CRM- Lösung EVI der Cursor Software AG aus Gießen. Die Interessentendaten aus Internetportalen und von zwei Vertriebspartnern laufen per CSV-Datei ins CRM-System, das zunächst nach Dubletten sucht und eine Bonitätsprüfung startet. Ist mit Zahlungsschwierigkeitenzurechnen, wird automatisiert ein Ablehnungsschreiben erzeugt. Ohne manuelles Zutun werden auch Vertragsabschlüsse angebahnt, die Durchführung des Wechselprozesses angestoßen und Begrüßungsschreiben erstellt. Nur wenn Daten unplausibel sind, werden die Mitarbeiter vom System zum Eingreifen aufgefordert. Auch bei der Fehlerbehebung unterstützt die CRM-Lösung: „Früher mussten die Anwender an verschiedenen Stellen im System nachschauen und Eingaben machen“, so Peter René Deuter, zuständig für Energiebeschaffung und Vertriebscontrolling. „Das geht nun deutlich einfacher und schneller.“ i www.cursor.de Marktentwicklung imMai Energie- und Emissionshandel Bild 2 Terminmarkt. l Day-ahead Baseload verlor im Mai etwa 5 €/MWh, sowohl im Durchschnitt des Gesamtmonats als auch in der Betrachtung der Arbeitstage. Die Temperatur lag mit 16,5 ºC genau im Fünfjahres- Mittel, sodass die Nachfrage ebenfalls auf erwartetem Niveau lag. Die Produktion in Windanlagen betrug etwa 4GWh proTag –ebenfalls ein durchschnittlicher Wert für den Monat Mai. Lediglich die Niederschlagsmenge war deutlich niedriger als normal, so dass sie mit nur 4 GWh pro Tag den niedrigsten Mai-Wert seit sieben Jahren erreichte. Dies wurde jedoch durch reichlich Sonnenstrom ausgeglichen. Obwohl das Wetter bedeckter war als im Vorjahr, stieg die Produktion im Vergleich zum Mai 2011 um 3,5 GWh auf 10,4 GWh in den Peakstunden an. Somit führten der durchschnittliche Verbrauch, sowie normale Wind- und konventionelle Kapazitäten zu starken Exporten von etwa 2000 MWh in die Nachbarländer. Das Handelsvolumen lag um 9000 MWh niedriger als im Bild 1 Epex-Spotmarkt Deutschland. Vormonat und erreichte knapp unter 700000 MWh proTag (Bild 1). Auf dem Terminmarkt waren imMai makro-ökonomische Daten richtungsweisend, allen voran die Eurokrise. Verbunden mit den Wahlen in Griechenland und einem möglichen Ausstieg Griechenlands aus dem Euro befürchteten viele Marktteilnehmer eine Kettenreaktion bis auf die Energiemärkte. Daher verloren Stromkontrakte deutlich anWert. Hingegen waren die Fundamentaldaten auf dem Strommarkt, etwa das derzeitige Nachfrageniveau, nicht allzu „bearish“. In der Folge erreichte das Kalenderjahr 2013 seinen niedrigsten Stand und schloss am 31. Mai bei 48,62 €/MWh (Bild 2). In der rollierenden Betrachtung aller Jahreskontrakte erreichte das Kalenderjahr den niedrigsten Stand seit Herbst 2010. Im Durchschnitt handelte der Bild 3 CO 2 -Emissionsmarkt. Kontrakt im Mai bei 49,23 €/MWh, 1,80 € niedriger als noch imApril. Nach einer kurzen Erholungsphase im April setzte der CO 2 -Handel seinen Abwärtstrend im Mai fort. Der Handel mit Europäischen Emissionsrechten (European Union Allowances, EUA) verlor 1,24 €/t, das entspricht 17 %. Nach dem Eröffnungskurs bei 7,60 €/t schloss er am 31. Mai bei 6,36 €/t (Bild 3). Das makro-ökonomische Umfeld und vor allem die anhaltende Unsicherheit über die Zukunft der Eurozone waren die maßgeblichen Faktoren für diesen Verfall. Auch von Seiten der europäischen CO 2 -Politik gab eskeine Anzeichen für eine Erholung der Kurse, denn hier herrschte nach wie vor Unsicherheit bezüglich der möglichen Zurückhaltung einiger CO 2 -Volumina. Thorsten Ziegler, Vattenfall Asset Optimisation and Trading thorsten.ziegler@vattenfall.com i www.vattenfall.com/trading BWK Bd. 64 (2012) Nr. 7/8 45

IT & Management Voraussetzung für einen freien Netzzugang durch Letztverbraucher und Lieferanten ist der Ausgleich zwischen Einspeisung und Entnahme unter Verwendung eines Bilanzkreissystems in jeder der vier Regelzonen. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen dafür in ihrer Rolle als Bilanzkreiskoordinatoren eine Saldierung aller Abweichungen der einem Bilanzkreis zugeordneten Einspeise- und Entnahmestellen durchführen und auf dieser Basis die Bilanzkreisabrechnung erstellen. Am 10. Juni 2009 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) mit dem Beschluss MaBiS (AZ: BK6–07–002) die Grundlage für die bundesweit einheitliche Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom geschaffen. Aus Sicht der BNetzA besteht die Notwendigkeit der Abrechnung aller Bilanzkreise nach zwei Monaten ab Ende des Liefermonats. Die Festschreibung von einheitlichen Regeln soll eine korrekte und fristgerechte Bilanzkreisabrechnung ermöglichen. Von zentraler Bedeutung hierfür sind qualitativ hochwertige Datenlieferungen der Übertragungsnetzbetreiber. Eine korrekte Bilanzkreisabrechnung kann nur erstellt werden,wenn sämtliche Energiemengen innerhalb eines Netzes korrekt und transparent den jeweiligen Einspeiseund Entnahmestellen zugeordnet werden. Durch MaBiS wird für alle beteiligten Marktteilnehmer festgeschrieben, wer welche Daten anwen, inwelchem Format und inwelcher Frist zu übermitteln hat. Die Festschreibung eines automatisierten und terminierten Ablaufs inklusive eines effizienten und transparenten Datenaustauschs soll langfristig zur Senkung der Transaktionskosten bei allen Marktbeteiligten beitragen. Die vollständige und genaue Zuordnung der Energiemengen eines Netzes ermöglicht eine gerechte Verteilung der wirtschaftlichen Risiken aufgrund fehlerhafter Bilanzierungsdaten. Soviel zu den Zielen der BNetzA. Die Bilanzierungsqualität im deutschen Regelblock Wichtige Indikatoren für die Güte der Bilanzierungsqualität sind unter anderem die in der Differenzzeitreihe (DBA) sowie der Deltazeitreihe (DZR) erfassten Energiemengen. Insbesondere die viertelstündlich nach Ein- (DBI) und Ausspeisungen (DBE) getrennt ermittelten Mengen der DBA lassen Aussagen über Dimensionierung des Regelleistungsbedarfs MaBiS: Ein heißes Eisen ABRECHNUNG | Der erste unter der MaBiS-Ägide zubilanzierende Monat war der Juni 2011. Quasi pünktlich zum 1. Jahrestag der Einführung der „Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS)“ kommen auf Verteilnetzbetreiber und Bilanzkreisverantwortliche neue regulatorische Herausforderungen zu. Und das ist nicht alles: Es drohen wirtschaftliche Risiken bei der Bewirtschaftung ihrer Bilanzierungsgebiete und Bilanzkreise. Bild 1 Zeitlicher Ablauf des Einsatzes von Regelenergie (Quelle: www.regelleistung.net). die Güte der eingesetzten Standardlastund Einspeiseprofile sowie der ermittelten Verlustenergiemengen in einem Bilanzierungsgebiet zu. Laut ersten Untersuchungen liegen die mittleren Werte der monatlichen Summen von DBI und DBE bezogen auf die Jahresausspeisung bei rund 0,15 %pro Monat, das heißt linear hochgerechnet bei knapp 2%pro Jahr. In der DZR werden Energiemengen ausgewiesen, die entweder keinem Bilanzkreis zugeordnet werden konnten oder Gegenstand des Clearingprozesses zwischen Verteilnetzbetreibern und Bilanzkreisverantwortlichen sind. Diese Mengen legen Probleme imRahmen des Bilanzierungsprozesses offen. Außerdem wirken sie als Indikatoren, aus denen abgeleitet werden kann, wie gut die MaBiS-Umsetzung in der Praxis funktioniert. Diese ersten Resultate sind zwar mit Vorsicht zu bewerten, da die Erhärtung der Fakten im Laufe der weiteren Entwicklung abzuwarten bleibt. Allerdings können diese sehr wohl als Indiz für die gestiegenen wirtschaftlichen Risiken, insbesondere der Verteilnetzbetreiber, betrachtet werden.Hatten Netzbetreiber bisher wirtschaftliche Risiken aufgrund der Nicht-Einhaltung von regulatorischen Vorgaben lediglich in Form von Sanktionen der BNetzA zu fürchten, stellen falsch oder nicht zugeordnete Energiemengen, die auch im Rahmen des Clearings nicht korrigiert wurden, ein finanzielles Risiko dar. Aber auch für die Bilanzkreisverantwortlichen entstehen erhöhte finanzielle Risiken,insbesondere dann, wenn große Bilanzkreise ausschließlich imStundenraster bewirtschaftet werden. Um deren entsprechenden Risikopotenziale 46 BWK Bd. 64 (2012) Nr. 7/8

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