Großaufgabe Einspeiser

Management

IT - Das dezentrale Einspeisemanagement mit Vergütung, Prognose und Berichtspflichten wird für Netzbetreiber zur komplexen Aufgabe. Klassische Abrechnungssysteme werden den Prognoseanforderungen nur unzureichend gerecht und ungenaue Vorhersagen können große Auswirkungen auf die Liquidität haben. Auch wenn die Netzgesellschaften den Bedarf an entsprechenden Tools sehen, haben sie diese noch kaum im Einsatz.

25. Januar 2012

Seitens der Netzbetreiber ist in Anbetracht der zunehmenden Bedeutung erneuerbarer Energien als Zukunftsträger vor allem eines gefragt: Flexibilität. Um den dezentralen Netzausbau optimal kaufmännisch steuern zu können, müssen sie vielfältige Pflichten und Aufgaben hinsichtlich Vergütung, Prognose und Berichtswesen souverän erfüllen.

Mit dem dezentralen Netzausbau ist in den letzten Jahren denn auch der Arbeits- und Verwaltungsaufwand der Netzbetreiber deutlich angestiegen. Einerseits hat sich gegenüber dem Jahr 2000 der Erfassungsaufwand von Anlagen, die nach dem EEG und KWKG gefördert werden, mehr als verdreifacht, andererseits wuchs auch die Anzahl der Vergütungskategorien binnen weniger Jahre von 1.000 auf weit über 3.000 – Tendenz steigend.

Verwendung bestehender Tools

»Die Zuordnung zu den verschiedenen Vergütungskategorien wird in ihrer Komplexität weiter ansteigen. Dadurch werden auch alle darauf folgenden Aufgaben wie Vergütung, Planung und Prognose deutlich komplexer und zeitintensiver«, führt Andreas Dutz vom IT-Unternehmen prevero aus. Dieses zählt mit ›n»symbio‹ zu einem der Anbieter für Tools zum dezentralen Einspeisemangement. Es hat im dritten Quartal 2011 eine Marktanalyse zu Trends, Potenzialen und Herausforderungen der dezentralen Einspeisung durchgeführt.

Insgesamt wurden aus 47 Versorgungsunternehmen die mit der Vergütung der dezentralen Einspeiser beauftragten Abteilungen befragt. Diese sind zum überwiegenden Teil in den Netzgesellschaften angesiedelt. Die Mehrheit der Unternehmen ist im Segment 2.000 bis 5.000 Einspeiser zu verorten.

Die untersuchten Versorger und mit ihnen die zuständigen Netzbetreiber verteilen sich über das gesamte Bundesgebiet. Damit ergibt sich laut prevero auch eine repräsentative Zuordnung zu den vier großen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB).

Signifikant ist, dass die analysierten Unternehmen für ihr dezentrales Erzeugungsmanagement vielfach bereits bestehende Tools im Einsatz haben, die allerdings nicht auf ein zielgerichtetes EEG- und KWK-Anlagen-Management ausgerichtet sind.

Es dominieren zum einen selbstentwickelte Excel-Lösungen, die nach Einschätzung der Befragten in zunehmendem Maße an ihre technologischen und funktionalen Grenzen stoßen. Die Ursachen dafür liegen einerseits in der wachsenden Datenflut, andererseits in den steigenden Anforderungen an Datenqualität und -transparenz. »Ich interpretiere die hohe Anzahl von eigengestrickten Excel-Lösungen so, dass die meisten Anwender sich nicht bewusst sind, wie hier mit einer einmaligen sinnvollen Investition einiges an Zeit und Nerven gespart werden kann. Es fehlt auch wie immer an der Zeit, sich mit der Evaluierung zu beschäftigen.«

Prognose wichtig

Ein weiteres Ergebnis: Die Befragten nutzen immer häufiger schon im Einsatz befindliche Billing- oder EDM-Systeme zur Abrechnung der dezentralen Einspeiser. »Es ist sicherlich naheliegend, bei Beginn eines neuen Themas zu untersuchen, wie man mit den bestehenden Systemen zurecht kommt«, kann Andreas Dutz die Situation nachvollziehen.

Da die Anforderung erst einmal Vergütung lautete, habe man zu seinem Billing-System gegriffen und drehte quasi das Vorzeichen um. »Natürlich haben auch alle Billing-Anbieter das Thema für sich entdeckt.« Kalkulationen für Nebenrechnungen erfolgten in Excel. »Nun wird nach und nach klar, dass bei mehr als 1.000 Einspeiseanlagen das Thema so nicht beherrschbar ist.«

Denn die klassischen Abrechnungssysteme würden den komplexen Prognoseanforderungen nur unzureichend gerecht. So ziehen ungenaue Vorhersagen der Einspeisevergütungen Zahlungsvorleistungen nach sich, die das Liquiditätsmanagement direkt berühren. »Man kann pauschal sagen: Jede Ungenauigkeit in der Prognose kostet Geld, egal ob die Abweichung nach oben oder unten erfolgt«, so Dutz.

Die Verteilnetzbetreiber müssen an den ÜNB Prognosen abgeben, welche Mengen sie benötigen, oder wieviel sie weniger benötigen als normal. Auch wenn die Geldflüsse im Gesamtjahr ergebnisneutral seien, habe das Thema eine große Auswirkung auf die Liquidität.

Mehr als Billing

»Einfach gesagt, wenn ich als Verteilnetzbetreiber dem vorgelagerten Netz mehr überweise, als ich eigentlich abnehme, so habe ich eine negative Auswirkung auf meine Liquididät und dadurch Zinsaufwände. Bei 6-stelligen Beträgen werden diese Summen im Jahresverlauf doch so groß, dass sie einen bedeutenden Kostenblock einnehmen.« Mit Tools für eine genauere Prognose könnten die Abweichung und die daraus resultierenden Kosten spürbar verringert werden.

»Ein weiterer kritischer Punkt sind die Berichtspflichten«, so Dutz. Sie seien gesetzlich getrieben und daher so wie alle gesetzlichen Auflagen: Sie ändern sich laufend in Format, Umfang und Anzahl. »Man kann hier nicht einmal einen Standard umsetzen und jeden Monat aufs Knöpfchen drücken. Wie bei den anderen Themen ist hier Flexibilität im Tool gefragt, um auf neue Berichtspflichten schnell reagieren zu können, ohne mehrere Mitarbeiter mit der Suche nach immer denselben Daten beauftragen zu müssen.«

Langfristig bedarf es daher gerade für die übergreifenden Analyse-, Simulations- und Prognoseaufgaben einer durchgängig integrierten Planungs- und Controllinglösung.

»Man braucht ein Tool, dass große Datenmengen für Analyse, Prognose und Berichtswesen performant behandeln kann«, erläutert Dutz wichtige Eigenschaften. Ferner müssen Workflows durch den Fachanwender selber angelegt werden können. »Denn vom Anschlussantrag bis zur Prognose an den ÜNB sprechen wir von einem neuen Prozess, der so in Billing-Systemen nicht vorgesehen ist.«

Sämtliche Prognosewerte sollten mittels frei definierbarer Standardeinspeiseprofile oder Referenzprofile tagesgenau und für einen beliebigen Zeitraum errechnet werden können. Dadurch sind neben Monats- und Jahresprognosen auch Quartals- und Halbjahresauswertungen sowie eine Mittelfristplanung über die kommenden Jahre möglich. »Ferner ist die Liquiditätssteuerung automatisch deutlich genauer.«

Für Zukunft gerüstet?

Bei der Abbildung der dezentralen Einspeisung gehe es also nicht nur um die reine Vergütung, wie sie auch ein gängiges Billing-System abbilden könne, so Dutz. Vielmehr bedürfe es einer Lösung, die sowohl Schnittstellen zu den Quellsystemen böte als auch die Umsetzung der stetig wachsenden Vergütungs-, Prognose- und Berichtspflichten erleichtere.

»Ein effizientes dezentrales Erzeugungsmanagement bedarf eines leistungsstarken und integrierten Reportings«, stellt er fest. Schließlich seien laufend umfangreiche Berichte an den vorgelagerten Netzbetreiber zu liefern und gleichzeitig benötige man aussagekräftige Strukturen für die interne Steuerung.

Wenn ein Unternehmen noch bei

• Habe ich den Prozess von Anschlussantrag bis Jahresbericht bereits effizient umgesetzt?

• Wieviel Aufwand ziehen neue Vergütungskategorien nach sich?

• Bin ich in der Lage, in überschaubarem Aufwand Monats- und Jahresberichte an den ÜNB zu erstellen?

• Wie sicher bin ich momentan in meinen Prognosen?

• Kann mein System die sogenannten Vermiedenen Entgelte berechnen?

• Wie lange brauche ich, um eine individuelle Anfrage der Regulierungsbehörde zu beantworten?

Bedarf wird gesehen

Überraschenderweise gab keines der von prevero befragten Unternehmen an, ein von IT-Unternehmen angebotenes spezielles Tool für die EEG-Abwicklung im Einsatz zu haben (siehe Grafik). Einige nutzen aber kostenfreie Spezialtools.

»Es gibt ein bis zwei Tools auf dem Markt, deren Funktionsumfang sich gut liest, von Fachleuten konzipiert wurde und das Thema abdeckt«, so Dutz. Aber Software lebe von der Weiterentwicklung und vom Support. Meistens werde ein solches Angebot nach ein bis zwei Jahren wieder eingestellt. »Man hat zwar dann keine Lizenzkosten in den Sand gesetzt, muss aber mit dem Projekt von Neuem beginnen.«

Nahezu 100% der angesprochenen Entscheider benannten einen dringenden Bedarf zur Einführung eines leistungsstarken Software-Tools, waren sich aber eher unschlüssig, welcher Art diese sein sollen.

Einig waren sich die Teilnehmer, dass die vorhandenen Systeme zu inflexibel sind, um die Gesetzesnovellen adäquat abzubilden und alle Vergütungskategorien zyklisch anzupassen. Diese sollten bei Bedarf auch vom Fachanwender geändert werden können.

Hoher Aufwand

So nannten sie als wichtigste Anforderungen an ein Software-Tool für die EEG-Abwicklung Schnittstellen zu bestehenden Billing und EDM-Systemen, die Aktualisierung durch die Software bei Gesetzesänderungen und die Unterstützung bei den vielfältigen Berichtspflichten.

Als Gründe für die Notwendigkeit zu Neuinvestitionen in ein effizientes kaufmännisches Erzeugungsmanagement gaben die Befragten den aktuell noch unverhältnismäßig hohen Verwaltungs- und Prüfungsaufwand hinsichtlich der Anzahl an regelmäßigen Meldungen und beteiligten Abteilungen an.

Weitere Punkte waren der Wunsch nach einer deutlichen Zeit- und Kostenersparnis sowie einen wachsenden Bedarf an verlässlichen, schärferen Prognosen.

Akzeptanz als Aufgabe

»Ich denke, alle Softwareanbieter müssen die Einstiegshürde noch niedriger machen. Und dabei denke ich nicht an die Lizenzpreise«, sieht Dutz eine Aufgabe für die Zukunft. Man kenne sein Billing-System und man kenne, oder denkt man kenne Excel. Für alles andere benötige man Training. »Es besteht immer eine gewisse Scheu, sich in ein neues Tool einzuarbeiten, das kennt man von sich selber. Wir arbeiten daher intensiv daran, die Bedienung noch freundlicher für den Fachanwender zu gestalten und mit mimimalem Einführungs- und Schulungsaufwand ein solches System zur Akzeptanz bei den Beteiligten zu bringen.«

Erschienen in Ausgabe: 01/2012