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Life Cycle Costing zur Unterstützung des Asset Managements in der Energiewirtschaft - insbesondere für Investitionen in Elektrizitätsnetze

Bachelorarbeit 2010 52 Seiten

Energiewissenschaften

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

1 Einführung
1.1 Aktuelle Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft in Deutschland
1.2 Zielsetzung und Aufbau der Arbeit

2 Theoretische Grundlagen eines Elektrizitätsnetzes
2.1 Technische Grundlagen und Netzstruktur
2.2 Elektrizitätsnetze unterschiedlicher Spannungsebenen
2.3 Relevante Betriebsmittel innerhalb der Elektrizitätsnetze

3 Theoretische Betrachtung des Life Cycle Costing
3.1 Grundlagen und Historie
3.1.1 Ausgangspunkt und Zielsetzung des Life Cycle Costing
3.1.2 Historische Entwicklung des Life Cycle Costing
3.1.3 Abgrenzung von Life Cycle Costing und Total Cost of Ownership
3.2 Modellansätze des Life Cycle Costing
3.2.1 Product Life Cycle Costing
3.2.2 System Life Cycle Costing
3.3 Berechnungsansätze
3.3.1 Der deckungsbeitragsorientierte Ansatz
3.3.2 Der investitionsorientierte Ansatz

4 Anwendung des Life Cycle Costing auf Elektrizitätsnetze
4.1 Geeignete Betriebsmittel für eine LCC-Betrachtung
4.1.1 Bedingungen für den sinnvollen Einsatz einer LCC-Betrachtung
4.1.2 Ermittlung geeigneter Betriebsmittel anhand der definierten Bedingungen
4.1.2.1 Freileitungen
4.1.2.2 Kabel
4.1.2.3 Umspannwerke
4.2 Konstruktion eines Vorgehensmodells zur Ermittlung der LCC
4.3 Beurteilung
4.4 Beispielhafte LCC-Betrachtung für ein Umspannwerk

5 Fazit und weiterer Forschungsbedarf

Literaturverzeichnis

Eidesstattliche Erklärung

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Funktionsweise eines Drehstromgenerators

Abbildung 2: Hauptumspanner

Abbildung 3: Festlegung, Beeinflussbarkeit und Entstehung der LZK

Abbildung 4: Exemplarische Aktivitäten und Kostenkategorien in den LZ-Phasen

Abbildung 5: Betriebsdaten für das Beispiel der KuLa AG

Abbildung 6: Trade-off zwischen Anschaffungs- und Folgekosten

Abbildung 7: Betriebsmittelbezogene Bedingungen für einen

sinnvollen Einsatz des LCC

Abbildung 8: Eignung der jeweiligen Betriebsmittel für eine LCC-Analyse

Abbildung 9: Vorgehensmodell zur sukzessiven Ermittlung der LCC

Abbildung 10: Ergebnisse der LCC-Berechnung

1 Einführung

1.1 Aktuelle Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft in Deutschland

Die deutsche Energiewirtschaft agiert in einem dynamischen und durch umfassende nationale und supranationale Regulierungsbemühungen gekennzeichneten Wettbewerbsumfeld. Das in der zweiten Novelle des EnWG verankerte Unbundling verpflichtet die Energieversorgungsunternehmen, den regulierten Netzbetrieb rechtlich und wirtschaftlich strikt von den im Wettbewerb stehenden Geschäftsbereichen Energieerzeugung und –vertrieb zu trennen.

Die 2007 in Kraft getretene Anreizregulierungsverordnung sieht in § 12 einen Effizienzvergleich der Netzbetreiber durch die Bundesnetzagentur vor. Durch diesen Effizienzvergleich und die damit verbundene Genehmigung bestimmter Erlösobergrenzen sehen sich die deutschen Netzbetreiber einem enormen Effizienzdruck ausgesetzt. Sie müssen sich an den Kosten des effizientesten Netzbetreibers messen lassen und sind infolge bestrebt, sowohl die Investitionskosten, als auch die Instandhaltungskosten zu minimieren.

Auch der Ausbau intelligenter Stromnetze (Smart Grids) zur dezentralen Einspeisung der erneuerbaren Energien stellt die Netzbetreiber vor immense Herausforderungen. Ein aktueller Kommentar von Deutsche Bank Research beziffert den Investitionsbedarf allein für den Ausbau der Smart Grids bis zum Jahr 2020 auf 40 Mrd. Euro.[1] Investitionen für den Erhalt und Ausbau der konventionellen Stromnetze sind darin nicht enthalten.

Vor diesem Hintergrund wird deutlich, dass die Netzbetreiber in Deutschland ein Instrument benötigen, um Investitionsplanungen adäquat unterstützen und die Kosten der Investitionen über deren gesamten Lebenszyklus minimieren zu können. Mit dem Life Cycle Costing steht hierfür ein Instrument bereit, das in der Literatur bereits seit Jahrzehnten diskutiert wird. Auch in der Automobilwirtschaft wird das Instrument – in modifizierter Form – bereits seit Anfang dieses Jahrzehnts zur Planung von Investitionen in kapitalintensive Produktionsanlagen genutzt.[2] In der Energiewirtschaft hingegen findet das Life Cycle Costing bisher keine Anwendung, wird aber seit einiger Zeit auch hier diskutiert.

1.1 Zielsetzung und Aufbau der Arbeit

Die vorliegende Arbeit verfolgt zwei Kernziele. Zum einen soll anhand qualitativer Kriterien und Plausibilitätsüberlegungen untersucht werden, für welche Betriebsmittel in Elektrizitätsnetzen eine LCC-Analyse zur Unterstützung von Investitionsentscheidungen geeignet ist. Zum anderen wird in dieser Arbeit versucht ein allgemeines Vorgehensmodell zur Bestimmung der Lebenszykluskosten oder des Lebenszykluserfolgs dieser Betriebsmittel zu konstruieren.

Zu Beginn der Arbeit werden die theoretischen Grundlagen elektrischer Energieversorgungsnetze kurz umrissen. Anschließend erfolgt eine theoretische Betrachtung des Life Cycle Costing. Hierbei wird zunächst auf die Grundlagen und die historische Entwicklung des Konzepts eingegangen, anschließend werden die beiden wichtigsten Modellansätze des Life Cycle Costing vorgestellt und auch verschiedene Berechnungsmodelle werden aufgezeigt.

Im vierten Kapitel, dem konzeptionellen Teil der Arbeit, werden zunächst qualitative Kriterien beziehungsweise Bedingungen erörtert, deren Erfüllung eine LCC-Analyse für die betreffenden Betriebsmittel sinnvoll erscheinen lässt. Anschließend wird anhand dieser Bedingungen untersucht, welche Betriebsmittel für eine Unterstützung der Investitionsprozesse durch Life Cycle Costing geeignet sind. Danach wird versucht ein allgemeines Vorgehensmodell zur Ermittlung der Lebenszykluskosten zu entwickeln, um anschließend die Anwendbarkeit des LCC in der Energiewirtschaft zu beurteilen.

Die Arbeit schließt mit einer beispielhaften LCC-Betrachtung eines Hauptumspannwerks und anschließendem Fazit zur Arbeit und Hinweis auf weiteren Forschungsbedarf.

Auf bestehende Normen und Industriestandards zur Ermittlung der LCC – wie beispielsweise DIN EN 60300-3-3:2004 oder VDMA-Standard 42160:2006 – wird in dieser Arbeit nicht eingegangen.[3] Das hat verschiedene Gründe. Einerseits fehlen dafür notwendige empirische Daten, andererseits stellen diese Normen und Industriestandards ihrerseits lediglich Leitlinien dar.

2 Theoretische Grundlagen eines Elektrizitätsnetzes

2.1 Technische Grundlagen und Netzstruktur

In Europa wird elektrischer Strom in der Regel als Drei-Phasen-Wechselstrom (Drehstrom) mit einer Frequenz von 50 Hertz (Hz) erzeugt[4]. Dazu dienen meist große zentrale Kraftwerke, die als Kern-, Steinkohle-, Braunkohle- oder Gaskraftwerk betrieben werden. Unabhängig davon, welcher Primärenergieträger zur Stromerzeugung Verwendung findet, ist das physikalisch-technische Prinzip stets das gleiche. Ein Elektromagnet dreht sich in einem Generator und bewegt sich dabei an drei um 120° versetzten Spulen vorbei, wodurch elektrischer Strom in drei versetzten Phasen erzeugt wird. Abbildung 1 zeigt die Funktionsweise eines Drehstromgenerators.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Funktionsweise eines Drehstromgenerators[5]

Der auf diese Weise zentral erzeugte elektrische Strom wird schließlich über ein ca. 1,5 Mio. km langes Elektrizitätsnetz bestehend aus Freileitungen und Kabeln[6] zum Abnehmer transportiert.[7] Dabei setzen die metallenen elektrischen Leiter dem zu transportierenden Strom jedoch einen Widerstand entgegen, der zu Transportverlusten führt.[8] Die Höhe der Transportverluste korreliert bei konstanter übertragener Energie negativ mit der Höhe der elektrischen Spannung, weshalb es zielführend ist, zur Übertragung großer Energiemengen sehr hohe Spannungen zu verwenden.[9] Jedoch ist es sowohl aus Sicherheitsgründen wie auch aus technischen Gesichtspunkten nicht möglich, die erzeugte Energie mit Höchstspannung bis zu den Abnehmern zu transportieren. Daher hat sich ein Elektrizitätsnetz mit abgestuften Spannungsebenen etabliert. Auf die unterschiedlichen Spannungsebenen und die zur Transformation der Spannung nötigen Umspannwerke bzw. Trafostationen wird in den folgenden Abschnitten 2.2 und 2.3 eingegangen.

2.2 Elektrizitätsnetze unterschiedlicher Spannungsebenen

Grundsätzlich lässt sich die Gesamtheit eines Elektrizitätsnetzes differenzieren in das Höchstspannungsnetz, das Hochspannungsnetz, das Mittelspannungsnetz und das Niederspannungsnetz. Im Rahmen dieser Arbeit sollen diese Netze jeweils kurz umrissen werden, da sie unterschiedliche Charakteristika aufweisen, die für Investitionsentscheidungen relevant erscheinen.

Das Netz mit der höchsten Spannung ist in Deutschland das Höchstspannungsnetz, welches direkt aus den Kraftwerken gespeist wird. Es wird mit einer nominalen Spannung von 220 Kilovolt (kV) oder 380 kV betrieben und dient der Übertragung elektrischer Energie von den Kraftwerken hin zu den städtischen Ballungsräumen. Das Höchstspannungsnetz wird auch als Übertragungsnetz bezeichnet und wurde im Jahr 2009 in Deutschland von den vier Übertragungsnetzbetreibern E.On, RWE, EnBW und Vattenfall betrieben.[10] Insgesamt weist es eine Länge von über 60.000 Kilometern (km) auf.[11]

Im Gegensatz zum Höchstspannungsnetz ist das Hochspannungsnetz – wie auch alle nachgelagerten Spannungsebenen – dem Verteilungsnetz zuzuordnen, obwohl es aus technischer Sicht mit dem Höchstspannungsnetz vergleichbar ist.[12] Es wird mit einer Spannung von 110 kV betrieben und dient der regionalen Verteilung der elektrischen Energie, die es aus Hauptumspannwerken bezieht (zu Umspannwerken siehe Abschnitt 2.3) und schließlich nach der Transformation auf eine wesentlich niedrigere Betriebsspannung an das Mittelspannungsnetz weiter leitet.[13]

Das Mittelspannungsnetz bezieht die Energie von Umspannwerken aus dem Hochspannungsnetz und leitet diese weiter an die Trafostationen nahe den Abnehmern.[14] Es wird vor allem in städtischen Gebieten regelmäßig als Kabelnetz mit einer nominalen Betriebsspannung von 10 kV oder 20 kV betrieben.

Die weit überwiegende Mehrheit der Stromkunden ist auf Niederspannung angewiesen.[15] Um unnötig hohe Übertragungsverluste zu vermeiden, wird versucht, die Spannung möglichst lange auf einem sehr hohen Niveau zu halten. Aus diesem Grund stehen in Städten unüberschaubar viele Verteilerschränke, welche den Strom von 10 kV oder 20 kV auf 230 V – also Niederspannung – transformieren. Der Weg von diesen Verteilerschränken zu den Haushalten (maximal wenige hundert Meter) wird in der Wirtschafts- und Energiepolitik vielfach auch als „letzte Meile“ bezeichnet.[16]

2.3 Relevante Betriebsmittel innerhalb der Elektrizitätsnetze

Für die vorliegende Arbeit sind insbesondere die Höchst- und Hochspannungsnetze inklusive der zugehörigen Betriebsmittel von Bedeutung, was aber im Kapitel 4.1 explizit dargestellt wird. Daher werden in diesem Abschnitt die Betriebsmittel dieser Spannungsebenen fokussiert, um nicht den Rahmen der Arbeit zu sprengen. Für nähere Informationen zur Ausgestaltung der Betriebsmittel im Mittel- und Niederspannungsbereich vergleiche z.B. die Ausführungen in der Dissertation von Jendrian[17].

Die einzelnen Bestandteile eines Elektrizitätsnetzes werden Betriebsmittel genannt und in diesem Abschnitt kurz vorgestellt. Die für die vorliegende Arbeit relevanten Betriebsmittel sind Freileitungen, Kabel sowie Umspannwerke, da sie die im Hinblick auf Versorgungssicherheit und -qualität wichtigsten und kapitalintensivsten Bestandteile des Netzes darstellen, hohe Instandhaltungskosten und hohe potentielle Opportunitätskosten aufweisen und damit bei einer zu treffenden Investitionsentscheidung besondere Berücksichtigung finden sollten.[18]

Unter dem Begriff Freileitungen werden hier die Freileitungen als solche, die Freileitungsmasten und die an den Masten befestigten Armaturen – wie z.B. Isolatoren – subsummiert. Besonders im Höchst- und Hochspannungsbereich sind die Masten in der Regel aus Beton oder Stahl gefertigt und können in verschiedenen Bauweisen eingesetzt werden.[19] Die Freileitungsseile werden im Höchst- und Hochspannungsbereich aus Aluminium- und Stahldrähten gefertigt, wobei das Aluminium als Leiter und der Stahl zur Stabilisierung des Seils dient. Die Isolatoren hingegen sind notwendig, um die stromführenden Leitungsseile von den Masten zu trennen, um eine Erdung der Leitung und damit einen Zusammenbruch des Netzes zu unterbinden.[20] Grundsätzlich kann davon ausgegangen werden, dass Freileitungen im Höchst- und Hochspannungsbereich gegenüber Kabeln bevorzugt eingesetzt werden, da Kabel bei diesen Spannungsebenen und Drei-Phasen-Wechselstrom zu hohen Übertragungsverlusten führen.[21]

Kabel spielen in den Netzen der Höchst- und Hochspannung eher eine untergeordnete Rolle. In diesen Spannungsebenen kommen sie lediglich in Form von Unterseekabeln (zur Übertragung von Gleichstrom) zur Anwendung oder wenn Genehmigungen für den Bau neuer Freileitungstrassen aus umweltpolitischen Gründen verweigert werden.[22] Kabel sind weniger anfällig für atmosphärische Störeinflüsse wie Blitzschlag, dafür sind die Investitions- und Instandhaltungskosten deutlich höher.

Unter dem Begriff Umspannwerk werden in der vorliegenden Arbeit Transformatoren (Trafos) und Schaltanlagen in ihrer Gesamtheit bezeichnet, da ein Umspannwerk stets aus diesen Unterkomponenten besteht.[23] Der Trafo dient der Änderung der elektrischen Spannung, was über sog. Induktionsspulen erreicht wird. Trafos arbeiten bei sehr hohen Leistungseinheiten (ab ca. 200 Megawatt (MW)) mit einem Wirkungsgrad von etwa 99,5 %, die übrige Energie wandelt sich bei der Transformation in thermische Energie um und führt zur Erhitzung – und damit ohne entsprechende Schutzmaßnahmen – zum Ausfall des Trafos. Umspannwerke, die zur Transformation von Höchst- auf Hochspannung dienen, werden als Hauptumspanner bezeichnet.[24] Abbildung 2 zeigt beispielhaft einen Hauptumspanner.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Hauptumspanner[25]

Schaltanalagen bezeichnen hier jene Vorrichtungen, mit denen einzelne Leitungen zum Netz zugeschaltet oder davon getrennt werden können. Sie dienen der Steuerung und der Betriebssicherheit des Netzes, denn „Wenn alle Leitungen eines elektrischen Stromnetzes untrennbar miteinander verbunden wären, so würde jeder Kurzschluss zum Ausfall des gesamten Stromnetzes führen.“[26] Ein weiterer wichtiger Bestandteil der Umspannwerke ist die Netzleittechnik zur Fehlerdiagnose und Kommunikation.

3 Theoretische Betrachtung des Life Cycle Costing

3.1 Grundlagen und Historie

3.1.1 Ausgangspunkt und Zielsetzung des Life Cycle Costing

Das Life Cycle Costing (LCC) – im deutschen Sprachraum auch als Lebenszykluskostenrechnung (LZK) bezeichnet – ist ein Instrument des strategischen Kostenmanagements und wird zur Analyse und Optimierung der Gesamtkosten eines Produkts oder einer Investition eingesetzt.[27] Der Ausgangspunkt des Konzepts ist der sog. Lebenszyklus (LZ), welcher besagt, dass für Güter ähnlich wie für Lebewesen das „Gesetz des Werdens und Vergehens“ gilt.[28] Lebenszyklen beschreiben im Allgemeinen die idealtypische Entwicklung eines Objekts von einem definierten Zeitpunkt A bis zu einem definierten Zeitpunkt B und leiten daraus bestimmte Handlungsempfehlungen und charakteristische Entwicklungen monetärer Größen ab. Das konkrete Design eines LZ ist dabei abhängig vom gewählten Modellansatz, darauf wird aber in den Abschnitten 3.2.1 und 3.2.2 noch näher eingegangen. Ohne einen konkreten Lebenszyklus zu betrachten lässt sich festhalten, dass jeder LZ aus verschiedenen Phasen besteht, in denen unterschiedliche Kosten und Erlöse anfallen. Diese Kosten lassen sich den Kategorien Vorlauf-, Nutzungs- bzw. Markt- und Nachlaufkosten zuordnen.

Ein bedeutender Mangel traditioneller Kostenrechnungssysteme ist deren Periodenbezogenheit. Forschungs- und Entwicklungskosten – die zur Kategorie der Vorlaufkosten zählen – werden in der traditionellen Kostenrechnung nicht dem Produkt zugerechnet, für das sie angefallen sind, da dieses Produkt zum Zeitpunkt der Kostenentstehung noch nicht existiert. Stattdessen werden sie als Periodengemeinkosten behandelt und auf alle in der Periode hergestellten Produkte verrechnet.[29] Diese Praxis widerspricht dem Verursachungsprinzip und verzerrt insofern die Ergebnisse der Kostenrechnung. Ähnliches gilt für die Vorlaufkosten einer Investition (insb. Transaktionskosten). Ein weiterer damit einhergehender Nachteil traditioneller Kostenrechnungssysteme ist die Tatsache, dass nicht der Totalerfolg eines Produkts, Projekts oder einer Investition im Fokus steht, sondern der jeweilige Periodenerfolg, was zu einer zu kurzfristig ausgerichteten Planung führen kann.

Diese Mängel versucht das LCC zu eliminieren, in dem es alle produktspezifischen Kosten und Erlöse erfasst und sie den einzelnen Phasen im LZ zuordnet.[30] Das LCC ist somit eine Totalbetrachtung aller relevanten Kosten und Erlöse und bietet die Möglichkeit, die systemimmanente Periodisierung der Kosten zu umgehen.[31] Das liegt darin begründet, dass der Lebenszyklus und damit die Rechnungsperiode im Sinne des LCC mit dem erstmaligen Anfall von relevanten Kosten oder Erlösen für ein bestimmtes Produkt oder eine Investition beginnt und mit deren letztmaligem Anfall endet. Im Zusammenhang mit dem LCC werden die Begriffe Kosten bzw. Erlöse und Ein- bzw. Auszahlungen synonym verwendet, da aufgrund der Totalbetrachtung alle Kosten als pagatorische (zahlungsgleiche) Kosten anzusehen sind.

Darüber hinaus eignet sich das LCC aber auch hervorragend zur fundierten Unterstützung von Investitionsentscheidungen.[32] Sakurai z.B. weist darauf hin, dass bei Investitionsentscheidungen die Anschaffungskosten zwar genau analysiert, die Folgekosten jedoch regelmäßig vernachlässigt werden.[33] In diesen Fällen erscheint die Investitionsalternative mit den geringeren Anschaffungskosten sinnvoll, auch wenn diese geringeren Anschaffungskosten mit entsprechend höheren Folgekosten erkauft werden. Diese Wechselwirkungen zwischen Anschaffungs- und Folgekosten werden in der Literatur als Trade-off bezeichnet.[34],[35] Bei Investitionsentscheidungen dient das LCC der möglichst erschöpfenden Erfassung und Analyse aller von dieser Investition verursachten Kosten und Erlöse.

Während sich die angloamerikanischen und europäischen Ansätze des Life Cycle Costing vorwiegend der Minimierung der LCC widmen und eine optimale Ausnutzung des oben erwähnten Trade-offs fokussieren, verfolgen die asiatischen und insb. japanischen Ansätze grundlegend andere Ziele. Für die japanischen Anwender des Modells steht die Zuverlässigkeit und Qualität der Anlagen im Vordergrund.[36] Ursächlich für diese fundamental andere Zielsetzung ist die Tatsache, dass es in Japan gängige Praxis ist, auch über die gesetzliche Gewährleistung hinaus Garantieleistungen einzuräumen.[37] Manager japanischer Unternehmen befürchten, durch eine unverhältnismäßige Fokussierung der Kosten die Qualität der Produkte zu gefährden, was langfristig die Fluktuation von Kunden und damit einhergehende Umsatzeinbrüche zur Folge hätte. Auch wird das LCC in japanischen Unternehmen fast ausschließlich intuitiv eingesetzt, eine instrumentelle Verankerung ist hingegen kaum zu erkennen.[38]

3.1.2 Historische Entwicklung des Life Cycle Costing

Die erstmalige Verwendung des Life Cycle Costing wird in der Literatur dem US-Verteidigungsministerium (United States Department of Defense (DoD)) zugeschrieben. Nach einer Budgetkürzung des DoD Anfang der 1960er Jahre wurden die Gesamtkosten vorhandener Waffensysteme analysiert, um Kostensenkungspotentiale zu identifizieren.[39] Die vorgenommenen Analysen ergaben, dass ein wesentlicher Teil der anfallenden Kosten nicht durch die Anschaffungen selbst, sondern durch Betrieb und Instandhaltung verursacht wurde. Dhillon verweist in dem Zusammenhang auf eine Analyse des DoD aus dem Jahr 1974. In diesem Jahr betrug der Anteil der Beschaffungskosten 20 % des gesamten DoD-Budgets, die Betriebs- und Instandhaltungskosten hingegen beliefen sich auf 27 % des Budgets.[40] Diese Ergebnisse verdeutlichen die Priorität einer Betrachtung der Gesamtkosten für Investitionsentscheidungen, insbesondere, wenn es sich bei den zu beschaffenden Gütern um sehr langlebige Investitionsgüter handelt. In den 1970er Jahren wurde das LCC Konzept dann auch von anderen US-Behörden zur Planung von Bauprojekten und anderen Großinvestitionen genutzt.[41]

Ab den 1980er Jahren setzte sich das Konzept dann – ausgehend von der Computerindustrie – zunehmend in der Praxis durch, wobei es zunächst mehrheitlich von Produzenten zur Kalkulation der LCC der hergestellten Güter genutzt wurde. Im Einkaufs- und Investitionsbereich hingegen setzte sich das Konzept nur langsam durch und wird auch heute noch eher sporadisch genutzt. Insbesondere in Deutschland konnte sich das LCC für Einkaufs- und Investitionsentscheidungen noch nicht auf breiter Front durchsetzen. Eine Ausnahme bildet hierbei die Automobilindustrie, hier hat sich das Konzept bereits seit längerer Zeit bewährt. Die Daimler AG z.B. nutzt seit Beginn dieses Jahrzehnts für die Beschaffung von Produktionsanlagen ein eigens entwickeltes LCC-Konzept, das sog. „Maintanance-Total Cost of Ownership“ (M-TCO).[42] Dafür werden bei Ausschreibungen für zu beschaffende Produktionsanlagen von den potentiellen Lieferanten detaillierte Informationen über Lebenszykluskosten verlangt. In den Verträgen (M-TCO-Verträge) müssen die Lieferanten der Anlagen entsprechende Obergrenzen für die verschiedenen Kostenarten (insb. Instandhaltungskosten) über den gesamten Lebenszyklus der Anlagen garantieren.[43]

3.1.3 Abgrenzung von Life Cycle Costing und Total Cost of Ownership

Im Jahr 1987 legte das Beratungsunternehmen Gartner Group eine Studie zur Analyse der Gesamtkosten eines PC-Arbeitsplatzes vor und prägte damit den Begriff Total Cost of Ownership (TCO).[44] Seither wird für Lebenszyklusbetrachtungen – speziell in der Computerindustrie – neben dem Begriff LCC auch der Begriff TCO verwendet. Eine Differenzierung der Begriffe fällt schwer, da auch in der wissenschaftlichen Literatur die Meinungen hierzu divergieren.[45]

Geissdörfer/Gleich/Wald ziehen die Transaktionskosten als Differenzierungskriterium heran.[46] Demnach werden beim TCO-Konzept die Transaktionskosten explizit berücksichtigt, was beim LCC nicht der Fall sei. Bünting hingegen verwendet die beiden Begriffe synonym und führt die unterschiedlichen Bezeichnungen auf deren unterschiedliche Herkunft zurück.[47] Andere Autoren definieren TCO als LCC-Konzept für Konsumgüter, was allerdings zu weiteren begrifflichen Unschärfen führt, da hierfür auch der Begriff Product Life Cycle Costing (PLCC) verwendet wird.[48]

Im Rahmen der vorliegenden Arbeit sollen die Begriffe TCO und LCC synonym verwendet werden, da bei einer detaillierten Analyse und Erfassung aller relevanten Kosten natürlich auch die Transaktionskosten (also beispielsweise Verhandlungs- und Vertragsgestaltungskosten) zu berücksichtigen sind, auch wenn dies implizit geschieht. Darüber hinaus spielen Transaktionskosten vorwiegend bei Konsumgütern eine Rolle, da sie hier im Verhältnis zu den Gesamtkosten durchaus von Bedeutung sein können. Bei Investitionsgütern hingegen spielen sie im Verhältnis zu den Gesamtkosten der Investition eine untergeordnete Rolle und werden daher nicht separat untersucht. Vielmehr werden sie hier implizit als Anschaffungsnebenkosten in die LCC-Analyse einbezogen.

3.2 Modellansätze des Life Cycle Costing

3.2.1 Product Life Cycle Costing

Grundsätzlich ist es möglich, dieses Modell wahlweise aus Kunden- oder aus Produzentensicht zu betrachten. In der vorliegenden Arbeit wird jedoch ausschließlich die Produzentenperspektive dargestellt. Das Product Life Cycle Costing befasst sich mit der Analyse, Optimierung und letztlich Minimierung der Lebenszykluskosten von Konsumgütern. Ausgangsunkt des Modells ist dabei der LCC-bezogene Lebenszyklus einer Produktreihe, der sog. Produktlebenszyklus. Abbildung 3 zeigt die Festlegung, Beeinflussbarkeit und Entstehung der Gesamtkosten im Verlauf der einzelnen Phasen des PLZ.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3: Festlegung, Beeinflussbarkeit und Entstehung der LKZ[49]

Wie aus Abbildung 3 ersichtlich ist, werden die Kosten zum Großteil bereits in der Vorlaufphase festgelegt. Der Grund dafür ist, dass die Produktentwicklung und das Produktdesign zu dieser Phase gehören.[50] Determiniert werden die Kosten in der Vorlaufphase z.B. durch die Wahl des Materials, der zu erfüllenden Funktionen, des Qualitätsniveaus und des Produktionsverfahrens. In späteren Phasen des PLZ sind die Kosten hingegen nur noch marginal zu beeinflussen.

Zwar werden die LCC in der Vorlaufphase festgelegt, sie entstehen zum Großteil jedoch erst in der Marktphase, da auch die Produktions-, Lagerhaltungs- und Vertriebskosten zu einem wesentlichen Teil in diese Phase fallen. Insofern besteht eine Diskrepanz zwischen Beeinflussbarkeit und Entstehung der Kosten im Phasenverlauf.

Die Kostenentstehungskurve zeigt im Phasenverlauf auffällige Sprünge in der Höhe der kumulierten Kosten. Das zeigt die große Bedeutung der Vorlauf- und Nachlaufkosten. Die Vorlaufkosten werden insb. vor dem Hintergrund der steigenden Bedeutung von Innovation Capital als Teil des Intellectual Capital weiter an Relevanz gewinnen.[51] Ein Beispiel dafür ist die Automobilindustrie, hier belaufen sich die Kosten für Forschung und Entwicklung mitunter auf einige Milliarden Euro, zusätzlich sind die Hersteller seit 2007 gesetzlich verpflichtet, die Fahrzeuge auf eigene Kosten zu entsorgen.[52] Abbildung 4 zeigt eine Übersicht über exemplarische Tätigkeiten in den einzelnen Phasen und damit verbundene Kosten.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 4: Exemplarische Aktivitäten und Kostenkategorien in den LZ-Phasen[53]

Die idealtypische Umsatzentwicklung der analysierten Produktreihe wird mit Hilfe des integrierten Produktlebenszyklus modelliert. Der integrierte Produktlebenszyklus unterteilt das in Abbildung 3 dargestellte PLZ-Modell noch weiter und versucht, für die einzelnen Subphasen Erlöse in entsprechender Höhe abzubilden. Darauf wird aber an dieser Stelle nicht weiter eingegangen, da das PLCC nicht Gegenstand der Arbeit ist und eine ausführliche Betrachtung daher nicht notwendig ist.

[...]


[1] Vgl. Nguyen, T./Auer, J. (2010), S. 1

[2] Vgl. Albrecht, V./Wetzel, T. (2009), S. 82

[3] Für einen umfassenden Überblick über bestehende Konzepte vgl. Geissdörfer, K/Gleich, R./Wald, A. (2009), S. 693 – 715.

[4] Vgl. Puschitz, J./Benkö A. (2008), S. 23

[5] Abbildung entnommen aus:

http://www.c-turbines.ch/img/Energie/generator/drehstromgenerator.jpg, 16.06.2010

[6] Grundsätzlich kann elektrischer Strom einer beliebigen Spannungsebene sowohl mittels Freileitungen als auch über Kabel transportiert werden. Bedeutende Unterschiede bestehen vor allem in der Höhe der Investitionen zur Errichtung des Netzes, den Betriebskosten, den Instandhaltungskosten und den Entsorgungskosten.

[7] Vgl. Jendrian, L. (2002), S.19

[8] Vgl. Puschitz, J./Benkö A. (2008), S. 23

[9] Vgl. ebd.

[10] Vgl. http://www.bmu.de/energieeffizienz/doc/43117.php, 15.06.2010

[11] Vgl. ebd.

[12] Vgl. Jendrian, L. (2002), S. 42

[13] Unternehmen der Schwerindustrie beziehen regelmäßig auch Energie über eigene Abzweige aus dem Hochspannungsnetz.

[14] Vgl. Puschitz, J./Benkö, A. (2008), S. 29

[15] Vgl. Jendrian, L. (2002), S. 44

[16] Die letzte Meile ist der einzige Teil eines kommerziellen Elektrizitätsnetzes, der nicht die Kriterien eines natürlichen Monopols erfüllt und daher auch nicht der Regulierung unterworfen werden muss. Zu natürlichen Monopolen vgl. Varian, H. R. (1995), S. 397 – 399

[17] Vgl. Jendrian, L. (2002), S. 45 – 53

[18] Darauf wird im Abschnitt 4.1 noch genauer einzugehen sein.

[19] Vgl. Jendrian, L. (2002), S. 45 ff.

[20] Vgl. ebd.

[21] Vgl. ebd.

[22] Vgl. Jendrian, L. (2002), S. 49

[23] Vgl. Puschitz, J./Benkö, A. (2008), S. 30

[24] Vgl. Puschitz, J./Benkö, A. (2008), S. 28

[25] Abbildung entnommen aus: http://www.ifea.tugraz.at/wp-content/uploads/2009/05/exkursiongr-016.jpg, 23.06.2010

[26] Vgl. Jendrian, L. (2002), S. 53

[27] Vgl. Geissdörfer, K./Gleich, R./Wald, A. (2009), S. 695

[28] Vgl. Götze, U. (2007), S. 297

[29] Vgl. Brecht, U. (2005), S. 104

[30] Vgl. Brecht, U. (2005), S. 108

[31] Vgl. Coenenberg, A. G./Fischer, T./Schmitz, J. (1997), S. 224

[32] Vgl. Geissdörfer, K./Gleich, R./Wald, A. (2009), S. 695

[33] Vgl. Sakurai, M. (1997), S. 199

[34] Vgl. Kremin-Buch, B. (2004), S. 146

[35] Die herausragende Bedeutung des Trade-offs zwischen verschiedenen Kostenkategorien wird im Abschnitt 3.2.2 (System Life Cycle Costing) noch zu erörtern sein.

[36] Vgl. Sakurai, M. (1997), S. 224

[37] Vgl. Sakurai, M. (1997), S. 215

[38] Vgl. ebd., S. 224 f.

[39] Vgl. Kremin-Buch, B. (2004), S. 144

[40] Vgl. Dhillon, B. S. (1989), S. 29

[41] Vgl. Geissdörfer, K./Gleich, R./Wald, A. (2009), S. 696

[42] Vgl. Albrecht, V./Wetzel, T. (2009), S. 82

[43] Vgl. ebd., S. 82

[44] Vgl. Bünting, F. (2009), S. 38

[45] Vgl. ebd., S. 38

[46] Vgl. Geissdörfer, K./Gleich, R./Wald, A. (2009), S. 695 f.

[47] Vgl. Bünting, F. (2009), S. 38 f.

[48] Vgl. Coenenberg, A. G./Fischer, T./Schmitz, J. (1997), S. 224

[49] Eigene Darstellung in Anlehnung an Brecht, U. (2005), S. 105

[50] Vgl. Kremin-Buch, B. (2004), S. 144

[51] Zur steigenden Bedeutung des Intellectual Capital und die Auswirkungen auf die Kostenrechnung vgl. Coenenberg, A. G./Fischer, M.T./Günther, T. (2009), S. 583

[52] Vgl. Kremin-Buch, B. (2004), S. 145 f.

[53] Eigene Darstellung in Anlehnung an Kremin-Buch, B. (2004), S. 145

Details

Seiten
52
Erscheinungsform
Originalausgabe
Jahr
2010
ISBN (eBook)
9783842803954
Dateigröße
654 KB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v228022
Institution / Hochschule
Hochschule für Technik und Wirtschaft Dresden – Wirtschaftswissenschaften, Controlling
Note
1,5
Schlagworte
life cycle costing lebenszykluskostenrechnung investitionscontrolling asset management energiewirtschaft

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Titel: Life Cycle Costing zur Unterstützung des Asset Managements in der Energiewirtschaft - insbesondere für Investitionen in Elektrizitätsnetze