Die elektrische Energieversorgung spielt in der heutigen hochtechnisierten Volkswirtschaft eine immens wichtige Rolle. Der Beitrag der Elektrizität ist in jedem Glied der heutigen Wertschöpfungskette vorhanden und nicht ohne weiteres zu ersetzen. Betrachtet man speziell den Netzbetrieb als Bindeglied zwischen dem Absatz und der Energieerzeugung, so führen die neusten Marktentwicklungen zu einem erhöhten Kostendruck auf Seite der Netzbetreiber. Die Geschäftstätigkeit der Netzbetreiber besteht in der Unterhaltung der Netzanlagen und ist aus diesem Grund sehr kapitalintensiv. Sie sehen sich einer nach oben festgesetzten Preisgrenze gegenüber und müssen ihre Potenziale neben der Prozessoptimierung, in der Optimierung der Instandhaltungsaktivitäten der Anlagen ausschöpfen. De facto mündet dies in der Reduktion der Ausgaben für die Instandhaltung und Erneuerung der Anlagen, was gegeben falls zur Verschlechterung der Anlagenverfügbarkeit führt. Modernes Instandhaltungsmanagement soll daher zwischen Einsparungen und Risiken abwägen und alle Instandhaltungsaktivitäten unter Berücksichtigung der damit verbundenen Konsequenzen koordinieren. Alle unternehmerischen Tätigkeiten sind grundsätzlich Risiken unterworfen. Diese Risiken beeinflussen die Zielerreichung und gefährden die Grundsubstanz eines Unternehmens einerseits, auf der anderen Seite werden dadurch neue Chancen eröffnet. Dies ist der Grundsatz jedes Unternehmertums. Für ein gutes Management gilt es Risiken rechtzeitig zu erkennen und gegebenenfalls durch die entsprechende Maßnahmen zu minimieren. Die Investitionsentscheidungen in der Energieversorgung wurden bislang von der Risikoanalyse und dem Risikomanagement durch die Monopolsituation nicht betroffen. Durch die geänderte Marktsituation gilt es nun auf den neuen Trend schnellstmöglich zu reagieren und solche Kriterien wie Wirtschaftlichkeit, Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit fest in die Unternehmensgrundsätze eines modernen Energienetzbetreibers zu integrieren. Der richtige Umgang mit Risiken gehört unwiderruflich dazu. Insbesondere in der Mittelspannungsebene sind die Vorteile eines optimierten Risikomanagements von großer Bedeutung. Gründe dafür liegen in der Anzahl der Betriebsmittel in Verteilungsnetzen, die einen hohen Kapitaleinsatz erfordern. So wurde der Wiederbeschaffungswert deutscher Mittelspannungsnetze auf ca. 20 Mrd. Euro geschätzt. Risiko ist sowohl in der allgemeinen Umgangssprache, als auch in der Wissenschaft, Politik und anderen gesellschaftlichen Bereichen, ein häufig verwendeter Begriff. Durch seinen hohen Verbreitungsgrad und dessen Verwendung in unterschiedlichen Kontexten, gibt es keine einheitliche Definition, die alle Facetten gleichzeitig abdecken könnte. Im Kontext mit Energieversorgungssystemen wird oft vom Risiko als Produkt aus der Wahrscheinlichkeit und der Konsequenz des Ausfalls eines oder mehrerer Komponenten gesprochen. Im Unterschied zum unternehmensweiten Risikoma-nagementsystem, der z.B. im Gesetz zu Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG) beschrieben wird und wo es um die existenzbedrohenden Risiken in einem Unternehmen geht, spricht man in Zusammenhang mit einem Risikomanagementsystem in der Energieversorgung über die Bewertung der Netzzuverlässigkeit bzw. durch die Versorgungsausfälle verursachten, mehr oder weniger schwerwiegenden, Konsequenzen. Es ist in der Regel die Aufgabe des Asset Managers mit einem passendem Managementsystem die Ausfallrisiken zu identifizieren, zu quantifizieren und falls nötig zu minimieren. Die Analyse der vorhandenen Methoden im Umfeld von Energieversorgungsnetzen hat verdeutlicht, dass der aktuelle Stand der Technik einige Defizite aufweist. In den meisten Verfahren wird das Risiko zwar als Produkt aus der Wahrscheinlichkeit und Konsequenz aufgefasst, die konkrete Bewertung lässt aber viele Facetten offen. Die Schwierigkeiten fangen schon bei der Abschätzung der Zuverlässigkeitskennzahlen eines Netzes an. Hier werden die Zuverlässigkeitscharakteristiken der einzelnen Betriebsmittel als Lageparameter zur Abschätzung der Netzverfügbarkeit eingesetzt. Ein großer Nachteil solcher Methodik ergibt sich aus der Tatsache, dass diese in den meisten Fällen nur den mittleren Wert des Risikos abbildet und den Rest der Verteilung außer Acht lässt. Dabei spielen gerade die Streuungsparameter und der Konfidenzintervall in dem der wahre Wert liegt, eine große Rolle. Auf diese Art und Weise werden Wahrscheinlichkeit und Konsequenz oft als deterministische Größe interpretiert und die inhärenten Unsicherheiten in den beiden Begriffen außer Acht gelassen. Der in dieser Arbeit verfolgte Ansatz zielt auf die Entwicklung eines Instruments zur Risikoeinschätzung im Umfeld der Energieversorgung am Beispiel eines Mittelspannungsnetzes. Hierzu werden die in der Finanz- und Versicherungswirtschaft bereits vorhandene Verfahren aufgegriffen und auf ihre Konformität mit der gestellten Aufgabe untersucht. Von besonderem Interessen sind in diesem Zusammenhang die Verfahren zur Messung eines Value-at-Risk, die in den Finanz- und Versicherungsbranchen eine breite Verwendung finden. Generell werden in solchen Verfahren die Finanzportfolien auf Risiken untersucht und ein Risikowert berechnet, der mit einem Sicherheitsniveau zusammen den größtmöglichen Verlust in der betrachteten Zeitperiode erleiden könnte. Der Wert gibt das Risikoausmaß einer Investition an und wird ”Value-at-Risk” bezeichnet. Hier wird der größtmögliche Informationsgehalt über die Risikofaktoren in einer komprimierten Form zu einem Risikoindex zusammengefasst. Andererseits setzen die Verfahren auf klare Risikomodelle, die in der Regel für den Einsatz in den Aktienmärkten mit umfangreichen Datenbeständen optimiert worden sind. Im Zusammenhang mit den operativen Risiken im Asset Management der Ener-gieversorgung müssen diese Modelle modifiziert werden, um mit dem spärlichen Datenbestand fertig zu werden. Dafür wird ein Verfahren eingesetzt, das in der Versicherungsmathematik unter dem Namen ”Loss Distribution Approach” bekannt ist. Dieses Verfahren stellt sich der Herausforderung, mit volatilem Datenbestand und unsymmetrischen Verteilungen der Risikofaktoren als Eingangsparameter über simulativen oder analytischen Ansatz für eine definierte Risikogruppe und Periodendauer eine Gesamtschadensverteilung abzuleiten. Im Rahmen des simulativen Ansatzes wird dabei die bekannte und schnell zu implementierende Monte-Carlo-Simulation eingesetzt. Der analytische Ansatz bedient sich dabei der Fast-Fourier-Analyse. Beide Verfahren werden in der Arbeit auf ihre Einsetzbarkeit im Umfeld des Asset Managements der Energieversorgungsnetze analysiert, für den praktischen Ansatz modifiziert und am Beispiel eines Mittelspannungsnetzes eingesetzt. Die Ergebnisse der Berechnung sind die Gesamtschadensprognosen, die aus den Ausfällen definierter Betriebsmittelgruppen und unter Einbeziehung aller möglichen Risikotreiber resultieren. Zum Abschluss der Arbeit werden die Ergebnisse ausführlich diskutiert und weiterführende Forschungen eingeleitet.