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Monitor Deloitte 2018 2
Zusammenfassung
Generelles Marktumfeld: Das traditionelle Versorgungsgeschäft bleibt stark
unter Druck; die 2015 in der Deloitte Strommarktstudie 2025 identifizierten
Haupttrends für Erzeugung, Netze und Endkundengeschäft sind weiter gültig
Neue Treiber des Wandels: Wichtige Akteure haben nötige Anpassungen
vorgenommen, doch neue Marktrealitäten sind entstanden – die Erzeugung
wird durch Konsolidierung und Erholung der Großhandelspreise getrieben, das
Netzgeschäft durch das Wechselspiel zwischen Transportanforderungen im
Hochspannungsbereich und Bedarf an neuen Einnahmequellen und das
Endkundengeschäft durch veränderte Kundenerwartungen
Implikationen: Basierend auf dem neuen Marktumfeld müssen Versorger ihr
Geschäftsmodell und ihre Investitionsentscheidungen neu priorisieren und ihr
anvisiertes Betriebsmodell in einer noch klareren Konfiguration definieren
Monitor Deloitte 2018 3
Die Herausforderungen und Trends der von Deloitte im Jahr 2015 veröffentlichten Strommarktstudie 2025 gelten weiterhin
Rückblick: Strommarktstudie 2025 (1/2)
• Im Mittelpunkt der Deloitte Studie steht die Zukunft des Strommarkts
• Wesentliche Herausforderungen bleiben bestehen:
Erzeugung: Anhaltender Margendruck, da Überkapazitäten nur langsam abgebaut werden
Netze: Ungleichgewicht zwischen Verbrauch und Erzeugung bleibt Herausforderung, die Anzahl der Dispatch-Vorfälle steigt
Endkundengeschäft: Kunden haben die Möglichkeit, bevorzugte Technologie für die Stromerzeugung zu wählen
• Konsequenzen werden adressiert (z.B. durch Portfolioanpassungen), die Branche scheint die Talsohle durchschritten zu haben
Strommarktstudie 2025 Implikationen
Strommarkstudie 2025
Das traditionelle Geschäftsmodell für Versorgungsunternehmen ist
Geschichte – lassen Sie uns über die Zukunft sprechen
© 2015 Deloitte Consulting GmbH
Technologische, soziale und vor allem regulatorische Einflüsse haben die
Versorgungsindustrie in den letzten 10 Jahren nachhaltig verändert, was zu
erheblichen Herausforderungen in Bezug auf Marktbewertungen, Gewinne und
Renditen für Versorger geführt hat
1 Aktuelle Situation
Zentrale Herausforderungen ergeben sich in drei Bereichen: In der Erzeugung
werden durch Überkapazitäten Spreads eliminiert; im Netzgeschäft besteht eine
zunehmende geografische Disparität zwischen Erzeugung und Nachfrage; im
Endkundengeschäft entstehen neben „traditionellen“ Konsumenten neue
Segmente mit unterschiedlichen Verhaltensweisen und Bedürfnissen
Herausforderungen2
Um auf diese Herausforderungen reagieren zu können, müssen Energieversorger
das aktuelle Geschäft optimieren, in intelligente und wirtschaftliche optimierte
Lösungen zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage investieren, kunden-
orientierter werden und sich für neue Geschäftsmodelle neu positionieren
Implikationen3
Monitor Deloitte 2018 4
Die guten, alten Zeiten sind endgültig vorbei – Evolution allein reicht nicht aus, eine Revolution ist nötig
Rückblick: Strommarktstudie 2025 (2/2)
• Generelle Bestätigung der „Strommarktstudie 2025“ – jedoch einige „Überraschungen“:
Sehr effektives Auktions-modell für Erneuerbare
Ausmaß der Portfolio-anpassungen der großenEnergieversorger
Geschwindigkeit, mit der Speichertechnologien an Wichtigkeit gewinnen
• Politisch getriebene Dekarbonisierung (Einführung von CO2-Steuer und potenzieller Braunkohleausstieg) keine Zukunftsvision mehr
• Anhaltende Konsolidierung bei großen, traditionellen Erzeugern erwartet
Niedrig
Hoch
Langfristig Kurzfristig
Eintrittszeitpunkt
Ein
flu
ss
au
f En
erg
ieverso
rg
er
Reifegrad Erneuerbarer
Elektromobilität
(Groß-)Speicher / P2G
Politisch getriebene Dekarbonisierung
IoT / Konvergenz
Micro-grids1
Portfolioanpassung / Marktkonsolidierung
2015 Prognose Angepasste Prognose Neue Themen
Energy-as-a-Service
Blockchain
1 Microgrids beinhalten Peer-to-Peer-Handelsplattformen und Energie-„Communities“
Haupttrends und ihre Entwicklung Beobachtungen
Monitor Deloitte 2018 5
Herausforderungen sind nicht kleiner geworden –neue Marktgegebenheiten erfordern weitere Anpassungen der Energieversorger
Monitor Deloitte 2018 6
Die drei Hauptsegmente der Wertschöpfungskette bilden nach wie vor eine valide Basis für die Branchenanalyse
Übersicht
• Traditionelles Versorgungsgeschäftnicht mehr profitabel (keine Margenerholung im B2B-Bereich, im B2C-Bereich möglicherweise geringfügige Erhöhung durch Automatisierung)
• Veränderte Kundenbedürfnisse und Industriekonvergenz erfordern Transformation und Kosteneffizienz
• Kostengünstige erneuerbare Energien und reifende Speicherlösungen erhöhen Bedeutung von Microgrids
• Hochspannungsleitungen weiter unerlässlich zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage
• Konvergenz von Infrastrukturen (Strom und Gas, Telekommunikation, Daten, Mobilität)
• Anhaltender politischer Druck zur Dekarbonisierung (Pariser Klimaabkommen), Abbau von Überkapazitäten (Kernenergie- und Braunkohleausstieg)
• Erholung der Großhandelspreise(50-60 EUR/MWh); Renaissance von Erdgas („verlorene Investitionen”) zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen
Erzeugung Netze Endkundengeschäft
Konsolidierung bei Groß-Erzeugern, Marktkräfte
wieder relevant
Relevanz von Microgrids, Erweiterung (kritischer)
Infrastruktur-Ökosysteme
Entkommodifizierung,Konvergenz und
Servicekostenreduktion
Monitor Deloitte 2018 7
Dank sich erholender Großhandelsstrompreise verbessert sich die Ertragssituation für Energieversorger
Erzeugung | Preisentwicklung
Quelle: EPEX; Credit Suisse: „European Utilities – 2018 Outlook“ (2017); Bundesnetzagentur (BNetzA); Agora Energiewende: „Jahresauswertung 2017“; Monitor Deloitte Analyse
• Möglicher Aufschwung der deutschen Großhandelsstrompreise (Kernenergieausstieg bis 2022, möglicher Kohleausstieg)
Kernenergieausstieg: Stilllegung der verbleibenden neun Kern-kraftwerke bis spätestens 2022
Eingeschränkte Zukunft für Kohle: §13g EnWG führt bereits zu Abschaltung von ca. 10% der Kohlekraftwerkskapazität bis 2019
• Zunehmende Preisschwankungen auf Spot-Markt
2017: 146 Stunden mit negativen Preisen (bisher höchste Anzahl); viele Stunden mit Preisen >100 EUR/MWh
Volatilität auf Intraday-Markt ebenfalls hoch; verdeutlicht zunehmenden Bedarf an Flexibilität aufgrund steigender Wind- und PV-Kapazität
Deutscher Großhandelsstrompreis (Spot) (EUR/MWh)
28313338
4352
46
0
20
40
60
2014 2016
33
2013
EU
R/M
Wh
2030e
50-60
2017201520112010 2012
146
97
126
646456
1512
88
9178
0
50
100
150
2016201520142012 201720132010 2011
Anzahl der Stunden mit negativen Großhandels-strompreisen und Stunden mit Preisen >100 EUR/MWh
Stunden mit Spot-Preisen > 100 EUR/MWh
Stunden mit negativen Spot-Preisen
Profitabilitätszuwachs EVU 2017-2020 (CAGR in %)
1,9%
EBITDA
3,6%
Revenue
1,6%
0,8%
EUDE
Stu
nden p
.a.
Preisentwicklung Anmerkungen
Monitor Deloitte 2018 8
Die Konsolidierung im Bereich der konventionellen Großerzeugung wird sich fortsetzen – deren Bedeutung für die Systemstabilität bleibt bestehen
Erzeugung | Konsolidierung im Bereich fossile Erzeugung
Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi); Monitor Deloitte Analyse
• Traditionelles vertikal integriertes Geschäftsmodell für Energie-versorger zunehmend unter Druck
• Fusionswelle im Bereich der konventionellen Erzeugung
• Kapitalintensives Geschäft, große Marktakteure als Schrittmacher
• Bedarf an neuen (Gas-) Kraftwerken zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit – zumindest ab 2022 nach Abschluss des Kernenergieausstiegs; dank steigender Großhandelsstrompreise wird konventionelle Erzeugung wieder profitabel
• Um CO2-Reduktionsziele zu erreichen, muss verbleibende Lücke im Erzeugungsmix durch zusätzliche Winderzeugung geschlossen werden
Brutto-Stromerzeugung, Erzeugungsmix (%)
Lücke (10%) –Optionen
1. Wind Onshore2. Importe3. Neubau Gas4. Effizienz
20%13% 10%
12% 12%
20%17% 17%
18%23% 22%
8%8%
11%9%
13%10%
2030
4%
3%
6%
2020
3%
2%6%
7%3% 3%7%
2016
3%
Erdgas
Wind Off
Wind On
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle Wasser
Biomasse
Sonstige
Solar
AnmerkungenEntwicklungen im Bereich Fossile Erzeugung
Monitor Deloitte 2018 9
Die zunehmenden Schwankungen der Residuallast erfordern einen Ausgleichsmechanismus, der konventionelle Erzeugung entlohnt
Erzeugung | Entwicklung der Dunkelflaute
Quelle: Energy Brainpool (2017); Deutscher Wetterdienst (DWD) (2018); RWE (2017); Monitor Deloitte Analyse
• Jüngste Studien zeigen, dass Situationen mit andauernden Ertragsausfällen fluktuierender Erneuerbarer im Zeitverlauf selten eintreten – wenn sie aber eintreten, sind große Lücken abzudecken
• Dunkelflauten (Zeiten mit sehr geringer Wind- oder PV-Erzeugung) bisher durch konventionelle Erzeugung und Stromimporte abgedeckt
• Bei Braunkohleausstieg sind Grenz-kuppelkapazitäten ggf. nicht ausreichend für Versorgungssicher-heit während „kalter Dunkelflauten“ (andauernd geringe Wind-und PV-Erzeugung bei gleichzeitig hoher Stromnachfrage in Wintermonaten)
• Ausgleichsbedarf, z.B. mittels Kapazitätsmechanismen oder Preisspitzen als Anreiz für den Einsatz flexibler Gaskraftwerke
Anzahl der Situationen pro Jahr, in denen mittlere Wind- und PV-Produktion für Dauer von 48 Std. < 10% der Nennleistung
Wind- und PV-Erzeugung zu Spitzenlastzeiten, Spitzenlast (GW)
0
50
100
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
GW
Wintersaison
SpitzenlastWind, PV zu Spitzenlastzeiten
16% 21% 19% 2% 11% 2% 24%
zu deckende Residuallast
2
13
23
Wind On-shore
Wind On-/Offshore
Wind On/Off & PV
Selten 0,2
Wind& PV
Häufig
Deutschland Europa
AnmerkungenAuswirkungen eines hohen Erneuerbaren-Anteils
Monitor Deloitte 2018 10
Der Zuwachs Erneuerbarer wird auch durch deren überlegene Kostenposition unterstützt – der Verkauf über den Handelsmarkt wird mittelfristig zur Norm
Erzeugung | Erneuerbare Energien
• Umstellung auf Ausschreibungsprozess für Erneuerbare Energien mit der Novelle 2017 des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
• Ständiger Rückgang der Auktionspreise, der auch den Rückgang der Stromgestehungs-kosten für Erneuerbare widerspiegelt
• Aufgrund erwarteter Entwicklung der Großhandelspreise könnte die Vermarktung von Erneuerbaren über Handelsmärkte profitabler werden als der Bezug von Subventionen (Vergütung gemäß eingereichtem Angebotspreis)
Stromgestehungskosten,durchschnittlicher Auktionspreis,
Großhandelsstrompreis (EUR/MWh)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2013 202520172014 2016 20202015 2030
EU
R/M
Wh
Wind Onshore
EPEX Spot Preis
Wind Offshore
PV
Auktionspreis Wind Onshore
Auktionspreis PV
Auktionspreis Wind Offshore
Anmerkung: Die durchschnittlichen Auktionspreise spiegeln die letzten Auktionsergebnisse in Deutschland wider (PV / Wind Onshore: Februar 2018; Wind Offshore: April 2017)
Quelle: EPEX Spot; Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi); Bundesnetzagentur (BNetzA); Agora Energiewende
AnmerkungenProfitabilität von Erneuerbaren Energien
Monitor Deloitte 2018 11
Produzenten-renteProduzenten-
rente
40
0
60
80
20EU
R/M
Wh
Diese Entwicklung wird durch höhere, ggf. steuerbasierte CO2-Preise geför-dert, die erforderliche Großhandelspreise von ca. 60 EUR/MWh begünstigen
Erzeugung | Marktunsicherheiten
1 Erhöhte CO2-Emissionen als Folge einer angekündigten CO2-Reduktionspolitik, da Besitzer fossiler Energieträger Produktion erhöhen, solange noch möglich (Profitmaximierung)
Quelle: Morgan Stanley: „Utilities Primer. An introduction to the European Utilities market“ (2017); Energy Brainpool (2017); Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung
• Der CO2-Preis wird zu den Grenzkosten jeder Anlage addiert und erhöht somit den Großhandels-preis: Ein Anstieg von 1 EUR/Tonne CO2 führt zu einem Anstieg der Großhandelspreise von 0,7 EUR/MWh
• Um die Ziele des Pariser Abkommens und die Klimaschutzziele der EU und Deutschlands zu erreichen, erscheint eine höhere Bepreisung von CO2
unerlässlich; Deutscher Klimaschutzplan:
Gesamtemissionsreduktion um 40% bis 2020 (relativ zu 1990)
Reduktion der Emissionen im Energiesektor um ca. 60% bis 2030
• Jüngste Studien deuten darauf hin, dass die bloße Erwartung einer strikteren CO2-Preisgestaltung Desinvestitionen in CO2-intensive Erzeugung (insb. Kohle) auslöst, die über dem „grünen Paradoxon“1 liegen und so Emissionen effektiv reduziert
Grenzpreis
20
0
80
60
40
EU
R/M
Wh Grenzpreis
Erneuerbare SteinkohleBraunkohle AndereGasAtom
Deutsche Merit Order bei CO2-Preis von 7 EUR/Tonne
Deutsche Merit Order bei CO2-Preis von 30 EUR/Tonne
Erreichung der Emissions-Einsparziele in 2020
Erreichung der Emissions-Einsparziele in 2025
80
60
40
0
20
Em
issio
nsein
sparu
ng %
60 EUR/t20 EUR/t
52%
28%
40 EUR/t
68%
Ref. Szenario
71%
60
80
40
0
20
Em
issio
nsein
sparu
ng %
Ref. Szenario
40 EUR/t
27%
69%
40%
61%
60 EUR/t20 EUR/t
Referenzszenario: CO2 Reduktion durch geplanten Entwicklungspfad von Erneuerbarer ErzeugungReduktionsziele: 40% über alle Sektoren bis 2020; 61% im Energiesektor bis 2030 (jeweils relativ zu 1990)Leichte Emissionssteigerung in 2025 durch erhöhte Kohle-Volllaststunden aufgrund des Atomausstiegs
ILLUSTRATIV
2030 Ziel
2020 Ziel
ILLUSTRATIV
AnmerkungenCO2-Preiseffekte
Monitor Deloitte 2018 12
Erzeugung | Point of view
Die Dekarbonisierung wird als Haupttreiber die zukünftige
Erzeugungslandschaft und die Sektorkonsolidierung prägen
Die zentrale, konventionelle Erzeugung ist jedoch nicht
„tot“, da sie zumindest über das nächste Jahrzehnt für den
notwendigen Systemausgleich sorgen muss
Der Schlüssel zu einem stabileren Erzeugungssystem ist die
Erholung der Großhandelspreise, gestützt durch steigende
CO2-Preise, was die Vermarktung weiterer
Erzeugungstechnologien am Handelsmarkt ermöglicht
Monitor Deloitte 2018 13
Änderungen im Bereich der Regulierung schaffen Ergebnisdruck –gleichzeitig drängen Regulierungsbehörden auf Investitionen in Smart Grids
Netze | Regulatorisches Umfeld
VNB = Verteilnetzbetreiber
Quelle: Bundesnetzagentur (BNetzA), Monitor Deloitte Analyse
• Wechsel zu Yardstick-Regulierung nach 3. Regulierungsperiode (2024) wahrscheinlich (z.B. CAPEX pro Netzkilometer)
• Margendruck durch sinkende Eigenkapitalverzinsung – Erfordernis neuer Einnahmequellen aus wettbewerblichen Netzservice-dienstleistungen und Digitalisie-rung (z.B. Energieberatung, Demand Response, Gateway-Administration)
• Wachsende Bedeutung Erneuerbarer und sich änderndes Kundenverhalten (z.B. Prosumer, Communities, Peer-to-Peer Plattformen) führen zu Anstieg innovationsgetriebener Investitionen
• Aktuelle Datenschutz- und-sicherheitsvorschriften noch immer entscheidendes Investitions-hindernis, insbesondere im Hinblick auf Entwicklung von Smart Grids
Entwicklung Eigenkapital-Verzinsung vor Steuern (%)
6,91
9,059,29
7,147,56
5,12
-6%
-3%-28%
1. Reg.periode 2. Reg.periode
-24%
3. Reg.periode
AltanlagenNeuanlagen
458479488 483511494 513530513
Netz-ausbau
Netz-verstärkung
Netz-optimierung
201720162015
Anzahl der in Netzverbesserungs-maßnahmen investierenden VNB
(gem. §12 EEG, §11 EnWG)
Smart Meter Rollout-Pfad(gem. „Gesetz zur Digitalisierung der
Energiewende“ 2016)
AnmerkungenVergütung und Investitionen von Netzbetreibern
Monitor Deloitte 2018 14
Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit bleibt Netzausbau weiterhin unabdingbar
Netze | Netzausbau
EnLAG = Energieleitungsausbaugesetz (2009), 22 Netzausbauvorhaben; BBPlG = Bundesbedarfsplangesetz (2013), 43 Netzausbauvorhaben
Quelle: Bundesnetzagentur (BNetzA); Agora Energiewende; Monitor Deloitte Analyse
• Kosten der Maßnahmen zur Netz-engpassbehebung – d.h. Redispatch (vertraglich geregelte Anpassung der Wirkleistungseinspeisung von Kraft-werken) und Einspeisemanagement (Abregelung von Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen) – in den letzten Jahren aufgrund der Energiewende deutlich gestiegen
• Weitere Förderung und Anpassung der Regulierung für angemessene Rendite scheinen erforderlich, um Netzausbau voranzutreiben und auf Bedeutung von Versorgungssicher-heit für die Öffentlichkeit und auf EU-Anforderungen zu reagieren (Ausbau grenzüberschreitender Kapazitäten)
• Investitionen in Netzausbau können Ergebnisdruck der Netzbetreiber reduzieren – Anzahl verzögerteroder verschobener Investitionen zeigt Komplexität
40%
5.900 km3%
1.800 kmEnLAG
BBPlG
Entwicklung der Maßnahmen zur Netzengpassbehebung(Kosten in Mio. EUR p.a., Dauer in GWh p.a.)
AusstehendFertiggestellt
0
5.000
10.000
15.000
20.000
0
200
400
600
800
1.000
2017Q1-Q3
2011 2016201520132012
Mio
. EU
R p
.a.
2014
GW
h p
.a.
Redispatch GesamtkostenEinspeisemanagement
Fortschritt Netzausbau (%)
AnmerkungenAnforderungen Netzausbau
Monitor Deloitte 2018 15
Durch Großspeichertechnologien kann das Stromnetz entlastet und der weitere Ausbau im Rahmen gehalten werden
Netze | Exkurs: Power-to-Gas
• Marktreife Technologie: Weltweit sind mehr als 100 Power-to-Gas-Anlagen im Wert von etwa 70 Millionen Euro installiert
• Relevanz der Infrastruktur: Power-to-Gas ist in der Lage das Stromnetz zu entlasten
• Notwendige Änderung des Rechtsrahmens: Power-to-Gas muss beispielsweise durch die Befreiung von Steuern und Abgaben attraktiver gemacht werden
• Veränderung im Erzeugungsmix: Durch den Ausbau Erneuerbarer Energien wird Power-to-Gas wichtiger Bestandteil einer zunehmend elektrifizierten Welt sein
• Beitrag zum Klimawandel: Power-to-Gas ermöglicht die Dekarbonisierung des Wärmesektors
Methani-
sierungElektrolyse H2 CH4
Gas
• Steigender Anteil volatiler Stromerzeugung durch Erneuerbare Energien
• Fast keine Speichermöglichkeit im Stromnetz, um immer aktuellem Bedarf zu entsprechen
• Gasnetz kann hingegen große Mengen Energie speichern (den vormaligen Strom)
• Gasspeicher als zusätzliche saisonale Speichermöglichkeit geeignet
AnmerkungenGesamtheitlicher Blick auf Power-to-Gas
Monitor Deloitte 2018 16
Unternehmen benötigen neue netzkoppelte und -ferne Lösungen, um von ver-ändertem Kundenverhalten zu profitieren und auf Ergebnisdruck zu reagieren
Netze | Neue Services
• Neue Infrastruktursysteme werden für Energieversorger relevant – digitale Optimierung bestehender Infrastruktur (z.B. Ausstattung von Leitungen mit Sensoren), Aufbau neuer Infrastruktur (z.B. Ladeinfrastruktur)
• Strategische Überlegungen von Versorgern, sich auf (kritische) Infrastruktur zu fokussieren(anstatt auf Endkundenprodukte und -services) oder das Portfolio in Richtung Endkundenbedürfnisse auszubauen
• Unterstützung von Eigenverbrauch und lokalen Microgrids durch externe Beratung und Energieberatung
• Stetige Zunahme an Komplexität und Möglichkeiten für Endkunden –umfassendes Komplettpaket(mittels Partnerschaften) als potenzielles Alleinstellungsmerkmal
HEUTE
MORGENVerkehrs-
infrastruktur
Kommunikations-infrastruktur
Strom-, Gas-, Wärme-, Wasserinfrastruktur
Wind
SmartMeter
Elektromobilität
FotovoltaikHaus-
automati-sierung
Speicher
Virtuelles Kraftwerk
Intelligente Kühl-/ Heizsysteme
AnmerkungenEvolution des Stromnetzes
Monitor Deloitte 2018 17
Ziel:Transaktionsauto-matisierung in lokalen Energiesystemen
Partner:Karlsruher Institut für Technologie (KIT),Energie Südwest AG,LO3 Energy
Versorger können von Microgrids profitieren, indem sie über Infrastruktur hinaus datenbasierte und kundenorientierte Services anbieten
Netze | Neue Services: Beispiel „Landau Microgrid Project“
Quelle: Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Energie Südwest AG
Funktionsweise
Lokale Erzeuger
(Erneuerbare Energien)
Lokale Stromverbraucher
(Haushalte)
Lazarettgarten, Landau
Aktueller Rahmen
Lokales Transaktions-Microgrid
Smart MeterErzeugungsdaten
Smart Meter
Verbrauchsdaten
Mobile App
Strompreis-präferenzen
Mobile App
Strommix-präferenzen
Geschlossene Netzinfrastruktur
Strom aus demallgemeinen Stromnetz
Auswahl, woher Strom gekauft wird
• Peer-to-Peer-Handel basierend auf Blockchain-Technologie
• Vollautomatisierter Handel basierend auf eingestellten Präferenzen
Monitor Deloitte 2018 18
Netze | Point of View
Netzausbau ist weiterhin relevant; innovationsgetriebene
Investitionen sind nötig, um Nachhaltigkeit und
Digitalisierung entlang der Wertschöpfungskette zu treiben
Netzbetreiber müssen neue Umsatzquellen erschließen –
basierend auf sich veränderndem Endkundenverhalten und
neuen, lokalen Geschäftsmöglichkeiten
(z.B. Speicher, Microgrid)
Fokussierung auf (kritische) Infrastruktur ggf. sinnvoll –
Versorger müssen jedoch Kompetenzen und Partner-
schaften rund um neue Infrastruktursysteme aufbauen
Monitor Deloitte 2018 19
Kunden erwarten Veränderungen – wie unsere Studien belegen
Endkundengeschäft | Kundenerwartungen
Quelle: Monitor Deloitte Studie „Kundenerlebnis@EVU“ (Umfrage unter mehr als 1.000 Deutschen Stromkunden in 2017)
• Kunden zeigen Veränderungswillen durch hohe Akzeptanz von nutzer-freundlichen Möglichkeiten, sich mit Energie und ihrem Versorger auseinanderzusetzen
• Klassischer Brief, E-Mail und Onlineportal sind bevorzugte Kontaktkanäle für Verbrauchs-angaben und Rechnung
• Mobile App wird von 10-20% genutzt und hat das Potenzial, zum bevorzugten digitalen Kanal zu werden, wenn andere digitale Kanäle eingebunden werden
• Alter spielt keine entscheidende Rolle bei Präferenz der Kontaktkanäle
• Digitale Bereitschaft der Kunden ermöglicht künftige Digitalisierungund führt zu Kostensenkungs-potenzialen für Verbrauchs- und Rechnungsthemen
Dig
ital
(akti
v) E-Mail
Online Chat
Dig
ital
(p
assiv
)
Online Portal
Mobile App
An
alo
g
Verbrauch Rechnung
Alter:
10%
46%
6%
>6040–49 50–6030–39<30
3%
4%
54%
8%
62%
9%
40%
2% 5%
31%
39%
12% 11%
43%
17%
29%
49%
2%
Stromausfall-benachrichtigung
Brief
SMS
Anruf
AnmerkungenBevorzugte Kundenkanäle nach Alter
Monitor Deloitte 2018 20
Um Kundenerwartungen zu erfüllen, müssen neue Anforderungen adressiert werden – entweder durch Um- oder Neubau
Endkundengeschäft | Neue Anforderungen
Um neue Kundenerwartungen zu erfüllen und ein wettbewerbsfähiges Kostenniveau zu erreichen, ist ein Um-oder Neubau bestehender Strukturen erforderlich
Zentrale Herausforderungen und Chancen Neubau:
• Hohe/s Investment und Migrationskosten
• … aber Chance auf führende Cost-to-Serve und nachhaltige Wettbewerbsfähigkeit
Zentrale Herausforderungen und Chancen Umbau:
• Hoher Anpassungsaufwand und hohe Betriebskosten (hauptsächlich Personalkosten und IT-Lizenzkosten)
• … aber geringe Investitionen, gleichzeitig Ermöglichung eines kundenfreundlicheren Frontends
Um
fan
g
Veränderungsgrad
Kom
ple
tt(F
ront-
& B
ackend)
Fokussie
rt(F
ronte
nd)
BestehendeTechnologie & Prozesse
Neue Technologie & Prozesse
Heute
Optimierung inbestehenden Strukturen
Neubau
Komplett neuer Technologie-Stack
inkl. Betriebs-modell
Umbau
GezielteErweiterung inAnalytics und
Frontend
AnmerkungenAdressierung neuer Kundenerwartungen
Monitor Deloitte 2018 21
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
20001500 1750500 12501000750250
CtS [EUR]
Haushaltskunden [in Tausend]
Neubau resultiert in signifikant niedrigeren Kosten – auch wenn diese erst bei größeren Kundenzahlen Wirkung realisierbar sind
Endkundengeschäft | Kosteneffekte
Anmerkung: CtS = Cost-to-Serve; Haushaltskunden: <10,000 kWh/a (ein Zählerpunkt pro Kunde); inkl. Projektkosten; für Durchschnittsunternehmen, Abweichungen möglich
Quelle: Monitor Deloitte Analyse
• Deutschen Energieversorgern mit weniger als 400.000 Haushalts-kunden fehlt die Größe für eine eigenständige Neubauinitiative
• Kleine Versorger sollten kooperierenund gemeinsame digitale Back- und Frontends einführen, um ebenfalls zeitnah wettbewerbsfähige CtS-Niveaus zu erreichen
• Je nach Höhe der Migrationskosten zur Überführung von Bestandskunden zu einem „Digital Only“ Betriebs-modell können Versorger mit mehr als 500.000 Haushaltskunden von neuen Technologien und Prozessen außerhalb bestehender Strukturen profitieren
• Große Versorger mit über 1 Mio. Haushaltskunden sollten nachweislich ein „Digital Only“-Modell verfolgen, um CtS von 10 EUR und weniger pro Haushalt zu erreichenUmbau Neubau inkl. MigrationskostenNeubauHeute
3
Projekt Uplift
1
SkaleneffektInvestit.
2
Migrations-kosten
AnmerkungenCost-to-Serve (CtS) Analyse
Monitor Deloitte 2018 22
Allerdings ist ein Umbau derzeit die präferierte Option unter deutschen Versorgern
Endkundengeschäft | Marktrealität
Quelle: Monitor Deloitte Umfrage unter 31 Unternehmen der BDEW Landesgruppe NRW (Dez 17-Jan 18)
• Nur 3% der deutschen Versorger präferieren derzeit Neubau für einzelne Systemelemente (z.B. Smart Meter Datensysteme)
• 32% der befragten Unternehmen sind noch unschlüssig, ob wesentliche Herausforderungen in Bestandsstrukturen effizient angegangen werden können
• 84% der Versorger sehen keine finanziellen Schwierigkeiten bei der Umsetzung der Veränderungen, von denen 71% in den nächsten vier Jahren realisiert werden
• Über zwei Drittel der Unternehmen erwarten Skalen- und Synergie-effekte (volles Potenzial bei gemeinsamem/r digitalen/r Backend oder Plattform)
• 40% der Versorger fehlt es an Fähigkeiten und / oder Ressourcen; Erfordernis externer Expertise
Umbau Gleich gewichtet Neubau
32%3%
65%
Erkenntnisse:
Finanzielle Mittel für die geplante Veränderung vorhanden
Skalen-/Synergie-effekte können aus der Veränderung erzielt werden
Fähigkeiten und Ressourcen für ge-plante Veränderung vorhanden
Zeitlicher Rahmen der geplanten Veränderung 1-4 Jahre
84%
Zustimmung
68%Zustimmung
Zustimmung
60%71%
Zustimmung
AnmerkungenDominanz des Umbaus
Monitor Deloitte 2018 23
Neue Fähigkeiten werden benötigt, um Mehrwert und höhere Margen im wachsenden Bereich Energy-as-a-Service zu generieren
Endkundengeschäft | Ausblick: Energy-as-a-Service
Anmerkung: Technologie bezieht sich auf Haupttechnologien
Quelle: Monitor Deloitte Analyse
• „Service“: Kein reiner Handware-oder Commodity-Vertrieb
• Gegenbewegung zur Kommodifizierung der Vergangenheit: Bewusste Herbeiführung von Intransparenz durch Angebot abstrakter, neuer oder kombinierter Services (beispielsweise können Batterien besser in Kombination mit Services vertrieben werden, da sie alleine oft nicht profitabel sind)
• Hauptvorteile der neuen Player: Höhere Kundenbindung durch mittelfristige Verträge und Chance auf höhere Margen (durch Mangel an Vergleichbarkeit)
• Nichtsdestotrotz ist in diesem Wachstumsfeld – durch die schiere Anzahl der neuen Player – auch ein Konsolidierungsprozess zu erwarten
Versorgungs-sicherheit
EnablerEnergiewende
Energiekosten-optimierung
Anwendung
Netz-dienstleistung
Energie-speicherung
Energie-steuerung
Eigen-erzeugung (Leasing)
Energie-effizienz
Bezugs-optimierung
Service Player (%)
Plattform
BatterienPower-to-X
Intelligente Zähler
Fotovoltaik
App Frontend
Algorithmen
Datenbank
Technologie
16
23
18
7
21
15
AnmerkungenEnergy-as-a-Service – Ausblick
Monitor Deloitte 2018 24
Endkundengeschäft | Point of view
Kunden verlangen, unabhängig vom Alter, nach einem
positiven Kundenerlebnis und nach Konsistenz über alle
Kanäle hinweg – Energieversorger müssen daher eine
kosteneffiziente, digitale Kanal-Landschaft bereitstellen
Wettbewerbsfähige Cost-to-Serve werden zu einer Frage
der Größe; kleine Energieversorger benötigen gemeinsame
digitale Plattformen, um neuen Kundenanforderungen
gerecht zu werden
Derzeit konzentrieren sich deutsche Versorger auf Umbau –
Disruption kann aber in der Branche selbst entstehen,
wenn neue Standards durch „First Mover“ gesetzt werden
und sich durch Konzentration und Kooperation etablieren
Monitor Deloitte 2018 26
Die sich verändernden Marktgegebenheiten führen zu unterschiedlichen strategischen Implikationen je Wertschöpfungssegment
Implikationen | Strategische Implikationen
• Entwicklung hin zu schlankeren Geschäftsmodellen für verschiedene Marktrollen
Anlagenintensive Erzeugung mit Systemverantwortung
Kundenorientiertes Lösungsgeschäft zur Bereitstellung von Energie
• Ein kundenzentriertes Geschäfts-modell mit einer Kombination aus Netzen und Endkundengeschäft erfordert möglicherweise eine Neu-Interpretation der Entflechtung
• Unabhängig davon müssen Versorger auf allen Ebenen das Spannungsfeld zwischen anhaltender und nachhaltiger Kostendisziplin und agilen und schnellen Entscheidungen bewältigenEndkunden-
geschäft
Erzeugung
Netze
• Aufbau langfristiger Skaleneffekte durch Kombination konventioneller und erneuerbarer Erzeugungsanlagen (Vermarktung des gesamten Erzeugungsportfolios am Handelsmarkt)
• Erschließung von Investitionen zur Förderung innovativer Endkunden-lösungen und Anpassung der Investorenbasis zur Verbesserungder Kapitaleffizienz
• Integration des Energie- und Energy-as-a-Service-Geschäfts zur Schaffung gebündelter Kompetenzen und Lösungen für Endkunden
AnmerkungenImplikationen je Wertschöpfungssegment
Monitor Deloitte 2018 27
In Zukunft könnten Energieversorger eine Asset-light Strategie verfolgen und sich als operative und finanzielle Asset Manager positionieren
Implikationen | Strukturelle Implikationen
Operative Vorteile:
• Klare Struktur und Fokus auf neue Rollen: Trennung von Kundenservice und Asset Management
• Kontrolle des Netzes durch Asset Management ist Grundlage für das Geschäft mit Kundenlösungen
• Asset Management als separate Geschäftseinheit kann sich auf die Akquisition von Drittkunden für Betriebs- und Wartungs-dienstleistungen konzentrieren
Finanzielle Vorteile:
• Vielfältige Optionen zur Asset-light Finanzierung, um weitere Assets durch Partnerschaften mit institu-tionellen Investoren zu erwerben
• Zusätzliche Zahlungsströme durch operatives Asset Management für Drittkunden und Finanzdienst-leistungen für institutionelle Investoren (Aufsetzen eigener Fonds)
Asset Manager
Kunden-dienstleister
Asset Mgmt.
DrittkundenNetze/Assets
Regulatedasset
s
Regulatedasset
s
RegulierteAssets
Nicht-regulierte
Assets
Finanz-investoren
Neue Investit. inregulierte
Assets
Services
Betrieb und Wartung
Kunden
Services
Betr./Wart.
EKFK
AnmerkungenPotenzielle Struktur zur Weiterentwicklung
Monitor Deloitte 2018 28
Infolge strategischer und struktureller Anpassungen werden sich auch organisatorische Strukturen und Fähigkeitsanforderungen ändern
Implikationen | Organisatorische Implikationen
Produkte/ Services
Fähig-keiten
Organi-sation
Individualisierung bis hin zum „Segment of One“Kunden-segmente
1
Neue Produkte / Services „beyond the meter“Produkte/ Services
2
Omni-Kanal-Kommunikation und -LieferungKanäle3
Prozesse, die kundenzentrierte Interaktion ermöglichen
Prozesse4
Nutzung vorhandener Kraftwerks-, Netz- und Kundendaten
Infor-mation
5
Am gefragtesten:Digitale und Data Analytics Fähigkeiten
Mit-arbeiter
6
Data Mining zur Gewinnung von EchtzeiteinblickenTech-nologie
7
Struktur, die direkten reaktiven und proaktiven 24h-Kundenkontakt auf verschiedenen Kanälen ermöglicht
Organi-sation
8
Kundenzentriertheit, -service und -engagement überall und jederzeit
Standorte9
• Mit zunehmender Automatisierung und neuen Technologien werden sich organisatorische Strukturen ändern und neue Anforderungen entstehen
Neue Talente mit neuem Skill-Set (z.B. Data Miners, Service Designer, Performance Marketing-Spezialisten und Analysten)
Agile Ansätze (z.B. um Produkt-entwicklung zu beschleunigen und schneller auf sich ändernde Kundenanforderungen reagieren zu können)
• Dies erfordert sowohl Änderungen der Führung / Steuerung als auch der Recruiting-Prozesse
AnmerkungenOrganisatorische Implikationen
Monitor Deloitte 2018 29
Kontakt
Hilmar FrankeDirector
Dammtorstr. 1220354 Hamburg
Tel: +49 (0)40 32080 4993E-Mail: [email protected]
Dr. Thomas SchlaakPartner
Dammtorstr. 1220354 Hamburg
Tel: +49 (0)40 32080 4894E-Mail: [email protected]
Kristina BrodManager
Rosenheimer Platz 481669 München
Tel: +49 (0)89 29036 7977E-Mail: [email protected]
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