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Strommarktstudie 2030Ein neuer Ausblick für die Energiewirtschaft

Hamburg, April 2018

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


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


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


Herausforderungen sind nicht kleiner geworden –neue Marktgegebenheiten erfordern weitere Anpassungen der Energieversorger


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


Was bedeutet das für Energieversorger?


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


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


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


Kontakt

Hilmar FrankeDirector

Dammtorstr. 1220354 Hamburg

Tel: +49 (0)40 32080 4993E-Mail: [email protected]

Dr. Thomas SchlaakPartner

Dammtorstr. 1220354 Hamburg


Kristina BrodManager

Rosenheimer Platz 481669 München


mailto:[email protected]






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erbringt selbst keine Leistungen gegenüber Mandanten. Eine detailliertere Beschreibung von DTTL und ihren

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Deloitte erbringt Dienstleistungen in den Bereichen Wirtschaftsprüfung, Risk Advisory, Steuerberatung, Financial Advisory und

Consulting für Unternehmen und Institutionen aus allen Wirtschaftszweigen; Rechtsberatung wird in Deutschland von Deloitte

Legal erbracht. Mit einem weltweiten Netzwerk von Mitgliedsgesellschaften in mehr als 150 Ländern verbindet Deloitte

herausragende Kompetenz mit erstklassigen Leistungen und unterstützt Kunden bei der Lösung ihrer komplexen

unternehmerischen Herausforderungen. Making an impact that matters – für rund 263.900 Mitarbeiter von Deloitte ist dies

gemeinsames Leitbild und individueller Anspruch zugleich.

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