Mehr als die Hälfte der Energieversorgungsunternehmen (EVU) in der DACH-Region wollen bis 2030 eine Eigenerzeugung von bis zu 75 Prozent aus erneuerbaren Energien gegenüber ihrem Vertriebsportfolio erzielen. Gleichzeitig herrscht hinsichtlich der konkreten Ausgestaltung von Geschäftsmodellen für Flexibilität noch Unklarheit, wie eine aktuelle Marktstudie der internationalen Managementberatung Horváth ergeben hat.
Deutlich mehr als die Hälfte der befragten EVU (63 Prozent) befürwortet demnach eine Erneuerung des Strommarktdesigns und mehr als 75 Prozent planen, den Ausbau der erneuerbaren Energien nicht nur regional, sondern auch überregional voranzutreiben. Das stellt laut den Studienautoren gerade kleinere Versorger vor große Herausforderungen. Mehr als drei Viertel der Befragten nannten dabei den Aufbau von Kooperationen oder ganzen Produktions-Ökosystemen als möglichen Lösungsansatz.
Neue Geschäftsmodelle
Ressourcen wie Fachpersonal und freie Flächen sind jedoch knapp und umkämpft. Energieversorger müssten daher eine klare Strategie ausarbeiten und ihre Organisation darauf ausrichten, wie sie den Ausbau von erneuerbaren Energien konkret umsetzen wollten, sagt Matthias Deeg, Partner und Experte für Energiewirtschaft bei Horváth. "Neue Geschäftsmodelle, wie zum Beispiel Hybridprojekte aus PV- und Wind-Anlagen kombiniert mit Speichern sind perspektivisch zu entwickeln."
Zwar betrachten rund drei Viertel der Befragten "Flexibilität" als Wachstumsfeld im Unternehmen und haben sich bereits mit verschiedenen Optionen auseinandergesetzt. Trotzdem sieht die Mehrheit der EVU in "Flexibilitäts-Geschäftsmodellen" noch keine hohen Renditen.
Lasten optimieren
Mit dem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien steigt laut Horváth-Partner Deeg allerdings auch die Bedeutung von Lastenmanagement und intelligenter Netze. "Dort sind künftig die Profite zu holen – je früher die Marktteilnehmer hier ihre Kompetenzen ausbauen, desto besser."
Laut Fraunhofer ISE müsse sich die benötigte Speicherkapazität in Deutschland von derzeit fünf Gigawattstunden (GWh) auf 100 im Jahr 2030 erhöhen. Das größte Margenpotenzial erwartet sich knapp die Hälfte der befragten Versorger dabei in der Lastverschiebung bei der Energie-Produktion, gefolgt von der industriellen Lastenverschiebung.
"Verantwortliche sollten sich jetzt fragen, wie sich das eigene Portfolio mit Speichern und steuerbaren Lasten optimieren lässt und eine Flexibilitätsstrategie aufsetzen", so Deeg weiter. Wer hier Gas gebe, könne sich noch mit dem Aufbau von Erfahrungen und Referenzen am Markt positionieren.
Geothermie unterschätzt
Die Studie offenbart dabei auch, dass die Mehrheit der befragten Topführungskräfte die größten Renditepotenziale in Photovoltaik-Freiflächen und Wind-Onshore-Anlagen, gefolgt von Offshore und Wasserkraft sieht – weit abgeschlagen belegen Geothermie und Biomasse die letzten Ränge.
Gerade das am Anfang hohe nötige Risikokapital lässt die Geothermie derzeit offenbar noch nicht als attraktiv erscheinen. "Hier muss die Branche aufwachen, denn Erdwärme besitzt das Potenzial, sich als Erfolgsmodell zu entwickeln, was der Großteil der knapp 50 größeren geothermischen Anlagen beweist", so Energieexperte Deeg.
PPAs etablieren sich
Wie die Horváth-Analyse zeigt, entwickeln sich zudem PPAs künftig in Deutschland zum Standardprodukt. Mehr als 90 Prozent der Energieversorger wollen die PPAs künftig deutlich stärker nutzen, sowohl in der Beschaffung von Strom als auch in der Belieferung.
"Der Ausbau erneuerbarer Energien und der weitreichende Einsatz von Power Purchase Agreements erfordert von den Playern am Markt den Aufbau neuer Risikosteuerung, Beschaffungsmärkte und Kompetenzen, beispielsweise in der Strukturierung von PPAs", unterstreicht Deeg. (jk)
