Michael Roth, CEO Repower, im Interview
von Patrick Gunti
Seit Anfang Juni führt Michael Roth den Bündner Energiekonzern Repower. Nach aussergewöhnlich starken Jahren haben sich die Ergebnisse im ersten Halbjahr normalisiert; zugleich belasteten Trockenheit, geringe Wasserkraftproduktion und Einschränkungen im italienischen Kraftwerk Teverola das Geschäft. Im Interview spricht Roth über seine ersten Monate als CEO, die Bedeutung des Energiehandels und die anstehenden Heimfälle von Wasserkraftanlagen. Zudem erklärt er, unter welchen Bedingungen das bis zu 600 Millionen Franken teure Kraftwerk Chlus gebaut werden kann und wie der variable Stromtarif Optima helfen soll, Lastspitzen und den kostspieligen Netzausbau zu begrenzen.
Moneycab.com: Herr Roth, Sie stehen seit Anfang Juni an der Spitze von Repower und kennen das Unternehmen gleichzeitig bereits seit mehreren Jahren aus der Geschäftsleitung. Was hat sich für Sie mit dem Wechsel vom Leiter Produktion & Netz zum CEO am stärksten verändert – und was hat Sie in den ersten Monaten vielleicht sogar überrascht?
Michael Roth: Das Unternehmen und die Menschen, die es prägen, kannte ich bereits vor meinem Start als CEO gut. Eine Ausnahme bildete unser wichtiges Standbein in Italien. Dort waren mir vor allem die wichtigsten Dossiers und einige wenige Kadermitarbeitende vertraut. Die ersten Wochen und Monate nutzte ich deshalb, um mich intensiv mit unseren Themen und Mitarbeitenden in Italien auseinanderzusetzen. Dabei erkannte ich Potenzial, gewisse Themen künftig stärker gemeinsam anzugehen. Denn wir können viel voneinander lernen.
Welche eigenen Akzente wollen Sie als CEO setzen?
Besonders am Herzen liegt mir die strategische Frage der anstehenden Heimfälle von Wasserkraftanlagen in Graubünden. Die Bündner Gemeinden, der Kanton und Repower als einziges Bündner Stromunternehmen, das entlang der gesamten Wertschöpfungskette tätig ist, können in den kommenden Jahren entscheidend dazu beitragen, dass ein grösserer Teil der Wertschöpfung aus dieser erneuerbaren und hoch flexiblen Energiequelle im Kanton bleibt.
Repower weist für das erste Halbjahr einen EBIT von 51 Millionen Franken und einen Gruppengewinn von 34 Millionen aus. Im Vorjahr waren es noch 65 beziehungsweise 47 Millionen. Wie viel dieses Rückgangs ist Normalisierung, wie viel operativ bedingt?
Im Wesentlichen handelt es sich um eine Normalisierung. In den Vorjahren profitierten wir im internationalen Energiehandel noch von Absicherungsgeschäften, die wir während der Hochpreisphase 2022 und 2023 zu attraktiven Konditionen für spätere Lieferperioden abgeschlossen hatten. Diese Effekte sind inzwischen weitgehend ausgelaufen. Hinzu kamen operative Einflüsse. Wegen des schneearmen Winters, der geringen Schneeschmelze und der Trockenheit lag die Produktion unserer Wasserkraftwerke deutlich unter dem langjährigen Durchschnitt. In Italien konnte zudem das Gaskombikraftwerk Teverola aufgrund technischer Einschränkungen nur punktuell eingesetzt werden. Vor diesem Hintergrund ist ein Gruppengewinn von 34 Millionen ein gutes Ergebnis. Dazu beigetragen hat insbesondere unsere Fähigkeit, die flexible Energieproduktion optimal an den internationalen Strommärkten zu bewirtschaften.
Was ist für Repower künftig ein realistisches «Normalniveau» beim Ergebnis – und wie abhängig bleibt das Unternehmen vom Handelsgeschäft?
Ein «Normalniveau» lässt sich bei unserem Geschäftsmodell kaum seriös beziffern. Die Ergebnisse hängen unter anderem von der Hydrologie, den Energiepreisen, der Marktvolatilität und der Verfügbarkeit unserer Produktionsanlagen ab. Klar ist aber: Die ausserordentlichen Ergebnisse aus der Hochpreisphase sind nicht einfach in die Zukunft fortzuschreiben. Der internationale Energiehandel wird für Repower immer eine wichtige Rolle spielen. Als Energieunternehmen sind wir strukturell «long»: Wir produzieren mehr Strom, als wir in der Grundversorgung an unsere Kundinnen und Kunden abgeben. Diese überschüssige Energie müssen wir im Markt optimal bewirtschaften und vermarkten. Dafür braucht es eine starke Handels- und Portfoliomanagementkompetenz. Der Handel ist damit kein Zusatzgeschäft, sondern ein wesentlicher Bestandteil unseres Geschäftsmodells. Gleichzeitig basiert Repower nicht auf einem einzigen Standbein. Eigene Produktion, Netze und Versorgung in der Schweiz, unser Geschäft in Italien sowie der internationale Energiehandel tragen gemeinsam zum langfristigen Erfolg des Unternehmens bei.
«Der Handel ist damit Zusatzgeschäft, sondern ein wesentlicher Bestandteil unseres Geschäftsmodells. Gleichzeitig basiert Repower nicht auf einem einzigen Standbein.»
Michael Roth, CEO Repower
Die Wasserkraftproduktion lag wegen des schneearmen Winters und der geringen Niederschläge erneut deutlich unter dem langjährigen Durchschnitt. Müssen Sie sich darauf einstellen, dass solche Jahre infolge des Klimawandels eher zur Regel als zur Ausnahme werden?
Wir müssen uns darauf einstellen, dass die Wasserverfügbarkeit im Jahresverlauf stärker schwanken kann. Dazu gehört beispielsweise, dass im Winter häufiger Niederschlag als Regen statt als Schnee fällt. Deshalb werden Speicher und Flexibilität immer wichtiger. Für Repower heisst das, unsere Anlagen nicht einfach nur weiterzubetreiben, sondern sie gezielt weiterzuentwickeln: Speicherkapazitäten und Wasserkraftwerke stärker als Gesamtsystem zu denken, die Flexibilität zu erhöhen und das vorhandene Wasser möglichst effizient zu nutzen.
Repower investiert kräftig: 57 Millionen Franken allein im ersten Halbjahr, davon 21 Millionen ins Bündner Verteilnetz. Wie stark werden der Ausbau von Photovoltaik, Elektromobilität und Wärmepumpen den Investitionsbedarf in den kommenden Jahren noch erhöhen – und wer wird diese Kosten letztlich tragen?
Der Investitionsbedarf im Verteilnetz wird hoch bleiben. Mit jeder zusätzlichen Solaranlage, aber auch mit mehr Elektroautos und Wärmepumpen steigen die Anforderungen an das Netz. Deshalb können wir die Energiewende nicht allein mit mehr Leitungen und stärkeren Transformatoren bewältigen. Wir müssen das bestehende Netz intelligenter und flexibler nutzen. Dazu gehören Smart Meter, eine vorausschauende Netzplanung und Tarife wie unser neuer variabler Stromtarif Optima, der Anreize schafft, Strom dann zu nutzen, wenn das Netz weniger belastet ist. So können wir gewisse Netzausbauten vermeiden oder zumindest hinauszögern.
Letztlich wird das Verteilnetz von seinen Nutzerinnen und Nutzern finanziert. Die anrechenbaren Investitionen fliessen nach klaren regulatorischen Vorgaben über die Nutzungsdauer in die Netztarife ein. Unser Anspruch muss deshalb sein, nur dort auszubauen, wo es tatsächlich notwendig ist, und jeden Franken möglichst effizient einzusetzen.
«Wir können die Energiewende nicht allein mit mehr Leitungen und stärkeren Transformatoren bewältigen. Wir müssen das bestehende Netz intelligenter und flexibler nutzen.»
Kommen wir zum Kraftwerk Chlus. Im Juni haben Sie das Projektgenehmigungsgesuch eingereicht, obwohl der definitive Bauentscheid noch aussteht. Welche Bedingungen müssen nun konkret erfüllt sein, damit Repower tatsächlich grünes Licht für den Bau gibt?
Für einen positiven Entscheid brauchen wir zunächst eine rechtskräftige Projektgenehmigung und verbindliche Zusagen des Bundes für die vorgesehenen Investitionsbeiträge. Und wir brauchen über die laufenden Ausschreibungen eine belastbare Grundlage zu den effektiven Investitionskosten. Erst wenn diese Punkte geklärt sind, kann der Verwaltungsrat den definitiven Bauentscheid fällen. Unser Ziel bleibt, das Projekt Chlus weiter mit hoher Priorität voranzutreiben.
Die Investitionskosten für Chlus werden mit rund 445 Millionen Franken veranschlagt. Gleichzeitig macht Repower einen Bauentscheid auch von Investitionsbeiträgen des Bundes und weiteren Finanzierungsfragen abhängig. Wie viel öffentliche Unterstützung braucht es, damit sich dieses Projekt für Repower wirtschaftlich rechnet?
Aufgrund der vertieften Planung und der aktuellen Kostenentwicklung gehen wir heute von Investitionskosten von bis zu 600 Millionen Franken aus. Ein Projekt dieser Grössenordnung lässt sich unter den heutigen Marktbedingungen nicht ohne die gesetzlich vorgesehenen Förderinstrumente für die Wasserkraft realisieren. Repower profitiert einerseits von Bundesbeiträgen zur Förderung der Wasserkraft, andererseits von Beiträgen für die mit dem Projekt Chlus verbundenen ökologischen Verbesserungen. Das oberliegende Kraftwerk in Küblis verursacht im Gewässer unerwünschte Abflussschwankungen. Mit dem Projekt Chlus können diese ausgeglichen werden. Insgesamt rechnen wir mit Investitionsbeiträgen in der Grössenordnung von 60 Prozent der Investitionskosten.
«Ein Projekt dieser Grössenordnung lässt sich unter den heutigen Marktbedingungen nicht ohne die gesetzlich vorgesehenen Förderinstrumente für die Wasserkraft realisieren.»
Chlus soll jährlich rund 217 Gigawattstunden Strom produzieren, davon etwa 65 Gigawattstunden im Winter. Damit fällt der grössere Teil der Produktion weiterhin im Sommer an. Wie gut passt ein solches Kraftwerk zu einer Energiepolitik, die vor allem zusätzliche Winterproduktion benötigt?
Das Kraftwerk wird im Winter tatsächlich 65 Gigawattstunden erneuerbare Energie produzieren. Das ist eine beachtliche Menge. Richtig ist aber auch, dass sowohl das Kraftwerk Chlus als auch die für die Winterproduktion gebauten alpinen Solaranlagen im Sommer viel Strom erzeugen. Umso wichtiger ist es, zusätzliche Speicher und andere Flexibilitäten zu schaffen, damit künftig mehr Energie vom Sommer in den Winter verlagert werden kann. In einem ersten Schritt denke ich dabei an die konkreten Ausbauvorhaben für grosse Stauseen in verschiedenen Kantonen. Auch Repower prüft, wo und wie sich bestehende Speicher anpassen lassen, um die Winterproduktion zu erhöhen.
Ab 2027 führt Repower mit «Optima» einen freiwilligen variablen Stromtarif ein. Je nach Netzauslastung gelten grüne, gelbe oder rote Tarifstunden. Wie viel kann ein durchschnittlicher Haushalt sparen, wenn er seinen Verbrauch konsequent in die günstigen Zeiten verschiebt?
Das lässt sich nicht für jeden Haushalt mit einer einzigen Zahl beantworten, weil entscheidend ist, wann und wie viel Strom jemand verbraucht. Aber das Sparpotenzial ist durchaus relevant. Wer beispielsweise 1’000 Kilowattstunden pro Jahr konsequent von roten in grüne Tarifzeiten verschieben kann, spart damit grob 250 bis 300 Franken.
Hinter Optima steht letztlich das Ziel, Lastspitzen zu reduzieren und teuren Netzausbau zu vermeiden. Wie gross muss die Beteiligung der Kundinnen und Kunden sein, damit das tatsächlich einen messbaren Effekt auf das Repower-Netz hat – und könnte ein solches Tarifmodell langfristig zum Standard werden?
Entscheidend ist nicht, wie viele Kundinnen und Kunden teilnehmen, sondern, wie viel flexible Leistung sie tatsächlich aus den stark belasteten Stunden verschieben können. Gerade Elektroautos, Wärmepumpen oder Boiler können hier einen Unterschied machen. 2027 wird für uns diesbezüglich ein wichtiges Lernjahr. Wir werden sehen, wie die Kundinnen und Kunden auf die Preissignale reagieren und welchen Effekt das auf die Lastspitzen in unserem Netz hat. Optima wird den notwendigen Netzausbau nicht vollständig ersetzen. Aber wenn wir Lastspitzen reduzieren und die bestehende Infrastruktur besser auslasten können, lässt sich zusätzlicher Ausbau gezielter planen, teilweise auch vermeiden oder zumindest hinauszögern. Ich gehe davon aus, dass solche flexiblen Tarifmodelle langfristig an Bedeutung gewinnen werden. Ob und wann Optima in seiner heutigen Form zum Standard wird, werden wir sehen.
