Mit Mehrwert verkaufen

Das EEG 2014 schafft neue Parameter für die Direktvermarktung. Einige Pflichten greifen zwar erst mit einer gewissen zeitlichen Verzögerung. Die verpflichtende Direktvermarktung wird erst ab 2016 für Anlagen ab 100 Kilowatt eingeführt. Auch die Pflicht, Bestandsanlagen in der Direktvermarktung fernsteuern und online messen zu können, gilt erst ab dem 1. April 2015. Aber allen Regelungen ist gemein: Sie haben konkrete Auswirkungen auf das Verhältnis zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter.

Neuanlagen über 500 Kilowatt

Seit Inkrafttreten des EEG am 1. August muss Strom aus Neuanlagen direkt vermarktet werden, sofern die Anlagen eine installierte Leistung von mehr als 500 Kilowatt haben. Strom aus Bestandsanlagen kann dagegen weiterhin entweder direkt vermarktet oder klassisch dem Netzbetreiber überlassen werden (Einspeisevergütung). In Ausnahmefällen ist die Einspeisevergütung zwar auch für Neuanlagen noch möglich. Aber für Anlagen in der verpflichtenden Direktvermarktung ist sie mit einem Abschlag von 20 Prozent auf die EEG-Vergütung verbunden – die sogenannte Ausfallvermarktung gemäß Paragraf 38 EEG 2014.

Für Neuanlagen über 500 Kilowatt ist also entscheidend, dass die Direktvermarktung ab der ersten Kilowattstunde erfolgt. Der Anlagenbetreiber sollte daher rechtzeitig einen Direktvermarkter kontaktieren. Derzeit existieren noch keine verbindlichen Zuständigkeiten und Automatismen für den Beginn der Vermarktung. Dieser ist daher mit Abstimmungsaufwand verbunden. Damit der Direktvermarkter den Inbetriebnahmeprozess vermarktungsseitig begleiten kann, sollte ein Puffer eingeplant werden – drei Monate vor Inbetriebnahme sind ideal.

Neuanlagen über 100 Kilowatt ab 2016

Ab 2016 muss der Strom aus Neuanlagen mit einer installierten Leistung ab 100 Kilowatt direkt vermarktet werden. Diese kleinen Anlagengrößen stellen eine wirtschaftliche Herausforderung dar. Die Arbeitsmenge und damit der Erlös pro Anlage sind so gering, dass die derzeit praktizierte aufwendige persönliche Kundenbetreuung und Erläuterung der Verträge für den Direktvermarkter aus unserer Sicht nicht kostendeckend sein kann. Um Anlagenbetreibern dennoch attraktive Angebote für die Vermarktung ihres Stroms machen zu können, müssen die Kosten für den Vertragsabschluss schlank gestaltet werden. Hierzu könnten Standardverträge und automatisierte Vertragsabschlussprozesse über das Internet beitragen, wie man sie schon im Haushaltskundenbereich kennt.

Vergütungssystematik in der Direktvermarktung

Bei der Vergütung im Rahmen der geförderten Direktvermarktung ändert sich weniger die Systematik als die Terminologie. Der bisherige Vergütungssatz für die Einspeisevergütung lebt als rechnerische Größe fort und wird nun als „anzulegender Wert“ (AW) bezeichnet. Weiterhin wird vom Netzbetreiber die gleitende Marktprämie (MP) ausgezahlt. Somit gilt für die geförderte Direktvermarktung ökonomisch das Gleiche wie bisher: AW = Monatsmarktwert + MP. Dabei wird der Monatsmarktwert wie bisher vom Direktvermarkter ausgezahlt und die Marktprämie vom Netzbetreiber.

Der die Kosten der Direktvermarktung begleichende, bisher als „Managementprämie“ bezeichnete Preisbestandteil wird nicht mehr einzeln ausgewiesen, ist aber in die Marktprämie eingepreist. Die Marktprämie ist im Falle der Direktvermarktung also erhöht. Entsprechend fällt die Förderung für fernsteuerbare Neuanlagen in der verpflichtenden Direktvermarktung um 0,4 Cent je Kilowattstunde höher aus als bei Kleinanlagen in der Einspeisevergütung. Von diesem Mehrerlös behält der Direktvermarkter dann die vereinbarte Vermarktungspauschale ein. Der anzulegende Wert unterliegt derzeit einer monatlichen Degression von 0,5 Prozent. Die Höhe der Absenkung wird analog zu den Einspeisevergütungen von der Bundesnetzagentur bekannt gegeben.

Die verpflichtende Direktvermarktung im EEG 2014 führt dazu, dass dem Anlagenbetreiber die Einspeisevergütung nur noch in Form der Ausfallvermarktung nach Paragraf 38 EEG, also mit einem Preisabschlag, zur Verfügung steht. Will der Anlagenbetreiber diese finanziellen Einbußen nicht hinnehmen, ist er also auf den Abschluss eines Vertrags zur Direktvermarktung angewiesen. Einige Anlagenbetreiber und Banken verlangen nun korrespondierend zur bisherigen 20-jährigen Dauer der Einspeisevergütung ebenso lang laufende Vermarktungsverträge von ihrem Direktvermarkter. Üblich sind derzeit lediglich Vertragslaufzeiten zwischen zwei und drei Jahren.

Sollten sich die Laufzeiten zukünftig verlängern, wird die Herausforderung darin liegen, den verständlichen Wunsch nach Preissicherheit seitens der finanzierenden Bank sowie die Risiken der Marktentwicklung für den Direktvermarkter vertraglich zu berücksichtigen. Üblicherweise arbeiten lang laufende Stromlieferverträge daher entweder mit Risikoaufschlägen oder Preisanpassungsmöglichkeiten. Hier gilt es, zusammen mit Direktvermarkter, Anlagenbetreiber und finanzierender Bank eine für alle ausgewogene Lösung mit einer hinreichend langen Vertragslaufzeit zu marktgängigen Konditionen zu vereinbaren.

Fernsteuerbarkeit für alle Anlagen

Grundsätzlich müssen ab 1. April 2015 alle Anlagen in der Direktvermarktung in der Lage sein, Onlinedaten an den Direktvermarkter zu übermitteln und durch den Direktvermarkter ferngesteuert zu werden. Die Größe der Anlage ist dabei unerheblich, solange sie sich in der Direktvermarktung befindet. Bei einigen alten Anlagen lohnt sich derzeit die Umrüstung nicht, und diese drohen aus der Direktvermarktung zu fallen. Hier sind also die Anbieter von Mess- und Steuertechnik gefordert, deutlich preiswertere Komponenten zur Verfügung zu stellen.

Steigender Wettbewerbsdruck

Die Direktvermarktung wurde 2011 implementiert, um die Kosten für die Vermarktung erneuerbarer Energien deutlich zu senken. Sie bestand aus zwei wesentlichen Bestandteilen: der Marktprämie und der Managementprämie. Während die Marktprämie, vereinfacht gesagt, an den Betreiber ging, der seinen Strom in die Direktvermarktung gegeben hatte, war die Managementprämie als Vergütung für die Vermarktungsrisiken des Direktvermarkters gedacht. Von ursprünglich 1,2 Cent pro Kilowattstunde im Jahr 2012 sinkt die Managementprämie 2015 auf gerade einmal 0,4 Cent pro Kilowattstunde. Diese müssen sich Direktvermarkter und Anlagenbetreiber teilen.

Das Ziel, die Vermarktungskosten deutlich zu senken, hat der Gesetzgeber also erreicht. Nun ist die Vergütung jedoch so weit gesunken, dass sich das Geschäft mit der Direktvermarktung ohne zusätzliche Geschäftsmodelle kaum noch rechnet. Folglich steigt der Wettbewerbsdruck und die Anbieter heben sich bei der Direktvermarktung von EEG-Strom preislich kaum mehr voneinander ab. Gefragt sind neue Ideen.

So können die oft durch Bürgerbeteiligung hervorragend regional vernetzten Anlagenbetreiber durch Direktvermarkter in die Lage versetzt werden, Erzeugung, Lieferung und Verbrauch energiewirtschaftlich sinnvoll zu verzahnen. Der Direktvermarkter kann den EEG-Strom nämlich nicht nur an der Börse, sondern auch direkt an Endverbraucher vermarkten. Für den Anlagenbetreiber verändert sich dadurch nichts. Das derzeit noch bestehende Doppelvermarktungsverbot von EEG-Strom macht es aber notwendig, dass die Herkunft des Stroms gegenüber dem Endverbraucher nicht genannt wird, damit der Anlagenbetreiber auch weiterhin die Marktprämie erhält.

Die EEG-Novelle sieht zwar eine Verordnungsermächtigung vor, die auch die Benennung der Herkunft des Stroms bei geförderter Direktvermarktung künftig erlauben könnte. Solange dies noch nicht möglich ist, kann aber dennoch die wesentliche energiewirtschaftliche Leistung erfüllt und dann damit auch geworben werden: die zeit- und mengengleiche Bereitstellung von Strom aus EEG-Anlagen.

Dem Kunden muss zwar eine andere Herkunft genannt werden (zum Beispiel norwegische Wasserkraft), aber Anlagenbetreiber und Direktvermarkter beweisen, dass die Anlagen energiewirtschaftlich fähig sind, den Bedarf einer bestimmten Kundengruppe zeit- und mengengleich decken zu können. So könnten neue Wertschöpfungsmodelle zum Tragen kommen, wie beispielsweise das Angebot regionaler Strommarken. Wir realisieren gerade ein solches Co-Branding mit zwei Partnern, die ein regionales Stromprodukt anbieten, das die besondere Qualität der zeitgleichen Einspeisung aus Anlagen in der Region bietet. Aus unserer Sicht ist das ein wichtiger Schritt in Richtung vollständige Systemintegration der Erneuerbaren.

Darüber hinaus bietet der aktuelle Strommarkt aber auch Mehrerlöspotenziale, die heute schon vor allem bei Biogasanlagen zum Tragen kommen. Die Stichworte sind Regelenergie und eine an Marktsignale angepasste Fahrweise. Die Möglichkeit der Regelenergievermarktung für Windkraftanlagen könnte schon in diesem Jahr kommen, die für PV-Anlagen gegebenenfalls 2015. Die technischen Anforderungen an die Anbindung der Anlagen sind dann allerdings deutlich höher. Um unnötige Nachrüstungen zu vermeiden, sollten Anlagenbetreiber deshalb bereits heute beim Einbau von Mess-, Kommunikations- und Steuerungssystemen darauf achten, dass diese für die Teilnahme am Regelenergiemarkt geeignet sind.

Wann es konkret möglich sein wird, zum Beispiel Sekundärregelleistung aus Wind- und PV-Anlagen zu vermarkten, hängt vor allem davon ab, ob sich die Beteiligten auf ein verbindliches Berechnungsmodell für die tatsächlich erbrachte Leistungsreduktion und den zumindest zeitweiligen Abschied von der festen Vergütung pro Megawattstunde einigen können.

Mehr Chancen als Risiken

Unterm Strich bieten die anstehenden Veränderungen mehr Chancen als Risiken. Der bereits erhebliche Preisdruck zwingt die Direktvermarkter, sich immer effizienter aufzustellen. Betreiber werden in Zukunft vor allem davon profitieren, dass Direktvermarkter immer enger mit ihnen zusammenarbeiten und neue Wege für die Wertschöpfung aus erneuerbaren Energien suchen.