Nach einem neuen Preisvergleich des Bundesverbandes der Energie-Abnehmer (VEA) zahlen Geschäftskunden stark unterschiedliche Strompreise. Vor allem die Netzentgelte wirken sich hier aus. Der Unterschied zwischen dem teuersten und dem günstigsten Netzgebiet betrug zum Stichtag am 12. Juli rund 50 Prozent.Der VEA vertritt und berät rund 4800 mittelständische Unternehmen in Energiefragen.
Herr Klevenow, wie erklären Sie sich die unterschiedlichen Preisniveaus für Geschäftskunden in den einzelnen Netzgebieten?
Das hängt sehr stark damit zusammen, wie die einzelnen Netze vor Ort belastet werden, welche Verbraucher- und auch Erzeugerstruktur vorliegt. Große Erzeuger und viel Eigenerzeugung machen den Betrieb von Netzen weniger planbar. Dadurch entstehen Mehrkosten, etwa über Redispatch. Aber auch die Netzentgelte fallen regional sehr unterschiedlich aus: Laut unserem Netznutzungsentgeltvergleich 2024 betragen die Preisunterschiede zwischen den günstigsten und den teuersten Netzbetreibern rund 300 Prozent.
Wie hat sich die Angebotssituation für Geschäftskunden in den letzten Jahren entwickelt?
Vor zwei, drei Jahren haben sich viele Anbieter am Markt zurückgezogen, um Risiken zu minimieren. Ende 2022 war es für uns ein Erfolg, wenn wir bei Ausschreibungen überhaupt ein Angebot bekommen haben. Die Lieferanten haben sehr stark auf die Branche des Kunden und auf die Bonität geachtet. Inzwischen hat sich die Situation etwas beruhigt. Einige Lieferanten beschränken sich jedoch noch immer auf das Verbrauchskunden-, sowie das regionale Geschäft. Manche Lieferanten, die unseriös gewirtschaftet haben, sind auch ganz verschwunden.
Welche Anbieter tummeln sich derzeit auf dem Markt?
Lieferanten, die besser gewirtschaftet haben, sind größtenteils auf den Markt zurückgekehrt. Das sind vor allem große Energiehändler und Stadtwerke. Wir haben das Vorkrisenniveau aber noch nicht wieder erreicht. Vor 2019 haben wir bei Ausschreibungen, je nach Konstellation, fünf bis fünfzehn Angebote erhalten. Während der Energiekrise waren es im Schnitt null bis drei. Mittlerweile sind wir bei etwa drei bis zehn Angeboten. Wer heute einen Vertrag bekommen möchte, der bekommt auch einen. Die Auswahl ist allerdings nicht mehr so groß, auch die Angebote haben sich teilweise verändert.
Was hat sich genau bei den Angeboten verändert?
Anders als noch vor zwei Jahren bieten Lieferanten teilweise wieder Terminmarktgeschäfte an. Es gibt aber Lieferanten, die einschränken, wie weit Kunden sich hier in die Zukunft eindecken können. Oder sie erheben bei einem längeren Lieferhorizont auch entsprechend höhere Risikoprämien.
Wichtig ist auch das Thema der Mengenflexibilitäten. Hier hat der Lieferant früher üblicherweise das Risiko getragen, wenn Kunden mal etwas mehr oder weniger Strom abgenommen haben. Kleine Kunden bekommen diese Flexibilitäten noch, bei größeren Kunden ist das schwieriger geworden. Mengenabweichungen werden heute oft am Spotmarkt abgerechnet.
Was bedeutet das für die Vertragsgestaltung?
Die Lieferanten bieten weniger Festpreis- oder Tranchenverträge an. Der Trend geht zu Portfoliomodellen mit Spotmarktmodellen. Dort werden verschiedene Standardhandelsprodukte, wie Base und Peak, nach dem Baukastenprinzip eingedeckt. Damit geht das Abnahmestrukturrisiko an die Kunden über. Dafür sind im Portfoliomodell auch die Aufschläge geringer als bei Tranchenverträgen.
Welche Faktoren entscheiden, ob ein Kunde noch einen Tranchenvertrag bekommt oder sich mit Portfoliomodellen begnügen muss?
Je größer das Unternehmen, desto schwieriger wird es mit einem Festpreis- oder Tranchenvertrag. Denn mit einem höheren Verbrauch des Kunden steigt auch das Beschaffungsrisiko des Lieferanten. Die Frage ist immer: Wie sicher ist die Abnahmemenge und Abnahmestruktur des Kunden? Auch die Branche spielt einer Rolle. Die Automobilbranche etwa hatte es während der Energiekrise schwer, Angebote zu bekommen. Öffentliche Auftraggeber haben es da leichter. Auch die Eigenerzeugung ist ein Faktor.
Wie spielt die Eigenerzeugung mit rein?
Wenn Unternehmen bereits über PPA-Verträge Strom beziehen und, beziehungsweise oder, auch Strom über eigene Anlagen erzeugen, steigert das die Komplexität für den Lieferanten. Für den Reststrombezug bieten Lieferanten dann meist ein Portfoliomodell an. Ich halte es für eher unwahrscheinlich, dass solche Kunden in Zukunft noch Tranchenverträge bekommen.
Die Bundesnetzagentur (BNetzA) will die Netzentgelt für Industriekunden reformieren. Welche Folgen wird das haben?
Das hängt von der genauen Ausgestaltung der Reform ab. Durch den Ausbau der Erneuerbaren sehen wir Preisextreme am Strommarkt in beide Richtungen. Ein Unternehmen, das in der Lage ist, seine Prozesse auf solche Zeitfenster zu legen, wo die Sonne scheint und der Wind weht, wäre wirtschaftlich und nachhaltig. Natürlich kann das nicht jedes Unternehmen. Für manche ist es schwerer, die Produktion flexibel zu gestalten. Dennoch kann dieses flexible Verhalten durch Netzentgelte angereizt werden. Wir hören in Gesprächen auch, dass Unternehmen überraschende Flexibilisierungspotenziale entdecken.
Hatten die Preisturbulenzen an der Epex Spot am 26. Juni auch Auswirkungen auf Ihre Mitgliedsunternehmen?
Betroffen waren davon nur Unternehmen, die am Spotmarkt tätig sind. Wir beraten unsere Mitglieder dahingehend, sich tendenziell am Terminmarkt abzusichern. Einige hundert Unternehmen waren betroffen, aber nicht die Mehrheit der Unternehmen, die wir beraten. Nach unseren Berechnungen hat dieser eine Tag Mehrkosten von etwa 1500 Euro pro GWh Jahresverbrauch erzeugt. Ich gehe davon aus, dass das ein einmaliger Vorfall war. Eine vernünftige Erklärung der Börse, wie das passieren konnte, habe ich noch nicht gelesen. Ich bin gespannt, ob Klagen erfolgreich sein werden, gehe aber eher davon aus, dass die Unternehmen auf ihren Kosten sitzenbleiben.
Das Interview führte Julian Korb.
