Das deutsche Direktvermarktungsportfolio wächst nach wie vor, jedoch in den vergangenen beiden Jahren deutlich geringer als in den Jahren vor 2018 als Wachstumssprünge von 7000/8000 MW noch gang und gäbe waren. Die geförderte Direktvermarktung umfasste im Dezember 2021 85.190 MW, und damit lediglich 1450 MW mehr als noch Ende 2020, so die Zahlen der Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (Netztransparenz.de).
Das deutlich geringe Gesamtwachstum war ähnlich wie im Vorjahr zu erwarten. So stagniere vor allem der Windkraft-Zubau nach wie vor und es seien viele Alt-Anlagen vom Markt gegangen, lautet die Einschätzung der Trianel. Darüber hinaus gab es zwei große Herausforderungen im Tagesgeschäft 2021: das Hin und Her beim Redispatch 2.0 und die Preiskapriolen an den Energiemärkten. Für Betreiber von Stromerzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien sei das aktuelle Strompreisniveau eine grundsätzlich hervorragende Nachricht, da die hohen Strompreise zu erheblichen Mehrerlösen oberhalb der EEG-Vergütung führen, so Quadra Energy. Mit interessierten Betreibern hätte man dieses hohe Preisniveau genutzt und die Mehrerlöse durch PPAs abgesichert.
Allerdings habe das drastisch gestiegene Preisniveau auch einen erheblichen Einfluss auf die Handelskosten im Rahmen der Direktvermarktung von erneuerbarem Strom, heißt es weiter aus Düsseldorf. Diese enorme und unvorhersehbare Steigerung der Handelskosten, die einzig in den beispiellosen Verwerfungen am Strommarkt begründet ist, führe wiederum zu einer drastischen Steigerung der Dienstleistungsentgelte für die Direktvermarktung. Für die Düsseldorfern endet das vergangene Jahr mit einem Plus von 600 MW.
Regionale Spreizung und große Portfolien werden wichtiger
Nicht allen ist das gelungen, so musste eines der Direktvermarkter-Urgeisteine Inpower vergangenen Sommer vorläufig Insolvenz anmelden. Nach den Turbulenzen auf den Energiemärkten und dem Forderungsausfall eines Marktpartners "geriet das gut aufgestellte Unternehmen in diesem Jahr in die Krise", hieß es im Dezember 2021 vom Insolvenzverwalter Robert Schiebe. 2020 machte die Inpower noch 50 Mio. Euro Umsatz und vermarktete 900 MW an Grünstrom. Trotz des schwierigen Marktumfeldes gab es 2021 aber einige Gewinner – so zum Beispiel die BKW Energie AG aus der Schweiz mit einem Plus von über 1000 MW. Auch die SWM und Danske Commodities legten um über 1000 MW zu. Die EnBW verbucht sogar ein Plus von über 2700 MW.
Aus Sicht der Rheinenergie werden genau solche Direktvermarkter mit einer Portfoliengröße ab 1500 MW und einer entsprechenden geografischen Spreizung den Markt künftig wahrscheinlich stärker unter sich ausmachen. Steigende Aufwände, wie im Zuge des kommenden Redispatch 2.0, können aus Sicht der Kölner nur mit Skaleneffekten wirtschaftlich angeboten werden.
Im Fokus der Direktvermarkter
Die Zukunft könnte jedoch nicht nur eine Kräfteverschiebung unter den Anbietern bringen, sondern auch unter den angebotenen Dienstleistungen, denn PPAs rücken zunehmend in den Fokus fast aller Direktvermarkter. Waren die Langfristlieferverträge vor vier, fünf Jahren nicht mehr als ein heißes Diskussionsthema auf der E-World, haben sich mittlerweile fast alle Direktvermarkter auf dieses Parkett gewagt. Die Portfolios rangieren dabei oftsmals im dreistelligen Bereich.
PPAs boomen
"Die Attraktivität der PPAs hat insbesondere mit den im Vergleich zur Vergangenheit höheren Marktpreisen und mit den über die Jahre gefallenen Technologiekosten (…) zu tun“, erklärt die EnBW den Trend und ergänzt: „Vor allem Wind und Solar sind in den letzten Jahren immer kostengünstiger geworden, das macht die Erneuerbaren Energien zunehmend auch ohne staatliche Förderung wirtschaftlich.“
Hinzu kommt, dass vor allem die Industrie in Anbetracht der verschärften Klimaziele stärker nach Grünstromprodukten verlangt. Vor diesem Hintergrund werde es laut dem Regionalversorger voraussichtlich verstärkt PPAs in „verschiedener grüner Qualität“ geben – von einem „full power supply“ inklusive Herkunftsnachweise bis zu einem „as produced“ anlagenspezifischen Bezugs-PPA.
Je höher die Nachfrage nach Grünstrom, desto mehr werde dieser, beziehungsweise die dazugehörigen Herkunftsnachweise an Wertigkeit gewinnen, so die Karlsruher, die selbst sowohl neue als auch bestehende PV- und Windkraftanlagen hierzulande und im Ausland unter Vertrag haben.
Aktuell kein komplettes Auslaufen
Zu einem Auslaufmodell werde die klassische Direktvermarktung trotz des „grünen“ Wandels der Industrie und der Absicherungs-Möglichkeiten, die PPAs bieten, jedoch nicht, wie Naturstrom erklärt: „Ein komplettes Auslaufen der Direktvermarktung sehen wir (…) nicht, zumindest nicht im aktuellen Strommarktdesign. Ungeförderte Neuprojekte rechnen sich bisher vor allem bei sehr großen Anlagen. Für das Leitbild der dezentralen Energiewende mit Bürgerbeteiligung braucht es also auch Refinanzierungsinstrumente für kleinere Akteure und Projekte – und da hat das EEG mit der über die Direktvermarktung organisierte Marktprämien-Förderung gute Dienste geleistet. Ohnehin benötigen wir für den angedachten beschleunigten Erneuerbaren-Ausbau jeden Hebel, den wir haben – insofern haben sowohl Direktvermarktung wie auch PPA ihre Berechtigung.“
Chaos beim Redispatch 2.0
Nicht nur PPAs werden die Direktvermarkter die kommenden Jahre weiter intensiv beschäftigen, sondern auch der bevorstehende Redispatch 2.0, der wohl getrost als einer der größten Umbrüche in der Geschichte der Energiewirtschaft bezeichnet werden kann. Nachdem die Frist für dessen Umsetzungen zum 1. Oktober 2021 nicht eingehalten werden konnte, gilt seither die Übergangslösung des BDEW.
Die Meinungen dazu fallen gemischt aus: Statkraft Markets, nach wie mit über 11.000 MW der größte Direktvermarkter im DACH-Raum, profitiert von der Neuregelung im Umgang mit Netzengpässen. „Der Redispatch 2.0 ist für alle Marktteilnehmer eine neue Situation. Hier bewährt sich, dass uns die Kunden, die Umstellung und Umsetzung zutrauen und wir alle bestehenden Verträge bereits zur Jahresmitte 2021 überarbeitet und neu geschlossen haben.“ Das habe zum Jahresende für Stabilität im Portfolio gesorgt. Auch Sachsenenergie konnte den Redispatch 2.0 als Kundenbindungsmaßnahme nutzen.
Viele Prozesse müssen noch standardisiert werden
„Der Kunde war meist froh, wenn wir ihn unterstützen konnten“, heißt es aus Dresden. Der Aufwand sei trotzdem enorm und viele Prozesse müssen noch standardisiert werden. Ob das bisher erwirtschaftete Dienstleistungsentgelt auskömmlich sei, dürfe hinterfragt werden - ebenso, ob die derzeitige Zeitschiene haltbar sei, betont Sachsenenergie. Ähnlich sieht das Quadra Energy, die die Übergangslösung zwar als absolute Notwendigkeit bezeichnet, aber die mangelhafte Implementierung und Vorbereitung des Redispatch werde maßgeblich auf dem Rücken der Einsatzverantwortlichen und Betreiber der technischen Ressource und somit der Direktvermarkter und letztendlich auch der Anlagenbetreiber ausgetragen.
„Direktvermarkter und Anlagenbetreiber bleiben beispielsweise im Unklaren über die Durchführung von Redispatch-Maßnahmen und damit der Berechnung sowie Abstimmung der Ausfallarbeiten. Zusätzlich muss aufgrund mangelnder massengeschäftstauglicher Prozesse eine zeitaufwändige individuelle Klärung mit dem Netzbetreiber stattfinden. Durch diese Unklarheiten entstehen den Direktvermarktern finanzielle Schäden in der Bilanzkreisbewirtschaftung, die nur unzureichend kompensiert werden bzw. deren Kompensation vollkommen unklar ist. Die Direktvermarkter müssen aufgrund einer mangelhaften und immer noch dramatisch verzögerten Implementierung der Zielprozesse hohe Zusatzaufwände und damit verbundenen finanziellen Schaden in Kauf nehmen“, machen die Düsseldorfer deutlich.
Neues Strommarktdesign erforderlich
Auch wenn er ein Kraftakt ist, der Redispatch 2.0 ist nur ein Teil eines funktionierenden, vollständig erneuerbaren Strommarkt. Wenn Wind, PV und Co. künftig immer mehr und bis 2050 vollständig den Strombedarf in Deutschland decken sollen, reicht es nicht an einigen Stellschrauben des heutigen Systems zu drehen, hierfür sei ein grundlegend neues Marktdesign erforderlich, betont Trianel: „In einem zunehmend von erneuerbaren Energien geprägten Markt wird (…) das Thema Versorgungssicherheit eine große Rolle spielen müssen. Schon heute erkennen wir an den Entwicklungen der Kurzfristmärkte die zunehmende Bedeutung der Flexibilität. Insgesamt braucht es einen neuen Rahmen, der notwendige Investitionen in verschiedene Technologien auch möglich macht.“ (lm)
