Herr Förster, erst einmal Glückwunsch. RWE ist laut ZfK-Umfrage der mit Abstand größte Vermarkter von Batteriespeichern in Deutschland (die ganze Liste findet sich unter dem Artikel). Woher kommen die 359 Megawatt?
Wir vermarkten sowohl externe als auch eigene Batteriespeicher wie unsere Großspeicher in Lingen mit 45 Megawatt oder Werne mit 72 Megawatt.
Wie wichtig ist für Sie die Vermarktung von Batterien?
Noch ist die Direktvermarktung von Batteriespeichern nicht das allergrößte Thema. Das wird sich in den nächsten Jahren aber ändern. Speicher sind wichtig für die Energiewende und RWE investiert hier verstärkt.
Welche Technologien stehen bei Ihnen aktuell im Fokus?
Prinzipiell vermarkten wir von externen Offshore-Windparks bis zur Biomasse alles. Schwerpunkt derzeit ist Wind. Wir haben aber hohes Interesse daran, mehr Photovoltaik ins Portfolio aufzunehmen.
Mit knapp 2500 Megawatt gehört RWE in Deutschland zu den 20 größten Direktvermarktern. Zu den großen Vier ist es aber noch ein ganzes Stück hin. Will RWE das ändern?
Wachstum an sich ist für uns kein Ziel. Wir wollen mit dem Markt wachsen. Zudem denken wir auch international. In den Niederlanden sind wir bereits aktiv. In Frankreich wollen wir demnächst einsteigen. Danach könnte Skandinavien oder Polen kommen.
Wie hart ist der Wettbewerb in Deutschland?
Die Direktvermarktung ist ein Geschäft mit viel Konkurrenz und schmalen Margen. Wir sehen beispielsweise, dass mit dem Abflauen der Energiekrise vermehrt Intraday-Händler, die mit Batterien angefangen haben, in die Direktvermarktung einsteigen wollen.
Wie halten Sie dagegen?
Vielleicht eines vorweg: Für uns ist die Direktvermarktung kein singuläres Geschäft. Der RWE-Konzern ist über die komplette Wertschöpfungskette aktiv, von der Stromerzeugung bis hin zum Stromhandel. Die Direktvermarktung für Dritte ergänzt unser Angebot. Allein dadurch, dass wir unsere eigene Anlagenflotte vermarkten, besitzen wir schon eine kritische Portfoliogröße, verfügen über ein breites Angebot für unsere Kunden und sind effizient aufgestellt. Zusätzlich können wir etwa mit unserer Kreditwürdigkeit oder mit unserer Expertise bei Themen wie Regelleistung oder Repowering punkten.
Tatsächlich gibt es keinen größeren Stromhändler in Deutschland als die RWE Supply & Trading. Auf Ihr Industriekundenportfolio dürfte so mancher neidisch sein. Steigt dort die Nachfrage nach Grünstrom?
Ja, und nicht nur dort. Egal ob Chemieunternehmen oder Energieversorger, Kommunen oder Rechenzentren. Der Grünstromappetit ist hoch. Deshalb haben wir auch einen sogenannten Green Tender gestartet, um zusätzliche drei Terawattstunden Grünstrommengen anzukaufen. Die Ausschreibung läuft noch bis zum 16. August.
Und das funktioniert?
Die Beachtung im Markt ist da. Wir sind optimistisch, dass wir die drei Terawattstunden einsammeln können.
Die Ausschreibung richtet sich vor allem an Betreiber von Wind- und Solarparks, die keine EEG-Förderung mehr erhalten. Sehen Sie hier wirklich so viel Potenzial?
Auf jeden Fall. Die Zahl der Betreiber, deren Anlagen aus der Förderung fallen, wächst. Belassen sie ihre Anlagen auf dem Markt, werden sie interessante Kunden für die Industrie, auch weil ja anders als bei Neuanlagen nur noch operative Kosten anfallen, das Preisniveau also niedriger ist.
Altanlagen sind aber auch störungsanfälliger. Zudem ist in der Regel nach zwei, drei Jahren Vertragszeit Schluss. Ist das nicht zu wenig für Industrieunternehmen, die doch sicher längerfristig denken?
Wir sehen beides: Industrieunternehmen fragen nach fünf- bis zehnjährigen Grünstromverträgen, aber auch zunehmend nach kürzeren Laufzeiten. Hier sind ausgeförderte Anlagen dann sehr interessante Partner.
Wie ist es bei Energieversorgern und Stadtwerken?
Sie sind unter Umständen sogar an noch kürzeren Laufzeiten interessiert und kaufen teilweise in Tranchen ein.
Kommen wir zum Aufregerthema negative Preise. Wie geht das RWE-Direktvermarktungsteam damit um?
Wir rechnen damit, dass die Zahl negativer Stunden zunimmt und wir gehen auch davon aus, dass die Zahl marktbedingt abgeregelter Stunden weiter steigen wird. RWE aber nimmt als Direktvermarkterin ihren Anlagenbetreibern das Risiko negativer Preise ab. Das heißt: Der Anlagenbetreiber wird mit seinem vereinbarten Vertragspreis entschädigt, wenn negative Stunden auftreten. In der klassischen Direktvermarktung ist das der Monatsmarktwert, bei PPAs der Festpreis plus Herkunftsnachweise.
Das dürften die Anlagenbetreiber gern hören, es sei denn, Sie preisen das Risiko nicht anderweitig in das Entgelt ein. Aber wie gehen Sie als Händler mit negativen Preisen um?
Es gilt, nicht nur auf Day-Ahead-Auktionspreise zu blicken, sondern auch auf Preise im Intraday-Handel. Wenn beispielsweise im Day-Ahead negative Preise auftreten, die Preise im Intraday-Handel allerdings positiv sind, muss ich nicht unbedingt gleich meine Anlage herunterfahren. Wir werden angesichts er zunehmenden Einspeisung von Erneuerbaren-Strom nicht darum herumkommen, in kürzeren Zyklen zu denken.
Das Interview führten Julian Korb und Andreas Baumer
Dieser Artikel ist Teil der ZfK-Sommerserie zur Direktvermarktung. Bereits veröffentlichte Artikel hier im Überblick:
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