Mehr Wettbewerb, mehr Speicher, mehr Unsicherheit: Der Markt für erneuerbare Stromvermarktung verändert sich rasant. Das finanziell angeschlagene Unternehmen Baywa Re richtet sein Geschäftsmodell neu aus und verschlankt die Organisation deutlich, um auf ein schwierigeres Marktumfeld bei den erneuerbaren Energien zu reagieren. Das Unternehmen trennt sich unter anderem von Randaktivitäten, zieht sich aus einigen Regionen zurück und konzentriert sich stärker auf Kernmärkte sowie profitablere Projekte. Mike Kutzner von Baywa Re Energy Trading beschreibt, welche Chancen und Risiken sich daraus ergeben.
Herr Kutzner, die Direktvermarktung im PV-Bereich gilt als stark umkämpft. Spüren Sie zunehmenden Wettbewerbsdruck?
Ja, definitiv. Gerade in der Photovoltaik ist der Wettbewerb hoch, und es kommen ständig neue Anbieter mit neuen Modellen oder technischen Ansätzen in den Markt. Trotzdem konnten wir mit wettbewerbsfähigen Vergütungsmodellen, Konditionen und Vertragsstrukturen überzeugen.
Eine zentrale Herausforderung sind negative Strompreise. Sie bringen Chancen und Risiken zugleich. Für Anlagenbetreiber besteht das Risiko sinkender Marktprämien, während sich für Vermarkter Handelschancen vor allem durch konsequentes Abschalten bei negativen Spotmarktpreisen ergeben.
Gleichzeitig geraten Vermarktungsentgelte unter Druck – insbesondere im PV-Bereich. Viele Wettbewerber versuchen, darauf Antworten zu finden, denn PV-Anlagen sind aktuell stark nachgefragt und Betreiber erhalten zahlreiche Angebote.
Ihr Direktvermarktungsportfolio hat im Jahresvergleich um gut 400 MW zugelegt. Was waren die größten Treiber?
Der größte Treiber war tatsächlich Solar. Gerade im Bereich Photovoltaik ist bei uns viel hinzugekommen, vor allem durch Neuinbetriebnahmen. Teilweise gab es auch Wachstum im Windbereich, aber deutlich stärker war der Zuwachs bei PV. Neben den Neuinbetriebnahmen gibt es viele Kunden, die schon seit mehreren Jahren bei uns in der Vermarktung sind.
Mussten Sie dafür auch Projekte oder Anlagen abgeben, oder war das Wachstum überwiegend einseitig positiv?
Das Wachstum ist im Grunde parallel zum allgemeinen Marktwachstum verlaufen. Natürlich gibt es wie in jeder Branche Kundenwechsel – Verträge laufen aus oder werden nicht verlängert. Gleichzeitig gewinnen wir neue Kunden im Rahmen von Ausschreibungen hinzu. Das ist ein normaler jährlicher Prozess.
Welche Rolle spielen Post-EEG-Anlagen derzeit?
Es kommen zunehmend Post-EEG-Anlagen hinzu, während andere aus dem Betrieb gehen oder repowered werden. Aufgrund relativ niedriger Terminmarktpreise – etwa an der Strombörse EEX – wurden zuletzt weniger Festpreisverträge abgeschlossen, obwohl die Betreiber aufgrund der ausgelaufenen EEG-Förderung mit Festpreisabsicherungen Planungssicherheit haben. Allerdings hoffen viele Betreiber auf wieder steigende Marktpreise und entscheiden sich daher oftmals gegen Festpreisabsicherungen und vermarkten ihre Anlagen stattdessen im Rahmen einer Marktwert- oder Spotmarktvergütung.
Sehen Sie aktuell einen deutlichen Preiseinbruch am Strommarkt?
Nein. Wir hatten zwar zwischenzeitlich Preisspitzen, aber aktuell bewegen sich Terminmarktpreise etwa im Bereich von 80 bis 85 Euro pro Megawattstunde. Für viele Post-EEG-Anlagen ist das noch kein ausreichendes Niveau, bei dem langfristige Festpreise abgeschlossen werden.
Welche Rolle spielen Batteriespeicher inzwischen für Ihr Geschäft?
Speicher sind ein großes Thema für uns. Wir vermarkten aktuell rund 40 Megawatt Batteriespeicher, überwiegend aus Innovationsausschreibungen. Hier ist der Wettbewerbsdruck teilweise sogar noch höher als in der klassischen Direktvermarktung, weil viele neue Optimierer in den Markt eintreten.
Gerade klassische Südausrichtungen bei PV sind stärker von negativen Preisen betroffen und deshalb planen Projektierer zunehmend Speicher direkt mit ein. Sie sind auch notwendig, da Speicher helfen können, Preisspitzen abzufedern und negative Preise zu reduzieren. Gleichzeitig verändern sie aber auch Erlöse in Regelenergie- und Intraday-Märkten.
Aktuell dominieren Zwei-Stunden-Speicher, perspektivisch erwarten wir aber längere Speicherkapazitäten, um zukünftig reduzierte Erlösmöglichkeiten effektiv zu heben.
Wie bewerten Sie die Innovationsausschreibungen politisch? Sind sie noch zeitgemäß?
Sie waren ein guter Ansatz, um Speicher überhaupt in den Markt zu bringen. Heute würden wir dafür plädieren, sie stärker zu öffnen – etwa für Netzbezug –, damit Speicher zusätzliche Systemdienstleistungen anbieten können.
Die energiepolitischen Vorschläge rund um Netzausbau und Redispatch – etwa im Umfeld des sogenannten Netzpakets – sorgen derzeit für Diskussionen. Wie beeinflusst das Ihre Strategie?
Zunächst sind vieles noch Vorschläge. Das Netzpaket greift aber am eigentlichen Problem vorbei. Statt die strukturellen Defizite im Zusammenhang mit den Stromnetzen zu beheben – fehlende Digitalisierung, langsame Verfahren und vor allem zu wenig Investitionen – sollen Netzanschluss‑ und -zugangsrechte eingeschränkt werden.
Mit der jüngsten Anpassung im Energiewirtschaftsgesetz wurde die finanzielle Kompensation im Redispatch direkt auf Anlagenbetreiber verlagert. Für uns reduziert das zwar Komplexität, verschiebt aber Verantwortung. Grundsätzlich sehen wir: Unsicherheit durch ständig neue Regelungen erschwert Investitionsentscheidungen erheblich.
PPA sind nicht tot – sie bleiben ein wichtiges Instrument im deutschen Markt.
Sehen Sie dadurch konkrete Risiken für den Ausbau erneuerbarer Energien?
Ja, insbesondere im PV-Bereich liegen viele Projekte aktuell in der Schublade. Manche sind zu groß für die EEG-Ausschreibungen oder können ohne einen wirtschaftlichen PPA keine Finanzierung erhalten.
Wir hatten sogar Fälle, in denen bereits abgeschlossene Vermarktungsverträge bestanden, Projekte aber wegen neuer wirtschaftlicher Bewertungen nicht umgesetzt wurden.
Sind Power Purchase Agreements (PPAs) derzeit wieder im Aufwind?
Die Nachfrage ist weiterhin hoch. PPAs sind keineswegs tot. Oft besteht jedoch ein Henne-Ei-Problem: Niemand baut einen Park ohne Abnahmevertrag, gleichzeitig gibt es viele Abnehmer, die ihren Strombezug durch PPA absichern möchten. Die große Herausforderung ist, die preislichen Vorstellungen von Anlagenbetreiber und Abnehmern zusammenzubringen.
Die Vertragsgestaltung ist allerdings komplex und dauert häufig sechs bis zwölf Monate, also deutlich länger als in der klassischen Direktvermarktung.
Wie stark automatisieren Sie Ihre Prozesse angesichts wachsender Anlagenzahlen?
Wir bauen aktuell eine digitale Abschlussstrecke für kleinere PV-Anlagen auf, bei der Betreiber Daten online eingeben und direkt bis zum Vertragsabschluss gelangen können. Ziel ist es, manuellen Aufwand zu reduzieren und standardisierte Angebote zu ermöglichen.
Wo sehen Sie die wichtigsten Wachstumsfelder für Baywa Re Energy Trading in den kommenden Jahren?
Wir wollen weiter im klassischen Wind- und PV-Geschäft wachsen – die Ausschreibungsvolumina bleiben hoch. Gleichzeitig setzen wir stark auf neue Geschäftsfelder: Batteriespeicher, Elektrolyseure, Flexibilitätsvermarktung und Regelenergie für erneuerbare Anlagen. Unser Ziel ist es, das Speicherportfolio deutlich auszubauen und mittelfristig Größenordnungen von über 100 Megawatt in der Vermarktung zu erreichen. Auch in der klassischen Direktvermarktung möchten wir weiter wachsen.
