Direktvermarktung: Was Sie vielleicht noch nicht über die Vermarktungsgebühr wussten

von Verena Dubois, Fabian Flassak, Matthias Mengler / 3. April 2020

Drei Stapel mit Geldmünzen. Alle sprechen immer nur über Erlöse. Dabei kann es viel spannender sein, mal einen Blick auf die Kosten der Direktvermarktung zu werfen. Denn ein scheinbar so banales Thema wie Vermarktungsgebühren gibt tiefe Einblicke in die Welt des Stromhandels. So lässt sich etwa nachvollziehen, warum der höchst produktive Windpark an der Nordsee unter Umständen einen höheren Preis für die Direktvermarktung zahlt als ein kleiner Windpark im Schwarzwald. Oder warum eine Solaranlage andere Konditionen hat als eine Biogasanlage.

Aber starten wir mit den Kosten des Stromhandels. Denn zu allererst dient die Vermarktungsgebühr ja dazu, die Ausgaben des Direktvermarkters – also des Stromhändlers – zu decken. Auf der Hand liegt, dass Mitarbeiter, zum Beispiel aus Stromhandel und Kundenbetreuung, bezahlt werden müssen. Darüber hinaus hat auch der Handel an der Strombörse seinen Preis: Pro gehandelter Megawattstunde wird hier eine Gebühr fällig. Ein zusätzlicher Kostenfaktor, der vielleicht nicht ganz so offensichtlich ist, heißt Ausgleichsenergie.

Ausgleichsenergie: Wer unausgeglichen ist, zahlt

Im Grunde kann man sich das Energiesystem wie eine Waagschale vorstellen, bei der die Stromproduktion auf der einen und der Stromverbrauch auf der anderen Seite steht. Damit die Waagschale – und so auch das Stromnetz – im Gleichgewicht bleibt, müssten die Stromproduzenten im Idealfall genauso viel Strom liefern, wie die Verbraucher nutzen. Die Realität sieht natürlich anders aus. Um die Diskrepanz zwischen Produktion und Verbrauch zu managen, hat nun beispielsweise jeder Stromproduzent die Aufgabe, seinen Bilanzkreis – eine Art Stromkonto – auszubalancieren. Konkret bedeutet das, dass er täglich für jede Viertelstunde des Folgetages definieren muss, wieviel er produziert und wo er diese Strommengen auf Abnehmerseite unterbringt. Kommt es zu Abweichungen von den gemeldeten Werten – etwa, weil der Betreiber weniger oder mehr produziert hat als prognostiziert – entsteht ein Ungleichgewicht. Damit dies nicht zu problematischen Netzschwankungen führt, greift der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) auf Regelenergie zurück. Diesen recht kostspieligen Posten legt er auf alle Marktteilnehmer um, deren fehlerhafte Prognosen den Regelenergieabruf erforderlich gemacht haben.
Was bedeutet das nun für uns als Direktvermarkter? Indem wir die Anlagen unserer Kunden in unser Portfolio aufnehmen, integrieren wir diese automatisch in unseren Bilanzkreis. Damit sind wir nicht nur in der Pflicht, jede der rund 8500 Anlagen im Next Pool zu prognostizieren, sondern müssen auch für die Ausgleichsenergiekosten bei Prognoseabweichungen aufkommen. Das ist zum Beispiel der Fall, wenn sich der Wetterfrosch einmal geirrt hat und statt eines sonnigen Tages mit hoher Photovoltaik-Einspeisung eine dicke Wolkendecke bringt – oder wenn unangekündigte Wartungsarbeiten an vernetzten Anlagen stattfinden und so unvorhergesehen weniger eingespeist wird als vereinbart.

Anlagenspezifische Faktoren: Sag mir, wie du einspeist, und ich sag dir, was du zahlst

Dass nicht jede Anlage in der Direktvermarktung dieselbe Vermarktungsgebühr zahlt, hängt also zum einen mit ihrem Ausgleichsenergierisiko zusammen – und das wiederum mit ihrer Prognostizierbarkeit, die sich vor allem zwischen den Energieträgern unterscheidet. Bioenergie- oder KWK-Anlagen liefern unter normalen Umständen fixe Strommengen, während PV- und Windkraftanlagen wetterabhängig mal mehr, mal weniger einspeisen und so einen hohen Prognoseaufwand und entsprechende Ausgleichsenergierisiken mit sich bringen.
Daneben gibt es aber noch weitere Faktoren, die in die Bewertung einer Anlage durch den Direktvermarkter mit einfließen: Anders als vielleicht angenommen sind etwa kleinere Anlagen oftmals komplexer im Handling. Das hängt zum einen damit zusammen, dass sich Anmeldeprozesse auf Seiten der Verteilnetzbetreiber häufig länger hinziehen – was nachträglichen Korrekturaufwand in der Bilanzierung mit sich bringt. Zum anderen gibt es bei Kleinanlagenbetreibern einen verhältnismäßig hohen Eigenverbrauch, was wiederum zu einer schlechteren Prognostizierbarkeit dieser Anlagen führt. Nicht zuletzt fallen bei kleinen Anlagen für viele Prozesse die gleichen Fixkosten an wie für größere – die Strommenge und die Börsenerlöse, die unterm Strich herauskommen, sind aber geringer. Um diese Bedingungen einzupreisen und die Einheiten besser kalkulieren zu können, zahlen PV- und KWK-Anlagen bis 750 kWp bei uns eine fixe Vermarktungsgebühr (SolarSpot), während bei größeren Anlagen und anderen Energieträgern in Cent pro Kilowattstunde abgerechnet wird.

Lage, Lage, Lage: Auch der Anlagenstandort beeinflusst die Vermarktungsgebühr

Der Bewertungsfaktor Anlagenstandort kommt ein wenig kontraintuitiv daher: Man könnte annehmen, dass ein Windpark an einem äußerst windreichen Standort – etwa der Nordsee – einen Bonus in der Vermarktung haben könnte. Doch tatsächlich ist das Gegenteil der Fall. Der Grund heißt Strukturrisiko und hängt mal wieder mit dem Strommarkt zusammen. An dem erwähnten windreichen Standort steht nämlich nicht nur der eine Windpark, sondern wahrscheinlich eine ganze Reihe von Parks, die bei einer entsprechenden Wetterlage geballt ins Netz einspeisen. Trifft das daraus resultierende hohe Angebot auf eine geringe Nachfrage, sinkt der Börsenpreis und wird im schlimmsten Fall sogar negativ. Mit anderen Worten: Wer dann Strom verkaufen will, zahlt drauf. Da der Direktvermarkter in der Regel nicht den tatsächlichen Börsenerlös, sondern einen feststehenden energieträgerspezifischen Marktwert auszahlen muss, sind also Standorte, die mit der gesamten Wind- oder auch PV-Einspeisung eines Marktgebiets korrelieren, weniger vorteilhaft. Denn selbst wenn der erzielte Börsenerlös nur leicht unterhalb des Marktwerts liegt, macht der Direktvermarkter ein Minusgeschäft.
Wie lässt sich herausfinden, ob eine Wind- oder PV-Anlage vorteilhafte „Alleinstellungsmerkmale“ aufweist? Die Analyse des Standorts erfolgt natürlich nicht Pi mal Daumen. Stattdessen gleicht man das Einspeiseprofil der Anlage mit der Preiskurve des Day-Ahead-Markts ab. Je näher das Profil an der Preiskurve liegt, desto vorteilhafter ist es – je weiter es hiervon entfernt ist, desto schwieriger wird es, mit der Anlage gute Preise zu erzielen.

Abgerechnet wird zum Schluss: Kostenpolitik bei der Direktvermarktung

Das sind sie also – die wichtigsten Faktoren, die die kleinen Unterschiede zwischen den Anlagen ausmachen und bei der Ermittlung der Vermarktungsgebühren eingepreist werden. Und wie lassen sich abschließend die kleinen Unterschiede zwischen den Direktvermarktern erklären? Wir können natürlich nur für unsere Preise sprechen – und die folgen einer klaren Unternehmenspolitik: Bei uns gibt es keine Lockangebote, die wir nicht dauerhaft aufrechterhalten können. Wir veranschlagen für die Direktvermarktung genau die Kosten, die wir brauchen, um eine gesunde und langfristige Kundenbeziehung zu führen. Vielleicht ist das ein Grund dafür, dass wir inzwischen einer der letzten unabhängigen Direktvermarkter in Deutschland sind und unser Virtuelles Kraftwerk zu einem der größten Europas gewachsen ist. Diese faire Partnerschaft zahlt sich für alle aus: für die Kunden, die ihre Anlagen erfolgreich an den Märkten platzieren und für die Energiewende, die wir mit unserem Virtuellen Kraftwerk voranbringen.

Hinweis: Möchten Sie mehr über unsere Vermarktungsoptionen für Ihre Anlage wissen? Dann schauen Sie sich hier unser Leistungsspektrum an: Renditechancen für Anlagenbetreiber

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Verena Dubois ist Redakteurin bei Next Kraftwerke und verantwortlich für unser Produktmarketing. Die Mission der Medienwissenschaftlerin: Komplexe Themen in spannende Inhalte verwandeln. In dieser Disziplin tobt sie sich für uns in Online- und Printmedien aus – und unterstützt uns dabei, neue Teilnehmer für das Virtuelle Kraftwerk zu begeistern.

Fabian Flassak
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Fabian Flassak ist Teamleiter unseres Abrechnungsteams und kümmert sich unter anderem darum, dass unsere Kunden jeden Monat pünktlich die Gutschriften über ihre Vermarktungserlöse erhalten.

Matthias Mengler
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Als Teil unseres Vertriebsteams ist Matthias Mengler in NRW, Niedersachsen und Thüringen unterwegs. Er hilft Stromproduzenten dabei, passgenaue Vermarktungslösungen für ihre Anlagen zu finden und trägt so dazu bei, dass unser Virtuelles Kraftwerk weiter wächst.

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