Warum steigen die Direktvermarktungskosten?
Ein volatiler Spotmarkt stellt hohe Anforderungen an das Risikomanagement von Direktvermarktern – das haben auch Statkrafts Kunden in den letzten Wochen und Monaten in Form von gestiegenen Vermarktungskosten gespürt. Marc Kohlenbach, Leiter der Statkraft Direktvermarktung, erklärt, was diese Entwicklung bedingt und was Anlagenbetreiber erwartet.
Ihr Experte für Direktvermarktung
Als großer Direktvermarkter in Deutschland ist es unser Ziel, die Erneuerbaren-Anlagen unserer Kundinnen und Kunden jederzeit sicher in den Markt zu integrieren und gleichermaßen attraktive Erträge wie eine solide Risikoabsicherung zu ermöglichen. Wir sind in der Lage, Risiken in einem hochvolatilen Marktumfeld zuverlässig zu erkennen und zu managen. Diese Risiken haben sich in den letzten Monaten jedoch erhöht: Die Preise am Spotmarkt steigen und sind volatil, was einen großen Einfluss auf das Risikomanagement hat.
Gründe für die steigenden Direktvermarktungskosten
Die steigenden Strompreise am Spotmarkt führen seit Oktober 2021auch zu höheren Kosten bei uns Direktvermarktern. Marktseitig gibt es im zwei Gründe für steigende Kosten auf Seiten der Direktvermarkter:
- Balancing- bzw. Ausgleichsenergiekosten: Diese fallen an, wenn die tatsächliche Stromeinspeisung von der Prognose abweicht. Wenn beispielsweise weniger Strom produziert wird als prognostiziert, müssen wir diese Fehlmengen nachträglich ausgleichen, hierfür wird uns dann der Ausgleichsenergiepreis reBAP ("regelzonenübergreifenden einheitlichen Ausgleichsenergiepreis") vom Übertragungsnetzbetreiber in Rechnung gestellt. Der Ausgleichsenergiepreis ist mit der Entwicklung des Strompreisniveaus ebenfalls gestiegen.
- Marktwertdifferenzen: Wir Direktvermarkter legen mit dem Anlagenbetreiber meist für ein bis zwei Jahre fixe bzw. neuerdings auch dynamische Risikoaufschläge fest. Diese orientieren sich am anlagenspezifischen Marktwert (in Anhänglichkeit von Technologie, Anlagenleistung und Standort), während wir dem Kunden am Spotmarkt letztlich den Referenzmarktwert (sprich der durchschnittliche Marktwert aller Anlagen derselben Erzeugungstechnologie) garantieren. Der anlagenspezifische Marktwert entspricht nur in seltenen Fällen dem vom Direktvermarkter garantierten, durchschnittlichen Marktwert für Wind. Die Abweichung wurde schon immer vom Direktvermarkter eingepreist bzw. bei negativen Abweichungen ausgeglichen. Im volatilen Preisumfeld kommt es nun jedoch zu stark gestiegenen Risiken negativer Abweichungen, die zu unerwartet hohen Kosten führen. Aus diesem Grund haben wir unsere Risikoprämie von einer statischen auf eine dynamische Prämie umgestellt.
Das BMWK hat diese marktseitigen Kostenveränderungen anerkannt. Im nun beschlossenen Gesetz zur Strompreisbremse wurden sie mit 6 Prozent vom technologiespezifischen Monatsmarktwert beziffert, die bei der Erlösabschöpfung berücksichtigt werden.
Zusätzlich zu diesen Kostentreibern tragen die Direktvermarkter ebenfalls die administrativen Kosten für regulatorischer Veränderungen, wie sie beispielsweise im Rahmen von Redispatch 2.0 entstanden sind. So müssen Abregelungen durch den Netzbetreiber auch über den Direktvermarkter abgewickelt werden: Wir müssen nun unter anderem einen Teil der Entschädigungszahlungen im Falle abgeschalteter Erneuerbaren-Anlagen bearbeiten. Die Prozesse sind aufgrund mangelnder Digitalisierung aufwendig und fehleranfällig. Der Mehraufwand schlägt sich im Personalbedarf, aber auch (IT-)systemseitig nieder.
Fix oder variabel?
Vermarktungskosten waren zu keinem Zeitpunkt fixe Kosten, allerdings hat sich ihre Kostenvolatilität bei einem konstanten Strompreisniveau eines Baseloads (konstante Grundlaststromlieferung) von 50 €/MWh (40 €/MWh für Wind an Land) viele Jahre in Grenzen gehalten. So ist in der Vergangenheit der Eindruck entstanden, dass die Vermarktungskosten eine feste Größe haben. Seit September 2021 ist dieses Preisniveau deutlich durchbrochen, der durchschnittliche Spotmarktpreis ist im letzten Jahr von 50 €/MWh auf über 470 €/MWh gestiegen und hat zeitweise am Terminmarkt sogar den Wert von 1.000 €/MWh überschritten. Die Vermarktungskosten haben sich analog zu diesem Niveau mitentwickelt. Auch in diesem Jahr sind Preisschwankungen in beiden Richtungen zu erwarten.
Relativer Kostenansatz
Da am Markt nach wie vor mit starken Preisschwankungen nach oben und unten zu rechnen ist, ist eine fixe Risikoprämie zur Deckung der Vermarktungskosten nicht mehr angemessen: Bei fallenden Preisen und damit sinkenden Kosten würde die Fixierung der Risikoprämie zu einer Überzahlung und bei steigenden Preisen und damit steigenden Kosten zu einer Unterzahlung führen. Aus diesem Grund hat Statkraft die Risikoprämie von einem fixen Wert auf einen relativen Wert, gemessen am jeweiligen durchschnittlichen Spotpreis des Monats der Energielieferung, umgestellt.
Durch diese Umstellung werden unsere Kundinnen und Kunden nach wie vor von den höheren Marktpreisen profitieren. Gleichzeitig können wir die gewohnte Qualität unserer Dienstleistung sicherstellen und gleichzeitig dafür sorgen, dass die Kosten für die Vermarktung der Anlagen beherrschbar bleiben.
Ein fairer, ausbalancierter Direktvermarktungsvertrag ist auch eine Absicherung der Erlöse für Betreiberinnen und Betreiber.
Was passiert, wenn die Kosten nicht angepasst werden?
Insgesamt ist eine faire Kostenverteilung aktuell außerordentlich wichtig. Wenn Erlöse auf der einen Seite und Kosten auf der anderen Seite steigen, entsteht die Gefahr, dass Direktvermarkter ihre Dienstleistung rund um die Stromvermarktung nicht mehr anbieten können. In diesem Fall wären auch die aktuell realisierbaren hohen Erlöse aus dem Betrieb der Anlagen in Gefahr.
Ein fairer, ausbalancierter Direktvermarktungsvertrag ist damit auch eine Absicherung der Erlöse für Betreiberinnen und Betreiber. Die Umstellung auf die relative Risikoprämie ermöglicht in dieser Zeit mit hohen Strompreisschwankungen überhaupt erst eine verbindliche Angebotsstellung.
Direktvermarkter, die Ihre Entgeltstruktur nicht den neuen Rahmenbedingungen angepasst haben, können in Probleme geraten. Denn kleine Abweichungen können bei großen Anlagen aufgrund der hohen Preise schnell in die Millionen gehen.
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