Welch ein Absturz: Noch im vergangenen Sommer hatte Energie & Management Statkraft Markets anlässlich der 10. E&M-Umfrage zur Direktvermarktung mit den Kickern des FC Bayern München verglichen. Die Deutschland-Dependance des norwegischen Energiekonzerns hatte quasi wie „ein Seriensieger“ unnachahmlich bei allen E&M-Erhebungen die Nase vorn gehabt.

Wie der FCB in der Hinrunde der laufenden Bundesligasaison hat auch Statkraft zum Jahreswechsel deutlich geschwächelt: Zum 1. Januar waren bei dem Unternehmen nur noch 9.901 MW zur Direktvermarktung unter Vertrag, ein Minus von knapp 22 % im Vergleich zum Jahresende 2019. Was in absoluten Zahlen immerhin 2.746 MW ausmacht. Nie hat es bislang einen größeren Schwund bei allen bisherigen E&M-Umfragen im Direktvermarktungsbereich gegeben.

Im Gegensatz zu den Bayern-Kickern ist Statkraft aber − wenn auch arg zerrupft − nach wie vor die Nummer eins unter den heimischen Direktvermarktern. Was Andreas Bader, der die Abteilung Vertrieb und Produktentwicklung leitet, nur bedingt trösten mag. Aus dem Grund für das große Minus macht er kein Geheimnis: „Wir haben insbesondere die Lastgänge der von uns betreuten Windparks analysiert und gesehen, dass die finanziellen Erträge oft genug nicht optimal waren.“ Das neue „Bepreisungsmodell“ hat eine Reihe von Windmüllern nicht goutiert − sie wechselten zu anderen Anbietern.

Bei der Frage, ob das im vergangenen Herbst von der Bundesnetzagentur eingeleitete Verfahren wegen Bilanzkreisverletzung dem Unternehmen weitere Kunden gekostet habe, heißt es bei Statkraft auffallend zurückhaltend: „Unseres Erachtens hatte dies keinen Einfluss auf die Entscheidungen unserer Kunden.”
Unabhängig von der Auseinandersetzung mit der Bonner Behörde ist es klares Ziel von Statkraft Markets, bei der Direktvermarktung weiter zu wachsen − „und zwar profitabel“. Dass die Direktvermarktung erneuerbarer Energien in einer Reihe von EU-Ländern an Fahrt gewinnt, kommt den Norwegern angesichts der fehlenden Wachstumsdynamik in Deutschland entgegen. Aber auch außerhalb der EU wächst nach Baders Worten das Statkraft-Portfolio. Bestes Beispiel dafür ist Indien: „Hier allein betreuen wir einen Pool von rund 10.000 Megawatt.“

Krise beim Windkraftausbau an Land schlägt durch

Nicht nur wegen der verbesserten Rahmenbedingungen ist mittlerweile eine Reihe von Direktvermarktern jenseits der deutschen Landesgrenzen tätig: Hierzulande macht ihnen vor allem die Krise beim Ausbau der Windenergie zu schaffen. Im vergangenen Jahr lag nach den Pflichtmitteilungen der vier Übertragungsnetzbetreiber der Zuwachs bei der Direktvermarktung bei 4.354 MW, kein Vergleich zu früheren Spitzenwerten von 7.000 MW und mehr. Immerhin, das Gesamtvolumen für die Direktvermarktung liegt nun bei knapp 80.000 MW, damit ist Deutschland in Europa der größte Markt. Und noch eine Zahl: 2019 hat übrigens die Photovoltaik mit über 2.000 MW den größten Anteil zum Vermarktungsbestand beigetragen, ein Energieträger, der für viele Direktvermarkter nach wie vor ein zu kleinteiliges Geschäft ist.
 
Nicht für die Next Kraftwerke GmbH. Das Unternehmen aus dem Kölner Stadtteil Ehrenfeld, ohnehin schon größte Solarvermarkter, nahm innerhalb eines Jahres mehrere Dutzend neuer Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von mehr als 1.500 MW unter Vertrag. Was Geschäftsführer und Mitbegründer Hendrik Sämisch so kommentierte: „Beim Zuwachs unseres Solarportfolios profitieren wir sicherlich von der Marktstellung, die wir uns in diesem Segment in den letzten Jahren durch viele Kooperationen mit Stadtwerken, Solarteuren, Projektierern, Ingenieurbüros und anderen Marktpartnern sukzessive erarbeitet haben, aber auch durch unsere frühzeitige Entscheidung, Überschusseinspeiser ab 100 Kilowatt in unseren Next Pool aufzunehmen.“ Diese solare Pole Position wollen die Rheinländer ausbauen:

„Durch den erwarteten Wegfall des Zubaudeckels und den insgesamt robusten Zuwachs an PV-Kapazitäten momentan gehen wir davon aus, dass wir unser Direktvermarktungsportfolio auch 2020 weiter ausbauen können, übrigens auch im Bioenergiebereich, wo wir 2019 ebenfalls zulegen konnten“, so Sämisch.
Den größten Zuwachs beim Gesamtportfolio zwischen dem 1. Januar 2019 und dem 1. Januar 2020 verbuchte ein Unternehmen, dessen Deutschland-Filiale ebenfalls in Köln ansässig ist: Engie. Der französisch-belgische Konzern legte binnen Jahresfrist ein Plus von 1.000 auf nunmehr 3.500 MW hin. Mit 950 MW fiel der Zuwachs bei Sunnic Lighthouse etwas geringer aus. Zu den Top drei der Unternehmen mit den größten Zuwächsen konnte sich überraschenderweise Ane Energy mit Sitz in Husum platzieren. Die Nordfriesen meldeten E&M eine Steigerung ihres Vermarktungsbestands um 502 MW.

Engie mit dem größten Plus von 1.000 MW

Der Gewinn von 1.000 MW Vermarktungsleistung basiere nicht auf „Kampfpreisen“, betonte Katrin Fuhrmann, Senior Originator bei Engie, gegenüber E&M. „Wir sind heute bei den regenerativen Betreibern weitaus bekannter als noch bei unserem Markteintritt in Deutschland vor zwei Jahren“, so Fuhrmann. Nicht nur deshalb konnten in der sogenannten Hunting Season während der zurückliegenden Herbstwochen weit mehr Angebote an die Betreiber von Wind-, Solar- und Biomasseanlagen verschickt werden.

Außerdem sei das Origination Desk neu aufgestellt worden: „Angesichts der nach wie vor geringen Margen machen Kampfpreise überhaupt keinen Sinn“, sagt Fuhrmann, „wir setzen bei der Direktvermarktung auf langfristige Partnerschaften mit den Betreibern, was für das Geschäft der wirtschaftlichste Weg ist.“ Denn den ganz großen Zeh in der Tür zur Direktvermarktung will Engie nutzen, um ein anderes Geschäft gezielt voranzubringen: „Wir gehen davon, dass Power Purchase Agreements mit Ökostrom in wenigen Jahren Standard in Deutschland sind“, so Fuhrmann.

Zufriedene Gesichter gibt es derzeit nicht nur in Köln, sondern auch im hohen Norden. Und zwar in Husum, dem Hauptsitz der Ane Energy, dem Tochterunternehmen der Arge Netz. „Dafür, dass wir erst Anfang 2019 mit dem operativen Geschäft begonnen haben, ist es uns gelungen, eine wirklich gute Entwicklung hinzulegen und aktuell bereits die 2.000-Megawatt-Marke in unserem Portfolio zu überschreiten“, resümiert Geschäftsführer Ralf Höper. Für einen Newcomer, sagt er offen, genieße Ane Energy eine komfortable Situation: „Unser vertrieblicher Aufwand hielt sich vergleichsweise in Grenzen, da sich viele unserer Kunden und Gesellschafter in der Regel bei ihren Anfragen aktiv zuerst an uns gewandt haben, also das Vermarktungsteam ihres eigenen Unternehmens.“

Bei der Arge Netz, nach eigener Lesart das bundesweite „Netzwerk der Erneuerbaren“, haben rund 400 Gesellschafter die Leistung ihrer Windparks, Biogas- und Solaranlagen gebündelt − ein Pool, der immerhin eine Leistung von rund 8.000 MW umfasst. „Aber“, so betont Höper, „den Zuschlag für die Direktvermarktung bekommen auch wir nur mit sehr wettbewerbsfähigen Preisen und Produkten.“ 

Um bald noch mehr erneuerbare Energien in den Markt und zu neuen Abnehmern von Power Purchase Agreements (PPAs) zu bringen, setzen die Nordfriesen für die Kostenoptimierung auf ein eigenes automatisiertes Handelssystem, das den 24/7-Intradayhandel „innovativ“ (O-Ton Höper) unterstützen soll. Für den Aufbau dieser Plattform hat das junge Unternehmen im vergangenen Sommer von der Wirtschaftsförderung und Technologietransfer Schleswig-Holstein GmbH einen Förderbescheid in Höhe von mehr als 700.000 Euro erhalten, womit gut die Hälfte der Investitionssumme gedeckt ist.

Von dem künftigen Echtzeithandelssystem verspricht sich Höper nicht nur eine deutliche Steigerung der Handelseffizienz: „Auf Basis der überlegenen Datenqualität und der cleveren Algorithmen unseres Systems können wir intelligentere Handelsstrategien entwickeln und unseren Kunden neue Dienstleistungen anbieten.“
Parallel zum Aufbau des neuen Handelssystems setzt Ane Energy in diesem Jahr verstärkt auf die Vermarktung von PPAs für Post-EEG-Anlagen und von Biogasanlagen: „Bislang sind wir noch sehr windlastig unterwegs, was wir im Sinne einer proaktiven Diversifikation schnell ändern wollen.“

Dass auch bei der Trianel GmbH als einem der größeren Handelshäuser PPAs auf der Tagesordnung stehen, verwundert nicht. Und dass diese direkten grünen Strombezugsverträge noch nicht oben auf der Agenda stehen, begründet Geschäftsführer Oliver Runte so: „Wir erkennen natürlich ein sehr großes Interesse bei der Projektentwicklung für PPAs, weil das Thema mittelfristig ein wesentliches Instrument zur Finanzierung von Erneuerbaren-Projekten sein wird. Derzeit sehen wir allerdings ein eher verhaltenes Interesse auf der Nachfrageseite.“

Künstliche Intelligenz und eigene Algorithmen: zumindest ein Muss

Was nach seiner Einschätzung auch auf Kommunalversorger zutrifft, der Kernklientel des Stadtwerkenetzwerks: „Bei Stadtwerken erkennen wir derzeit kein größeres Interesse an dem Thema. Natürlich beschäftigt man sich damit, aber derzeit ist es noch ein risikobehaftetes Thema und von daher nicht wirklich interessant für Stadtwerke.“

Wie bei der letztjährigen Halbjahresumfrage hatte Trianel für die 2019er-Gesamterhebung erneut ein Portfolio von 3.000 MW vermeldet. Von Stillstand will Runte dennoch nichts wissen: „Wir haben in den letzten zwei Jahren massiv in die Direktvermarktung investiert und die Prozesse komplett neu aufgestellt. Wir setzen dazu insbesondere auch auf den Einsatz von künstlicher Intelligenz und auf eigene Algorithmen.“ Was zähle, seien „die Qualität in der Abwicklung und die Wirtschaftlichkeit des Portfolios“, das Trianel in den vergangenen drei Jahren „ganz bewusst“ verkleinert habe. „Das honorieren unsere Kunden, denn auch sie profitieren von unseren neuen Standards“, so Runte.

Mit einer „leichten Portfolioanpassung“ zu Beginn dieses Jahres hat Trianel nach den Worten Runtes auf die Marktunsicherheit nach Umstellung des Ausgleichsenergieregimes im Juli reagiert. „Angesichts dieser Unsicherheiten haben wir auch unseren Vertrieb umgestellt“, lässt Runte durchblicken. Vorerst geht Trianel von einer Stabilisierung der Ausgleichsenergiepreise „oberhalb des Niveaus von Juli 2019“ aus. „Wir erwarten auch ein schnelleres Eingreifen der Bundesnetzagentur bei extremen Preisspitzen, wie wir sie Mitte 2019 gesehen haben“, betont Runte. Die Einführung der Preisobergrenze für Regelarbeitspreise habe die bedrohliche Situation nur unwesentlich entschärft: „Die Gefahr von Ausgleichsenergiepreisen in Höhe von mehreren Tausend Euro bleibt trotz Preisobergrenze bestehen.“

Den Vermarktungs-Pool von 3.000 MW zu Jahresbeginn nennt der Trianel-Geschäftsführer „eine gute Basis, auf der wir weiter aufbauen werden“. Ein starkes Wachstum sei allerdings wegen der regulatorischen Unsicherheiten „derzeit“ nicht angestrebt: „Hier warten wir die erneute Umstellung für Regelenergie im Sommer dieses Jahres ab.“

Warten auf neue Regelung für die Regelenergiepreise

Genau das hat auch Julian Göhler vor: Der Mitbegründer und Geschäftsführer der WET Wind Energy Trading AG (seit Sommer 2016 weitestgehend unter dem Dach der Berner BKW Energie AG) ist jedenfalls froh, dass sich die Querelen um das Mischpreisverfahren im vergangenen Sommer nicht negativ auf die Vermarktungspreise ausgewirkt haben.

Dass das WET-Portfolio nach der Silvesternacht mit einem Minus von 653 MW gestartet ist, beunruhigt Göhler nicht im Geringsten: „Solch eine Entwicklung hatten wir auch in den Vorjahren.“ Um Fehlerquellen zu vermeiden und das Vertragshandling zu verbessern, gebe es bei WET mittlerweile eine Reihe von Verträgen, „die unterjährig auslaufen und dann zur Verlängerung anstehen“. Was beispielsweise zum 1. März der Fall sein wird: „Dann wächst unser Portfolio gleich um 1.000 Megawatt, womit wir schon über Vorjahresniveau liegen“, so Göhler.

Die Botschaft ist klar: Auch künftig wird es WET bei der deutschen Direktvermarktung geben. Dass dieser Markt nicht ohne Wettbewerbsdruck ist, haben im vergangenen Jahr der partielle oder auch vollständige Ausstieg von dem ein oder anderen Unternehmen gezeigt (siehe Kasten). Wie sagte Next-Kraftwerke-Geschäftsführer Hendrik Sämisch so schön: „Dieser Wettbewerbsdruck wird dazu führen, dass die Kostenseite vermehrt in den Fokus rückt, und umso entscheidender wird es sein, diese durch weitere Prognoseverbesserungen und optimierte Datenanalyse in den Griff zu bekommen, um Ausgleichsenergiekosten möglichst gering zu halten. Die dazu nötigen Systeme werden daher unserer Einschätzung nach weiter an Bedeutung zunehmen.“

Was sich auch auf der bevorstehenden E-world in Essen zeigen wird, für die sich viele Direktvermarkter angesagt haben: Für Gesprächsstoff dürfte wie in den Vorjahren die neue E&M-Übersicht für 2019 sorgen. E&M


Die E&M-Direktvermarktungsumfrage für das Gesamtjahr 2019

Für die mittlerweile 11. E&M-Direktvermarktungsumfrage hat die Redaktion 171 Unternehmen angeschrieben, die bei den vier Übertragungsnetzbetreibern einen Bilanzkreis für das Managementprämienmodell beantragt haben. In der Portfolioübersicht (siehe PDF) sind die Daten von insgesamt 47 Unternehmen eingeflossen.

45 davon haben den Fragebogen an die E&M-Zentrale gesandt. Beim dänischen Energiekonzern Oersted (ehemals Dong Energy) und bei Iberdrola Deutschland beruhen die aufgeführten Zahlen auf den vorliegenden Statistiken zum Ausbaustand der Offshore-Windenergie.

Weitere Antworten der 2019er Gesamtumfrage:

• Die meisten Unternehmen, nämlich 38, gehen von einem wachsenden Portfolio aus. Nur ein Anbieter erwartet für dieses Jahr eine sinkende Vermarktungsleistung. Das Gros der hierzulande tätigen Unternehmen vermarktet über White-Label-Verträge Portfolios Dritter: Immerhin gibt es mittlerweile mit WET Wind Energy Trading & BKW, Statkraft Markets, Sunnic Lighthouse sowie Enercity vier Anbieter, die ein externes Portfolio mit mehr als 1.000 MW Leistung betreuen. Interessant in diesem Zusammenhang ist die erstmalige E&M-Zusammenstellung, welche Mengen die (auskunftswilligen) Unternehmen selbst oder in Kooperation vermarkten.
   
• Richtig uneinheitlich sind die Antworten auf die Frage nach der von der Bundesnetzagentur im vergangenen Oktober festgelegten Preisobergrenze bei den Aktionen für Sekundärregelleistung und Minutenreserve in Höhe von 9.999 Euro pro Megawattstunde – eine Regelung, die wohl bis Juni dieses Jahres gilt. Nur 19 Unternehmen begrüßten dieses „Cap“, dagegen gab es eine Reihe von weiteren Vorschläge für dieses unter den Direktvermarkter nach wie vor heißes Thema.

*Stichtag: 1. Januar 2020
 
  *Stichtag: Jahreswechsel 2019/2020
 
  *Stichtag: Jahreswechsel 2019/2020



In der E&M-Gesamtübersicht für das Jahr 2019 fehlen drei Unternehmen, die in den Vorjahren zum Inventar gehört haben, Energy2Market (E2M), die Gasag und Natgas. Dazu ein paar erläuternde Informationen:

• E2M kündigte gegenüber E&M an, erst wieder in diesem Sommer zur Halbjahreserhebung Zahlen des eigenen Direktvermarktungsportfolios bekannt geben zu wollen. „Nach dem Eigentümerwechsel im September sind wir noch nicht soweit“, hieß es aus Leipzig zur jetzigen Absage. Aus dem gleichen Grund hatte E2M bereits an der E&M-Umfrage Mitte 2019 nicht teilgenommen. Im vergangenen Jahr hatte ein Tochterunternehmen des französischen EDF-Konzerns das Handelshaus komplett übernommen, das wenige Wochen zuvor sein zehnjähriges Jubiläum gefeiert hatte. Nach Informationen aus dem vergangenen Jahr bewirtschafteten die Sachsen ein Direktvermarktungsportfolio in der Größenordnung von rund 3.500 MW.
• In Berlin hat der Gasag-Vorstand beschlossen, „kein aktive Direktvermarktung mehr vorzunehmen“. Gründe für den Rückzug seien der starke Wettbewerb und die damit zurückgehenden Vermarktungsentgelte gewesen. Hinzu kommt „der hohe Implementierungsaufwand neuer Anlagen, der insbesondere bei kleineren Anlagen eine wirtschaftliche Vermarktung erschwert“, hieß es auf E&M-Anfrage. Im Sommer 2019 betreute die Gasag bei der Direktvermarktung rund 320 MW Leistung, wovon das Gros mit 287 MW auf die Photovoltaik entfiel.
• Mitte 2019 hatte die Natgas AG rund 2.200 MW Ökostromleistung zur Direktvermarktung unter Vertrag − der Höchststand in der Unternehmensgeschichte. Mit dem Insolvenzantrag von Anfang Dezember 2019 ist klar, dass das Potsdamer Unternehmen demnächst aufgelöst wird. Auf die Frage, was mit den bisherigen Direktvermarktungsverträgen passiert, teilte das Unternehmen E&M mit: „Natgas-Mitarbeiter unterstützen den geordneten Übergang der Kunden zu neuen Direktvermarktungsunternehmen aktiv. Mit der Einführung der Mako 2020 (= Marktkommunikation 2020, neues Regelwerk der Bundesnetzagentur zum Datenaustausch; d. Red.) ist der Wechselprozess häufig nicht mehr automatisch zu realisieren. Ummeldungen erfolgen meist in bilateraler Abstimmung der Direktvermarkter mit dem Netzbetreiber. Das erschwert den Wechselprozess erheblich. Bis auf wenige Ausnahmen sind Mitte Januar alle Kunden bei neuen Lieferanten und neuen Direktvermarktern. Die restlichen Kunden werden alle persönlich angesprochen. Der Übergang wird bilateral beschleunigt geklärt. Der Wechselprozess sollte im Januar 2020 abgeschlossen sein. Im Biogas-Bereich haben sich unsere Kunden in Norddeutschland häufig für die EWE entschieden. In Süd- und Ostdeutschland hat sich der Service der Wemag in Verbund mit der SKVE (= SK Verbundenergie AG mit Sitz in Regensburg) durchgesetzt. Einzelne Kunden sind zu Next Kraftwerke, zu den Stadtwerken Rosenheim, zu Enery2Market, Alpiq oder N.Ergie gegangen. Im Windbereich haben wir häufig als neuen Direktvermarkter Statkraft Markets genannt bekommen.“

E&M sagt Danke für die vielen gelieferten Daten zur Direktvermarktung und Servus.