Wie funktioniert die Direktvermarktung von erneuerbaren Energien?

Auf einen Blick

• Direktvermarktung bedeutet, dass Strom aus erneuerbaren Energien aktiv am Markt verkauft statt pauschal vergütet wird. Für neue EE-Anlagen ab einer Leistung von 100 kW ist sie Pflicht.
• Zentrales Modell ist das Marktprämienmodell (geförderte Direktvermarktung): Betreiber verkaufen den Strom und erhalten zusätzlich die Marktprämie.
• Daneben stehen sonstige Direktvermarktung (ohne EEG-Förderung), PPAs und Systemdienstleistungen als Vermarktungswege mit unterschiedlichem Chancen-Risiko-Profil zur Verfügung.
• Direktvermarkter übernehmen heute zentrale Marktrollen (Stromhandel, Bilanzkreis- und Einsatzverantwortung) und sind damit ein operativer Kernbaustein des Redispatch 2.0.

Definition: Was ist Direktvermarktung?

Direktvermarktung bedeutet, dass Strom nicht pauschal vergütet, sondern aktiv am Markt verkauft wird. Kassierten die Betreiber von Wind-, Solar- und Biomasseanlagen in den Anfangsjahren meist eine feste Einspeisevergütung pro Kilowattstunde, ist Direktvermarktung mittlerweile der Standard bei größeren Erzeugungsanlagen.

Der Strom wird dabei typischerweise am Spotmarkt (z. B. Day-Ahead- oder Intraday-Markt) oder Terminmarkt der Strombörse verkauft oder über bilaterale Verträge (Over-the-Counter, kurz OTC). Viele Investoren beauftragen externe Direktvermarkter mit dem Handel und konzentrieren sich auf Entwicklung und Betrieb der Anlagen.

Was sind die Vorteile der Direktvermarktung?

Die Direktvermarktung fördert die Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien durch echte Preissignale. Dies gilt – geeignete netz- und marktliche Rahmenbedingungen vorausgesetzt – insbesondere gegenüber pauschalen Einspeisevergütungen.

• Marktseitig sendet dieser Mechanismus klare Preissignale über Angebot und Nachfrage an die Erzeuger. Dadurch, dass Strom mitunter sehr niedrige oder gar negative Börsenpreise erzielt, wird Überproduktion marktlich sanktioniert und Produktion bei Knappheit durch hohe Preise belohnt. Auf der anderen Seite besteht der Anreiz, den Verbrauch zu flexibilisieren und den Energiebedarf vornehmlich in Zeiten eines großen Angebots von Wind- und Solarenergie zu decken. Je mehr Akteure sich den Marktsignalen entsprechend verhalten, umso mehr werden Preisextreme abgeschwächt.
  
• Systemisch hat dies vor allem zwei Folgen: Zum einen wird das Erzeugungspotenzial von Wind- und Solaranlagen stärker genutzt, teurer Strom aus fossilen Erzeugungsarten wird seltener benötigt. Zum anderen wird das Stromnetz seltener durch einen Überschuss an erneuerbar erzeugtem Strom überlastet. Im Ergebnis müssen Erzeugungsanlagen seltener abgeregelt werden, was wiederum die Ausgleichszahlungen (Redispatch-Kosten) reduziert.

Aus diesen Gründen muss laut § 21 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Deutschland erneuerbarer Strom aus Wind- und Solaranlagen mit einer Peakleistung ab 100 Kilowatt (kW_p) – mit wenigen Ausnahmen – direkt vermarktet werden. Pauschale Einspeisevergütungen gibt es für Anlagen dieser Größenordnung im Grunde nur noch, wenn sie vor 2016 in Betrieb genommen wurden. Für Biogasanlagen gilt die Direktvermarktungspflicht schon zwei Jahre länger.

Allerdings steigen auch Betreiber älterer Anlagen zunehmend auf Direktvermarktung um – sei es, weil die auf 20 Jahre begrenzte Einspeisevergütung ausgelaufen ist oder weil ihnen die Direktvermarktung lukrativer erscheint.

Dazu trägt auch die seit 2023 schrittweise Einführung der Nullvergütung (Wegfall der Marktprämie) im Falle negativer Strompreise bei. Da die Grenzkosten von erneuerbarem Strom nahe Null liegen, haben Produzenten einen hohen Anreiz auch im Falle einer Markt(über)sättigung Strom einzuspeisen, wenn sie dafür eine Vergütung erhalten. Dies konnte bei Netzengpässen doppelte Kosten erzeugen – für die Abregelung (negative Ausgleichsenergie) und die Vergütung.

Wer übernimmt die Direktvermarktung?

Die Direktvermarktung wird in der Praxis meist von spezialisierten Stromhändlern übernommen. Nur große Energiekonzerne haben eigene Abteilungen oder ganze Tochtergesellschaften dafür. Kleinere Betreiber – egal, ob es sich um ganze Solar- und Windparks oder einzelne Erzeugungsanlagen handelt – legen diese verantwortungsvolle Aufgabe in die Hände professioneller Direktvermarkter.

Dies sind kleinere oder größere Stromhandelshäuser, die den Strommarkt mit seinen Chancen und Risiken sowie seinen teils sehr kleinteiligen Regularien genauestens kennen. Der Direktvermarkter kümmert sich dann nicht nur um Verkauf und Abrechnung, sondern auch um die systemrelevanten Marktrollen des Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) und des Einsatzverantwortlichen (EIV).

Für den Anlagenbetreiber ist der Direktvermarkter in der Regel der einzige Ansprech- und Geschäftspartner im Vertrieb. Mit diesem vereinbart er auch ein Vermarktungs- und ein Vergütungsmodell. Wie der Strom letztendlich in den Markt gebracht wird, obliegt jedoch allein dem Direktvermarkter, etwa ob er als reiner Händler an der Strombörse auftritt oder auch als eigenständiger Lieferant gegenüber Stromverbrauchern.

Was ist das Marktprämienmodell?

Das Marktprämienmodell ist das zentrale Instrument der geförderten Direktvermarktung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Inzwischen gilt es für die meisten größeren EEG-Anlagen – unabhängig von der Technologie. Statt eine feste Einspeisevergütung pro Kilowattstunde zu beziehen, verkaufen Betreiber – beziehungsweise ihre Direktvermarkter – den Strom am Markt. Als EEG-Förderung erhalten sie dann vom zuständigen Netzbetreiber für jede eingespeiste Kilowattstunde zusätzlich eine Marktprämie.

Die Marktprämie ergibt sich aus dem Delta zwischen dem individuellen anzulegenden Wert der jeweiligen Anlage und dem monatlichen Referenzmarktwert (RMW). Je niedriger die Marktpreise also in einem Monat liegen, desto höher steigt die Marktprämie und umgekehrt. Liegt der Referenzpreis dagegen höher als der anzulegende Wert der Anlage selbst, sinkt die Marktprämie auf Null. Das heißt: Selbst wenn die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Marktpreis kleiner Null ist, wird keine negative Prämie berechnet, sondern die „Nullförderung“.

Durch diesen Mechanismus erleichtert die Marktprämie in Deutschland den wirtschaftlichen Betrieb Erneuerbarer-Energien-Anlagen, behält aber gleichzeitig den Anreiz bei, hohe Preise am Markt zu erzielen. Durch den starken Wettbewerb hat dies den volkswirtschaftlichen Nutzen, dass der durchschnittliche Strompreis sinkt. Denn: Je mehr Anbieter während Höchstpreisen Strom (auch aus Speichern) einspeisen, desto niedriger fallen die Höchstpreise letztlich aus.

Wie wird die Marktprämie berechnet?

Die Marktprämie wird berechnet nach der Formel:

Anzulegender Wert - Referenzmarktwert = Marktprämie

Der Referenzmarktwert (RMW) ist ein nach Anlage 1 EEG definierter Wert. Er bildet den monatlichen Durchschnittspreis ab, den eine Anlage mit einem standardisierten Einspeiseprofil am Spotmarkt erzielt hätte. Es handelt sich also um einen mengengewichteten Durchschnittspreis. Für Photovoltaik, Onshore-Windkraft und Offshore-Windkraft werden jeweils eigene Referenzmarktwerte ermittelt. Für alle anderen förderfähigen Erzeugungsarten (z.B. Biomasse, Geothermie und Wasserkraft) gilt der durchschnittliche Spotmarktpreis aller Energieträger. Der RMW wird von den Übertragungsnetzbetreibern nach Ablauf des Monats veröffentlicht und dient ausschließlich der Berechnung der im EEG beschriebenen Marktprämie.

Der anzulegende Wert (AW) ist im Gegensatz zum RMW anlagenspezifisch. Er wird inzwischen in aller Regel bei Unterbietungs-Auktionen im Rahmen von Förderausschreibungen ermittelt. Auf solchen Auktionen geben Anlagenbetreiber Gebote ab, die dann vom niedrigsten angefangen solange einen Zuschlag erhalten, bis alle Lose vergeben sind. Um die Chancen auf einen Zuschlag zu erhöhen, bieten die Betreiber tendenziell den niedrigsten anzulegenden Wert (in ct/kWh), zu dem sie bereit sind, eine Anlage in Betrieb zu nehmen. Das bedeutet: Sie bieten nicht den Preis, den sie tatsächlich gedenken zu erzielen, sondern sie kalkulieren die Marktprämie bereits mit ein.

Das Marktprämienmodell verschafft schwächeren Standorten ex ante einen relativen Vorteil, da sie höhere Gebote ansetzen müssen, um wirtschaftlich zu arbeiten. Im Falle eines Zuschlags erhalten sie dann – gemäß der Formel – eine etwas höhere Marktprämie als Anlagen an starken Standorten mit niedrigeren Geboten.

Beispiel: Kalkulation des Gesamterlöses mit Marktprämie

Der genaue Erlös einer Anlage hängt in erster Linie von den tatsächlichen Wettergegebenheiten ab, die entscheidend für Zeitpunkt und Menge der Stromproduktion sind. Darüber hinaus spielen auch die Stromnachfrage und das Händlergeschick eine Rolle.

Um ein grobes Bild zu zeichnen, wie die Marktprämie wirkt, betrachten wir eine Onshore-Windkraftanlage, die bei der EEG-Ausschreibung im Februar 2023 den Zuschlag mit einem anzulegenden Wert von 7,34 ct/kWh erhielt, dem Durchschnittswert dieser Auktion. Die entsprechende Marktprämie (s. vorangegangenes Diagramm) wurde ab Mai 2023 fällig.

In diesem Beispiel nehmen wir exemplarisch an, dass die Direktvermarkter über den betrachteten Zeitraum genau den Durchschnittspreis aller Onshore-Windenergieanlagen erzielt haben – also den technologiespezifischen Referenzmarktwert. Es gilt daher:

Gesamterlös pro Kilowattstunde = Erzielter Marktpreis + Marktprämie

Was bedeutet „sonstige Direktvermarktung“?

Die sonstige Direktvermarktung (SDV) bezeichnet den Stromverkauf ohne Inanspruchnahme der EEG-Förderung. Die Erlöse hängen dann vollständig vom Marktpreis bzw. von individuell vereinbarten Lieferverträgen ab.

Dieses Modell wird zum einen bei Anlagen genutzt, die das Ende ihrer Förderung erreicht haben, aber noch wirtschaftlich betrieben werden können. Es gibt aber auch neue Projekte, die bei bisherigen Förderauktionen leer ausgegangen sind, gar nicht dafür angemeldet wurden oder deren Marktprämien-Förderung verfallen ist, weil die Anlage nicht rechtzeitig in Betrieb genommen wurde. Anlagen ohne technische Vorrichtung zur Fernsteuerung durch den Netzbetreiber sowie Projekte, die andere Förderungen beziehen, sind ohnehin von der Marktprämie ausgeschlossen.

Es gibt aber auch Betreiber, die freiwillig auf die EEG-Förderung verzichten. Dies hängt mit dem Doppelvermarktungsverbot nach § 80 EEG zusammen. Demnach darf für EEG-geförderten Strom kein Herkunftsnachweis (HKN) ausgestellt werden. Dies sind Zertifikate, mit denen Verbraucher belegen können, in welchem Umfang sie nachhaltig produzierten Strom nutzen. HKN haben einen eigenen, vom Strompreis unabhängigen Marktwert und können im Handel zusätzliche Erlöse generieren.

Betreiber von EEG-geförderten Anlagen haben theoretisch die Möglichkeit, monatlich von der GDV in die SDV zu wechseln. Allerdings zeigt die Erfahrung, dass es dabei gewisse Prozessrisiken gibt. Daher bevorzugen viele Direktvermarkter längere Zeiträume zum Wechsel zwischen den Vermarktungsmodellen.

Was sind Power Purchase Agreements (PPAs)?

PPAs sind langfristige Stromlieferverträge zwischen Anlagenbetreibern und Abnehmern. Es wird zwischen physischen PPAs, bei denen Strom tatsächlich geliefert wird, und synthetischen oder virtuellen PPAs, die als Absicherungsinstrument (Contract for Difference, kurz: CfD) fungieren, unterschieden. PPAs bieten langfristige Planungssicherheit, sind jedoch meist komplex in der Vertragsgestaltung (Preisformeln, Profilrisiken, Ausfallregelungen, Bonität). Zunehmend kommen allerdings standardisierte Produkte – auch Liquid PPAs genannt – auf den Markt, die eine höhere Transparenz und niedrigere Transaktionskosten mit sich bringen.

Grundsätzlich ist auch Strom, der über PPAs verkauft wird, förderfähig nach dem EEG. Allerdings dürfen wiederum keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden, auf die viele PPA-Kunden jedoch Wert legen.

Was sind Systemdienstleistungen?

Systemdienstleistungen sind Leistungen, die zur Stabilität und Sicherheit des Stromsystems erforderlich sind. In der Direktvermarktung spielen sie bisher nur eine ergänzende, aber zunehmend wichtige Rolle. Durch die Bereitstellung von Regelenergie oder anderen Flexibilitätsdiensten können direktvermarktete Anlagen neben dem Stromverkauf zusätzliche Erlöse erzielen. Auch dadurch steigt die Marktintegration erneuerbarer Energien, während Betreiber Anreize erhalten, ihre Anlagen steuerbar, prognosefähig und netzdienlich auszulegen. Gleichzeitig wächst die Bedeutung einer professionellen Einsatz-, Prognose- und Bilanzkreisführung seitens der Direktvermarkter.