<\/span><\/p> \u00a0<\/p> DIREKTVERMARKTUNGSVERTR\u00c4GE<\/a> WERDEN IN DEUTSCHLAND TRADITIONELL ZU SOGENANNTEN REFERENZMARKTPREISEN ABGEWICKELT. WIR GLAUBEN, DASS DIES EIN VERALTETER ANSATZ IST, DER DIE UNSICHERHEIT ERH\u00d6HT UND DAMIT DAS EINKOMMEN DER ERZEUGER VON ERNEUERBAREN ENERGIEN SENKT.<\/p>An dieser Stelle ein kurzer Disclaimer: Wir haben diesen Artikel f\u00fcr interne Zwecke und f\u00fcr Marktpartner geschrieben. Dar\u00fcber hinaus ist dieser Artikel im Original auf Englisch erschienen. Der folgende deutsche Text ist eine Maschinen\u00fcbersetzung. Wenn Sie also nicht so tief eintauchen wollen, ist es vielleicht an der Zeit, hier aufzuh\u00f6ren. F\u00fcr die Nerds: Los geht’s!<\/em><\/blockquote> Ein Direktvermarktungsvertrag funktioniert traditionell wie folgt: Ein Energieerzeuger, etwa ein Windpark, unterzeichnet bei einem Handelsunternehmen den Handel mit seinem Strom. F\u00fcr jede produzierte MWh verpflichtet sich das Handelsunternehmen, dem Produzenten einen bestimmten Indexpreis zu zahlen, abh\u00e4ngig vom Zeitpunkt der Stromproduktion, und erh\u00e4lt f\u00fcr diese Dienstleistung eine Verwaltungsgeb\u00fchr.<\/p> Dieser Indexpreis war in der Regel der sogenannte Referenzmarktwert (RMV). Dieser Wert ist\u00a0ver\u00f6ffentlicht<\/a> von den Netzbetreibern und ist definiert als der durchschnittliche Strompreis, den eine bestimmte Assetklasse (z. B. Onshore-Wind) f\u00fcr ihre Produktion im Laufe eines Monats erhalten hat. Dies machte (einigen) Sinn in Zeiten, in denen die Strompreise unter der garantierten Preisuntergrenze eines solchen Verm\u00f6genswerts lagen. Beispielsweise lag im Oktober 2020 der durchschnittliche Spot-Day-Ahead-Preis bei 34 EUR\/MWh und der RMV bei 30 EUR\/MWh. Erneuerbare Energien machen tendenziell etwas weniger als den Spotpreis, denn wenn sie laufen, sinken die Preise, also ist das einfach nur Angebot und Nachfrage (siehe\u00a0Hirth 2014<\/a>). Nehmen wir an, unsere Anlage h\u00e4tte einen Mindestpreis (anzulegender Wert) von 90 EUR\/MWh. Jetzt w\u00fcrde der Erzeuger 30 EUR\/MWh von der Handelsgesellschaft und weitere 60 EUR vom Netzbetreiber erhalten, um sicherzustellen, dass er den garantierten Preis von 90 EUR\/MWh erh\u00e4lt. Banken m\u00f6gen das, weil es \u2013 oberfl\u00e4chlich betrachtet \u2013 feste Renditen und wenig Risiko bedeutet.<\/p> Gehen Sie jetzt jedoch davon aus, wie es fast immer der Fall ist, dass unsere Anlage nicht genau zur gleichen Zeit Strom produziert wie ein durchschnittlicher Onshore-Windpark. Unser hypothetischer Windpark liegt im Nordosten Deutschlands und produziert tendenziell bei viel Wind Strom. Im Durchschnitt ist seine Produktion also 28 EUR\/MWh statt der durchschnittlichen 30 EUR\/MWh wert. Das Handelsunternehmen wird diesen Umstand vorab analysieren und in seine Verwaltungsstrukturgeb\u00fchr einflie\u00dfen lassen. Nennen wir diese 2 EUR\/MWh Strukturkosten. Da der H\u00e4ndler nur 28 EUR\/MWh am Spot erwartet, w\u00e4hrend er 30 EUR auszahlen muss, berechnet er diese 2 EUR\/MWh zuz\u00fcglich einer Unsicherheitsmarge von beispielsweise 20 %, dh 2.4 EUR\/MWh als Verwaltungsgeb\u00fchr f\u00fcr Strukturkosten.\u00a0<\/p> Jetzt ist die Aufgabe des Handelsunternehmens etwas komplexer, als den Strom nur zu Spotpreisen zu verkaufen, da es zus\u00e4tzlichen Risiken ausgesetzt ist. Es prognostiziert die Produktion des Verm\u00f6genswerts und verkauft diese Prognose bei der st\u00fcndlichen Day-Ahead-Auktion. Es gibt jedoch immer einen Prognosefehler, dh ein Delta zwischen der Prognose und der tats\u00e4chlichen Produktion. Der H\u00e4ndler (oder seine Meteorologen) wird im Laufe des Tages bessere Prognosen erstellen, wenn sich die Daten verbessern, da wir uns jede Viertelstunde des Tages der Lieferung n\u00e4hern. Er kauft\/verkauft die Differenz zwischen der Day-Ahead-Prognose und seiner Intraday-Prognose auf dem kontinuierlichen Intraday-Markt. Da seine Intraday-Prognose jedoch ebenfalls unvollkommen ist, muss er (normalerweise teure) Ausgleichsenergiepreise f\u00fcr die Differenz zwischen seiner endg\u00fcltigen Prognose und der tats\u00e4chlichen Produktion zahlen. Dies sind die sogenannten Ausgleichskosten und bewegen sich nach unserer Analyse in der Regel bei etwa 4 % der Spotpreise. Bei einem Preisniveau von 34 EUR w\u00e4ren dies also zus\u00e4tzliche Ausgleichskosten von 1.7 EUR + 20 % Unsicherheitsmarge, dh 2.1 EUR\/MWh. Unsere endg\u00fcltige Geb\u00fchr in diesem Setup betr\u00e4gt also 2.1 EUR + 2.4 EUR = 4.5 EUR\/MWh. Der Erzeuger erh\u00e4lt RMV+F\u00f6rderverwaltungsentgelt = 30 EUR + 60 EUR \u2013 4.5 EUR = 85.5 EUR.<\/p> Wendet man sich den Zeiten der aktuellen Energiekrise zu, \u00e4ndert sich das Bild. Angenommen, der Kontrakt in unserem Beispiel l\u00e4uft von 2021 bis 2024, wobei das Preisniveau von Juli 2022 angenommen wird, wo sich der durchschnittliche Day-Ahead-Spotpreis auf 315 EUR bewegt und der Referenzmarktwert von Wind bei 278 EUR lag. Nehmen wir an, unsere Anlage hat immer noch im gleichen Verh\u00e4ltnis wie 2020 eine durchschnittliche Windkraftanlage hinter sich gelassen. Sie erh\u00e4lt jetzt einen Durchschnittspreis von 260 EUR\/MWh, dh 18 EUR weniger als der RMV. Auch die Ausgleichskosten sind auf 4 % der Spot-Basispreise gestiegen, dh auf 12.6 EUR\/MWh. Dem Handelsunternehmen stehen also nun Kosten von 30.6 EUR und Geb\u00fchreneinnahmen von 4.5 EUR gegen\u00fcber. Nur um Ihnen eine Vorstellung davon zu geben, wie gro\u00df dieser Schlamassel f\u00fcr das Handelsunternehmen ist: Angenommen, eine Jahresproduktion von 175 GWh f\u00fcr einen 100-MW-Windpark; Sie sehen einem Umsatz von 0.8 Millionen gegen\u00fcber Handelskosten von 5.4 Millionen oder einem Verlust von 4.6 Millionen EUR bei einem eher kleinen Windportfolio. Der Erzeuger hingegen m\u00f6chte Einnahmen erzielen = RMV-Geb\u00fchr (beachten Sie, dass es keine Subvention mehr gibt, da der RMV \u00fcber der Preisuntergrenze liegt), dh 260 EUR \u2013 4.5 EUR = 255.5 EUR. Sie verdient also 255.5 EUR statt der erwarteten 85.5 EUR. Bei einer angenommenen Jahresproduktion von 175 GWh macht sie 44.8 Millionen statt der erwarteten 15 Millionen. Es braucht nicht viel, um herauszufinden, wer bei diesem Deal gewinnt.<\/p> Bei Terminkontrakten, die f\u00fcr das Jahr 2023 bei rund 400 EUR\/MWh gehandelt werden, wird deutlich, warum Handelsh\u00e4user sehr zur\u00fcckhaltend sind, ihre Dienstleistungen zu Festpreisen anzubieten. Das Risiko hoher Ausgleichs- und Strukturkosten kann jedes Unternehmen mit einem angemessen gro\u00dfen Portfolio bankrott machen.<\/p> Das folgende Diagramm zeigt die historischen monatlichen Ausgleichskosten einer zuf\u00e4lligen Windanlage, die ich im Vergleich zu den Spotpreisen betrachtet habe:<\/p><\/blockquote> Ausgleichskosten werden aufgeteilt in Profilkosten (blau), Intraday-Handelskosten (orange und grau) und Ausgleichsenergiekosten (gelb). Man kann leicht erkennen, wie diese Kosten in den letzten Monaten gestiegen und viel volatiler geworden sind.<\/p> Stellt man diese Kosten den durchschnittlichen monatlichen Spotpreisen gegen\u00fcber, wird dies noch deutlicher. Ausgleichskosten korrelieren eindeutig mit dem Spotpreisniveau:<\/p> Dieser Punkt wird von jedem, der jemals Erneuerbare auf Intraday-M\u00e4rkten gehandelt hat<\/a>, intuitiv erfasst: Wenn die Preise nicht wie in der Vergangenheit zwischen 20 EUR und 40 EUR schwanken, sondern zwischen 200 EUR und 400 EUR, ist das Handeln einer Erneuerbaren-Position erheblich schwieriger und kostspielig.\u00a0<\/p> F\u00fcr den Stromh\u00e4ndler wird dies jedoch noch schwieriger, wenn wir Strukturkosten, dh die Differenz zwischen dem Spotpreis und dem Referenzmarktwert (RMV), einbeziehen. Nun sehen die Gesamtkosten (Balancing + Struktur) so aus:<\/p> Angenommen, ich w\u00fcrde einen Preis f\u00fcr einen Windpark ausgeben, der historisch gesehen Ausgleichskosten von etwa 4 % der Spotpreise und einen Abschlag von 6 % gegen\u00fcber Referenzmarktwerten hatte, w\u00fcrde ich eine Geb\u00fchr wie folgt berechnen:<\/p> Bilanzierung = aktuell zuk\u00fcnftig * 0.04 = 400 EUR * 0.04 = 16 EUR \/ MWh<\/p> Struktur = aktueller Future-Preis *0.06 = 24 EUR \/ MWh<\/p> Ich w\u00fcrde hier eine Unsicherheitsmarge von 20 % einplanen, da die Preise unerwartet steigen k\u00f6nnen, also bin ich bei (16 EUR + 24 EUR) * 1.2 = 48 EUR \/ MWh. Das ist viel. Und es muss nicht sein.\u00a0<\/p> Der ausgleichende Teil der Geb\u00fchr ist gerechtfertigt und sollte beim Handelsunternehmen verbleiben, da dieses Risiko durch guten Handel beeinflusst werden kann: Sie k\u00f6nnen bessere Prognosen erstellen und den Strom auf raffinierte Weise Intraday handeln, um sich gute Preise zu sichern. Die Strukturkosten, dh die systematische Differenz zwischen den realisierten Spotmarktpreisen des Verm\u00f6genswerts und dem Referenzmarktwert, werden jedoch vollst\u00e4ndig durch den Standort des Verm\u00f6genswerts bestimmt, und der H\u00e4ndler kann nichts dagegen tun. Der Referenzmarktwert wird als willk\u00fcrlicher Index in einem Hochpreisumfeld als Garant f\u00fcr stabile Einnahmen obsolet, weil die Rendite der Produzenten voraussichtlich nicht von ihrer Preisuntergrenze f\u00fcr Einnahmen abh\u00e4ngen wird. Die Produzenten sind ohnehin (hohen) Preisen ausgesetzt. Daher glauben wir, dass dieser Teil des Preisrisikos (Struktur) vom Hersteller und nicht vom H\u00e4ndler \u00fcbernommen werden sollte. Der Produzent ist im Falle eines Hochpreisszenarios ohnehin abgesichert. Sie hat hohe Einnahmen, auf die sie sich freuen kann (beachten Sie, dass ich die kommende Preisobergrenze<\/a>\u00a0in dieser Diskussion, da dies zu einer \u00fcberm\u00e4\u00dfigen Komplexit\u00e4t f\u00fchren w\u00fcrde). Au\u00dferdem wird sie im Durchschnitt mehr Geld verdienen, wenn sie sich daf\u00fcr entscheidet, das Strukturrisiko zu tragen, da der H\u00e4ndler immer eine Risikopr\u00e4mie auf seine Geb\u00fchren f\u00fcr das Eingehen dieses Risikos berechnet. Der Produzent sichert sich also nur niedrigere Renditen, indem er den H\u00e4ndler zwingt, das Strukturrisiko einzugehen, das er eigentlich nicht will, weil er es nicht beeinflussen kann.\u00a0<\/p> Noch besser w\u00e4re der Deal f\u00fcr die Produzenten, wenn sie nicht nur auf den willk\u00fcrlichen Referenzmarktwert verzichten, sondern dem H\u00e4ndler auch eine variable, von Spotpreisen abh\u00e4ngige Geb\u00fchr zahlen w\u00fcrden. Wir w\u00fcrden Ihnen gerne ein Angebot machen, bei dem wir x % der abgerechneten monatlichen Spotpreise als Geb\u00fchr anbieten. Sollten die Spotpreise auf ein normales Niveau zur\u00fcckfallen, w\u00fcrde der Erzeuger eine geringe Geb\u00fchr zahlen und auf seine Mindesteinnahmen zur\u00fcckgreifen. Wenn die Spotpreise sehr hoch sind, erh\u00e4lt der Produzent hohe Einnahmen, die leicht verwendet werden k\u00f6nnen, um die relativ h\u00f6heren Geb\u00fchren zu bezahlen.\u00a0<\/p> Wir wissen, dass Hersteller Festpreise m\u00f6gen, deshalb\u00a0wir bieten sie weiterhin an<\/a>. Allerdings nur gegen Spot- und nicht gegen Referenzmarktwerte. Diese sind ein Relikt aus den subventionsgetriebenen Zeiten der Energiewende, die wir stolz hinter uns lassen. Begleiten Sie uns also in diese neue Welt des Handels. Wir sagen immer wieder \u201eDie Zeiten des Produzierens und Vergessens sind vorbei\u201c und wir m\u00fcssen L\u00f6sungen finden, die Risiken dort verteilen, wo sie am besten behandelt werden.\u00a0<\/p>REFERENZMARKTPREISABRECHNUNG<\/h2>
Strukturkosten<\/h3>
Kosten ausgleichen<\/h3>
ERNEUERBARER HANDEL IN HOCHPREISZEITEN<\/h2>
WARUM NIEMAND PREISE ANZEIGT<\/h2>
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Es ist leicht ersichtlich, dass die Einbeziehung von Preisrisiken zwischen Spotkursen und Referenzmarktpreisen die Kostenvolatilit\u00e4t radikal erh\u00f6ht, was es dem Handelsunternehmen nahezu unm\u00f6glich macht, eine angemessene Verwaltungsgeb\u00fchr zu berechnen.<\/p>WIE MAN PREISE ANZEIGT<\/h2>