Im Vergleich zu PPAs sind EEG-Direktvermarktungsverträge zwar hinsichtlich der Stromlieferbedingungen und der Preisgarantie standardisiert, aber trotzdem gibt es ein paar wichtige Unterschiede zwischen den verschiedenen Direktvermarkter-Verträgen.
Natürlich ist der Preis bzw. das Dienstleistungsentgelt das Hauptkriterium, doch es gibt noch weitere Punkte, die Anlagenbetreiber vor dem Vertragsabschluss prüfen sollten. Wir erklären in diesem Beitrag die aus unserer Sicht fünf wichtigsten!
Übernahme von Meldepflichten
Teilnehmer am Energiemarkt sind zu einer Reihe von Meldungen an Regulierungsbehörden und Netzbetreiber verpflichtet. Für Anlagenbetreiber sind beim Wechsel eines Direktvermarkters zwei Meldepflichten zu beachten.Zum einen müssen größere Anlagenbetreiber (> 10 MW) regelmäßig Daten zu ihrer Stromerzeugung an die europäische Markttransparenzstelle schicken. Diese sogenannten „REMIT-Meldungen“ werden meistens von den Direktvermarktern übernommen. Während einige Anbieter diese Leistung direkt in das Dienstleistungsentgelt einpreisen, erheben andere dafür einen Zusatzpreis. Das muss beim Preisvergleich berücksichtigt werden.Zum anderen – und das gilt für alle Anlagenbetreiber – ist ein Wechsel des Direktvermarkters innerhalb der gesetzlichen Frist beim zuständigen Netzbetreiber anzuzeigen. Auch diese Pflicht wird üblicherweise vom Direktvermarkter übernommen. Damit dieser die gesetzliche Frist einhalten kann, sollte ein Vertrag mit dem Direktvermarkter spätestens 4 Wochen vor dem Monatsersten des Vermarktungsbeginns geschlossen werden.Mit Redispatch 2.0 entstehen außerdem neue Aufgaben und Meldepflichten für Anlagenbetreiber, die an die Direktvermarkter übertragen werden können.
Übernahme des Anschlusses an die Fernsteuerung
Alle Anlagen in der Direktvermarktung müssen durch den Netzbetreiber und den Direktvermarkter ferngesteuert werden können. Dazu muss der Anlagenbetreiber eine Schnittstelle bereitstellen, über die der Direktvermarkter auf die Steuerungshardware an der Anlage zugreifen kann. Nicht immer verläuft die Anbindung problemlos und es kann passieren, dass die Schnittstelle des Anlagenbetreibers umprogrammiert werden muss. Dann ist im Vertrag darauf zu achten, ob die ggf. auftretenden Kosten bei der Anbindung vom Direktvermarkter übernommen werden oder selbst zu tragen sind.
Vergütung im Redispatch-Fall und im Fall des §51 EEG
Besonders erheblich für die Gesamtbewertung eines Direktvermarktungsangebotes ist außerdem die vereinbarte Vergütung in besonderen Marktsituationen. Hierzu zählt z.B. die Entschädigungszahlung unter Redispatch 2.0, also wenn eine Anlage aus Gründen der Netzstabilität abgeregelt wird. Vor Redispatch 2.0 hat der Netzbetreiber bei Maßnahmen des Einspeisemanagements den Anlagenbetreiber mit dem gesamten anzulegenden Wert entschädigt. Jetzt zahlt der Netzbetreiber für abgeregelte Strommengen nur noch die Marktprämie an den Anlagenbetreiber aus. Ob der Anlagenbetreiber zusätzlich den durchschnittlichen Monatsmarktwert vom Direktvermarkter ausgezahlt bekommt, kann im Vertrag geregelt werden. Zwar wird dem Direktvermarkter die Ausfallarbeit bilanziell gutgeschrieben, sodass keine zusätzlichen Ausgleichsenergiekosten entstehen. Diese Kosteneinsparungen muss der Direktvermarkter jedoch nicht zwingend an die Anlagenbetreiber weitergeben. Ähnlich kompliziert wird es für Strommengen, die unter den §51 EEG fallen. Nach §51 EEG fällt der anzulegende Wert auf 0, wenn die Strompreise an der Börse länger als 4 bzw. 6 Stunden negativ waren. Das bedeutet in der Praxis, dass der Netzbetreiber für diese Zeiten keine Marktprämie auszahlt. Allerdings sollte der Direktvermarkter für diese Zeiten trotzdem den durchschnittlichen Monatsmarktwert an den Anlagenbetreiber auszahlen, da die Zeiten negativer Strompreise ja bereits im durchschnittlichen Monatsmarktwert inkludiert sind. Einige Direktvermarktungsverträge schließen eine Vergütung in Zeiten des §51 dennoch ganz aus, während andere Direktvermarktungsverträge für diese Zeiten sogar die Vergütung des anzulegenden Wertes vorsehen. Je nachdem wie häufig der Paragraf §51 Anwendung findet, können die unterschiedlichen Handhabungen der Direktvermarkter einen großen Einfluss auf die Erlöse des Anlagenbetreibers machen.
Sicherheiten
Direktvermarkter übernehmen das Preis- und Mengenrisiko für die Anlagenbetreiber. Das kann die Direktvermarkter in dem hoch volatilen Strommarkt in Bredouille bringen, wie das jüngste Beispiel der in.power GmbH zeigt (der konzernunabhängige Direktvermarkter musste im August 2021 vorsorglich einen Insolvenzantrag stellen). Daher sollten Anlagenbetreiber sich in Direktvermarktungsverträgen Sicherheiten beibringen lassen, z.B. in Form einer Patronatserklärung eines verbundenen Unternehmens oder in Form einer Bankbürgschaft. Insbesondere bei Bankbürgschaften kann es zu Zusatzkosten kommen.
Laufzeiten
Die Preisentwicklungen an der Strombörse sind nicht zu prognostizieren. Anlagenbetreiber in der geförderten Direktvermarktung haben das große Glück, dass sie sich dennoch auf die Auszahlung des anzulegenden Wertes verlassen können. Insofern sind sie nicht darauf angewiesen, möglichst lange Verträge mit Direktvermarktern zu schließen. Grundsätzlich gilt: Je länger die Vertragslaufzeit desto höher die Risikoaufschläge der Direktvermarkter. Kürzere Vertragslaufzeiten haben deshalb geringere Dienstleistungsentgelte und bieten die Möglichkeit flexibel auf Marktveränderungen reagieren zu können und neu ergebende Chancen zu nutzen.
Auch wenn sich Direktvermarktungsverträge vor allem hinsichtlich des zu zahlenden Dienstleistungsentgelts unterscheiden, müssen Anlagenbetreiber vor Vertragsabschluss noch weitere Punkte prüfen. Wir haben Ihnen die aus unserer Sicht 5 wichtigsten Kriterien vorgestellt. Mit PPA-CONNECT helfen wir Ihnen, diese und weitere Kriterien auf einen Blick bei dem Vergleich von verschiedenen Direktvermarktungsangeboten sichtbar zu machen.
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