energate Interview: Bei Erneuerbaren kann es kurzfristig brutal werden

Essen (energate) – Der Stadtwerkedienstleister Unigy hat es sich zur Mission gemacht, Stadtwerken den Einstieg in die Direkt- und Flexibilitätsvermarktung zu ermöglichen. Über die Integration von Erneuerbaren ins Portfolio, den Trend zur eigenen Direktvermarktung, PPAs und die kommende Rolle der Stadtwerke als Flexibilitäts- und Direktvermarkter sprach energate mit den Unigy-Geschäftsführern Hind Seiferth und Khouschnaf Ibrahim. 

energate: Herr Ibrahim, die Vermarktung dezentraler Erzeuger beziehungsweise von Flexibilitäten gewinnt im Markt zunehmend an Bedeutung, gleichzeitig sind die Einstiegshürden hoch. Wie gehen klassische Energieversorger, mit denen Sie Gespräche führen, mit dieser Situation um?

Ibrahim: Wir sehen eine klare Tendenz, die Vermarktung künftig selbst zu übernehmen. Viele Stadtwerke stehen vor der Aufgabe, einen größer werdenden Anlagenbestand an erneuerbaren Energien in ihr Erzeugungsportfolio zu integrieren – auch wegen Veränderungen im Markt der Direktvermarktung. Viele Direktvermarkter setzen nicht mehr auf Volumen und möglichst große Portfolien, sondern haben ihre Preise massiv angepasst; für kleinere Anlagen gibt es teilweise gar keine wirtschaftlichen Angebote. Das hat einige Versorger förmlich dazu gezwungen, eine eigene Lösung zu entwickeln. Tatsächlich sprechen wir mit Stadtwerken mit einer vergleichsweise geringen Portfoliogröße, die trotzdem unbedingt in die Direktvermarktung einsteigen wollen. Obwohl sie auch in Einkaufsgemeinschaften organisiert sind, möchten sie diese Kompetenz aber selbst aufbauen.

energate: Frau Seiferth, die groß ist die Herausforderung, sich dieses Geschäftsfeld zu erschließen?

Seiferth: Die Herausforderungen bei der Umsetzung sind groß. Bei der klassischen Bewirtschaftung eines Absatzportfolios an SLP-Kunden sind Stadtwerke stark aufgestellt. Die Vermarktung dezentraler Erzeugung ist für viele Stadtwerke hingegen komplettes Neuland: Bisher wurden ihre Anlagen in der Regel an große Direktvermarkter abgegeben. Steht ein Stadtwerk vor der Aufgabe, Erneuerbare ins Portfolio zu integrieren, muss es zunächst die Grundlagen dafür schaffen – in Bezug auf Prozesse, IT, Risiko- und Handelskompetenz. Hier brauchen Stadtwerke Partner, die sie mit einer transparenten Lösung unterstützen.

energate: Gerade im Geschäftsfeld Direktvermarktung bewegen sich zahlreiche etablierten Akteure mit großen Portfolien. Wie können sich kleinere Akteure überhaupt im Markt behaupten?

Ibrahim: Natürlich sind Stadtwerke, die neu in die Vermarktung einsteigen, nicht direkt vom ersten Tag an konkurrenzfähig. Es braucht ein bisschen Erfahrung und stabile Prozesse. Denn ein erfahrener Direktvermarkter ist oft bereit, für eine geringe Vergütung zu arbeiten – Hauptsache, er bekommt Zugriff auf die Flexibilitätsoptionen der Anlage. Solche Marktteilnehmer wissen in der Regel genau, wie viel Flexibilität in einem Vertrag mit dem Anlagenbetreiber steckt und wie er diese Flexibilität am volatilen Markt optimal und wirtschaftlich für sich nutzt. Unserer Erfahrung nach haben die Beschaffungsabteilungen der Stadtwerke auch genau deshalb selbst großes Interesse und bringen viel Motivation mit, um sich in die Themen einzuarbeiten.

energate: Welches Vermarktungsportfolio verwaltet Unigy derzeit?

Ibrahim: Wir sind 2020 mit 20 MW gestartet, aktuell liegen wir bei 1.350 MW. Im kommenden Jahr rechnen wir damit, die Marke von 2.000 MW zu knacken – das stellen uns zumindest unsere Kunden in Aussicht, deren Portfolien weiter wachsen.

Seiferth: Wichtig dabei: Diese Anlagen laufen nicht über unseren Bilanzkreis, deshalb sind wir selbst auch kein Direktvermarkter im eigentlichen Sinne. Wir machen aus dem Stadtwerk quasi einen Direktvermarkter, in dem wir alle relevanten Prozesse anbieten. Dazu integrieren wir die Anlage in die Systeme, nehmen Kontakt zum Anlagenbetreiber auf und klären, welche Daten wir für die Einbindung ins virtuelle Kraftwerk brauchen. Ist die Anlage eingebunden und dem Bilanzkreis zugeordnet, übernehmen wir alles von der Prognose über die Optimierung bis zur Abrechnungsvorbereitung. Die Abrechnung gegenüber seinen Kunden macht das Stadtwerk dann selbst. Dafür bekommt es von uns eine fertige, automatisierte Vorlage für sein Abrechnungssystem – wobei es alle Arten von Energielieferverträgen und Preisformeln abbilden kann Unser Ziel: Skalierbare Prozesse, so dass sich auch zunehmend kleinere Anlagen rentieren.

energate: Bei der Vermarktung wird die Risikosteuerung zu einem wichtigen Thema. Das dürfte für Stadtwerke ein kritischer Punkt sein.

Ibrahim: Das ist korrekt. Stadtwerke sind per se eher risikoavers und mit Handelsrisiken nicht sehr vertraut. Ein klassisches SLP-Kundenportfolio lässt sich sehr gut prognostizieren, die volatile Erzeugung aus Erneuerbaren dagegen ist mit deutlich mehr Unwägbarkeiten behaftet. Bei Erneuerbaren kann es dagegen kurzfristig brutal werden, wenn die Prognosen nicht stimmen: Dann landet der Bilanzkreisverantwortliche in der Ausgleichsenergie, die im vierstelligen Bereich kosten liegen kann. Und es geht nicht nur um Einspeiseprognosen, sondern auch darum, Positionen glattzustellen. Was bringt es mir, meine Prognose zu kennen, wenn ich am Ende trotzdem draufzahle? Hier müssen wir teilweise Überzeugungsarbeit leisten, dass die Risiken gezielt gesteuert und reduziert werden können.

energate: Mit welchem Erfolg?

Ibrahim: Wir zeigen mit unseren Modellen, dass sich auch ein Erneuerbaren-Portfolio auf Wetterbasis sehr zuverlässig prognostizieren lässt. Abweichungen kommen immer wieder vor, lassen sich aber untertägig ausgleichen; das tatsächliche Risiko ist überschaubar. Dafür sind auch die möglichen Aufschläge deutlich höher: Im margenschwachen Vertriebsgeschäft liegt man im Centbereich pro MWh, in einem Direktvermarktungsportfolio können es auch mehrere Euro pro MWh sein, je nachdem wie die Verträge bewirtschaftet werden.

energate: Welche wirtschaftliche Perspektive kann sich Energieversorgern eröffnen, die in die Direktvermarktung einsteigen?

Seiferth: Zunächst einmal verdienen unsere Kunden mit der Vermarktung von Erneuerbaren in allen Fällen Geld. Teilweise sind die PV-Portfolien um 2 Euro/MWh wirtschaftlicher – bei einem 100-GWh-Portfolio sind das nach Abzug aller Kosten 200.000 Euro. Bei Wind sprechen wir auch von noch höheren Summen. Das ist schon Anreiz genug, dazu kommen Nebeneffekte wie Netting sowie Synergien zwischen Vertrieb und Erzeugung. Und ich bleibe der Ansprechpartner meines Kunden für künftige Projekte, zum Beispiel Batteriespeicher oder Netzentgeltoptimierung. Für keinen unserer Kunden war das bislang ein Verlustgeschäft – im Gegenteil.

energate: Welche Rolle spielen PPAs in diesem ganzen Prozess?

Ibrahim: PPAs nehmen im Stadtwerkeumfeld zu, wir merken in unseren Gesprächen, dass das Interesse wächst. Alle, die sich mit Direktvermarktung beschäftigen, wollen früher oder später auch PPAs anbieten oder kaufen. Man fängt klein an: Bei klassischer EEG-Direktvermarktung gibt es zunächst kaum ein Marktrisiko. Sobald die ersten Erfahrungen gemacht sind und erste Anfragen von Abnehmern kommen, nimmt man eine kleine Anlage auf – und merkt, dass es Spaß macht. Häufig sind erste Berührungspunkte, wenn Anlagen eines Kunden nach 20 Jahren aus der Festvergütung fallen und einen neuen Vermarktungsweg brauchen. Zudem sind Stadtwerke häufig auch für die regionale Industrie, die auch Interesse an PPAs entwickelt, der erste Ansprechpartner. Insofern liegt es nahe, sich mit dem Thema zu beschäftigen, wenn man seinen Kunden etwas anbieten möchte.

energate: Wie nehmen Sie grundsätzlich die Situation im PPA-Markt wahr?

Ibrahim: PPAs sind nach wie vor kein Standardprodukt, daher ist die Streuung groß. Bei Ausschreibungen von Anlagenbetreibern hören wir immer wieder, dass die Angebote um 5 oder 6 Euro pro MWh auseinanderliegen. Anlagenbetreiber bekommen zwar viele Angebote, die sind aber nicht wirklich vergleichbar: Welche Optionalitäten hat der Direktvermarkter, darf er abschalten, und wenn ja, wird das vergütet oder nicht? Solche Parameter können in der Endabrechnung eine große Rolle spielen. Deshalb haben wir einen PPA-Preisindex entwickelt, der auf Standardannahmen basiert und den deutschen Durchschnitt abbildet. Weichen einzelne Parameter davon ab, ergeben sich andere Preise.

Seiferth: Entscheidend ist, welche Rechte ich als Vermarkter erwerbe oder als Anlagenbetreiber abgebe. Wir wissen von Direktvermarktungsverträgen mit teilweise fragwürdigen Klauseln, mit denen sich Vermarkter großzügige Rechte einräumen. Dabei geht es oft gar nicht um die eigentlichen Preisbestandteile, sondern um intransparente Nebenabreden, die in Einzelformulierungen versteckt sind. Ein Beispiel: Der Direktvermarkter liefert erst mit einem Monat Verzögerung und sichert sich damit selbst die Flexibilität, in einen preislich attraktiveren Monat zu wechseln. Eine solche Klausel hat einen echten Gegenwert, der vielen Anlagenbetreibern aber nicht bewusst ist. Da muss man auf jeden Fall ganz genau hinschauen, um Chancen nicht aus der Hand zu geben.

energate: Zugleich wird das Thema der Flexibilitätsvermarktung immer wichtiger. Wie macht sich das bemerkbar?

Ibrahim: Das Thema gewinnt an Relevanz. Beispielsweise loten derzeit viele Betreiber von Erneuerbarenanlagen die Möglichkeiten aus, zusätzlich einen Speicher zu installieren. Tatsächlich wird ja kaum ein Solarpark noch ohne Batterie gebaut. Dazu kommen Industriekunden, die ebenfalls in Batteriespeicher investieren, um Eigenverbrauch zu optimieren oder Peakshaving zu betreiben. Aber um hier mitzuspielen, ist der Bedarf an Know-how und technischen Voraussetzungen groß.  Daher reagieren viele Stadtwerke zunächst zurückhaltend und sagen: Lasst uns erst die Direktvermarktung verinnerlichen und die Prozesse stabil halten. Stadtwerke sind eben keine Start-ups, die einfach mal etwas ausprobieren. Aber allen sollte inzwischen klar sein, dass wir bei der Flexibilitätsvermarktung von einem zentralen Zukunftsfeld reden. Ich glaube, der Energieversorger entwickelt sich zunehmend zum Flexibilitätsvermarkter, denn selbst kleine Haushalte drängen inzwischen mit ihren Flexibilitätspotenzialen in den Markt. Diese Flexibilitäten zu managen, wird eine Kernaufgabe jedes Energieversorgers der Zukunft.

Das Interview führte Rouben Bathke. Es ist erschienen im energate messenger am 21.20.2026.