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Rechtsanwältin
Strukturierte Ausschreibung der Direktvermarktung
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Die Direktvermarktung ist seit der Novelle des EEG 2014 und damit seit nunmehr 2 Jahren i.d.R. die verpflichtend vorgegebene Vermarktungsform für Strom aus Erneuerbaren Energien. Dieser Grundsatz wird auch mit dem zum Jahreswechsel in Kraft tretenden EEG 2017 keine Änderung erfahren. Mit der Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung auch für KWK-Anlagen hat sich die Direktvermarktung endgültig als führendes Instrument für die Vermarktung von dezentral erzeugtem Strom etabliert. Nach wie vor kann sich aber auch für Bestandsanlagen die Direktvermarktung lohnen.
Der Begriff der Direktvermarktung bezeichnet nach der Definition des EEG 2014 und 2017 grundsätzlich die Veräußerung von Strom aus Erneuerbaren Energien oder Grubengas an Dritte. Davon ausgenommen ist lediglich Strom, der in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht und nicht durch ein Netz (der allgemeinen Versorgung) geleitet wird. Diese „Arealversorgung” ist über das EEG nicht förderfähig. Neben der geförderten Direktvermarktung im sog. Marktprämienmodell kennen das EEG 2014 und das EEG 2017 auch noch die sonstige Direktvermarktung ohne Inanspruchnahme der Marktprämie, die i.d.R. jedoch keine wirtschaftlich interessante Option darstellt. War die Möglichkeit zur Direktvermarktung im Rahmen des sog. „Grünstromprivilegs” im EEG 2014 – unter Vorsehung einer letztlich nicht umgesetzten Verordnungsermächtigung – entfallen, führt das neue Gesetz Regionalnachweise als eine neue Kennzeichnungsoption für in einem Umkreis von ca. 50 km um die EEG-Anlage via Direktvermarktung an Letztverbraucher gelieferten Strom ein. Anders als Herkunftsnachweise können diese Regionalnachweise auch zusätzlich zur Inanspruchnahme einer Förderung über die Marktprämie des EEG verwendet werden.
Nutzt man die regionale Vermarktungsmöglichkeit nicht, erfolgt die geförderte Direktvermarktung regelmäßig dergestalt, dass der Anlagenbetreiber den erzeugten Strom an ein Direktvermarktungsunternehmen verkauft, das wiederum den Strom i.d.R. an der Strombörse EEX vermarktet und dafür vom Anlagenbetreiber ein Dienstleistungsentgelt erhält. Die Differenz zwischen dem an der Börse erreichten energieträgerspezifischen Monatsmarktwert und der EEG-Vergütung gleicht die vom Netzbetreiber an den Anlagenbetreiber gezahlte Marktprämie aus, wobei es auch möglich ist, dass der Direktvermarkter die Marktprämienzahlung für den Anlagenbetreiber abwickelt. Sofern die jeweilige Anlage der Ausschreibungspflicht unterfällt, wird der anzulegende Wert für die Marktprämie ab dem Jahr 2017 nicht mehr gesetzlich festgelegt, sondern im wettbewerblichen Verfahren von der Bundesnetzagentur ermittelt. Da für direktvermarktete Anlagen ein gegenüber der Einspeisevergütung höherer anzulegender Wert in Ansatz gebracht wird, lassen sich über die Direktvermarktung im Vergleich zur Einspeisevergütung höhere Erlöse erzielen.
Abbildung 1: Leistungsbeziehungen im Direktvermarktungsvertrag
Je nach vertraglicher Gestaltung kann der Anlagenbetreiber an den Vermarktungschancen (und -risiken) des Direktvermarktungsunternehmens partizipieren. Zudem besteht die Möglichkeit, die Anlagen – auch neben der Direktvermarktung – am Regelenergiemarkt teilnehmen zu lassen, um dort weitere Erlöse zu erzielen. Voraussetzung ist seit dem EEG 2014 jedoch u. a. die verpflichtende Fernsteuerbarkeit der Anlagen, die mit zusätzlichen Kosten verbunden ist.
Die Auswahl des zur eigenen Vermarktungs- und Risikostrategie passenden Direktvermarktungsunternehmens fällt nicht immer leicht. Empfehlenswert ist deshalb die Durchführung eines strukturierten Verfahrens, wobei unter Berücksichtigung der Anlagenspezifika und der gewünschten Angebotsparameter, z. B. Laufzeit und ob eine anteilige oder vollständige Direktvermarktung oder auch eine regionale Vermarktung gewünscht ist, mehrere Angebote am Markt eingeholt werden. Wichtig ist in diesem Zusammenhang, dass der potenzielle Vertragspartner die im Falle eines Vertragsabschlusses zur Anwendung kommenden vertraglichen Regelungen vollständig zur Verfügung stellt, denn nicht selten finden sich in den Verträgen Klauseln, die ein auf den ersten Blick preislich gutes Angebot bei näherer Betrachtung der sonstigen Konditionen weniger attraktiv erscheinen lassen. Insbesondere die Regelungen zur Vergütung im Falle der Fernsteuerung, zur Stellung von Sicherheiten sowie zu Zahlungszielen, aber auch vertragliche Pflichten des Anlagenbetreibers, Haftungsregelungen und Sonderkündigungsrechte sind in die Bewertung des Angebotes einzubeziehen. Die Wirtschaftlichkeit wird insbesondere auch von den Regelungen des jeweiligen Direktvermarktungsunternehmens hinsichtlich der Handhabung von Zeiten mit negativen Strompreisen (sog. „6-Stunden-Regel”) beeinflusst. Hier gibt es seitens der verschiedenen Anbieter unterschiedlich strukturierte Absicherungsmöglichkeiten. Auch zeichnet sich im Markt aufgrund des hohen Wettbewerbsdrucks und der Entwicklung der Strompreise zunehmend die Tendenz ab, z. B. Individualbewertungen von Windparks vorzunehmen, was je nach Anbieter und dessen jeweiligen Portfolios auch zu stärker variierenden Direktvermarktungsentgelten führen kann. Teilweise wurden auch schon negative Entgelte beobachtet.
Auch lohnt sich regelmäßig die Verhandlung der angebotenen Verträge. Oftmals führt allein das Bewusstsein eines Anbieters darüber, dass er sich im Wettbewerb mit anderen Direktvermarktungsunternehmen befindet, zu verbesserten Konditionen. Zu beachten ist jedoch, dass in den letzten Jahren bereits eine Konsolidierung bei den Direktvermarktungsunternehmen stattgefunden hat und sich der anfangs noch stetige Rückgang bei den Dienstleistungsentgelten merklich eingebremst hat.
Fazit
Die geförderte Direktvermarktung bietet gegenüber der EEG-Einspeisevergütung nach wie vor zusätzliche Erlöschancen, die auch für Betreiber von Bestandsanlagen attraktiv sind. Mit der Durchführung eines strukturierten Angebotsverfahrens und einem Vergleich der Angebote unter wirtschaftlichen und rechtlichen Gesichtspunkten können besonders gute Ergebnisse erzielt werden. Somit lässt sich die Zielrendite des Erzeugungsprojektes absichern.