Wer Wind sät ...

Donnerstag, 10. August 2017

Aufgrund sinkender Errichtungskosten und günstiger Finanzierung ist Windkraft weiterhin ein Trendthema. Gleichzeitig nimmt der Anteil der Direktvermarktung inklusive Bereitstellung von Regelenergie – sowohl aufgrund gesetzlicher Verpflichtungen als auch fallender EEG-Vergütungssätze – konsequent zu. Um maximale Erlöse zu erwirtschaften, sollten Direktvermarkter ihre zugrundeliegenden Prozesse und Systeme jedoch auf die Probe stellen. Denn meist liegt im Detail die Tücke. 

Laut Angaben des Bundesverbands Windenergie gab es 2016 in Deutschland 28.217 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von über 50.000 Megawatt. Davon sind mehr als 5.000 Megawatt erst im letzten Jahr dazugekommen. Insgesamt macht Windenergie 12,3 Prozent der nationalen Stromproduktion aus – damit liegt Deutschland auf Platz 1 in Europa und auf Platz 3 in der Welt. Bei der Abnahme dieser Energie spielen Direktvermarkter – also Unternehmen bzw. Dienstleister, die den erzeugten Strom (meist über das Marktprämienmodell) an der Strombörse vertreiben – eine wichtige Rolle. Deren Bedeutung wird künftig weiter wachsen. Denn immer weniger Anlagenbetreiber verkaufen ihren Strom zum Fixpreis an den zuständigen regionalen Netzbetreiber. Stattdessen setzen sie – ob verpflichtend oder freiwillig – auf den marktorientierten Ansatz der Direktvermarktung. Schließlich können auf diese Weise zu Spitzenzeiten der Nachfrage deutlich höhere Gewinne erzielt werden. Diese lassen sich durch den Verkauf von Regelenergie noch weiter steigern.

Vielschichtige Abrechnungsmodalitäten

Auf Seiten der Direktvermarkter ergeben sich im Zuge dessen klare Anforderungen an die zugrundeliegenden Prozesse. Es gilt, vielfältige Konstellationen abzudecken und abrechnen zu können: Auf Produktebene betrifft dies u.a. Festpreismodelle, schwankende Verkaufserlöse der Strombörse plus Markt- und Managementprämie, individuelle Vergütungssätze für die Teilnahme am Regelenergiemarkt (Bereitschaftsvergütung/Leistungspreis, Abrufvergütung/Arbeitspreis) sowie besondere Entgeltmodelle im Hinblick auf virtuelle Kraftwerke. Alle diese Modelle können zudem jederzeit wechseln. An dieser Stelle ist bereits anzumerken, dass die Flexibilität gegenüber künftigen, noch unbekannten Anforderungen ebenfalls nicht vergessen werden darf. Es gilt grundsätzlich, sich alle Möglichkeiten der vielfältigen und dynamischen Produktgestaltung offen zu halten. Zugleich müssen Unternehmen in der Lage sein, Anpassungen im Rahmen neuer gesetzlicher Vorgaben jederzeit ohne Probleme zu meistern.

Mannigfaltige Produkte treffen auf variantenreiche Betreiberszenarien

Zurück zur Gegenwart: Unabhängig vom Produkt gibt es aktuell auch „hinter den Kulissen“ der Rotorenblätter vielfältigste Varianten zu beachten. Denn meist gehört ein Windpark nicht nur einem Betreiber, sondern es müssen gleich mehrere Teilhaber berücksichtigt werden, die zudem noch unterschiedliche Anteile halten. Sogar einzelne Windräder können im Gemeinschaftsbesitz vieler Investoren sein. Oder ein Betreiber ist mit mehreren Anlagen oder Beteiligungen an unterschiedlichen Standorten vertreten, die alle über einen Direktvermarkter laufen und daher in der Abrechnung zusammengeführt werden sollten. Hier stoßen gängige Lösungsansätze oftmals an ihre Grenzen. Das klassische Konstrukt, bei dem hinter einem Zählpunkt – egal ob es sich um eine Verbrauchs- oder Einspeisestelle handelt – genau ein Kunde steht, hat mittlerweile längst ausgedient. In der Regel weist ein Windpark nur einen Anschlusspunkt auf, hinter dem die Leistung zahlreicher einzelner Windräder steht. Und selbst wenn es für jedes Windrad eine eigene Messeinrichtung gibt – was aktuell eher (noch) eine Ausnahmeerscheinung ist, müssen die gesammelten Werte passgenau zusammengeführt und die Abrechnungen vor dem Hintergrund des jeweiligen Vergütungsmodells anteilig für alle Beteiligten aufgeschlüsselt werden. Dies gilt sowohl für die Erlöse als auch für gegebenenfalls anfallende Aufwände (Wartungskosten, Messkosten, Anschlusskosten etc.)

Regelenergie treibt Komplexität zusätzlich

Noch komplizierter wird es, wenn die Direktvermarkung auch den Verkauf von Regelenergie oder die Flexibilitätsvermarktung im Rahmen virtueller Kraftwerke  umfasst. Hier besteht nicht mehr die Möglichkeit einer jährlichen Abrechnung mit monatlichen Abschlägen, sondern es kommt darauf an, monatlich exakt auf Basis von Zeitreihenlastgängen abzurechnen und umzulegen. Hierfür ist dann auch zwangsläufig eine entsprechende Messeinrichtung erforderlich (obwohl diese für Anlagenbetreiber mit einer installierten Leistung über 100 Kilowatt unabhängig von der Teilnahme am Regelenergiemarkt mittlerweile verpflichtend ist). Wenn bei der Drosselung der Einspeisung weitere Erlöse (Leistungs-/Arbeitspreis) anfallen, muss die Abrechnung darauf flexibel reagieren können. So stellt sich in der Praxis beispielsweise die Frage, wie im Fall der Abschaltung einzelner Windräder hinsichtlich der Verrechnung verfahren wird. Werden Mehrerlöse auf alle Betreiberparteien des Windparks entsprechend ihrer Anteile umgelegt oder werden diese nur den Besitzern der jeweilis betroffenen Windräder gutgeschrieben? In diesem Zusammenhang müssen alle grundsätzlichen Anforderungen individuell vorab geklärt und bei der Abrechnung berücksichtigt werden.

Art der Vertragspartner entscheidet über steuerlichen Ausweis

Ein weiteres, bei der Abrechnung zu beachtendes Detail ergibt sich, wenn beide Vertragsparteien – also der Einspeiser und der beauftragte Direktvermarkter –Wiederverkäufer von Elektrizität im Sinne des §3g UStG sind. Wenn die Tätigkeit des Anlagenbetreibers sich sowohl auf die Erzeugung als auch auf den Erwerb von Strom zur anschließenden Weiterveräußerung erstreckt, greift das so genannte „Reverse-Charge-Verfahren“. Dabei verlagert sich die Umsatzsteuerpflicht auf den Leistungsempfänger und damit den Direktvermarkter. Der zugehörige Beleg muss entsprechend ausweisen, dass der Leistungsempfänger der Steuerschuldner ist. Zudem sollten darin weder Steuersatz noch der auf das Entgelt entfallende Steuerbetrag genannt werden. Der Begriff „Beleg“ ist vor diesem Hintergrund bewusst gewählt, da es sich bei der Vergütung der Direktvermarktung um keine Rechnung im eigentlichen Sinne handelt. Schließlich nimmt der Direktvermarkter dem Anlagenbetreiber die Rechnungserstellung ab und generiert im Auftrag des Windradbesitzers eine Gutschrift als Beleg. Gerade beim Thema Reverse Charge trennt sich abrechnungsseitig vielmals die Spreu vom Weizen, denn bei Weitem nicht alle Abrechnungssysteme sind in der Lage, solche Konstrukte adäquat und automatisiert abzubilden.

Einspeisestelle gleich Lieferstelle

Ein klares Indiz für die Leistungsfähigkeit einer Abrechnungslösung zeigt sich last but not least in der Bidirektionalität der Rechnungsstellung. Denn Einspeiser sind ebenfalls Kunden in Belieferung. Spätestens bei den gesetzlich vorgeschriebenen Wartungsarbeiten ist „externe“ Energie erforderlich. Zudem ist es keine Seltenheit, dass auch der Strom für den Betrieb der Windräder vom direktvermarktenden Energieversorgungsunternehmen (EVU) bezogen wird. Schließlich dürfen insbesondere große Anlagen (>100 KW) dafür keinen selbst produzierten Strom nutzen, sondern sind dazu verpflichtet, die notwendige Energie aus dem öffentlichen Netz zu beziehen. In dem Fall laufen sowohl die Einspeisung als auch die Versorgung über eine Abnahmestelle. Das zuständige EVU in der Rolle des Lieferanten und Direktvermarkters muss dann in der Lage sein, sowohl Gutschriften als auch Rechnungen zu erstellen und für alle Beteiligten separat aufzuschlüsseln – ein operatives und prozessuales KO-Kriterium für viele Systeme und dadurch zusätzlicher Aufwandstreiber für die zuständigen Mitarbeiter auf Seiten des EVU.

Flexible IT als Dreh- und Angelpunkt

Alle vorangegangenen Ausführungen lassen keinerlei Zweifel daran: Eine flexible, informationstechnische Basis ist der Dreh- und Angelpunkt einer effizienten Direktvermarktung und Mittel der Wahl, um aufwendige Workarounds zu vermeiden. Letztendlich steht und fällt die zu erwartende Marge bei solchen Angeboten mit der Fehleranfälligkeit und dem Automatisierungsgrad der dahinterstehenden IT-Abläufe. Im Rahmen von Regelenergie und virtuellen Kraftwerken ist wichtig, jederzeit über die Erzeugungs- und Abschaltintervalle im Bilde zu sein. Denn eine passgenaue Abrechnung muss auf aktuellen Erzeugungs- bzw. Lieferwerten aufsetzen und Einzelwerte entlang spezifischer Formeln den jeweiligen Einspeisern zuweisen können. Zudem ist ein umfassender Überblick beim Netz- und Energiemanagement die Basis einer zuverlässigen Prognose – als Kernelement der erfolgreichen Direktvermarktung. Aus diesem Grund sollten Datensilos in den eigenen Reihen aufgelöst werden, um sämtliche relevanten Informationen im Rahmen der jeweiligen Prozesskette zielgerichtet abrufen zu können. Der Idealfall ist eine durchgängige Softwarelösung, die alle anfallenden Verarbeitungsschritte reibungslos unterstützt: vom Kunden- über das Mess- und Energiedatenmanagement und die Abrechnung bis hin zur Bereitstellung von Mess- und Abrechnungsdaten in einem Webportal (siehe Abb. 1). Ein integrierter Ansatz, bei dem Daten nur einmal zentral vorgehalten werden und für alle Bearbeitungsschritte zur Verfügung stehen, sichert hohe Datenqualität, performante Aufgabenabarbeitung und schnelle Arbeitsergebnisse. Er ermöglicht es, ohne Schnittstellen alle Prozesse in einem System zu bearbeiten.

Fazit

Mithilfe eines integrierten Systems lassen sich vielfältige Abrechnungsszenarien und kundenindividuelle Anforderungen im Handumdrehen umsetzen – basierend auf passgenauen Messwerten und inklusive der erforderlichen Vergütungsschlüssel. Hierbei ist es wichtig, dass sich Erlöse und Aufwände nicht nur auf einzelne Anlagen, sondern auch auf mehrere dahinterstehende Betreiber umlegen lassen und Prozesse für Liefer- und Einspeisestellen parallel abwickelbar sind. Desweiteren sollte das Reverse-Charge-Verfahren reibungslos umsetzbar sein. Von Vorteil ist zudem, wenn sich die Abrechnung mehrerer lokal verteilter Anlagen eines Betreibers bündeln lässt. Ein integrierter Ansatz bietet aber auch über die reine Abrechnung hinaus entscheidendes Potenzial – nicht zuletzt in Bezug auf Vertrags-, Kunden- oder Bilanzkreismanagement sowie die Marktkommunikation. Deswegen sollten Direktvermarkter im Hinblick auf eingesetzte Lösungen auf entsprechende Funktionalität achten – nicht nur beim Thema Windkraft. Wer die Prozesse rund um alle Erneuerbaren Energieträger mit ihren jeweiligen Besonderheiten souverän unter einen Hut bekommt, kann im Tagesgeschäft viel Aufwand sparen, heute und in Zukunft. Denn im Zuge der Digitalisierung der Energiewende werden die Möglichkeiten, aber auch die Komplexität der damit zusammenhängenden Abläufe, weiter wachsen.

Zur Person

Thomas Papritz

• Jahrgang 1968
• 1989-1994 Studium der Informatik, Universität Magdeburg
• seit 1997 Geschäftsführer der AKTIF Technology GmbH
• seit 2007 gleichzeitig Geschäftsführer der AKTIF Energielogistik GmbH

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