Direktvermarktung von Solarstrom: Wie funktioniert das und wann lohnt es sich?
Bei der Direktvermarktung von Solarstrom verkaufen Betreiber von Solarstromanlagen ihren Strom an der Strombörse, statt die EEG-Einspeisevergütung zu nutzen. Betreiber neuer Solaranlagen mit mehr als 500 kW Leistung müssen ihren Strom bereits seit 2014 direkt vermarkten. Am 1.1.2016 sinkt diese Grenze auf 100 kW. Bestehende Anlagen können freiwillig in die Direktvermarktung gehen und so zusätzliche Einnahmen erzielen. Wie das funktioniert, erklärt Jan Knievel von Neas Energy.
Wie funktioniert die Direktvermarkung von Solarstrom?
Bei der Direktvermarktung von Solarstrom nutzt der Betreiber einer erneuerbaren Energieanlage das sogenannte Marktprämienmodell. Dabei wird der Strom durch ein Energiehandelsunternehmen – den „Direktvermarkter“ – an der Strombörse verkauft. Die EEG-Einspeisevergütung entfällt. Im Marktprämienmodell setzen sich die Einnahmen eines Betreibers aus zwei bzw. drei Komponenten zusammen:
Vom Direktvermarkter erhält er den (Referenz-)Marktwert. Dies ist der durchschnittliche Börsen-Stundenpreis des Vormonats, der auch als „durchschnittlicher Spotpreis“ bezeichnet wird.
Zusätzlich zahlt der Verteilnetzbetreiber die sogenannte „gleitende Marktprämie“. Sie gleicht die Differenz zwischen dem durchschnittlichen Börsen-Stundenpreis und der individuellen EEG-Vergütung aus, die dem Anlagenbetreiber sonst zustehen würde. So kompensiert der Mechanismus des Marktprämienmodells den Betreiber zu 100 Prozent dafür, dass er auf die EEG-Vergütung verzichtet und seinen Strom selbst verkauft.
Die letzte Komponente, die Managementprämie in Höhe von 0,4 Cent pro kWh, erhält der Anlagenbetreiber bei der freiwilligen Direktvermarktung zusätzlich zu Marktprämie und Marktwert (EEG-Niveau). Bei der verpflichtenden Direktvermarktung ist die Managementprämie bereits eingepreist und stellt somit keinen Zusatzerlös dar, wie es bei der freiwilligen Direktvermarktung der Fall ist.
Den Anspruch auf die Marktprämie (und damit auch auf die Managementprämie) haben Anlagenbetreiber so lange, wie sie auch einen Anspruch auf die EEG-Vergütung haben.
Die wichtigste Änderung ab 2016 für Neuanlagen
Ab dem 1. Januar 2016 muss der Strom von neu installierten Anlagen mit einer Leistung von 100 kW und mehr direkt vermarktet werden. Bisher lag diese Grenze bei einer Leistung von 500 kW. Für Anlagen mit einem Inbetriebnahme Datum vor dem 1.8.2014 ist die Direktvermarktung nach wie vor freiwillig.
Welche Kosten entstehen?
In der Direktvermarktung entstehen im Wesentlichen zwei Arten zusätzlicher Kosten:
Einerseits muss der Betreiber seinen Direktvermarkter für die Handelsaktivitäten und das Prognoserisiko vergüten. In der Regel wird dafür ein Teil der Managementprämie einbehalten.
Andererseits gibt das EEG vor, dass alle Anlagen, die sich in der Direktvermarktung befinden, fernsteuerbar sein müssen. Das gilt unabhängig von der Anlagenleistung oder davon, ob es sich um eine Neu- oder eine Bestandsanlage handelt. Durch die Fernsteuerung muss der Direktvermarkter in der Lage sein, die aktuell eingespeiste Leistung der Anlage abzurufen und sie bei Bedarf herunter zu regeln.
Um den Datenabruf und die Fernsteuerbarkeit zu ermöglichen, werden die Anlagen mit einer zusätzlichen Fernsteuerungstechnik ausgestattet (oft auch einfach als „Box“ bezeichnet). Die Kosten für diese Technik trägt der Anlagenbetreiber ebenso wie die laufenden Kosten für die Telekommunikation zur Übertragung der Daten (z.B. für einen Mobilfunkanschluss).
Welche zusätzlichen Risiken gibt es?
Wenn der Betreiber einen Direktvermarkter beauftragt, übernimmt dieser alle mit dem Handel verbundenen Risiken.
Auch das Ausfallrisiko (die Einnahmen eines Monats könnten verloren gehen, wenn der Direktvermarkter den Strom zwar verkauft aber dann vor der Auszahlung insolvent wird) ist durch Bürgschaften abgesichert.
Dennoch ist es ratsam, sich davon zu überzeugen, dass der Direktvermarkter hochwertige Wetter- und Ertragsprognosen erstellen kann und finanziell möglichst gut aufgestellt ist. Das stellt eine langfristig stabile Betreuung sicher.
Unabhängig davon sollte der Betreiber einer bestehenden Anlage darauf achten, dass sein Direktvermarkter die Anlage ordnungsgemäß auf die Direktvermarktung ummeldet.
Wann lohnt es sich, mit einer Bestandsanlage in die Direktvermarktung zu gehen?
Einfach ausgedrückt muss der Betreiber einer Bestandsanlage prüfen, ob seine Mehrerlöse durch die freiwillige Direktvermarktung höher sind als seine Mehrkosten (der Errichter oder Käufer einer neuen Anlage [Netzanschluss ab 1.1.2016] mit einer Leistung über 100 kW hat keine Wahl – er muss in die Direktvermarktung).
Die Mehrerlöse ergeben sich aus der Managementprämie (aktuell 0,4 Cent pro kWh).
Die Mehrkosten umfassen
- die (auf die Lebensdauer der Anlage umgelegten) Kosten für die Fernsteuertechnik,
- die Telekommunikationskosten und
- die Vergütung des Direktvermarkters.
Der Aufwand für die Installation der Fernsteuertechnik und die Kosten der Internetverbindung sind bei kleineren Anlagen ebenso hoch wie bei größeren Installationen. Deswegen ist eine bestimmte Anlagenleistung notwendig, damit sich die freiwillige Direktvermarktung lohnt. Eine pauschale Größengrenze gibt es aber nicht.
Fazit: Lassen Sie sich vom Direktvermarkter Ihrer Wahl beraten. Die Beratung ist kostenfrei und Sie erhalten die Chance, mehr aus Ihrer Anlage herauszuholen.
Im nächsten Blogbeitrag zur Direktvermarktung erfahren Sie etwas über die 6-Stunden-Regelung und die Rolle des Eigenverbrauchs.
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Über Jan Knievel, Keyaccount-Manager beim Energie-Handelshaus Neas Energy:
Jan Knievel ist Diplom Kaufmann, arbeitete mehrere Jahre als Unternehmensberater für Stadtwerke und Industriekunden und ist seit über 7 Jahren in der Energiewirtschaft tätig. Vor seiner Tätigkeit für Neas Energy war er für den Aufbau und die Leitung des Ökostromanbieters juwi Green Energy verantwortlich. Sein Fachgebiet ist der energiewirtschaftliche Groß- und Einzelhandel mit erneuerbarer und konventioneller Energie.
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