Direktvermarktung Photovoltaik - Lohnt sich der freiwillige Einstieg trotz Energiepreisbremse?

Im Zuge des in den Wintermonaten 2022 stark gestiegenen solaren Marktwertes an der Strombörse, fiel der Begriff „Direktvermarktung“ immer häufiger. Grund dafür sind die Mehreinnahmen, die Anlagenbetreiber, die verpflichtend oder freiwillig in die Direktvermarktung eingestiegen sind, aus den daraus entstandenen Überschüssen generieren konnten. Seit Februar 2022 erlebte der solare Marktwert einen bemerkenswerten Anstieg und erreichte im August letzten Jahres mit 39,91 Cent je Kilowattstunde (kWh) seinen historischen Höchstwert. 2023 sank der solare Marktwert deutlich ab und lag nach leichtem Anstieg im Juni 2023 bei 7,124 Cent pro kWh. Viele Anlagenbetreiber fragen sich, ob sich die freiwillige Direktvermarktung noch lohnt. Wir erklären, was hinter dem Modell der Direktvermarktung steckt?

Wie funktioniert Photovoltaik Direktvermarktung?

Eingeführt wurde die Direktvermarktung als freiwilliges Modell im Jahr 2012. Für Anlagen, die ab 1. August 2014 in Betrieb gingen, wurde sie bei einer Größe ab 500 kWp verpflichtend. Seit 1. Januar 2016 gilt die verpflichtende Direktvermarktung bereits für Neuanlagen ab 100 kWp. Die Konsequenz: Der von der PV-Anlage eigens produzierte Strom darf nicht mehr über das übliche Einspeisemodell direkt an die Übertragungsnetzbetreiber vertrieben werden, sondern muss vorab an der Strombörse vermarktet werden. Verkauft wird der solare Strom gleichberechtigt und zum selben Marktpreis, wie der konventionell erzeugte Strom. Meist übernimmt ein sogenannter Direktvermarkter die Stromvermarktung für den Anlagenbetreiber und gibt die Erlöse nach Abzug einer Provision an diesen weiter. Um die Refinanzierung der Anlage garantieren zu können, wird der Börsenpreis im sogenannten “Marktprämienmodell” durch eine im EEG verankerte Marktprämie aufgestockt und abgesichert. Diese Prämie errechnet sich aus der Differenz zwischen der auf 20 Jahre und nach der im EEG festgelegten Einspeisevergütung sowie dem monatlichen und energieträgerspezifischen Referenzmarktpreises an der Strombörse. Marktprämie und Marktwert ergeben zusammen den anzulegenden Wert und damit in Summe denselben Wert, wie die Einspeisevergütung nach EEG. So soll sichergestellt werden, dass Anlagenbetreiber, die das Modell der Direktvermarktung nutzen, trotz möglicher Einbrüche am Strommarkt niemals unter der für sie zutreffende Einspeisevergütung liegen. Liegt der Marktwert über der fixen Einspeisevergütung, kann von den Zufallsgewinnen profitiert werden. (siehe Grafik)

Zudem erhält ein Anlagenbetreiber, der sich freiwillig für die Direktvermarktung entscheidet, für den Mehraufwand und zusätzliche Risiken, wie beispielsweise die Kosten für die Börsenzulassung oder die Erstellung einer Einspeiseprognose, eine Managementprämie. Bei verpflichtender Direktvermarktung ist die Managementprämie bereits eingepreist und gilt nicht als Zusatzerlös.

Lohnt sich die Direktvermarktung für Unternehmen trotz Energiepreisbremse?

Im letzten Jahr wurde der Gesetzentwurf der Strom- und Gaspreisbremse von der Bundesregierung final beschlossen. Ziel ist es, Privathaushalte sowie Unternehmen mit einer günstigeren Basisversorgung, die durch staatliche Zuschüsse finanziert wird, zu entlasten und vor hohen Energiekosten zu schützen. Da die Entlastung durch eine Abschöpfung der derzeit am Strommarkt erzielten Zufallserlöse teilfinanziert werden soll, wirkt sich die Energiepreisbremse auf verschiedene Stromerzeuger aus, die ihren Strom an der Strombörse vermarkten. Dazu gehören neben Braunkohle, Kernenergie, Abfall und Mineralöl auch erneuerbare Energien. Um unnötigen bürokratischen Aufwand zu vermeiden, sind Anlagen unter 1 Megawatt davon ausgeschlossen und bleiben somit von der Abschöpfung unberührt. Aus diesem Grund kann sich ein freiwilliger Einstieg in die Direktvermarktung für Anlagenbetreiber, deren Anlage unter 100 kWp liegt durchaus rechnen. Durch eine hohe Eigenverbrauchsquote des Solarstroms und dessen, im Vergleich zum Strommix aus dem öffentlichen Netz deutlich geringere Stromgestehungskosten, können die Energiekosten bereits hier spürbar reduziert werden. Wird der überschüssige Solarstrom über einen Direktvermarkter an der Strombörse vermarktet, statt ihn via Einspeisevergütung direkt ins öffentliche Netz einzuspeisen, kann darüber hinaus von hohen Strommarktwerten und den daraus entstehenden Mitnahmegewinnen profitiert werden. Der Vorteil: Die Strompreise an der Börse können schnell steigen und zu erheblichen Mehrerlösen führen, während die Vergütung nach unten hin gedeckelt ist, um einen Nachteil gegenüber der gesetzlichen Einspeisevergütung zu vermeiden. Anlagenbetreiber, die aufgrund ihrer Anlagengröße ab 100 kWp ohnehin verpflichtend in die Direktvermarktung müssen, haben somit ebenfalls keinen Nachteil zu befürchten. 

Fazit Direktvermarktung

Trotz des zu Beginn höheren Aufwands sollten PV-Anlagenbetreiber die voraussichtliche Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage immer über 20 Jahre betrachten, denn über diesen Zeitraum gesehen, kann sich der Mehraufwand durchaus rechnen. Sollten mehrere Standorte mit PV-Anlagen bestückt werden und eine der Anlagen in die Direktvermarktung gehen, macht es durchaus Sinn darüber nachzudenken, direkt alle PV-Anlagen über den selben Direktvermarktung anmelden zu lassen.

Lohnt sich ein Wechsel die Direktvermarktung, wenn ich bereits das Modell der EEG-Vergütung gewählt habe?

Da ein freiwilliger Wechsel mit Investitionen in notwendige technische Umbauten verbunden ist, lohnt sich ein Wechsel von der EEG-Vergütung in die Direktvermarktung meist erst für Anlagengrößen > 50 kWp.

Ob das Modell der Direktvermarktung für Ihre PV-Anlage geeignet ist, erörtern wir bei AUXOLAR gerne mit Ihnen gemeinsam in einem ersten Beratungsgespräch.

Stand: 25.07.2023