Verpflichtende Direktvermarktung stellt Anbieter und Betreiber vor neue Herausforderungen

pv magazine: Mit dem EEG 2014 ist eine verpflichtende Direktvermarktung für Photovoltaik-Anlagen ab 500 Kilowatt Leistung eingeführt worden. Was bedeutet das für Investoren, die in Anlagen ab dieser Größenordnung investieren wollen und wie wirkt sich das auf die Wirtschaftlichkeit aus?

Jan Knievel (Foto): Grundsätzlich ist aus einer Option damit für Photovoltaik-Investoren eine zusätzliche Pflicht geworden. Sie produziert erst einmal nur zusätzliche Kosten.

Ab 2016 soll die verpflichtende Direktvermarktung dann ausgeweitet werden und für alle Anlagen ab 100 Kilowatt gelten. Welche Auswirkungen erwarten Sie?

Gerade für die noch kleineren Photovoltaik-Anlagen sind die zusätzlichen Kosten ein Problem. Die Fernsteuerbarkeit muss nun in die Wirtschaftlichkeitsrechnung einkalkuliert werden. Die Kosten von vier Euro pro Megawatt sind in der Vergütung eingepreist. Die Geschäftsprozesse der Direktvermarkter orientieren sich bisher meist an einer Anlagengröße ab einem Megawatt und deutlich darüber. Bei der Direktvermarktung von Photovoltaik-Anlagen unter einem Megawatt müssen Prozesse standardisiert und automatisiert werden, um wirtschaftlich arbeiten zu können. Dieses neue Marktsegment stellt die Direktvermarkter vor neue Herausforderungen.

Theoretisch können auch jetzt bereits kleinere Anlagen an der Direktvermarktung teilnehmen. Sie müssen aber fernsteuerbar sein. Gibt es da eine entsprechende Technik?

Bislang sind auch die meisten Fernsteuertechniken auf große Anlagen ausgerichtet. Auch hier muss es künftig mehr und kostengünstigere Lösungen für kleine Anlagen geben. Günstige Angebote sind derzeit noch kaum verfügbar, müssen aber spätestens kommen, wenn auch 100-Kilowatt-Anlagen ihren Solarstrom direkt vermarkten müssen.

Wann lohnt sich eine Nachrüstung bestehender Anlagen?

Das muss man im Einzelfall prüfen. Momentan sind gerade mit Blick auf kleinere Anlagen die Kosten doch noch eher zu hoch, als dass es sich für die Betreiber lohnen würde. Auch fokussieren sich Direktvermarkter aktuell eher auf größere Anlagenklassen.

Mit dem EEG 2014 ist auch die 6-Stundenregel eingeführt worden. Was verbirgt sich dahinter?

Der Artikel 24 EEG basiert auf einer EU-Vorgabe, bei der Stromproduktion bei negativen Preisen nicht vergütet werden soll. PV Anlagen mit einer Leistung von mehr als 500 Kilowatt, die nach dem 1. Januar 2016 ans Netz gehen, erhalten somit keine Vergütung mehr für den gesamten Zeitraum der negativen Preise, sofern diese Ereignis sechs Stunden oder mehr andauert.

Welche Auswirkungen hat diese Regelung für die Anlagenbetreiber und Direktvermarkter?

Derzeit wird die Regelung viel diskutiert. Große Unsicherheit sehen die Banken bei der Finanzierung. Die große Frage ist, wie oft das Phänomen zukünftig auftreten wird. Bislang ist mir aber kein Fall bekannt, bei dem eine Investition in eine Photovoltaik-Anlagen wegen der Sechs-Stunden-Regel abgesagt wurde. Aber es ist auch klar, dass Marktteilnehmer und Methoden gebraucht werden, um dieses Phänomen in der Zukunft bei einem weiter wachsenden Anteil Erneuerbarer zu dämpfen.

Das Interview führte Sandra Enkhardt.

Am 29. September 2015 von 11.00 Uhr bis 12.30 Uhr veranstaltet die Solarpraxis / pv magazine group in Kooperation mit Neas Energy ein Webinar zur Direktvermarktung von Solarstrom. Jan Knievel wird als Experte einen Einblick in die technischen und rechtlichen Vorgaben sowie die Aufwände und Nutzen von Direktvermarktung geben. Im Webinar wird es auch um die Wirtschaftlichkeit bei Kleinanlagen, die Auswirkungen der Sechs-Stunden-Regelung und Erfahrungen mit den finanzierenden Banken gehen.Zur Anmeldung