Fragen und Antworten zur Direktvermarktung

Wir haben in der Vergangenheit schon viel und in Tiefe über Direktvermarktung berichtet. Da immer mehr Betreiber davon betroffen sind, fassen wir im Folgenden noch einmal die Grundlagen zusammen. Auf Seite 88 finden Sie unsere aktualisierte Übersicht über wichtige Anbieter für die Direktvermarktung.

1. Was versteht man unter Direktvermarktung?

Im Prinzip steckt die Antwort im Begriff selbst: Der Anlagenbetreiber muss erzeugten Strom direkt am Markt verkaufen. Der Marktplatz kann sich aus Angebot und Nachfrage namentlich bekannter Stromerzeuger und -verbraucher ergeben, ähnlich wie Bioprodukte auf dem örtlichen Wochenmarkt von klar bezeichneten Erzeugern an einzeln benennbare Verbraucher verkauft werden.

Es gibt zwei Möglichkeiten, direkt zu vermarkten, die oft durcheinandergeworfen werden. Die „sonstige Direktvermarktung“ muss derzeit ohne Förderung auskommen. Dabei kommen zum Photovoltaik-Erzeugerpreis von zum Beispiel zehn Cent pro Kilowattstunde alle acht Umlagen und Steuern, die neben der Umsatzsteuer auf den Stromerzeugungspreis geschlagen werden, mit insgesamt je nach Region 12 bis 15 Cent pro Kilowattstunde als zusätzliche Strompreiskomponenten hinzu. Daher beträgt der Endverkaufspreis netto deutlich über 20 Cent und ist damit preislich meist wenig attraktiv.

Wirtschaftlich interessanter ist derzeit, den erzeugten Strom selbst (sofern man eine Börsenzulassung hat) oder mithilfe eines professionellen Direktvermarktungsunternehmens an der Leipziger Strombörse zu verkaufen und zusätzlich zum Börsenpreis von meist zwei bis sechs Cent pro Kilowattstunde die gesetzlich geregelte Marktprämie zu erhalten. Diese gleicht die Differenz des Börsenerlöses zur EEG-Umlage aus (siehe Antwort 5). Der so vermarktete Strom verliert jedoch seine „grüne“ Eigenschaft und wird im europäischen Stromnetz als anonymer Graustrom deklariert, der teilweise aus Kohle- und Atomkraftwerken stammt.

Um Missverständnisse zu vermeiden, muss die Direktvermarktung auch vom Direktverbrauch durch Dritte vor Ort abgegrenzt werden. Dabei wird erzeugter Solarstrom ohne Durchleitung durch ein Netz zur allgemeinen Versorgung vorrangig direkt von einer anderen natürlichen oder juristischen Person als dem Anlagenbetreiber verbraucht, nur der überschüssige Solarstrom wird ins Netz eingespeist.

2. Warum müssen Photovoltaikanlagen über 100 Kilowattpeak in die Direktvermarktung?

Weil der Gesetzgeber im EEG 2014 geregelt hat, dass ab 2015 neue PV-Anlagen über 500 Kilowattpeak und ab Anfang 2016 über 100 Kilowattpeak in die Direktvermarktung müssen. Diese Regelungen sind Bestandteil des vom Bundeswirtschaftsministerium eingeschlagenen Systemwechsels weg von gesetzlich garantierten EEG-Vergütungen hin zu Marktprämien. Betreiber sollen mit gewissem Marktrisiko – wie in anderen Wirtschaftsbranchen üblich – das Produkt (hier: Strom) direkt vermarkten. Vorschub geleistet wurde diesem schrittweise umgesetzten Systemwechsel durch eine erfolgreiche Klage der EU-Kommission, welche die bisherige EEG-Vergütungspraxis als staatliche Beihilfe ohne Marktintegrationswirkung kritisierte.

3. Wie kann ich meinen Strom direkt vermarkten?

Der Vermarkter muss eine Börsenzulassung haben, Strombilanzkreise aufbauen und dafür sorgen, dass Stromerzeugungs- und -vermarktungsmengen in diesem Bilanzkreis immer zeitgleich in 15-Minuten-Fenstern im Einklang sind. Zum ausgeglichenen Bilanzkreis ist eine ausgeklügelte vortägige und stündliche Wetter- und Ertragsprognose der Anlagen im eigenen Portfolio nötig, damit man die richtigen Mengen im Day-ahead-Markt an der Strombörse einkauft oder verkauft. Am gleichen Tag kann man auf dem sogenannten Intraday-Markt noch einmal nachjustieren. Kommt es dann in der Realität zu Abweichungen, kann das den Vermarkter Geld kosten. Von daher sucht sich der Anlagenbetreiber in der Regel ein professionell konzessioniertes Direktvermarktungsunternehmen, dem er den Solarstrom liefert und für seine Vermarktungsarbeit ein vertraglich vereinbartes Dienstleistungsentgelt zahlt.

4. Was sind „anzulegende Werte“?

Im EEG 2014 wurde die Höhe der „anzulegenden Werte“ bei der Direktvermarktung – auch „Erlösobergrenzen im Marktprämienmodell“ genannt – neu geregelt: Die früher einzeln an den Anlagenbetreiber ausgezahlte Managementprämie von zuletzt 0,4 Cent pro Kilowattstunde wurde für Neuanlagen ab August 2014 abgeschafft, dafür aber in die anzulegenden Werte integriert. Folglich war im August der anzulegende Wert um eben diese 0,4 Cent pro Kilowattstunde höher als die bisherige EEG-Vergütung. Die anzulegenden Werte sind genauso wie die EEG-Vergütung gesetzlich auf 20 Jahre und Inbetriebnahmejahr garantiert und unterlagen bis letzten September genauso der monatlichen marktzubauabhängigen Förderdegression, zuerst um 0,5 Prozent, dann um 0,25 Prozent.

5. Bekommt der Anlagenbetreiber bei der Direktvermarktung mit Marktprämie mehr oder weniger als mit der bisherigen EEG-Vergütung?

Das hängt von der Höhe des mit dem Direktvermarkter vereinbarten Dienstleistungsentgeltes ab. Wäre das Dienstleistungsentgelt an den Direktvermarkter, umgerechnet auf die Kilowattstunde eingespeisten Stroms, niedriger als 0,4 Cent, würde man mehr erlösen als bei der EEG-Vergütung. Ist die Pauschale höher, dann steht man in der Regel schlechter da. Die für den Anlagenbetreiber monatlich erzielbaren Erlöse setzen sich aus zwei Komponenten zusammen: aus dem durchschnittlichen letztmonatlichen Börsenpreis für Solarstrom, dem sogenannten Marktwert Solar (MW Solar), in der Höhe meist zwischen zwei Cent und sechs Cent pro Kilowattstunde schwankend, und dem tatsächlich vom Direktvermarkter eventuell erzielten leicht höheren Börsenpreis, aus der gezahlten gesetzlichen „gleitenden“ Marktprämie. In Monaten mit niedrigem MW Solar wird eine höhere Marktprämie als Differenz zum anzulegenden Wert ausgezahlt.

Einfaches Beispiel: Ist der anzulegende Wert für eine 150-Kilowatt-Anlage rund zwölf Cent pro Kilowattstunde und betrug der MW Solar im Vormonat drei Cent pro Kilowattstunde, dann werden als Differenz genau neun Cent als Marktprämie ausgezahlt. Läge der MW Solar bei vier Cent, würden nur acht Cent Marktprämie ausgezahlt. Den MW Solar zahlt der Direktvermarkter aus, die Marktprämie der örtliche Verteilnetzbetreiber, wie sonst auch die EEG-Vergütung, und zwar entweder direkt an den Anlagenbetreiber oder an den Direktvermarkter, der sie dann zusammen mit den eigenen Erlösen an den Anlagenbetreiber überweist. Die Marktprämie speist sich genauso wie die Vergütung aus dem EEG-Umlagenkonto, das von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern geführt wird.

6. Welche Hardware ist für die Photovoltaikanlage nötig?

Jede in der Direktvermarktung befindliche Photovoltaikanlage muss über eine dem Direktvermarkter zugängliche und von ihm ansteuerbare Fernsteuereinrichtung zur Leistungsbegrenzung verfügen. Sollten negative Börsenpreise drohen, dann würde der Direktvermarkter die Anlage bis auf null herunterregeln. Für Ertrags- und damit Erlösausfälle wird der Anlagenbetreiber durch den Direktvermarkter entschädigt. Er erhält Ausfallzahlungen meist für 100 Prozent des Ausfalls, ähnlich wie bei den Leistungsbegrenzungen durch die Rundsteuerempfänger der Verteilnetzbetreiber (VNB), welche die Photovoltaikanlagen wegen drohender Netzüberlastungen abregeln. Beide Fernsteuereinrichtungen existieren parallel und wirken voneinander unabhängig. Der Anlagenbetreiber muss damit rechnen, zur Einrichtung der Fernsteuerbarkeit für den Direktvermarkter je nach Projekt 200 bis 2.000 Euro investieren zu müssen (siehe auch pv magazine März 2015, Seite 72: „Wann sich umsteigen lohnt“).

7. Darf man zwischen EEG-Vergütung und Direktvermarktung wechseln?

Sofern die PV-Anlage EEG-vergütungsberechtigt ist, ja. Zwischen dem beim VNB angemeldeten Wechsel muss nur ein voller Kalendermonat liegen. Das kann bei größeren, in der Volleinspeisung befindlichen Photovoltaikanlagen, zum Beispiel mit einem Megawatt Leistung, lukrativ sein. Voraussetzung ist, dass die Anlage ab Anfang 2012, also mit Einführung der geförderten Direktvermarktung mit dem ersten EEG 2012, in Betrieb genommen wurde. Für die 90 Prozent förderfähigen Strom gibt es dann zusätzlich die Managementprämie von 0,4 Cent pro Kilowattstunde, eventuell noch leicht höhere Erlöse aus dem Börsenhandel und damit meist einen höheren Gesamterlös als bei der bisherigen EEG-Vergütung. Das liegt auch am vergleichsweise niedrigen Dienstleistungsentgelt von 0,2 bis 0,3 Cent pro Kilowattstunde für den Direktvermarkter.

8. Darf man auch Eigenversorgung mit (Überschussstrom-)Direktvermarktung kombinieren?

Ja, sofern die PV-Anlage nicht am Ausschreibungsverfahren teilnehmen muss. Für alle anderen EEG-förderfähigen PV-Anlagen kann Direktverbrauch mit Direktvermarktung (Marktprämienmodell) kombiniert werden. In der Regel ist die Kombination sogar wirtschaftlicher als 100 Prozent Direktvermarktung, sofern für den selbst verbrauchten Strom durch die Bezugsstromreduzierung eine höhere Wertschöpfung erzielt werden kann als durch die Einspeisung. Das ist unter Berücksichtigung der abzuführenden 40 Prozent Eigenverbrauchs-EEG-Umlage schon bei Strombezugspreisen ab etwa 15 Cent pro Kilowattstunde netto (resultierende solare Wertschöpfung circa 12,5 Cent pro Kilowattstunde) der Fall, also bei fast allen gewerblichen und kommunalen Photovoltaikanlagen. Allerdings haben in der aktualisierten Marktübersicht Direktvermarkter von pv magazine (siehe Seite 88) einige Dienstleister angegeben, dass sich die Bedingungen für Eigenverbrauchsanlagen von denen der Volleinspeiser unterscheiden. Da muss man im Einzelfall nachfragen (siehe auch nächste Antwort).

8. Was sind denn typische Angebote von Direktvermarktern?

Die Angebote beziehen sich entweder auf Kilowattstunden direkt vermarkteten Stroms oder auf Kilowattpeak installierte Leistung. Manche Anbieter gewähren bis zu 50 Prozent Rabatt, wenn der Anlagenbetreiber – oftmals ein Gewerbeunternehmen mit eigener Photovoltaikanlage – gleichzeitig neuer Vollstrombezugskunde beim Direktvermarkter wird. Die realen Kosten für die Direktvermarktung von Strom aus einer einzelnen Anlage betragen für Direktvermarkter pro Jahr ein paar Hundert Euro.

In der Regel sind die Angebote so gehalten, dass sie nur bei Volleinspeisung oder bei niedrigen bis mittleren Eigenverbrauchsquoten von bis zu circa 60 Prozent in Bezug auf die eingespeisten Mengen preislich attraktiv sind. Die heute gebauten PV-Anlagen über 100 Kilowatt Leistung refinanzieren sich jedoch häufig über hohe und sehr hohe Eigenverbrauchsquoten. Das ist für Direktvermarkter dann kaum attraktiv. Zum einen können sie mit dem meist am Wochenende überschüssig eingespeisten PV-Strom an der Börse kaum Umsätze erzielen, weil die Preise niedrig sind. Zum anderen haben die Direktvermarkter mit Eigenverbrauchsanlagen deutlich erhöhte Einspeiseprognoseunsicherheiten bei gleichzeitig höheren projektspezifischen Handlingkosten als bei einer volleinspeisenden Megawattanlage.

Kurz ausgedrückt: Eine einzelne 150-Kilowatt-Anlage mit 90 Prozent Eigenverbrauch möchte fast kein Direktvermarkter in seinem Portfolio haben. Preisgünstige Angebote für solche aus Sicht der Direktvermarkter kleinen Eigenverbrauchsanlagen von wenigen Hundert Kilowatt lassen sich nur mittels „Poolbildung“ erzielen. Hier hat der Anlagenbetreiber selbst oder ein mit ihm kooperierender PV-Großhändler oder -Großprojektierer durch Zusammenschluss mehrerer bei einem Direktvermarkter gemeldeter Photovoltaikanlagen einen Pool von mindestens fünf Megawatt Anschlussleistung bereitgestellt. In Pools können dann durch Vermischungseffekte auch bei sehr unterschiedlichen anlagenspezifischen Erzeugungs-, Eigenverbrauchs- und Bedarfslastprofilen relativ geringe Dienstleistungsentgelte für den eingespeisten Strom von zum Beispiel 0,25 Cent pro Kilowattstunde erzielt werden.

9. Gibt es Alternativen, den Direktvermarktungszwang bei einer PV-Anlage über 100 Kilowatt zu vermeiden?

Für das Jahr 2016 gibt es zwei gute Alternativen, für das Jahr 2017 voraussichtlich nur noch eine Möglichkeit: Alternative 1: Ab etwa 50 Prozent Eigenverbrauchsquote oder mehr wäre es für PV-Anlagen über 100 Kilowatt mit Inbetriebnahme noch im Jahr 2016 aller Voraussicht nach besser, von der im EEG 2014 in § 38 eingeführten „Einspeisevergütung in Ausnahmefällen“ – umgangssprachlich auch „80-Prozent-Ausfallvergütung“ genannt – Gebrauch zu machen. Ursprünglich war die Regelung als Sicherheitsnetz für den Anlagenbetreiber gedacht, wenn zum Beispiel der Direktvermarkter insolvenzbedingt ausfällt. Dennoch kann gemäß EEG 2014 jeder Anlagenbetreiber bei Bedarf und ohne weitere Voraussetzungen von der 80-Prozent-Ausfallvergütung Gebrauch machen, garantiert für 20 Jahre und das Inbetriebnahmejahr. Betreiber bekommen dann 80 Prozent auf die schon beschriebenen anzulegenden Werte. Bei nennenswerten Eigenverbrauchsquoten rechnet sich die Photovoltaikanlage für den Betreiber beispielsweise auch mit nur 9,6 (statt 12) Cent verringerter Einspeisevergütung dank der vergleichsweise hohen Eigenverbrauchswertschöpfung aus dem Großteil des erzeugten Solarstroms.

Da viele PV-Anlagenbetreiber im Jahr 2015 dieses Schlupfloch genutzt haben, hat es der Gesetzgeber mit der EEG-Novelle 2016 (gültig ab 2017) geschlossen. Bei Inbetriebnahme ab 2017 kann die Ausfallvergütung nur noch für maximal sechs Monate im Jahr in maximal drei aufeinanderfolgenden Monaten beansprucht werden. Für die restliche Zeit müsste man Überschüsse abregeln oder einen Direktvermarkter zur Vermarktung des Reststroms wenigstens für „Börsenpreis abzüglich Dienstleistungentgelt“ finden.

Bei Anlagen mit hohem Eigenverbrauch kann die 80-Prozent-Vergütung dennoch ein wirtschaftlich vorteilhaftes Schlupfloch bleiben. Man könnte zum Beispiel für die Monate März bis Mai und dann wieder für die Monate Juli bis September die 80-Prozent-Vergütung beanspruchen. Ob sich die gewerblichen Anlagenbetreiber neben den Meldepflichten und der Abführung der EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch aber auch noch mit den dann viermal pro Jahr fälligen Meldungen an den VNB beschäftigen wollen, bleibt dahingestellt.

Alternative 2: Ein auch von der EEG-Clearingstelle akzeptierter Weg wäre, die im EEG 2014 im § 32 beschriebene Art der „Anlagenzusammenfassung“ von mehreren Photovoltaikanlagen auf einem Gebäude, Gebäuden auf einem Grundstück oder sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe heranzuziehen: Hierbei werden PV-Anlagen nur zusammengerechnet, wenn sie innerhalb von zwölf Monaten in Betrieb genommen worden sind. Im Klartext heißt das: Sollte für einen gewerblichen Kunden eigentlich eine 200-Kilowatt-Anlage bedarfslastorientiert optimal sein, dann werden im ersten Schritt nur (knapp) 100 Kilowatt gebaut und zum Beispiel Ende November 2016 in Betrieb genommen. Da der Inbetriebnahmemonat voll mitgezählt wird, könnten die nächsten (bis zu) 100 Kilowatt dann Anfang November 2017 in Betrieb genommen werden, ohne dass beide Anlagen zur Ermittlung der Schwelle zum Direktvermarktungszwang zusammengerechnet werden. Jede Anlage könnte dann der Eigenversorgung dienen und die Einspeisevergütung für überschüssigen Strom erhalten, wobei die beiden Anlagen sogar ohne extra Kostenaufwand – sieht man von der wiederholten Gerüststellung nach einem Jahr ab – über eine gemeinsame Messeinrichtung abgerechnet werden können.

Michael Vogtmann ist Diplom-Kaufmann und Vorsitzender der DGS Franken, eines Landesverbandes der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS). Er bietet unter anderem Seminare und Projekt- beratung für Installateure und Planer zu wirtschaftlichen Themen an.