pv magazine: Am vergangenen Wochenende lagen die Day-Ahead-Preise in der Gebotszone Deutschland-Luxemburg bei minus 50 Cent pro Kilowattstunde. Können Sie beziffern, wie viel ein typischer Haushalt, der seine Batterie bei Delta Green vermarktet, verdient hat?
Jan Hicl: Der 1. Mai war eine perfekte Konstellation – ein europaweiter Feiertag, klarer Himmel und eine starke Erzeugung aus erneuerbaren Energien trafen auf ein Netz mit minimaler Nachfrage. Für einzelne deutsche Haushalte mit Batterien, die wir betreuen, waren Einnahmen von 30 bis 40 Euro an einem einzigen Tag keine Seltenheit. Das ist keine monatliche Zahl – das ist der Erlös von diesem einen Tag. Wichtiger ist jedoch die Situation auf Portfolioebene. Große Energieversorger, die Strom im Rahmen von Festpreisverträgen verkaufen, tragen die vollen Kosten negativer Großhandelspreise. Ihre Kunden haben keinen Anreiz zu reagieren, da das Preissignal sie nie erreicht. Der Verlust pro Kunde kann an einem Tag wie dem 1. Mai leicht mehrere zehn Euro betragen. Multipliziert man das mit 100.000 Haushalten, wird ein Feiertag zum finanziellen Albtraum.
Was genau passiert an einem solchen Tag in Ihrem System?
Der Vorteil von negativen Day-Ahead-Preisen besteht darin, dass wir 24 Stunden im Voraus davon erfahren. Das ist reichlich Zeit, um Vorbereitungen zu treffen. Unsere Plattform prognostiziert die Großhandelspreise für einen rollierenden 72-Stunden-Horizont und koordiniert alle flexiblen Ressourcen im Haushalt – Batterie, Wallbox und Wechselrichter. An einem Morgen wie dem 1. Mai beginnen wir damit, Batteriekapazität zurückzuhalten: Wir verhindern, dass die Batterie durch Solarstrom aufgeladen wird, damit sie so leer wie möglich ist, wenn das Zeitfenster mit den negativen Preisen beginnt. Elektrofahrzeuge werden genauso behandelt. Das Laden wird unterbrochen und dann genau in den günstigsten Stunden ausgelöst.
Diese Logik stellt das herkömmliche Energiemanagement im Haushalt auf den Kopf. Anstatt den Eigenverbrauch zu maximieren, maximieren wir den Netzbezug in dem Moment, in dem das Netz Sie dafür bezahlt, Strom zu beziehen.
Damit das für alle funktioniert, muss auch der Kunde davon profitieren – und das tut er auch. Selbst bei einem Festpreisvertrag erhält der Haushalt eine direkte Zahlung für jede während des Zeitfensters mit negativen Preisen verbrauchte Kilowattstunde; am 1. Mai könnte der Betrag in den Stunden mit negativen Preisen nach Abzug von Steuern und Netzentgelten bei etwa 10 Cent pro Kilowattstunde liegen. Das mag bescheiden klingen, aber es ist Geld, das man bekommt, ohne etwas anderes zu tun, als die Batterie und das Elektroauto aufladen zu lassen. Der Kunde wird bezahlt, der Energieversorger begrenzt seine Verluste. Das ist der Deal, und er muss transparent sein, damit er funktioniert.
In einem White Paper sprachen sie von durchschnittlichen Erlösen von 40 Euro pro Monat für einen deutschen Haushalt. Auf welchen Annahmen basiert das?
Ein typischer deutscher Haushalt mit Photovoltaik-Anlage, Heimspeicher und Elektrofahrzeug kann, basierend auf historischen Daten, einen Flexibilitätswert von rund 40 Euro pro Monat generieren – und das nur aus zwei Märkten: Day-Ahead-Preisoptimierung und Ausgleichsenergiemanagement. Keine exotischen Instrumente, keine Infrastruktur im industriellen Maßstab erforderlich.
Allein mit der Day-Ahead-Optimierung kommt man auf 22 Euro im Monat. Dies deckt beide Enden der Großhandelspreiskurve ab – extrem negative Stunden an sonnigen Feiertagen, wenn erneuerbare Energien das Netz überfluten, und die hohen Abendspitzen im Sommer, wenn die Solarstromproduktion nachlässt und teure Gaskraftwerke den Preis bestimmen. Mit Ausgleichsenergiemanagement lassen sich noch weitere 18 Euro pro Monat verdienen.
Jeder Anbieter muss seine Energielieferung an seine Prognose anpassen. Wenn er danebenliegt, zahlt er Ausgleichsenergie-Preise. An einem Tag, an dem der gesamte Markt gleichzeitig danebenliegt, können diese Preise auf 10 bis 15 Euro je Kilowattstunde steigen, was dem 20- bis 30-fachen des normalen Großhandelspreises entspricht. Unsere KI-Modelle überwachen das Portfolio und die Netzsignale nahezu in Echtzeit, um das Ungleichgewichtsrisiko des Anbieters zu reduzieren, bevor Strafpreise anfallen. Bei einem großen Portfolio konzentriert sich hier die tatsächliche finanzielle Belastung.
Wie viel Kontrolle behält der Kunde dabei noch über seine Anlage?
Haushalte können einen Mindestladestand für die Batterie festlegen, Kapazität für die Notstromversorgung reservieren, ihr Elektrofahrzeug aus der Optimierung ausnehmen oder die Ladezyklen begrenzen. Der Komfort der Kunden ist nicht verhandelbar – das System überschreitet niemals festgelegte Grenzen. Um einen Bonus zu erhalten, müssen etwa 90 Prozent der Aktivierungsanfragen erfüllt werden, aber Kunden können sich in jedem Monat ohne Angabe von Gründen abmelden.
Wie lassen sich Konflikte mit der Eigenverbrauchsoptimierung vermeiden?
Diese sind real, aber nur von kurzer Dauer. Wenn wir eine Batterie aus dem Netz laden, während die Sonne scheint, erscheint das kontraintuitiv. Aber wenn der Großhandelspreis bei minus 50 Cent pro Kilowattstunde liegt und der Haushalt nach Steuern effektiv rund 20 Cent je Kilowattstunde für den Verbrauch erhält, lohnt es sich. Die Kunden verstehen das schnell, sobald die Zahlen angezeigt werden.
Ihre Schätzungen für Österreich liegen bei 71 Euro im Monat, für Tschechien sind es 52 Euro im Monat und in Polen 45 Euro im Monat. Warum sind die Erlöse so unterschiedlich?
Entgegen der Intuition wirkt sich die Reife des deutschen Marktes hier negativ auf die Gesamtgewinne aus. Deutschland verfügt über die am weitesten entwickelten Flexibilitätsmärkte in Europa – es gibt mehr Mechanismen, um Schwankungen bei den erneuerbaren Energien abzufangen, bevor die Preise extrem ansteigen. In Österreich, Tschechien oder Polen gibt es weniger Puffer, sodass die Preise bei einem Anstieg der erneuerbaren Energien stärker schwanken und länger auf einem hohen Niveau bleiben.
Ist Delta Green somit immer bilanzkreisverantwortlicher Aggregator?
Wir bezeichnen unser Modell als „Flexibility-as-a-Service“ und betreiben ein eigenes Kundenportfolio mit rund 10.000 Kunden – dies dient jedoch ausschließlich dazu, Technologien zu testen und unsere Produktangebote zu optimieren. Wir streben nicht danach, ein großer europäischer Energieversorger zu werden.
In jedem Markt, in den wir eintreten, arbeiten wir mit etablierten Energieversorgern zusammen, die bereits über Kundenbeziehungen, behördliche Lizenzen und eine Handelsinfrastruktur verfügen. Diese interne Bereitschaft, richtig zu schaffen, ist in der Regel der schwierigste Teil jeder Markteinführung – und genau hier investieren wir massiv. Das Ergebnis ist ein Partner, der innerhalb von Monaten statt Jahren von null auf Tausende von registrierten Haushalten kommen kann. Eon ist eine Referenz, auf die wir in mehreren europäischen Märkten verweisen können.
Wie werden die Kunden an den Erlösen ihrer Flexibilitätsbereitstellung beteiligt?
Das Grundmodell ist eine Plattformgebühr pro Haushalt – ein einfaches Software-as-a-Service-Modell. Ferner erhalten wir eine Umsatzbeteiligung, wenn wir die Marktaktivierungen im Auftrag des Versorgungsunternehmens aktiv verwalten. Versorgungsunternehmen, die die volle Kontrolle wünschen, können die Aktivierungen selbst durchführen; wir bleiben dabei die Technologieebene. Was die Prämien für Endkunden angeht, legt der Energieversorger das Modell fest. Der gängigste Ansatz ist eine feste monatliche Zahlung, die an zwei einfache Regeln geknüpft ist: Verbindungsqualität (wie zuverlässig die Geräte online sind) und Aktivierungserfolgsquote. Wir überwachen und melden beide Kennzahlen automatisch und bieten dem Energieversorger so eine klare, überprüfbare Grundlage für die Auszahlungen. Zahlungen pro Aktivierung sind technisch gesehen das fairste Modell, lassen sich aber auf einer Verbraucherrechnung schwerer erklären. Die meisten Energieversorger bevorzugen einfachheitshalber feste monatliche Prämien.
In Deutschland wird über eine verpflichtende Direktvermarktung für kleine Photovoltaik-Anlagen diskutiert. Was bedeutet das für den möglichen Markteintritt von Delta Green in Deutschland?
Das ist hilfreich, aber wir brauchen es nicht. Der Großteil der Portfolios europäischer Energieversorger – einschließlich aller unserer Eon-Partnerschaften – basiert auf Festpreisverträgen. Wir sind in diesem Modell bereits voll einsatzfähig. Wenn Endkunden von den Großhandelspreisen abgeschirmt sind, fließt der Wert der Flexibilität in die Gewinn- und Verlustrechnung des Energieversorgers statt in die Haushaltsrechnung. Das ist eine andere Verteilung, aber derselbe zugrunde liegende Mechanismus. Allerdings erleichtert die Marktpreisbindung das Gespräch mit den Kunden. Wenn ein Haushalt sieht, dass seine Rechnung auf den Markt reagiert, versteht er, warum Flexibilität wichtig ist, und engagiert sich aktiver. Für Delta Green ist die politische Diskussion in Deutschland ein Rückenwind, keine Voraussetzung. Wir sind für beide Szenarien gerüstet, und unsere Erfolgsbilanz in verschiedenen regulatorischen Umfeldern ist der Beweis dafür.
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