PV-Vermarktung unter Druck: Wie Sie trotz negativer Preise, Redispatch und sinkender Marktwerte die Wirtschaftlichkeit Ihrer Anlage sichern

Die Direktvermarktung von Photovoltaik-Anlagen hat sich in den vergangenen Jahren grundlegend verändert. Während PV-Projekte lange von steigenden Strompreisen und attraktiven Marktbedingungen profitierten, stehen Anlagenbetreibende heute vor einer neuen Realität: negative Strompreise, sinkende Marktwerte, Redispatch-Eingriffe und zunehmende regulatorische Komplexität beeinflussen die Erlöse stärker denn je.

Für Anlagenbetreibende bedeutet das vor allem eins: Die tatsächliche Wirtschaftlichkeit hängt heute nicht mehr allein vom Ertrag der Anlage ab. Entscheidend wird zunehmend, wie Markt- und Systemrisiken gemanaged werden.

Der Erfolg des PV-Ausbaus schafft neue Herausforderungen

Deutschland erlebt weiterhin einen dynamischen Ausbau der Solarenergie. Dies hat auch zur Konsequenz, dass es immer häufiger zu Situationen kommt, in denen eine hohe PV-Einspeisungen auf eine vergleichsweise geringe Stromnachfrage trifft. Die Folge sind sinkende Marktwerte für Solarstrom und eine zunehmende Zahl negativer Börsenpreise. Dabei sind negative Preise längst kein Ausnahmeereignis mehr, sondern ein strukturelles Merkmal eines Stromsystems mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien.

Für Anlagenbetreibende entsteht daraus ein bekanntes Problem: Gerade dann, wenn Solaranlagen besonders viel produzieren, sind die Strommarktpreise häufig niedrig oder sogar negativ. Dieser sogenannte Kannibalisierungs-Effekt reduziert die Erlöse und belastet die Wirtschaftlichkeit neuer und auch bestehender Anlagen. Die zentrale Frage lautet daher nicht mehr nur, wie viel Strom eine Anlage produziert, sondern wie dieser Strom möglichst wirtschaftlich in den Markt integriert werden kann.

Marktbedingte Abregelung (Curtailment): Systemisch wichtig, wirtschaftlich sinnvoll

Negative Strompreise sind ein Signal dafür, dass in einer bestimmten Marktphase mehr Strom erzeugt wird, als aktuell nachgefragt, gespeichert oder über die Netze transportiert werden kann. Die marktbedingte Abregelung einzelner Anlagen trägt also dazu bei, dieses Ungleichgewicht zu reduzieren und die Einspeisung gezielt an die tatsächlichen Markt- und Netzbedingungen anzupassen.

Damit erfüllt die marktbedingte Abregelung eine wichtige Funktion im künftigen Energiesystem: Sie schafft Flexibilität auf der Erzeugungsseite und unterstützt den Übergang zu einem Strommarkt, in dem erneuerbare Energien stärker auf Preissignale reagieren. Langfristig werden diese Flexibilitäten durch Speicher, flexible Verbraucher und weitere Vermarktungsmodelle ergänzt. Bis diese in ausreichendem Umfang verfügbar sind, bleibt die marktorientierte Steuerung von Erzeugungsanlagen ein wichtiger Baustein für ein effizientes Gesamtsystem.

Neben der systemischen Perspektive spielt das Curtailment natürlich auch eine wichtige Rolle für die individuelle Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen. Im Falle von negativen Strompreisen ist die marktbedingte Abregelung ein zentrales Instrument, um den Einfluss der negativen Preise auf die Erlöse zu begrenzen.

Für Betreibende von PV-Anlagen ist es wichtig zu wissen, dass ihnen die durch Abregelung entstehenden Optimierungserlöse bei einem großen PV-Vermarkter wie Next Kraftwerke direkt zugutekommen. Denn eine faire und transparente Curtailment-Strategie bedeutet für uns, dass die erzielten Mehrwerte an die Betreiber weitergegeben werden, beispielsweise durch reduzierte Vermarktungsgebühren. Unser Ziel ist es, den Netto-Erlös der PV-Anlage zu erhöhen und gleichzeitig ein effizienteres und systemdienlicheres Stromsystem zu unterstützen.

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Redispatch-Aufwände und Kosten vermeiden

Neben den negativen Preisen ist auch das Thema Redispatch für PV-Betreibende höchst relevant. Denn immer häufiger müssen Erzeugungsanlagen aufgrund regionaler Netzengpässe ihre Einspeisung anpassen, um die Netzstabilität sicherzustellen.

Auf Seiten der PV-Betreibenden führt dies nicht nur zu zusätzlichen administrativen Aufwänden und langwierigen Kommunikations- und Nachweisprozessen. Oftmals muss der Betreibende auch längere Zeit auf die finanzielle Kompensation durch den Netzbetreiber warten. Erfolgt die Redispatch-Maßnahme in Zeiten negativer Preise kann es sogar dazu kommen, dass der Netzbetreiber Kosten in Rechnung stellt.

Eine intelligente Strategie zur marktbedingten Abregelung schafft daher einen zusätzlichen Nutzen: Erfolgt das Curtailment bereits vor einem möglichen Netzengpass, lassen sich Redispatch-Eingriffe teilweise vermeiden. Das reduziert Komplexität, vereinfacht die Abrechnung und schützt vor zusätzlichen wirtschaftlichen Risiken.

Unterschiedliche Vergütungsmodelle für unterschiedliche Risikoprofile

Auch die Wahl eines gut zum Anlagenprofil und zur individuellen Risikostrategie passenden Vergütungsmodells zahlt auf die Wirtschaftlichkeit der PV-Vermarktung ein. In der EEG-Direktvermarktung erhält der PV-Betreibende üblicherweise zwei Erlöskomponenten: den Markterlös aus dem Verkauf des Solarstroms an der Strombörse und – sofern die Anlage in der EEG-Förderung ist – die Marktprämie.

Kund_innen, die als Vergütungsform den Marktwert Solar wählen, erhalten in der Direktvermarktung den durchschnittlichen Strombörsenpreis, der monatlich erhoben und auf der Plattform Netztransparenz veröffentlicht wird. Trotzdem erzielen Marktwertanlagen unterm Strich keinen Einheitserlös. Bei Next Kraftwerke etwa wird das individuelle Einspeiseprofil der Anlage berücksichtigt, um die Vermarktungsgebühr zu ermitteln. Unterschiede gegenüber dem Standardprofil des Marktwert Solar werden somit ausgeglichen. Dies gilt insbesondere auch im Falle marktdienlicher Abregelungen, welche das individuelle Erlösprofil positiv verändern.

Neben dem Marktwert-Modell bietet Next Kraftwerke auch ein Vergütungsmodell, in dem die Erlöse noch direkter an das individuelle Einspeiseprofil gekoppelt sind. Im Spotpreis-Modell erzielen Betreibende keinen durchschnittlichen Marktwert, sondern genau den Preis, der am Spotmarkt zum Zeitpunkt der jeweiligen Einspeisung aufgerufen wird. Auf diese Weise können Betreibende direkter von Marktbewegungen und damit auch den Chancen der Märkte profitieren. Einher gehen jedoch auch höhere Risiken, wenn die Einspeisung zu Zeiten niedriger oder negativer Preise erfolgt. Schutzmechanismen wie Preisuntergrenzen limitieren aber auch hier die Erlösrisiken und das Absinken der Vergütung unter kritische Niveaus.

Welches Modell besser geeignet ist, hängt letztlich von der individuellen Risikostrategie und den Anforderungen des jeweiligen Projekts ab und muss individuell ermittelt werden.

Perspektiven in der PV-Vermarktung: Neue Vermarktungsmodelle und Flexibilität

Mit voranschreitendem PV-Ausbau ist davon auszugehen, dass der Marktwert Solar weiter sinken wird – selbst dann, wenn Speicher, Flexibilitäten und bessere Marktintegration mehr Effizienz ins Stromnetz bringen.

Für die Vermarktung bedeutet das, dass Gebührenmodelle und Vertragsstrukturen kontinuierlich an die Marktentwicklung angepasst und weiterentwickelt werden müssen. Ebenso werden längerfristige Vermarktungsansätze an Bedeutung gewinnen, die die Finanzierbarkeit neuer Projekte unterstützen und Risiken besser kalkulierbar machen.

Hiermit steigen auch die Anforderungen an die Vermarkter: Um Bankability für Neuanlagen zu gewährleisten oder den Fixpreis eines PPAs zu hedgen, braucht es finanzielle Robustheit. Nur wer über eine ausreichende Bonität verfügt, um Marktpreisrisiken zu tragen, kann die Realisierung komplexer Produkte möglich machen.

Auch Konzepte wie Co-Location-Modelle oder die Teilnahme von PV-Anlagen an Flexibilitäts- und Regelenergiemärkten eröffnen Potenziale für die zukünftige Wertschöpfung. Die Kombination von PV-Anlagen mit Speichern entwickelt sich bei Neuanlagen bereits zum Standard. Expertise in der Flexvermarktung und bei Cross Market Ansätzen gehören also auch im PV-Segment zum Anforderungsprofil an den Direktvermarkter.

Fazit

Die Herausforderungen der PV-Vermarktung sind heute komplexer als je zuvor. Negative Preise, sinkende Marktwerte und Redispatch-Eingriffe sind keine vorübergehenden Erscheinungen, sondern Ausdruck eines Stromsystems im Wandel.

Eine Vermarktung nach Schema F wird der Komplexität und Dynamik des Marktes längst nicht mehr gerecht. Vielmehr entwickelt sich die PV-Vermarktung zunehmend hin zu einer ganzheitlichen Optimierungsaufgabe: mit intelligenten Curtailment-Konzepten, der Vermeidung unnötiger Redispatch-Kosten, Short- und Longterm-Produkten, und der Hebung von Flexpotenzialen aus PV- und Hybrid-Kraftwerken.

Am Ende geht es für die Wirtschaftlichkeit der PV-Vermarktung nicht darum, möglichst viel Strom einzuspeisen. Es geht darum, aus jeder erzeugten Megawattstunde den bestmöglichen Netto-Erlös zu erzielen und PV-Anlagen langfristig wirtschaftlich zu betreiben.

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