Anhand der Bachelorarbeit von Nikolai Seußler-Meinzer zum Thema “Analyse und Bewertung der Vermarktungsmöglichkeiten einer Photovoltaik-Freiflächenanlage”, die in Kooperation mit power2nature und der Hochschule München im Zeitraum von 26.04.2023 bis 23.07.2023 geschrieben wurde.
In diesem Artikel wird aus Gründen der besseren Lesbarkeit das generische Maskulinum verwendet. Weibliche und anderweitige Geschlechteridentitäten werden dabei ausdrücklich eingeschlossen.
Übersicht Vermarktungsmodelle
Für Anlagenbetreiber beschreibt das Erneuerbare Energien Gesetz 2023 folgende vier Vermarktungsmodelle:
- Das Einspeisevergütungsmodell
- Das Marktprämienmodell ≤ 1 MW
- Das Marktprämienmodell > 1 MW
- Das Power Purchase Agreement
Das Einspeisevergütungsmodell
Das EEG entstand im Jahr 2000 und durchlief seitdem mehrere Anpassungen in der Fördersystematik. Die Einspeisevergütung war bis 2009 die einzige Förderungsart.
Sie ist eine feste und für 20 Jahre garantierte Auszahlung für jede eingespeiste Kilowattstunde.
Das Ziel war es, einen Anreiz für Anlagenbetreiber von erneuerbaren Energien zu generieren.
Die Vorteile dieser Förderung sind die hohe Planbarkeit und Sicherheit der Einnahmen für die Energieproduzenten. Im aktuellen EEG 2023 ist die feste Einspeisevergütung bis zu einer Leistung von 100 kWp gestaffelt.
Ein Nachteil der konstanten Einspeisevergütung ist der fehlende Anreiz für die bedarfsgerechte Stromerzeugung. In den vergangenen Jahren führte mehrfach eine überhöhte Stromerzeugung zu negativen Preisen auf dem Strommarkt. In Deutschland wurden laut Statista im Jahr 2022 69 Stunden mit negativen Strompreisen festgestellt. Des Weiteren konnten die Anlagenbetreiber in dem Einspeisevergütungsmodell nicht von steigenden Börsenpreisen profitieren.
Dies führte zum Marktprämienmodell.
Das Marktprämienmodell
Das Marktprämienmodell ist das vorherrschende Vermarktungsmodell in Deutschland.
Die vermarktete Leistung bei erneuerbaren Energien erhöhte sich von 2020 bis 2022 um ca. 2,5 % und lag im Jahr 2022 bei ca. 83,7 GW. Während 2022 die Leistung der Windenergie zurückgegangen ist, erhöhte sich die Leistung der Solarenergie um ca. 1,3 GW auf ca. 20,0 GW. Durch das EEG 2014 wurde daher für neu angeschlossene PV-Anlagen über 100 kWp ein verpflichtendes Marktprämienmodell eingeführt.
Ein Akteur des Modells ist der Anlagenbetreiber, der seinen Strom entweder eigenständig oder über einen Direktvermarkter an der Strombörse bzw. dem Over-the-Counter-Markt (OTC-Markt) verkauft. Der OTC-Markt bezeichnet ein außerbörsliches Stromhandelsgeschäft, das ohne zwischengeschaltete Teilnehmer ausgeführt wird.
Relevant für die Vergütung des Anlagenbetreibers ist der Spotmarktpreis. Dies ist der aktuelle Preis, zu dem ein Gut oder eine Dienstleistung sofort geliefert oder gehandelt werden kann, ohne vorherige Vereinbarung.
Er wird an der Energy Exchange Austria (EXAA) und an der European Power Exchange (EPEX) gebildet.
Die Basis für die Vergütung des Anlagenbetreibers nach dem Marktprämienmodell ist der anzulegende Wert. Er gilt für 20 Jahre und bildet die Mindestvergütung des Marktprämienmodells.
Der anzulegende Wert besteht aus dem monatsspezifischen Marktwert Solar (MW Solar) und der gleitenden Marktprämie. Der MW Solar berechnet sich aus dem Spotmarktpreis der Börse.
Der Anlagenbetreiber erhält den MW Solar von dem Direktvermarkter und die Marktprämie von dem Netzbetreiber.
Jeden Monat wird die Marktprämie neu berechnet. Sie wird daher gleitende Marktprämie genannt.
Unterschiede Marktprämienmodell bis 1 MW und über 1 MW
Die anzulegenden Werte sind für Anlagen, die auf, an oder in einem Gebäude sind, nach Leistungsklassen bis 1 MW gestaffelt. Dabei wird zwischen Anlagen mit Volleinspeisung und Teileinspeisung unterschieden.
Laut Bundesnetzagentur gibt es die Unterscheidung nach Einspeisungsart für sonstige Anlagen wie Agri-PV-, schwimmende PV- oder PV-Freiflächenanlagen.
Für das Jahr 2023 liegen die anzulegenden Werte für sonstige Anlagen bis 1 MW bei 7,00 ct/kWp. Aufgrund des vorgegebenen anzulegenden Werts des EEG erhält jeder Anlagenbetreiber die gleiche Vergütung (uniform pricing).
PV-Anlagen mit einer Leistung von über einem Megawatt können laut EEG nach dem Marktprämienmodell vermarktet werden. Ab einer Anlagengröße von 1001 kWp verpflichtet das EEG 2023 zur Teilnahme an der Ausschreibung der Bundesnetzagentur, falls eine Förderung beansprucht werden soll. Diese finden für PV-Freiflächenanlagen dreimal im Jahr statt und besitzen 2023 ein Ausschreibungsvolumen von 1950 MW pro Termin.
Zudem ist die Anlagengröße auf 20 MW begrenzt. Für 2023 wurde die Maximalleistung auf 100 MW erhöht.
Die anzulegenden Werte sind für Anlagen über einem Megawatt nicht gesetzlich definiert. Sie werden über die Ausschreibungen festgelegt. Das Ziel der Ausschreibung ist es, einen Zuschlag für einen Gebotswert zu erhalten, der den anzulegenden Wert definiert.
Die Ausschreibung erfolgt nach dem „pay-as-bid“-Prinzip. Jeder Anlagenbetreiber muss bei der Teilnahme an der Ausschreibung ein Gebot für eine Vergütung pro Kilowattstunde festlegen.
Es gibt jedoch einen von der Bundesnetzagentur vorher festgelegten Höchstwert für die Gebote. Nach dem Ausschreibungstermin werden die eingegangenen Gebote anhand der Höhe der Gebotswerte sortiert. Die Bieter mit den günstigsten Geboten erhalten den Zuschlag bis zum Ausschreibungsvolumen der jeweiligen Ausschreibung.
Das Power Purchase Agreement
Eine weitere Möglichkeit für die Vermarktung des Stroms von PV-Freiflächenanlagen bietet die sonstige Direktvermarktung. Das EEG 2023 definiert die Möglichkeit für die Anlagenbetreiber, den erzeugten Strom ohne EEG-Förderung nach der sonstigen Direktvermarktung zu verkaufen.
Diese Vermarktungsform wird häufig als Power Purchase Agreement (PPA) umgesetzt.
Das Power Purchase Agreement bezeichnet eine langfristige Stromabnahmevereinbarung, die bilateral oder multilateral getroffen wird. Eine bestimmte Strommenge wird zu einem vereinbarten Preis und über eine gewisse Zeit vom Anlagenbetreiber verkauft. Dies kann entweder über einen Dienstleister oder direkt an den Abnehmer umgesetzt werden.
Nach Deutscher Energie-Agentur sind PPAs in den USA, Spanien und Norwegen verbreitet und werden aufgrund des wachsenden unternehmerischen Interesses an grünem Strom in Zukunft eine bedeutendere Rolle einnehmen.
Arten der Power Purchase Agreements
Die Inhalte von PPA-Verträgen sind flexibel ausgestaltbar. Daher ist eine präzise Differenzierung begrenzt möglich. Meist wird nach der Ausgestaltungsart in physische und virtuelle PPAs unterschieden.
Bei den physischen PPAs schließt der Erzeuger mit einem oder mehreren Verbrauchern einen Stromabnahmevertrag ab. Die physischen PPAs können in On-Site und Off-Site PPAs unterteilt werden. Das On-Site PPA bezeichnet die direkte und physische Lieferung des Stroms vom Anlagenbetreiber an einen naheliegenden Verbraucher. Konträr ist der Verbraucher im Off-Site PPA über das öffentliche Stromnetz mit dem Stromerzeuger verbunden. Dabei müssen Netzentgelte abgeführt werden. Sobald ein Intermediär bei dem Off-Site PPA eingebunden ist, wird von Sleeved PPA gesprochen. Ein Intermediär kann ein Energiedienstleister sein, der die Bilanzkreisführung des Erzeugers und Verbrauchers ausführt.
Eine Entkopplung des physischen von dem finanziellen Stromfluss ist eine zentrale Charakteristik von virtuellen PPAs.
Der Erzeuger einigt sich mit einem Verbraucher über einen festen Preis pro Kilowattstunde. Zusätzlich beauftragt der Anlagenbetreiber einen Energiedienstleister, die erzeugte Strommenge in seinen Bilanzkreis aufzunehmen und sie an der Strombörse zu verkaufen.
Der Energiedienstleister des Verbrauchers kauft das Einspeiseprofil des Erzeugers über die Börse. Falls der Einkaufspreis über dem im Vertrag festgelegten Energiepreis liegt, erwirbt der Verbraucher eine zusätzliche Vergütung vom Erzeuger bis zum festgelegten Preis. Anderenfalls erhält der Produzent zusätzliche Einnahmen bis zum Festpreis des PPAs. Dies wird im Contract for Difference vertraglich vereinbart und garantiert die Preissicherheit beider Vertragsparteien.
Kombinations- und Wechselmöglichkeiten der Vermarktungsmodelle
Eine Kombination und ein Wechsel der Vermarktungsmodelle für Photovoltaik Freiflächen sind möglich. Dies ist jedoch nur bis zu einem Zeitraum von 20 Jahren nach Inbetriebnahme der Anlage erlaubt, da im Anschluss der EEG-Förderanspruch erlischt.
In der Praxis ist eine Kombination des Marktprämienmodells und PPAs vorstellbar. Dafür bedarf es einer quotalen Aufteilung der produzierten Strommengen. Ein Anlagenteil wird der EEG-Förderung zugeordnet und der andere einem PPA. Zu jedem Monatsersten darf die Veräußerungsform nach EEG 2023 gewechselt werden. Dabei dürfen allerdings keine vertraglichen Pflichten mit den Vertragspartnern verletzt werden. Am Ende des Förderzeitraums von 20 Jahren können die Freiflächenanlagen ausschließlich in der sonstigen Direktvermarktung weiterbetrieben werden. Die Anlage kann alternativ vollständig erneuert werden.
Die Vielfalt der Vermarktungsmodelle erlaubt es den Betreibern, ihre Strategie an die sich ändernden Marktbedingungen anzupassen. So wird eine nachhaltige Entwicklung der erneuerbaren Energien ermöglicht und der Pfad zur Energiewende geebnet.
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