In diesem Jahr wird es soviele Stunden mit negativen Strompreisen geben wie nie zuvor. Bereits im August war die Grenze von 300 Stunden überschritten und damit das Vorjahresniveau erreicht. Bis Ende September stieg waren es bereits 415 Stunden und die überwiegende Mehrheit entfällt dabei auf Zeiten, in den Photovoltaik-Kraftwerke viel Solarstrom produzieren. Nach dem aktuellen EEG erhalten die Betreiber in der verpflichtenden Direktvermarktung keine Marktprämie mehr, wenn die Phasen länger als drei Stunden dauern. Die Bundesregierung plant dies ab 2025 noch zu verschärfen. In ihrer „Wachstumsinitiative“ ist vorgesehen, dass dies im kommenden Jahr bereits ab der ersten Stunden greifen soll. Diese Absenkung war im EEG eigentlich erst für 2027 vorgesehen.
Für die Erlöse von neuen Photovoltaik-Kraftwerken könnte diese Änderung erhebliche Auswirkungen haben. Die Analyse von Node Energy ergibt, dass diese Regelung im laufenden Jahr zu einem Erlösausfall von mehr als 20 Prozent für die Betreiber der Solarparks geführt hätte. Bezüglich der 301 Stunden aus dem vergangenen Jahr kommt Node Energy auf einen Erlösausfall von rund acht Prozent.
Aktuelle Ausgabe
In unserer September-Ausgabe finden Sie einen Schwerpunkt zum Thema Großanlagen. In verschiedenen Artikeln und Interviews geht es dabei auch um die Auswirkungen und die zukünftige Entwicklung der negativen Prese an der Strombörse.
Wie sich die Zahl der negativen Preisstunden an der Strombörse weiter entwickelt, ist schwer abzuschätzen. Fest steht allerdings, es wird weiter Photovoltaik zugebaut. Damit könnte sich die Situation künftig noch verschärfen. Node Energy hat daher auf seiner Energiedaten-Plattform „opti.node Cockpit“ ab sofort ein umfassendes Erlösmonitoring für die Betreiber von Wind- und Solarparks integriert. Nach Angaben des Anbieters lassen sich auf Basis aktueller Anlagen- und Marktdaten die Vermarktungserlöse auch bei großen Anlagenportfolios schnell überblicken. Sie könnten durch den Vergleich aktueller Vermarktungsoptionen auch optimiert werden. Hierbei sei ein direkter Stromabnahmevertrag mit Kunden aus Industrie und Gewerbe eine Option. Damit ließen sich stabile Vermarktungserlöse erzielen und dies zu Preisen, die über der klassischen Direktvermarktung lägen, so Node Energy.
Der Blick auf konkrete Vermarktungserlöse rückt aktuell in das Zentrum der kaufmännischen Betriebsführung von großen Photovoltaik-Anlagen. „Früher reichte ein Blick ins EEG und auf den Kontoauszug, um die Erlöse einer Anlage zu prüfen. In der neuen Energiewelt müssen professionelle Betreiber die konkrete Marktsituation laufend beobachten, um die eigene Vermarktungsstrategie dynamisch darauf anzupassen“, erklärt Matthias Karger, CEO von Node Energy. Dazu brauche es aber „maximale Transparenz“ über die aktuelle Situation und Prognosen, an der es in der Praxis noch eher mangele.
„Betreiber von Wind- und Photovoltaik-Parks müssen für eine klare und umfassende Übersicht der Erlössituation ihres Portfolios meist einen hohen Aufwand betreiben“, sagt Karger weiter. „Branchenfremde Buchhaltungssoftware und manuelle Prozesse sind die Regel.“ So müssten Anlagenbetreiber oftmals nicht nur die notwendigen Energiedaten umständlich aus verschiedenen Quellen zusammentragen, sondern zugleich die Abrechnungen des Direktvermarkters und Netzbetreibers inklusive Redispatch-Mengen erfassen. Dazu kommt, dass eben auch die aktuelle Gesetzeslage beachtet werden muss, was eine schnelle und aktuelle Übersicht der Erlöse in der Praxis faktisch unmöglich mache. Mit seinem Erlösmonitoring will Node Energy in solchen Fällen nun Abhilfe schaffen.
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