Mit 1.136 Ausstellern und über 37.000 Fachbesuchern war die E-World 2026 so groß wie nie zuvor. Ein bestimmendes Thema auf der Messe war die Integration erneuerbarer Erzeugung in den Energiemarkt. Versorgungssicherheit, Zwischenspeicherung und Vermarktung von Sonnen- und Windstrom standen im Mittelpunkt vieler Gespräche.
Dabei wurde deutlich: Für Betreiber von Photovoltaikanlagen wird es zunehmend schwieriger, jenseits von Förderungen und Ausschreibungen allein mit Solarstrom wirtschaftlich zu arbeiten. Die Branche sucht nach Lösungen – und findet sie in der Kombination aus Direktvermarktung, Speichertechnologie und neuen Handelsmodellen.
Direktvermarktung – Einstieg in den Stromhandel
Für Betreiber von Solaranlagen ab 100 Kilowatt Leistung ist die Direktvermarktung der erste Schritt in den Energiehandel. Dabei wird der erzeugte Strom an der Strombörse gehandelt, primär an der Epex Spot im Kurzfristhandel. Der Betreiber erhält den Marktwert seines Stroms, ergänzt durch die Marktprämie des Netzbetreibers.
Zusammen ergibt sich daraus der anzulegende Wert, der über die Ausschreibung festgelegt wird. Doch ohne diese Marktprämie wird es zunehmend eng für reine Photovoltaikanlagen. „Die Capture Rate – also der Anteil des durchschnittlichen Börsenstrompreises, den Solarstrom tatsächlich erlöst – wird bei zusätzlicher Berücksichtigung von Ausgleichskosten in den kommenden Jahren unter 45 Prozent fallen“, erklärt Paul Kreutzkamp vom Direktvermarkter Next Kraftwerke. „Bei einem Börsenpreis von 85 Euro pro Megawattstunde bedeutet das einen effektiven Erlös von knapp 30 Euro. Das ist eine riesige Hürde für potenzielle Investoren. Deshalb werden inzwischen an allen Standorten Batterien gebaut, geplant oder der Use-Case durchgerechnet.“
Erzeugungsspitzen optimieren
Next Kraftwerke hat viel Erfahrung mit der Direktvermarktung von Ökostromanlagen jeglicher Art und Größe gesammelt. Das virtuelle Kraftwerk des Unternehmens umfasst inzwischen rund 15.000 Anlagen verschiedener Energieträger – darunter Biogasanlagen, Batteriespeicher, Windkraftanlagen und einen gewaltigen Anteil an Photovoltaikanlagen.
Die Kombination von Photovoltaikanlagen mit Speichern wird inzwischen zur Regel. „Denn solche Co-Location-Anlagen sind in der Lage, die Erzeugungsspitze der Photovoltaik in den Mittagsstunden über den Speicher zu optimieren“, erläutert Paul Kreutzkamp. „Das ist das Zukunftsmodell. Es wird kaum noch größere Photovoltaikanlagen geben, die ohne Speicher gebaut werden, insbesondere wenn für Stand-alone-Batterien ab 2029 die Netzentgeltbefreiung fallen sollte und diese unrentabler werden“, prognostiziert er.
Dies wird durch die Weiterentwicklung der Regularien einfacher. Bislang kann der Speicher einer Co-Location-Anlage entweder am Markt agieren oder ausschließlich mit der Photovoltaikanlage gekoppelt werden. Die Kombination aus beiden Geschäftsmodellen ist noch nicht erlaubt, da die Speicher hinter dem Zähler keinen Strom aus dem Netz einlagern dürfen.
Einspeisung verschieben
Doch Paul Kreutzkamp sieht Anzeichen, dass der sogenannte Multi-Use-Case bald möglich wird, bei dem der Speicher unabhängig von der Solaranlage hinter dem Zähler auch aus dem Netz geladen werden darf. „Damit würde sich eine Optimierung über verschiedene Geschäftsmodelle und Märkte eröffnen, bei der der Speicher sowohl für die Verschiebung der Solarstromeinspeisung als auch für den Regelenergiemarkt eingesetzt werden kann“, erklärt der Experte von Next Kraftwerke.
Auch bei Lichtblick wird es immer schwieriger, bestätigt Marco Satthoff, Originator Structuring & Origination Green Energy Markets des Ökoenergieanbieters. Anfragen nach einer Integration von reinen Solaranlagen ohne Speicher in die Vermarktung gebe es bei Lichtblick mittlerweile praktisch nicht mehr. „Die Preise, die wir noch anbieten können, helfen den Betreibern nicht, die Anlage wirtschaftlich zu betreiben“, sagt er. „Die Anlagen tun genau das, wofür sie errichtet wurden. Insbesondere in sonnenreichen Zeiten speisen sie viel Strom ins Netz ein. Das drückt allerdings auch auf die Wirtschaftlichkeit. Aber mit Speichern können die Betreiber diese Spitzen in die Randstunden verschieben, die mittlerweile viel wert sind. Dadurch wird das Geschäftsmodell wieder positiv.“
PPA – eine Alternative zur Ausschreibung?
Für Betreiber, die nicht über die EEG-Ausschreibung gehen wollen oder können, sind Power Purchase Agreements eine mögliche Alternative. Allerdings zeigen die Gespräche auf der E-World, dass reine Solar-PPA derzeit kaum wettbewerbsfähig sind. Die Ausschreibungsergebnisse liegen bei vier bis sechs Cent pro Kilowattstunde. „Mit einem reinen Solar-PPA ist das nicht darstellbar“, weiß Marco Satthoff. „Mit der Verschiebung der Stromlieferung mittels Batterien könnte der Betreiber in diese Preisregionen kommen – sofern sich das wirtschaftlich lohnt. Das tut es nicht bei allen Projekten.“
Die Versorger und Vermarkter bieten verschiedene PPA-Modelle an. Beim häufigsten Modell, „pay as produced“, kauft der Stromabnehmer die gesamte erzeugte Energiemenge, die aus dem Solarpark kommt. Der Betreiber erhält dafür einen festen Preis. Alternativ kann ein Teil der Vergütung fix sein und der Rest über den Spotmarkt laufen.
Planung neu denken
Es gibt auch das Modell „pay as nominated“. Dabei wird nicht die ganze produzierte Menge, sondern nur Lieferungen innerhalb eines Fahrplans abgenommen. Dies macht höhere Erlöse für den gelieferten Solarstrom möglich. „Doch dann liegt das Ausgleichsenergierisiko beim Betreiber“, erklärt Marco Satthoff. „Damit tun sich viele Betreiber schwer, denn das gehört nicht zu ihrem Kerngeschäft.“
Auch hier kommt der Speicher ins Spiel. Denn wird er mit der Solaranlage kombiniert, wird das Fahrplanmodell interessant für den Betreiber. Denn dann ermöglicht der Speicher, Positionen gezielt zu verschieben. Dafür sei allerdings eine gute Preisprognose notwendig, betont Marco Satthoff.
Bei der Planung neuer Anlagen, die über ein PPA vermarktet werden sollen, empfiehlt er ein Umdenken. „Man kann schauen, ob Südausrichtung wirklich noch das präferierte Modell ist oder vielleicht eine Ost-West-Ausrichtung besser ist oder ob der Neigungswinkel verändert werden kann, sodass die Anlage erlösoptimiert wird“, rät Satthoff. „Es lohnt sich, das in der Planung schon zu berücksichtigen und mit dem Abnehmer des Stroms zu sprechen, um das Solarprofil wirkungsvoller zu gestalten.“
Next Kraftwerke sieht PPA für Neuanlagen derzeit ebenfalls kritisch. „Wenn man einen Fixpreis möchte, muss man Endkunden finden, die bereit sind, den relativ hohen Preis von über 50 oder 60 Euro pro Megawattstunde zu bezahlen“, erklärt Paul Kreutzkamp.
Dynamische Vergütung statt Festpreis
Interessante Abnehmer seien dann nicht nur Industriebetriebe, deren Stromverbrauch besser zum Erzeugungsprofil der Solaranlage passe als Wohngebiete, sondern auch Elektrolyseure mit Förderung. Paul Kreutzkamp verweist auf mehrere Elektrolyseure, unter anderem von Shell, die das Unternehmen im Portfolio hat. „Dann können wir interessante Preise anbieten. Aber das Volumen ist noch beschränkt.“
Einen ganz anderen Ansatz verfolgt Lumenaza. Das Berliner Unternehmen setzt bei der Direktvermarktung konsequent auf eine dynamische Vergütung auf Basis der Day-Ahead-Preise. „Wir eröffnen durch die dynamische Preissetzung überhaupt erst die Möglichkeit für die Anlagenbetreiber, selbst von Optimierungen zu profitieren“, erklärt Jörg Schindler, Produktmanager Virtual Power Plants bei Lumenaza.
Im Sinne des Betreibers regeln
Das Unternehmen bietet nicht nur eine Softwareplattform zur Vermarktung von Ökostrommengen, sondern mit Loux Energy auch eine Möglichkeit für Anlagenbetreiber, Strom einzuspeisen und direkt zu vermarkten. Dabei rechnet Luox Energy den eingespeisten Strom viertelstundengenau zu Börsenstrompreisen ab. Darüber hinaus kann das Unternehmen je nach Bedarf automatisiert regeln – immer im Sinne des Betreibers.
In manchen Fällen ist es sogar besser, die Anlage freiwillig abzuregeln, als den Strom einzuspeisen. Das gilt hauptsächlich für jüngere oder ausgeförderte Solaranlagen in Zeiten, wenn die Strompreise negativ sind. „Dies ist nicht nur in den Mittagsstunden eines Tages der Fall, sondern vor allem in den Mittagsstunden von Feiertagen und Sonntagen“, weiß Jörg Schindler.
Dann regelt Lumenaza automatisch ab, damit der Betreiber kein Geld verliert, weil er etwa dann für die Einspeisung bezahlen muss. „Für ältere Anlagen machen wir das nicht standardmäßig. Denn diese bekommen in vielen Fällen auch zu Zeiten mit negativen Strompreisen Marktprämie, sodass sich die Einspeisung selbst bei negativen Preisen noch rentieren kann“, erklärt Jörg Schindler. „Für eine Neuanlage – genauso wie für ausgeförderte Anlagen – ist es aber eigentlich immer sinnvoll, bei negativen Strompreisen abzuregeln.“
Die Schwellenwerte, ab welchem Börsenstrompreis die Einspeisung reduziert oder gestoppt wird, werden anlagenspezifisch konfiguriert. Eine etwas ältere Anlage mit hohem anzulegendem Wert wird möglicherweise erst bei minus drei Cent pro Kilowattstunde abgeregelt, während bei neueren Anlagen alles unter null Cent pro Kilowattstunde automatisch gestoppt wird.
Einspeisung verschieben
Jörg Schindler warnt zudem vor Anbietern, die bei Abregelung eine Entschädigung in Höhe des Day-Ahead-Preises bezahlen wollen. „Wenn diese das tatsächlich tun, bedeutet dies, dass die Anlage abgeregelt wird und der Betreiber trotzdem Geld verliert, weil er einen negativen Preis für die eigentlich produzierte Strommenge bekommt“, erläutert er.
Besonders interessant werde die dynamische Vergütung in Kombination mit Zwischenspeicherung, weiß Jörg Schindler. Denn die Einspeisung kann dann in werthaltige Stunden verschoben werden. „Die Kombination dieser Maßnahmen führt dazu, dass der Betreiber einen höheren durchschnittlichen Preis mit seiner Anlage erwirtschaftet.“ Zehn Cent pro Kilowattstunde sind dabei durchaus möglich.
Plattform für Stadtwerke entwickelt
Neben diesem Endkundengeschäft bietet Lumenaza seine Lösung auch als White-Label-Produkt an, etwa für Stadtwerke, die Anlagen in ihrer Region in die Direktvermarktung nehmen wollen. „Die Stadtwerke oder Direktvermarkter können unsere Software nutzen und selbst als Anbieter auftreten“, beschreibt Jörg Schindler. „Das läuft dann komplett unter ihrer Marke und wir sind komplett unsichtbar für den Endkunden.“
Die Softwareplattform von Lumenaza übernimmt aber weiterhin alle energiewirtschaftlichen Prozesse. Die Stadtwerke und Direktvermarkter können die Plattform aber so anpassen, wie sie es benötigen. „Manche wollen, dass wir alle Prozesse steuern, andere wollen nur einen Teil der Plattform nutzen, um Prozesse abzudecken, die das Stadtwerk nicht selbst übernehmen will“, erklärt Jörg Schindler.
Neu im Angebot ist eine abgespeckte Variante namens White Label Light mit niedrigeren Einstiegshürden, aber auch weniger Möglichkeiten der Anpassung. Diese eigne sich besonders für kleinere Stadtwerke, betont Jörg Schindler.
Flexibilität wird wichtiger
In allen Gesprächen auf der E-World wurde deutlich, dass an der Kombination der Solaranlagen mit Speichern eigentlich kein Weg mehr vorbeiführt. Hierbei spielen auch die regulatorischen Rahmenbedingungen eine entscheidende Rolle. So verweist Paul Kreutzkamp von Next Kraftwerke auf die Unsicherheit bei Netzentgelten und beim Industriestrompreis. Sinken diese Preise bei steigenden Netzkosten, wird der Preisdruck auf die Solaranlagenbetreiber und die Direktvermarkter größer. Gleichzeitig sieht Kreutzkamp in der Flexibilität das verbindende Element. „Generell ist das unser Thema. Flexibilität versuchen wir in allen möglichen Kontexten zu heben, um die Volatilität am Markt auszugleichen“, beschreibt er den Ansatz.
Marco Satthoff von Lichtblick bringt die Situation auf den Punkt: „Die Zeiten, in denen nur mit Solarstrom richtig Geld verdient wurde, neigen sich so langsam dem Ende zu“, sagt er. Aber mit der richtigen Kombination aus Speicher, intelligentem Handelsmodell und einem Verständnis für die Energiemärkte gibt es durchaus wirtschaftliche Perspektiven. „Die Betreiber müssen sich nur etwas mehr mit den Energiemärkten beschäftigen“, rät Satthoff.
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Foto: Lichtblick/Fluence
Foto: Velka Botička
Return
Speicherstrom nach Bedarf liefern
Der belgische Speicherbetreiber Return wird in Zukunft dem Energieversorger Engie Speicherplatz nach Bedarf bereitstellen. Dazu haben die beiden Partner für den deutschen Markt einen virtuellen flexiblen Leistungsvertrag (virtual Flexibility Purchase Agreement – vFPA) abgeschlossen. Diese langfristige virtuelle Flexibilitätsvereinbarung tritt ab 2027 in Kraft und umfasst 100 Megawatt an virtueller Speicherleistung. Nach Angaben der Partner ist dies der bisher größte vollständig festpreisbasierte vFPA in Europa.
Die zugrunde liegende Flexibilität stellt das Unternehmen Return mit seinem dezentralen Portfolio an Batteriespeichersystemen in ganz Deutschland bereit. Die Flexibilität wird im Rahmen eines virtuellen Speicherkraftwerks in einem einzigen Portfolio gebündelt und dem Markt zur Verfügung gestellt. So unterstützen die einzelnen angeschlossenen Speicher den Ausgleich von Stromangebot und Stromnachfrage bei starken Schwankungen in der Erzeugung aus erneuerbaren Energien.
Engie optimiert die Flexibilität des virtuellen Speicherkraftwerks für die Vermarktung sowohl auf dem Großhandelsmarkt als auch auf verschiedenen Regelenergiemärkten. Die Vereinbarung unterstützt zudem die Ambition von Engie, den Kunden zunehmend die Komplettversorgung mit Grünstromlösungen anzubieten. Dazu benötigt das Unternehmen aber langfristige Planungssicherheit bei Flexibilitätskapazitäten, die es sich mit dem vFPA-Modell verschafft.
Foto: Return
Dena
Vertragsmuster für virtuellen PPA erstellt
Die Marktoffensive Erneuerbare Energien hat ein standardisiertes Vertragsmuster für virtuelle Stromlieferverträge (virtual Power Purchase Agreements – vPPA) entwickelt. Nach der standardisierten Vertragsvorlage für physische PPA ist es schon das zweite Vertragswerk des Gemeinschaftsprojekts der Deutschen Energieagentur (Dena) und der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK).
Die beiden Vertragswerke unterscheiden sich hinsichtlich der Lieferstruktur. Während sich die physischen PPA auf eine Stromlieferung aus einer Erzeugungsanlage mit Direktleitung zum Verbraucher beziehen, wird beim virtuellen PPA der Ökostrom über die Börse gehandelt. Die Verbraucher als Vertragspartner gleichen dabei die Marktdifferenz zwischen Marktpreis und festem Vertragspreis aus, das sogenannte Settlement. Gemeinsam ist beiden Varianten der Stromlieferung die Absicherung der Belieferten gegen Strompreisrisiken, das sogenannte Hedging, sowie die Übertragung von Herkunftsnachweisen.
Mit Letzteren weisen die Unternehmen ihre grüne Stromversorgung nach. „Der marktgetriebene, ungeförderte Zubau der erneuerbaren Energien über PPA wird immer wichtiger“, begründet Corinna Ender, Vorsitzende der Geschäftsführung der Dena. „Virtuelle PPA sind in Deutschland und Europa vergleichsweise wenig verbreitet und aufgrund der vertraglichen Komplexitäten besonders herausfordernd. Das neue Vertragsmuster verringert die Transaktionskosten für Marktakteure und trägt dazu bei, das Modell für mehr Unternehmen branchenübergreifend in Deutschland zugänglich zu machen.“
Neben dem eigentlichen Vertragsmuster hat die Marktoffensive Erneuerbare Energien noch mehrere Begleitdokumente entwickelt. Diese sollen Unternehmen bei der Prüfung der individuellen Eignung von virtuellen PPA unterstützen. Diese Begleitdokumente behandeln ausführlich Vor- und Nachteile der beiden Modelle PPA und vPPA. Sie klären über wichtige rechtliche Aspekte wie finanzielle Bilanzierungsfragen auf. Vertragsmuster und Begleitdokumente wurden gemeinsam mit den Anwaltskanzleien DLA Piper und Gunnercooke sowie den Beratungsunternehmen Pexapark und Deloitte ausgearbeitet.
Foto: Velka Botička
