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Direktvermarktung Photovoltaik - Was ist das?
Der erzeugte Solarstrom wird nicht zum festen EEG-Vergütungssatz an den Netzbetreiber verkauft, sondern direkt an der Strombörse vermarktet. Der Betreiber erhält eine variable Vergütung, die sich aus dem aktuellen Marktwert für Solarstrom und einer Marktprämie zusammensetzt.
Vorteile
- Möglichkeit zur Erzielung höherer Erlöse als mit der EEG-Vergütung
- Flexibilität bei der Nutzung des erzeugten Stroms
- Staatliche Marktprämie gleicht Schwankungen aus. Sinkt der Börsenstrompreis, steigt die Marktprämie – und umgekehrt.
- Sollte der Börsenpreis langfristig über dem anzulegenden Wert liegen, gibt es keine Marktprämie, weil der Betreiber dann schon durch den Stromverkauf höhere Erlöse erzielt.
- Mit Inkrafttreten des Stromspitzengesetzes im Februar 2025 können auch kleinere Anlagen mit einer Leistung ab 25 kWp an der freiwilligen Direktvermarktung teilnehmen
- Erforderlich für Neuanlagen ab 100 kWp
Laufzeit und weitere Nutzung
Beispiel 1: Marktprämienmodell mit Volleinspeisung
Ausgangslage
Ein Produktionsbetrieb errichtet eine PV-Anlage mit einer Leistung von 300 kWp und entscheidet sich für die Volleinspeisung des erzeugten Stroms in die Direktvermarktung. Die Jahresstromproduktion der Anlage beträgt im ersten Jahr ca. 280.000 kWh. Der Betrieb bezieht weiterhin seinen gesamten Strombedarf von 250.000 kWh zum aktuellen Industriestrompreis (Quelle: SMARD) von ca. netto 18 Cent/kWh.
Wirtschaftliche Betrachtung
- Erlös aus der Vermarktung: Angenommener Marktwert Solar: 9 Cent/kWh
- Marktprämie: Differenz zum anzulegenden Wert (angenommen: 11 Cent/kWh)
- Gesamterlös im ersten Jahr: (280.000 kWh * 9 Cent) + (280.000 kWh * 2 Cent) = 25.200 € + 5.600 € = 30.800 € netto pro Jahr
- Managementprämie: Drittanbieter, die die Direktvermarktung übernehmen, erheben in der Regel eine Gebühr von 0,2 bis 0,4 Cent/kWh. Bei 280.000 kWh wäre dies z. B. 280.000 kWh * 0,3 Cent = 840 € netto pro Jahr.
Berücksichtigung der Degradation
Mit einer jährlichen Degradation von 0,4 % sinkt die Stromproduktion über 21 Jahre auf etwa 254.500 kWh im letzten Jahr, was die Gesamterlöse über die gesamte Laufzeit reduziert.
Beispiel 2: Marktprämienmodell mit Überschusseinspeisung
Ausgangslage
Wirtschaftliche Betrachtung
- Eingesparter Netzbezug: 150.000 kWh * 18 Cent = 27.000 € netto Ersparnis (bei konstantem Strompreis)
- Erlös aus der Vermarktung: (130.000 kWh * 9 Cent) = 11.700 € netto
- Marktprämie: (130.000 kWh * 2 Cent) = 2.600 €
- Managementprämie: 130.000 kWh * 0,3 Cent = 390 € netto pro Jahr
- Gesamtertrag im ersten Jahr: 27.000 € + 11.700 € + 2.600 € – 390 € = 40.910 € netto pro Jahr
Einfluss steigender Strompreise auf die Wirtschaftlichkeit
Bei einer durchschnittlichen Strompreissteigerung von 3 % pro Jahr ergibt sich eine langfristig höhere Ersparnis:
- Gesamtersparnis ohne Strompreissteigerung: 150.000 kWh * 18 Cent * 21 Jahre = 567.000 € netto
- Gesamtersparnis mit 3 % jährlicher Strompreissteigerung: ca. 774.265 € netto
Einfluss der Degradation
Nach 21 Jahren beträgt die Stromproduktion noch ca. 254.500 kWh, wovon entsprechend weniger in den Eigenverbrauch und die Einspeisung fließt. Dies reduziert die Einsparungen leicht, jedoch bleibt die Wirtschaftlichkeit positiv.
Wirtschaftlichkeitsanalyse mit unterschiedlichen Kaufpreismodellen
Um die Wirtschaftlichkeit weiter zu veranschaulichen, nehmen wir drei verschiedene Kaufpreise für die Photovoltaikanlage an. Diese Kaufpreise variieren aufgrund von Faktoren wie den AC-Anschlusskosten und Nebenkosten wie z.B. den Gerüstkosten. Die Berechnung erfolgt für die Überschusseinspeisung mit Strompreissteigerung von 3 % pro Jahr und einer Degradation der Module von 0,4 % pro Jahr.
Annahmen
- Jährliche Stromproduktion (Start): 280.000 kWh
- Strompreis: 18 Cent/kWh netto (Aktueller Industriestrompreis)
- Eingesparte Netzbezugskosten pro Jahr bei Eigenverbrauch: 150.000 kWh * 18 Cent = 27.000 € netto
- Erlös aus der Vermarktung: 130.000 kWh * 9 Cent = 11.700 € netto
- Marktprämie: 130.000 kWh * 2 Cent = 2.600 € netto
- Managementprämie: 130.000 kWh * 0,3 Cent = 390 € netto
- Strompreissteigerung: 3 % p.a.
- Degradation der Module: 0,4 % p.a.
- Laufende Betriebskosten: wurden in diesem Fall nicht berücksichtigt, da diese immer individuell festzulegen sind
Berechnung der ROI und Stromgestehungskosten für die drei Kaufpreise
| Kaufpreis der PV-Anlage | Gesamtertrag über 21 Jahre (ohne Degradation) | Gesamtertrag mit Degradation | ROI (Über 21 Jahre) | Stromgestehungskosten (c/kWh) |
| 210.000 € netto | 859.110 € netto | ~812.000 € netto | ~287 % | ~6,9 Cent/kWh netto |
| 225.000 € netto | 859.110 € netto | ~812.000 € netto | ~261 % | ~7,4 Cent/kWh netto |
| 250.000 € netto | 859.110 € netto | ~812.000 € netto | ~224 % | ~8,3 Cent/kWh netto |
Erklärung der Berechnungen
- Gesamtertrag über 21 Jahre (ohne Degradation): Dies ist der Gesamtertrag aus eingespartem Netzbezug und Erlösen aus der Direktvermarktung über den Zeitraum von 21 Jahren.
- Gesamtertrag mit Degradation: Dieser Wert berücksichtigt die jährliche Degradation der Module (0,4 %), was zu einer leicht sinkenden Stromproduktion führt.
- ROI: Der Return on Investment wird berechnet, indem der Gesamtertrag über 21 Jahre durch den Kaufpreis der PV-Anlage geteilt und mit 100 multipliziert wird.
- Stromgestehungskosten (c/kWh): Dies sind die durchschnittlichen Nettokosten pro kWh Strom, die über den Betrachtungszeitraum von 20 Jahren entstehen.
Fazit
Die Direktvermarktung über das Marktprämienmodell kann wirtschaftlich attraktiv sein, insbesondere in Kombination mit Eigenverbrauch. Die reine Volleinspeisung lohnt sich eher für Anlagenbetreiber, die keine Möglichkeit zum Eigenverbrauch haben oder auf hohe Einspeiseerlöse setzen. Betriebe mit hohem Stromverbrauch profitieren hingegen am meisten von der Überschusseinspeisung, da sie Netzbezugskosten einsparen und gleichzeitig Erlöse aus der Direktvermarktung erzielen.
Nach Ablauf der Förderung bleibt die Anlage weiter nutzbar. Durch den Eigenverbrauch kann weiterhin Strom eingespart oder zu Marktpreisen verkauft werden, wodurch langfristige wirtschaftliche Vorteile bestehen bleiben. Eine detaillierte Wirtschaftlichkeitsanalyse vorab ist daher unerlässlich.
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