Mit der Möglichkeit zum EEG-konformen direkten Vermarkten von Solarstrom wächst die Zahl der Stromvermarkter. Das weicht die noch immer oligopolistisch geprägten Strommarktstruktur auf. Somit ist die Direktvermarktung ein Schritt in Richtung Marktdiversifikation und Marktdezentralisierung, also ein Schritt in Richtung Energiewende.

Zudem trägt die Direktvermarktung zur Optimierung von Systemen bei, mit denen sich volatile Energien regeln lassen. Somit macht sie die die Anlagen marktfähiger und verbessert die Kommunikation zwischen den Marktakteuren: Stromhändler, Dienstleister, Netzbetreiber und Ihnen als Anlagenbetreiber.

Trotz der Förderung über die Marktprämie bietet Ihnen die direkte Stromvermarktung als Vermarktungsmodell die Chance, dass Sie Erfahrungen am Markt sammeln und sich ein marktgerechtes Verhalten antrainieren, um schlussendlich eine höhere Rendite als mit der Einspeisevergütung zu kassieren. vor Ort vergleichen

Mit der EEG-Novelle von 2012 schuf der Gesetzgeber die erste Möglichkeit für Sie als Anlagenbetreiber, Ihren Solarstrom nicht mehr nur über die Einspeisevergütung, sondern direkt an Stromhändler zu verkaufen oder an direkte Abnehmer zu liefern (§ 33a EEG 2012). Weil mit der Direktvermarktung nicht gesichert war, dass sich die PV-Anlage auch tatsächlich rentiert, führte der Gesetzgeber mit dem EEG 2012 auch eine Art gleitende Marktprämie ein, die so hoch ist, wie die Differenz zwischen dem Marktwert des Stroms und der jeweils geltenden EEG Einspeisevergütung.

Die Direktvermarktung verursacht einen Mehraufwand für Sie als PV-Anlagenbetreiber. Deshalb führte der Gesetzgeber auch eine sogenannte Managementprämie ein, die jedes Jahr sinkt. Daraus ergeben sich im Vergleich zur festen Einspeisevergütung extra Mehrerlöse für Sie.

Die EEG-Novelle 2014 machte die bis dahin optionale Direktvermarktung für PV-Anlagen ab 500 Kilowatt (kW) Leistung zur Pflicht. Seit 2016 ist sie auch für kleinere PV-Neuanlagen ab 100 kW verpflichtend. Auf den Erlös aus dem Stromverkauf wird die gleitende Marktprämie in Form eines Aufschlags auf den durchschnittlichen Börsenpreis gezahlt, vorausgesetzt, Ihre PV-Anlage ist fernsteuerbar. Dafür entfällt die bisherige Managementprämie.

§ 51 des EEG 2017 regelt sogenannte negative Preise zusammengefasster Anlagen mit Inbetriebnahmedatum ab 1. Januar 2016 ab 500 kW. Es gilt demnach: Wenn es an wenigstens sechs aufeinanderfolgenden Stunden zu negative Börsenstrompreisen kommt, entfällt der EEG- Zahlungsanspruch für diese Anlagen gemäß § 51 EEG 2017.

Die Höhe der Marktprämie richtet sich gemäß EEG 2021 nach dem anzulegenden Wert für erneuerbaren Strom, den die Bundesnetzagentur mit Ausschreibungen ermittelt (§ 22 EEG: „Wettbewerbliche Ermittlung der Marktprämie“). Die entsprechenden Berechnungsvorschriften stehen in der Anlage 1 EEG (zu § 23a).

Für Strom aus Anlagen mit Inbetriebnahmedatum oder Zuschlagserteilung vor 2023 errechnet sich die Höhe der Marktprämie nach § 23a („MP“) aufgrund des energieträgerspezifischen Monatsmarktwertes, wobei der kleinste Wert Null beträgt.

Nach Auslauf der für 20 Jahre garantierten EEG-Einspeisevergütung können Sie Ihre PV-Anlage gemäß den geltenden Vorschriften weiterbetreiben. Sie wird dann gemäß dem Marktwert Solar vergütet. Dieser ist Bemessungsgrundlage für sogenannte ausgeförderte Solaranlagen (auch Ü20-PV- Anlagen genannt) bis 100 kW. Als deren Betreiber bekommen Sie eine geminderte Einspeisevergütung bis Ende 2027. Haben Sie bislang die Einspeisevergütung beansprucht, schließt sich die Vergütung nach Marktwert Solar nahtlos daran an.

Haben Sie dagegen die Marktprämie beansprucht, müssen Sie sich gemäß §§ 21 b und c EEG 2021 vor Ablauf der Förderung zwischen

• sonstiger Direktvermarktung

• und verringerter Einspeisevergütung für ausgeförderte Anlagen entscheiden.

Außerdem haben Sie dafür zu sorgen, dass die Netzeinspeisung einem Bilanzkreis zugeordnet ist (§ 4 Absatz 3 StromNZV). Sie müssen Ihrem Netzbetreiber den Wechsel der Vermarktungsmodi bis zum 30. November des letzten Förderjahres mitteilen.

Alternativ können Sie nach Ablauf der EEG-Förderung Ihren Solarstrom an einen Direktvermarkter verkaufen.

Ihren Wechsel in die „sonstige Direktvermarktung“ gemäß § 21 b Absatz 1 Satz 1 Nr. 4 EEG müssen form- und fristgerecht melden – gemäß § 21 b Absatz 1 Satz 2 EEG zum ersten Kalendertag eines Monats und gemäß § 21 c Absatz 1 EEG vor Beginn des jeweils vorangehenden Kalendermonats.

Mit dem EEG 2021 schuf der Gesetzgeber eine Möglichkeit zum Weitervergüten von Ü20-Anlagen, die keine EEG-Einspeisevergütung mehr bekommen. Anstelle der Direktvermarktung können Sie für diese eine verringerte Vergütung nach dem Marktwert Solar beanspruchen. Seit dem Jahr 2022 mindert sich für die Höhe der verringerten Einspeisevergütung der sogenannte anzulegende Wert (Jahresmarktwert) – und zwar nicht mehr um die festgelegten 0,4 Cent pro kWh. Stattdessen wird er um die tatsächlichen Kosten gemindert, die seitens der ÜNB für das Vermarkten des eingespeisten Stroms nach § 53 Absatz 2 Nr. II EEG entstehen.

Laut dem Senior Referent dezentrale Erzeugung beim Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne), David Krehan, würden die derzeit hohen Vorgaben verhindern, dass viele Betreiber kleinerer PV- Anlagen die Direktvermarktung als Vermarktungsoption überhaupt in Erwägung zögen. Daher fordere der bne eine Anpassung der Rahmenbedingungen.

Die Frage des pv magazine, ob kleinere PV-Anlagen in die Direktvermarktung einbezogen werden sollten, beantwortete Krehan mit der Aussage, dass die derzeitigen Vorgaben zum Direktvermarkten für kleinere Anlagen „völlig überzogen“ seien und noch aus einer Zeit stammen würden, in der ein förderfreier Ausbau von Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien in weiter Ferne schien.

Heute stünde jedoch zuverlässige Technik zu Verfügung, die ein zuverlässiges Messen und Bilanzieren der Anlagen sowie neue Vermarkungsformen und Quartierslösungen ermögliche. Während der bne nichts davon halte, die Direktvermarktung kleinerer PV-Anlagen gesetzlich vorzuschreiben, fordere der Verband

• einen konsequenten Abbau bürokratischer Hürden

• und einen offenen und flexiblen Vermarktungsrahmen, der Raum für Innovation und Wettbewerb schaffe.

Als Betreiber einer solch kleineren PV-Anlage wären Sie Kreahn zufolge somit unabhängig von den Einspeisevergütungen im EEG und Sie könnten Ihren Solarstrom an der Börse vermarkten. Dort würde einerseits der Wert des erzeugten Stroms und andererseits dessen Beitrag zum Klimaschutz belohnt.

Krehan erklärt gegenüber dem pv magazine weiter, dass die Marktwerte für PV-Strom seit mehr als einem Jahr die im EEG festgelegten Vergütungshöhen übersteigen würden. Das zeige sich demnach nicht zuletzt am gut gefüllten EEG-Konto. Eine attraktive Direktvermarktung von Strom aus dezentraler Erzeugung bedeute darüber hinaus einen förderfreien Ausbau der Solarenergie auch im Segment der kleinen PV-Anlagen.

David Krehan schätzte, dass 90 Prozent der rund elf Millionen Ein- und Zweifamilienhäuser in Deutschland, deren Dächer das Zeug zum Solardach hätten, auf den „klimaneutralen Fuel Switch“, also den Wechsel von fossilen Energien zu regenerativen, warten würden.

Extra Erlösoptionen über die reine Direktvermarktung hinaus seien ihm zufolge bedeutsame Treiber, um das Solardachpotenzial rasch zu heben. Krehan sagte, dass Sie als Anagenbetreiber zum Beispiel über Herkunftsnachweise für grünen Strom extra Einnahmen generieren könnten. Oder Sie würden von einer Anrechnung der Treibhausgasminderungen Ihres mit Solarstrom betankten E-Mobils profitieren. Dem bne-Experten zufolge stünden die aktuellen Rahmenbedingungen dem jedoch noch entgegen.

Krehan erklärte, dass das aktuelle System der Herkunftsnachweise für Ökostrom mit einer MWh auf große PV-Anlagen zugeschnitten sei. Es lasse somit mittlere und kleine PV-Anlagen unberücksichtigt. Er sagte weiter, dass allein die Kosten für die Registrierung aktuell häufig höher seien als die Erlöse, die Sie mit Ihrer kleine PV-Anlage erzielen könnten. Das liege unter anderem an den unverhältnismäßig hohen Anforderungen an die Zertifizierung. So müssten Sie Ihre Angaben im Herkunftsnachweis von einem externen Umweltgutachter bestätigen lassen. Und wenn Sie die Vermarktungsform wechseln wollten, wären einfachere und unbürokratische Regeln für kleinere PV- Anlagen begrüßenswert. Krehan forderte, dass beispielsweise Anlagen mit weniger als 100 kW Leistung keine Registrierungsgebühr zahlen und auch aus der Pflicht einer externen Begutachtung genommen werden sollten. Helfen würde ihm zufolge eine gemeinsame Kontoführung für Herkunftsnachweise für einzelne Anlagenbetreiber.

Über Solarstrom, der in privaten Ladesäulen für E-Autos genutzt werde, sagte Krehan, dass Sie diese derzeit nur pauschal als Beitrag zur Treibhausgasminderung geltend machen könnten. Die tatsächlichen Strommengen, die Sie direkt von Ihrer PV-Anlage zum „Tanken“ nutzen würden, falle unter den Tisch. Das sollte geändert werden, fordert Krehan, da moderne und intelligente Messeinrichtungen längst genauer arbeiten würden. Als PV-Anlagenbetreiber könnten Sie entscheiden, ob Sie

• einen Pauschalwert für Ihre Beiträge zur THG-Senkung anrechnen

• oder den wirklichen Verbrauch des E-Autos beim nicht-öffentlichen Laden geltend machen wollten.

Die Bundesregierung habe diese Schwäche laut Krehan bereits erkannt und in ihrem Entwurf des Masterplans Ladeinfrastruktur II eine entsprechende Maßnahme vorgeschlagen. Jetzt müsse das Umweltministerium rasch die gesetzlichen Voraussetzungen dafür schaffen, fordert Krehan

Die Frage des pv magazines, ob das auch neue Geschäftsmodelle mit sich bringe, bejahte David Krehan. Ihm zufolge lie0en sich Stromerträge aus dezentralen, erneuerbaren Erzeugungsanlagen in Zukunft vollautomatisiert an der Strombörse vermarktem und im Verbund virtueller Kraftwerke Systemdienstleistungen erbringen. Neue Vermarktungsformen wie

• Peer-to-Peer-Handel mit Blockchain,

• Quartierslösungen,

• lokale und regionale Energiegemeinschaften

• und Micro-Grids

würden einen neuen Solarboom begründen. Laut Krehan stünden die Unternehmen in den Startlöchern. Doch die Potenziale für die lokale Energiewende ließen sich nur heben, wenn Standards vereinheitlicht würden und die Digitalisierung fortschreite.

Krehan kritisiert zudem, dass man hierzulande über Jahre hinweg „kleinteilige Vorgaben für den Ausbau der Photovoltaik“ gemacht habe. So stehe im EEG immer noch „die sinnfreie Anforderung“, dass dezentralen PV-Anlagen steuerbar sein müssten (siehe oben).

Was dem bne-Experten zufolge bei großen Anlagen wichtig sei, verhindere jedoch förderfreie Vermarktungskonzepte bei kleinen PV-Anlagen – die sich in anderen EU-Staaten längst bewährt hätten.

Die Vorgaben zur Direktvermarktung von kleinen PV-Anlagen bis 30 kW sollten sich deshalb auf das Messen und Bilanzieren der erzeugten Strommengen beschränken, die Sichtbarkeit der Anlagen reiche Krehan zufolge aus. Die Technik sei demnach kein Problem. PV-Anlagen, Wärmepumpen, Elektroautos, Speicher ließen sich heute allesamt komplett digital steuern.

Abschließend erklärte Krehan dem pv magazine, dass Deutschland energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen brauche, die die Energiewende-Technologien in den Mittelpunkt stellten. Es fehle uns derzeit noch an Standards, digitalen Schnittstellen und an einer Transparenz im Zusammenspiel mit Netzen. Hier würden laut Krehan noch erhebliche Lücken bestehen, die zu schließen seien.

In seinem Positionspapier schlägt der bne konkrete Lösungen vor, um die Direktvermarktung von Solarstrom von kleinen Anlagen zu erleichtern.

1. PV-Anlagen, die bereits über ein intelligentes Messsystem (iMSys) angebunden seien oder bei denen ein solches auf dem Plan stehe, sollten leichter Zugang zur optionalen Direktvermarktung bekommen (zwischen 7 kW bis 100 kW).

2. Der Zugang zur Direktvermarktung solcher Anlagen brauche vereinfachte Regeln, vor allem bezüglich der veralteten Fernsteuerbarkeit. Eine „Sichtbarkeit der Anlagen“ reiche demnach aus.

3. Ob zum Messen und zur Übertragung der Messwerte auch extra Steuerungsfunktionen, zum Beispiel für die Batterielade-/Entladeleistung oder die marktliche Regelung der Anlagen, das sollte der Direktvermarkter entscheiden beziehungsweise sollte das im Direktvermarktungsvertrag geregelt sein. Mit der Pflicht zur Bilanzkreistreue müssten Direktvermarkter ordentlich wirtschaften und ungesteuerte Anlagen anderweitig ausgleichen.

4. Die Steuerungsfunktionen müssten, so sie denn vom Direktvermarkter überhaupt gewünscht seien, über ein iMSys erfolgen. Eine RLM-Messung sei unnötig (bei Anlagen zwischen 7 kW bis 100 kW).

5. Weil mit iMSys nicht alle Funktionen sofort zur Verfügung stünden, sollten Übergangsregeln für bestimmte Anwendungen vorgesehen werden.