Negative Strompreise treten in Deutschland immer häufiger auf. Gleichzeitig verschärfen sich die Regeln bei der Marktprämie. Insbesondere für Betreiber von großen PV-Anlagen bedeutet das Erlösausfälle von über 20 %. Um in Zukunft richtige Entscheidungen zu treffen, braucht es für Betreiber vor allem eine transparente Sicht auf die individuellen Vermarktungserlöse. Doch die ist in der Praxis noch oft nicht ausreichend gegeben.
Die Bundesregierung plant im Rahmen der „Wachstumsinitiative“, ab Januar die Förderung von Erneuerbaren Energien bei negativen Strompreisen bereits ab der ersten Stunde zu streichen. Gleiches erwartet seit dem vergangenen Jahr gebaute Anlagen schrittweise bis 2027 (§ 51 EGG 2023).
Negative Strompreise treffen Projektierer und Betreiber von PV-Anlagen doppelt hart: Die staatliche Absicherung sinkt, während das Aufkommen negativer Strompreise signifikant ansteigt. Während es im Jahr 2022 nur 69 Stunden mit negativen Preisen gab, stieg dieser Wert in 2023 auf 301 Stunden an. Im aktuellen Jahr gab es bis Ende September bereits 415 Stunden mit negativen Preisen. Da die Preise meist dann ins Minus drehen, wenn Solarparks am meisten produzieren, würde das im laufenden Jahr einen Erlösausfall von über 20 % bedeuten, wie eine Analyse von node.energy zeigt. Im letzten Jahr lag der Erlösausfall noch bei rund 8 %. Der weiter geplante Ausbau von PV-Anlagen legt nahe, dass sich diese Entwicklung noch weiter verschärfen wird.
Während vor wenigen Jahren die Frage nach der Finanzierung und Rentabilität von PV-Projekten dank stabiler Erlöse einfach zu beantworten war, rückt der Blick auf die konkreten Vermarktungserlöse heute und in Zukunft ins Zentrum der kaufmännischen Betriebsführung. „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“, ordnet Matthias Karger, CEO von node.energy, die Situation ein.
Voraussetzung für fundierte Entscheidungen im neuen Energiemarkt ist maximale Transparenz über die aktuelle Erlössituation und Trends, um künftige Erlöse besser prognostizieren und alternative Vermarktungswege auf Basis aktueller Marktdaten und individueller Erzeugungsdaten bewerten zu können. Doch gerade daran mangelt es aktuell noch in der Praxis.
„Betreiber von Wind- und PV-Parks müssen für eine klare und umfassende Übersicht der Erlössituation ihres Portfolios meist einen hohen Aufwand betreiben. Branchenfremde Buchhaltungssoftware und manuelle Prozesse sind die Regel“, konstatiert Karger. So müssen Anlagenbetreiber nicht nur die notwendigen Energiedaten oftmals umständlich aus verschiedenen Quellen fehlerfrei zusammentragen, sondern zugleich die Abrechnungen des Direktvermarkters und Netzbetreibers inklusive Redispatch-Mengen erfassen. Auch die aktuelle und zukünftige Gesetzeslage muss für die korrekte Bewertung bedacht werden. Das macht eine schnelle und aktuelle Übersicht der Erlöse in der Praxis faktisch unmöglich.
Die Bundesregierung plant im Rahmen der „Wachstumsinitiative“, ab Januar die Förderung von Erneuerbaren Energien bei negativen Strompreisen bereits ab der ersten Stunde zu streichen. Gleiches erwartet seit dem vergangenen Jahr gebaute Anlagen schrittweise bis 2027 (§ 51 EGG 2023).
Negative Strompreise treffen Projektierer und Betreiber von PV-Anlagen doppelt hart: Die staatliche Absicherung sinkt, während das Aufkommen negativer Strompreise signifikant ansteigt. Während es im Jahr 2022 nur 69 Stunden mit negativen Preisen gab, stieg dieser Wert in 2023 auf 301 Stunden an. Im aktuellen Jahr gab es bis Ende September bereits 415 Stunden mit negativen Preisen. Da die Preise meist dann ins Minus drehen, wenn Solarparks am meisten produzieren, würde das im laufenden Jahr einen Erlösausfall von über 20 % bedeuten, wie eine Analyse von node.energy zeigt. Im letzten Jahr lag der Erlösausfall noch bei rund 8 %. Der weiter geplante Ausbau von PV-Anlagen legt nahe, dass sich diese Entwicklung noch weiter verschärfen wird.
Während vor wenigen Jahren die Frage nach der Finanzierung und Rentabilität von PV-Projekten dank stabiler Erlöse einfach zu beantworten war, rückt der Blick auf die konkreten Vermarktungserlöse heute und in Zukunft ins Zentrum der kaufmännischen Betriebsführung. „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“, ordnet Matthias Karger, CEO von node.energy, die Situation ein.
Voraussetzung für fundierte Entscheidungen im neuen Energiemarkt ist maximale Transparenz über die aktuelle Erlössituation und Trends, um künftige Erlöse besser prognostizieren und alternative Vermarktungswege auf Basis aktueller Marktdaten und individueller Erzeugungsdaten bewerten zu können. Doch gerade daran mangelt es aktuell noch in der Praxis.
„Betreiber von Wind- und PV-Parks müssen für eine klare und umfassende Übersicht der Erlössituation ihres Portfolios meist einen hohen Aufwand betreiben. Branchenfremde Buchhaltungssoftware und manuelle Prozesse sind die Regel“, konstatiert Karger. So müssen Anlagenbetreiber nicht nur die notwendigen Energiedaten oftmals umständlich aus verschiedenen Quellen fehlerfrei zusammentragen, sondern zugleich die Abrechnungen des Direktvermarkters und Netzbetreibers inklusive Redispatch-Mengen erfassen. Auch die aktuelle und zukünftige Gesetzeslage muss für die korrekte Bewertung bedacht werden. Das macht eine schnelle und aktuelle Übersicht der Erlöse in der Praxis faktisch unmöglich.
