Wie funktioniert die Direktvermarktung von erneuerbaren Energien?
Die Direktvermarktung von Erneuerbaren-Energien-Anlagen ist bei neu errichteten Anlagen schon ab einer Peakleistung von 100 Kilowatt Pflicht. Doch welche Möglichkeiten haben Betreiber und welche Vor- und Nachteile haben das Marktprämienmodell, PPAs und die sonstige Direktvermarktung?
Auf einen Blick
Definition: Was ist Direktvermarktung?
Direktvermarktung bedeutet, dass Strom nicht pauschal vergütet, sondern aktiv am Markt verkauft wird. Kassierten die Betreiber von Wind-, Solar- und Biomasseanlagen in den Anfangsjahren meist eine feste Einspeisevergütung pro Kilowattstunde, ist Direktvermarktung mittlerweile der Standard bei größeren Erzeugungsanlagen.
Der Strom wird dabei typischerweise am Spotmarkt (z. B. Day-Ahead- oder Intraday-Markt) oder Terminmarkt der Strombörse verkauft oder über bilaterale Verträge (Over-the-Counter, kurz OTC). Viele Investoren beauftragen externe Direktvermarkter mit dem Handel und konzentrieren sich auf Entwicklung und Betrieb der Anlagen.
Was sind die Vorteile der Direktvermarktung?
Die Direktvermarktung fördert die Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien durch echte Preissignale. Dies gilt – geeignete netz- und marktliche Rahmenbedingungen vorausgesetzt – insbesondere gegenüber pauschalen Einspeisevergütungen.
Aus diesen Gründen muss laut § 21 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Deutschland erneuerbarer Strom aus Wind- und Solaranlagen mit einer Peakleistung ab 100 Kilowatt (kWp) – mit wenigen Ausnahmen – direkt vermarktet werden. Pauschale Einspeisevergütungen gibt es für Anlagen dieser Größenordnung im Grunde nur noch, wenn sie vor 2016 in Betrieb genommen wurden. Für Biogasanlagen gilt die Direktvermarktungspflicht schon zwei Jahre länger.
Allerdings steigen auch Betreiber älterer Anlagen zunehmend auf Direktvermarktung um – sei es, weil die auf 20 Jahre begrenzte Einspeisevergütung ausgelaufen ist oder weil ihnen die Direktvermarktung lukrativer erscheint.
Dazu trägt auch die seit 2023 schrittweise Einführung der Nullvergütung (Wegfall der Marktprämie) im Falle negativer Strompreise bei. Da die Grenzkosten von erneuerbarem Strom nahe Null liegen, haben Produzenten einen hohen Anreiz auch im Falle einer Markt(über)sättigung Strom einzuspeisen, wenn sie dafür eine Vergütung erhalten. Dies konnte bei Netzengpässen doppelte Kosten erzeugen – für die Abregelung (negative Ausgleichsenergie) und die Vergütung.
Wer übernimmt die Direktvermarktung?
Die Direktvermarktung wird in der Praxis meist von spezialisierten Stromhändlern übernommen. Nur große Energiekonzerne haben eigene Abteilungen oder ganze Tochtergesellschaften dafür. Kleinere Betreiber – egal, ob es sich um ganze Solar- und Windparks oder einzelne Erzeugungsanlagen handelt – legen diese verantwortungsvolle Aufgabe in die Hände professioneller Direktvermarkter.
Dies sind kleinere oder größere Stromhandelshäuser, die den Strommarkt mit seinen Chancen und Risiken sowie seinen teils sehr kleinteiligen Regularien genauestens kennen. Der Direktvermarkter kümmert sich dann nicht nur um Verkauf und Abrechnung, sondern auch um die systemrelevanten Marktrollen des Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) und des Einsatzverantwortlichen (EIV).
Für den Anlagenbetreiber ist der Direktvermarkter in der Regel der einzige Ansprech- und Geschäftspartner im Vertrieb. Mit diesem vereinbart er auch ein Vermarktungs- und ein Vergütungsmodell. Wie der Strom letztendlich in den Markt gebracht wird, obliegt jedoch allein dem Direktvermarkter, etwa ob er als reiner Händler an der Strombörse auftritt oder auch als eigenständiger Lieferant gegenüber Stromverbrauchern.
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Welche Vermarktungsmodelle gibt es bei der Direktvermarktung?
Bei der Direktvermarktung erneuerbarer Energien existieren mehrere Vermarktungs- und Erlösmodelle mit unterschiedlichen Chancen und Risiken. Die wichtigsten sind:
Vermarktungsmodell | Vorteile | Nachteile |
|---|---|---|
Geförderte Direktvermarktung | Finanzielles Sicherheitsnetz durch Förderung bei niedrigen Strompreisen | Umfangreiche Auflagen |
Sonstige Direktvermarktung | Weniger Auflagen Höchstes Ertragspotenzial | Risikoabsicherung muss vollständig selbst getragen werden Keine Förderung |
PPA (Power Purchase Agreement) | Weniger Auflagen | Individuelle Risikoanpassung kann teuer sein |
Systemdienstleistungen | Flexibel ergänzbare Erlösquelle | Sehr hohe technische Anforderungen an die Anlage |
Was ist das Marktprämienmodell?
Das Marktprämienmodell ist das zentrale Instrument der geförderten Direktvermarktung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Inzwischen gilt es für die meisten größeren EEG-Anlagen – unabhängig von der Technologie. Statt eine feste Einspeisevergütung pro Kilowattstunde zu beziehen, verkaufen Betreiber – beziehungsweise ihre Direktvermarkter – den Strom am Markt. Als EEG-Förderung erhalten sie dann vom zuständigen Netzbetreiber für jede eingespeiste Kilowattstunde zusätzlich eine Marktprämie.
Die Marktprämie ergibt sich aus dem Delta zwischen dem individuellen anzulegenden Wert der jeweiligen Anlage und dem monatlichen Referenzmarktwert (RMW). Je niedriger die Marktpreise also in einem Monat liegen, desto höher steigt die Marktprämie und umgekehrt. Liegt der Referenzpreis dagegen höher als der anzulegende Wert der Anlage selbst, sinkt die Marktprämie auf Null. Das heißt: Selbst wenn die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Marktpreis kleiner Null ist, wird keine negative Prämie berechnet, sondern die „Nullförderung“.
Durch diesen Mechanismus erleichtert die Marktprämie in Deutschland den wirtschaftlichen Betrieb Erneuerbarer-Energien-Anlagen, behält aber gleichzeitig den Anreiz bei, hohe Preise am Markt zu erzielen. Durch den starken Wettbewerb hat dies den volkswirtschaftlichen Nutzen, dass der durchschnittliche Strompreis sinkt. Denn: Je mehr Anbieter während Höchstpreisen Strom (auch aus Speichern) einspeisen, desto niedriger fallen die Höchstpreise letztlich aus.
Wie wird die Marktprämie berechnet?
Die Marktprämie wird berechnet nach der Formel:
Anzulegender Wert - Referenzmarktwert = Marktprämie
Der Referenzmarktwert (RMW) ist ein nach Anlage 1 EEG definierter Wert. Er bildet den monatlichen Durchschnittspreis ab, den eine Anlage mit einem standardisierten Einspeiseprofil am Spotmarkt erzielt hätte. Es handelt sich also um einen mengengewichteten Durchschnittspreis. Für Photovoltaik, Onshore-Windkraft und Offshore-Windkraft werden jeweils eigene Referenzmarktwerte ermittelt. Für alle anderen förderfähigen Erzeugungsarten (z.B. Biomasse, Geothermie und Wasserkraft) gilt der durchschnittliche Spotmarktpreis aller Energieträger. Der RMW wird von den Übertragungsnetzbetreibern nach Ablauf des Monats veröffentlicht und dient ausschließlich der Berechnung der im EEG beschriebenen Marktprämie.
Strompreise sind im Sommer niedriger, besonders ausgeprägt ist dies bei Strom aus PV-Anlagen. Hier kompensiert der hohe Preis die Erzeuger teilweise für die geringen Produktionsmengen.
Der anzulegende Wert (AW) ist im Gegensatz zum RMW anlagenspezifisch. Er wird inzwischen in aller Regel bei Unterbietungs-Auktionen im Rahmen von Förderausschreibungen ermittelt. Auf solchen Auktionen geben Anlagenbetreiber Gebote ab, die dann vom niedrigsten angefangen solange einen Zuschlag erhalten, bis alle Lose vergeben sind. Um die Chancen auf einen Zuschlag zu erhöhen, bieten die Betreiber tendenziell den niedrigsten anzulegenden Wert (in ct/kWh), zu dem sie bereit sind, eine Anlage in Betrieb zu nehmen. Das bedeutet: Sie bieten nicht den Preis, den sie tatsächlich gedenken zu erzielen, sondern sie kalkulieren die Marktprämie bereits mit ein.
Das Marktprämienmodell verschafft schwächeren Standorten ex ante einen relativen Vorteil, da sie höhere Gebote ansetzen müssen, um wirtschaftlich zu arbeiten. Im Falle eines Zuschlags erhalten sie dann – gemäß der Formel – eine etwas höhere Marktprämie als Anlagen an starken Standorten mit niedrigeren Geboten.
Bei der Onshore-Wind-Ausschreibung im Februar 2023 für die EEG-Förderung ab Mai 2023 wurde im Durchschnitt ein anzulegender Wert von 7,34 ct/kWh geboten. Für eine solche Anlage wurden zwischen Mai 2023 und Dezember 2025 die hier abgebildeten Marktprämien fällig.
Beispiel: Kalkulation des Gesamterlöses mit Marktprämie
Der genaue Erlös einer Anlage hängt in erster Linie von den tatsächlichen Wettergegebenheiten ab, die entscheidend für Zeitpunkt und Menge der Stromproduktion sind. Darüber hinaus spielen auch die Stromnachfrage und das Händlergeschick eine Rolle.
Um ein grobes Bild zu zeichnen, wie die Marktprämie wirkt, betrachten wir eine Onshore-Windkraftanlage, die bei der EEG-Ausschreibung im Februar 2023 den Zuschlag mit einem anzulegenden Wert von 7,34 ct/kWh erhielt, dem Durchschnittswert dieser Auktion. Die entsprechende Marktprämie (s. vorangegangenes Diagramm) wurde ab Mai 2023 fällig.
In diesem Beispiel nehmen wir exemplarisch an, dass die Direktvermarkter über den betrachteten Zeitraum genau den Durchschnittspreis aller Onshore-Windenergieanlagen erzielt haben – also den technologiespezifischen Referenzmarktwert. Es gilt daher:
Gesamterlös pro Kilowattstunde = Erzielter Marktpreis + Marktprämie
Die Marktprämie stützt die Erlöse der Anlagenbetreiber vor allem in Zeiten, in denen die Marktpreise niedrig ausfallen.
Was bedeutet „sonstige Direktvermarktung“?
Die sonstige Direktvermarktung (SDV) bezeichnet den Stromverkauf ohne Inanspruchnahme der EEG-Förderung. Die Erlöse hängen dann vollständig vom Marktpreis bzw. von individuell vereinbarten Lieferverträgen ab.
Dieses Modell wird zum einen bei Anlagen genutzt, die das Ende ihrer Förderung erreicht haben, aber noch wirtschaftlich betrieben werden können. Es gibt aber auch neue Projekte, die bei bisherigen Förderauktionen leer ausgegangen sind, gar nicht dafür angemeldet wurden oder deren Marktprämien-Förderung verfallen ist, weil die Anlage nicht rechtzeitig in Betrieb genommen wurde. Anlagen ohne technische Vorrichtung zur Fernsteuerung durch den Netzbetreiber sowie Projekte, die andere Förderungen beziehen, sind ohnehin von der Marktprämie ausgeschlossen.
Es gibt aber auch Betreiber, die freiwillig auf die EEG-Förderung verzichten. Dies hängt mit dem Doppelvermarktungsverbot nach § 80 EEG zusammen. Demnach darf für EEG-geförderten Strom kein Herkunftsnachweis (HKN) ausgestellt werden. Dies sind Zertifikate, mit denen Verbraucher belegen können, in welchem Umfang sie nachhaltig produzierten Strom nutzen. HKN haben einen eigenen, vom Strompreis unabhängigen Marktwert und können im Handel zusätzliche Erlöse generieren.
Betreiber von EEG-geförderten Anlagen haben theoretisch die Möglichkeit, monatlich von der GDV in die SDV zu wechseln. Allerdings zeigt die Erfahrung, dass es dabei gewisse Prozessrisiken gibt. Daher bevorzugen viele Direktvermarkter längere Zeiträume zum Wechsel zwischen den Vermarktungsmodellen.
Was sind Power Purchase Agreements (PPAs)?
PPAs sind langfristige Stromlieferverträge zwischen Anlagenbetreibern und Abnehmern. Es wird zwischen physischen PPAs, bei denen Strom tatsächlich geliefert wird, und synthetischen oder virtuellen PPAs, die als Absicherungsinstrument (Contract for Difference, kurz: CfD) fungieren, unterschieden. PPAs bieten langfristige Planungssicherheit, sind jedoch meist komplex in der Vertragsgestaltung (Preisformeln, Profilrisiken, Ausfallregelungen, Bonität). Zunehmend kommen allerdings standardisierte Produkte – auch Liquid PPAs genannt – auf den Markt, die eine höhere Transparenz und niedrigere Transaktionskosten mit sich bringen.
Grundsätzlich ist auch Strom, der über PPAs verkauft wird, förderfähig nach dem EEG. Allerdings dürfen wiederum keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden, auf die viele PPA-Kunden jedoch Wert legen.
Was sind Systemdienstleistungen?
Systemdienstleistungen sind Leistungen, die zur Stabilität und Sicherheit des Stromsystems erforderlich sind. In der Direktvermarktung spielen sie bisher nur eine ergänzende, aber zunehmend wichtige Rolle. Durch die Bereitstellung von Regelenergie
oder anderen Flexibilitätsdiensten können direktvermarktete Anlagen neben dem Stromverkauf zusätzliche Erlöse erzielen. Auch dadurch steigt die Marktintegration erneuerbarer Energien, während Betreiber Anreize erhalten, ihre Anlagen steuerbar, prognosefähig und netzdienlich auszulegen. Gleichzeitig wächst die Bedeutung einer professionellen Einsatz-, Prognose- und Bilanzkreisführung seitens der Direktvermarkter.
Welche Vergütungsmodelle gibt es in der Direktvermarktung?
In der Direktvermarktung gibt es zwei gängige Vergütungsmodelle: die Vergütung nach dem Referenzmarktwert (RMW) oder dem Anlagenmarktwert.
Wichtig ist hierbei zu beachten, dass die Wahl des Vergütungsmodells für die EEG-Förderung keine Rolle spielt: Die Marktprämie wird nicht durch den Direktvermarkter, sondern durch den zuständigen Netzbetreiber berechnet und direkt an den Anlagenbetreiber ausgeschüttet.
Wie funktioniert die Vergütung nach Referenzmarktwert?
Der Referenzmarktwert (RMW) ist wie gesehen ein zentraler Begriff aus dem EEG-Fördersystem. Er wird monatlich rückblickend von den Netzbetreibern für verschiedene Erzeugungsarten ermittelt. Wählt ein Anlagenbetreiber die RMW-Vergütung, erhält er vom Direktvermarkter für jede in dem Monat produzierte Kilowattstunde den entsprechenden RMW.
Der Direktvermarkter verkauft den Strom indes auf eigene Rechnung am Strommarkt und versucht für sich, den maximalen Erlös zu erzielen. Er übernimmt also das Preisrisiko des Produzenten.
Diese Vergütungsmethode hat zwei zentrale Vorteile für Anlagenbetreiber:
Wie funktioniert die Vergütung nach Anlagenmarktwert?
Der Anlagenmarktwert (AMW) ist der theoretische Marktwert einer konkreten Anlage. Die Vergütung berechnet sich aus dem Börsenpreis jeder Viertelstunde multipliziert mit der eingespeisten Strommenge während dieser Zeit.
Ein Beispiel: Eine Windkraftanlage hat an Tag X zwischen 12:00 und 12:15 Uhr 1000 Kilowattstunden Strom produziert. Der Day-Ahead-Preis für diese Viertelstunde lag bei 8 ct/kWh. Der Betreiber erhält für diese Viertelstunde also eine Vergütung von 80 Euro.
Der AMW zeigt damit die reale Wirtschaftlichkeit und die Vermarktungsleistung der jeweiligen Anlage. Wie bei der Referenzmarktvergütung ist es unerheblich, ob der Direktvermarkter die Umsätze am Spot- oder am Terminmarkt oder überhaupt an der Strombörse erwirtschaftet oder möglicherweise über Systemdienstleistungen oder im OTC-Handel.
Gegenüber der Vergütung nach Referenzmarktwert ergeben sich daraus folgende Vor- und Nachteile:
Welche Besonderheiten gibt es bei der Vermarktung von Innovationsausschreibungen?
Innovationsausschreibungen ergänzen die klassischen EEG-Ausschreibungen. Sie zielen auf Projekte mit besonderem systemischem Mehrwert ab. In der Regel sind dies Projekte, die am selben Netzanschluss verschiedene Erzeugungsarten – etwa PV und Windenergie – oder EE-Anlagen mit einem Großspeicher kombinieren, sodass eine besonders netzdienliche Einspeisung möglich wird.
Grundsätzlich stehen Projekten aus Innovationsausschreibungen die gleichen Vermarktungs- und Vergütungsmodelle offen wie anderen EE-Anlagen. Bei den Förderauktionen der Innovationsausschreibungen können diese Betreiber mit höheren Geboten erfolgreich sein als andere EEG-Anlagen und entsprechend höhere Marktprämien erhalten.
Allerdings müssen Projekte für die Zulassung bei Innovationsausschreibungen zusätzliche technische und konzeptionelle Anforderungen erfüllen. Im Betrieb dann ergeben sich weitere Restriktionen. So dürfen die Speicher beispielsweise nicht aus dem Netz beladen werden, da in diesem Fall – ähnlich wie bei PPAs – Graustrom in den Bilanzkreis geraten würde und den Förderanspruch erlöschen ließe.
Für Speicher gibt es jedoch diverse Vermarktungsmöglichkeiten. Insbesondere eignen sie sich für sogenannte Arbitragegewinne: In Niedrigpreisphasen kann Strom – aus der eigenen Erzeugungsanlage oder dem Netz – gespeichert und in Hochpreisphasen mit Gewinn wieder eingespeist werden. Oft verspricht daher eine sonstige Direktvermarktung auch bei kombinierten Projekten höhere Erlöse als eine EEG-Förderung.
Direktvermarktung als zentrales Element des Redispatch 2.0
Die Direktvermarktung spielt im Redispatch 2.0 eine zentrale operative Rolle.
Was ist Redispatch 2.0 überhaupt?
„Redispatch 2.0“ beschreibt die Weiterentwicklung des Redispatch-Regelwerks, um der wachsenden Menge erneuerbarer Energie Rechnung zu tragen.
Unter „Redispatch“ versteht man die Eingriffe der Netzbetreiber zur Vermeidung von Über- oder Unterversorgung: Kraftwerke werden je nach Stromnachfrage hoch- und runtergefahren, da sich Stromeinspeisung und -entnahme immer die Waage halten müssen.
Der Ausbau der Erneuerbaren hat neue Herausforderungen geschaffen. Nicht nur wegen ihrer bedingten Steuerbarkeit, sondern auch wegen regionaler Unterschiede bei der Nutzung. So kann zum Beispiel Windstrom aus der Ostsee theoretisch zwar im selben Augenblick in einer Industrieanlage in Baden-Württemberg verbraucht werden. Dies funktioniert allerdings nur, wenn die Übertragungskapazität ausreicht. Andernfalls müssen die Windräder gedrosselt und im Südwesten ein Kraftwerk hochgefahren oder Strom aus dem nahen Ausland importiert werden. Diesen Prozess nannte man „Einspeisemanagement“.
Mit Redispatch 2.0 wurde das Regelwerk auf die Erfordernisse einer dezentralen, teils unfreiwillig fluktuierenden Stromerzeugung angepasst. Seit Oktober 2021 werden Erneuerbare-Energien-Anlagen, die im Rahmen des Einspeisemanagements nur abgeregelt wurden, in zunehmendem Maße vollständig in koordinierte Redispatch-Prozesse eingebunden. Das heißt, Wind- und Solarkraftanlagen können auf halber Kraft gefahren werden, um auch kurzfristig steigende Bedarfe zu decken. Mit Redispatch 2.0 verschmelzen also Einspeisemanagement und Redispatch zunehmend miteinander.
Direktvermarkter übernehmen weitere Marktrollen
Im Zuge des Redispatch 2.0 übernehmen Direktvermarkter zunehmend Verantwortlichkeiten, die zuvor hauptsächlich Kraftwerksbetreiber und Netzbetreiber erfüllten. Mittlerweile bekleiden viele Direktvermarkter drei zentrale Marktrollen der Stromversorgung:
Die Arbeit von Direktvermarktern ist heute wesentlich komplexer als noch zu Beginn der Energiewende. Waren sie zunächst vor allem Dienstleister für die Betreiber von Wind- und Solarenergieanlagen, übernehmen sie inzwischen systemrelevante Aufgaben.
Häufig gestellt Fragen zur Direktvermarktung
Händler, die als Bilanzkreisverantwortliche (BKV) agieren, müssen gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die Erzeugung der Anlagen in ihrem Portfolio per Fahrplan anmelden, im Branchenjargon: nominieren. Dafür brauchen sie präzise Einspeiseprognosen, und diese hängen bei Windkraft und Photovoltaik vor allem an einem Faktor: dem Wetter. Liegt die Prognose daneben und die im Bilanzkreis vermarkteten Anlagen produzieren mehr oder weniger Strom als prognostiziert, drohen Kosten für Ausgleichsenergie. Wetterprognosen sind damit ein zentraler Erfolgsfaktor im Handel mit erneuerbaren Energien, auch wenn Anlagenbetreiber davon selten etwas mitbekommen. Das Risiko für Prognoseabweichungen tragen sie in aller Regel nämlich nicht.
Das ist in der Regel von vornherein klar geregelt: Händler, die erneuerbare Energien vermarkten, berechnen ein festes Entgelt pro vermarkteter Megawattstunde (MWh). Dieses Entgelt deckt meist mehr ab als nur die unmittelbaren Kosten des Handels, etwa für Personal, Börsenmitgliedschaft und die zu hinterlegenden Sicherheiten. Es ist auch eine Vergütung für die Risiken, die der Händler übernimmt, allen voran das eingangs beschriebene Prognoserisiko. Denn finanziell gerade stehen für Abweichungen zwischen prognostizierter und tatsächlicher Einspeisung in der Regel die Händler. Auch dies spiegelt sich im Preis wider.
Wie hoch das Risiko ausfällt, hängt stark vom Vermarktungsmodell ab. Im Marktprämienmodell tragen Direktvermarkter als Bilanzkreisverantwortliche das bereits beschriebene Bilanzkreisrisiko: Weicht die tatsächliche Einspeisung von der Prognose ab, auf deren Basis nominiert wurde, fallen Kosten für Ausgleichsenergie an. Das Preisrisiko bleibt dagegen nur zum Teil bestehen, denn die Förderung federt niedrige Marktpreise ab, zumindest bis zur Höhe des anzulegenden Werts der Anlage.
In der sonstigen Direktvermarktung, also ohne EEG-Förderung, fällt dieser Puffer komplett weg. Zum gleichen Bilanzkreisrisiko kommt hier das volle Spotpreisrisiko hinzu: Ohne Absicherung nach unten hängen die gesamten Erlöse von Betreibern und ihren Direktvermarktern an den Marktpreisen im jeweiligen Lieferzeitraum.
Kurz gesagt: Das Bilanzkreisrisiko ist in beiden Modellen gleich. Den Unterschied macht das Preisrisiko, das in der sonstigen Direktvermarktung ungedämpft durchschlägt.
Die Capture Rate zeigt, wie viel vom durchschnittlichen Marktpreis eine Wind- oder Solaranlage mit ihrer Erzeugung tatsächlich „einfängt“, gemessen am durchschnittlichen Day-Ahead-Preis im selben Zeitraum. Eine Capture Rate von 100 Prozent bedeutet: Die Anlage erlöst genau den Durchschnittspreis. Liegt sie darunter, erlöst die Anlage entsprechend weniger.
Bei Wind und Solar liegen die Capture Rates strukturell niedrig, und sie sinken tendenziell weiter, je mehr erneuerbare Energien ans Netz gehen. Der Grund liegt in der Merit Order: Solar- und Windanlagen in derselben Region erzeugen weitgehend gleichzeitig, eben immer dann, wenn die Sonne scheint oder der Wind weht. Das Angebot steigt also genau dann, wenn viele ähnliche Anlagen parallel einspeisen, und drückt die Preise in diesen Stunden nach unten, bei Überangebot bis in den negativen Bereich. Wind- und Solaranlagen erlösen deshalb systematisch weniger als der durchschnittliche Marktpreis: Ihre Erzeugung ballt sich in genau den Stunden, in denen ihre eigene Einspeisung und die ihrer Nachbarn die Preise drückt. Dieser Effekt wird oft als Kannibalisierungseffekt bezeichnet.
Ja. Auch wenn beide zu den fluktuierenden erneuerbaren Energien (FEE) zählen, stellen Solar und Wind die Direktvermarktung vor ganz unterschiedliche Herausforderungen.
Rampenverhalten: Solarstrom folgt einer gut vorhersehbaren Tageskurve, die mit Sonnenauf- und -untergang steigt und fällt. Ziehen Wolken durch, kann die Leistung allerdings binnen Minuten steil hoch- oder runtergehen mit entsprechend steilen Rampen. Wind verändert sich dagegen eher allmählich, dafür aber ebenfalls oft schwer berechenbar: Getrieben von Wetterlagen, die sich über Stunden statt Minuten verschieben, kann die Einspeisung bei Sturmfronten plötzlich und massiv ausschlagen.
Saisonalität: Die Solarerzeugung konzentriert sich stark auf die Sommermonate und die Tagesstunden. Wind weht tendenziell im Herbst und Winter stärker und kann rund um die Uhr Strom liefern. Die beiden Technologien ergänzen sich damit übers Jahr, wenn auch nicht perfekt.
Prognostizierbarkeit: Diese Unterschiede schlagen direkt auf die Prognosegüte durch. Vor allem Windprognosen sind in der Regel unsicherer als Solarprognosen, besonders über längere Zeithorizonte. Der Tagesverlauf von Solar ist vergleichsweise leicht vorherzusagen, zumindest an Tagen ohne wechselhafte Bewölkung.
Die Komplexität der Prognose ist damit einer von mehreren Faktoren, die beeinflussen können, wie Direktvermarkter ihre Entgelte für die jeweilige Technologie kalkulieren.
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