Direktvermarktung zum monatlichen Marktwert Solar oder Wind

Viele Betreiber mit PV- oder Windenergieanlagen vermarkten ihren Strom noch immer in der Direktvermarktung zum monatlichen Marktwert. Dieses etablierte Vermarktungsmodell vergütet jede eingespeiste Kilowattstunde auf Basis des monatlich ermittelten Durchschnittspreises.

Für geförderte EEG-Anlagen kommt zusätzlich die gesetzlich definierte Marktprämie hinzu. In der Praxis liegen die Gesamterlöse damit häufig in einer ähnlichen Größenordnung wie die feste Einspeisevergütung für kleinere Anlagen unter 100 kWp.

Doch die Marktbedingungen haben sich verändert. Volatilere Strompreise, technologische Fortschritte und regulatorische Spielräume führen dazu, dass sich immer mehr Unternehmen für eine präzisere Form der Direktvermarktung entscheiden: die Abrechnung auf Basis viertelstündlicher Strombörsenpreise. Gerade im aktuellen Marktumfeld zeigen sich strukturelle Schwächen des Marktwertmodells deutlicher als noch vor wenigen Jahren.

Wie funktioniert die Direktvermarktung zum monatlichen Marktwert?

Beim Marktwertmodell erhält der Anlagenbetreiber den durchschnittlichen Strompreis eines Monats für seine eingespeiste Strommenge. Dieser sogenannte Marktwert Solar oder Marktwert Wind bildet einen technologie­spezifischen Durchschnitt aller Einspeisungen im jeweiligen Zeitraum.

Das Modell glättet damit sämtliche Preisschwankungen innerhalb eines Monats. Einzelne Hochpreis- oder Negativpreisphasen wirken sich nur anteilig auf den berechneten Durchschnitt aus.

Was auf den ersten Blick nach Stabilität klingt, führt in einem stark schwankenden Strommarkt zu wirtschaftlichen Nachteilen.

Nachteile durch die Vermarktung zum monatlichen Marktwert

1. Keine Abbildung von Preisspitzen

Der Strommarkt zeigt zunehmend extreme Preisausschläge – sowohl nach oben als auch nach unten. Hohe Preise entstehen häufig in Stunden mit geringer Einspeisung, etwa in den Morgen- oder Abendstunden oder bei geringer Wind- und Solarproduktion. Wenn PV- oder Windenergieanlagen genau in diesen Zeitfenstern Strom liefern, entsteht ein realer Mehrwert am Markt, mit dem sich hohe Einnahmen erzielen lassen. Das Marktwertmodell bildet diesen Mehrwert jedoch nicht ab.

Der geglättete Monatsdurchschnitt berücksichtigt nicht das individuelle Einspeiseverhalten einer Anlage zu verschiedenen Tageszeiten. Das führt dazu, dass Betreiber in Hochpreisphasen keine zusätzlichen Erlöse generieren können, während Preistiefs und sogar negative Strompreise in voller Höhe in die Berechnung einfließen.

Die Direktvermarktung zu aktuellen Strombörsenpreisen füllt diese Lücke und ermöglicht es, während Hochpreisphasen signifikante Mehrerlöse zu generieren und die Wirtschaftlichkeit von EEG-Anlagen zu steigern. (siehe Grafik unten)

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2. Keine wirtschaftliche Motivation für Flexibilität

Im Marktwertmodell spielt der Zeitpunkt der Einspeisung wirtschaftlich kaum eine Rolle. Die Vermarktungseinnahmen bleiben identisch, unabhängig davon, wann der Anlagenbetreiber Strom ins Netz einspeist. Damit gibt es im Marktwertmodell keine wirtschaftlichen Anreize für den Einsatz von Batteriespeichern, intelligenten Energiemanagementsystemen zur marktorientierten Einspeiseoptimierug. Das gilt auch für innovative Anlagendesigns, die gezielt mehr Erzeugung in den Morgen- und Abendstunden ermöglichen.

Investitionen in Flexibilität erzeugen unter diesen Rahmenbedingungen keinen zusätzlichen Erlös. Das hemmt Innovation und reduziert das Optimierungspotenzial moderner Anlagen.

In der Spot-Direktvermarktung hingegen orientiert sich die Vergütung direkt an den viertelstündlichen Börsenpreisen. Flexibilität wird messbar wirtschaftlich wirksam. Batteriespeicher, preisbasierte Abregelungsmechanismen und vorteilhafte Einspeiseprofile entfalten hier ihren tatsächlichen ökonomischen Wert.

3. Mangelnde Transparenz und unvorteilhafte Konditionen

Beim klassischen Modell vergütet der Direktvermarkter den Betreiber zwar auf Basis des Marktwerts, er selbst verkauft die eingespeisten Mengen jedoch zu stark schwankenden Preisen am Spotmarkt. Dadurch entsteht ein strukturelles Informationsgefälle.

Maßnahmen wie das Abregeln der Anlage in Phasen stark negativer Preise beispielsweise optimieren so nur die Marge des Vermarkters, ohne dass der Anlagenbetreiber davon profitiert. Die Vergütung für den Betreiber orientiert sich im Marktwertmodell nicht an den real erzielten Börsenerlösen, sondern am monatlichen Durchschnittspreis.

Sinkende Marktwerte – etwa durch hohe PV-Einspeisung im Sommer – wirken sich zusätzlich auf die Margen der Direktvermarkter aus. In der Praxis zeigen sich dann:

1. steigende Risikoaufschläge

2. Anpassungen von Vertragskonditionen

3. kürzere Vertragslaufzeiten

4. teurere Verlängerungsangebote

Mit der transparenten Vermarktung zu Spotmarktpreisen bei LUOX Energy vermeiden Sie viele dieser Probleme von vornherein und profitieren von stabilen Konditionen über einen längeren Zeitraum hinweg.

4. Sinkende Marktwerte in sonnenreichen Monaten

Ein besonders kritischer Punkt zeigt sich bei PV-Anlagen: Der Marktwert Solar fällt regelmäßig genau in den Monaten stark ab, in denen PV-Anlagen am meisten produzieren.

In sonnenreichen Sommermonaten wurden in der Vergangenheit Marktwerte von teilweise unter zwei Cent pro Kilowattstunde erreicht. Hohe Produktionsmengen treffen auf niedrige Durchschnittspreise – die Erlöse pro Kilowattstunde sinken deutlich.

Das Marktwertmodell bildet hier zwar den Durchschnitt korrekt ab, spiegelt jedoch nicht den tatsächlichen zeitlichen Wert einzelner Einspeisestunden wider.

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Erlösvorteile durch Direktvermarktung zu viertelstündlichen Börsenstrompreisen

Die Direktvermarktung zu viertelstündlichen Börsenpreisen ermöglicht eine deutlich präzisere Abrechnung. Jede eingespeiste Kilowattstunde wird zum tatsächlichen Marktpreis der jeweiligen Viertelstunde vergütet.

Das eröffnet mehrere wirtschaftliche Hebel:

• Nutzung von Hochpreisphasen
• gezielte Reduktion der Einspeisung bei negativen Preisen
• transparente Erlösstruktur
• maximaler wirtschaftlicher Nutzen von Flexibilität

Insbesondere Anlagen mit Batteriespeicher, intelligenter Steuerung oder vorteilhafter Ausrichtung profitieren von dieser Preisdynamik.

Doch auch ausgeförderte Anlagen oder jüngere Anlagen mit spezifischen Marktprämienregelungen bei negativen Preisen werden durch die Spot-Direktvermarktung deutlich rentabler: Mit LUOX Direktvermarktung werden diesen betroffenen Anlagen bei Negativpreisen automatisch abgeregelt, während der Eigenverbrauch bestehen bleibt. Dadurch werden deutliche Mehreinnahmen im Vergleich zum Marktwertmodell möglich.

Mehr Informationen zur automatischen Abregelung bei negativen Strompreisen finden Sie in unserem Wissensartikel: Automatische Abregelung von EE-Anlagen bei Negativpreisen

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Fazit: Durchschnitt reicht im volatilen Markt nicht mehr aus

Das Marktwertmodell hat über viele Jahre eine solide Grundlage für die Direktvermarktung geschaffen. In einem zunehmend volatilen Strommarkt stößt dieses Durchschnittsmodell jedoch an strukturelle Grenzen.

Die Direktvermarktung zu viertelstündlichen Spotmarktpreisen ermöglicht es, Preisspitzen gezielt zu nutzen, Verluste bei Negativpreisen zu vermeiden und von deutlich transparenteren Erlösentwicklungen zu profitieren. Die fortschreitende Digitalisierung, der Ausbau intelligenter Messsysteme und automatisierte Steuerungsprozesse machen es möglich, Marktpreisrisiken aktiv zu managen und Preisschwankungen wirtschaftlich zu nutzen. Damit entwickelt sich die Spotvermarktung vom innovativen Vermarktungsmodell für einzelne Betreiber zu einem zunehmend relevanten Vermarktungsstandard.

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