Angesichts verzehnfachter Börsenstromhandelspreise und eines mit einem ähnlichen Faktor gestiegenen Windstrom-Marktwertes erscheint flexible Grünstromdirektvermarktung plötzlich attraktiv. Statt auf die vom Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) abgesicherten Festvergütungsmodelle zu setzen, können Windparkbetreiber sich nun mit klarem Verstand auch monatsweise für die Direktvermarktung ihres Stroms ohne Zahlung der sogenannten EEG-Marktprämie entscheiden. Diese glich bisher gemäß den EEG-Regeln die zu den EEG-Vergütungssätzen fehlenden Einnahmen aus den Strommärkten aus. Doch aktuell sind die Stromhandelspreise dauerhaft höher als die jeweiligen gesicherten Vergütungssätze, die das EEG mindestens zu erreichen verspricht und daher auch „anzulegender Wert“ nennt.
Gleichwohl dürften Betreiber von Windparks in der Praxis genau prüfen müssen, wie die von ihnen beauftragten Strom-Direktvermarktungsunternehmen damit verbundene Risiken am besten abnehmen können. Mit neuen gesetzlichen Regelungen wie dem „Redispatch 2.0“ oder auch zum Wegfall der Marktprämienzahlungen bei einem Grünstromüberangebot ab nur vier aufeinander folgenden Stunden mit negativen Stromhandelspreisen benötigen sie die Direktvermarkter mehr denn je als gute Navigierer – und das gerade auch bei einer Vermarktung ihres Stroms einzig nach dem Marktpreis.
So dürften die Negativpreisphasen zulegen, die im Marktprämienmodell gemäß der EEG-Novelle von 2021 nun schon bei einer Dauer von mindestens vier aufeinander folgenden Stunden die Marktprämienzahlungen ausfallen lassen. Vorher hatten ununterbrochene Negativpreisphasen erst ab einer Dauer von mindestens sechs Stunden zu entsprechenden Ausfällen der Marktprämienzahlungen geführt. Was das bedeutet, zeigen die Zahlen der Netzbetreiber: Während von der früheren Sechsstundenregelung im Jahr 2022 bisher nur 13 Stunden betroffen wären und im Falle bestehender älterer Anlagen auch noch sind, kommen die mindestens vierstündigen Negativpreisphasen 2022 schon auf zusammen 30 Stunden. Und weil bei der Direktvermarktung ohne Marktprämie jede Negativstunde zählt, da ohnehin kein EEG-Differenzausgleich zusätzlich zu den Börsenstromeinnahmen fließt, keine Marktprämie also, deshalb sind hierbei noch mehr Stunden betroffen. Die Redispatch-2.0-Reform wiederum, die seit dem Sommer vollständig greift, verlangt von den Windparkbetreibern eine noch exaktere Dokumentation ihrer Anlagenverfügbarkeiten als bisher für die Stromdirektvermarktung verlangt war. Mit dem Redispatch 2.0 können die Netzbetreiber nun nicht mehr nur Großkraftwerke sondern auch kleinere Wind- und Solarparks auf- und abregeln, wo eine flexiblere Feinsteuerung der Netze weniger Kosten für die Allgemeinheit verursacht und auch fürs Netz besser ist.
Weil Redispatch 2.0, aber auch eine mit zunehmenden Preisschwankungen hantierende Direktvermarktung auf gut vorhersagbare Erzeugungswerte angewiesen sind, bieten erste Direktvermarkter die Betriebsführung von Windparks als Dienstleistung gleich mit an. Zumindest ist das bei der Direktvermarktungssparte des ostdeutschen Energieversorger und Erneuerbaren-Anlagen-Betreibers Leag der Fall, ein gemeinsames Unternehmen der Lausitz Energie Bergbau AG und der Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG), das sich zum Grünstrom- und Energiewendedienstleistungs-Unternehmen umgestaltet.
Am Donnerstag, 15. September, 16-17 Uhr, informieren daher Referenten von Leag Energy Cubes über die Herausforderungen, Chancen und kluge Antworten im aktuellen Direktstromhandel. Und darüber, wie sich mit hohen und zugleich stark volatilen Handelspreisen richtig und gut umgehen lässt.
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