Wo hakt ´ s? Die drei Bremsklötze der behind-the-meter Flexibilitätsvermarktung
In mehreren früheren Blogbeiträgen (Flexibilitätsvermarktung von Behind-the-Meter Batteriespeichern: Modelle, Zielkonflikte und ein Benchmark zur Orientierung und Behind-the-Meter Speicher – Flexibilitäten sinnvoll nutzen, aber wie? Benchmark bringt Licht ins Dunkel) haben wir uns intensiv mit der Vermarktung von Behind-the-Meter-Flexibilität beschäftigt. Doch woran hakt es eigentlich in der Praxis?
Die Benchmarks zeichnen ein klares Bild: Die Multi-Use-Vermarktung ist wirtschaftlich attraktiv. Durch Revenue-Stacking lassen sich signifikante Zusatzerlöse generieren oder Kosten im Rahmen der Beschaffungsoptimierung deutlich senken – ein klarer Vorteil für Anlagenbetreiber. Und dennoch gibt es ein entscheidendes „Aber“, das sich im Wesentlichen auf drei zentrale Ursachen zurückführen lässt:
1. Mindset: Viele Anlagenbetreiber, die in Assets investieren, verharren noch im klassischen Denken der Eigenverbrauchsoptimierung und Spitzenlastkappung. Die Vorstellung, die Kontrolle über das eigene Asset einem Vermarkter zu überlassen, der es marktorientiert steuert und so die Gesamtwirtschaftlichkeit verbessert, wird oft als Risiko wahrgenommen – vor allem im Hinblick auf die Erfüllung der Spitzenlastkappung.
2. Lieferantenwechsel: Eine marktorientierte Nutzung der Flexibilität erfordert in der Regel den Wechsel des Stromlieferanten. Nur mit einem variablen Tarif und der korrekten Einbuchung der Flexibilität in einen oder mehrere Bilanzkreise lässt sich die Multi-Use-Vermarktung energiewirtschaftlich sauber umsetzen. Auch wenn variable Tarife gewisse Unsicherheiten mit sich bringen, eröffnen sie – wie Benchmarks zeigen – weit größere wirtschaftliche Potenziale.
3. Direktvermarktung: In klassischen Einsatzszenarien befinden sich viele PV-Anlagen weiterhin in der geförderten Direktvermarktung. Diese bietet durch die Marktprämie des EEG eine verlässliche Investitionsabsicherung. Wer jedoch das volle Potenzial der Multi-Use-Vermarktung ausschöpfen möchte, muss in die sogenannte sonstige Direktvermarktung wechseln – und verzichtet damit auf die feste Marktprämie.
Gerade bei anhaltend volatilen Marktbedingungen zeigt sich allerdings, dass auch die geförderte Direktvermarktung nicht das Nonplusultra ist. Denn mit der Zunahme negativer Börsenstrompreise – wie Studien prognostizieren, insbesondere durch die wachsende PV-Einspeisung – steigt das Erlösrisiko auch in diesem Modell deutlich. Die 4h-/6h-Regel führt dazu, dass in Zeiten länger andauernder negativer Preise keine Marktprämie ausgezahlt wird, obwohl der rechnerische Marktwert sinkt. Diese Kombination reduziert die Wirtschaftlichkeit und zeigt, dass auch im bisherigen Fördersystem erhebliche Unsicherheiten bestehen.
Wer langfristig stabilere und flexiblere Einnahmen erzielen will, sollte daher die sonstige Direktvermarktung als Option ernsthaft in Betracht ziehen. Gerade im Rahmen einer Multi-Use-Vermarktung können hier neue Erlöspfade erschlossen und Risiken aktiv gesteuert werden – bei gleichzeitig wachsender Unabhängigkeit vom klassischen Fördersystem.
Dreimal Risiko – aber ein Vielfaches an Chancen. Der von Energiekoppler entwickelte Benchmark (behind-the-Meter Speicher – Flexibilitäten sinnvoll nutzen, aber wie? Benchmark bringt Licht ins Dunkel) ermöglicht es, das wirtschaftlich optimale Einsatzszenario für eine Liegenschaft zu identifizieren, technische und energiewirtschaftliche Voraussetzungen zu bewerten und so Risiken gezielt zu minimieren.
Die Flexibilitätsvermarktung steckt zwar noch in den Kinderschuhen, doch mit zunehmender Preisspreizung an den Energiemärkten wächst das wirtschaftliche Potenzial rasant. Wer dieses Potenzial nutzen will, braucht ein offenes Mindset, verantwortungsvolle Partner – und die Bereitschaft zum Fortschritt.
Energiekoppler bietet mit dem Flexibilitätswerk die passende Lösung. Wenn Sie als EVU innovative Produkte für Anlagenbetreiber entwickeln möchten – sprechen Sie uns an!