Unsere neue Web-App: PV-VermarktungsCheck
PV-VermarktungsCheck
Warum berechnen viele PV-Betreiber ihren projektspezifischen Marktwert bisher nicht?
Weil die Berechnung fachlich anspruchsvoll und in der Praxis hochkomplex ist. Fehlende oder unvollständige Lastgänge, Abregelungen, die Stundenregel nach § 51 EEG, anzulegende Werte und unterschiedliche Marktprämienlogiken machen eine belastbare Bewertung ohne tiefes Spezialwissen kaum möglich.
Genau dafür haben wir den PV-VermarktungsCheck entwickelt.
Die Anwendung bündelt unser Know-how aus Direktvermarktung, Marktprämienlogik, EEG-Regelungen und Lastgangbewertung in einer Web-App. Ziel ist es, PV-Projekte transparent, projektspezifisch und wirtschaftlich vergleichbar auszuwerten.
Typische Hürden löst der PV-VermarktungsCheck automatisch
Viele Informationen, die in der Praxis fehlen oder nicht eindeutig vorliegen, werden automatisch ergänzt, berechnet oder nachvollziehbar hergeleitet.
Kein Lastgang vorhanden?
Der Lastgang wird auf Basis von Standort, Ausrichtung und Modulneigung realitätsnah generiert. Dabei wird auch das Wetter des jeweils betrachteten Jahres berücksichtigt.
Lastgang unvollständig?
Fehlende Werte, beispielsweise aufgrund von Redispatch oder Direktvermarkterabregelungen, werden mit der Spitz-Light-Methode vervollständigt.
Stundenregel nach § 51 EEG unklar?
Die anzuwendende Stundenregel wird automatisch anhand der Anlagengröße sowie des Inbetriebnahme- oder Ausschreibungsdatums ermittelt.
Anzulegender Wert ungewiss?
Bei Nicht-Ausschreibungsanlagen wird der anzulegende Wert automatisch aus Anlagengröße und Inbetriebnahmedatum berechnet. Bei Ausschreibungsanlagen kann der Zuschlagswert direkt eingegeben werden.
Marktprämienberechnung unklar?
Ob die Berechnung auf Grundlage des Monatsmarktwerts oder des Jahresmarktwerts erfolgt, wird automatisch aus dem Inbetriebnahme- oder Ausschreibungsdatum abgeleitet.
Unterschiedliche Vermarktungsmodelle?
Die Abrechnung zum Spotmarkt und die Abrechnung zum Marktwert Solar werden auf derselben Datengrundlage gegenübergestellt. So lässt sich der wirtschaftliche Unterschied direkt erkennen.
Alle Ergebnisse transparent in einem Dashboard
Das Dashboard trennt die monatlichen Erlöse aus Vermarktung, Marktprämie und Abregelung. Zusätzlich werden projektspezifische Monats- und Jahresmarktwerte vor und nach Abregelung den offiziellen Marktwerten gegenübergestellt.
Das gezeigte Beispiel basiert auf einer 750-kW-Ost-West-Anlage in Kyhna und dem Lastgangjahr 2025.
Nicht nur der Preis, auch die betroffene Energiemenge entscheidet
Ein hoher Marktwert allein sagt noch wenig über das wirtschaftliche Ergebnis einer PV-Anlage aus. Entscheidend ist auch, wie viel Energie in den jeweiligen Monaten erzeugt, eingespeist oder aufgrund der Stundenregel abgeregelt wird.
Erzeugung vor und nach Abregelung
Für jeden Monat werden die potenzielle PV-Erzeugung und die nach Anwendung der Stundenregel verbleibende Energiemenge direkt gegenübergestellt.
Abregelungsanteil je Monat
Der prozentuale Abregelungsanteil zeigt, in welchen Monaten besonders große Teile der möglichen PV-Erzeugung wirtschaftlich verloren gehen.
Vergleich mit einer Deutschland-Anlage
Die projektspezifische Erzeugungsperformance und der Abregelungsanteil werden einer deutschlandweiten Referenzanlage gegenübergestellt.
Die größten Verluste entstehen ausgerechnet in ertragsstarken Monaten
Im dargestellten Beispiel sinkt die nutzbare Energiemenge im Mai von 115,0 MWh auf 68,2 MWh und im Juni von 118,3 MWh auf 67,0 MWh. Der projektspezifische Abregelungsanteil liegt in diesen Monaten bei über 40 Prozent.
Eine reine Jahresbetrachtung kann solche Effekte verdecken. Die monatliche Mengenanalyse zeigt dagegen genau, wann die Stundenregel den größten Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Anlage hat.
Spot-Abrechnung zeigt im Beispiel den höheren Projekterlös
Entscheidend ist nicht nur das Dienstleistungsentgelt des Direktvermarkters. Maßgeblich ist, welche Erlöse nach Abregelung, Marktprämie und vertraglicher Abrechnungslogik tatsächlich beim Anlagenbetreiber verbleiben.
68,27 €/MWh
Inklusive Abregelung und Marktprämie erreicht die Spot-Abrechnung im betrachteten Projekt den höheren projektspezifischen Wert.
61,73 €/MWh
Bei einer Abrechnung zum Marktwert Solar liegt der Projekterlös trotz identischer Anlage und identischer Erzeugungsmengen darunter.
+6,54 €/MWh
Der wirtschaftliche Vorteil liegt in diesem Beispiel eindeutig bei der Spot-Abrechnung.
Warum reicht ein Vergleich der Vermarktungsentgelte nicht aus?
Ein niedrigeres Dienstleistungsentgelt kann einen schlechteren projektspezifischen Erlös häufig nicht ausgleichen. Deshalb müssen Direktvermarktungsangebote anhand der vollständigen Erlöslogik bewertet werden und nicht nur anhand einzelner Kostenpositionen.
Der PV-VermarktungsCheck berechnet beide Modelle auf derselben Datengrundlage. Dadurch wird sichtbar, wie stark sich die gewählte Abrechnungsart tatsächlich auf den Jahreserlös auswirkt.
Welche Speichergröße ist für das konkrete PV-Projekt wirtschaftlich optimal?
Der PV-VermarktungsCheck bewertet nun auch den Einsatz eines Grünstromspeichers direkt auf Grundlage des projektspezifischen Lastgangs. Dabei wird nicht einfach der größtmögliche Speicher ausgewählt, sondern die wirtschaftlich beste Kombination aus Speicherleistung und Speicherkapazität ermittelt.
Kostenannahmen frei anpassbar
Investitionskosten je Kilowattstunde Speicherkapazität, Kosten je Kilowatt Leistung, Fixkosten und jährliche Betriebskosten können projektspezifisch verändert werden.
Mehrere Speichergrößen im Vergleich
Unterschiedliche Kombinationen aus Leistung und Kapazität werden einheitlich bewertet. Ausgewiesen werden Mehrerlös, Investition, ROI, Amortisation und jährliche Zyklen.
Marktprämie wird berücksichtigt
Die Auswertung zeigt nicht nur die zusätzlichen Vermarktungserlöse. Auch Veränderungen der Marktprämie durch den Speichereinsatz werden in der Wirtschaftlichkeitsrechnung berücksichtigt.
Netzanschlusslimit separat bewertet
Zusätzlich wird berechnet, ob der Speicher Abregelungen am Netzanschlusspunkt vermeiden und dadurch weitere Energiemengen für die Vermarktung retten kann.
Der größte Speicher ist nicht automatisch die beste Lösung
Im dargestellten Beispiel erreicht ein Speicher mit 3.000 kWh zwar einen höheren absoluten Mehrerlös von 58.899 Euro. Aufgrund der deutlich höheren Investitionskosten verlängert sich die Amortisationsdauer jedoch auf 13,4 Jahre.
Die Kombination aus 1.500 kWh Speicherkapazität und 750 kW Leistung bietet mit 11,0 Jahren Amortisationsdauer und 9,1 Prozent ROI das bessere Verhältnis aus Investition, Mehrerlös und Speicherauslastung.