Die Börsenstrompreise liegen seit 3 Jahren im solarertragreichen Sommerhalbjahr dank viel PV-Einspeisung auf niedrigem Niveau oder gar im negativen Bereich. 2025 gab es schon 576 negative Börsenpreisstunden, 2026 wird ähnlich.

Sämtliche Neuanlagen 2027 werden bei negativen Börsenpreisen nicht vergütet und können nach 20 Jahren (mit viel Wertverlust) "nachvergütet" werden.

Entweder hat man also einen sehr "langen Atem" bzgl. der PV-Amortisationszeit einer herkömmlichen Voll- oder Überschuß-PV-Anlage oder man betreibt aktiv "Flexibilisierung" mit Speichern, E-Autos und Power to heat/to cool.

Im Webinar werden über alle Anlagengrößen und -arten hinweg die möglichen kurz- und langfristigen Vermarktungserlöse von PV-Strom ohne und mit "Flexibilisierungsmaßnahmen" dargestellt und in Szenariotechnik mit dem DGS Franken Programm pv@now miteinander verglichen. In diesem Zusammenhang wird auch das marktdienliche "Arbitrage-Trading" von PV- aber auch Netzstrom durch Speicher beleuchtet. Die höchsten Börsenstrompreise treten im solar ertragreichen Sommerhalbjahr in der Regel von 7 bis 10 Uhr morgens und abends zwischen 18 und 23 Uhr auf. Auch im Winter gibt es teils hohe Strompreisunterschiede und machen eine Zusatzerlös-Nutzung von Speichern und BiDi-E-Autos möglich.

Deutschlands PV-Seminator Michael Vogtmann von der DGS Franken hat sich der Thematik angenommen und erläutert Ihnen, für welche Anlagengrößen zwischen 10 kW und 20 MW mit welchen Netzeinspeisequoten zusätzliche Flexibilisierungsmaßnahmen anzuraten sind. Für jede Anlagengröße bringt er Praxisbeispiele mit vergleichenden Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen. Nach Besuch des Webinars bekommen Sie ein Gespür, wie Sie Ihren PV-Strom beim jeweiligen Projekt optimal vermarkten können.

Inhalte - Das EEG 2027 und seine Auswirkungen auf einspeisefähigen PV-Strom
- Einheitlicher EEG-Fördersatz 6,2 Ct , maximale Ausschreibungszuschläge für Freiflächen- und Gebäudeanlagen vs. Entwicklung Börsenstrompreise und Marktwert Solar 2020 bis Herbst 2026
- Übererlösabschöpfung mit dem neuen "Refinazierungsmodell", wie funtioniert das und warum stellt es kaum eine Erlösgefahr dar?
- Langfristprognosen durchschnittliche Börsenstrompreise 2026 bis 2060 auf Basis verschiedener Szenarien
- Voraussetzungen für den einmaligen Wechsel aus der EEG-Förderung hin zur (sonstigen) Direktvermarktung
- Wie funktioniert "freie sonstige Direktvermarktung" und wie hoch sind typische Vermarktungskosten?
- Potential des "Arbitragehandel" und Funktionsweise von modernen "Multi-Use"-speichern
- Flexibilisierung im "Strombilanzkreismodell" und im "Energy Sharing"- kaum Relevanz der Nichtvergütung bei negativen Börsenpreisen
- Typische Praxisbeispiele mit vergleichenden Wirtschaftlichkeitsprognosen für verschiedene Anlagenarten und -größen mit Eigenverbrauchsquoten deutlich unter und deutlich über 50 %
+ 10 bis 25 kWp Gebäudeanlagen
+ 25 bis 100 kWp Gebäudeanlagen und FF-Anlagen
+ 100 kWp bis 750 kWp Gebäudeanlagen
+ 100 kWp bis 1000 kWp FF-Anlagen
+ förderfähige Ausschreibungsanlagen Gebäude > 750 kWp, FF-Anlagen > 1000 kWp
+ ungeförderte große Gebäudeanlagen und PPA-FF-Anlagen zwischen 2 MWp und 100 MWp

Veranstalter Solare Dienstleistungen GbR

Referent:innen

Zielgruppe Vertriebsmitarbeiter:innen von Solarunternehmen, Anlagenbetreibende, Projektentwickler:innen, Investor:innen

Methodik Vortrag / Präsentation mit Fragerunde (per Chat-Funktion)

Internetfähiger PC und Headset oder Telefon

(Das Webinar wird nicht aufgezeichnet!)