Direktvermarktung erneuerbarer Energien

Was ist mit Direktvermarktung im Zusammenhang mit erneuerbaren Erzeugungsanlagen gemeint?

Unter Direktvermarktung versteht man den direkten Verkauf von Strom aus erneuerbaren Energiequellen an der Strombörse über einen Direktvermarkter. Die Direktvermarktung wurde 2012 für Strom aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen eingeführt – zunächst freiwillig, ab 1. Januar 2016 dann verpflichtend (§ 20 EEG) für alle Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW(p). Mit Inkrafttreten des Solarpaket I am 16.05.2024 ist die Direktvermarktung ab einer installierten Leistung von 200 kW(p) verpflichtend. Betreiber von Anlagen mit einer installierten Leistung bis zu 200 kW(p), die bisher der Direktvermarktungspflicht unterlagen, können künftig ihre Überschussmengen ohne Vergütung – aber auch ohne Direktvermarktungskosten – an den Netzbetreiber weitergeben. Die verpflichtende Teilnahme am Redispatch 2.0 besteht für Neu- und Bestandsanlagen ab 100 kW(p). Mehr zum Thema Redispatch 2.0 finden Sie auf unserer Webseite.

Seit wann ist die Direktvermarktung verpflichtend? Antwort: Die Direktvermarktung ist seit dem 1. Januar 2016 für alle Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW(p) verpflichtend. Ab dem 16. Mai 2024 wird sie für Anlagen ab 200 kW(p) verpflichtend.

Welche Direktvermarktungsformen gibt es – und welche ist die richtige für mich?

1. Geförderte Direktvermarktung: Diese Vermarktungsform kommt für alle Anlagen mit Anspruch auf EEG-Vergütung in Frage, beispielsweise PV- oder Biogasanlagen.
2. Sonstige Direktvermarktung: Die sonstige Direktvermarktung ist vor allem für KWK-Anlagen, ausgeförderte Anlagen (Erneuerbare und KWK) sowie Anlagen, die außerhalb des EEG-Regimes errichtet wurden, relevant.

Was ist ein PPA?

Das Kürzel PPA steht für „Power Purchase Agreement“ oder zu Deutsch „Stromabnahmevertrag“. Hier schließen ein Erzeuger sowie ein Stromverbraucher oder Stromhändler einen mehrjährigen Liefervertrag. In der jüngeren Vergangenheit wird diese Praxis auch bei Solarparks in Deutschland angewandt, die z.B. außerhalb der förderfähigen Flächenkulisse oder Größe nach EEG liegen. Ein PPA kann beispielsweise zwischen einem Solarpark-Betreiber sowie einem Industrieunternehmen abgeschlossen werden. Der Solarpark als Lieferant profitiert langfristig von gesicherten Einnahmen außerhalb des EEG, das Unternehmen profitiert als Verbraucher von festen und ggf. reduzierten Stromkosten sowie einer verbesserten Umweltbilanz durch die Abnahme von Grünstrom.

Welche technischen und organisatorischen Voraussetzungen müssen bei der Direktvermarktung gegeben sein?

Die Anlage muss einen leistungsgemessenen Zähler haben. Für EEG-Anlagen ab 25 kWp ist die  Fernsteuerbarkeit durch den Direktvermarkter verpflichtend. Dazu ist ein Datenlogger mit einer  Direktvermarktungsschnittstelle, einem Router sowie einem gültigen VPN-Zertifikat zwingend notwendig.

Was ist bei der Fernsteuerbarkeit zu beachten?

Erzeugungsanlagen in der Direktvermarktung müssen für den Direktvermarkter fernsteuerbar sein. Das ist im Erneuerbare-Energien-Gesetz (§ 10b EEG) gesetzlich festgeschrieben. Die Fernsteuerbarkeit ermöglicht dem Direktvermarkter jederzeit, die Ist-Einspeisung abzurufen sowie bei Bedarf zu reduzieren/hochzufahren. Diese Fernsteuereinrichtung ist unabhängig von der verbauten Fernsteuerbarkeit (z. B. Fernwirktechnik oder Rundsteuerempfänger) des Anschlussnetzbetreibers.
Mit Wirkung zum 1. Januar 2023 hat der Gesetzgeber §52 im EEG dahingehend geändert, dass Pflichtverstöße von Anlagenbetreibern nicht mehr durch eine Verringerung der EEG-Vergütung, sondern durch eine pauschale Strafzahlung an den Netzbetreiber zugunsten des EEG-Kontos sanktioniert werden. Der zugrundeliegende Systemwechsel führt in der Praxis dazu, dass Netzbetreiber gegenüber Anlagenbetreibern unabhängig vom Ausmaß des Verschuldens pauschale Strafzahlungen von 10 Euro je Kilowatt installierter Leistung pro Monat geltend machen. Davon betroffen sind neben Anlagen, die nach dem EEG gefördert werden, auch solche, bei denen die EEG-Vergütung bereits ausgelaufen ist.

Wie funktioniert die Vergütung in der Direktvermarktung?

Mit Start der Direktvermarktung tritt der Anlagenbetreiber in das „Marktprämienmodell“ ein. Die Vergütung nach dem Marktprämienmodell setzt sich aus zwei Zahlungsflüssen zusammen.

1. Zahlung vom Netzbetreiber
Besteht aus der Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem energieträgerspezifischen Marktwert. Ist der monatliche energieträgerspezifische Marktwert höher als der anzulegende Wert, wird für keine Anlage eine Vergütung vom Netzbetreiber ausgeschüttet. Für die Berechnung und Zahlstrom des Netzbetreibers gilt der Marktwert Solar bei Photovoltaik-Anlagen.

2. Zahlung vom Direktvermarkter
Diese erfolgt unabhängig vom Netzbetreiber. Der Direktvermarkter vergütet jede eingespeiste Strommenge mit dem jeweils in der Stunde am Strommarkt erzielten Strompreis.

Was ist der Marktwert?

Der Marktwert beschreibt den aktuellen Wert der Stromeinspeisung einer erneuerbaren Energiequelle. Da ein Großteil des erzeugten Stromes an Strombörsen gehandelt wird, bildet der Strompreis am Spotmarkt die Referenz für den Marktwert.
Der aktuelle Marktwert wird in Cent pro Kilowattstunde angegeben und errechnet sich aus dem Strompreis der jeweiligen Stunde multipliziert mit die Einspeisemenge in dieser Stunde. Der Marktwert Solar, bei Photovoltaik-Anlagen, ergibt sich als monatliches Mittel dieser Werte und wird häufig in € pro MWh angeben. Im Sommer, bei hohem Solarstromangebot, ist der Marktwert in der Regel niedriger als im Winter.

Hier finden Sie die Übersicht der Monatsmarktwerte auf www.netztransparenz.de

Was ist die Marktprämie?

Die Marktprämie ist eine EEG-umlagenfinanzierte Zahlung an Betreiber von Erneuerbare Energien Anlagen, die keine fixe EEG-Vergütung erhalten, sondern in der Direktvermarktung sind. Bei der geförderten Direktvermarktung erhält der Anlagenbetreiber vom Direktvermarkter den Börsenmarktwert seines Stroms und über den Netzbetreiber die Marktprämie, die den finanziellen Unterschied zwischen dem an der Börse erzielten Strompreis und der sonst erhaltenen EEG-Vergütung ausgleicht. Steigen oder fallen die Börsenerlöse, passt sich der Förderbetrag der Marktprämie automatisch an – so bleibt die Vergütung für den Förderzeitraum konstant.

Was ist der anzulegende Wert?

Marktprämie und Marktwert ergeben zusammen den anzulegenden Wert. Dieser anzulegende Wert ist im EEG definiert und garantiert dem Anlagenbetreiber eine fixe Vergütung über 20 Kalenderjahre. Die Marktprämie gleicht dabei immer die Differenz zwischen dem monatlich schwankenden Marktwert und dem gesetzlich zugesicherten fixen anzulegenden Wert aus.
Den anzulegende Wert finden Sie ebenfalls auf der Webseite Netztransparenz.de: www.netztransparenz.de. Er wird leistungsgewichtet berechnet. Beispielhaft ergibt sich danach für eine Photovoltaik-Anlage mit Inbetriebnahme 05/2020 und einer Leistung von 231 kW(p)  ein anzulegender Wert von 7,85 ct/kWh.

Ausfallvergütung – Bestimmungen und Fristen

Wenn die Frist zur Herstellung der Fernsteuerbarkeit nicht eingehalten werden kann oder die Direktvermarktung kurzfristig nicht umsetzbar ist, kann der Anlagenbetreiber in die Ausfallvergütung wechseln. Auf diese Weise werden Finanzierungs- und Planungsrisiken reduziert. Die Ausfallvergütung wird laut § 21 Abs. 1 Nr. 2 EEG als „Einspeisevergütung in Ausnahmefällen“ definiert und kann kurzfristig beantragt werden. Der Wechsel in die Ausfallvergütung erfolgt über den Netzbetreiber. Dieser stellt auf Anfrage des Anlagenbetreibers ein entsprechendes Meldeformular (vgl. Vorlage Bundesnetzagentur) zur Verfügung.

Auswirkungen negativer Strompreise im Rahmen der Direktvermarktung

Wenn eine Erzeugungsanlage bei negativen Strompreisen einspeist, erhält diese keine Erlöse, sondern muss für den eingepreisten Strom zahlen. In den Jahren 2024 und 2025 verringert sich gemäß § 51 Absatz 1 EEG 2023 der anzulegende Wert auf null, wenn der Spotmarktpreis im Verlauf von mindestens drei aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist. § 51 Absatz 1 EEG 2023 ist nicht anzuwenden auf Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 400 Kilowatt, wobei dann § 24 Absatz 1 entsprechend anzuwenden ist.

Informieren Sie sich über die kommenden Strompreise: Hier sehen Sie schon am Vortag, wie die stündlichen Börsepreise am Folgetag aussehen werden.

Optimieren Sie Ihre Einspeisung: Bei negativen Preisen können Sie ohnehin anfallende Stromverbräuche auf diese Zeiten verschieben, wie zum Beispiel das Laden Ihres Elektroautos aus Ihrem PV-Strom, das Auffüllen Ihrer Batterie, oder sonstige größere Stromverbraucher.

Wie entstehen negative Strompreise?

Strom ist eine Handelsware, die sich nur schwer speichern lässt. Zwar gibt es Speicherkapazitäten im Stromsystem, diese sind bisher aber bei weitem nicht ausreichend, um die Schwankungen zwischen Angebot und Nachfrage komplett abzufangen. Verbrauch und Erzeugung müssen daher im Stromnetz stets im Gleichgewicht gehalten werden. Negative Strompreise entstehen dann, wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt und das zusätzliche Angebot nicht exportiert werden kann. Typischerweise treten negative Strompreise dann auf, wenn die volatilen Stromerzeuger (Wind und PV) überproportional viel Strom einspeisen, beispielsweise bei hoher Sonneneinstrahlung und gleichzeitig starkem Wind. Sonn- und Feiertage mit niedrigen Stromverbräuchen, sind insbesondere auffällig.

Eine Übersicht negativer Stunden finden Sie auf den Seiten der Netzbetreiber:
 www.netztransparenz.de.