Wie Sie mit PV-Anlagensplitting mehr herausholen können! 4.8 (19)

Anlagensplitting

Der Zubau von PV-Anlagen nimmt stetig zu, was wiederum die Zunahme negativer Preise am Strommarkt bedeuten kann. Um diese negativen Strompreise zu vermeiden und das Meiste aus Ihrer PV-Anlage herauszuholen, erklären wir in diesem Beitrag das PV-Anlagensplitting sowie die Unterschiede zwischen Voll- und Überschusseinspeisung.

Was ist der Unterschied zwischen Überschusseinspeisung und Volleinspeisung?

Die Wahl des richtigen Einspeisemodells ist entscheidend, um den größtmöglichen Nutzen aus Ihrer PV-Anlage zu ziehen. Grundsätzlich gibt es zwei Modelle , die für PV-Anlagenbetreiber infrage kommen: Überschusseinspeisung und Volleinspeisung.

Volleinspeisung

Bei der Volleinspeisung wird der gesamte von Ihrer PV-Anlage erzeugte Strom ins Netz eingespeist. Der Betreiber der PV-Anlage verbraucht den erzeugten Strom nicht, sondern verkauft ihn komplett an den Netzbetreiber. Der Netzbetreiber vergütet ihm im Gegenzug eine Einspeisevergütung. Der Anlagenbetreiber hingegen bezieht den Strom aus dem öffentlichen Netz.

Überschusseinspeisung

Bei der Überschusseinspeisung, oder Teileinspeisung, wird der von Ihrer PV-Anlage produzierte Strom primär für den Eigenverbrauch genutzt. Der überschüssige Strom, der nicht verbraucht wird, wird ins Netz eingespeist und entsprechend vergütet. Dieses Modell ist sinnvoll, wenn Ihre PV-Anlage mehr Strom produziert, als Sie selbst verbrauchen können, und Sie dennoch eine attraktive Vergütung für den eingespeisten Strom erzielen möchten.

Wann lohnt sich Überschusseinspeisung, wann Volleinspeisung?

Wenn der erzeugte Strom der PV-Anlage komplett in das Stromnetz eingespeist werden soll, spricht man von Volleinspeisung. Sobald jedoch der erzeugte PV-Strom auch vor Ort genutzt wird, handelt es sich um eine PV-Anlage mit Eigenverbrauch.

Bei Anlagen größer 100 kW(p) besteht seit 2016 die Direktvermarktungspflicht – egal ob in der Voll- oder Überschusseinspeisung. Ist der Eigenverbrauch über 30 %, wird die PV-Anlage bei uns über den Spotmarktpreis vergütet. Nun kann es aber passieren, dass PV-Anlagen mit Eigenverbrauch eine geringere Vergütung erhalten, wenn der Spotmarktpreis für eine längere Zeit negativ ausfällt. Wie Sie dennoch eine positive Vergütung für Ihre PV-Anlage mit Überschusseinspeisung erhalten, ist mit dem sogenannten PV-Anlagensplitting möglich.

Was bedeutet PV-Anlagensplitting und welche Vorteile bietet es?

Die EEG-Novelle 2023 hat einige Änderungen in der Photovoltaik mit sich gebracht. Mit der Einführung des §51 EEG 2023 verringert sich der anzulegende Wert auf null, wenn der Spotmarktpreis im Jahr 2024 mindestens 3 Stunden lang ununterbrochen negativ ausfällt, für die Jahre 2026-2027 verringert sich die Anzahl der Negativstunden sogar weiter. Diese Werte können sich jedoch noch ändern. Das betrifft aber nur PV-Anlagen größer 400 kWp (§51 Absatz 2 EEG), PV-Anlagen die unter die Grenze von 400 kWp installierter Leistung fallen, sind nicht von den negativen Strompreisen betroffen.

Durch das PV-Anlagensplitting können nicht nur die negativen Strommarktpreise auch für Anlagen größer 400 kWp vermieden, sondern auch ein höherer anzulegender Wert bei der Volleinspeisung realisiert werden. An folgendem Beispiel wird das PV-Anlagensplitting erklärt:

Sie besitzen eine Aufdach-Anlage mit 600 kWp mit Überschusseinspeisung und sind in der Direktvermarktung. Das bedeutet, dass ein Teil eigenverbraucht und der Rest ins Stromnetz eingespeist wird. Bei der Überschusseinspeisung erhalten Sie zwischen 100 und 1000 kWp eine Vergütung von 6,2 Cent/kWh. Jedoch wären Sie aktuell bei dieser Konstellation von den negativen Strompreisen betroffen.

Wenn Sie aber wissen, dass Ihnen eigentlich 250 kWp für den Eigenverbrauch ausreichen, können Sie Ihre PV-Anlage aufsplitten in Voll- und Überschusseinspeisung. Das bedeutet, dass Sie für die 250 kWp Überschusseinspeisung nach wie vor 6,2 ct/kWh erhalten, für die restlichen 350 kWp in der Volleinspeisung dann 9,4 ct/kWh und unter der 400 kWp Grenze liegen, womit §51 Absatz 2 EEG für Sie greifen würde. Demnach wäre der anzulegende Wert bei mehr als 3 Stunden negativer Spotpreise nicht gleich null und sie bekämen weiterhin die volle Vergütung.

Mit dem PV-Anlagensplitting erhalten Sie also in Summe mehr vom anzulegenden Wert. Wenn Ihre PV-Anlage in der Volleinspeisung eine Größe unter 400 kWp hat, ist sie von den negativen Spotmarktpreisen ausgeschlossen.

Welche Voraussetzungen müssen für ein PV-Anlagensplitting vorliegen?

Um sowohl eine Volleinspeisungsanlage und eine Überschusseinspeisungsanlage parallel in Betrieb zu nehmen, müssen einige Voraussetzungen erfüllt sein. Für das Anlagensplitting braucht es pro Anlage ein Messkonzept für den Messtellenbetreiber, das die abrechnungs- und bilanzierungsrelevanten Strommengen genau erfassen kann. Überdies benötigt der Direktvermarkter eine Direktvermarktungsschnittstelle pro Anlagenteil. Die PV-Anlagen(teile) stehen dann für sich und werden nicht zusammengefasst.

Für die erhöhte Vergütung in der Volleinspeisung muss außerdem die PV-Anlage ausschließlich auf, an oder in einem Gebäude oder an einer Lärmschutzwand angebracht sein. Wurde die PV-Anlage nach dem 01. Januar 2023 in Betrieb genommen, darf sie eine installierte Leistung von bis zu 1 MW haben, damit eine Volleinspeisevergütung beansprucht werden kann. Die Höhe des anzulegenden Wertes können Sie auch in unserem Beitrag zur EEG-Novelle 2023 einsehen. Außerdem haben mit Verabschiedung des Solarpakets I PV-Anlagen ab einer installierten Leistung von 750 kWp eine Ausschreibungspflicht.

Um das PV-Anlagensplitting durchführen zu können, muss der Anlagenbetreibende die Beantragung direkt beim zuständigen Verteilnetzbetreiber einreichen und ihm mitteilen, welche Anlage für die Überschuss- und Volleinspeisung geplant ist. Dabei muss bereits vor Inbetriebnahme der zweiten Anlage die Entscheidung mitgeteilt werden.

Die Vergütung beider Anlagen erfolgt dann getrennt voneinander.

Der Gesetzgeber ermöglicht den jährlichen Wechsel zwischen Volleinspeisung und Überschusseinspeisung.

Gut zu wissen: Mit dem Solarpaket I entfällt die Voraussetzung, dass beide PV-Anlagen(teile) sich auf demselben Gebäude befinden müssen!

Lohnt sich die Direktvermarktung für meine PV-Anlage überhaupt?

Wenn Sie Ihre PV-Anlage volleinspeisen, lohnt sich die Direktvermarktung nach wie vor, da Sie hier einen höheren anzulegenden Wert erhalten und auch attraktivere Erlöspotenziale haben – berechnen Sie hierzu einfach Ihr Ertragspotenzial mit unserem Rechner:

Für PV-Anlagen in der Überschusseinspeisung kommt es auf den Eigenverbrauchs-Anteil an. PV-Anlagen mit einem Eigenverbrauch bis zu 30 % haben mehr Vorteile in der Direktvermarktung, da sie wie für Volleinspeiser einen höheren anzulegenden Wert pro kWh erhalten als mit der EEG-Vergütung. Für Anlagen mit 30 % bis 90 % Eigenverbrauch kann das PV-Anlagensplitting attraktiver sein, wenn die Voraussetzungen für ein Splitting gegeben sind, da Sie sowohl die Vorteile in der Volleinspeisung genießen als auch den Eigenverbrauch nicht missen müssen! Nutzen Sie bei PV-Anlagen <= 200 kWp mehr als 90 % für den Eigenverbrauch, sollten Sie sich überlegen, ob es sich mehr lohnt über den zuständigen Netzbetreiber unentgeltlich einzuspeisen – nicht zu vergessen ist aber die dennoch einzuhaltende Redispatch 2.0-Pflicht.

Zufallsgewinnabschöpfung: Was Anlagenbetreibende beachten müssen 4.9 (255)

Zufallsgewinnabschöpfung

Die Abschöpfung von sogenannten Zufallsgewinnen bei der Stromproduktion, auch Überschusserlöse genannt, hat in den letzten Monaten für viel Aufruhr in der Energiebranche geführt. Mit Hilfe der Summen, die durch die Abschöpfung generiert werden, soll die Strompreisbremse finanziert werden. Ob Sie als Anlagenbetreibende von der Abschöpfung betroffen sind, welche Summe fällig wird und welche Pflichten Sie haben, erfahren Sie in diesem Artikel.

Hinweis: EnBW Interconnector übernimmt keine Gewähr für die Vollständigkeit, Richtigkeit und Aktualität der Angaben. Der vorliegende Blogbeitrag dient lediglich der Information und ersetzt keine individuelle Rechtsberatung.

Warum und in welcher Form wird abgeschöpft?

Unter anderem bedingt durch den Ukraine-Krieg haben Energieerzeuger unerwartet hohe Gewinne erzielen können. Verantwortlich dafür sind vor allem die stark gestiegenen Gas- und Strompreise. Mit den abgeschöpften Gewinnen soll die Strompreisbremse finanziert werden. Der Strompreis wird für die Verbraucher auf 40ct/kWh für 80% ihres prognostizierten Verbrauchs gedeckelt, um sie finanziell zu entlasten. Dabei bezieht sich der prognostizierte Verbrauch auf den Verbrauch 2021. In diesem Preis sind bereits alle sonstigen Kosten, wie Netzentgelte, Messstellenentgelte und die Umsatzsteuer enthalten. Für Netzentnahmestellen wird der Strompreis auf 13ct/kWh für 70% des Jahresverbrauchs 2021gedeckelt. In diesem Strompreis sind allerdings sonstige Kosten nicht beinhaltet und werden zusätzlich abgerechnet

Diese Gewinne sollen rückwirkend ab dem 1. Dezember 2022 abgeschöpft werden. Die Abschöpfung erfolgt quartalsweise.

Anhand der geltenden Preise am Spotmarkt, beziehungsweise anhand der Monatsmarktwerte für Wind- und Solaranlagen, wird die Höhe der Überschusserlöse kalkuliert. Auch die Ergebnisse aus der Direktvermarktung können berücksichtigt werden. Es werden 90% der erzielten Überschussgewinne abgeschöpft. Die Verantwortung für die Abschöpfung trägt der Anlagenbesitzer selbst. Die Pflicht zur Zahlung von Abschöpfungsbeträgen gilt zunächst vom 01.12.2022 bis zum 30.06.2023. Die Bundesregierung kann den Abschöpfungszeitraum jedoch noch bis zum 30.04.2024 verlängern.


Zu den genauen Verpflichtungen der Anlagenbetreiber erfahren Sie unten im Beitrag mehr.

Welche Anlagen sind von der Gewinnabschöpfung betroffen?

Grundsätzlich sind alle Anlagen ab einer Größe von 1 MW betroffen, bei denen Zufallserlöse anfallen. Bei Erneuerbaren Energien sind alle Anlagen außer Biomethan betroffen.

Stromzwischenspeicher werden ebenfalls abgeschöpft, wenn die zugehörige Erzeugungsanlage größer als 1 MW ist. Ausgenommen sind u.a. die Technologien Steinkohle, Erdgas sowie „Stand alone“-Speicher (bspw. Pumpspeicher oder Batteriespeicher ohne angeschlossene Verbraucher bzw. Erzeugungsanlagen).

Die Abschöpfung fällt ausschließlich auf den ins öffentliche Stromnetz eingespeisten Strom an. Sofern Sie also die erzeugte Energie ausschließlich für den Eigenverbrauch nutzen und Ihre Anlage größer als 1MW ist, sind Sie von der Abschöpfung ausgenommen. Jedoch besteht auch in diesem Falle eine Meldepflicht.

Bei Anlagenbetreibenden, die über mehrere Anlagen verfügen, ist im EEG die Installierte Leistung nach §3 Nr. 31 zu berücksichtigen. Das heißt, dass die Leistungen der Anlage gegebenenfalls zusammengerechnet werden. Mehrere Anlagen zählen als eine, wenn folgende Voraussetzungen erfüllt sind: Wenn sie sich in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden, sie förderberechtigt sind, sie zur selben Anlagenart gehören und die Inbetriebnahme in einem Zeitraum von 12 Monaten erfolgt ist.

Eine Ausnahme stellen Biogasanlagen dar. Hier zählen alle technisch und baulich notwendige Einrichtungen zu der Anlagengröße dazu. Bei diesen kommt es allein auf den Anlagenbegriff, der im EEG festgelegt ist, an.

Welche Aufgaben haben Anlagenbetreibende?

Die Anlagenbetreibenden tragen die Verantwortung für die Gewinnabschöpfung selbst. Sie müssen eigenverantwortlich berechnen, welcher Geldbetrag abgeschöpft wird. In einem Meldeportal, das von den Übertragungsnetzbetreibern eingerichtet wird, müssen bis zum 31. Juli 2023 alle wichtigen Daten zur Abschöpfung gemeldet werden. Diese Daten umfassen Informationen zur Anlage sowie – falls diese Form der Abschöpfung gewählt wird – die Daten des Direktvermarktungsvertrages. Darüber hinaus muss die Höhe des Abschöpfungsbetrags durch den Anlagenbetreibenden selbst berechnet werden. Die Daten über die Anlage, die übermittelt werden müssen, sind die Folgenden:

Wenn man sich für die Abschöpfung nach dem Sondermodell auf Basis des erzielten Markerlöses entscheidet, müssen folgende Vertragsdaten übermittelt werden:

Die Anlagenbetreibenden haben innerhalb von 4 Monaten und 15 Tagen nach Ablauf des Abrechnungszeitraums den erwirtschafteten Überschusserlös, den Abschöpfungsbetrag sowie eine Bestätigung, dass der Mitteilungspflicht gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber nachgekommen wurde, mitzuteilen.

Wenn interne Vermarktungsverträge bestehen (innerhalb eines Unternehmens/Gesamtschuldners), dann muss zusätzlich der Inhalt des Direktvermarktungvertrags mit einem Dritten sowie ein Nachweis für das Bestehen des Rechtsverhältnisses eingereicht werden.

Bei allen Meldungen muss darüber hinaus noch bestätigt werden, dass alle Angaben richtig und vollständig sind und dass die Rechtsfolgen von unrichtigen und unvollständigen Angaben bekannt sind.

Die Zahlung für den ersten Abschöpfungszeitraum wird rund zwei Wochen nach dem Meldungsstichtag, nämlich am 15. August 2023, fällig.

Wie die Berechnung des Überschusserlöses genau abläuft, erfahren Sie im nächsten Abschnitt. Wichtig zu beachten ist, dass Anlagenbetreibende auch die Mitteilungspflicht haben, wenn nicht abgeschöpft werden muss. Das ist der Fall, wenn der Abschöpfungsbetrag nach der Berechnung gleich oder kleiner null ist.

Wie berechne ich, welche Kosten anfallen?

Für Anlagenbetreibende, die keinen Direktvermarktungsvertrag haben, besteht nur die Möglichkeit, die Kosten nach dem Standardrechenmodell zu berechnen. Sie sind an diese Form der Kalkulation gebunden.
Sofern Sie sich in der Direktvermarktung befinden, liegt eine Wahlmöglichkeit vor. Sie können zwischen der Standardabschöpfungsmethode sowie der Abschöpfung nach tatsächlichen Erlösen wählen.

Von den Überschusserlösen werden 90% abgeschöpft. Grundsätzlich gilt diese Formel für die Berechnung des Abschöpfungsbetrages:

Abschöpfungsbetrag = 0,9 x Überschusserlös

Etwas schwieriger als die Berechnung des Abschöpfungsbetrages, gestaltet sich die Berechnung des Überschusserlöses. Im Folgenden erklären wir Ihnen, wie Sie diesen für verschiedene Anlagen berechnen.

Bei der Standardmethode wird der Überschuss nach fiktiven Erlösen berechnet. Dafür werden der Spotmarkterlös in einem Kalendermonat, bzw. bei Wind- und Solaranlagen die Erlöse auf Basis des energieträgerspezifischen Monatsmarktwertes, herangezogen. Das bedeutet, dass die stündlichen Einspeisemengen mit dem stündlichen Spotmarktpreis bzw. dem Monatsmarktwert multipliziert werden. Von diesem fiktiven Erlös wird der gesetzlich gestattete Erlös abgezogen.
Wie hoch dieser ausfällt, ist von der Anlagenform abhängig. Bei Wind und Photovoltaik beträgt er den anzulegenden Wert plus 3 Cent/kWh plus 6% des energieträgerspezifischen Monatsmarktwertes. Bei Biogas den anzulegenden Wert plus 7,5 Cent/kWh. Bei sonstigen Anlagen ist der gesetzlich gestattete Erlös der anzulegende Wert plus 3 Cent/kWh.

Das ist die Berechnung nach der Standardberechnungsmethode anhand eines Beispiels:

Standartberechnungsmethode bei der Zufallsgewinnabschöpfung
Standartberechnungsmethode bei der Zufallsgewinnabschöpfung

Überschusserlöse bei anlagenbezogener Vermarktung

Bei der optionalen Berechnungsmethode wird der Überschusserlös nicht auf Basis der fiktiven Markterlöse berechnet, sondern auf Basis der tatsächlich erzielten Markterlöse. Die Voraussetzung, dass diese Form der Berechnung verwendet werden darf, ist ein Direktvermarktungsvertrag, der vor dem 1. November 2022 abgeschlossen wurde. Ausgenommen von dieser Regelung sind Anlagen, dessen Inbetriebnahme erst nach dem 1. November 2022 erfolgte.

Bei dieser Berechnungsmethode wird der Überschusserlös durch den real erzielten Erlös (bspw. Erlös aus Direktvermarktungsvertag) minus des gesetzlich gestatteten Erlöses berechnet. Hier ist der gestattete Erlös allerdings niedriger als bei der Standardberechnungsmethode.

Bei Wind und Photovoltaik beträgt er den anzulegenden Wert plus 1 ct/kWh plus 6% des energieträgerspezifischen Monatsmarktwertes. Er ist also 2 Cent niedriger als in der Standardmethode. Bei Biogas besteht er – wie bei der Standardberechnungsmethode – aus dem anzulegenden Wert plus 7,5 Cent/kWh. Bei sonstigen Anlagen ist der gesetzlich gestattete Erlös der anzulegende Wert plus 1 Cent/kWh, ist also auch 2 Cent niedriger als bei der Standardberechnungsmethode. Allerdings können bei dieser Methode zusätzlich erlösrelevante Kosten, wie z.B. Direktvermarktungsentgelte oder unter Umständen auch Stromerlösabhängige Pachten angerechnet werden.

Der Grafik können Sie ein Rechenbeispiel für die optionale Berechnungsmethode entnehmen:

Optionale Berechnungsmethode bei der Zufallsgewinnabschöpfung
Optionale Berechnungsmethode bei der Zufallsgewinnabschöpfung

Die Direktvermarktungsform ist nicht entscheidend für die Abschöpfung. Die Höhe des Abschöpfungsbetrags ist lediglich abhängig davon, ob die Anlage noch eine EEG-Förderung hat oder nicht.

Die verschiedenen Berechnungsmöglichkeiten für den Überschusserlös werden hier aufgelistet:

EE-Anlagen in der Marktprämien-DV (§ 16 Absatz 1 Nr. 1 + 2 StromPBG)
EE-Anlagen in der sonstigen DV (§ 16 Absatz 1 Nr. 1 + 2 StromPBG)
Ausgeförderte Anlage (§ 16 Absatz 1 Nummer 2 StromPBG)

Bei Innovationsausschreibungen, die einen Zuschlag vor dem 01.12.2022 bekommen haben, wird eine fixe Marktprämie angerechnet, um den Überschusserlös zu ermitteln. Die Abschöpfungsmenge wird nach der Einspeisemenge multipliziert mit 100€/MWh plus 10€/Mwh (Sicherheitszuschlag) plus die fixe Marktprämie.

Einspeisemenge * 100 €/MWh + 10 €/MWh (Sicherheitszuschlag) + fixe Marktprämie

In der Praxis werden sich voraussichtlich die meisten Anlagenbetreibenden für die Standardberechnungsmethode entscheiden, da hier in den meisten Fällen der Abschöpfungsbetrag etwas niedriger ausfallen wird und mehr von den Gewinnen beim Anlagenbetreibenden bleibt.

Was passiert, wenn ich meine Pflichten nicht einhalte?

Wir empfehlen dringend, sich als Anlagenbetreibende ordnungsgemäß und fristgerecht zu verhalten. Wer gar nicht oder falsch meldet, begeht eine Ordnungswidrigkeit und riskiert rechtliche Konsequenzen, die einen Bußgeldrahmen bis zu mehreren Millionen Euro umfassen.

Wenn es zu einer Pflichtverletzung kommt, informiert der Verteilnetzbetreiber die Bundesnetzagentur. Danach wird eine Frist für die Nachbesserung gesetzt und die Überschusserlöse werden durch die Bundesnetzagentur selbst berechnet. Statt einer 90%igen Abschöpfung werden 100% der Übergewinne abgeschöpft.

Wenn die Absicherungsgeschäfte nicht ordnungsgemäß gemeldet wurden und dadurch die Überschusserlöse geringer ausfallen als sie sein sollten, dann erhöht sich der festgesetzte Beitrag um die die doppelte Differenz aus Soll und Ist.

Welche Kosten fallen bei der Direktvermarktung an? 4.1 (40)

Kosten für die Direktvermarktung

Die Direktvermarktung des Stroms aus erneuerbaren Energieanlagen ist bei Neuanlagen mit einer Leistung >100kW verpflichtend. Bei kleineren Anlagen stellt sich häufig die Frage, ob sich der Umstieg auf die Direktvermarktung finanziell lohnt. Damit Sie für Ihre Investition in eine Erneuerbaren Anlagen bestens vorbereitet sind, erklären wir Ihnen im Folgenden, welche Kosten anfallen und welche Vorteile Sie durch die Direktvermarktung erhalten.

Grundsätzlich kann man bei den Kosten, die für die Direktvermarktung anfallen, zwischen den Gebühren für die Hardware sowie einem monatlichen Vermarktungsentgelt unterscheiden.

Kosten für die Hardware

Um in die Direktvermarktung zu gehen, müssen an einer bestehenden Anlage einige Umrüstungen erfolgen.  

Bei der Hardware fallen vor allem Kosten für die Herstellung der Fernsteuerbarkeit an, die für die Direktvermarktung gesetzlich verpflichtend ist. PV-Anlagen in der Direktvermarktung sind außerdem verpflichtet, einen RLM-Zähler einzubauen – unabhängig der installierten Leistung. Ein RLM-Zähler erfasst den Leistungsmittelwert eines Stromverbrauchers je Messperiode. Anlagen ab 100kW respektive 35kW müssen durch den Netzbetreiber steuerbar sein (gemäß VDE Regeln). Neben der Steuerung werden Daten zur Ist-Leistung bzw. Einspeisung benötigt, um die Steuerung zu verifizieren und den Einfluss auf das Stromnetz bewerten zu können. Da dies in Echtzeit erfolgen muss, was wiederum nur über einen RLM-Zähler geschehen kann, ist der Einbau eines solchen Pflicht. 

Die Kosten für die Installation variieren je nach Messstellenbetreiber bzw. Verteilnetzbetreiber stark und liegen bei einem Betrag von bis zu mehreren tausenden Euro, die allerdings nur einmal fällig werden. Laufende Kosten sind die jährlichen Beträge des Messstellenbetreibers, der für den RLM-Zähler verantwortlich ist. Die Messstellenbetriebskosten betragen jährlich je nach Betreiber mehrere hundert Euro.

Ein Elektriker kümmert sich um die Herstellung der Fernsteuerbarkeit. Anlagen, deren Strom direktvermarktet wird, müssen durch den Direktvermarkter fernsteuerbar sein, denn der Direktvermarktungspartner muss die Einspeisung der Anlage anhand der Preisschwankungen an der Börse regulieren können. Das kostet mindestens 198 Euro, kann jedoch variieren und höher ausfallen. Eine Übersicht über unsere Fernsteuerbarkeits-Partner und die jeweiligen Details zu deren Produkten und Konditionen haben wir Ihnen auf einer separaten Seite zusammengestellt.

Kosten für die Direktvermarktung

Die Kosten für die Vermarktung decken auf der einen Seite die Kosten für die Direktvermarktung ab, auf der anderen Seite sind auch die Kosten zu Erfüllung der Pflichten zum Redispatch 2.0 enthalten. Der Direktvermarkter übernimmt die Rolle als Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der technischen Ressource (BTR).  

Pauschal lässt sich keine Angabe dazu machen, wie hoch das Vermarktungsentgeld in Summe für jede Anlage ist, da es von diversen, individuellen Faktoren abhängig ist wie zum Beispiel dem Eigenverbrauch.  

Um mehr über die potenziellen Kosten, aber auch die möglichen Erlöse zu erfahren, empfehlen wir Ihnen die Nutzung unseres Ertragspotenzialrechner. Dieser zeigt Ihnen nach Eingabe Ihrer persönlichen Anlagedaten die individuellen Kosten und Erlöse Ihrer Anlage an.  

So finden Sie die richtige Direktvermarktungsform für Ihre Anlage 4.9 (128)

So finden Sie die richtige Direktvermarktungsform für Ihre Anlage - Blogbeitragsbild

Nachhaltig erzeugten Strom in die Direktvermarktung zu geben, kommt für viele Anlagentypen in Frage. Beim Virtuellen Kraftwerk der EnBW unterscheiden wir zwischen 3 Formen der Direktvermarktung: EEG-Direktvermarktung, Sonstige Direktvermarktung und Post-EEG Direktvermarktung. Mit unserem einfachen Selbsttest erfahren Sie, welche Form die richtige für Ihre Anlage ist.

Welche Form der Direktvermarktung ist die Richtige für meine Anlage?

Welche Form der Strom Direktvermarktung ist die Richtige für meine Anlage? Infografik

EEG-Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell

Hat eine Anlage Anspruch auf die Einspeisevergütung für nachhaltigen Strom, kommt sie für die Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell in Frage: Seit der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2017 ist die Direktvermarktung für Neuanlagen ab 100 kW verpflichtend. Für Bestandsanlagen ist sie optional. In der EEG-Direktvermarktung verkaufen Anlagenbetreibende den Strom an einen Direktvermarkter. Im sogenannten Marktprämienmodell dieser Direktvermarktungsform erhalten Betreibende vom Netzbetreiber die Marktprämie und vom Direktvermarkter den Marktwert. Marktprämie und Marktwert ergeben immer mindestens den anzulegenden Wert, der der EEG-Vergütung entspricht. Der Marktwert schwankt je nach Verkaufspreis an der Börse, somit können die Erlöse über der EEG-Vergütung liegen, durch die Marktprämie aber nie darunter.

EEG-Direktvermarktung ist die richtige Form der Direktvermarktung für:

Sonstige Direktvermarktung

Hat eine Erzeugungsanlage keinen Anspruch auf die EEG-Einspeisevergütung, kann der Strom innerhalb der Sonstigen Direktvermarktung vermarktet werden. In dieser Vermarktungsform verkaufen Anlagenbetreibende ihren Strom ohne Inanspruchnahme der EEG-Förderung an der Börse oder an einen Direktvermarkter. Dies ist beispielsweise der Fall, wenn eine Anlage durch ihren Standort nicht für die EEG-Förderung qualifiziert ist, eine andere Förderung erhält oder freiwillig darauf verzichtet. Anlagenbetreibende erhalten in der Sonstigen Direktvermarktung nur den Marktwert ohne die Marktprämie ausbezahlt. Darüber hinaus entfällt in der Sonstigen Direktvermarktung das Doppelvermarktungsverbot für die Grünstromeigenschaft. Das bedeutet, dass in dieser Vermarktungsform Herkunftsnachweise des Stroms zusätzlich vermarktet werden dürfen.
Sonstige Direktvermarktung ist die richtige Form der Direktvermarktung für:

Post-EEG Direktvermarktung

Hat eine Erzeugungsanlage den Anspruch auf die EEG-Vergütung ausgeschöpft, kann der Strom in der Post-EEG Direktvermarktung vermarktet werden. Diese Form der Sonstigen Direktvermarktung betrifft also nur Anlagen, die 20 Jahre lang Anspruch auf die EEG-Förderung hatten, diese 20 Jahre allerdings nun überschritten sind. Wechseln Anlagenbetreibende bereits während des Zeitraums der 20-jährigen EEG-Förderung freiwillig in die Direktvermarktung, bietet sich nicht nur der finanzielle Vorteil gegenüber der EEG-Vergütung, sondern auch Vorteile beim Übergang in die nicht mehr EEG-geförderte Zeit und die Post-EEG Direktvermarktung – so erhält man beispielsweise weiterhin Erlöse ohne Zahlungsausfall in der Übergangszeit.
Post-EEG Direktvermarktung ist die richtige Form der Direktvermarktung für:

Die 6 Schritte bis zur Strom Direktvermarktung 5 (20)

Anlagen mit einer Energieerzeugung über 100 kWp sind seit dem EEG 2016 dazu verpflichtet, ihren Strom in die Direktvermarktung zu geben und ihn somit von einem Direktvermarkter an der Börse verkaufen zu lassen. Aber auch Anlagen, die kleiner als 100 kWp sind oder solche, die keinen Anspruch (mehr) auf eine gesetzliche Förderung haben, können von der Direktvermarktung profitieren. Dabei sorgen wir als Direktvermarkter dafür, einen guten Preis für Ihren Strom an der Börse zu erzielen. In den folgenden sechs Schritten zeigen wir Ihnen, wie Sie den Strom Ihrer Anlage schnell und einfach in die Direktvermarktung bringen. Außerdem haben wir eine Checkliste mit allen wichtigen Schritten erstellt, die Sie sich am Ende des Blogbeitrags kostenlos herunterladen können.

Schritt 1: Erlöse berechnen und Angebot anfordern

Über unsere Homepage gelangen Sie direkt zur Angebotsstrecke mit unserem Ertragspotenzialrechner. Dort geben Sie nur wenige Anlagedaten ein, wie beispielsweise Leistung und Erzeugungstechnologie und lassen Ihre geschätzten Direktvermarktungserlöse berechnen. In der Übersicht wird Ihnen ebenfalls die Höhe des Vermarktungsentgelts angezeigt. In nur 4 Schritten erhalten Sie ein unverbindliches Angebot.

Ihr unverbindliches Direktvermarktungsangebot

Jetzt unsere Angebotsstrecke ausfüllen und Ihr individuelless Angebot erhalten

Schritt 2: Angebot und Zugang zum Kundenportal erhalten

Wir erstellen auf Basis der von Ihnen angegebenen Daten ein individuelles Angebot. Dieses Direktvermarktungsangebot sowie die erstmaligen Login-Daten für das Kundenportal erhalten Sie über zwei separate E-Mails von uns.

Schritt 3: Vertrag abschließen und Stammdaten ergänzen

Entscheiden Sie sich für unser Angebot, können Sie das unterschriebene Dokument direkt im Kundenportal hochladen. In diesem Zuge benötigen wir weitere Informationen zu Ihrer Anlage, die Sie im Anschluss direkt im Kundenportal hinterlegen. Gleichzeitig haben Sie hier alle Vertragsdaten, offenen Aufgaben und Fristen im Überblick.

Schritt 4: Fernsteuerung für die Direktvermarktung herstellen

Jede EE-Anlage, die in der Direktvermarktung ist, benötigt eine für uns als Direktvermarkter zugängliche Fernsteuereinrichtung. Hierzu geben Sie einfach die im Kundenportal angefragten Informationen an und entscheiden sich für einen unserer drei Fernsteuerbarkeits-Dienstleister. Die von Ihnen hinterlegten Kontaktdaten der zuständigen Person für die Fernsteuerbarkeit werden an den entsprechend ausgewählten Servicepartner weitergeleitet, der Sie für einen Termin kontaktiert. Es erfolgt eine technische Abstimmung bzgl. der Anbindung und Fernsteuerbarkeit Ihrer Anlage.

Sobald die Fernsteuerbarkeit hergestellt ist, erhalten Sie vom Anbindungspartner ein Testprotokoll. Anschließend prüfen wir, ob die Anbindung in unser System erfolgreich war, führen einen finalen Fernsteuertest durch und protokollieren diesen Test als Nachweis. Danach müssen Sie die „Erklärung der Fernsteuerbarkeit“ im Kundenportal herunterladen und unterschrieben wieder hochladen. Wir leiten das Formular an den Netzbetreiber weiter, damit Sie zum Direktvermarktungsstart Ihre volle Vergütung erhalten.

Bitte berücksichtigen Sie die Einhaltung der Frist zum Nachweis der Fernsteuerbarkeit.

Schritt 5: Anlage zur Anmeldung beim Netzbetreiber freigeben

Sobald Sie alle notwendigen Daten im Kundenportal vervollständigt haben, geben Sie die Anlage zur Anmeldung an den Netzbetreiber frei.

Die Anmeldung führen wir zum nächstmöglichen Zeitpunkt durch. Um die Direktvermarktung zu Ihrem gewünschten Termin zu starten, müssen Sie bestimmte Anmeldefristen einhalten. Weitere Informationen finden Sie in unserem Blogbeitrag zu den Fristen für die Direktvermarktung.

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Sie möchten mehr über unsere Direktvermarktung erfahren?

Direktvermarktung für alle Anlagenarten und -größen – auch bei Eigenverbrauch

Schritt 6: Erlöse erhalten

Bestätigt der Netzbetreiber die Anmeldung der Anlage in die Direktvermarktung, informieren wir Sie über das Portal darüber.

Nun befindet sich Ihre Anlage in der Direktvermarktung und Sie erhalten ab dem Folgemonat Ihre Erlöse aus der Direktvermarktung. Dabei bekommen Sie von dem Netzbetreiber die Marktprämie und von uns den Marktwert ausbezahlt.

To-do während der Direktvermarktung: Redispatch-Pflichten erfüllen

Nachdem Sie im dritten Schritt einmalig Ihre Stammdaten in unserem Kundenportal gemeldet haben, können wir für Sie die verpflichtende Rolle als EIV & BTR übernehmen. Sie müssen zukünftig lediglich Ihre Nichtverfügbarkeiten über das Kundenportal an uns melden, damit wir diese an den zuständigen Netzbetreiber weitergeben können.

Ihr Weg in die Direktvermarktung!

Mit diesen Schritten steht Ihnen und der Direktvermarktung mit dem Virtuellen Kraftwerk der EnBW nichts mehr im Weg! Für eine schnelle Übersicht haben wir alle Schritte in einer Checkliste zusammengefasst, die Sie sich nachfolgend kostenlos herunterladen können. 

Alle 6 Schritte in die Direktvermarktung finden Sie in dieser Checkliste zum kostenlosen Download.

Was ist bei der Fernsteuerbarkeit von PV-Anlagen zu beachten? 5 (23)

Teaserbild: Was ist bei der Fernsteuerbarkeit von PV-Anlagen zu beachten?
Wer nachhaltigen Strom in die Direktvermarktung geben möchte, dessen Anlage muss vom Direktvermarkter fernsteuerbar sein – zusätzlich zur verpflichtenden Fernsteuerung des Netzbetreibers. Was genau das bedeutet, wie Sie die Fernsteuerbarkeit herstellen können und welche Rolle unser Kundenportal dabei spielt, erklären wir Ihnen in diesem Beitrag.

Was ist die Fernsteuerbarkeit?

Die Fernsteuerbarkeit ist eine technisch notwendige Voraussetzung für die Direktvermarktung: Anlagen, deren Strom direktvermarktet wird, müssen durch den Direktvermarkter fernsteuerbar sein, denn dieser muss die Einspeisung der Anlage anhand der Preisschwankungen an der Börse regulieren können.

Für Neubauanlagen ab 100kWp ist die Direktvermarktung seit 2017 verpflichtend. Mit der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) wurde die Direktvermarktung nach dem sogenannten Marktprämienmodell eingeführt: Anlagenbetreibende erhalten vom Direktvermarkter monatlich den Marktwert und vom Netzbetreiber die Marktprämie. Allerdings werden Anlagenbetreibende durch den Netzbetreiber pönalisiert, wenn diese nicht über eine Fernsteuerung für den Direktvermarkter verfügen. Mit der sogenannten Erklärung zur Fernsteuerbarkeit erteilen Anlagenbetreibende dem Direktvermarkter die Befugnis, die Ist-Einspeisung ihrer Anlage jederzeit abzurufen und sie bei Bedarf ferngesteuert reduzieren oder erhöhen zu können. Daher ist die Fernsteuerbarkeit der Anlage die Grundvoraussetzung für den Erfolg der Direktvermarktung.

Warum ist Fernsteuerbarkeit überhaupt notwendig?

Wenn es um die Menge an produziertem Strom durch Photovoltaik-Anlagen geht, spielt das Wetter eine große Rolle. In der Funktion eines Händlers vermittelt der Direktvermarktungspartner den eingespeisten Strom an die Strombörse, an welcher die Preise wie üblich durch Angebot und Nachfrage bestimmt sind. Treffen hohe und unkalkulierbare Erzeugungsmengen auf eine geringe Nachfrage, fallen an der Strombörse die Preise. Im drastischen Fall sinken diese sogar auf null oder in den negativen Bereich.

Um dies zu verhindern, muss es dem Direktvermarkter jederzeit möglich sein, die Ist-Einspeisung, d.h. die erzeugte Strommenge abzüglich des Eigenbedarfs, abzurufen und gegebenenfalls ferngesteuert zu reduzieren. Dadurch kann der Direktvermarkter in Echtzeit auf Preisschwankungen am Markt reagieren und die Einspeisemenge der Anlage anpassen. Um die Fernsteuerbarkeit für den Direktvermarkter sicherzustellen, muss der Anlagenbetreiber die erforderliche Technik rechtzeitig einrichten. Wie genau dieser Prozess abläuft, erfahren Sie in diesem Beitrag.

Ausführliche Informationen zu unseren Fernsteuerbarkeits-Partnern finden Sie hier

Welche Arten der Fernsteuerbarkeit gibt es?

Es gibt zwei Arten der Fernsteuerbarkeit. Die Herstellung der Fernsteuerbarkeit mit dem Netzbetreiber und die Herstellung der Fernsteuerbarkeit mit dem Direktvermarkter.

Was ist die Fernsteuerbarkeit mit dem Netzbetreiber?

Die Steuerung einer Anlage erfolgt in erster Linie nach den Vorgaben des Netzbetreibers. Üblicherweise betrachtet der Netzbetreiber dabei jedoch bloß den Netzzustand und verantwortet zudem, dass die eingespeiste Energie an die Verbraucher weitergeleitet werden kann. Die Anlagensteuerung durch den Netzbetreiber funktioniert in der Regel über Funkrundsteuerempfänger, Fernwerktechnik, analoge Signale oder digitale Signale. Anlagenbetreibende sind zum technischen Einbau einer solchen Steuerung verpflichtet. Sie ist gleich nach Errichtung der Anlage herzustellen und Grundvoraussetzung, bevor eine Anlage ans Netz der öffentlichen Versorgung angeschlossen werden kann.

Wie wird die Fernsteuerbarkeit mit dem Direktvermarkter hergestellt?

Für die Fernsteuerbarkeit des Direktvermarkters wird eine weitere Schnittstelle eingerichtet, sodass der Direktvermarkter einen direkten Zugriff auf die Anlagensteuerung erhält. Die größte Schwierigkeit bei der Direktvermarktung besteht darin, die richtige Einspeiseleistung auszuweisen. Hierfür gibt es unterschiedliche Messverfahren. Bei der Volleinspeisung entspricht die eingespeiste Energie der erzeugten Energie, sodass der Wert direkt aus der Anlagensteuerung entnommen werden kann. Besteht ein Eigenverbrauch, muss dieser gemessen und schließlich ausgewiesen werden. Für Neubeantragungen über 135kWp gilt seit 28.04.2019 eine neue Norm des Verbands VDE. Anlagenbetreibende müssen demnach eine Anlagensteuerung mit integrierter DV-Schnittstelle zur Verfügung stellen. Im Folgenden sowie in all unseren Beiträgen sprechen wir immer von der Fernsteuerbarkeit des Direktvermarkters.

Welche Voraussetzungen müssen bei der Fernsteuerbarkeit für eine Direktvermarktungsschnittstelle geschaffen sein?

Internetanschluss

Monatlich wird etwa 1 GB Datenvolumen durch die Direktvermarktung beansprucht. Zusätzliches Datenvolumen wird benötigt, wenn auch das Anlagenmonitoring über den Internetanschluss läuft.  Viele der Anlagen sind in das Mobilfunknetz eingebunden. Wir empfehlen folglich ein LTE Modem, da Deutschland auch zukünftig auf LTE setzen wird, während man das UMTS-Netz mit der Zeit abbaut. 

Anlagensteuerung / Wechselrichter

Anlagensteuerungen gibt es in verschiedenen Ausführungen. Dieser Punkt muss direkt mit dem Anlagenerrichter geklärt werden. Es muss beachtet werden, die Anlagensteuerung dazu zu befähigen, den zweiten Steuerungsrichter miteinzuschließen. 

Eigenverbrauch 

Zur Berechnung des Eigenverbrauchs und der sich daraus erschließenden Einspeiseleistung kommen Möglichkeiten wie eine eingebaute Messung der Anlagensteuerung zur Übertragung von Verbrauchs-Messwerten zum Einsatz. Das Setzen eines gewissen Wandlerplatzes geht dabei mit entsprechenden Investitionen einher. 

Einbauplatz 

Zusätzliche Geräte benötigen in Folge auch eine entsprechende Einbauplatz-Möglichkeit. 

Was müssen Anlagenbetreibende für die Fernsteuerbarkeit in der Direktvermarktung erledigen?

Schritt 1: Fernsteuerbarkeit Direktvermarktung im Portal abschließen
Schritt 2: Fernsteuerbarkeit Direktvermarktung im Portal abschließen
Schritt 3: Fernsteuerbarkeit Direktvermarktung im Portal abschließen
Schritt 4: Fernsteuerbarkeit Direktvermarktung im Portal abschließen
Schritt 5: Fernsteuerbarkeit Direktvermarktung im Portal abschließen
Fernsteuerbarkeit zusammengefasst:
Ihre To-dos, um den Fernsteuerbarkeitsnachweis zu erhalten
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Wie läuft die Fernsteuerbarkeit bei Neuanlagen ab?

Direkt im Anschluss an die Planung der Anlage geht es um das Festlegen der Steuerungstechnik. Wer von einer Direktvermarktung seines Stroms profitieren möchte, sollte bereits sehr frühzeitig den Direktvermarktungspartner einbinden, da dieser Aspekt bei der Auswahl der Steuerungstechnik eine wichtige Rolle spielt. Je frühzeitiger Sie uns bzw. unsere Fernsteuerbarkeits-Partner also in die Planung einbinden und uns Informationen zur Verfügung stellen, desto schneller können wir Ihnen mit Tipps für eine preiswerte und gut funktionierende Lösung helfen.
Parallel dazu erfolgt die Aufsetzung des Direktvermarktungsvertrags und die Eintragung in das dafür vorhergesehene Kundenportal. Mit uns als Ihr Direktvermarktungspartnerpartner sollten Sie etwa 2-6 Wochen für diesen Prozess vorsehen. 

Die darauffolgende Bestellung der Direktvermarktungs-Technik bei unserem Partner dauert im Normalfall etwa zwei Wochen. Es folgt die Montage der Technik, welche von Ihrem gewünschten Techniker in der Regel ohne Schwierigkeiten installiert werden kann. Vereinbaren Sie dann mit etwa zwei Wochen Vorlauf einen Termin bei Ihrem Technik-Partner, um die anschließende Inbetriebnahme der Anlage mit einem Test der Fernwirkanbindung durch den Energieversorger durchzuführen. So zeigt sich direkt, ob die verbaute Technik korrekt funktioniert. Mit dem Abregelungstest erfolgt schließlich der Startschuss für die Direktvermarktung. Dieser Test liefert den Nachweis für den Netzbetreiber, dass die Fernsteuerbarkeit Ihrer Anlage über den Direktvermarkter funktioniert und ist insofern sehr wichtig, da es ansonsten zu Pönalisierungen kommen kann. Mit der finalen Errichterbestätigung bzw. dem Inbetriebnahmeprotokoll Ihres Technik-Partners sowie dem Fernsteuerbarkeitsnachweis Ihres Direktvermarkters erbringen sie den Nachweis zur Vermeidung von Pönalisierungen (§ 10b EEG 2023) und bekommen somit die volle Vergütung. 

Welche Fristen müssen bei der Fernsteuerbarkeit beachtet werden?

Bereits vor Vertragsabschluss kann die Fernsteuerbarkeit in unserem Portal angegangen werden. Was kostet die Fernsteuerbarkeit und was kommt alles auf Sie zu? Treten Sie hierzu rechtzeitig in Kontakt mit Ihrem Technik-Partner.
Die Fernsteuerbarkeit muss bis Ende des Folgemonats der EEG-Inbetriebnahme (d.h. der erstmaligen Inbetriebsetzung der Anlage nach Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft) oder bis spätestens zum Start der Direktvermarktung hergestellt werden. Wenn Sie sich fragen, welches Datum beim Netzbetreiber gilt, wenden Sie sich an Ihren Netzbetreiber, um die genaue Frist zur Herstellung der Fernsteuerbarkeit zu erfahren. In unserem zum Thema „Fristen: Bis wann muss ich meine Anlage für die Direktvermarktung anmelden?“ erfahren Sie außerdem alles zu den Fristen für den Fernsteuerbarkeitsnachweis.

Was passiert, wenn die Fernsteuerbarkeit nicht rechtzeitig hergestellt wird?

Bei einer Fristverzögerung – sprich Sie befinden sich bereits in der Direktvermarktung, die Fernsteuerbarkeit ist aber noch nicht hergestellt – ist es möglich, dass Ihnen der Netzbetreiber für den angefangenen Monat keine Marktprämie erstattet. Wir empfehlen Ihnen folglich die unbedingte Einhaltung der Fristen. 

Fernsteuerbarkeit: FAQ

Die Fernsteuerbarkeit ist eine technisch notwendige Voraussetzung für die Direktvermarktung: Nur wenn diese über einen Partner von Interconnector GmbH hergestellt wurde und wir als Direktvermarkter die Anlage fernsteuern können, kann die Marktprämie vom Verteilnetzbetreiber ausgezahlt werden.

Dass Anlagen in der Direktvermarktung fernsteuerbar sein müssen, ist im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gesetzlich vorgeschrieben. Der Direktvermarkter muss die Fernsteuerbarkeit der Anlage beim Netzbetreiber (VNB) nachweisen. Nur dann erhalten Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber die Marktprämie ausbezahlt. Es gilt dringend zu beachten, dass die Fernsteuerbarkeit des Netzbetreibers (VNB) unabhängig von der Fernsteuerbarkeit des Direktvermarkters ist.
  • Im Kundenportal unter dem Punkt „Fernsteuerbarkeit“ einen unserer Partner-Fernsteuerbarkeits-Dienstleister auswählen
  • Nach Auswahl im Portal wird der Anlagenbetreibende bzw. der Ansprechpartner für die leittechnische Anbindung durch den Partner kontaktiert, um die Herstellung der Fernsteuerbarkeit zu beauftragen (Es handelt sich hierbei um eine gesonderte Beauftragung bei einem separaten Fernsteuerbarkeits-Dienstleister.)
  • Termin vereinbaren, um einen Techniker des Anbieters die Fernsteuerbarkeit überprüfen zu lassen
  • Der Partner für die Fernsteuerbarkeit meldet uns die Anlage anschließend als testbereit und es wird durch uns ein finaler Fernsteuertest durchgeführt, um die Funktionsfähigkeit nachzuweisen und bei Erfolg wird der Nachweis in das Portal hochgeladen
  • Im Portal im letzten Schritt die Vorlage „Erklärung zur Fernsteuerbarkeit“ herunterladen, diese unterschreiben und wieder hochladen
  • Interconnector GmbH versendet den Nachweis sowie die unterschrieben Erklärung zur Fernsteuerbarkeit an den zuständigen Verteilnetzbetreiber.

Bei Interconnector GmbH ist derzeit nur ein RLM-Zähler zulässig, kein Smart Meter.
Außerdem ist die Fernsteuerbarkeit der Anlage durch den Direktvermarkter Pflicht, um eine Auszahlung des Erlöses zu erhalten.

Ihr Ansprechpartner für alle technischen Fragen ist Ihr ausgewählter Fernsteuerbarkeits-Partner. Jetzt Kontakt aufnehmen. Erste Informationen finden Sie hier.

Alle Fragen rund um das Portal beantwortet Interconnector GmbH. Bitte senden Sie eventuelle Fragen an anbindung@interconnector.de

Solar-Log, Amperecloud und ServiceZeit.com/IntegraSUN sind unsere Partner für die Herstellung der Fernsteuerbarkeit. Alle Informationen finden Sie hier.

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Pierre Fees, Head of Renewables Sales

Mit voller Energie in Elternzeit 4.9 (35)

Das Thema Elternzeit ist in Unternehmen so präsent wie nie, denn auch für werdende Väter wird eine Auszeit im Sinne der Familie immer attraktiver. Doch obwohl auch Männer immer häufiger in Elternzeit gehen, zeigen Studien, dass nur 25 % der Deutschen, die den Anspruch auf Elternzeit geltend machen, Männer sind. Während Frauen im Schnitt 14,5 Monate in Elternzeit gehen, sind es bei Männern durchschnittlich gerade einmal 3,7 Monate. Dass es auch anders geht, zeigt unser Kollege Florian Vetter. Denn er hat den Schritt gewagt und sich auf und davon gemacht – in zwei Jahre Elternzeit. Wir haben mit ihm gesprochen und er hat uns verraten, wie es zu dem Entschluss kam und wo er sich jetzt gerade befindet

Ein unkonventioneller Weg

In unserer Gesellschaft ist es immer noch unüblich, dass ein Vater mehr als zwei Monate Elternzeit in Anspruch nimmt. Diese Realität schürt Erwartungen und sozialen Druck: Viele Väter fragen sich, ob sie sich das in ihrem Job rausnehmen können oder dürfen. Für viele gilt die Aufopferung für den Beruf schließlich noch immer als Statussymbol. Das zeigt: Als (männliche) Führungskraft für längere Zeit in Elternzeit zu gehen ist ein eher unkonventioneller Weg, doch für unseren Kollegen Florian genau die richtige Entscheidung.

Nach langer Zeit mit viel Raum für Arbeit und wenig Zeit für Familie, war es für ihn allerhöchste Zeit seine Prioritäten zu überdenken und die Arbeit an den Nagel zu hängen – jedenfalls für eine gewisse Zeit. Er ist der Überzeugung, dass man auch anders mit der Situation hätte umgehen können, doch er verrät uns, dass es für ihn nur die eine Option gab: „Ich bin ein ganz-oder-gar-nicht-Typ. Und da erschienen mir zwei Jahre Zeit nur für die Familie als genau das Richtige. Hinzu kommt, dass die Welt zu bereisen mein Kindheitstraum ist. Meine Frau hat auch sehr schnell Gefallen an der Idee gefunden und dann haben wir Nägel mit Köpfen gemacht.“ Eine kurze Auszeit war somit also ausgeschlossen und es musste was Längeres her.

Ich bin dann mal weg

Zwei Jahre rumsitzen war für Florian und seine Familie definitiv keine Option, die gemeinsame Zeit sollte für neue Erfahrungen und Erinnerungen als Familie genutzt werden. Also hieß es: Sachen packen und nichts wie weg. Über zwei Monate sind die vier jetzt schon mit ihrem Camper unterwegs – Österreich, Italien, Slowenien, Kroatien und Montenegro haben sie auf ihrer Liste schon abgehakt. Momentan sind sie in Albanien, umgeben von netten Menschen, Tieren und Sandstrand.

Der Alltag besteht aus Baden gehen, Sonne tanken und die Abende am Lagerfeuer ausklingen lassen. „Wir durchleben gerade eine interessante Transformation von Urlaub zu Alltag“, verrät uns Florian. Aber gerade, wenn man für eine so lange Zeit auf engem Raum lebt, bleiben die kleinen Probleme natürlich nicht aus: „Wir müssen schauen, dass wir unsere Bedürfnisse unter einen Hut bekommen und Routinen entwickeln. Zudem stellt einen jeder Tag vor neue Herausforderungen. Einkaufen, Wäsche waschen, Frischwasser organisieren usw. kann ziemlich aufwendig sein.“ Reisen ist manchmal eben nicht nur Urlaub, sondern auch ein bisschen Arbeit. Oder wie Florian so schön sagt: „Die ganze Reise ist quasi ein Full-Time-Job, nur anders und nie langweilig.“

Wer nicht wagt, der nicht gewinnt

Zwei Jahre weg vom Fenster, das muss gut geplant sein und gerade als Führungskraft gehört zu dem Schritt auch eine Menge Mut. Für Florian war jedoch die größte Sorge die Reaktionen der Kollegen und Kolleginnen beim virtuellen Kraftwerk, denn zwei Jahre sind eine lange Zeit. Für diesen Zeitraum heißt es dann Abschied nehmen und damit rechnen, dass sich bis zur Rückkehr einiges verändert. Doch die Sorgen waren schnell vergessen, als das gesamte Team seine Entscheidung durchweg positiv aufnahm.

„Das war wirklich eine Erleichterung. Wir haben letztes Jahr einen 10-wöchigen Testlauf im Rahmen einer ‚kleinen Elternzeit‘ gemacht. Nach meiner Rückkehr bin ich direkt zu meinem Leiter und habe ihm meine Pläne erläutert. Ich weiß es noch genau.“

Seinem Chef offenbarte er sein Vorhaben bei einem Feierabendbier, nach kurzem Schlucken nahm er die Neuigkeit super auf. Und auch das Feedback von anderen Kolleginnen und Kollegen aus seinem beruflichen Umfeld machten ihm Mut: Viele jüngere Kollegen verstanden seine Entscheidung, wenn es bei ihnen soweit sein sollte, würden sie es gerne auch so machen, berichteten viele. Ältere Kollegen erzählten, dass sie den Schritt früher auch gerne gemacht hätten, Ihnen jedoch der Mut fehlte.

Als Führungskraft in Elternzeit

Doch eine Frage stellt sich bei dieser Geschichte sicher vielen: Ist es als gute Führungskraft überhaupt möglich für eine so lange Zeit nicht im Geschäft zu sein? Bei uns beim virtuellen Kraftwerk ist die Antwort klar: ja, auf jeden Fall!In unseren Augen hat eine gute Führungskraft verschiedene Facetten und bringt individuell eigene Qualitäten mit. Neben einer klaren Vision, dem Praktizieren einer guten Feedbackkultur und einer Begeisterung für das Thema des Unternehmens, gehört zu den Aufgaben einer guten Führungskraft eben auch zu inspirieren und Mitarbeitende anzuleiten selbstständig ihre Ziele und Ideen zu verfolgen und erreichen. Gelingt dies, läuft die tägliche Arbeit auch dann reibungslos weiter, wenn die Führungskraft geht. Auch Florian hat nach eben diesem Grundsatz von Beginn an Verantwortung an seine Mitarbeitenden übertragen, das zahlt sich nun aus, weshalb ihm der Abschied aus fachlicher Sicht keine Bauchschmerzen bereitete. Persönlich war der Abschied dagegen umso schwerer, denn liebgewonnen Menschen zurückzulassen ist natürlich nicht leicht. So konnte er sich mit einem lachenden und einem weinenden Auge in die wohlverdiente Elternzeit verabschieden.

„Wenn man dann auf das gemeinsam Erreichte zurückblickt und der Abschied real wird, ist das ein komisches Gefühl. Was ich dabei mitgenommen habe ist die gegenseitige Wertschätzung für die gemeinsame Reise und besten Wünsche für den Weg, den jeder vor sich hat.“

Und was passiert nach Florians Rückkehr? Geht dann der Weg in Richtung Teilzeit oder steigt er wieder voll ein? Das weiß er selbst noch gar nicht so genau, aber eins ist klar: es wird sicher nicht wieder genau wie zuvor. Doch grundsätzlich ist Florian allen Möglichkeiten gegenüber sehr offen eingestellt. Wir als Unternehmen freuen uns auf jeden Fall, wenn Florian wieder dabei ist und sind schon ganz gespannt, welche weiteren spannenden Geschichten er dann über sein Familien-Abenteuer zu berichten hat.
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Pierre Fees, Head of Sales

Direktvermarktung von Ökostrom leichtgemacht – So bringt die Partnerschaft mit der DKB AG die Energiewende voran 4.9 (27)

EnBW und Deutsche Kreditbank AG (DKB) bieten Komplettservice für Ökostrom-Erzeugung: Das Virtuelle Kraftwerk der EnBW ermöglicht es Produzent*innen von Ökostrom, ihre Anlagen intelligent zu vernetzen und erneuerbare Energie direkt an Verbraucher*innen zu liefern. Über die Homepage der DKB können Interessierte ab sofort ihre Anlage kalkulieren und Finanzierungs- sowie Direktvermarktungsverträge abschließen.

Unsere Partnerschaft mit DKB AG

Seit Juni 2021 ist es soweit: Über die Homepage der DKB können sich Kund*innen ein Angebot für die Finanzierung ihrer Ökostromanlage einholen und einen Vertrag zur Direktvermarktung abschließen. Bei Anlagen mit einer Leistung größer als 100 kW ist die Direktvermarktung Pflicht, bei kleineren Anlagen ist sie freiwillig. Die DKB bietet Finanzierung und Direktvermarktung nun aus einer Hand und voll automatisiert. „Per Onlineformular können Interessierte ihr Angebot sofort einholen und bekommen gleich den Zugang zu unserem Kundenportal mitgeliefert – digital und automatisiert. Dort müssen sie nur noch den Vertrag hochladen“, sagt Jörg-Uwe Fischer, Fachbereichsleiter New Energies bei der DKB. Die automatisierte Angebotserstellung erfolgt für Anlagengrößen bis zu 750 kWp, bei größeren Anlagen kümmern sich die Kundenberater*innen um die individuelle Betreuung. Sobald der Vertrag mit der DKB geschlossen ist, übernimmt das Virtuelle Kraftwerk der EnBW als Direktvermarkter die gesamte Abwicklung und Anlagenbetreibende können ihren Strom direkt an diejenigen verkaufen, die ihn verbrauchen. Ein wichtiger Vorteil: Interessierte haben nur eine Kontaktperson für alle Fragen – die Kundenberater*innen der DKB. „Mit diesem neuen Service erweitern wir als Bank unser Angebot und zeigen, dass alle zur Energiewende beitragen können“, betont Fischer.
Ab 100 kW Leistung ist die Direktvermarktung Pflicht bei Neuanlagen

Die Berechnung des Ertragspotenzials schafft transparente Finanzierung

Die DKB bietet ihren Kund*innen insgesamt
drei Online-Werkzeuge an. Per Angebotsformular
lässt sich das Angebot – abhängig
von der Anlagengröße – sofort und komplett
digital einholen. Mit diesem erhalten Interessierte
zugleich Zugang zum Kundenportal,
in dem sie den Vertrag hochladen
können. Wer sich zuerst informieren möchte, ob sich eine Ökostromanlage lohnt, kann den neuen Ertragspotenzialrechner nutzen. „Mit dem Ertragspotenzialrechner bieten wir Kund*innen eine schnelle und komfortable Möglichkeit, die Wirtschaftlichkeit von Anlagen zu prüfen“, betont Fischer.

Von allen für alle: Der Schwarm erzeugt die Erneuerbare Energie der Zukunft

„Mit dem Virtuellen Kraftwerk demokratisieren wir die Energiewende ein Stück. Alle Interessierten können teilhaben. Ab 100 kW Leistung ist die Direktvermarktung Pflicht bei Neuanlagen. Gemeinsam mit der DKB machen wir es jetzt viel einfacher, eine Ökostromanlage zu kalkulieren, zu finanzieren und den Strom gewinnbringend zu vermarkten“, sagt Pierre Fees, Head of Sales beim Virtuellen Kraftwerk. Ein Vorteil der dezentralen Lösung: Viele kleine Anlagen sind ausfallsicher und können als Schwarm sogar ein konventionelles Kraftwerk ersetzen. Und die intelligente Steuerung ermöglicht es, Kund*innen zuverlässig mit Energie zu versorgen, ohne die Netze zu überlasten.
Mit dem Virtuellen Kraftwerk demokratisieren wir die Energiewende. Pierre Fees, Head of Sales beim Virtuellen Kraftwerk
„Die DKB finanziert seit mehr als 20 Jahren Erneuerbare Energien-Anlagen und ist im Bereich der Windkraft und Photovoltaik einer der Marktführer in Deutschland. Für uns ist sie der perfekte Partner“, sagt Fees.

Geringer Aufwand und Vertragssicherheit für Anlagenbetreibende

Von dieser Partnerschaft profitieren auch Kund*innen der DKB. Denn die Direktvermarktungsverträge sind von der Bank geprüft und autorisiert. Es ist deshalb nicht mehr erforderlich, nach Abschluss der Finanzierung zusätzlich in Verhandlungen mit einem Direktvermarkter zu treten und weitere Verträge abzuschließen – durch die Kooperation von EnBW und DKB gibt es das aus einer Hand. „Natürlich haben wir uns das Virtuelle Kraftwerk der EnBW sehr genau angeschaut, bevor wir es auf unserer Website anbieten. Die Plattform ist zuverlässig und hat uns überzeugt. Unsere Kund*innen bekommen mit ihr eine einfache und digitale Lösung. Zentrale Kontaktpersonen bei uns sind die Kundenberater* innen, die die potenziellen Anlagenbetreibende oftmals schon seit vielen Jahren kennen“, so Fischer.

Ein eingespieltes Team

Natürlich ist es auch herausfordernd, einen Direktvermarkter und eine Bank zusammenzuschalten. Deshalb haben wir uns die nötige Zeit dafür genommen“, sagt Fees rückblickend. Rund 100 Kundenberater*innen der DKB hat das Virtuelle Kraftwerk seit Vertragsabschluss Ende 2020 geschult. „Das sind mehr als zehn Mal so viele wie bei anderen Unternehmen und zeigt, welches Potenzial die DKB und wir in dieser Kooperation sehen“, sagt Fees. Die Idee zu dem gemeinsamen Projekt entstand bei einem Messegespräch 2018. „Wir sind in Kontakt geblieben und haben die Idee 2019 konkretisiert“, verrät Fischer. „In dieser Zeit hat sich eine echte Partnerschaft entwickelt und davon profitieren beide Seiten immer noch.“
Rund 100Kundenberater*innen der DKB hat das Virtuelle Kraftwerk bereits geschult.

Virtuelles Kraftwerk – dezentrale Schwarmlösung

Das Virtuelle Kraftwerk der EnBW besteht aus vielen dezentralen Stromproduzenten. Dieser Schwarm ist über die Plattform der EnBW intelligent verbunden. Durch intelligente Steuerung des Windkraft- oder Photovoltaik-Stromangebots ermöglicht das Virtuelle Kraftwerk, zuverlässig und nachhaltig Strom zu erzeugen sowie gewinnbringend zu vermarkten. So kann die Plattform sogar ein konventionelles Kraftwerk ersetzen.

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Pierre Fees, Head of Renewables Sales

Nachhaltige Lösungen aus einer Hand – So funktioniert die erfolgreiche Partnerschaft mit IBC SOLAR 4.9 (27)

Robert Lademann

Bereits seit fünf Jahren bringt Robert Lademann mit kreativen Ideen frischen Wind in die Energiewende. Mit Leidenschaft übernimmt er beim Photovoltaik- und Speicher-Anbieter IBC SOLAR den Bereich Business Development und ist hier unter anderem an der Anlagenüberwachung und -steuerung sowie dem Bereich der Strom Direktvermarktung beteiligt. Als langjähriger Partner hatten wir ihn kürzlich eingeladen, um mit uns über die Partnerschaft von IBC SOLAR und dem Virtuellen Kraft zu sprechen.

Unsere Partnerschaft mit IBC SOLAR

 „Weg von konventioneller Energie, hin zu sauberer Energie.“ Das war bereits vor seinem Berufseinstieg bei dem Systemanbieter IBC SOLAR die größte Motivation. Das mittelständische Unternehmen aus Oberfranken übernimmt seit rund 40 Jahren wertvolle PV-Projekte – vom einzelnen PV-Modul bis zum kompletten Solarpark. „IBC SOLAR arbeitet als Pionier der Branche seit erster Stunde daran, saubere Energieerzeugung in Deutschland umzusetzen. Bis heute haben wir aber nie die Authentizität verloren, verfolgen weiterhin einen familiären Umgang und stehen komplett hinter der Energiewende.“

Aus einem glücklichen Zufall heraus entstanden im Frühjahr 2018 die ersten Gespräche zwischen IBC SOLAR und dem Virtuellen Kraftwerk. Seit rund drei Jahren gestalten wir nun also gemeinsam erfolgreich Lösungen für die Kunden. „Vor unserer Partnerschaft mit dem Virtuellen Kraftwerk spürten wir ganz viel Ungewissheit am Markt. Der Kunde hat genommen, was er im Internet findet, allerdings ohne transparent informiert zu werden. Mit welcher Technik muss die Direktvermarktung umgesetzt werden? Wie sind die prozessualen Abläufe dahinter? Viele unserer Fachpartner waren bei dem Thema schnell überfordert. Da haben wir gesagt: Wir brauchen hier eine schlanke Lösung für unsere Kunden.“

Im Fokus der Partnerschaft: Stets der Kunde

„Als Systemhaus möchten wir den Kunden an die Hand nehmen und eine Lösung für die Direktvermarktung anbieten. Viele unserer Fachpartner sind im Gewerbebereich tätig, da ist die Direktvermarktung schlichtweg aus regulatorischer Sicht gefordert.“ Was bietet sich also besser an, als Konzept, Bau und Stromvermarktung von PV-Lösungen direkt miteinander zu verknüpfen? Kunden möchten schließlich am liebsten alles aus einer Hand. So können Prozesse für alle Seiten optimiert und möglichst viel Zeit und Aufwand eingespart werden. Genau hier knüpfen unsere Partnerschaften beim Virtuellen Kraftwerk an.

Direktvermarktung bei IBC SOLAR

Von Beginn an haben wir mit dem Input der IBC SOLAR definiert, wie z.B. das Portal, in dem die Direktvermarktung abgewickelt und Anlagen verwaltet werden, aussehen soll. So konnte das Unternehmen nach kürzester Zeit seinen Kunden die Möglichkeit geben, einen Vertrag abzuschließen – und zwar direkt über die IBC SOLAR-Website. „Unser Ziel war es außerdem, dem Kunden in unserem Look & Feel die Möglichkeit zu geben, einen Direktvermarktungspartner, den wir gut finden, anzubieten. Für unsere Kunden bietet das Virtuelle Kraftwerk da ein absolut geniales Tool. Und somit natürlich auch für uns, weil wir auf diese Weise mehr Kundenbindung erzeugen können. Das ist ein absoluter Mehrwert!“
Für unsere Kunden bietet das Virtuelle Kraftwerk da ein absolut geniales Tool. Und somit natürlich auch für uns, weil wir auf diese Weise mehr Kundenbindung erzeugen können. Das ist ein absoluter Mehrwert!

Und wie sieht es um den operativen Alltag aus?

„Am Anfang war die Partnerschaft natürlich mit etwas mehr Aufwand verbunden als heute. Allerdings war es selbst damals immer noch weniger im Vergleich zu dem, was wir zuvor an Trubel mit dem Thema Direktvermarktung bei uns hatten. Heute habe ich kaum noch operativen Workload mit dem Thema. Das Portal ist intuitiv und selbsterklärend und gerade für uns als Großhändler ist es sehr wichtig, dass die Produkte standardisiert durchlaufen und wir möglichst geringen Aufwand im täglichen Geschäft haben. Das ist quasi eine Grundmotivation für das Portal – zum einen den Kunden an die Hand zu nehmen und durch die Direktvermarktung zu führen, zum anderen aber auch der für uns reduzierte operative Aufwand.“

Strategischer Austausch mit IBC SOLAR

Darüber hinaus steht der regelmäßige strategische Austausch mit IBC SOLAR im Vordergrund, um die Partnerschaft weiterzuentwickeln sowie die Kundenlösungen weiter zu optimieren. „Der nächste Meilenstein wird Direktvermarktung-as-a-service sein, d.h. wir übernehmen für unsere Kunden den kompletten Prozess der Direktvermarktung. Diese Möglichkeit, noch einen obendrauf zu setzen, hätten wir nicht, wenn wir nicht gemeinsam mit dem Virtuellen Kraftwerk dieses Portal aufgebaut hätten. Die Struktur ist quasi schon geschaffen.

Diese Möglichkeit, noch einen obendrauf zu setzen, hätten wir nicht, wenn wir nicht gemeinsam mit dem Virtuellen Kraftwerk dieses Portal aufgebaut hätten. Die Struktur ist quasi schon geschaffen.“

Die Energiewende gelingt gemeinsam

Heute prägt sich die Zusammenarbeit durch ein tiefes Vertrauen. Bei Weiterentwicklungen unserer Produkte sind wir stets dankbar über den engen Austausch und können das Feedback von IBC SOLAR direkt in die Planungen integrieren, um am Ende das bestmögliche Resultat für alle Seiten zu erzielen. Über 200 Anlagen konnten wir so schon gemeinsam in die Direktvermarktung bringen. Neben den Anlagen der Kunden, betrifft das auch einige eigene Anlagen von IBC SOLAR selbst, die nun im Sinne der Energiewende grünen Strom einspeisen und zeitgleich attraktive Vermarktungserlöse erzielen. 

„Das Virtuelle Kraftwerk ist aus dem Start-Up Milieu der EnBW rausgewachsen. Sie haben sich gefestigt und Mitarbeiter aufgebaut – das ist sicher auch dem großen Erfolg geschuldet. Ich finde es sehr entspannt, wie pragmatisch an operative Themen und die Umsetzung herangegangen wird, ohne alles komplex zu machen, ganz egal, ob jemand operativ tätig ist, oder die Zügel in der Hand hat. Wenn wir Themen oder Anforderungen haben, rufen wir an und dann wird das schnell und pragmatisch umgesetzt. Und das von Anfang an, das schätze ich sehr an der gemeinsamen Arbeit.

Wenn wir Themen oder Anforderungen haben, rufen wir an und dann wird das schnell und pragmatisch umgesetzt.
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Pierre Fees, Head of Sales

So schnell geht’s: Bestandsanlagen in die Direktvermarktung bringen 4.7 (11)

solar panels
Die verpflichtende Direktvermarktung wurde 2016 auch für Photovoltaik-Anlagen ab 100 kW eingeführt. Allerdings gilt diese Regelung nur für Neuanlagen, also Anlagen, die erst nach Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb genommen wurden. Bestandsanlagen, die bereits seit 2015 und früher betrieben werden, wurden damit nicht angesprochen. Doch davon sollten sich Anlagenbetreiber nicht beirren lassen, schließlich bringt die Direktvermarktung des eigens erzeugten Stroms attraktive Mehrerlöse mit sich.Wen das Thema betrifft, warum es sich lohnt und wie einfach der Weg in die Direktvermarktung tatsächlich funktioniert, erklären wir in diesem Blogbeitrag.

Für welche Bestandsanlagen ist die Direktvermarktung interessant?

Bereits vor Inkrafttreten der verpflichtenden Direktvermarktung für PV-Anlagen über 100 kW zum 01.01.2016 wurden in Deutschland zahlreiche größere Photovoltaik-Anlagen gebaut und in Betrieb genommen. Über diese Anlagen, die vor 2016 ans Netz gingen, sprechen wir heute als Bestandsanlagen.

Haben auch Sie schon 2015 oder früher größere Anlagen über 100 kW in Betrieb genommen, welche sich nicht in der Direktvermarktung befinden, sondern nur die fixe EEG-Vergütung erhalten? Dann sollten Sie sich dringend mit der Direktvermarktung dieser Anlagen befassen.

Warum lohnt sich der Einstieg in die Direktvermarktung?

Der große Vorteil der Direktvermarktung ist der Mehrerlös, den Anlagenbetreiber im Vergleich zur EEG-Vergütung erwirtschaften können. Über die sogenannte Management-Prämie erhalten die Besitzer von PV-Anlagen stets eine monatliche Vergütung, die mindestens der Höhe der EEG-Vergütung entspricht, in der Regel jedoch sogar darüber hinaus geht. Auf diese Weise werden auch Kosten, die für die Umrüstung in die Direktvermarktung entstehen, in relativ kurzer Zeit amortisiert und durch die Prämie gedeckt. Unterm Strich wird der Anlagenbetreiber in Folge langfristig stets mit einer positiven Bilanz durch die Direktvermarktung gehen.

Eine schnelle Beispielrechnung:
Bei einer jährlichen Einspeisemenge von 200.000 kWh (entspricht ca. 200 kWp Anlagenleistung) und einer Management-Prämie in Höhe von 0,004 €/kWh ergibt sich folgender Mehrerlös:
200.000 x 0,004 € = 800 €/Jahr

Des Weiteren sind Anlagenbetreiber, die schon früh in die Direktvermarktung einsteigen, bereits bestens vorbereitet für die Zeit nach dem Auslaufen der EEG-Förderung ihrer Anlage. Über kurz oder lang muss sich schließlich jeder Besitzer einer Photovoltaik-Anlage mit der Direktvermarktung auseinandersetzen, um weiterhin für seinen eingespeisten Strom vergütet zu werden.

Wie funktioniert der Wechsel in die Direktvermarktung?

Jetzt Direktvermarktung Angebot anfordern

Um die Ummeldung einer Photovoltaik-Anlage in die Direktvermarktung zu vollziehen, sind nur wenige Schritte nötig, bei denen wir Sie jederzeit unterstützen.
Besonders hervorzuheben ist dabei die Herstellung der Fernsteuerbarkeit einer Anlage, um die Möglichkeit zu schaffen, laufende Daten zur Stromeinspeisung durch den Direktvermarkter jederzeit abrufbar zu machen. Detaillierte Informationen rund um die Fernsteuerbarkeit erfahren Sie in unserem Webinar on Demand oder im dazugehörigen Blogbeitrag.

Folgende sechs Schritte bringen Ihre Anlage nun in die Direktvermarktung:

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Sie möchten die Vorteile der Direktvermarktung auf einen Blick zum Ausdrucken oder Weiterleiten? Dann laden Sie jetzt das kostenlose Infoblatt runter:

Stromhandel: So funktioniert Stromverkauf an der Börse 3.9 (56)

Stromhandel: So funktioniert Stromverkauf an der Strombörse - Header Bild

Spricht man von Direktvermarktung und Erneuerbaren Energien ist oftmals die Rede vom Stromhandel an der Strombörse – dabei gibt es nicht nur die eine Strombörse. Wir erklären Ihnen, welche verschiedenen Handelsplätze es für den freien Handel mit Strom in Deutschland und auch in Europa gibt. Ebenso erfahren Sie hier, wie Stromhandel an den verschiedenen Börsen und Märkten funktioniert und welche Aufgaben ein Direktvermarkter dabei übernimmt. 

Was ist Stromhandel?

Beim Stromhandel handelt es sich um den Kauf und Verkauf von elektrischer Energie. Der Handel kann entweder zwischen zwei Parteien (Käufer und Verkäufer) oder zwischen mehreren Käufern und Verkäufern erfolgen. Der Strompreis schwankt je nach Angebot und Nachfrage. Wenn die Nachfrage hoch ist, steigt der Preis. Wenn die Nachfrage niedrig ist, sinkt der Preis.

Strom kann auf verschiedene Weise gehandelt werden: An der Strombörse, im Freiverkehr (OTC-Handel) oder über einen Strompool. Der Handel an der Strombörse findet entweder auf einem Spotmarkt oder einem Terminmarkt statt. Strom kann in Megawattstunden (MWh), Kilowattstunden (kWh) oder British Thermal Units (Btu) gehandelt werden oder in Form von Terminkontrakten, Optionen und Swaps.

Welche Strommärkte für den Stromhandel gibt es?

Man unterscheidet zwischen zwei verschiedenen Formen von Strommärkten: Strom wird entweder auf dem Spotmarkt oder auf dem Terminmarkt verkauft. Der Spotmarkt (EPEX Spot) sitzt in Paris und bedient Deutschland, ÖsterreichFrankreich, die Schweiz, Großbritannien, Belgien und die Niederlande. Der Terminmarkt (EEX) sitzt in Leipzig.  

Auf dem Spotmarkt wird kurzfristig lieferbarer Strom gehandelt und die Strompreise werden viertelstündlich angegeben. So können Marktteilnehmer kurzfristig Strom einkaufen und verkaufen. Der Spotmarkt und die Spotpreise korrelieren somit mit dem tagesaktuellen Geschehen. Es wird hier zwischen zwei Märkten unterschieden: Auf dem Day-Ahead-Markt werden Stromgeschäfte für jede Stunde des Folgetags abgeschlossen. Die Gebote müssen bis 12 Uhr platziert werden. Auf dem Intraday-Markt wird der Strom für den laufenden Tag gehandelt. 

Am Terminmarkt können sich Marktteilnehmer mit Energiemengen für Monate und Jahre zum aktuellen Preis eindecken – ungeachtet möglicher Preisschwankungen in der Zukunft. Dort werden langfristige Lieferverträge mit Laufzeiten von bis zu einem Jahr abgeschlossen. Da der Preis zum Zeitpunkt des Einkaufs für eine lange Zeit derselbe bleibt, ist man gegen mögliche Preiserhöhungen in der Zukunft abgesichert, kann jedoch nicht von Preissenkungen profitieren. Strom kann an beiden Börsen gehandelt werden. Dazu müssen jedoch einige Voraussetzungen erfüllt sein. Das geschieht in der Regel durch einen Direktvermarkter.

Was ist ein Direktvermarkter?

Ein Direktvermarkter wie das Virtuelle Kraftwerk der EnBW ist ein Unternehmen, das sich auf die Vermarktung des Stroms aus Erneuerbaren Energien (EE) spezialisiert hat. Ebenso hat ein Direktvermarkter die Gesetze und Richtlinien rund um Erneuerbare Energien und die zugehörigen Märkte stets im Blick. Bevor es zur Vermarktung des Stroms kommt, muss zunächst ein Unternehmen gegründet werden. Der nächste verpflichtende Schritt (§5 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)) ist die Eintragung als Energielieferant bei der Bundesnetzagentur (BNetzA), der Strom an Haushalte liefern darf. Ebenso muss eine Börsenhandelslizenz erworben werden.  

Was sind die Aufgaben eines Direktvermarkters beim Stromhandel?

1. Vermarktung des Stroms aus Erneuerbaren Energien an der Börse

Die Hauptaufgabe eines Direktvermarkters ist es, den erzeugten EE-Strom von Anlagenbesitzern direkt an der Börse zu verkaufen. Dazu bedarf es strategischen Know-Hows, um den Strom genau dann zu vermarkten, wenn die Nachfrage und somit der Verkaufspreis am höchsten ist. Für den Verkauf des Stroms zahlt der Direktvermarkter dem Anlagenbetreiber monatlich den Strompreis, der im Durchschnitt an der Börse erzielt wird. Dieser sogenannte Marktwert ergibt zusammen mit der Marktprämie, die vom Netzbetreiber ausgezahlt wird, wenn der Marktwert niedriger als die EEG-Vergütung ausfallen sollte, den anzulegenden Wert. Der eigentliche Gewinn und Mehrwert der Direktvermarktung liegt in der Managementprämie, die einen Mehrerlös darstellt, d.h. es wird mehr Gewinn als im fixen EEG-Vergütungsmodell generiert. 

2. Bilanzkreismanagement

Damit das Zusammenspiel aus Stromeinspeisung und -verbrauch funktioniert, wird ein kontinuierliches Gleichgewicht innerhalb des Bilanzkreises angestrebt. Bilanzkreise ordnen den Strommarkt und tragen dazu bei, dass es zu einer Über- oder Unterproduktion von Strom kommt. Mit der Aufrechterhaltung dieses Gleichgewichts kann Energie effizient genutzt werden. Zu diesem Zweck werden für die Bilanzkreise Energieprognosen erstellt.   

3. In die Zukunft schauen: Energieprognosen erstellen

Durch den Direktvermarkter werden tagtäglich anlagenscharfe Prognosen erstellt. Diese Prognosen beziehen sich auf die Strommengen, die vor Ort in den dezentralen Erzeugungsanlagen erzeugt und ins Stromnetz eingespeist werden. Ziel des Direktvermarktes ist es, möglichst präzise Prognosen für den Handel an den Spotmärkten (Day-Ahead-Markt und Intraday-Markt) heranzuziehensodass der Bilanzkreis ausgeglichen ist. Jedoch ist die Stromerzeugung vor allem bei Photovoltaik- und Windkraft-Anlagen wetterabhängig, was eine exakte Prognose erschwert.  

Warum sollte ich einen Direktvermarkter für den Stromhandel beauftragen?

  1. Um Ihren selbsterzeugten Strom an der Börse verkaufen zu dürfen, bedarf es einer Börsenzulassung, die der Direktvermarkter für Sie übernimmt.   
  2. Der Direktvermarkter berücksichtigt ihren Eigenverbrauch und vermarktet lediglich den überschüssigen erzeugten Strom an der Börse.
  3. Um negative Preise zu verhindern, benötigt es ein Gleichgewicht von Verbrauch und Einspeisung im Bilanzkreis.
  4. Dank der Energieprognosen, die auf 15-Minuten-Basis erstellt werden, kann das Gleichgewicht der Bilanzkreise aufrechterhalten werden. 
  5. Der Direktvermarkter beobachtet den Markt und kann Ihren Strom genau dann verkaufen, wenn die Nachfrage und somit der Preis am höchsten sind.

Wir als Direktvermarkter bringen dieses Wissen mit und bieten ein voll transparentes Angebot für unsere Kunden, um PV-Strom optimal zu vermarkten. Nutzen Sie unseren Ertragspotenzialrechner und informieren Sie sich über den Mehrwert Ihrer PV-Anlage.

Sie wollen Strom verkaufen? Jetzt mehr über die Strom Direktvermarktung erfahren.

Wie Sie Ihre Anlage richtig im Portal anmelden 4.8 (26)

Egal, ob Sie ein Direktvermarktungsangebot auf unserer Homepage anfordern oder Ihre Daten in unserem Portal eingeben – wir möchten Ihnen die Anmeldung so einfach wie möglich machen. Hier klären wir einen häufigen Grund zur Verwirrung – nämlich welche Art von Leistung Sie in das Feld “elektrische Nennleistung (kW)” eintragen müssen.

Was ist die elektrische Nennleistung?

Um Ihnen ein Direktvermarktungsangebot zu erstellen, benötigen wir einige Informationen von Ihnen. Dazu gehören neben Angaben zum Verteilnetzbetreiber, Ihrer Marktlokationsnummer, der Anlagenausrichtung oder der Einspeisung pro Jahr vor allem technische Angaben wie die genaue elektrische Nennleistung Ihrer Anlage.

Wenn wir Sie darum bitten, die elektrische Nennleistung anzugeben, dann benötigen wir von Ihnen die Generatorenleistung. Damit ist die gesamte Modulleistung gemeint, also die Summe der möglichen Leistung aller Einzelmodule – nicht zu verwechseln mit der Wirkleistung. Die Modulleistung ist die gesamte mögliche Anlagenleistung, quasi das Potential aller Module und somit der gesamten Anlage. Die Wirkleistung ist die umgesetzte Energie in einer festgelegten Zeitspanne, die tatsächlich von der Anlage abgegeben werden kann. Diese ist beispielsweise abhängig von der Leistung des jeweils installierten Wechselrichters – eines austauschbaren Gegenstandes. Daher benötigen wir die Modulleistung: So kann nicht nur die eindeutige Kommunikation mit dem Verteilnetzbetreiber gewährleistet werden, sondern auch die Einheit mit dem Marktstammdatenregister (MaStR). Die Modulleistung fragen wir in Analogie zur Brutto-Nennleistung im MaStR ab.

Warum müssen Sie die Nennleistung angeben?

Nehmen wir Ihre Anlage in unser Direktvermarktungsportfolio auf, benötigen wir korrekte und präzise Angaben zu Ihrer Anlage, denn als Direktvermarkter müssen wir nicht nur richtig prognostizieren, sondern auch Bilanzkreismanagement betreiben. Wenn Sie eine andere Leistung als die Modulleistung im Feld “elektrische Nennleistung” angeben, können wir nicht präzise prognostizieren und auch die Bilanz ist nicht korrekt. Ebenso sind die richtigen Angaben ausschlaggebend für die erfolgreiche Vermarktung Ihres Stroms: Geben Sie eine andere Leistung als die Modulleistung an, verzögert sich Ihr Start in die Direktvermarktung, bis wir von Ihnen die korrekten Angaben erhalten. Ferner ist es möglich, dass durch falsche Datenangaben entstehende Kosten vom Netzbetreiber an Anlagenbetreiber weitergegeben werden.Für die Anlagenart “Solar” geben sie in unserem Angebotsformular oder im Portal als elektrische Nennleistung (in kWp) bitte die Gesamtleistung aller Module an (diese entspricht der Bruttonennleistung im Marktstammdatenregister).
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Pierre Fees, Head of Renewables Sales

EEG-Rechner: Die innovative Art, die Einspeisevergütung für Ihre Anlage zu ermitteln 5 (16)

Lohnt sich eine Photovoltaik-Anlage für mich? Diese Frage stellt sich wohl jeder potentielle Anlagenbetreiber. Die Antwort darauf ist allerdings von mehreren Faktoren abhängig – neben der Anlagengröße, Anlagenart und Leistung spielt die Vergütung gemäß dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) die größte Rolle. Die sogenannte EEG-Vergütung erhalten Anlagenbetreiber von Erneuerbare Energien Anlagen 20 Jahre lang ab der Inbetriebnahme der Anlage. Sie berechnet sich in Cent pro Kilowattstunde und wird auf Netztransparenz veröffentlicht. Um beantworten zu können, ob sich eine PV-Anlage in Ihrem ganz persönlichen Fall lohnt, bedarf es meist einer komplizierten Staffelrechnung, die alle oben genannten Faktoren in Betracht zieht. Mit unserem neuen EEG-Rechner können Sie Ihre Einspeisevergütung ganz einfach berechnen lassen!

Wozu brauche ich den EEG-Rechner?

Mit dem EEG-Rechner können Sie eigenständig und innerhalb weniger Sekunden die Höhe Ihrer EEG-Vergütung berechnen. Im Zuge dessen müssen Sie in unserem EEG-Rechner lediglich 3 Angaben machen: Unter „Photovoltaikart“ können Sie wählen, ob es sich bei Ihrer geplanten Anlage um eine Freiflächenanlage oder eine Gebäudeanlage handelt. In einem zweiten Punkt müssen Sie die Nennleistung in kWp angeben und im dritten und letzten Punkt geben Sie das Datum der Inbetriebnahme an. So kann Ihr EEG-Einspeisevergütungssatz ermittelt werden.

Jetzt Einspeisevergütung berechnen

Hier geht es zum Einspeisevergütungsrechner.

EEG-Einspeisevergütung und Direktvermarktung

Die Einspeisevergütung ist jeder EE-Anlage für 20 Jahre sicher und für den Zeitraum gleichbleibend – unabhängig von den tatsächlichen Preisentwicklungen an der Strombörse. Wenn Sie Ihren Strom aus Erneuerbaren Energiequellen verkaufen, erhalten Sie vom Netzbetreiber durch Ihre Netzeinspeisung die Einspeisevergütung. Wenn Sie Ihren Strom allerdings direkt an der Börse verkaufen, erhalten Sie als Vergütung für Ihren Strom potentiell höhere Erlöse durch die Direktvermarktung. Dieses Vergütungsmodell ist zwar seit 2016 für Neuanlagen ab 100 kW verpflichtend, lohnt sich allerdings auch bereits für Anlagen unter 100 kW – bereits ab 60kWp. Wenn Sie Ihre EEG-Einspeisevergütung im im EEG-Rechner berechnen, informieren wir Sie im selben Zug auch darüber, ob sich die EEG-Direktvermarktung für Ihre geplante Anlage lohnt.

Wer kann den EEG-Rechner nutzen?

Mit dem EEG-Rechner kann jeder Anlagenbetreiber und Interessent die Einspeisevergütung für Photovoltaik schnell und ohne Aufwand online berechnen. Dabei kann ermittelt werden, ob sich ein Direktvermarktungsangebot lohnen würde. Auch unsere Partner können den EEG-Rechner als Service in ihrem jeweiligen unternehmenseigenen Erscheinungsbild anbieten.

Wird der EEG-Rechner weiterentwickelt?

In der momentanen Version des EEG-Rechners werden die Jahre 2017 bis 2020 berücksichtigt. Aktuell wird allerdings schon an einer zweiten Version gearbeitet. Diese soll über 2017 hinaus noch weitere vergangene Jahre aufnehmen und zudem auch Prognosen für zukünftige Entwicklungen abgeben.
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Pierre Fees, Head of Renewables Sales

Direktvermarktungsportal: Step by Step Anleitung 5 (14)

Für unsere Kunden und Partner haben wir ein Direktvermarktungsportal entwickelt, um den Direktvermarktungsprozess so einfach und transparent wie möglich zu gestalten. Somit haben Sie die Möglichkeit, jederzeit den Status Ihrer EE-Anlage einzusehen und fehlende Daten zu ergänzen. In den nachfolgenden Abschnitten finden Sie alles Wissenswerte über das Direktvermarktungsportal.

Wie bekomme ich einen Zugang zum Portal?

Zugang zu unserem Direktvermarktungsportal erhalten Sie, wenn Sie sich über unsere Website ein Angebot erstellen lassen. Hierzu geben Sie in unserer Angebotsstrecke die Daten Ihrer Anlage und in einem nächsten Schritt Ihre Kontaktdaten ein. Das Portal erstellt Ihnen automatisiert ein Angebot und Sie erhalten eine E-Mail mit einem Link, mit dem Sie Ihre Login-Daten anfordern können. Danach erhalten Sie eine weitere E-Mail mit den Zugangsdaten. Diese sind 24 Stunden gültig (sollte ein Login erst nach danach erfolgen, wenden Sie sich an team-direktvermarktung@interconnector.de). Nach dem Login gelangen Sie zur Übersichtsseite des Portals.

Welche Nutzeransichten gibt es?

Wir unterscheiden bei den Nutzeransichten in unserem Portal zwischen Fachpartnern und Anlagenbetreibern. Fachpartner sind Projektierer, Elektroinstallateure, Stadtwerke o.ä. die für Anlagenbetreiber ein Angebot anfragen und verwalten. Anlagenbetreiber können sich allerdings auch selbstständig um die Direktvermarkung kümmern, falls kein Fachpartner vorgeschalten ist. In beiden Nutzeransichten ist es jederzeit möglich, den aktuellen Stand einzusehen und weiterzubearbeiten. Sollten Sie sowohl Fachpartner als auch Anlagenbetreiber sein, können Sie im Portal auch zwischen beiden Ansichten wechseln. Partner und Anlagenbesitzer sehen im Portfolio die Anzahl der vollständigen Anlagen, die installierte Nennleistung, Erinnerungen, Abrechnungen und Aktivitäten.

Wie kann ich als Fachpartner ein neues Angebot im Portal anfordern?

Nur als Fachpartner können Sie im Portal ein Angebot über den Button “+ Neue Anlage” anfordern. Möchten Sie ein weiteres Angebot anfordern, sind lediglich 5 Schritte dafür notwendig. Um das Angebot anfordern zu können, müssen alle 5 Schritte in der Navigationsbar auf der linken Seite mit einem grünen Häkchen erscheinen. Folgende Angaben sind hierfür notwendig:

Anlagedaten: Anlagename, Anlagenart, elektrische Nennleistung (in kW), Eigenverbrauch. (Erzeugung pro Jahr wird automatisch berechnet, Einspeisung pro Jahr = Erzeugung – Eigenverbrauch)
Kontaktdaten: Firmenname, Name, Anschrift, Emailadresse, Telefonnummer
Gewünschte Vertragslaufzeit und Direktvermarktungsstart: Geplantes Inbetriebnahmedatum der Anlage, derzeitige Vermarktung & Vergütung des Stroms, Vertragslaufzeit
Angebotspreis: Ihr individueller Angebotspreis wird automatisch berechnet und angezeigt.
Angebot erstellen: Zusammenfassung des Angebots, Angebotsdaten, Kontaktdaten, Angebotspreis. Sie müssen hier die Information zur Fernsteuerbarkeit lesen und bestätigen. Hier können Sie auch Anlagenbetreiber in das Portal einladen. Sollten Sie diese in der Angebotsphase noch nicht einladen wollen, können Sie die Betreiber zu einem späteren Zeitpunkt in der Anlagendetailsicht einladen oder wir laden diese spätestens mit Vertragsabschluss in das Portal ein. Wenn Sie nun auf „Angebot erstellen“ klicken, werden per E-Mail benachrichtigt, sobald Ihr Angebot vorliegt.

Wann habe ich eine Anlage vollständig angemeldet?

Wenn alle notwendigen Daten der Anlage im Portal hinterlegt wurden, ist die Anlage bereit zur Anmeldung. Mit einem Klick auf „Anlage anmelden“ in der rechten oberen Ecke bestätigen Sie, dass Sie die Anlage zum nächstmöglichen Zeitpunkt in die Strom Direktvermarktung anmelden wollen. Bitte beachten Sie, dass die Fernsteuerbarkeit der Anlage rechtzeitig hergestellt ist. Sobald die Anmeldung der Anlage vom Netzbetreiber bestätigt wurde, finden Sie den bestätigten Start der Direktvermarktung in der Detailsicht der Anlage und Sie werden per Mail informiert. Wann kann man die Abrechnungen im Portal sehen?
Grundsätzlich erhalten Sie die Abrechnungen immer zur Mitte des Folgemonats. Als Grundlage dienen die Messwerte des Netzbetreibers.

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In unserem Webinar on Demand erhalten Sie mehr Informationen.
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Pierre Fees, Head of Renewables Sales

Antrag auf Ausfallvergütung: Welche Bestimmungen und Fristen gelten? 5 (8)

Ausfallverguetung - Welche Bestimmungen und Fristen gelten? - Teaserbild

Was passiert, falls eine Direktvermarktung vorübergehend nicht möglich ist?

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 2021 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.

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Welche Fristen sind beim Wechsel zu beachten bzw. wann kann ich in die Ausfallvergütung wechseln?

Der Wechsel in die Ausfallvergütung ist nur zum Monatsersten möglich. Hierfür muss das Meldeformular bis zum fünftletzten Werktag des Vormonats beim Netzbetreiber vorliegen. Beispielsweise sollte die Anmeldung in die Ausfallvergütung bis zum 25. Februar 2020 erfolgen, sofern ein Wechsel zum 01. März 2020 erwünscht ist. Seit dem EEG 2017 ist die Ausfallvergütung auf bis zu 3 aufeinanderfolgende Monate und maximal auf 6 Monate pro Kalenderjahr befristet. Die Auszahlung der Ausfallvergütung übernimmt der Netzbetreiber. Allerdings beträgt die Höhe der Ausfallvergütung 80 Prozent der anzulegenden Werte. Somit verringert sich die Einspeisevergütung um 20 Prozent.

Für weitere Informationen zur Ausfallvergütung empfehlen wir unseren Glossarbeitrag „Ausfallvergütung“.

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Pierre Fees, Head of Renewables Sales

Webinar Recap: Meine PV-Anlage wird 20 Jahre alt – und jetzt? 5 (9)

Das letzte Jahr der EEG-Förderung ist für einige PV-Anlagen bereits angebrochen – höchste Zeit sich zu informieren. Wie geht es weiter, wenn meine PV-Anlage bald aus dem Förderzeitraum entfällt? Was sind die nächsten möglichen Schritte, welche bietet mir die Anlage noch und welche Hürden kommen auf mich zu? Diese und noch mehr Fragen haben unsere Experten Jan Gühring und Pierre Fees im kürzlichen Webinar für Sie beantwortet. Über den Button gelangen Sie zum kostenosen Webinar on demand. Die wichtigsten Infos zum Nachlesen gibt’s hier. 

Kurz vorab: Das Ende der EEG-Förderung bedeutet nicht gleichzeitig das Ende der Anlage selbst. Anlagen dürfen auch zukünftig normal weiterbetrieben werden. Jedoch erhalten Anlagenbetreiber fortan keine Vergütung mehr für ihren produzierten Storm. Umso wichtiger ist es, sich über die darauffolgenden Schritte klar zu werden.

Prüfen alter Bestandsanlagen

Unter den bestehenden Altanlagen schlummern viele, die – entgegen der Vorgabe des EEGs – nicht alle vier Jahre einem PV-E-Check unterzogen wurden. Dies sollte nun nachgeholt werden. Eine wichtige Rolle dabei spielen vor allem die Sicherheit, schließlich wird bei der Stromerzeugung immer Wärme produziert, sowie die Ertragsauswertung. Ein Blick auf die Ertragskurve lässt erkennen, dass es sich lohnt, alle paar Jahre den Pollenstaub auf der Anlage zu entfernen.

Umgang mit Bestandsanlagen auf dem eigenen Dach

Während Anlagen früher als Volleinspeisungsanlagen genutzt wurden, entwickeln sie sich zunehmend zu Eigenstromanlagen, d.h. der Strom wird vom Produzenten selbst genutzt. Nach heutigem Stand werden Erzeugungsanlagen, die aus dem EEG fallen, EEG-umlagepflichtig. Eine 2018 ins Leben gerufene EU-Richtlinie (Verordnung 2018/2001) möchte bis zum 30.06.2021 jedoch Anlagen bis 30kW von Umlagen und Abgaben befreien. Im besten Fall würde die deutsche Regierung die Entbindung der EEG-Umlagepflicht bis Ende dieses Jahres umsetzen, um so den enormen Rechenaufwand in 2021 zu ersparen.

Direktvermarktung

Derzeit erhalten aus dem EEG-fallende Anlagen, die Überschussstrom einspeisen, keine weitere Vergütung. Die Direktvermarktung stellt eine Lösung für dieses Problem dar. Anlagenbetreiber erhalten so auch weiterhin Geld in mindestens der Höhe der EEG-Vergütung. Mittlerweile wurde im Virtuellen Kraftwerk auch die Direktvermarktung für Kleinanlagen bis 1kW realisiert. Erstellen Sie jetzt unverbindlich Ihr Direktvermarktungsangebot und profitieren Sie bereits vor EEG-Ende von den Vorteilen.

Eigenverbrauch durch Stromspeicher

Weiterhin gilt, dass Bestandsanlagen der Erzeugung an Ort und Stelle entsprechen müssen. Strom kann also nicht an einem Ort erzeugt und an einem anderen genutzt werden. Ebenso muss das Haupteinkommen auch in Zukunft einer anderen Quelle entspringen, um nicht als Stromvertrieb zu gelten.

Bei Durchsetzung der genannten EU-Richtlinie bis Ende Juni 2021 oder früher, haben Stromerzeuger ohne Speicher durchschnittlich etwa 30% Eigenstromverbrauch. Mit Speicher können hingegen im Durchschnitt etwa 70% des produzierten Stroms selbst verbraucht werden. In beiden Fällen erfolgt eine Veränderung des Messkonzepts, welche auch eine wesentliche Änderung der Anlage mit sich bringt. Der Zählerplatz muss den neuen Anforderungen entsprechen und, sollte er schon alt sein, umgebaut werden.

Bei gespeichertem Strom besteht keine Umlagepflicht, sodass sich zwei Möglichkeiten ergeben: AC-Speicher oder DC-Speicher. Beim AC-Speicher kann der Wechselrichter in gutem Zustand (50.2 Hz Regel eingehalten, Überspannungsschutz eingebaut etc.) behalten werden. Probleme können jedoch durch Wandlungsverluste auftreten. Der DC-Speicher kann direkt in die Reihenschaltung der Module (String) eingebaut werden, wodurch der Vorteil eines höheren Wirkungsgrades entsteht. Der Wechselrichter kann je nach Zustand bleiben oder ausgetauscht und verkauft werden.

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Umgang mit Bestandsanlagen auf fremden Dächern

Was geschieht mit den Anlagen, die nach einem früheren Modell auf einem angemieteten Dach angebracht wurden und den EEG-Förderungszeitraum nun ausgeschöpft haben?
Da der Erzeugungs- und Verbrauchsort in diesen Fällen nicht übereinstimmt, gilt der Eigenverbrauch des Stroms als ein „Verkauf an Dritte“. 

Drei Möglichkeiten kommen hierbei in Betracht:

  • Die Direktvermarktung
  • Der Verkauf an Dritte (die Bewohner des Gebäudes)
  • Die Verpachtung der Anlage.

Bei der letzten Option wird Strom nicht verkauft, sondern einfach die Anlage verpachtet. So können Dritte den Strom quasi selbst erzeugen. Ebenso wie der Verkauf an Dritte ist auch die Verpachtung immer noch EEG-umlagepflichtig. In den nächsten Monaten wird sich hier einiges tun. Zur Sicherheit empfiehlt es sich jedoch, Kontakt zu einem Steuerberater aufzusuchen, da das herkömmliche Mieterstrommodell hier nicht funktioniert. 

Verfahren beim Neuaufbau der Anlage

Neue PV-Module sind heute deutlich leistungsfähiger als sie es vor 20 Jahren noch waren. Alte Module vom Dach zu nehmen und die Anlage neu aufzubauen, kann also sinnvoll sein. Für die neuen Module erhalten Sie neben den neuen Garantien auch weitere 20 Jahre der EEG-Förderung. Dabei muss die Neuanlage den heutigen Kriterien entsprechen: Überspannungsschutz AC und DC, Brandschutz, die richtige Anbringung Ihres Wechselrichters und veränderte Anforderungen an Zählerplätze seien hier genannt. Die Infrastruktur wie Dachhaken, Stromleitungen und Schienen kann geprüft und bei langfristig gutem Zustand weitergenutzt werden.

Die Branche hat sich in den letzten 20 Jahren stark weiterentwickelt und bietet heute auch komplette Systeme an, über die es sich lohnen kann, Informationen einzuholen.

Möglichkeiten zur Nutzung Ihrer Altmodule gibt es viele. Neben dem Verkauf hilft auch der Einsatz der Anlage im sonnigen Ausland (z.B. über Ingenieure ohne Grenzen) sowie als Spende an Schulen, sodass Schüler die nachhaltige Energieerzeugung am Modell sehen können. Ebenso können die Module auch auf das Gartenhaus oder bei Freunden mit Unterstützung eines kleinen Batteriespeichers installiert werden.

Unsere Empfehlung: Nutzen Sie bereits jetzt die Chance in die Direktvermarktung einzusteigen. Schaffen Sie rechtzeitig die nötigen Voraussetzungen wie die Einrichtung der Fernsteuerbarkeit Ihrer Anlage und eines RLM-Zählers. Weitere Informationen finden Sie in unserem Artikel „Die 6 Schritte bis zur Strom Direktvermarktung“.

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Pierre Fees, Head of Renewables Sales

Strom Direktvermarkter Vergleich: Marktübersicht kostenlos herunterladen 4.9 (18)

Welcher Strom Direktvermarkter bietet welche Leistungen? Gibt es eine Beschränkung des Eigenverbrauchs und wo kann ich meine Erlöse einsehen? Für Anlagenbetreiber und Projektierer ist es meist kompliziert, einen Überblick zu bewahren, da es viele Direktvermarkter auf dem Markt gibt. Wir haben für Sie die wichtigsten Punkte zusammengefasst und Direktvermarkter aus Deutschland verglichen. Jetzt Strom Direktvermarkter Vergleich kostenlos herunterladen.

Das Virtuelle Kraftwerk als Ihr verlässlicher Direktvermarkter

Wir, das Virtuelle Kraftwerk der EnBW, treiben die Energiewende 2.0 voran. Das bedeutet: weg von den großen analogen Kraftwerken und hin zu den kleineren Erzeugeranlagen. Als finanzstarkes Unternehmen mit Bonitätsrating A fördern wir erneuerbare Energien, vermarkten diese und leiten sie somit von Mensch zu Mensch.

Werden Sie Teil der Energiewende!

Sie als Projektierer oder Anlagenbetreiber können nun Teil dieses Energiesystems sein – das Virtuelle Kraftwerk der EnBW wickelt für Sie alles ab. Das heißt, dass wir als Ihr Direktvermarkter Ihren selbst erzeugten Photovoltaik-Strom (PV-Strom) an der Börse vermarkten. Darüber hinaus lösen wir das Problem der Fernsteuerbarkeit für Sie. Dabei ist jede Anlagengröße und Hardware-Basis der Anlage bei uns willkommen.
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Das Virtuelle Kraftwerk der EnBW als zuverlässiger Direktvermarkter

Unabhängig von Anlagenart, -größe und Eigenverbrauch – wir vermarkten Ihre erzeugte Energie optimal an der Börse

Marktübersicht Direktvermarkter für Solarstrom: Wir bieten Ihnen einen Vergleich.

Sie suchen einen Partner, mit dem Sie Ihren Solarstrom optimal direkt vermarkten? Überzeugen Sie sich selbst und vergleichen Sie die Direktvermarkter für PV-Strom. Hier haben Sie Direktvermarkter für PV-Strom nach den wichtigsten öffentlich einsehbaren Punkten gewichtet, damit Sie den besten Mehrwert mit Ihrer Direktvermarktung erzielen können.

Wir wollen Ihnen einen transparenten Vergleich der Direktvermarkter in Deutschland ermöglichen, weil wir sicher sind, dass wir der richtige Partner für Sie als Projektierer oder Anlagenbetreiber sind.

(Falls Sie als Direktvermarkter Ergänzungen haben oder noch nicht aufgelistet wurden, kontaktieren Sie uns gerne per E-Mail: kontakt@interconnector.de )

Strom Direktvermarktervergleich jetzt kostenlos herunterladen:

Direktvermarktung, PPAs, Post-EEG: Florian Vetter vom Virtuellen Kraftwerk im Interview 4.4 (14)

Die E-World steht vor der Tür. Auch in diesem Jahr werden hoch innovative Lösungen für die Energiewelt von Morgen im Mittelpunkt stehen. Als kleinen Vorgeschmack haben wir Florian Vetter, unserem Head of Sales, ein paar Fragen gestellt.

Wie erklärst Du den Kunden das Virtuelle Kraftwerk der EnBW?

Vor drei Jahren haben wir uns eine existenzielle Frage gestellt: Was ist die Daseinsberechtigung eines großen Energieversorgers wie der EnBW, wenn perspektivisch ein Großteil der Energieerzeugung dezentral erfolgt? Im Energieökosystem von Morgen geht es darum, hoch komplexe Systeme zu managen und genau darin liegt unsere Kernkompetenz. Unser Anspruch als Virtuelles Kraftwerk ist es, nichts geringeres als das Betriebssystem der Energiewende zu bauen. Anders als früher, als die großen Energiekonzerne gerne ihr eigenes Süppchen gekocht haben, stellen wir unsere Plattform und unsere Lösungen allen zur Verfügung.

Was bietet das Virtuelle Kraftwerk konkret für Stadtwerke und andere Energieversorger an?

Wir bieten White-Label-Lösungen für die Vermarktung von dezentral erzeugtem Strom, für dynamische Stromtarife und für Community-Modelle. Aufgrund des modularen Aufbaus unserer Lösungen können Energieversorger bei uns den Grad ihrer Wertschöpfungstiefe selbst bestimmen. Das heißt, dass unsere Partner ohne Investitionsrisiko und mit geringem Aufwand in kürzester Zeit neue Geschäftsmodelle etablieren können. Außerdem ist, falls gewünscht, nach und nach die Integration eigener Prozesse möglich.

Kannst Du das an einem Beispiel erläutern?

Nehmen wir das Beispiel EEG-Direktvermarktung. Um diese Dienstleistung Anlagenbetreibern anbieten zu können, braucht man eine Vielzahl von energiewirtschaftlichen sowie technischen Kompetenzen und Prozessen: Bspw. von der fernwirktechnischen Anbindung der Anlagen, über die Marktkommunikation, das Portfolio- und Bilanzkreismanagement bis hin zur Vermarktung der Energie und der Abrechnung gegenüber dem Kunden. Und das ist ja nur ein kleiner Auszug. Ein Stadtwerk oder ein regionaler Energieversorger ist unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten selten in der Lage, all diese Prozesse Inhouse aufzubauen und zu betreiben. Und das muss ja auch nicht sein. Die meisten dieser Prozesse sind völlig austauschbar und bieten keinen Differenzierungsvorteil hinsichtlich des Kundenerlebnisses. Im Gegenteil, durch Skalierungseffekte ist es in der Regel deutlich günstiger diese Leistungen von uns zu beziehen als sie selbst zu erbringen. Dadurch bleiben mehr Ressourcen für Prozesse, die einen Mehrwert für den Kunden stiften wie bspw. ein exzellenter Kundenservice.

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Wie lange dauert es, bis z.B. eine White-Label-Direktvermarktungslösung live geht?

Das kommt natürlich darauf an in welchen Umfang der Partner unsere Standardmodule einsetzen will und wie viele Schnittstellen zu den Systemen des Kunden etabliert werden müssen. Aber wir reden hier nicht mehr über Monate oder gar Jahre. Unser Rekord liegt bei vier Wochen. In diesem Fall nutzt der Partner den Großteil unserer Standardprozesse und besetzt nur die für ihn relevanten Kundentouchpoints und das Pricing selbst.

Was sind Deiner Meinung nach die großen Herausforderungen der Branche für die wir aktuell Lösungen entwickeln?

2018 war das Jahr der PPAs (Power Purchase Agreements). Allerdings wurde darüber nur viel geredet und zumindest in Deutschland nichts umgesetzt. Aber das Thema wird kommen. Zum einen zur Finanzierung von Anlagen außerhalb des EEGs, zum anderen für Anlagen die aus der EEG-Förderung auslaufen. Wir haben hier unsere Hausaufgaben gemacht und können auch hoch standardisierte PPAs für kleine und mittlere Anlagen anbieten. Und das natürlich auch für unsere Partner als White-Label-Lösungen.Ein weiteres Thema ist die Reststromlieferung für Gewerbebetriebe mit hohem Eigenverbrauch. Diese haben mit einem enormen Anstieg der Strombezugskosten zu kämpfen. Unsere Partner haben uns von Betrieben berichtet, die kaum einen Lieferanten finden konnten, der sie mit Reststrom beliefert und die nun astronomische Preise pro Kilowattstunde bezahlen müssen. Hier haben wir ebenfalls angesetzt und einen Reststromliefervertrag entwickelt, der viele der Kostentreiber eliminiert.

Webinar Recap: 5 nützliche Fakten rund um die Direkt­vermarktung 5 (5)

In unserem ersten Webinar „Warum es sich nicht lohnt, nur 99 kWp-Anlagen zu bauen“ hat Experte Simon Schweda Einblicke und Antworten auf Ihre Fragen rund um die Direktvermarktung gegeben. Sie konnten nicht am Webinar teilnehmen oder möchten die behandelten Themen noch einmal nachlesen? Wir haben die wichtigsten Punkte hier für Sie zusammengefasst. Außerdem gibt es das Webinar hier nochmals in voller Länge zum Ansehen.  

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Was hat es mit der 100 kW Grenze auf sich? 

Mit der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2016 wurde die verpflichtende Direktvermarktung für Anlagen ab einer Größe von 100 kW eingeführt. Diese gesetzlich auferlegte Grenze hat weitläufig zu einer Scheu vor der Direktvermarktung geführt. Neben der Fernsteuerbarkeit, die mit Aufwand verbunden aber heute fast kostenneutral herzustellen ist, ist die Installation von Lastgangzählern ein Hindernis für viele Anlagenbesitzer. Sobald der Strom einer EE-Anlage direktvermarktet wird, muss ein Lastgangzähler installiert werden. Ein solcher Zählerwechsel muss beantragt werden und kommt mit höheren Kosten einher, unter anderem auch, weil Lastgangzähler viertelstündlich ausgelesen werden. Bei einer Gegenrechnung mit den Direktvermarktungserlösen ab einer Anlagengröße von 100kW wird allerdings deutlich, dass die größere Leistung der Anlage und die dadurch größere Menge an direkt vermarktetem Strom Mehreinnahmen generiert, die die Kosten für Fernsteuerbarkeit und Zähler – vor allem über 20 Jahre lang – auf Null rechnen.  

 

Was bedeutet Fernsteuerbarkeit und was muss man dabei beachten? 

Fernsteuerbarkeit ist eine verpflichtende Voraussetzung für die Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell. Eine EE-Anlage, deren Strom direkt an der Börse vermarktet wird, muss vom Direktvermarkter ferngesteuert werden können. Windräder oder Photovoltaik-Anlagen beispielsweise sind vom Wetter abhängig und erzeugen nicht konstant Strom. Der Direktvermarkter braucht also Zugang und Einsicht in die Leistung und Stromproduktion, um bei einem Stromüberschuss an der Börse die Anlage abregeln zu können. So können negative Börsenpreise verhindert werden. Wir als Direktvermarkter kümmern uns um die Fernsteuerbarkeit Ihrer Anlage und organisieren einen Servicepartner, der die Anlage technisch anbindet und somit fernsteuerbar macht.  Sie füllen die “Erklärung der Fernsteuerbarkeit” aus und wir leiten diese an den Netzbetreiber weiter. Bestandsanlagen, die freiwillig in die Direktvermarktung wechseln, müssen die Fernsteuerbarkeit bis zum Start in die Direktvermarktung nachweisen. Neuanlagen haben bis zum Monatsersten des nächsten Monats Zeit.  

 

Was ist das Zweistrommodell? 

In der Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell setzt sich der Direktvermarktungserlös aus dem sogenannten Marktwert, dem Wert des Stroms an der Börse, und der Marktprämie zusammen. Ihr Erlös setzt sich also aus zwei Bestandteilen zusammen, daher spricht man bei der Vergütung vom sogenannten Zweistrommodell. Es gibt zwei Zahlungsströme: Anlagenbetreiber erhalten vom Direktvermarkter den Marktwert gutgeschrieben und vom Netzbetreiber die Marktprämie. Mehr dazu und wie die zwei Zahlungen steuerlich behandelt werden, können Sie in unserem Blogbeitrag lesen. 

 

Was genau wird mit der Dienstleistungspauschale des Direktvermarkters gedeckt? 

Das Entgelt, das wir für die Direktvermarktung erheben, errichtet sich aus Prognosen, Marktexpertise und Börsenzugang. Ein großer Faktor ist das Thema Ausgleichsenergie. Wir als Direktvermarkter tragen – neben den Bilanzkreisverantwortlichen – das Ausgleichsenergierisiko. Wir prognostizieren anhand der Einsicht in die Anlage und die Fernsteuerbarkeit die Strommengen. Jede Anlage gehört zu einem Bilanzkreis, einer Art Bankkonto, das man alle 15 Minuten auf Null bringen muss. Als Direktvermarkter müssen wir einschätzen, welche Menge sich auf dem “Konto” befinden. Pro Viertelstunde wird prognostiziert, was ins Netz eingespeist und verkauft wird. Bei Abweichungen von der Prognose muss der Netzbetreiber das Defizit oder den Überschuss über den Regelenergiemarkt bedienen. Die Kosten für die Regelenergie sind in die Direktvermarktungspauschale inkludiert und werden von uns getragen. Daher sind wir an exakten Prognosen interessiert – ein Kernpunkt hierbei ist also auch die Fernsteuerbarkeit.  

 

Kann ich auch noch größere Mehrerlöse durch die Direktvermarktung generieren? 

In der Direktvermarktung unterscheidet man zwischen dem Marktprämienmodell und der Spot-Bepreisung. Der Mehrerlös im Marktprämienmodell besteht aus den 0,4 Cent pro Kilowattstunde mehr (enthalten in der Marktprämie). Das Marktprämienmodell birgt kein Risiko, denn der Marktwert spiegelt den gesamtdeutschen Wert aller Anlagen. Man kann sich auch für Spot-Bepreisung des direktvermarkteten Stroms entscheiden. Wenn eine Anlage beispielsweise Ost-West ausgerichtet ist, produziert sie Strom, wenn dieser mehr Wert ist – also in geringeren Mengen verfügbar ist (morgens und abends). In diesem Vergütungsmodell werden exakt die Zeiten und Preise vergütet, in denen Strom einspeist wird. Die Preise am Spot-Markt schwanken viertelstündlich. Speist man in einer preislich hohen Viertelstunde ein, kann der Erlös über dem im Marktprämienmodell liegen. Denn: Die Marktprämie wird auch in diesem Modell als Add-On vom Netzbetreiber bezahlt. Aber die Höhe der Prämie orientiert sich nicht am schwankenden Spot-Preis, sondern am Marktwert, also dem gewichteten Durchschnittspreis aller Anlagen in Deutschland pro Monat. So sind bei hohen Spot-Preisen größere Erlöse als im Marktprämienmodell möglich, bei geringeren Spot-Preisen aber auch Defizite. Im Vergleich zum Marktprämienmodell sind also die Chancen auf größere Erlöse gegeben, ein Risiko für geringere Erlöse jedoch auch.