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Webinar Recap: 5 nützliche Fakten rund um die Direktvermarktung

Lesezeit: 3 Minuten

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. 

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