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FAQ zur Batteriespeichervermarktung
Allgemeine Fragen
Für die Vermarktung Ihres Batteriespeichers sollte dieser als Richtwert basierend auf unseren Erfahrungen mindestens 1,35 MW vermarktbare Leistung bzw. 1,35 MWh Speicherkapazität besitzen, um auch an allen relevanten Märkten einschließlich der Regelenergie teilnehmen zu können. Wichtiger als die Größe, ist jedoch der ausschließliche Zweck des Einsatzes an den Strommärkten, d.h. ohne industriellen Eigenverbrauch oder andere lokale Anwendungsfälle im Hintergrund.
Die Erfahrung zeigt, dass finanzierende Banken bezüglich dem Thema Batteriespeicher oft (aber nicht immer) erlösseitig und technologiebezogen gewisse Sicherheiten für eine Finanzierung fordern. Durch entsprechende Vergütungsmodelle mit garantierten jährlichen Mindestvergütungen, der Einhaltung von individuellen projektspezifischen Restriktionen bei der Fahrweise, ausgewiesener langjähriger Erfahrung und Kompetenz in der technischen Betriebsführung und einem starken Partner wie der EnBW mit hoher Bankability im Hintergrund kann den Anforderungen der finanzierenden Banken oft hinreichend entsprochen werden.
Über unsere ausgewiesene Kompetenz in der Planung, Realisierung und dem Betrieb von Batteriespeichern unterstützt die EnBW Sie gerne auch bei der Planung, Auslegung und Wirtschaftlichkeitsberechnung Ihres Batteriespeicherprojekts.
Die EnBW handelt den Strom auf verschiedenen Märkten, die alle in der Rubrik “Strommärkte” erklärt werden.
Dabei gibt es zwei verschiedene Konzepte.
- Arbitrage-Handel auf den Spotmärkten (Großhandelsmärkten):
Hier geht es darum, Preisunterschiede auszunutzen. In Zeiten niedriger Preise lädt die Batterie und in Zeiten hoher Preise wird der Strom mit Gewinn verkauft.Die Preisdynamik wird an folgendem Beispiel erklärt:
- Niedrige Preise während der Mittagsstunden: Mittags, insbesondere an sonnigen Tagen, produzieren Solaranlagen in Deutschland viel Strom, was zu einem hohen Angebot am Spotmarkt führt.
Außerdem ist die Nachfrage geringer, da die Menschen nicht zu Hause sind und beispielsweise weniger Energie für Licht gebraucht wird.
Eine geringe Nachfrage und ein hohes Angebot führt auf den Spotmärkten zu niedrigen Preisen. In den Mittagsstunden lohnt es sich daher oft, Strom billig einzukaufen und in der Batterie einzuspeichern. - Hohe Preise während der Abendstunden: Abends sinkt die Produktion aus erneuerbaren Quellen wie Solarenergie, da die Sonne untergeht. Auch die Windproduktion kann je nach Wetterlage schwanken.
Gleichzeitig steigt die Nachfrage nach Strom, wenn die Menschen nach Hause kommen, kochen, Licht einschalten und möglicherweise auch Klimaanlagen oder Heizungen nutzen.
Die Kombination aus niedrigem Angebot und hoher Nachfrage führt zu einem Anstieg der Strompreise. In dieser Zeit kann die in Batteriespeichern gespeicherte Energie oft zu einem höheren Preis am Spotmarkt verkauft werden.
- Niedrige Preise während der Mittagsstunden: Mittags, insbesondere an sonnigen Tagen, produzieren Solaranlagen in Deutschland viel Strom, was zu einem hohen Angebot am Spotmarkt führt.
- Handel auf den Regelenergiemärkten:
Die Regelenergiemärkte sind für die Netzstabilisierung zuständig. In den Batterien gespeicherte Energie wird dazu verwendet, um das Stromnetz zu stabilisieren.
Die Dauer der Realisierung eines Batteriespeicherprojektes kann sehr unterschiedlich sein, abhängig von ihrem Projektstatus. Die Erfahrung zeigt, dass mit Vorliegen aller Genehmigungen, Netzzusage und Finanzierung zwischen Bestellung beim Lieferanten und Inbetriebnahme ein- bis eineinhalb Jahre liegen können. Das liegt vor allem an der zum Teil sehr langen Lieferzeit von Batterie, Trafo und Wechselrichter, welche alleine schon 30-40 Wochen betragen kann, aber auch an der anschließenden Bauphase selbst.
Aus Sicht der EnBW gibt es damit kein Problem, solange Fläche und Netzanschluss vorhanden sind.
- Unser Batteriespeicher-Index ist maximal transparent: Die Abrechnung ist jederzeit einfach nachvollziehbar.
- Unser Index ist maximal diskriminierungsfrei: Wir behandeln alle Speicher in unserem Portfolio gleich, unabhängig von den Konditionen. Auch machen wir so keinen Unterschied zwischen EnBW-eigenen Speichern und Anlagen von Dritten. Je größer das Portfolio des Vermarkters ist, desto wichtiger ist die Einsatzreihenfolge der Speicher. Insbesondere in den PRL- und SRL-Märkten ergeben sich daraus sonst schnelle preissetzende Effekte (da diese Märkte im Vergleich sehr klein sind). Der Speicher der zuerst eingesetzt wird, erzielt den höchsten Preis. Der Vermarkter kann sich hier also bewusst gegen Sie optimieren, das ist nicht fair und auch nicht unser Vorhaben.
- Bestpreisgarantie: Wir bilden für Sie innerhalb der vorgegebenen Speicherspezifikationen immer die besten Preispaare an Intraday und Day-Ahead und tragen dafür das volle Risiko. Insofern haben Sie eine gewisse Sicherheit, dass Sie immer die besten Spreads pro Tag erhalten. Außerdem profitieren Sie schon von Tag 1 an von allen Märkten, auch PRL und SRL – selbst wenn Ihr Batteriespeicher erst später präqualifiziert werden sollte. Dies ist insofern relevant, da die Konkurrenz Ihren Speicher sonst gerne in der Regelenergie als Besicherung für andere Speicher im Portfolio einsetzen kann, was für Sie eine Benachteiligung darstellen würde. Das ist bei uns nicht der Fall: Sie profitieren immer von allen Märkten, unabhängig davon ob der Speicher dort auch tatsächlich eingesetzt wird.
Als EnBW bieten wir Batterievermarktungslösungen auch in Großbritannien an. Zusätzlich prüfen wir aktuell den Einstieg in die Märkte anderer europäischer Länder.
Bei der Vermarktung von Batteriespeichern reicht es heutzutage wirtschaftlich nicht mehr aus, die Batterie alleine in einem einzigen Markt einzusetzen. Um das maximale Erlöspotenzial mit Ihrem Batteriespeicher zu erzielen, sollte ein Multi-Market-Ansatz verfolgt werden. In diesem wird ein Batteriespeicher über verschiedene Märkte wie die Spotmärkte, Day-Ahead und Intraday (Arbitrage) sowie die Regelenergie (Primär- und Sekundäregelreserve) eingesetzt. Hierbei wird auf Basis intelligenter Algorithmen des Vermarkters täglich und untertägig auf Basis von Preisprognosen und einer Optimierung laufend neu entschieden, in welchen Stunden des jeweiligen Tages die Batterie am besten in welchem Markt eingesetzt wird, um das maximale Erlöspotenzial zu realisieren.
Die höhere zyklische Beanspruchung der Batterie im kontinuierlichen Intraday-Handel etwa gegenüber der Regelenergie ist richtig. Damit der Speicher hierdurch nicht zu schnell degradiert und sein Lebensende früher als in der Auslegung geplant erreicht, bieten wir zum Beispiel Sicherheiten durch eine individuell festgelegte Anzahl an jährlichen nutzbaren Volladezyklen und vertraglich individuell vereinbarte Zykluskosten.
Technische Fragen
Die Round-Trip-Efficiency (RTE) beschreibt den Gesamtwirkungsgrad des Batteriespeichers. Er gibt an, wie viel der ursprünglich gespeicherten Energie nach einem vollständigen Lade- und Entladezyklus (Volladezyklus) wieder nutzbar ist. Es ist ein Maß dafür, wie effizient die Batterie Energie speichert und wieder abgibt.
Aus Sicht des Vermarkters ist vor allem die Round-Trip-Efficiency bezogen auf den Netzanschluss relevant. Dies ist wichtig um zu bestimmen, welche Gesamtverluste ein Speichervorgang z.B. im Rahmen eines Handelsgeschäftes an den Strommärkten hat, da hier u.a. auch Leitungsverluste mit berücksichtigt werden.
Leistung: Leistung wird bei Großbatteriespeichern in Megawatt (MW) gemessen und gibt an, wie viel Energie zu einem bestimmten Zeitpunkt erzeugt oder verbraucht wird. Ein Megawatt entspricht 1.000 Kilowatt. In der Batterievermarktung beschreibt die Leistung die maximale Menge an Energie, die eine Batterie zu einem bestimmten Zeitpunkt liefern kann, um auf Marktbedarfe oder Netzanforderungen zu reagieren. Nimmt eine Batterie beispielsweise an einem der Regelleistungsmärkte teil, entscheidet die bereitgestellte Leistung über die Höhe der Vergütung.
Kapazität: Die Kapazität wird gewöhnlich in Megawattstunden (MWh) gemessen und gibt die Gesamtmenge an Energie an, die eine Batterie über einen bestimmten Zeitraum speichern oder liefern kann. Eine Megawattstunde entspricht der Energiemenge, die bei einer Leistung von 1 MW innerhalb einer Stunde umgesetzt wird. Die Kapazität einer Batterie beschreibt also, wie viel Energie die Batterie insgesamt speichern kann.
Das Verhältnis zwischen Leistung und Kapazität ist dabei entscheidend für die Speicherdauer der jeweiligen Batterie. Eine Batterie mit 1 MW Leistung und 1 MWh Kapazität gilt als sogenannter “1-Stunden Speicher”. Eine Batterie mit 1 MW Leistung und 2 MWh Kapazität kann die Energie 2 Stunden speichern. Hat die Batterie 1 MW Leistung und 4 MWh Kapazität gilt sie als “4-Stunden Speicher” und kann entsprechend nochmal mehr Energie aufnehmen. Das Verhältnis zwischen Leistung und Kapazität kann ebenfalls als C-Rate definiert werden. So haben “4-Stunden-Speicher” eine C-Rate von 0,25, “2-Stunden-Speicher” eine C-Rate von 0,5 und “1-Stunden-Speicher” eine C-Rate von 1,0. Eine hohe Speicherkapazität ist besonders wichtig für die Stromhandelsgeschäfte am DA & ID-Markt, da durch eine längere Speicherdauer mehr Flexibilität im Handel ermöglicht wird. Und ein größeres Flexibilitätspotential bedeutet am Ende auch mehr Erlösmöglichkeiten für den Betreiber.
Eine gute Analogie hierzu zur Verbildlichung ist ein Wassertank:
Die Leistung repräsentiert den Wasserhahn und gibt an, wie viel Wasser auf einmal aus dem Tank fließen kann.
Die Kapazität gibt an, wieviel Wasser in den Tank passt (Ein großer Tank kann viel Wasser speichern, ein kleinerer Tank kann weniger Wasser speichern).
Die C-Rate ist eine Kennzahl, um die Lade- oder Entladegeschwindigkeit einer Batterie im Verhältnis zu ihrer Gesamtkapazität zu beschreiben.
Wenn eine Batterie eine C-Rate von 1C (“1h-System”) hat, bedeutet das, dass sie innerhalb von einer Stunde vollständig geladen oder entladen werden kann.
Eine C-Rate von 0,5C (“2h-System”) bedeutet, dass die Batterie innerhalb von zwei Stunden vollständig geladen oder entladen werden kann.
Bei einer C-Rate von 2C würde die Batterie in 30 Minuten vollständig geladen oder entladen werden.
Die C-Rate hat einen Einfluss auf die Lebensdauer und die Effizienz:
Hohe Lade- und Entladeraten führen zu stärkeren chemischen Reaktionen und erhöhter Wärmeentwicklung, was die Materialien der Batterie stärker beansprucht und zu schnellerem Kapazitätsverlust und geringerer Lebensdauer führen kann. Zusätzlich sinkt die Effizienz, da Energie in Form von Wärme verloren geht.
Ein Vollladezyklus beschreibt das einmalige Laden, Speichern und Entladen des Speichers bei Ausnutzung der gesamten nutzbaren Kapazität, d.h. die Beladung von 0 % auf 100 % und anschließende Entladung von 100 % auf 0 %. Bei nicht vollständiger Be- oder Entladung können mehrere Teilladezyklen zusammen auch einen Vollladezyklus ergeben.
Beispiel: Zwei Beladungen/Entladungen von jeweils 50 % entsprechen einem Vollladezyklus.
Die Anzahl der Vollladezyklen gibt Aufschluss über die Alterung und den Verschleiß einer Batterie. Je mehr Zyklen ein Batteriespeicher durchlaufen hat, desto näher ist er an seinem Lebensende. Hersteller definieren ihre Garantien häufig auf Basis von Zyklen oder der verbleibenden nutzbaren Restkapazität nach einer bestimmten Anzahl von Zyklen. Deshalb ist es wichtig, zusammen mit dem Vermarkter die durch ihn zulässigen nutzbaren Vollladezyklen pro Tag und Jahr festzulegen, damit diese Garantiebedingungen nicht unabsichtlich verletzt werden.
Ein Anlagenzertifikat ist ein technischer Nachweis, der bestätigt, dass eine Anlage, wie z.B. ein Batteriespeichersystem, die Anforderungen für einen sicheren und netzkonformen Betrieb gemäß den deutschen Netzanschlussrichtlinien erfüllt. Es ist Voraussetzung für den Netzanschluss und die Inbetriebnahme größerer Speicheranlagen.
Bei Anlagen mit einer Anschlussleistung > 950 kW ist dies das Anlagenzertifikat Typ A.
In dem Zertifikat werden die elektrischen Eigenschaften der Anlage auf Basis detaillierter Planungsunterlagen und Simulationen bewertet. Es wird durch eine akkreditierte Zertifizierungsstelle ausgestellt und ist Teil eines mehrstufigen Prozesses. Dieser wird mit einer Konformitätserklärung abgeschlossen, die bestätigt, dass die Anlage wie geplant umgesetzt wurde.
(Quelle: Prüfung stationärer Energiespeicher nach IEC 62619, TÜV Süd)
Die Kühlung von Batteriespeichern ist entscheidend für deren Sicherheit, Effizienz und Lebensdauer. Während des Betriebs entsteht Wärme, die abgeführt werden muss, um Überhitzung und Zellschäden zu vermeiden. Zwei Kühlmethoden kommen hauptsächlich zum Einsatz: Luftkühlung und Flüssigkeitskühlung.
Luftkühlung ist einfach und kostengünstig, eignet sich besonders für kleinere Speicher und Systeme mit geringer Leistungsdichte. Sie nutzt Ventilatoren oder natürliche Luftzirkulation, hat aber eine begrenzte Kühlleistung und kann zu ungleichmäßiger Temperaturverteilung führen.
Flüssigkeitskühlung bietet eine höhere Effizienz und gleichmäßige Temperaturregelung, ist jedoch technisch komplexer und wartungsintensiver. Sie wird vor allem bei großen Speichersystemen oder Anwendungen mit hoher Lade-/Entladeleistung eingesetzt.
Die Wahl der Kühlmethode hängt von der Speichergröße, den Umgebungsbedingungen und den technischen Anforderungen ab. Eine sorgfältige Planung ist entscheidend für den zuverlässigen Betrieb.
Als Vermarkter empfehlen wir für die Batterievermarktung flüssigkeitsgekühlte Systeme zu nehmen. Grund ist hierfür insbesondere die Arbitrage-Vermarktung über die Day-Ahead- und Intraday-Märkte. Gerade bei luftgekühlten Systemen kann es bei hohen Lade-/Entladeleistungen zu drohenden Überhitzungen kommen, was dann Pausenzeiten von bis zu mehreren Stunden zwischen zwei Zyklen erfordern kann, in welchem der Batteriespeicher zusätzlich abkühlen muss, bevor ein neuer Zyklus gefahren werden kann (sogenannte “Cooldown-Zeiten”). Solche Cooldown-Zeiten schränken den Flexibilitätsgrad in der Vermarktung und somit das Erlöspotenzial zusätzlich ein und können bei flüssigkeitsgekühlten Systemen i.d.R. vermieden bzw. reduziert werden.
Bevor wir als EnBW mit der Vermarktung einer Batterie starten können, müssen wir einige Testfahrten durchführen. Diese sollen sicherstellen, dass…
- …die Batterie die technische Spezifikation erfüllt, die uns als Vermarkter gegenüber angegeben ist, und so reagiert, wie wir es erwarten.
- …die Batterie auch in der Regelenergie vermarktet werden kann. Hierfür muss die Batterie einige Anforderungen erfüllen, die wir mit diesen Testfahrten u.a. auch gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Präqualifikation nachweisen müssen.
Diese sind von der Idee also vergleichbar mit dem Fernsteuerbarkeitstest in der Direktvermarktung, nur deutlich umfangreicher.
Die Erfahrung von uns als Vermarkter zeigt, dass sich hier verschiedene Systeme unterschiedlich verhalten. Eine Testfahrt alleine reicht oft nicht aus, hier sind üblicherweise mehrere Fahrten nötig.
Im Umkehrschluss bedeutet das, dass die Batterie nicht direkt mit Inbetriebnahme auch in die Vermarktung geht. Vielmehr ist der Ablauf folgender:
- Batterie wurde durch den Anschlussnetzbetreiber abgenommen (Signaltest erfolgreich)
- Batterie wurde durch den Hersteller abgenommen, Site Acceptance Test (SAT) erfolgreich
- Testbetrieb durch EnBW ist erfolgreich
- Start der Vermarktung (Alle erforderlichen Genehmigungen, Zulassungen und Unterlagen wie Netzanschlussvertrag, Netznutzungsvertrag, Anlagenzertifikat Typ A etc. liegen vor)
Fragen zu unseren Anlagenkonstellationen
„Stand-alone“ Speicher besitzen einen eigenen Netzanschluss und teilen sich diesen nicht mit einem Solar- oder Windpark. Batteriespeicher in Co-Location wiederum besitzen einen gemeinsamen Netzanschluss mit einem Solar- oder Windpark. Für diese Anlagenkombinationen ist es möglich, eine EEG-Förderung im Rahmen der Innovationsausschreibung zu erhalten. Sie können aber auch außerhalb der Innovationsausschreibung förderfrei errichtet werden.
Co-Location bedeutet immer ein Batteriespeicher in Verbindung mit einer EE-Anlage. Für Co-Location gibt es zwei Möglichkeiten: Zum einen den Co-Location Grünstromspeicher, bei dem der Batteriespeicher seinen Strom ausschließlich aus der EE-Anlage bezieht. Hier kann die Anlagenkombination im Rahmen der EEG-Innovationsausschreibung gefördert werden, dies gilt allerdings nur für Neuanlagen. Zum anderen den Co-Location Graustromspeicher, z. B. durch die Nachrüstung von Batterien an Bestandsanlagen. Hierbei wird der Speicher nur aus dem Netz geladen. Co-Location bietet zahlreiche Vorteile: Zum einen kann sie bereits bestehende Flächen in Anspruch nehmen, außerdem erfordert sie nur ein Genehmigungsverfahren und besitzt geringere Kosten pro Assets. Zudem sind Synergien in der Betriebsführung möglich, sowie Entlastung beim Netzanschluss (z. B. durch Einspeisebegrenzung).
Wir bieten für „Stand-alone“ und Co-Location Speicher standardmäßig Vermarktungsverträge innerhalb des liquiden Horizonts von einem bis hin zu fünf Jahren an. In Einzelfällen sind jedoch auch Gespräche über eine längere Laufzeit bis maximal 10 Jahre möglich. Für Parks im Rahmen der Innovationsausschreibung bieten wir standardmäßig Vertragslaufzeiten von ein bis fünf Jahren an.
Fragen zu den verschiedenen Strommärkten
Wir handeln an den kurzfristigen Spotmärkten (Day Ahead & Intraday) und auf den Regelenergiemärkten (Primärregelleistungs- & Sekundärregelleistungsmarkt).
Der Spotmarkt im Stromhandel ist ein Handelsplatz, an dem Strom für die Lieferung u.a. am selben Tag (Intraday-Markt) oder für den nächsten Tag (Day-Ahead-Markt) gehandelt wird. Dabei treffen Angebot und Nachfrage direkt aufeinander. Der Spotmarkt ist ein wesentlicher Bestandteil des Energiemarktes und spielt eine zentrale Rolle bei der Preisbildung und dem Ausgleich von Angebot und Nachfrage im Stromnetz.
Für den Handel von Strom in der Europäischen Union gibt es u.a. die Strombörse “European Power Exchange” (EPEX SPOT) in Paris. Dieser Strom-Spotmarkt beliefert viele europäische Länder. Neben Deutschland und Luxemburg, die eine Preiszone bilden, liefert die EPEX Spot auch Strom an Österreich, die Schweiz, Frankreich, Belgien, Dänemark, die Niederlande, Schweden, Norwegen, Finnland, Polen und das Vereinigte Königreich.
Am Day-Ahead-Markt werden Stromlieferungen für jede Stunde des Folgetages (0 bis 24 Uhr) gehandelt. Käufer und Verkäufer müssen im Rahmen einer Auktion ihre Gebote bis 12 Uhr des Vortages abgeben. Die Börse ermittelt dann aus den abgegebenen Geboten den Marktpreis und veröffentlicht täglich um 12:40 Uhr die entsprechenden Zuschläge.
Aus der Schnittmenge von angebotener und nachgefragter Strommenge ergibt sich schließlich der für alle Anbieter gleichermaßen geltende Einheitspreis, auch Market Clearing Price (MCP) genannt, für das jeweilige Produkt des Day-Ahead-Handels (z. B. für eine konkrete Stunde des Folgetages). Der MCP ist im Wesentlichen das letzte Gebot, das im Rahmen der Auktion einen Zuschlag erhält. Dieses letzte und damit teuerste Gebot bestimmt letztlich den Strompreis, den alle Marktteilnehmer für das jeweilige Produkt zahlen. Dieses Preisbestimmungs-Verfahren wird auch “Merit-Order” genannt.
Der Intraday-Markt ist ein Teil des Stromhandelsmarktes, auf dem Strom innerhalb eines Tages gehandelt wird. Er bietet Flexibilität für Stromerzeuger, Stromhändler und Verbraucher, um auf kurzfristige Schwankungen in Angebot und Nachfrage zu reagieren. Zum Beispiel können unvorhergesehene Ereignisse wie plötzliche Wetteränderungen oder technische Störungen in Kraftwerken ausgeglichen werden.
Der Handel erfolgt dabei sowohl für Stunden-, als auch insbesondere Viertelstundenprodukte und besteht aus einer Intraday-Auktion sowie einem kontinuierlichen Intraday-Markt.
Bei der Intraday-Auktion geben Marktteilnehmer ihre Gebote zu festgelegten Zeitpunkten ab, und der Preis wird für alle erfolgreichen Gebote nach dem Merit-Order-Verfahren einheitlich bestimmt, äquivalent wie bei der Day-Ahead-Auktion auch. Die Intraday-Auktion bietet gegenüber der Day-Ahead-Auktion eine strukturiertere Möglichkeit zum Handel, da bei der Intraday-Auktion auch Viertelstundenprodukte gehandelt werden können, jedoch ohne die Flexibilität für kurzfristige Anpassungen. Intraday-Auktionen finden jeweils um 15 Uhr und um 22 Uhr am Vortag sowie um 10 Uhr am Liefertag statt.
Im Gegensatz dazu ermöglicht der kontinuierliche Intraday-Handel den Marktteilnehmern, Strom in Echtzeit kontinuierlich und rund um die Uhr zu handeln. Transaktionen werden sofort ausgeführt, sobald Angebot und Nachfrage übereinstimmen, was eine hohe Flexibilität bietet. Ab 16 Uhr des Vortages können jeweils die neuen Handelsprodukte für den Folgetag gehandelt werden, und das bis 5 Minuten vor Lieferzeitpunkt. Die Preise variieren ständig und spiegeln die aktuellen Marktbedingungen wider.
Regelenergie ist Energie, die kurzfristig bereitgestellt wird, um das Stromnetz stabil zu halten. Diese Energie wird benötigt, wenn es im Stromnetz zu Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch kommt. Ein stabiles Stromnetz erfordert eine konstante Netzfrequenz (in Europa 50 Hz), und jede Abweichung von dieser Frequenz kann zu Netzinstabilitäten oder sogar Stromausfällen führen.
Je nachdem, wie schnell die Regelenergie für den Ausgleich der Netzfrequenzschwankungen bereitgestellt werden muss, unterscheidet man die Primärregelenergie, die Sekundärregelenergie sowie die Minutenreserve.
Diese drei Märkte für Regelenergie werden von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) organisiert und verwaltet (www.regelleistung.net). Um Regelenergie zu erbringen, werden von den ÜNBs besondere Anforderungen an die jeweilige Anlage gestellt, welche innerhalb eines definierten Verfahrens geprüft werden (sogenannte “Präqualifikation”).
- Schnelle Reaktionszeiten: Batterien können innerhalb von Millisekunden Energie bereitstellen oder aufnehmen, was sie ideal für Primärregelenergie macht.
- Zwei-Wege-Funktionalität: Batterien können sowohl Energie liefern als auch speichern, was bedeutet, dass sie sowohl bei einem Über- als auch bei einem Unterangebot an Strom eingesetzt werden können.
- Effizienz: Batterien sind sehr effizient im Vergleich zu traditionellen Kraftwerken, die Regelenergie bereitstellen.
- Kostengünstig: Batterien können im Vergleich zu anderen Anlagen sehr kostengünstig Regelenergie bereitstellen, da sie beim Hoch- und/oder Runterfahren deutlich weniger Kosten verursachen als z. B. ein konventionelles Kohle- oder Gaskraftwerk
Um am Regelenergiemarkt teilnehmen zu können, müssen die Betreiber und Betreiberinnen sicherstellen, dass die Anlagen die technischen Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und die regulatorischen Rahmenbedingungen erfüllen. (Anforderungen hier zu finden: www.regelleistung.net).Dieser Prozess wird auch “Präqualifikation” genannt.
Die Präqualifikation sollte in der Regel vor der Inbetriebnahme starten. Die Dauer der Präqualifikation ist vor allem abhängig vom ÜNB und dauert erfahrungsgemäß etwa 2-3 Monate.
Stand-Alone Batteriespeicher und Co-Location Batteriespeicher außerhalb der Innovationsausschreibung können grundsätzlich am Primärregelenergie- als auch Sekundärregelenergiemarkt teilnehmen.
Bei Innovationsausschreibungen ist es rechtlich nicht möglich am Primärregelenergiemarkt teilzunehmen, da die Batterien nur ins Netz einspeisen und nicht aus dem Netz beziehen dürfen.
Theoretisch kann ein Park im Rahmen der Innovationsausschreibung jedoch positive Sekundärregelenergie erbringen. Aufgrund von starken Einschränkungen beim Ladeverhalten, wie beispielsweise die Beladung des Batteriespeichers nur aus der benachbarten EE-Anlage oder einer benötigten Leistungserbringung von über mind. vier Stunden, ist dies praktisch jedoch selten wirtschaftlich lohnend.
Die höhere zyklische Beanspruchung der Batterie im kontinuierlichen Intraday-Handel etwa gegenüber der Regelenergie ist richtig. Damit der Speicher hierdurch nicht zu schnell degradiert und sein Lebensende früher als in der Auslegung geplant erreicht, bieten wir zum Beispiel Sicherheiten durch eine individuell festgelegte Anzahl an jährlichen nutzbaren Volladezyklen und vertraglich individuell vereinbarte Zykluskosten. Grundsätzlich stellen wir gemeinsam mit Ihnen sicher, dass im Rahmen der Vermarktung stets alle vereinbarten Garantiebedingungen des Herstellers erfüllt werden.
FAQ zur Strom Direktvermarktung
Allgemeine Fragen
Steht in Ihrer Rechnung als Endsumme ein negativer Betrag, dann haben Sie eine Gutschrift. Das bedeutet, dass wir Ihnen diesen Betrag auszahlen. Haben Sie am Ende Ihrer Rechnung eine positive Summe, so müssen Sie diesen Betrag an uns auszahlen.
Der in Ihrer Abrechnung ausgewiesene Einzelbetrag kann von Ihrer eigentlichen EEG-Einspeisevergütung bzw. dem anzulegenden Wert abweichen, da Ihre Anlage zeitweise unter die Regelung des § 51 des EEG gefallen ist.
Gemäß § 51 EEG verringert sich der anzulegende Wert einer Erzeugungsanlage auf null, wenn die Spotmarktpreise in gewissen Zeiträumen negativ sind. Wenn wir Ihre Anlage während eines solchen Zeitraums steuern, kompensieren wir trotzdem weiter den Monatsmarktwert. Außerhalb § 51 Zeiträumen kompensieren wir den vollständigen anzulegenden Wert bzw. die EEG-Einspeisevergütung Ihrer Anlage.
Die im Abrechnungszeitraum ermittelte Mischvergütung ergibt sich aus einer anteiligen Gewichtung von Monatsmarktwert und anzulegendem Wert bzw. EEG-Einspeisevergütung in Relation zu den zugrundeliegenden Kompensations-Mengen.
Beispiel: 100 kWh zu einer EEG-Einspeisevergütung von 4,5ct/kWh und 100kWh zum Marktwert von 1,5ct/kWh ergeben auf der Abrechnung eine Menge von 200kWh zu 3,0ct/kWh.
Ausführliche Informationen rund um das Thema negative Strompreise und deren Auswirkung erhalten Sie in unserem Energielexikon: https://www.interconnector.de/wissen/negative-strompreise/
Als Direktvermarktung wird der direkte Verkauf von Strom aus erneuerbaren Energiequellen an der Strombörse über einen Vermarkter bezeichnet. Das bedeutet, dass erzeugter Strom von einem Anlagenbetreiber direkt an einen Abnehmer verkauft wird. Dieser Abnehmer, der Direktvermarkter, vermarktet den Strom an der Börse und zahlt dem Anlagenbetreiber den Marktwert abzüglich einer Dienstleistungspauschale aus.
Seit der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2017 ist die Direktvermarktung für Neuanlagen ab 100 kW verpflichtend. Für Bestandsanlagen ist sie optional. Der Unterschied zum EEG-Regime liegt darin, dass Anlagenbetreiber ihren Strom bislang an den Netzbetreiber verkauft haben und dafür die EEG-Vergütung erhalten haben. In der Direktvermarktung erfolgt die Abgabe des Stroms nicht an den Netzbetreiber, sondern an einen Direktvermarkter.
Die EEG-Direktvermarktung folgt dem sogenannten Marktprämienmodell: Vom Direktvermarkter erhalten Anlagenbetreiber jeden Monat den Marktwert. Vom Netzbetreiber erhalten sie die Marktprämie. Beide zusammen ergeben den anzulegenden Wert – analog der EEG-Vergütung, der dem Anlagenbetreiber eine Vergütung über 20 Kalenderjahre garantiert.
Eine gesetzlich vorgeschriebene Voraussetzung für die Direktvermarktung ist die Fernsteuerbarkeit der EE-Anlage. So kann der Direktvermarkter die Leistung der Anlage regulieren. Fehlt der Fernsteuerbarkeitsnachweis, bekommen Anlagenbetreiber die Marktprämie nicht vom Netzbetreiber ausbezahlt.
Ziel der Direktvermarktung ist es, eine bedarfsgerechte Erzeugung des Stroms sowie einen wettbewerbsfähigen Markt für Erneuerbare Energien zu schaffen. Direktvermarktung sichert den Weg zu einer förderungsfreien Versorgung mit EE-Strom, bietet neue Erlöschancen sowie die Möglichkeit, ohne Risiko am freien Strommarkt teilzunehmen.
Haben Sie eine EEG-Anlage (Neubau- oder Bestandsanlagen, die zukünftig nach dem EEG in Betrieb genommen werden oder dies bereits sind) und wollen deren Strom bei uns in die Direktvermarktung geben, müssen Sie ihre Anlage bis spätestens 1 Monat und 5 Werktage vor dem gewünschten Direktvermarktungsstart in unserem Portal anmelden. Haben Sie eine Anlage, die sich in der Ausfallvergütung befindet oder wechseln Sie von einem anderen Direktvermarkter zu uns, müssen Sie ihre Anlage bis spätestens 10 Tage vor dem gewünschten Direktvermarktungsstart in unserem Portal anmelden.
Die Fernsteuerbarkeit muss in allen diesen Fällen vor dem Start der Direktvermarktung nachgewiesen werden, außer wenn sich der Direktvermarktungsstart und das EEG-Inbetriebnahmedatum im selben Monat befinden. Dann kann der Fernsteuerbarkeitsnachweis bis zum Ende des Folgemonats nachgereicht werden.
Abrechnungen werden von uns jeweils zum 11. Werktag eines Monats für den Vormonat erstellt. Sie bekommen die Abrechnung entweder per E-Mail zugeschickt oder – falls Sie Ihre EE-Anlagen bereits in unserem Direktvermarktungsportal registriert haben – sehen diese in unserem Portal ein.
Sie bekommen jeweils zwei Abrechnungen. Von uns erhalten Sie die monatliche Vergütung vom Marktwert bzw. Index Spot.
Die Summe unserer Gutschrift errechnet sich aus dem im Internet veröffentlichten Marktwert (https://www.netztransparenz.de/EEG/Marktpraemie/Marktwerte) multipliziert mit den ¼-Stunden Einspeisewerten abzüglich der Dienstleistungspauschale.
Beim Index Spot vergüten wir den mengengewichteten Preis der Stundenkontrakte der EPEX SPOT Day-Ahead-Auktion in Deutschland (veröffentlicht unter www.epexspot.com). Das bedeutet, wir stellen die ¼-Stunden Einspeisewerte der entsprechenden EPEX SPOT Stundenkontrakte gegenüber.
Für die Marktprämie erhalten die Kunden eine weitere Abrechnung von Ihrem Netzbetreiber, auf welche wir keinen Einfluss haben. Dafür können Sie sich direkt an Ihren Netzbetreiber wenden. Wir erhalten aufgrund der Datenschutzgrundverordnung (DSGVO) keine Auskunft.
Wir berechnen den Erlös anhand der ¼-Stunden Einspeisewerte, auch Lastgänge genannt, die uns vom Netzbetreiber via EDIFACT (Electronic Data Interchange for Administration, Commerce and Transport; ein branchenübergreifender Standard für elektronische Daten) übermittelt werden.
Das kann Ihnen der Netzbetreiber beantworten.
Bitte warten Sie 5-10 Minuten, bevor Sie den Link nochmal aufrufen – Das Einspielen der Datenanhänge braucht manchmal etwas Zeit.
Wir rechnen immer für den vorangegangenen Monat ab.
Beispiel: Sie haben eine Abrechnung im Februar erhalten, der Abrechnungszeitraum dafür war der Januar.
Durch die hohe Standardisierung der Prozesse ist es uns ausschließlich möglich, die Abrechnung elektronisch zu übermitteln.
Wir zahlen nur den Marktwert bzw. Index Spot aus, welcher monatlich schwankt.
Um auf den anzulegenden Wert zu kommen, zahlt Ihnen der Netzbetreiber die Differenz zum Marktwert in Form der Marktprämie aus. Dabei wird der jeweils aktuell Index Spotpreis vom Netzbetreiber nicht berücksichtigt.
Beispiel: Der anzulegende Wert liegt bei 10ct. Somit haben wir einen Marktwert von 3 ct. Der Index Spotpreis liegt bei 4 ct. Die Marktprämie entspricht dennoch 7 ct, da nur auf den Marktwert geschaut wird.
Bevor wir Ihre Abrechnung an Sie schicken, benötigen wir die Messwerte vom Netzbetreiber. Sollten Sie keine Abrechnung in Ihrem Portal oder per E-Mail bekommen haben, könnte ein möglicher Grund sein, dass wir die benötigten Messwerte noch nicht erhalten haben. Natürlich können Sie uns per E-Mail oder telefonisch kontaktieren.
Die Gesetzgebung besagt, dass eine Förderung der in den Anwendungsbereich des EEG fallenden Anlagen lediglich in Form der Zahlung einer EEG-Vergütung erfolgt. Voraussetzung für deren Zahlung ist die Einspeisung des in der Anlage erzeugten Stroms (Einspeisevergütung). Die Lieferung des Stroms an den Händler, also uns, erfolgt im Rahmen eines Leistungsaustauschverhältnisses. Wir zahlen Ihnen, dem Anlagenbetreiber, ein marktübliches Entgelt für die Lieferung des Stroms. Demnach unterliegt unsere Zahlung an Sie der Umsatzsteuer.
Gemäß der Gesetzesbegründung unterliegt die Marktprämie nicht der Umsatzsteuer. Die Zahlung des Netzbetreibers an den Anlagenbetreiber stellt einen gesetzlich angeordneten Förderbetrag zugunsten des Anlagenbetreibers, also Ihnen, dar. Sie ist weder einem Leistungsaustausch zwischen Ihnen und Netzbetreiber zuzuordnen noch stellt sie ein Entgelt von dritter Seite dar. Daher handelt es sich um einen nicht umsatzsteuerbaren Vorgang. Lesen Sie dazu auch mehr unserem Blogbeitrag.
Folgende Informationen brauchen wir von Ihnen:
- Technische Angaben der Anlage (Leistung / Erzeugung / Einspeisung pro Jahr / Ausrichtung)
- Angaben zum Verteilnetzbetreiber (Verteilnetzbetreiber / Marktlokations-ID / EEG Anlagenschlüssel / Anmeldenummer)
- Ansprechpartner des Anlagenbetreibers
- Bankdaten
- Ansprechpartner der leittechnischen Anbindung für unseren Partner ‘Servicezeit’ und die Fernsteuerbarkeit.
Wir arbeiten aktuell mit drei Partnern zusammen, um Ihnen eine individuelle Lösung für die Herstellung der Fernsteuerbarkeit anzubieten: Amperecloud, ServiceZeit und Solar-Log.
Die Kosten ergeben sich durch den jeweiligen Dienstleister und der bereits vorhandenen Hardware. Informieren Sie sich hier über die Angebote der Fernsteuerungsparter und nehmen Sie direkt Kontakt auf, um den Start der Direktvermarktung nicht zu verzögern.
Als Messstelle bezeichnet man den Punkt zwischen Netz und Kundenanlage, an dem der Stromverbrauch gemessen wird. Der Messstellenbetreiber installiert und betreibt die dortigen Messsysteme. Bei uns können Sie jeden Messstellenbetreiber mitbringen.
Prinzipiell sind wir mit allen gängigen Datenloggern kompatibel. Für konkrete Fragen bezüglich der Fernsteuerbarkeit stehen Ihnen unsere Service-Partner zur Verfügung.
Es gibt unterschiedliche Fälle, bei denen der Kunde folgende Fristen beachten muss:
1. Fall: Freiwilliger Wechsel aus der EEG-Vergütung in die Direktvermarktung (bei Start im März)
- Ummeldung beim Netzbetreiber bis zum 31. Januar (einen Monat vor dem geplanten Wechsel)
- Start der Direktvermarktung zum 01. März
2. Fall: Bei einem Wechsel des DV-Partner
- Ummeldung beim Netzbetreiber bis 14. Februar (10 Werktage zum Monatsersten vor dem geplanten Wechsel)
- Start der Direktvermarktung zum 01. März
3. Fall: Neuanlage mit Inbetriebnahme im laufenden Monat
- Anmeldung bis 5 Werktage vor Monatsende, also 24. Januar
- Direktvermarktung beginnt im Februar
4. Fall: Neuanlage mit Inbetriebnahme zu einem zukünftigen Zeitpunkt
- Anmeldung zum Monatsletzten für den ersten Tag des übernächsten Monats (31. Januar für 01. März)
- Direktvermarktung startet im März
Die Fernsteuerbarkeit muss in allen diesen Fällen vor dem Start der Direktvermarktung nachgewiesen werden.
Es bedarf einer detaillierteren Erklärung? In unserem Blogbeitrag “4 Fälle der Fristeinhaltung in der Direktvermarktung” steht mehr.
Wenn Sie die Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell nutzen, bekommen Sie zwei verschiedene Zahlungen. Der Marktwert wird Ihnen von uns, Ihrem Direktvermarkter gezahlt. Auf diese Abrechnung, abzüglich des Dienstleistungsentgeltes, kommt die Umsatzsteuer hinzu. Der Netzbetreiber hingegen bezahlt Ihnen die Marktprämie inklusive der Managementprämie jedoch ohne die Umsatzsteuer. Diese Konstellation nennt sich Zweistrommodell.
Weitere Informationen zum Zweistrommodell und des dazugehörigen Umsatzsteuerrechts erhalten Sie in unserem Blogbeitrag.
Für alle Anlagen die vor dem 01.01.2000 in Betrieb genommen wurden, läuft die EEG-Vergütung zum 31.12.2020 aus. Für Anlagen die später In Betrieb genommen wurden, endet Sie nach 20 Jahren. Beispiel: Ihre Anlage ging am 15.05.2004 in Betrieb, so endet ihr Anspruch auf Förderung am 31.12.2024.
Als Post-EEG bezeichnet man die Zeit ab dem 01.01.2021, da ab diesem Zeitpunkt für die ersten Erneuerbare Energien Anlagen die EEG-Vergütung nach 20 Jahren ausläuft. Zu beachten ist jedoch, dass für Anlagen, welche keinen Anspruch mehr auf eine Vergütung gem. §19 EEG 2021 haben, dennoch die allgemeinen, nicht zahlungsbezogenen Regelungen des EEG gelten. Ausführliche Infos finden Sie unter “Post EEG”.
In der sonstigen Direktvermarktung erhält der Anlagenbetreiber keine Förderung durch das EEG. Er kann seinen Strom dennoch weiterhin über einen Direktvermarkter zum Marktpreis an der Börse verkaufen. Vorteil der sonstigen Direktvermarktung ist, dass die grüne Eigenschaft des Stroms in Form von Herkunftsnachweisen (HKN) vermarktet werden kann.
Zunächst einmal müssen Sie sich entscheiden, welche Art des Weiterbetriebes für Ihre Anlage sinnvoll ist. Im Allgemeinen können Anlagen entweder die Einspeisevergütung für ausgeförderte Anlagen (Abwicklung über den Netzbetreiber) in Anspruch nehmen oder sie haben die Möglichkeit, ihren Strom selbst zu verbrauchen.
Sollten Sie sich für eine Variante entscheiden, bei welcher Ihre Anlage Strom ins öffentliche Netz einspeist, müssen Sie einen Wechsel in die sonstige Direktvermarktung vornehmen.
Folgende Punkte müssen Sie beachten:
- Fristgerechter Wechsel der Veräußerungsform (min. 1 Monat im Voraus)
- Meldung an Netzbetreiber über zukünftige Vermarktungsform und Angabe des zukünftigen Bilanzkreises
- Ausrüstung mit Einrichtung zur ¼-stündlichen Messung/Bilanzierung
Die Direktvermarktung beginnt erst, wenn der zuständige Netzbetreiber diese bestätigt. Bitte beachten Sie, dass der Beginn der Direktvermarktung je Netzbetreiber unterschiedlich gehandhabt werden kann. Sollten Sie eine nähere Auskunft über den Start Ihrer bereits angemeldeten Anlage zur Direktvermarktung wünschen, dann wenden Sie sich bitte an Ihren zuständigen Netzbetreiber.
FAQ zu Redispatch 2.0
Allgemeine Fragen
FAQ zur KWK-Betriebsoptimierung
Allgemeine Fragen
- Reine Wärmeversorgung, Strom wird komplett eingespeist (Volleinspeiser)
- Wärmeversorgung + Eigenstromnutzung (Teileinspeiser)
- Volleinspeiser ohne zeitlich abhängige Wärmeversorgung (Biogas-Vor-Ort-Verstromung)
FAQ Post EEG
Allgemeine Fragen
- Fristgerechter Wechsel der Veräußerungsform (min. 1 Monat im Voraus)
- Meldung an Netzbetreiber über zukünftige Vermarktungsform und Angabe des zukünftigen Bilanzkreises
- Ausrüstung mit Einrichtung zur ¼-stündlichen Messung/Bilanzierung
FAQ zur Fernsteuerbarkeit bzw. Anbindung
Allgemeine Fragen
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, ServiceZeit.com/IntegraSUN und ME2C sind unsere Partner für die Herstellung der Fernsteuerbarkeit. Alle Informationen finden Sie hier.
FAQ zur Marktbedingten Abregelung
Allgemeine Fragen
Wann und ob wir Ihre Anlage steuern, hängt von vielen Faktoren, insbesondere aber den Marktgegebenheiten, dem Vergütungsmodell und dem anzulegenden Wert Ihrer Anlage ab. Pauschal lässt sich das also nicht im Voraus sagen, oder ankündigen.
In der Steuerbox Ihrer Anlage sollten Sie sehen, wann der Verteilnetzbetreiber (netzdienliche Steuerung/Redispatch) oder der Direktvermarkter (marktbedingte Abregelung) Ihre Erzeugungsanlage gesteuert hat. Des Weiteren erscheint eine zusätzliche Position auf Ihrer Abrechnung, wenn Ihre Anlage von uns gesteuert wurde.
Der Eigenverbrauch bleibt von unserer Steuerung unberührt. Wir steuern lediglich die Einspeise-Leistung Ihrer Anlage. Dies ist im Gesetz (EEG 2023 §10b) und im Direktvermarktungsvertrag (AGB) festgeschrieben und muss von Ihnen technisch vor Ort so umgesetzt sein.
Sollten wir feststellen, dass Ihre Anlage nicht auf unser Steuersignal reagiert hat oder wir keine oder falsche Live-Messwerte erhalten, informieren wir Sie hierüber, damit Sie den Fehler schnellstmöglich beheben. Geschieht dies nicht, sind wir verpflichtet 4 Wochen nach Bekanntgabe diesen Fehler an den zuständigen Verteilnetzbetreiber zu melden, was möglicherweise zu einer Pönalisierung führen kann (EEG 2023 §10b).
Die Entschädigung erfolgt gemäß der entsprechenden Ziffer der AGB zu Ihrem Direktvermarktungsvertrag.
Wenn es zu einer marktbedingten Abregelung kommt, erfassen wir den Start-Zeitpunkt der Steuerung sowie die zuletzt gemessene Energiemenge aus Ihrem Einspeiselastgang (MSCONS). Für die marktbedingte Ausfallarbeit wird dann unterstellt, dass Sie diese Energiemenge auch die folgenden Viertelstunden innerhalb des Steuerungszeitraums erzeugt hätten – das bedeutet also, dass die letzte Messung mit der Anzahl an Viertelstunden multipliziert wird, in denen eine Steuerung stattgefunden hat abzüglich der Restenergie, die Sie während der Steuerung eingespeist haben.
Dies entspricht dem pauschalen Verfahren gemäß geltendem ‘Leitfaden Einspeisemanagement’ der Bundesnetzagentur.
Nein. Wir entschädigen Ihnen immer die entgangenen Erlöse im Vergleich zu einer regulären Einspeisung, unter Berücksichtigung Ihres Direktvermarktungsvertrages. Dort finden Sie auch die Höhe der Kompensation in den AGB.
In Zeiten negativer Strompreise verringert sich Ihre Vergütung (anzulegender Wert) in Abhängigkeit Ihres Inbetriebnahme-Datums und des zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme geltenden EEGs. Dies entspricht dem Vorgehen der Netzbetreiber, wenn Ihnen zu Zeiten negativer Strompreise die Marktprämie nicht ausgezahlt wird (EEG 2023 §51). Bei unseren Steuerungen berücksichtigen wir diese Zeitfenster separat, sodass Ihnen hier ebenfalls kein Nachteil entsteht.
Nein. Vertraglich sind wir als Direktvermarkter berechtigt, jederzeit steuernd in die Einspeisung eingreifen zu dürfen.
Prinzipiell ist es vertraglich nicht gestattet, uns die Möglichkeit zur Steuerung zu entziehen. Eine regelmäßige/dauerhafte Unterbindung ist ein Kündigungsgrund.
Nein. Die Einspeiseleistung muss immer vollständig durch uns steuerbar sein.
Dies ist aktuell leider nicht möglich. Wir arbeiten aber an einer einfachen und kundenfreundlichen Lösung Ihnen die Berechnung der marktbedingten Abregelung für Ihre Anlage und für den vorhergehenden Monat zur Verfügung zu stellen.
Die Entschädigung wird als zusätzliche Position auf Ihrer Direktvermarktungsabrechnung ausgewiesen. Diese erhalten Sie im Folgemonat des Leistungszeitraums.
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