Direktvermarktung erneuerbarer Energien

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Direktvermarktung Erneuerbare Energien ist eine in Deutschland seit 2012 geförderte Form der Vermarktung erneuerbarer Energien.

Geschichte[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Der Begriff Direktvermarktung wurde erstmals in § 17 des Erneuerbare-Energien-Gesetz 2009 (EEG) eingeführt und führte damals zum Verlust des Vergütungsanspruchs. Mit der Novellierung des EEG 2012[1] wurden die Regelungen weiterentwickelt (§§ 33a bis 33i EEG 2012). Diese Art der Direktvermarktung soll durch die sogenannte optionale Marktprämie gefördert werden. Seit Neufassung des Gesetzes 2014 finden sich die Bestimmungen in den §§ 34 bis 36 EEG 2014.

Hintergrund[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Normalerweise verkauft der Betreiber einer Erneuerbare-Energie-Anlage (z. B. einer Windkraftanlage oder einer Biogasanlage) seinen Strom an den zuständigen regionalen Netzbetreiber. Dabei erhält der Anlagenbetreiber eine Vergütung, die über dem Marktpreis für die jeweilige Energieform (meist Strom) liegt. Der Netzbetreiber bzw. der zuständige Übertragungsnetzbetreiber leitet den Strom zum Endkunden und bekommt seinerseits die Differenz zwischen Marktpreis und an den Anlagenbetreiber gezahlten Preis wieder erstattet. Diese Erstattung wird durch eine Umlage finanziert, die von den Verbrauchern gezahlt wird.

Alternativ kann der Anlagenbetreiber den Strom aber auch - ungefördert - durch ein öffentliches Netz leiten und ihn direkt an einen interessierten Abnehmer verkaufen (vgl. § 33a EEG 2012). Dies wird als „Direktvermarktung“ bezeichnet (Strom, der gar nicht erst durch das öffentliche Netz geht, wird im Sinne des EEG nicht als direkt vermarkteter Strom angesehen). So direkt vermarkteter Strom kann mit der sogenannten optionalen Marktprämie und der zusätzlichen Managementprämie gefördert werden. Die Marktprämie soll einen Anreiz für EEG-Anlagenbetreiber liefern, ihre Anlagen marktorientiert zu betreiben:[2] sie sollen verstärkt dann EE-Strom einspeisen, wenn die Nachfrage besonders groß ist (und damit der Preis an der Strombörse oft ebenfalls hoch). Bei der normalen Abgabe des erzeugten Stromes an den Netzbetreiber hat dieser hingegen eine Abnahmepflicht und die Vergütung ist konstant.

Laut dem EEG 2012 gibt es für Grünstromproduzenten drei Möglichkeiten, ihren Strom direkt zu vermarkten:

  1. zum Zweck der Inanspruchnahme der sogenannten optionalen Marktprämie nach § 33g EEG 2012 (ab dem 1. Januar 2012),
  2. zum Zweck der Verringerung der EEG-Umlage durch ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen nach § 39 EEG 2012.
  3. als sonstige Direktvermarktung.

Die weiteren Ausführungen hier befassen sich mit dem sogenannten Marktprämienmodell, deren wichtigster Bestandteil die genannte Marktprämie ist.

Das Marktprämienmodell[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Das Marktprämienmodell wurde im Mai 2011 von Bundesumweltminister Norbert Röttgen zur besseren Marktintegration der erneuerbaren Energien (EE) vorgeschlagen, wurde am 28. Juli 2011 im Bundestag beschlossen und trat am 1. Januar 2012 in Kraft. Betreiber einer Anlage zur regenerativen Stromerzeugung können seitdem monatlich entscheiden, ob sie den Strom über das EEG vergüten lassen oder den Strom selbst vermarkten, müssen dies aber dem Netzbetreiber vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats mitteilen. Das Marktprämienmodell umfasst die Marktprämie selbst, eine Flexibilitätsprämie für Betreiber von Biogasanlagen sowie eine Managementprämie.

Das Marktprämienmodell ist neben dem Grünstromprivileg eine wesentliche wirtschaftliche Motivation für die Direktvermarktung von EEG-Strom.

Optionale Marktprämie[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die optionale Marktprämie ist eine im EEG 2012 festgelegte Geldprämie für Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas, welche auf den Bezug der EEG-Vergütung verzichten und ihren Strom nach §§ 33a und 33b Nummer 1 EEG 2012 direkt an Dritte oder an der Börse vermarkten.

Höhe der Marktprämie[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Höhe der jeweiligen Marktprämie ergibt sich als Differenz zwischen der für jede Energieform festgelegten Vergütung für Energie aus Wind, Sonne usw. und dem monatlich ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis für Strom (siehe § 33g EEG 2012; siehe auch Strompreis). Dieser wird bei Wind- und PV-Strom um einen Wertigkeitsfaktor korrigiert, der den jeweiligen Marktwert an der Börse widerspiegelt. Für Deutschland wird dieser Strom an der EPEX SPOT SE in Paris gehandelt. Darüber hinaus werden mit einer zusätzlichen anlagenspezifischen Managementprämie u. a. die Kosten für den Ausgleich von Prognosefehlern ausgeglichen.[2] Die gesamte Prämie wird von dem Netzbetreiber kalendermonatlich und rückwirkend gezahlt.

Berechnung der Marktprämie (Anlage 4 EEG)
Marktprämie = EEG-Vergütung – Referenzwert
EEG-Vergütung: nach §§ 23-33 EEG
Referenzwert = MW - Pm
  • MW = Monatsmittelwert des energieträgerspezifischen Marktpreises
  • Pm = energieträgerspezifische Managementprämie

Vor-und Nachteile des Marktprämienmodells[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Direktvermarktung nach dem EEG 2012

Die Berechnung zeigt, dass für Anlagenbetreiber im Rahmen der Direktvermarktung jeweils eine Chance bzw. ein Risiko besteht:

  1. Ein Anlagenbetreiber bekommt für seinen Strom eine höhere Vergütung als die EEG-Vergütung, wenn er für seinen Strom an der Börse einen höheren Preis erzielt als die durchschnittliche Wind- bzw. PV-Anlage.
  2. Ein Anlagenbetreiber bekommt für seinen Strom eine niedrigere Vergütung als die EEG-Vergütung, wenn er für seinen Strom an der Börse einen niedrigeren Preis erzielt als die durchschnittliche Wind- bzw. PV-Anlage.

Managementprämie[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Managementprämie ist Teil des Marktprämienmodells und soll Anlagenbetreiber für Mehraufwand und Mehrrisiko, welche aus der Direktvermarktung entstehen, entschädigen.[3] Dazu gehören Kosten für die Börsenzulassung, für die Handelsanbindung, für die Transaktionen, für die Erfassung der Ist-Werte und die Abrechnung, für die IT-Infrastruktur, das Personal und Dienstleistungen. Einen Haupt-Kostenfaktor stellen allerdings die Erstellung von Einspeiseprognosen und Kosten durch Abweichungen der tatsächlichen Einspeisung von der Prognose dar: Wenn man für den Strom aus erneuerbaren Energien einen optimalen Preis auf dem Strommarkt erzielen will, benötigt man besonders genaue Prognosen. Je besser Betreiber und Händler die Strommengen vorhersagen können, die sie dann auch produzieren, umso weniger Reserven müssen sie bereitstellen bzw. umso weniger teure Ausgleichsenergie müssen sie hinzukaufen. Zentraler Punkt beim Handel mit Strom im Day-ahead-Handel ist, dass die Strommengen bereits vorab an den Übertragungsnetzbetreiber und die EEX übermittelt werden müssen – einen Tag im Voraus. Die Mengen müssen in Megawattstunden für jede der 24 Stunden stimmen – gerundet auf eine Stelle hinter dem Komma. Außerdem sind Anlagenbetreiber im Rahmen der Direktvermarktung verpflichtet, Prognosen über Dauer und Höhe der Einspeisung zu leisten, um unerwartete Über- oder Unterproduktion möglichst gering zu halten.

Für Anlagenbetreiber, die auf eine zuverlässige Prognose zurückgreifen können, heißt das auch, dass sie durch die Managementprämie eine zusätzliche fixe Einnahme erhalten.[3]

Bei einigen erneuerbaren Energien wie Biogas und Wasserkraft ist eine Einspeiseprognose relativ einfach zu leisten, da diese besonders gut regelbar sind. Windleistungsprognosen und Solarkraftprognosen sind dagegen sehr komplex, da dabei aktuelle meteorologische Daten berücksichtigt werden müssen.[3] Daher bewilligt der Gesetzgeber für die volatilen Energien eine deutlich höhere Managementprämie.

Die Managementprämie wird an Anlagenbetreiber, abhängig von der Höhe der eingespeisten Energie, gezahlt und unterliegt einer zeitlichen Degression:

Höhe der Managementprämie (Anlage 4 EEG 2012, § 2 MaPrV)
Jahr Wind on- und offshore, Solar Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomasse, Geothermie
2012
1,2 ct/kWh
0,3 ct/kWh
2013
0,65 - 0,75 ct/kWh
0,275 ct/kWh
2014
0,45 - 0,6 ct/kWh
0,25 ct/kWh
2015
0,3 - 0,5 ct/kWh
0,225 ct/kWh

Flexibilitätsprämie[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Für Biogasanlagen ist im § 33g EEG 2012 eine zusätzliche sogenannte „Flexibilitätsprämie“ als Bestandteil des Marktprämienmodells enthalten, die zu Investitionen in größere Gasspeicher und Generatoren und damit zur Erhöhung der bedarfsorientierten Stromproduktion aus Biomasse führen soll.[4] Mit der Prämie wird die Bereitstellung zusätzlicher regelbarer installierter Leistung für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung gefördert, wobei die insgesamt genehmigte Ausgangsleistung konstant bleibt.[5] Voraussetzung für die Inanspruchnahme der Prämie sind – außer der Bereitstellung zusätzlicher regelbarer Leistung – u. a. die Teilnahme an der Direktvermarktung sowie eine Anmeldung bei der Bundesnetzagentur.[6]

Kritik[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Grundsätzlich sind sich Umwelt- und verschiedene Energieverbände in dem Ziel der verbesserten bedarfsorientierten Integration erneuerbarer Energieerzeugung einig. Starke Kritik wird aber an den Details des Marktprämieninstruments geübt: der administrative Aufwand sei extrem hoch und die konkrete Ausgestaltung der Prämiensätze führe zu deutlichen Mehrkosten.[7]

Eine von der Bundestagsfraktion B90/Die Grünen in Auftrag gegebene Studie des IZES (Institut für ZukunftsEnergieSysteme) vom Januar 2012 kommt vor allem auch wegen der unerwartet hohen Inanspruchnahme der Marktprämie, was auf Mitnahmeeffekte schließen lassen könnte, zu dem Fazit:

„Die Marktprämie trägt in ihrer jetzigen Form nicht zum weiteren Ausbau der EE bei, noch hilft sie, die EEG-Umlage abzusenken.“[8]

In einer Veröffentlichung des Bundesverbandes Neuer Energieanbieter werden viele positive Seiten der Direktvermarktung konkret benannt.[9]

Marktentwicklung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Direkt ab seiner Einführung im Januar 2012 erfuhr das Marktpämienmodell eine starke Nutzung durch Anlagenbetreiber und Drittvermarkter. Im März 2013 wird in Deutschland bereits eine Gesamtleistung von 30.229 MW über das Marktprämienmodell vermarktet. Am beliebtesten ist das Modell im März 2013 bei (Land-)Windanlagenbetreibern (24.337 MW), gefolgt von Solar-Anlagenbetreibern (2.854 MW) und Biomasse-Anlagenbetreibern (2.242 MW).[10]

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. Novellierungen des EEG (bis 2014) und des EEG 2014
  2. a b Eckpunkte der EEG-Novelle sowie sonstige Neuerungen für erneuerbare Energien, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, zuletzt abgerufen im Februar 2013
  3. a b c NexT Kraftwerke: Was ist die Managementprämie?
  4. Forschungsbericht zur flexiblen Stromproduktion aus Biogas veröffentlicht, Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, April 2011, zuletzt abgerufen im März 2012
  5. NEXT Kraftwerke: Was ist die Flexibilitätsprämie?, abgerufen am 5. April 2012
  6. Bundesnetzagentur: Meldung Flexibilitätsprämie nach § 33i EEG, abgerufen am 5. April 2012
  7. Ausschuss für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Anhörung) - 8. Juni 2011; Experten kritisieren optionale Marktprämie beim Erneuerbare-Energien-Gesetz; zuletzt abgerufen im März 2012
  8. IZES gGmbH (Institut für ZukunftsEnergieSysteme), 18. Januar 2012, Kurzgutachten: Eruierung von Optionen zur Absenkung der EEG-Umlage, zuletzt abgerufen im März 2012
  9. bne-kompass, 01/12; Systemintegration erneuerbarer Energien (PDF; 189 kB), Interview mit Josef Werum; ab Seite 10; zuletzt abgerufen im Juni 2012
  10. EUWID (EUWID Neue Energien), 8. April 2013, Direktvermarktung: Gemeldete Leistung überschreitet 30 GW, zuletzt abgerufen im April 2013