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.

Marktprämienmodell nach EEG 2012[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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]

Änderungen im Marktprämienmodell durch das EEG 2014[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Mit dem Marktprämienmodell nach EEG 2014 wurde die Direktvermarktung des erzeugten Stroms aus Erneuerbaren Energien für die Mehrzahl der Anlagenbetreiber verbindlich: Seit dem 1. Januar 2016 müssen alle Anlagen, die eine installierte Leistung von mehr als 100 kW aufweisen, ihren erzeugten Strom direkt an der Strombörse vermarkten. Zusätzlich gilt die verpflichtende Fernsteuerbarkeit der Anlagen über eine geeignete Fernwirkeinheit. Ausnahmen von der verpflichtenden Direktvermarktung gelten nur für Bestandsanlagen, die vor Inkrafttreten des EEG 2014 genehmigt und in Betrieb genommen wurden (EEG 2014, §100, Absatz 1, Nr. 6[7]). Biogas- und Biomethananlagen mussten bereits nach EEG 2012 ihren Strom direkt vermarkten, sofern die Anlage nach dem 1.1.2014 ans Netz ging und die Leistung über 750 kW betrug.

Eine wesentliche Änderung des EEG 2014 besteht in der Einpreisung der Managementprämie in die Marktprämie: Der Netzbetreiber führt die Managementprämie nicht mehr als separaten Posten auf der Abrechnung auf, sondern lässt sie in die Marktprämie einfließen. Nach jetzigen Stand, der auch im EEG 2017 unverändert bleibt, beträgt die Managementprämie für regelbare Neuanlagen (Biogas etc.) 0,2 ct/kWh und für nicht-regelbare Neuanlagen (Wind, Sonne) 0,4 ct/kWh.[8]

Entwicklung von der Flexibilitätsprämie zum Flexibilitätszuschlag[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Mit dem Flexibilitätszuschlag wurde die Flexibilitätsprämie des EEG 2012 für Neuanlagen zum 01. August 2014 abgelöst. Seitdem werden für Biogas- und Biomethananlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW jährlich 40 Euro pro kW installierter Leistung ausgezahlt. Die Bestimmungen bleiben in § 50a des EEG 2017[9] unverändert erhalten. Mit dem Instrument eines Flexibilitätszuschlags soll den energiepolitischen Anforderungen, dass Neuanlagen im Biogassektor künftig flexibel und somit nachfrageorientiert Strom produzieren sollen, entsprochen werden.[10]

Der Anzulegende Wert im EEG 2014[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Dem Anzulegenden Wert, im EEG 2012 bereits erwähnt, kommt seit dem EEG 2014 eine erhöhte Bedeutung zu. In § 33h des EEG 2012 wurde der Anzulegende Wert noch mit der Höhe der bisherigen Einspeisevergütung gleichgesetzt; die Managamentprämie wurde "on top" ausgezahlt.

Mit dem EEG 2014 wurde der Anzulegende Wert gesetzlich genauer definiert: Die Managementprämie wurde in ihn eingepreist, zusätzlich schrieb der Gesetzgeber die Anzulegenden Werte für die verschiedenen Energieträger einzeln aus und legte sie gesetzlich fest. Für bestimmte Energieträger wurde eine schrittweise Degression des Anzulegenden Wertes eingeführt: So sinken seit 2016 die Anzulegenden Werte für Windenergie an Land je nach Erfüllung des Ausbaukorridors ab, auch in der Photovoltaik wird eine entsprechende Anpassung vorgenommen.[11]

Änderungen im Marktprämienmodell durch das EEG 2017[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Mit dem EEG 2017 wurde der grundsätzliche Mechanismus der Förderung Erneuerbarer Energien durch den Gesetzgeber nicht verändert: Nach wie vor gibt es eine Marktprämie, auch die Managementprämie wird weiterhin, eingepreist in den Anzulegenden Wert zur Berechnung der Marktprämie, ausgezahlt. Neu ist hingegen das Auktionsverfahren der Bundesnetzagentur zur Bestimmung des Anzulegenden Werts, dass diesem eine ganz neue Bedeutung im Prozess der Genehmigung und Inbetriebnahme von Anlagen zur Erzeugung von Erneuerbarer Energie zukommen lässt.

Marktwirtschaftliche Bestimmung des Anzulegende Werts im EEG 2017[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Laut dem EEG 2017 müssen (werdende) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus den Erneuerbaren Energien Biogas, Wind und Sonne seit dem 1. Januar 2017 an einem Gebotsverfahren der Bundesnetzagentur zur Bestimmung des Anzulegenden Wertes für ihre Anlagen teilnehmen. Der Anzulegende Wert wird dabei in Cent pro Kilowatt installierter Leistung der Anlage definiert. Für Windenenergieanlagen an Land und Photovoltaikanlagen liegt die Grenze zur Auktionsteilnahmepflicht bei 750 kW installierter Leistung, Biomasseanlagen müssen ab 150 kW am Ausschreibungsverfahren teilnehmen.[12]

Sobald die Prämilinarien des Gebotsverfahrens wie die Qualifikation und die Hinterlegung von Sicherheiten bei der Bundesnetzagentur abgeschlossen sind, können Gebote auf den Anzulegenden Wert abgeben werden. Für die Gebote gilt ein, jeweils pro Energieträger definierter, gesetzlicher Höchstwert. Nach Ende der Gebotsabgabefrist läuft das Auktionsverfahren ab: Der günstigste Anlagenbetreiber gewinnt am ehesten den Zuschlag für seine Anlagen, verdient allerdings auch am wenigsten. Wer einen hohen Anzulegenden Wert in die Auktion anbietet, kann anschließend mehr verdienen - oder leer ausgehen. Die Auszahlung des Anzulegenden Wertes erfolgt im Pay-as-bid-Verfahren, man erhält genau den Wert ausbezahlt, den man ersteigert hat. Die Höhe des Anzulegenden Werts ist für die folgenden 20 Jahre garantiert.[13]

Dynamischer Ausgleich der Strompreisschwankungen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Je nachdem, wie der Strompreis an der Börse schwankt, gleicht sich der staatliche Förderanteil zur Berechnung des Anzulegenden Wertes an. Sind die Strompreise niedrig muss der Staat viel Geld aus der EEG-Umlage zuschießen, steigen die Strompreise sinkt der Förderanteil entsprechend ab. Der Anzulegende Wert bleibt für den Anlagenbetreiber dabei konstant. [14]

Strafzahlungen (Pönalen)[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Betreiber, die einen Zuschlag für Ihre geplanten Anlagen erhalten haben, müssen diese nach der Erteilung des Zuschlags in jeweils pro Energieträger definierten Fristen in Betrieb nehmen. Laufen diese Fristen ab, behält die Bundesnetzagentur Teile oder schlussendlich die Gesamtsumme der vor dem Start des Gebotsverfahrens durch den Anlagenbetreiber hinterlegten Sicherheiten ein.[15] Bei Nichtbeachtung können diese Strafen für den Anlagenbetreiber durchaus existenzgefährdend sein.

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.[16]

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.“[17]

In einer Veröffentlichung des Bundesverbandes Neuer Energieanbieter werden viele positive Seiten der Direktvermarktung konkret benannt.[18]

Marktentwicklung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Direkt ab seiner Einführung im Januar 2012 erfuhr das Marktprämienmodell 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).[19]

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. EEG 2017 - Einzelnorm. Abgerufen am 22. Februar 2017.
  8. Was ist die Managementprämie? Abgerufen am 22. Februar 2017 (de-de).
  9. EEG 2017 - Einzelnorm. Abgerufen am 22. Februar 2017.
  10. Flexibilitätszuschlag - was ist das? Abgerufen am 22. Februar 2017 (de-de).
  11. Anzulegender Wert. Abgerufen am 22. Februar 2017 (de-de).
  12. EEG 2017-Serie Teil 1: Einführung in die Ausschreibungen. Abgerufen am 22. Februar 2017 (de-de).
  13. EEG 2017 - Einzelnorm. Abgerufen am 22. Februar 2017.
  14. EEG 2017-Serie Teil 1: Einführung in die Ausschreibungen. Abgerufen am 22. Februar 2017 (de-de).
  15. EEG 2017 - Einzelnorm. Abgerufen am 22. Februar 2017.
  16. Ausschuss für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Anhörung) - 8. Juni 2011; Experten kritisieren optionale Marktprämie beim Erneuerbare-Energien-Gesetz; zuletzt abgerufen im März 2012
  17. IZES gGmbH (Institut für ZukunftsEnergieSysteme), 18. Januar 2012, Kurzgutachten: Eruierung von Optionen zur Absenkung der EEG-Umlage, zuletzt abgerufen im März 2012
  18. bne-kompass, 01/12; Systemintegration erneuerbarer Energien (PDF; 189 kB), Interview mit Josef Werum; ab Seite 10; zuletzt abgerufen im Juni 2012
  19. EUWID (EUWID Neue Energien), 8. April 2013, Direktvermarktung: Gemeldete Leistung überschreitet 30 GW, zuletzt abgerufen im April 2013