TOTOP

Wovon morgen alle reden werden.

Eigentlich ist es recht einfach:

Für alle, die richtig mitreden wollen, haben wir hier die wichtigsten Fach-Begriffe und regulativen Rahmenbedingungen zusammengefasst und erklärt. Für weitere Fragen stehen wir Ihnen gerne jederzeit zur Verfügung.

6-Stunden-Regel

In Zeiten, in denen die 6-Stunden-Regel greift, bekommen die betroffenen Erzeuger erneuerbarer Energien für den ausgeschriebenen Zeitraum keine Marktprämie. Durch diese Regelung soll die Häufigkeit von negativen Strompreisen verringert werden. Nach Angaben von 50Hertz Transmission gab es im Jahr 2017 54 Stunden, in denen diese Regelung gegriffen hat.

Wann gilt die Regel? An der EPEX SPOT wird an jedem Tag ein Strompreis für jede Stunde des Folgetages (Day-Ahead) ermittelt. Die 6-Stunden-Regel gilt dann, wenn dieser Preis mindestens 6 Stunden am Stück negativ ist. In dem Fall erhalten die Erzeuger, welche zu dem Zeitpunkt produziert haben für die gesamte Dauer der negativen Preise keine Marktprämie.

Wen betrifft das? Alle erneuerbare Energien Erzeuger ab Inbetriebnahme 2016 bis auf:

1. Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 3 MW, wobei § 24 EEG Absatz 1 entsprechend anzuwenden ist,

2. sonstige Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 500 kW, wobei § 24 EEG Absatz 1 entsprechend anzuwenden ist,

3. Pilotwindenergieanlagen an Land nach § 3 Nummer 37 Buchstabe b und

4. Pilotwindenergieanlagen auf See nach § 3 Nummer 6 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

Hier das komplette Gesetz ist hier: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__51.html

Anzulegender Wert

Durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz wurde eine feste Einspeisevergütung für erneuerbare-Energien-Anlagen eingeführt. Betreiber von solchen Anlagen mussten sich um Marktpreise keine Gedanken machen und die Kosten, welche durch die feste Vergütung entstanden wurden durch die EEG-Umlage verteilt. Mittlerweile müssen neu installierte Anlagen zwangsweise in die Direktvermarktung, profitieren allerdings von dem Marktprämienmodell.

Der anzulegende Wert wurde 2012 eingeführt und setzt sich aus dem durchschnittlichen Marktwert und der Marktprämie zusammen und entspricht der festgeschriebenen Einspeisevergütung. Umso niedriger der Strompreis an der Börse, desto höher liegt die Marktprämie, welche weiterhin aus dem EEG-Umlagetopf bezahlt wird.

Ausgleichsenergie

Während Regelenergie den Energiebedarf auf verschiedene Erzeuger oder Verbraucher verteilt, um die Netze zu stabilisieren, verteilt Ausgleichsenergie die Abrufkosten der Regelenergie in Form einer Umlage auf die Verursacher der Abweichung. Um die Netzstabilität zu sichern, erstellen gewerbliche Produzenten und auch Abnehmer Prognosen ihres Angebots bzw. Bedarfs bspw. für den folgenden Tag (Day-Ahead) oder auch untertägig am Intraday-Markt. Wird die vorhergesagte Leistung im vereinbarten Zeitraum nicht exakt erbracht, stellt der Übertragungsnetzbetreiber dem Kraftwerk die Mindermengen oder Mehrmengen in Rechnung – als Ausgleichsenergie. Und auch die größeren Abnehmer zahlen Ausgleichsenergie, wenn sie ihre Prognosen unter- oder überschreiten.

Berechnet wird die Ausgleichsenergie in Bilanzkreisen – kleinere Anlagen können sich in einem Bilanzkreis zusammenschließen. Dabei können die Bilanzkreise sich über die vier Regelzonen hinweg koordinieren bzw. unterstützen, um Prognosen einzuhalten. Durch den “regelzonenübergreifenden einheitlichen Ausgleichsenergiepreis” (reBAP) führen Fehlprognosen nicht nur zu reBAP-Kosten, sondern auch zu -Einnahmen.

Kurz: Abweichungen von Prognose (Fahrplan) und Ist-Erzeugung bzw. Ist-Verbrauch werden in Form der Ausgleichsenergie vom Übertragungsnetzbetreiber bei den Bilanzkreisverantwortlichen bzw. Händlern abgerechnet.

Bedarfsgerechte Produktion

Wind und Photovoltaik sind volatile, also sprunghafte, Erzeuger – produziert wird nur bei Wind respektive am Tag. Eine Biogasanlage kann sich mit einer bedarfsgerechten Produktion an diese Volatilität anpassen: Sie produziert mehr Strom zu Zeiten der Stromknappheit und weniger zu Zeiten des Überflusses. Bei der bedarfsgerechten Produktion wird also die Produktion dem Bedarf angepasst. Vorrausetzung hierfür ist die Flexibilität der jeweiligen Kraftwerke.

Durch flexible Biogasanlagen und weitere Flexibilitäten, wie z.B. Batterien, Power-to-X-Systeme oder auch die E-Mobilität, können die volatilen Energieträger nachhaltig in den Markt integriert werden. Mit Hilfe dieser Sektorenkopplung wird das Energiesystem besser planbar und somit nachhaltiger.

Durch bedarfsgerechte Produktion kann man zudem durchschnittlich einen sehr viel höheren Ertrag am Energiemarkt erzielen.

Warum? Bei Stromüberfluss wird Strom zuweilen so günstig, dass negative Preise an der Strombörse gehandelt werden – man zahlt, weil man produziert. In diesen Zeiten muss eine Biogasanlage nicht produzieren. So umgeht die Anlage die Zeiten negativer Preise und produziert im Mittel zu überdurchschnittlichen Preisen.

Bilanzkreise

Da Energie im Netz nicht speicherbar ist, muss die Erzeugung und der Verbrauch bilanziell ausgeglichen sein, um die Frequenz von 50 Hertz in den Stromnetzen zu halten. Bilanzkreise sind virtuelle Konten, in denen die eingespeisten und verbrauchten Energiemengen gegenübergestellt werden. Diese müssen zu jeder Viertelstunde ausgeglichen sein.

Für jeden Bilanzkreis gibt es einen Verantwortlichen (BKV), welcher sich um den Ausgleich des Bilanzkreises kümmert und etwaige Abweichungen gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber verantwortet. Die BKV erstellen am Vortag eine Prognose in viertelstündiger Auflösung.

Den Fahrplan der im Bilanzkreis befindlichen Anlagen wird durch bedarfsgerechte Produktion auf die Lastprognose angepasst. Durch die volatilen Energieträger Sonne und Wind lassen sich die Fahrpläne nicht mehr so einfach auf die Verbrauchsprognosen anpassen. Daher ist es für den BKV vorteilhaft, wenn das Portfolio neben volatilen auch flexible Erzeuger beinhaltet.

Weicht die Prognose des BKV von der Realität ab, wird die deshalb benötigte Regelenergie durch sogenannte Ausgleichsenergie in Rechnung gestellt.

Biogas

Biogas entsteht durch Vergärung von Biomasse. Der Methananteil entscheidet dabei über die Eignung zur Verbrennung und damit Energiegewinnung. Neben Bioabfall, Klärschlamm, Gülle und Mist sind nicht genutzte Pflanzen(-teile) und im Besonderen eigens angebaute Energiepflanzen geeignete Ausgangsstoffe.

Mit den ersten Anlagen, resultierend aus den regulatorischen Rahmenbedingungen, die vor allem in dem EEG definiert sind, wurde zunächst das Thema Grundlast bedient. Unter Grundlast versteht sich die Fähigkeit, dauerhaft eine konstante Leistung bereitzustellen. Das Thema Grundlast rückt aber zunehmend in den Hintergrund, denn Biogas kann viel mehr.

Heute können Biogasanlagen bspw. ihre Gasspeicher (u.a. überdachte Fermenter oder auch Endlager) und zusätzliche Erzeugungskapazitäten nutzen, um den Strom bedarfsgerecht zu erzeugen. Die Erzeugungsart Biomasse/Biogase könnte bei kompletter Flexibilisierung eine weitere Flexibilität darstellen, die in unserem volatilen Energiesystem von morgen so dringend benötigt wird. Darüber hinaus werden Biogasanlagen zunehmend zu Säulen der Energiewende in Form der Systemdienstleistungen, die sie erbringen. Eine dieser Systemdienstleistungen ist die Erbringung von Regelleistung, die für die Versorgungssicherheit unabdingbar ist.

Regional ist im Biogasbereich ein Preisdruck für die Substrate (u.a. nachwachsende Rohstoffe kurz: NAWARO) entstanden. Regulatorisch könnte man diesem entgegenwirken, indem die förderfähigen NAWARO-Klassen für weitere bspw. pflanzliche Nebenprodukte geöffnet werden. Diese Forderung fand im aktuellen EEG aber leider keine Berücksichtigung.

Neben den oben genannten Vorteilen bringen Biogasanlagen eine Reihe weiterer Vorzügen mit sich. Besonders hervorzuheben ist dabei, dass die Dezentralität der Anlagen die regionale Wertschöpfung unterstützt und nebenbei über Wärmenetze fossile Brennstoffe wie Erdgas und Heizöl verdrängt werden.

Bürgerwindpark

Windkraftanlagen und -parks werden häufig von großen Energieunternehmen gebaut und betrieben. Das hat zur Folge, dass die Bürger, welche in der Nähe der Anlagen wohnen, zwar durch die Anlage betroffen sind, das Geld allerdings an anderer Stelle verdient wird. Daraus ergeben sich Akzeptanzprobleme, welche sich negativ auf den weiteren Ausbau der Windkraft auswirken.

Unter dem Begriff Bürgerwindenergie versteht man einen Park oder eine Anlage, an denen die Bürger der jeweiligen Gemeinde partizipieren/teilhaben können. Dabei wird der Park von Bürgerenergiegesellschaften finanziert, gebaut und betrieben, wodurch die Akzeptanz innerhalb der Region gefördert wird. Durch Bürgerwindparks bleiben die Gewinne und i.d.R. auch die Wertschöpfung in der Region, sodass auch die Kommunen profitieren. Die häufigsten Betriebsformen von Bürgerwindparks sind die GmbH & Co. KG und die eG.

Mit dem EEG 2017 wurde der Begriff „Bürgerenergiegesellschaft“ als eine aus mindestens 10 natürlichen Personen bestehende Gesellschaft definiert. Dabei müssen diese Personen seit mindestens einem Jahr in der kreisfreien Stadt oder dem Landkreis wohnen und 51% des Stimmrechtes besitzen, jedoch darf keine einzelne Person mehr als 10% der Stimmrechte halten.

Demand-Side-Management

Vereinfacht gesagt ist Demand-Side-Management (DSM, auch Lastmanagement) die Steuerung der Nachfrage und ergänzt die bedarfsgerechte Produktion auf Seiten der Nachfrage. Im Lastmanagement soll die Nachfrage auf das Angebot abgestimmt werden, um günstige Strompreise zu nutzen und das Netz zu entlasten. Langfristig muss sowohl mit Hilfe des DSM die Nachfrage geglättet als auch die nicht regelbare Nachfrage durch bedarfsgerechte Produktion abgedeckt werden.

DSM verringert bzw. verschiebt dabei die Nachfrage nach Strom, welcher nicht unmittelbar zu einer bestimmten Zeit benötigt wird: Fernkontrolliert können stromverbrauchende Geräte ab- und wieder zugeschalten werden. Vertraglich wird zuvor mit dem Verbraucher geregelt, welche Geräte wie lange abgeschaltet werden können. Der Verbraucher realisiert auf diesem Weg reduzierte Strombezugskosten.

Die verringerten Strombezugskosten werden generiert indem die Last entsprechend des Preises verschoben wird. Bei hohen Strombezugskosten, wird die Last verringert und bei niedrigen Bezugskosten erhöht, sodass sich der durchschnittliche Strombezugspreis verringert. Außerdem kann Regelleistung am Markt angeboten werden um Mehrerlöse zu generieren. In diesem Fall muss die entsprechende Leistung dann unabhängig vom Preis vorgehalten werden.

Direktvermarktung

Das EEG erlaubt Anlagenbetreibern, ihren Strom auf drei verschiedenen Wegen zu verkaufen.

1. An der Strombörse zum Marktpreis:
Förderungen oder Bezuschussungen entfallen dabei – ein Grund, dass dieser Weg nur in Ausnahmefällen genommen wird.

2. Außerhalb der Börse, über Großabnehmer und -händler:
Interessant vor allem für Anlagen mit niedriger EEG-Vergütung, denn die Abnehmer zahlen in der Regel etwas mehr. Der Grund: Das „Grünstromprivileg“ ersparte ihnen die EEG-Umlage, wenn sie einen festgelegten Mix einkaufen. Seit der Gesetzesänderung 2012 ist diese Rechnung allerdings kaum noch lukrativ und mit dem EEG 2014 wurde das Grünstromprivileg gänzlich gestrichen.

3. Direktvermarktung im Marktprämienmodell:
Eine Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem energieträgerspezifischen Marktpreis und der vorherigen fixen EEG-Einspeisevergütung (heute: anzulegender Wert) aus. Zu Spitzenzeiten (und Spitzenpreisen) werden dabei sogar höhere Gewinne erzielt. Anlagen, welche vor 2016 in Betrieb genommen wurden, fallen in den EEG-Bestandsschutz und dürfen monatlich zwischen den Modellen Direktvermarktung (DV) und EEG-Vergütung wechseln. Neuere Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kW müssen ihren Strom direkt vermarkten und die Fernsteuerbarkeit der Anlagen nachweisen. Eine Ausnahme bilden die Biogasanlagen mit einer installierten Leistung über 750 kW, welche ihren Strom bereits seit 2012 direkt vermarkten müssen.

Daneben gibt es einige gesetzliche Privilegien:

  • EEG-Bestandsschutz bei monatlich möglichem Wechsel des Modells (DV oder EEG-Einspeisevergütung)
  • Flexibilitätsprämie, Managementprämie und weitere Boni
  • Partizipation am Regelenergiemarkt um zusätzliche Gewinne zu erzielen
  • Regionale Direktvermarktung an Abnehmer in räumlicher Nähe

Für den Biogasanlagenbetreiber bedeutet die Umstellung auf die Direktvermarktung keinen nennenswerten Aufwand, außer dass er je nach gewähltem Modell zwei Abrechnungen bekommt – eine vom Netzbetreiber und eine vom Vermarkter. Diese bieten übrigens fast immer eine Zahlungsabsicherung in Form einer Bürgschaft, womit das Risiko eines Zahlungsausfalls nicht existent ist.

Grundsätzlich bleibt festzuhalten, dass die Direktvermarktung kein neuer Prozess für die Energiewirtschaft ist. In Deutschland gilt, dass keine Einspeisung in das Stromnetz zulässig ist, die nicht von einem Händler aufgenommen wird. Im Bereich der erneuerbaren Energien wurde durch die Gesetzgebung zur Grünstromeinspeisung bereits vor dem ersten EEG eine Sonderlösung für Ökostrom geschaffen, die seit der Einführung der Direktvermarktung mit dem EEG 2012 nun wieder den Standardprozess darstellt. 

EEG-Umlage

Mit der EEG-Umlage werden die Kosten der Förderung regenerativer Energien auf die Letztverbraucher verteilt und zum Bestandteil des Strompreises. Das EEG bestimmt, dass Ökostrom

a) garantiert abgenommen und
b) für 20 Jahre mit einem festgelegten Preis vergütet wird.

An der Strombörse bringt der Grünstrom in der Regel weniger als dem Erzeuger zugesichert ist, daher wird die Differenz aus der EEG-Umlage finanziert. Eingesammelt wird diese Umlage über die Stromrechnung des Letztverbrauchers und dann in einer Art Umlagetopf gesammelt.

Die EEG-Umlage hat sich seit 2012 nahezu verdoppelt, während die Börsenpreise im gleichen Zeitraum durch den Merit-Order-Effekt sukzessive von ehemals durchschnittlichen ca. 8 ct/kWh auf heute 4 ct/kWh gefallen sind.

EEG-Umlage 2012: 3,592 ct/kWh
EEG-Umlage 2013: 5,277 ct/kWh
EEG-Umlage 2014: 6,240 ct/kWh
EEG-Umlage 2015: 6,170 ct/kWh
EEG-Umlage 2016: 6,354 ct/kWh
EEG-Umlage 2017: 6,880 ct/kWh
EEG-Umlage 2018: 6,792 ct/kWh

Neben der EEG-Umlage gibt es Stand 2017 folgende weitere gesetzliche Stromnebenkosten:

Netzentgelte: abhängig von Netzgebiet und Netzebene.
Stromsteuer: 2,050 ct/kWh
Konzessionsabgabe: 0,110 ct/kWh
KWKG-Aufschlag: 0,438 ct/kWh
§18 AbLaV: 0,006 ct/kWh

§19 StromNEV-Umlage:

  • Bis 1.000.000 kWh: 0,388 ct/kWh
  • Über 1.000.000 kWh: 0,050 ct/kWh
  • Härtefall prod. Gewerbe: 0,025 ct/kWh


Offshore Haftungsumlage:

  • Bis 1.000.000 kWh: -0,028 ct/kWh
  • Über 1.000.000 kWh: 0,038 ct/kWh
  • Härtefall prod. Gewerbe: 0,025 ct/kWh
Einspeisemanagement

Einspeisemanagement oder auch Eisman bezeichnet die vorrübergehende netzbedingte Abschaltung von Energieerzeugungsanlagen. Aufgrund ihrer schnellen Abschaltbarkeit beschränkt sich Eisman ausschließlich auf erneuerbare Energieanlage, KWK-Anlagen und Grubengasanlagen.

Wird zu viel Energie in die Netze eingespeist, behält sich der Verteilnetzbetreiber vor diese Anlagen abzuschalten, damit das Netz nicht überlastet wird. In einem solchen Fall werden beispielsweise Solaranlagen abgekoppelt oder Windkraftanlagen aus dem Wind gedreht. Dabei hat der Netzbetreiber die Möglichkeit, die Anlagen in drei Schritten abzuregeln (60%, 30% und 0%).

Der Verteilnetzbetreiber ist verpflichtet, dem Anlagenbetreiber von EE-Anlagen den ausgefallenen Energieertrag zu erstattet. Diese werden in der Regel über die Netzentgelte auf die Letztverbraucher umgelegt. Auch konventionelle Kraftwerke können zwangsweise abgeregelt werden, jedoch erhalten diese in dem Fall keine Entschädigung.

Neben der Abschaltung der o.g. Anlagen kann der Netzbetreiber die Netzengpässe auch mit anderen Maßnahmen umgehen wie beispielsweise die „Umleitung“ der Energie über andere Leitungen. Laut Monitoringbericht der Bundesnetzagentur sind Windkraftanlagen am häufigsten von den Abschaltungen betroffen.

Energiemarkt

Der Begriff Energiemarkt ist ein Sammelbegriff für alle Märkte, auf denen Energieträger gehandelt werden. Dazu gehören neben dem Strommarkt bspw. der Kohle, Gas- und Ölmarkt. Dabei können die Geschäfte des Energiehandels sowohl an der Börse, als auch OTC (over-the-counter) stattfinden. Heutzutage werden die meisten Geschäfte OTC abgewickelt, jedoch spielt auch die Börse eine wichtige Rolle.

Wirtschaftlich, politisch und juristisch ist der deutsche Energiemarkt seit Jahren im Wandel. Dabei stehen die folgenden Themen im Vordergrund. 

  • Erneuerbare Energien: Biomasse, Wind und Sonne sollen in Zukunft Kohle, Erdgas und Uran ablösen. Dabei bringen die erneuerbaren Energien die Herausforderungen der Volatilität mit sich, welche dazu führt, dass Speicher- und Flexibilitätslösungen gefunden werden müssen. 
  • Wettbewerb: Stadtwerke, kleinere Energieunternehmen und Kleinerzeuger machen den ehemaligen Monopolisten zunehmend Konkurrenz – seit der Jahrtausendwende kann jeder Strom erzeugen und ins öffentliche Netz einspeisen.
  • Dezentralisierung: Statt großer Konzerne mit entsprechend großen Kraftwerken sollen dezentrale, regionale Erzeugungsanlagen Industrie- und Wohnstätten mit Energie in Form von Strom und Wärme beliefern. Hiermit geht eine dezentrale, regionale Wertschöpfung einher. 
  • Flexibilität: Um das Marktgleichgewicht zwischen Stromangebot und -nachfrage zu jedem Zeitpunkt herstellen zu können, wurden zahlreiche Instrumente und Regeln entwickelt - hierzu zählt unter anderem die Regelleistung als Energiereserve.

 

 

Energieträger und Prämien
Erneuerbare Energie Gesetz

Seit 2000 ersetzt das erneuerbare Energie Gesetz (EEG) das bis dahin gültige Stromeinspeisegesetz.

Ziel des EEG ist es, dass die Klimaziele und die nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung in Deutschland erreicht und die Kosten dafür gleichzeitig volkswirtschaftlich möglichst geringgehalten werden. Um die Klimaziele zu erreichen, sollen die endlichen Ressourcen geschont und die erneuerbaren Energien gefördert sowie in die Energieversorgungslandschaft integriert werden.

Das EEG behandelt neben der Zubauplanung von Anlagen die Bestimmungen für Netzbetreiber, die Marktprämie und Einspeisevergütung sowie die Bestimmungen für die Ausschreibungen. Bei diesen Ausschreibungen wird das Zubauvolumen der einzelnen Energieträger Wind, Solar und Biomasse vorgeschrieben. Die Ausschreibungsteilnehmer bieten daraufhin auf den anzulegenden Wert und bekommen im Merit-Order-Effekt einen Zuschlag. Außerdem wird der Ausgleichsmechanismus und damit die Umlage der Kosten geregelt.

Flexibilitätsmarkt

Durch den wachsenden Anteil der volatilen erneuerbaren Energien wie Solar und Wind wird der Strommarkt vor immer neue Herausforderungen gestellt. Um diesen Herausforderungen gerecht zu werden, muss der Markt flexibilisiert werden.

Diese Flexibilität muss nicht nur auf der Versorgerseite, sondern auch auf der Verbraucherseite und bei dem Einsatz von Speichertechnologien erhöht werden. Die Flexibilisierung wird auf der Erzeugerseite durch den Einsatz flexibler fossiler Kraftwerke sowie durch steuerbare Biogasanlagen erreicht, welche für die bedarfsgerechte Anpassung der Produktion sorgen. Auch Speicher sind eine Möglichkeit die volatilen Energien zu glätten. Auf der Verbraucherseite hat man die Werkzeuge des Lastmanagements (Demand-Side-Management) sowie die Sektorenkopplung. Bei der Sektorenkopplung steht die Substitution fossiler Energieträger in den Bereichen Mobilität und Wärme im Vordergrund, es wird also Strom in weiteren Sektoren genutzt.

Damit ein solcher Markt entsteht und den flexiblen Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch ermöglicht, müssen Flexibilitätsoptionen in den Markt integriert werden.

Flexibilitätsprämie / Flexibilitätszuschlag

Betreiber von Biogas-/Biomethananlagen, die in das Marktprämienmodell wechseln und ihren Strom an der Börse verkaufen, haben unter bestimmten Voraussetzungen Anspruch auf die Flexibilitätsprämie – zum Beispiel muss Ihre Anlage zur flexiblen Fahrweise ausgerüstet sein. Ebenso gefördert werden Betreiber von Neuanlagen, die 2012 oder später ans Netz gingen.

Mit der Prämie wird grundsätzlich die Flexibilität der Betreiber honoriert, die Leistung ihrer Anlagen zeitweise, nämlich bei Bedarf, zu erhöhen. Pro Jahr werden so um die 130 Euro für jedes zusätzlich installierte Kilowatt in Form dieser Prämie gezahlt. Ein Beispiel: Wird die Kapazität einer Anlage von 500 auf 750 kW erhöht, erhält der Betreiber über zehn Jahre abzgl. des Korrekturfaktors eine Flexibilitätsprämie von insgesamt ca. 260.000 Euro. Allerdings darf die Zusatzleistung nicht durchgehend ins Netz gehen, sondern nur in Zeiten höherer Nachfrage.

Die Flexibilitätsprämie wurde mit dem EEG 2014 von dem Flexibilitätszuschlag abgelöst. Während der Zuschlag für alle Neuanlagen ab dem 01.08.2014 gilt, haben die Bestandsanlagen weiterhin Anspruch auf die Flexibilitätsprämie. Der Flexibilitätszuschlag steht allen Biogas-/Biomethananlagen mit mehr als 100 kW Leistung zu, beträgt jährlich 40 € pro kW installierte Leistung und ist auf 20 Jahre festgelegt.

Dabei stellt der Staat natürlich Anforderungen an den Betreiber. Keine Sorge, die Hürden sind nicht hoch – sie sind nur zahlreich. Dafür sorgen unter anderem das Bundesimmissionsschutzgesetz, das Baugesetzbuch, die Störfallverordnung, die Landkreise und die Netzbetreiber.

Formeln und Begriffe

Die Marktprämie errechnet sich am Beispiel eines Biogas-BHKWs aus fester Einspeisevergütung minus Marktwert. Der Marktwert eines Biogas-BHKWs ist der Monatsmittelwert der Stundenkontrakte am Spotmarkt (EPEX SPOT).

Für erzeugten Strom aus Wind und PV gelten energieträgerspezifische Marktwerte, die monatlich für den Vormonat auf einer gemeinsamen Webseite der vier Übertragungsnetzbetreiber veröffentlicht werden.
Webseite Netztransparenz: https://www.netztransparenz.de

Managementprämie (nur bis zum EEG 2012).

Diese pauschale Prämie war als weiterer Anreiz gedacht, erzeugten Strom an der Börse zu handeln – siehe „Marktprämienmodell“- wurde aber im EEG 2014 gestrichen bzw. in einen höheren anzurechnenden Wert für die erzeugte kWh Strom aus erneuerbaren Anlagen umgewandelt.

Grünstrom

Grün oder Grau – dem Strom ist das egal. Die Elektronen in den Stromleitungen haben keine Eigenschaft. Es gab mal den Versuch den Strom „gelb“ zu machen.

Der Begriff Grünstrom entstand durch die Normen im EEG. Der Gesetzgeber wollte dem Verbraucher / der Öffentlichkeit eine Möglichkeit geben, den Strom zu erkennen, der CO2-neutral ist.

Wer in Deutschland CO2 freien Strom nachfragt, bekommt „grünstrom“ gemäß EEG geliefert. Dieser besteht zu einem Teil aus EE. Aber eben nur ein Teil! Rund 50% kommen immer noch aus Öl, Kohle, Atom und Gas.
Graphik: Torte der Strombestandteile Stand 2019

Wovon man in den Medien wenig hört, was aber jetzt getan werden muss.

Die Energiewirtschaft hat einen Rechtsrahmen, der zum Zeitpunkt seiner Entstehung nicht wissen konnte, das es in 2020 regionale Plattformen für Stromhandel geben geben wird. Die Anpassung des gesetzlichen Rahmens muss dringend umgesetzt werden. EEG und ENWG behindern die Verwendung der grünen Energie auf mehreren Ebenen:

  • In den Regionen
  • In den energieintensiven Industrieunternehmen
  • In der Umwandlung von Strom aus EE zu Wärme oder Mobilität (Sektorkopplung)

Die Politik muss es wollen! Warum tun sich Politiker so schwer bei der Umsetzung der Energiewende? Die Energiewende bedeutet, das Geschäftsmodelle und Arbeitsplätze die über 100 Jahre funktionierten, keine Zukunft haben. Die Folgen für Unternehmen, Investoren, Arbeitnehmer, Zulieferbetriebe und noch viele mehr, sind fatal.
Einnahmeausfälle, schlechte Bilanzen, Entlassungen,
Widerstand gegen Änderungen….

Demokratische Aushandlungsprozesse dauern lange und münden oft in Kompromissen, die mit der eigentlichen Absicht des politischen Willens wenig zu tun haben.

Sonst werden sich die umfangreichen gesetzlichen Anpassungen nicht umsetzen lassen.

Daher haben wir bei Regiogröön eine Plattform geschaffen, auf der Erzeuger und Verbraucher von Energie die Stromprodukte der Zukunft entwickeln und ausprobieren können. Indem wir im Rahmen der Möglichkeiten neue Energieprodukte vermarkten, zweigen wir regulative Hemmnisse auf und geben der Politik Anregungen, wie sie schnell gestalten kann.

Wenn eine aktuelles Gesetz den Begriff „Grünstrom“ belegt, nennen wir unseren Strom eben „Graustrom“.

Für uns ist es wichtig, dass die Energie aus einem sortenreinen Bilanzkreis kommt und eine zeitgleichheit von Erzeugung und Verbrauch gegeben ist. Was auf der einen Seite in den Bilanzkreis eingespeist wird, geht sofort wieder zum Endkunden raus. Der Kunde kann Strom aus 100% EE nachfragen und bekommt ihn bilanziell geliefert. Solange wir noch konventionelle Erzeuger am Netz haben, ist die Nachfrage der einzige Weg den Erneuerbaren Energien über das öffentlichen Netz nahe zu kommen.

Das Prinzip der Zeitgleichheit eröffnet die Notwendigkeit, Erzeugung und Verbrauch aufeinander abzustimmen. Flexibilität ist hier das Schlüsselwort.

Alle Beteiligten können etwas zur Flexibilisierung beitragen und schaffen damit ein Energiesystem, dass gut mit den Schwankenden Erzeugungsmengen von Sonne- und Windenergie umgehen können – weil sie mitschwanken. Preissignale helfen die Anreize zu setzen, das sich ein Flexibles Einspeise und Nachfrageverhalten lohnt.

Mit dem Ausrollen der Intelligenten Zähler auch für private Haushalte (smart meter) kann in Zukunft jeder Haushalt seine Kosten optimieren und gleichzeitig zur Stabilität des Energiesystems beitragen. Die Digitalisierung hilft dabei, indem sie das Verbrauchsverhalten automatisiert. Niemand muss nachts aufstehen und den Trockner oder das Elektroauto aktivieren.

In der Industrie gibt es solche Nachfrageprozesse seit Jahren. Unter dem Fachwort „Demand Side Management“ verbirgt sich die intelligente Steuerung von energieintensiven Prozessen. Dabei entstehen wirtschaftliche Vorteile wenn zu Zeiten eingekauft wird, in denen der Strom billig ist.

Lastgang

Ein Lastgang gibt Aufschluss über das Verbrauchsverhalten: Er erfasst die durchschnittlichen Leistungswerte einer Verbrauchsstelle bspw. auf die Viertelstunde genau. Voraussetzung ist eine registrierende Leistungsmessung (RLM).

Der Lastgang von Unternehmen beeinflusst dessen Energiekosten: Nach der Jahreshöchstleistung richtet sich, für wie viele Leistungseinheiten der Leistungspreis entrichtet wird. Außerdem schwanken die Preise zwischen Haupt- und Nebenverbrauchszeiten. Optimiert wird der Lastgang im sogenannten Lastmanagement.

Auch bei Gas- oder Stromausschreibungen dient der Lastgang über mindestens ein Jahr als Basis der Preisermittlung.

Managementprämie

Mit dem EEG 2012 wurde eine Managementprämie eingeführt, welche Mehraufwand und Risiken für den Anlagenbetreiber honorieren sollte. Die Prämie hat sich mit dem EEG 2017 nicht geändert und beträgt für regelbare Anlagen (Biomasse und Wasserkraft) 0,2 ct/kWh und für nicht-regelbare Anlagen (Wind und Solar) 0,4 ct/kWh, da hier die Risiken aufgrund der Wetterabhängigkeit höher ausfallen.

Seit der Änderung im EEG 2014 wurde die Managementprämie in den sogenannten anzulegenden Wert eingerechnet. Der anzulegende Wert entspricht der festen Einspeisevergütung aus dem EEG und setzt sich zusammen aus der Marktprämie und dem durchschnittlichen Börsenpreis. Je nach Höhe des durchschnittlichen Börsenpreises lässt sich mit Hilfe des anzulegenden Wertes die Marktprämie errechnen, welche sich durch die EEG-Umlage finanziert.

Marktintegration

Ein Kernstück der EEG-Reform ist die Marktintegration der erneuerbaren Energien: Produzenten sollen ihren Strom vermehrt selbst verkaufen und diesen nicht mehr über das EEG vermarkten.

Ursprünglich wurde für Grünstrom eine Vergütung garantiert: Die Netzbetreiber (ÜNB) kauften den erzeugten Strom zu einem festen Preis und verkauften ihn an der Börse. Der Börsenpreis war für den Erzeuger dabei nicht relevant. Seit dem EEG 2014 sollen die Erzeuger markt- und damit preisorientierter arbeiten, um ihren Strom bedarfsgerecht zu erzeugen und zur Verfügung zu stellen.

Betroffen sind von dieser Politik zunächst nur die größeren EE-Anlagen, jedoch werden die Bagatellgrenzen für alle Neuanlagen jährlich gesenkt:

  • 01.08.2014: ab einer Leistung von 500 kW
  • 01.01.2016: ab einer Leistung von 250 kW
  • 01.01.2017: ab einer Leistung von 100 kW

Für Biogasanlagen ab 100 kW, die 2017 ans Netz gegangen sind, wird die Direktvermarktung dementsprechend zur Pflicht. Um weiterhin von der Marktprämie profitieren zu können, müssen die Anlagen fernsteuerbar sein – seit dem 01.04.2015 gilt dies auch für Altanlagen.

 

Marktlokation

Am 01. Februar 2018 wurde der Zählpunkt durch die Markt- und Messlokationen ersetzt. Dabei handelt es sich bei der Marktlokation (MaLo) um einen Energieerzeuger oder -verbraucher. Der Erzeuger oder Verbraucher muss dafür an mindestens einer Leitung mit dem Netz verbunden sein. Dieser wird einer eindeutigen MaLo-ID dauerhaft zugeordnet.

Die MaLo-ID besteht aus 11 Ziffern, welche nicht mit einer Null beginnen dürfen. Die erste Ziffer beschreibt die Vergabestelle und bei der letzten Ziffer handelt es sich um eine Prüfziffer. Alle anderen werden automatisiert eingefügt. Die Prüfziffer ergibt sich entweder durch

a) Die Quersumme aller ungraden Zahlen,
b) Die Quersumme aller graden Zahlen multipliziert mit 2,
c) Der Summe aus a) und b) oder
d) Der Differenz aus c) und dem nächsten Vielfachen von 10 zu dem Ergebnis aus c).

Während es sich bei der MeLo um ein Instrument zur Ermittlung von Messgrößen handelt, handelt es sich bei der MaLo ausschließlich um ein bilanzierungs- und abrechnungs-technisches Konstrukt, sodass diese die Grundlage der Bilanzierung der Energie darstellt.

Marktprämie

Mit der Marktprämie fördert die Politik die Börsenintegration der erneuerbaren Energien. Gezahlt wird sie an Anlagenbetreiber, die aus der alten Festpreisvergütung in die Direktvermarktung an der Strombörse wechseln. Weil die Preise dort niedriger als die EEG-Vergütung sind, wird die Differenz aus dem EEG-Umlagetopf gezahlt. Die Differenz entspricht der Marktprämie. Durch diese wird das Risiko der Direktvermarktung minimiert, was für die Anlagenbetreiber einen Anreiz bietet in die Direktvermarktung zu wechseln und so die Marktintegration der Erneuerbaren voranzutreiben.

Die Marktprämie errechnet sich am Beispiel eines Biogas-BHKWs aus fester Einspeisevergütung (bzw. anzulegender Wert) abzüglich dem energiespezifischen Monatsmarktwert. Der spezifische Marktwert eines Biogas-BHKWs ergibt sich aus dem Monatsmittelwert von Strom aus Biogasanlagen am Spotmarkt (EPEX SPOT). Für erzeugten Strom aus Biogas, Wind (on- und offshore) und PV gelten energieträgerspezifische Marktwerte, die monatlich für den Vormonat auf einer gemeinsamen Webseite der vier Übertragungsnetzbetreiber veröffentlicht werden.

Webseite Netztransparenz: https://www.netztransparenz.de

Für neue Biogasanlagen ab 750 kW ist das Marktprämienmodell seit 2014 verpflichtend; Betreiber älterer Anlagen genießen EEG-Bestandsschutz: Sie können monatlich wählen, ob sie bei der EEG-Einspeisevergütung bleiben oder zur Marktprämie wechseln. Ein Wechsel muss nur im Rahmen der regulatorischen Fristen beim Netzbetreiber angemeldet werden.

Wer ins Marktprämienmodell wechselt, kann am Regelenergiemarkt zusätzliche Erlöse erwirtschaften. Daneben ist das Marktprämienmodell Voraussetzung für Management- (bis EEG2012) und Flexibilitätsprämie/ Flexibilitätszuschlag. Außerdem sind Biogasanlagenbetreiber im Marktprämienmodell für die Zeit der Direktvermarktung von der Wärmenutzungspflicht befreit.

Wichtig: Um auch nach der EEG-Reform von der Marktprämie profitieren zu können, müssen neue Anlagen fernsteuerbar sein – seit 2015 auch die Bestehenden.

Merit Order Effekt

Merit Order bezeichnet auf dem Strommarkt die Einsatzreihenfolge der produzierenden Kraftwerke. Dafür werden die angebotenen Kraftwerke nach ihren Grenzkosten sortiert. Beginnend mit dem Kraftwerk mit den niedrigsten bis hin zu dem mit den höchsten Grenzkosten. Bei der Preisbildung an der Börse richtet sich der Preis nach dem letzten Kraftwerk, welches abgerufen wird.

Erneuerbare Energien wie Solar und Wind haben sehr niedrige Grenzkosten, da sie keine Ressourcen einkaufen müssen. In Zeiten mit viel Wind oder Sonne kommen viele erneuerbare Anlagen auf dem Markt und verschieben damit den Merit Order, die teuren konventionellen Kraftwerke werden zurückgedrängt.

Der niedrige Börsenpreis bringt einige Nachteile mit sich. Die Belastung des EEG-Umlagekontos steigt und damit steigt auch die Umlage. Außerdem lohnt sich der Weiterbetrieb von älteren erneuerbaren Energieanlagen erst ab einem gewissen Börsenpreis. Um den Börsenpreis auf das benötigte Level zu heben, muss beispielsweise der CO2 Preis steigen. Damit würden die Stromgestehungskosten fossiler Kraftwerke steigen und der Durchschnittspreis an der Börse steigen. Gleichzeitig würden Investitionen in neue fossile Kraftwerke unrentabler und die Erreichung der Klimaziele unterstützt.

Die EU hat Anfang des Jahres Maßnahmen verabschiedet, welche die CO2 Preise auf ein realistischeres Level heben sollen. Ziel muss dabei die vollständige Internalisierung der externen Effekte sein, die der Ausstoß von CO2 verursacht. Die ersten Effekte machen sich dadurch bereits im Börsenpreis bemerkbar. In der Zeit ist der Preis für CO2 Zertifikate von rund um 9 €/MWh auf 15 bis 16 €/MWh gestiegen (Stand: Juni 2018).

Messlokation

Wie auch die Marktlokation, wurde die Messlokation (MeLo) im Februar 2018 eingeführt und ersetzt den Zählpunkt. Während es sich bei der MaLo um ein rein bilanzielles Konstrukt handelt, beschreibt die MeLo den Ort an welchem die verbrauchte oder erzeugte Energie physikalisch gemessen wird. Diese Messwerte stellen die Basis für die Berechnung der verbrauchten oder erzeugten Energien in einer Marktlokation. Um die Messungen durchführen zu können, müssen am Ort der MeLo die nötigen technischen Gerätschaften vorhanden sein.

Die MeLo besteht aus einem 33 stelligen Code, der vorherigen Zählpunktbezeichnung.

Minutenreserve / Tertiärreserve

Die Minutenreserve ist Teil der Regelleistung und kommt zum Einsatz, um die Netzstabilität sicherzustellen. Die Minutenreserve, oder auch Tertiärreserve genannt, muss innerhalb von 15 Minuten zur Verfügung stehen. Mit der positiven Minutenreserve wird Strom eingespeist, mit negativer Minutenreserve Strom gespeichert oder zurückgehalten, wenn mehr Strom im Netz vorhanden ist als abgerufen wird. Die Ausschreibung für die Minutenreserve findet täglich statt.

Bisher teilen sich hauptsächlich flexible Gas- und Pumpspeicherkraftwerke den Minutenreservemarkt der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber – doch auch Biogasanlagen, Blockheizkraftwerke oder Notstromaggregate können innerhalb einer Viertelstunde ihre Produktion ändern. Voraussetzung für die Teilnahme am Minutenreservemarkt ist eine Mindestkraftwerksleistung von 5 Megawatt. Aber auch Kleinanlagen können, vernetzt in einem virtuellen Kraftwerk, vom Regelenergiemarkt profitieren.

Netzanschlusspunkt

Der Netzanschlusspunkt ist die Verbindungsstelle von Stromnetz und Netzanschluss eines Nutzers. Das gilt sowohl für die Verbindungsstelle der Stromerzeuger, als auch für die Verbindungsstelle der Letztverbraucher.

Netzbetreiber sind grundsätzlich zum Netzanschluss am nächstgelegenen Netzverknüpfungspunkt verpflichtet, und nicht zum günstigsten Punkt, wie es ursprünglich möglich war. Die Verstärkung, Optimierung und Erweiterung der Netzkapazität im Sinne eines fehlerfreien und wirtschaftlichen Betriebs liegt im Verantwortungsbereich des Netzbetreibers.

OTC-Geschäfte

Strom kann in Deutschland auf verschiedene Wege vertrieben werden. Neben der Möglichkeit seinen Strom an der Strombörse zu verkaufen wird ein Großteil des Stroms „over-the-counter“ (OTC, zu Deutsch: Über den Tresen) vertrieben. Hierbei wird der Strom ohne einen Vermittler zwischen zwei Akteuren gehandelt. Dafür werden die Vereinbarungen zu Menge, Preis und sonstigen Bedingungen in beidseitigem Einverständnis und nicht durch die Instrumente der Börse gehandelt. In Deutschland wird der größere Teil der Stromgeschäfte über OTC-Geschäfte und nicht über die Börse vereinbart.

Hauptvorteil dieser Verträge ist die Planbarkeit, da es sich in der Regel um langfristige Verträge handelt, außerdem fallen die Kosten für den Börsenzugang und weitere Gebühren weg. Der größte Nachteil ist allerdings das Risiko des Zahlungsausfalls sowie die geringere Transparenz gegenüber dem Handel an Strombörsen.

Photovoltaik

Als Teil der Solartechnik versteht man unter Photovoltaik (PV) die Umwandlung von Sonnenlicht in elektrische Energie. Genauso wie bei der Windkraft handelt es sich bei der Photovoltaik um einen volatilen Energieerzeuger, was die Speicherung des Überschussstromes bzw. die Synchronisierung mit dem Bedarf zu einem wichtigen Thema macht.

Verbundanlagen speisen den erzeugten Strom in das Verbundnetz ein, wodurch Photovoltaik zu einem Teil des Strommixes wird. Um Schwankungen auszugleichen, sind Speichermöglichkeiten bzw. schaltbare Lasten zur Verbrauchsanpassung erforderlich. Photovoltaik wird oft ohne jegliche Förderung zur Eigenbedarfsdeckung genutzt und lediglich die überschüssige Leistung wird ins Verbundnetz abgegeben. Seit dem EEG 2014 wurde dieses Vorgehen allerdings durch die Einführung der „Sonnensteuer“ wirtschaftlich schwieriger zu realisieren, da die Sonnensteuer den Eigenverbrauch der Solaranlage mit einer Abgabe belegt und sich dadurch die Kosten erhöhen.

Bei größeren Anlagen über einer Leistung von 30 kW ist eine Fernsteuerung vorgeschrieben, um die Einspeiseleistung bei (fehlendem) Bedarf oder bei drohender Überlastung der Netze reduzieren zu können.

Die Einspeisevergütung, welche zu Teilen in Form der EEG-Umlage auf fast alle Stromverbraucher umgelegt wird, regelt das EEG. Die anfangs attraktiven Fördersätze wurden in den letzten Jahren mehrfach gesenkt. Daneben gibt es aber zahlreiche Förderprogramme von KfW, Fiskus und Kommunen.

Preiszonen

Der europäische Strommarkt ist in Preiszonen aufgeteilt. Norwegen hat beispielsweise drei Preiszonen, während Deutschland sich die Preiszone mit Österreich teilt. Innerhalb einer solchen Preiszone ist der Strompreis gleich und wird durch die Anlagen innerhalb dieser Preiszone bestimmt.

Die gemeinsame Preiszone von Deutschland und Österreich besteht seit 2002. Durch den wachsenden Anteil an erneuerbaren Energien vor allem aus dem Norden und dem hohen Energiebedarf im Süden kommt es immer wieder zu Netzengpässen in Deutschland und Österreich. Um diese Probleme einzudämmen, wird die deutsch österreichische Preiszone am 01. Oktober 2018 getrennt. Durch die schwache Netzinfrastruktur im Grenzgebiet kommt es zu sogenannten Loop-Flows. Hierbei handelt es sich um Ausweichwege über osteuropäische Länder, welche der Strom physikalisch nimmt, um die ausgelastete Infrastruktur zu umgehen. Anstatt den direkten Weg durch deutsche und österreichische Stromnetze zu nehmen, geht der deutsche / österreichische Strom kurzfristig über beispielsweise tschechische Stromnetze. Das sorgt für eine Mehrbelastung der Netze in Tschechien, welche sich rein physikalisch und nicht wirtschaftlich bemerkbar macht. Daher haben sich besonders die osteuropäischen Länder für eine Preiszonentrennung stark gemacht.

Durch den nur schleppend vorrangehenden Netzausbau droht die EU an, nicht nur die Deutsch- Österreichische Preiszone zu trennen, sondern auch Deutschland in zwei Preiszonen einzuteilen. Eine innerdeutsche Teilung der Preiszone hätte relativ große Auswirkungen, da die Probleme der Netzkapazitäten hier viel größer wiegt. Würde es eine innerdeutsche Preiszonenaufteilung geben, ist davon auszugehen, dass der Strompreis für die norddeutsche Preiszone sinken und der der Preis für die süddeutsche Preiszone steigen würde. Das liegt besonders an der hohen Erzeugung von Strom aus Windkraftanlagen im Norden sowie dem vergleichsweise geringen Verbrauch. Im Süden ist die Ausgangslage hingegen genau umgekehrt.

Primärreserve

Im deutschen Stromnetz gilt die Normalfrequenz von 50 Hertz. Um diese halten zu können, müssen unvorhergesehene Schwankungen in Sekunden ausgeglichen werden. Ein wichtiges Werkzeug der sogenannten Regelenergie ist dabei die Primärreserve, die innerhalb von 30 Sekunden und über eine Dauer von mindestens 15 Minuten zur Verfügung stehen muss. Dabei gibt es sowohl positive als auch negative Primärreserve. Während die Erzeugung bei der positiven Reserve hochgefahren werden muss, wird diese bei der negativen Reserve runtergefahren. Für die Primärreserve eignen sich wegen der kurzen Zeiten zum Hochfahren ausschließlich flexible Erzeuger.

Aktiviert wird die Primärreserve nicht durch die vier Übertragungsnetzbetreiber, sondern frequenzabhängig: Der Anbieter misst die Netzfrequenz und reagiert unmittelbar auf Schwankungen. Um an der Ausschreibung der Primärreserve teilnehmen zu können, muss der Anbieter mit einem der vier Übertragungsnetzbetreiber einen Rahmenvertrag schließen. Die Ausschreibung selbst findet einmal wöchentlich auf https://www.regelleistung.net/ext/ statt. Ein Zuschlag verpflichtet den Auktionsteilnehmer, die angebotene Leistung in der Folgewoche bereitzuhalten.

Vergütet wird diese Bereitstellung allein über den Leistungspreis – da das Verhältnis zwischen positiver und negativer Leistung annähernd symmetrisch ist, verzichtet man auf eine aufwendige Abrechnung des Arbeitspreises.

Regelleistung (Regelenergie)

Dabei erhalten Anlagenbetreiber den sogenannten Leistungspreis als Bereitschaftsvergütung – also für die Bereitschaft, im Bedarfsfall Strom einzuspeisen oder zu entnehmen.

Kommt es zum Abruf der Regelenergie (tatsächlich nur selten!), erhalten die Betreiber einen zusätzlichen Arbeitspreis für den bereitgestellten Strom. Dieser Arbeitspreis beträgt meist das Mehrfache des normalen Börsenpreises und liegt je nach Gebot deutlich über der EEG-Vergütung für Grünstrom.

Unabhängig davon ist die Zwangsabregelung von Stromerzeugern, obwohl sie ebenfalls negative Regelenergie bereitstellt.

Regelleistung / Regelenergie

Um Planbarkeit und Stabilität im deutschen Stromnetz zu garantieren, sind Stromproduzenten verpflichtet, Prognosen ihrer Liefermengen zu erstellen. Dennoch kann es natürlich zu Schwankungen kommen. In diesem Fall sichert die Regelleistung (oder Regelenergie) die Netzstabilität und damit die Versorgungssicherheit.

Die Regelleistung gleicht Schwankungen sekundenschnell (“Primärreserve“), innerhalb von fünf Minuten (“Sekundärreserve“) oder in Viertelstunden (“Minutenreserve“) aus. Den Ausgleich sprunghaft erhöhter Nachfrage nennt man positive Regelenergie. Kommt es dagegen zu einem plötzlichen Überangebot, muss Strom aus dem Netz entnommen werden: Dies wird als negative Regelenergie bezeichnet.

Die Regelleistung wird öffentlich am Regelenergiemarkt ausgeschrieben: Primär- und Sekundärreserve wöchentlich, Minutenreserve täglich. Auch den kleineren Anlagen dürfte dabei in den nächsten Jahren immer mehr Bedeutung zukommen.

Dabei erhalten Anlagenbetreiber den sogenannten Leistungspreis als Bereitschaftsvergütung – also für die Bereitschaft, im Bedarfsfall Strom einzuspeisen oder zu entnehmen.

Kommt es zum Abruf der Regelenergie (tatsächlich nur selten!), erhalten die Betreiber für Sekundär- und Minutenreserve einen zusätzlichen Arbeitspreis für den bereitgestellten Strom. Dieser Arbeitspreis beträgt meist das Mehrfache des normalen Börsenpreises und liegt je nach Gebot deutlich über der EEG-Vergütung für Grünstrom. Um die aufkommenden Kosten für Regelenergie zu decken, werden diese durch die Ausgleichsenergie wieder eingeholt.

Unabhängig davon ist die Zwangsabregelung von Stromerzeugern, obwohl sie ebenfalls negative Regelenergie bereitstellt.

Regionale Direktvermarktung

Erneuerbare Energien können regional und direkt vermarktet werden, zum Beispiel an Industrie oder Großabnehmer in der Nähe. Der Erzeuger wird also zum Lieferanten. Damit das reibungslos funktioniert, kommt er am Bilanzkreismanagement ebenso wenig vorbei wie am Verkauf von Überkapazitäten, Zukauf von Fehlmengen sowie natürlich Rechnungsstellung mit Stromkennzeichnung.

Der Anlagenbetreiber erhält die Marktprämie und bis zum EEG 2012 die Managementprämie weiterhin vom Verteilnetzbetreiber, vom Verbraucher erhält er den Endkundenstrompreis. In diesem sind zwar um die 50 Prozent Steuern und Abgaben enthalten – aber die Stromsteuer kann eingespart werden, wenn

a) der verkaufte Strom zeitgleich zur Erzeugung verbraucht wurde,
b) die Anlage nicht größer als 2 MW ist und
c) ein regionaler Zusammenhang zwischen Erzeuger und Verbraucher besteht.

Der regionale wie auch der zeitliche Zusammenhang entlastet die Netze deutlich und wurde im StromStV als ein maximaler Abstand von 4,5 km zwischen Erzeuger und Verbraucher definiert. Mit dem EEG 2017 wurde die Stromsteuerbefreiung allerdings für EEG geförderte Anlagen abgeschafft, sodass lediglich nicht geförderte Anlagen von der Stromsteuerbefreiung profitieren.

Regionalstrom

Strom vom Nachbarn – für den Nachbarn.

Bei der Direktvermarktung setzt Nordgröön besonders auf die Regionalität: Strom, der in der Region erzeugt, vertrieben und verbraucht wird. Der Anteil des konventionellen Stroms kann durch die regionale Direktvermarktung deutlich reduziert werden. Daneben werden die Wege kürzer und die Identifikation mit den örtlichen Erzeugern größer.

Durch regionale Kooperationen mit Betreibern, Banken und Versorgern kann der Regionalstrom auch dazu beitragen, Verständnis und Akzeptanz für die Energiewende zu erhöhen – man weiß, woher der Strom kommt und wer ihn erzeugt. Und das ist, neben der Nachhaltigkeit und den transparenten Tarifen, ein wichtiger Faktor.

Zu beachten ist, dass der Strom, der ausschließlich aus regenerativen Quellen gewonnen wird, trotzdem nicht „Grünstrom“ oder „Ökostrom“ genannt werden darf. Rechtlich wird Strom aus EEG-geförderten Anlagen zu „Graustrom“ – selbst, wenn nur Sonne, Wind und Biomasse im Spiel sind. Allerdings können kritische Verbraucher sich jederzeit selbst ein Bild vor Ort machen – ein weiterer Vorteil der regionalen Direktvermarktung.

Regionen mit einem hohen Ausbaustand an Erneuerbaren Energien (EE) werden benachteiligt. Hohe Netzentgelte machen den Strom grade dort besonders teuer, wo viel Platz für die Installation von EE ist.

Das muss sich ändern! Wenn die Menschen im ländlichen Raum das Gefühl haben, dass sie nichts von den EE haben, sinkt die Bereitschaft für den weiteren Ausbau und damit für den Kern der Energiewende.

Dezentralität bei Erzeugung und Verbrauch von Energie

Erneuerbare Energien werden zum Standortfaktor für Unternehmen.

Bei der Suche nach einem Standort für neue Produktionsanlagen ist nicht mehr die Nähe zu Kohletagebauen und Flüssen entscheidend, sondern die Nähe zu/ Versorgung durch Erneuerbare Energien. Immer mehr Unternehmen haben eine CO2 neutrale Produktion oder auch einen X CO2 neutralen Versand als strategisches Ziel. Und das nicht nur in Deutschland. Global gesehen werden die Wertschöpfungsketten „grün“.

Repowering

Kraftwerksneubau, -umbau, -erweiterung und -typänderung um ein bestehendes Kraftwerk herum wird häufig mit dem Begriff „Repowering“ zusammengefasst. In der Regel ist das Ziel ein höherer Wirkungsgrad und damit ein höherer Stromertrag.

Dabei hat Repowering den Vorteil, dass die bereits vorhandene Genehmigung einige Arbeit erspart und die Anwohner in der Regel bereits an den Anblick der Anlagen gewöhnt sind. Neue Kraftwerke, insbesondere Windenergie, lösen bei Anwohnern und Gegnern von erneuerbaren Energien im Vorfeld immer wieder Diskussionen aus. Im Falle eines Repowerings werden viele alte, kleinere Anlagen durch neue, größere Anlagen ersetzt.

Sektorenkopplung

Die Nachfrage nach „Grünem Strom“ steigt.

Das ist doch unlogisch, wenn der Endkunde 100% EE nachfragen kann. Das Gesetz, hier EEG, steht der Entwicklung hier im Wege. Die sogenannte „grüne Eigenschaft“ ist bei den aktuell üblichen EEG Anlagen an die Marktprämie gekoppelt und wird aufgebraucht, indem der Anlagenbetreiber die MP ausgezahlt bekommt. Hintergrund ist, dass der Strom aus EEG-Anlagen nicht doppelt vermartet werden soll.

Die Sektorenkopplung ist eine Möglichkeit den Energiemarkt flexibler zu gestalten. Dabei wird der Stromsektor mit den Wärme- und Mobilitätssektoren verbunden. Durch die Sektorenkopplung sollen Eingriffe der Netzbetreiber zur Sicherung der Netzstabilität verringert werden.

Dafür wird der Überschussstrom aus Wind oder Sonne genutzt statt ihn abzuschalten. Der nicht genutzte Strom wird mittels der Power-to-X-Technologien umgewandelt und dadurch in andere Sektoren übertragen. Beispiele dafür sind Power-to-gas, Power-to-heat und Power-to-mobility.

Bei der Power-to-gas Technologie wird der (Überschuss-) Strom genutzt, um mittels Elektrolyse Gase zu erzeugen, welche in das Gasnetz eingespeist werden und damit Flexibilität schaffen. Ähnlich verhält es sich bei der Power-to-heat Technologie. Hier wird der Strom für den Wärmemarkt genutzt, indem der Strom in Wärme umgewandelt wird. Die Power-to-mobility Technologie kann den Umweg über die Power-to-gas Technologie nehmen, indem mittels Elektrolyseur Wasserstoff erzeugt wird, welcher Wasserstofffahrzeuge antreibt. Alternativ kann hierbei auch der Strom die Batterien der Elektrofahrzeuge laden oder diese sogar als Stromspeicher nutzen. Für die Nutzung als Stromspeicher muss beachtet werden, dass dadurch die Lebenszeit der Batterie beeinflusst werden kann.

Sektorenkopplung hat zur Folge, dass der Energiewende auch eine Wärme- und Mobilitätswende folgen, welche unabdingbar sind, wenn die Klimaziele erreicht werden sollen.

Sekundärreserve

Vollautomatisch schaltbare Kraftwerke wie Gasturbinen oder Pumpspeicherkraftwerke sind zurzeit noch Hauptquelle der Sekundärreserve – doch auch virtuelle Kraftwerke sind zunehmend in der Lage, diese Regelleistung zu vermarkten.

Die Sekundärreserve dient wie die anderen Regelleistungen der Netzfrequenzstabilität von 50 Hertz. Sie wird bei Schwankungen innerhalb von 5 Minuten bereitgestellt, also nach der Primärreserve. Nach spätestens 15 Minuten übernimmt im Normalbetrieb die Tertiär- bzw. Minutenreserve. Schaltungen im Sekundärreserveleistungs-Bereich sind daher für gewöhnlich kürzer als 15 Min.

Die Erzeuger sind mit der Leitwarte eines der vier Übertragungsnetzbetreibers verbunden, die eigene Leistungsfrequenzregler betreiben, um Sekundärreserve automatisch auf ihre Anbieter zu verteilen.

Auch hier müssen Erzeuger oder deren beauftragte Vermarkter einen Rahmenvertrag mit einem Übertragungsnetzbetreiber schließen. Voraussetzungen dafür sind unter anderem eine Mindestangebotshöhe von 5 MW. Außerdem muss spätestens 30 Sekunden nach Aktivierung eine Reaktion von 1 MW erkennbar sein – die gesamte angebotene Leistung muss innerhalb von 5 Minuten bereitstehen.

Auf www.regelleistung.net wird die Auktion der Sekundärregelleistung wöchentlich am Mittwoch für die Folgewoche durchgeführt. Positive und negative Reserven werden getrennt angeboten und getrennt erbracht, zusätzlich aufgeteilt in Haupt- und Nebenzeit (Hauptzeit ist natürlich von Montag bis Freitag 8 -20 Uhr). Zuschlagsrelevant sind sowohl Leistungs-, als auch Arbeitspreis, da die Übertragungsnetzbetreiber bestrebt sind, so günstig wie möglich einzukaufen.

Smart Grid

Um die Energiewende beschleunigen zu können und die volatilen Erneuerbaren Energien effektiver in den Markt einzubinden, müssen Verbrauch und Erzeugung dichter zusammengebracht werden. Ein Ansatz hierfür ist die intelligente und vor allem zentrale Steuerung von Erzeugung, Speichern und Verbrauch. Um die Marktteilnehmer optimal miteinander abzustimmen, müssen die Netze intelligenter werden.

Ein solches intelligentes Stromnetz bezeichnet man als Smart Grid. Um ein solches intelligentes Netz zu realisieren, müssen neben Energie auch Daten durch das Netz gesendet werden. Solche Daten sind beispielweise der aktuelle Betriebszustand, die Energieerzeugung und der -bedarf. Diese werden durch Informations- und Kommunikationstechnik bereitgestellt und vernetzt. Auf der Verbraucherseite müssen intelligente Stromzähler (Smart Meter) sowie intelligente Verbraucher installiert werden. Die Smart Meter messen den aktuellen Stromverbrauch und geben diesen weiter, während sich die intelligenten Verbraucher je nach der aktuellen Situation ein- oder ausschalten. Intelligente Netze bilden damit die Grundlage für intelligente Märkte (Smart Market).

Durch die intelligente Vernetzung der Marktteilnehmer wird das Risiko der Netzfrequenzschwankungen verringert, die Infrastruktur effizienter genutzt und Überdimensionierung der Erzeuger eingedämmt.

Smart Market

Der Begriff Smart Market steht in engem Zusammenhang mit den Smart Grids. Während Smart Grids das intelligente Stromnetz bezeichnet, ist der Smart Market der Bereich außerhalb des Netzes. Hier werden die Energiemengen und Dienstleistungen gehandelt. Die Kapazitäten aus dem Smart Grid bilden dabei die Grundlage. Intelligente Märkte zeichnen sich vor allem dadurch aus, dass sämtliche Informationen aus den intelligenten Netzen berücksichtigt werden können.

Im Gegensatz zu den Smart Grids besteht bei den Smart Markets keine Regulierungsnotwendigkeit, da es sich hierbei nicht um ein Monopol handelt. Konventionelle Energiemärkte werden zu Smart Markets, indem moderne Informations- und Kommunikationstechnik eingebunden wird, die dem Markt die benötigten Informationen bereitstellt und markt- sowie netzdienliches Verhalten ermöglicht.

Strombörse

Strom aus Deutschland und anderen Ländern wird u.a. an der European Energy Exchange (EEX) in Leipzig gehandelt. Erzeuger können nach erfolgter Zulassung ihre Produkte selbst vermarkten oder einen Händler mit dem Verkauf beauftragen.

Während auf dem Terminmarkt der EEX längerfristige Lieferverträge geschlossen werden, wird auf dem Spotmarkt EPEX SPOT (mit Sitz in Paris) kurzfristig lieferbarer Strom gehandelt. Im Rahmen der Direktvermarktung von Grünstrom ist die EPEX SPOT aus Paris die relevante Börse. In Leipzig werden neben dem Terminmarkt für Strom auch CO2-Zertifikate sowie Kohle und Erdgas vermarktet.

Der Physical Electricity Index („Phelix“) ist dabei der EEX-eigene Handelsindex für den Energiemarkt Deutschland und Österreich, welcher in Haupt- und Nebenzeiten unterteilt wird. Bei Phelix Peak handelt es sich um den gemittelten Preis für die Stunden in den Hauptzeiten (Mo. – Fr. 08:00 – 20:00 Uhr) und Phelix Base mittelt den Preis für alle Stunden des jeweiligen Tages.

Weitere Strombörsen in Europa sind:

  • Amsterdam Power Exchange (APX) - Niederlande
  • Belpex - Belgien
  • Borzen - Slowenien
  • BSP Southpool - Serbien, Slowakai
  • Energy Exchange Austria (EXAA) - Österreich
  • EPEX SPOT - Deutschland, Frankreich, Österreich, Schweiz
  • GME bzw. IPEX - Italien
  • Nord Pool - Skandinavien, Baltische Staaten
  • OMIE - Spothandel des Iberischen Elektrizitätsmarkts (MIBEL),
  • OMIP - für Termingeschäfte (früher OMEL für Spanien und OMIP für Portugal)
  • Opcom - Rumänien
  • PXE - Tschechien
  • PolPX - Polen 
Strompreis

Der Strompreis, den der Haushaltskunde für seine verbrauchten kWh zahlt, entspricht nicht dem an der Börse (oder OTC) gehandeltem Strompreis. zu dem Strompreis von der Börse kommen noch einige Abgaben, Steuern, Umlagen und Entgelte. Gemäß der Bundesnetzagentur hat sich der Strompreis zum 01. April 2017 folgendermaßen zusammengesetzt: siehe Tabelle

Der größte Teil des Strompreises setzt sich also aus den Nettonetznutzungsentgelten und der EEG-Umlage zusammen. Während die Steuern und Abgaben in den letzten Jahren stark und die Netzentgelte leicht angestiegen sind, sind die Erzeugungspreise in der gleichen Zeit tendenziell gesunken.

Für Stromintensive Unternehmen gibt es einige Ausnahmen, sodass beispielweise die EEG-Umlage begrenzt wird. Um diese Begrenzungen zu erhalten, müssen die Stromkosten einen bestimmten Wert in der Bruttowertschöpfung des Unternehmens ausmachen.

Auch für Haushaltskunden ist der Strompreis in Deutschland nicht überall gleich hoch. Das hängt vor allem an den unterschiedlichen Netzentgelten. Diese sind in Norddeutschland relativ hoch, da die Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber höhere Abgaben durch die höheren Ausgaben für den Netzausbau begründen können.

Verteilnetzbetreiber

Verteilnetzbetreiber (VNB) sind die Unternehmen, die Strom- bzw. Gasnetze zur Verteilung an Endkunden betreiben. Im Gegensatz zum Übertragungsnetzbetreiber betreibt er die niederen Spannungsebenen von 110 kV bis hin zum Hausanschluss von 0,4 kV.

Der Verantwortungsbereich der VNB liegt u.a. in der Systemsicherheit und Verfügbarkeit seines Verteilnetzes. Hierzu gehören beispielsweise die nötigen Ausbau- und Wartungsmaßnahmen an den Netzen sowie der Anschluss neuer Netznutzer. Aber auch Themen wie die Abrechnung von dezentralen EEG-Anlagen gehören zu seinem Aufgabengebiet.

Der Netzbetreiber hat eine Monopolstellung in Form einer erworbenen Konzession. Diese wird von der Gemeinde oder auch der Stadt für gewöhnlich in langfristigen Verträgen (i.d.R. 10-20 Jahre) an einen Bewerber vergeben. Das Netzmonopol wird von der Bundesnetzagentur (BNetzA) in Bonn überwacht und gesteuert. Instrumente hierfür sind u.a. die Anreizregulierung, Verordnungen, Richtlinien und Gesetze wie bspw. die Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS) oder auch Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität (GPKE).

Regulatorisch müssen Stadtwerke ihren Vertrieb vom eigenen Netz in Abhängigkeit der Netzgröße (De-minimis-Regel) informatorisch oder gar organisatorisch entflechten (unbundling). Es müssen also die verschiedenen Geschäftsfelder der Stadtwerke voneinander getrennt werden. Diese Vorgaben stammen aus der Liberalisierung des Strommarktes und sollen dem freien Wettbewerb dienen.

Virtuelle Kraftwerke (Kombikraftwerke)

Dezentrale Erzeuger wie Photovoltaik-, Windenergie- oder Biogasanlagen sowie kleine Wasser- oder Blockheizkraftwerke können zusammengeschaltet einen Verbund bilden, der den erzeugten Strom ins Netz speist. Da dieses virtuelle Kraftwerk mehrere Standorte hat, spricht man auch von Schwarm- oder Kombikraftwerk.

Durch diesen Zusammenschluss haben die Kraftwerksbetreiber einige Vorteile. Beispielsweise können Sie Markthürden besser überwinden und als größeres Kraftwerk auftreten, außerdem übernimmt das Kombikraftwerk die Vermarktung der zusammengeschlossenen Anlagen. Und durch den Zusammenschluss erhöht sich die Flexibilität, wodurch das Kraftwerk Regelleistung bereitstellen kann. Insbesondere dann, wenn sich das virtuelle Kraftwerk aus kleinen Anlagen mit verschiedenen Energieträgern zusammensetzt, ist ein wechselseitiger Ausgleich der Schwankungen möglich.

Kurz: Viele dezentrale, meist kleinere Energieerzeuger verschiedener Energieträger werden über die Zusammenschaltung zu einem virtuell großen Kraftwerk.

Windenergie

Als Windenergie versteht man die Umwandlung von Wind an Land und auf See mit Hilfe von Windrädern. Wie bei der Photovoltaik handelt es sich bei dieser Energieform um eine volatile Energie, bei der der Energieertrag je nach Wetterlage schwankt.

Windkraftanlagen decken heutzutage etwa 13% des deutschen Strombedarfs – so die Agentur für erneuerbare Energien. Von Bedeutung ist zurzeit die Energiegewinnung an Land, denn der Offshore-Anteil beträgt Stand Frühjahr 2017 noch unter 2%.

Gesetzlich besteht eine Abnahmepflicht für Strom aus Windenergie, wodurch dieser Einfluss auf den allgemeinen Strompreis besitzt. An windstarken Tagen sinkt der Preis an der Strombörse, an windarmen Tagen steigt er. Dabei ist es mittlerweile recht gut möglich, Windstärken und damit -leistungen vorherzusagen. Die Wetterprognosen haben sich in den letzten Jahren stark verbessert. Ein wichtiger Faktor, der die Versorgungssicherheit und Netzstabilität erhöht.

Kommt es zu Abschaltungen, z.B. aufgrund von Einspeisemanagementmaßnahmen, werden die Anlagenbetreiber nach dem EEG entschädigt. Für das Jahr 2016 etwa betrug die Höhe der Entschädigungen in Deutschland etwa 273 Millionen Euro. Der schnelle Netzausbau ist diesbezüglich einer der wesentlichen Erfolgsfaktoren für die nachhaltige Nutzung dieser grünen Energie.

Zählpunkt

Der Zählpunkt ist der Netzpunkt, an dem der Energiefluss messtechnisch erfasst wird (gemäß Messrahmenvertrag-BDEW). Dieser besitzt eine eindeutige 33-stellige Kennung, die über die Richtlinie des Metering Code definiert ist und eine exakte Zuordnung zum Erzeuger und Verbraucher ermöglicht.

Die 33 Stellen des Zählpunktes sind wie auf dem Bild unten definiert.

Wird beispielsweise ein Gerät bzw. Zähler ausgetauscht, dann ändert sich die Zählernummer, die Zählpunktbezeichnung bleibt aber dieselbe. So bleibt die Abnahme- bzw. Einspeisestelle immer eindeutig identifizierbar.

Seit Februar 2018 wird der Zählpunkt durch die Markt- und Messlokationen ersetzt.

Überschüssiger Strom

Keinen Strom aus EE verschwenden. Es ist schwer zu ertragen, dass bei viel Wind einige Windkraftanlagen still stehen, weil die Netze entlastet werden müssen. Viele Pilotvorhaben in Deutschland zeigen auf, was man mit dem sogenannten Überschußstrom regional machen kann. Der Grundgedanke ist simpel: Den Strom so verwenden, dass der kritische Teil im Netz nicht überlastet wird.

Übertragungsnetzbetreiber

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) betreiben die Infrastruktur der überregionalen Stromnetze. Ihnen obliegt die Instandhaltung, Dimensionierung und Schaffung von Zugängen für Stromhändler und -erzeuger in der Rolle des Bilanzkreiskoordinators (BIKO) ebenso wie die Organisation von Systemdienstleistungen wie u.a. Regelleistung. Das Netz der ÜNB ist vergleichbar mit Autobahnen im Straßenverkehr: Große Distanzen, große Geschwindigkeiten, wenig kleinteilig. Der Verteilnetzbetreiber stellt in diesem Beispiel die Bundes-, Kreis- und Dorfstraßen dar: Sehr kleinteilig, sehr stark vernetzt, weniger Geschwindigkeit und weniger Kapazität.

Die ÜNB sind über Umspannwerke an die Niederspannungsnetze der Verteilnetzbetreiber angeschlossen, welche die Endkunden versorgen. Großabnehmer können auch direkt an das Übertragungsnetz angeschlossen werden.

Vier Übertragungsnetzbetreiber teilen sich Stand 2018 den deutschen Markt:

  • Tennet TSO
  • 50Hertz Transmission
  • Amprion
  • TransnetBW

Die vorwiegend bedienten Spannungsebenen des ÜNB liegen bei 220 kV und 380 kV, meist in Form des Wechselstroms. Aktuell werden allerdings auch einige Leitungen für die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, kurz HGÜ-Leitungen, zum Abtransport des Stroms gebaut.