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Regenerativstrom vermarkten

Tipps: Wie vermarkte ich meinen Wind- und Solarstrom regional?

Regenerativstrom vermarkten: Welche regionalen Alternativen sich nach Ende der EEG-Vergütung anbieten.

Inhaltsverzeichnis

Die kann ich auch in Zukunft meine Erneuerbare-Energien-Anlage wirtschaftlich betreiben? Diese Frage stellen sich Anlagenbetreiberinnen und -betreiber, deren EEG-Vergütung nach über 20 Jahren ausläuft. Aber auch beim Bau neuer Anlagen werden alternative Vermarktungsmöglichkeiten aufgrund deutlich gesunkener Installationskosten, weiter sinkender Fördersätze und der Planungsunsicherheiten bei Ausschreibungen zunehmend attraktiver.

Rechtlich handelt es sich bei einer Erneuerbare-Energie-Anlage auch ohne EEG-Vergütung um eine „Anlage gemäß EEG“, womit der Anspruch auf Netzanschluss sowie die vorrangige physikalische Abnahme des Stroms garantiert bleiben. Auf der anderen Seite müssen die technischen Vorgaben des EEG sowie Melde- und Registrierungspflichten, insbesondere in Bezug auf das Marktstammdatenregister, weiterhin eingehalten werden. Jeder sogenannte „Wechsel in eine andere Veräußerungsform“, unabhängig davon, ob es sich zum Beispiel um eine Veränderung weg von einer vollständigen Einspeisung des Stroms nach dem EEG handelt, muss in jedem Fall dem zuständigen Netzbetreiber bekanntgegeben werden.

Ist der Weiterbetrieb überhaupt sinnvoll?

Weiterbetrieb der Anlage

Bevor ein neues Vermarktungskonzept erarbeitet wird, ist jedoch grundsätzlich zu klären, ob ein Weiterbetrieb der Anlage sinnvoll ist. Dazu sollten die zu erwartenden Erlöse alle notwendigen Kosten für den Weiterbetrieb (kapital- und betriebsgebundene Kosten) decken und zumindest einen kleinen wirtschaftlichen Anreiz für Betreiberinnen und Betreiber bieten.

Kommt es zum Weiterbetrieb der Anlage und diese speist auch ohne EEG-Vergütung den erzeugten Strom in das Netz der allgemeinen Versorgung, erfolgt die Veräußerung über die sogenannte „sonstige Direktvermarktung“. Die Betreiberinnen und Betreiber sind nach aktueller Rechtslage selbst dafür verantwortlich, einen Abnehmer für ihren Strom zu finden. Eine „wilde“ Einspeisung des Stroms ins öffentliche Netz, das heißt eine Einspeisung, die keinem Bilanzkreis zugeordnet wird, ist nicht erlaubt. Auch besteht für den eingespeisten Strom aktuell kein Anspruch auf Zahlung etwa in Höhe des Marktwerts durch den Netzbetreiber.

Sonstige Direktvermarktung

In der sonstigen Direktvermarktung liefert der Erzeuger den Strom zu einem individuell festgelegten Strompreis an Dritte oder verkauft ihn an der Strombörse. Ein entsprechender Marktzugang, unter anderem mit einem Handelsterminal, kann jedoch sehr zeit- und kapitalintensiv werden. Soll der Verwaltungsaufwand für den Anlagenbetreiber möglichst gering gehalten werden, kann ein Direktvermarktungsunternehmen mit dem Vertrieb des Stroms beauftragt werden. Für Anlagen mit einer Leistung unter 100 Kilowatt (kW) kann es schwierig sein, entsprechende Dienstleister zu finden. Vereinzelt gibt es jedoch schon Angebote, die sich speziell an Anlagen mit geringer Leistung richten.

Bei Anlagen, die keine EEG-Vergütung mehr erhalten, kann nun auch die grüne Eigenschaft des Stroms über Herkunftsnachweise vermarktet werden und eventuell höhere Erlöse ermöglichen. Dazu muss die Anlage zunächst im sogenannten Herkunftsnachweisregister registriert werden. Anschließend stellt das Umweltbundesamt die Herkunftsnachweise für jede erzeugte Megawattstunde aus. Diese können dann entwertet werden, wenn die entsprechende Strommenge verkauft wird.

Vertragslaufzeit

Erfolgt der Stromvertrieb an Haushaltskunden, ist die Vertragslaufzeit auf zwei Jahre begrenzt. Eine höhere Planungssicherheit bieten dagegen langfristige, bilaterale Stromlieferverträge, sogenannte Power-Purchase-Agreements (PPA). Als Abnehmer kommen zum einen Energieversorgungsunternehmen (Merchant PPA) infrage, die den Strom für Grünstromtarife nutzen können. Aber auch große Stromverbraucher (Corporate PPA) wie Industrie-Unternehmen können Partner eines solchen PPAs sein, um beispielsweise interne Nachhaltigkeitsziele zu erfüllen. Preisunsicherheiten werden je nach ausgehandeltem Vertrag zwischen Verkäufer und Abnehmer aufgeteilt. Wenn ein fixes Liefervolumen vereinbart ist, werden Mengenrisiken entweder vom Produzenten getragen oder durch den Verbraucher, wenn die gesamte Erzeugungsmenge von diesem abgenommen wird („Pay-as-Produced“). Durch solche Verträge kann für beide Vertragspartner eine relativ langfristige Preissicherheit geschaffen und das Risiko auf beide Parteien verteilt werden.

Vertragsarten bei PPAs

Grundsätzlich kann zwischen folgenden Arten von PPAs unterschieden werden:

Physische PPAs: Direkter Verkauf einer festgesetzten Strommenge an den Verbraucher oder Dienstleister.

On-Site- oder Direct PPA: Stromtransport über eigene direkte Leitung zwischen Erzeuger und Verbraucher in räumlichem Zusammenhang, physikalische Abnahme des Stroms.

Off-Site- oder Sleeved PPA: Bilanzielle Abnahme des Stroms, gegebenenfalls mit zwischengeschaltetem Energiedienstleister.

Finanzielle oder Synthetische PPAs: Keine Energielieferung, Strommengen werden unabhängig voneinander am Energiemarkt gehandelt, lediglich finanzieller Ausgleich der Differenz zwischen vereinbartem Preis und Verkaufs- beziehungsweise Einkaufspreis am Markt (PPA-Differenzpreis).

Bilanzkreis

Grundsätzlich ist zu beachten, dass Strom, der über das öffentliche Netz direkt vermarktet wird, einem Bilanzkreis zugeordnet werden muss. In diesem werden die Stromkäufe und –verkäufe bilanziell verrechnet. Bilanzkreisverantwortlicher ist in der Regel der Versorger. Da die Führung eines Bilanzkreises sehr aufwendig ist, empfiehlt sich die Zusammenarbeit mit einem Dienstleister.

Mit kleinen Anlagen wird es schwer

Ob sich eine Vermarktung über die sonstige Direktvermarktung im Einzelnen rentiert, hängt immer von den gegebenen Rahmenbedingungen ab. Insbesondere bei kleinen Anlagen erschweren der Verwaltungsaufwand und die damit zusammenhängenden Kosten aktuell noch die Umsetzung.

Bei einer möglichen Gesetzesänderung in Zukunft könnten Anlagen mit geringer Leistung von der sogenannten Überschussstromabnahme profitieren. Bei dieser erhalten Anlagen mit Netzeinspeisung automatisch eine Vergütung, die sich am Monatsmarktwert der jeweiligen Anlagenart orientiert. Ein entsprechender Reformantrag wurde vom Freistaat Bayern an den Bundesrat übermittelt.

Autorin:

Larissa Auzinger, Abteilung Energie vor Ort, C.A.R.M.E.N.e.V.

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