Grüner Strom und Direktvermarkter

Direktvermarktungsunternehmen sind Dienstleister der Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen für die Direktvermarktung. Sie nehmen eine wichtige Rolle dabei wahr, die Stromerzeugung von Erneuerbare-Energien-Anlagen in den Strommarkt zu integrieren. Die Direktvermarkter haben dabei entscheidend zum Erfolg des Instruments der gleitenden Marktprämie beigetragen. Das zum Jahr 2012 zunächst optionale Instrument wurde mit der EEG-Novelle 2014 grundsätzlich für größere Anlagen verpflichtend eingeführt. Betreiber oder Direktvermarkter von Erneuerbare-Energien-Anlagen sind bei der Direktvermarktung für die kurzfristige Prognose ihrer Produktion und den Ausgleich bei Abweichungen selbst verantwortlich und übernehmen damit die gleiche Verantwortung wie konventionelle Kraftwerke. Um Abweichungen zu verringern bzw. möglichst effizient auszugleichen, haben sie den Anreiz, ihre Methodik und ihre Datengrundlage für ihre Prognosen kontinuierlich zu verbessern. Seit dem Jahr 2015 sind grundsätzlich alle Anlagen in der Direktvermarktung, fernsteuerbar. Bei moderat negativen Preisen haben Betreiber bzw. Direktvermarkter einen Anreiz, ihre Anlagen abzuregeln oder zu drosseln. Damit integrieren sie sich in den Strommarkt und entlasten die EEG-Umlage im Vergleich zu Anlagen in der festen Einspeisevergütung. Bei der Windenergie an Land sind mittlerweile deutlich mehr als 80 Prozent der Anlagen in der Direktvermarktung und Strom aus Windenergie auf See wird ausschließlich über die Marktprämie vermarktet.

Kleine und kleinste Stromproduzenten unter 100 kW installierter Leistung können weiterhin eine feste Einspeisevergütung nach dem EEG erhalten. Sie vermarkten ihren Strom daher in aller Regel nicht direkt, sondern liefern ihn an die Netzbetreiber im Rahmen der festen Einspeisevergütung. Es gibt aber auch bereits einige kleine Anlagen unterhalb von 100 kW, die ihren Strom direkt vermarkten und spezielle Angebote von Direktvermarktern in Anspruch nehmen. Die weitere Entwicklung in diesem Bereich evaluiert die Bundesregierung im EEG-Erfahrungsbericht.

Das EEG verfolgt das Ziel, den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch zu steigern. Zentrales Instrument dafür ist die Förderung der Stromproduktion in Erneuerbare-Energien-Anlagen. Das EEG richtet sich damit zentral an den Anlagenbetreiber. Es regelt vor allem die Rechtsbeziehung zwischen ihm und seinem Netzbetreiber. Die übrigen Geschäftsbeziehungen des Anlagenbetreibers (z. B. zu Herstellern, Fachfirmen oder Käufern des Stroms) sind nicht in erster Linie Regelungsgegenstand des EEG. Die Bundesregierung hält es auch nicht für zielführend, die Privatautonomie des Anlagenbetreibers und seiner übrigen Geschäftspartner grundsätzlich einer Regulierung durch das EEG zu unterwerfen.

Zu den Aufgaben des Anlagenbetreibers gehört grundsätzlich auch die Direktvermarktung. Das schließt in keiner Weise aus, dass sich der Anlagenbetreiber eines Dienstleisters bedient, um die Direktvermarktung durchzuführen. Im Gegenteil: Durch die ausdrückliche Erwähnung des Direktvermarktungsunternehmens im EEG ist klargestellt, dass die Delegation der Direktvermarktung mit dem EEG im Einklang steht. Das EEG lässt den Anlagenbetreibern daher grundsätzlich die Wahlfreiheit darüber, ob sie ihren Strom selbst direkt vermarkten oder diese Aufgabe anderen Akteuren wie professionellen Direktvermarktern übertragen.

In aller Regel bedienen sich die Anlagenbetreiber eines professionellen Direktvermarkters. Detaillierte Zahlen liegen der Bundesregierung nicht vor.

Das hängt vom Inhalt des Direktvermarktungsvertrags ab. Es herrscht insoweit Vertragsfreiheit zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter und entsprechende Vielfalt.

Die Bundesregierung sieht derzeit keine Notwendigkeit, in die Vertragsfreiheit des Anlagenbetreibers einzugreifen. Er hat ein Wahlrecht, ob er seinen Strom selbst vermarktet oder einen Direktvermarkter damit beauftragt. Der Anlagenbetreiber kann somit frei am Markt einen Direktvermarkter auswählen und den Vertrag aushandeln. Aufgrund der Vielfalt und der derzeitigen Wettbewerbssituation besteht nach Ansicht der Bundesregierung hier kein Regulierungsbedarf. Die Bundesregierung wird den Markt aber beobachten und die Entwicklung der Direktvermarktung im Rahmen des EEG-Erfahrungsberichts evaluieren.

Die Bundesregierung wollte dem Anlagenbetreiber ein Wahlrecht geben, ob er selbst den Strom vermarktet oder sich bei der Vermarktung eines Dienstleisters bedient. Die konkrete Ausgestaltung eines Direktvermarktungsvertrages soll der Vertragsfreiheit der Parteien unterliegen.

Die Bundesregierung hat den Direktvermarktern bei der Einführung der optionalen Marktprämie im EEG 2012 keine Position zugedacht oder deren Position legal definiert. Bei ihrer Einführung bzw. Stärkung der Direktvermarktung im EEG ging es vorrangig darum, den stetig wachsenden Anteil erneuerbarer Energien besser in den Strommarkt zu integrieren und erneuerbaren Energien mehr Verantwortung zu übertragen, um besser auf die Herausforderungen einer überwiegend auf erneuerbaren Energien basierenden Stromversorgung reagieren zu können. Im Übrigen wird auf die Antwort zu Frage 1 verwiesen.

Die Bundesregierung verfolgt das Ziel, den Bedarf für Einspeisemanagement zu reduzieren, um die Erzeugung aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen nicht abregeln zu müssen. Primär liegt die Lösung im Ausbau der Stromnetze, damit diese den Strom aus erneuerbaren Energien aufnehmen, transportieren und deutschlandweit verteilen können. Daneben wurden mit dem EEG 2017 noch weitere Instrumente eingeführt, um die Abregelungsmengen von Strom aus erneuerbaren Energien bis zur Fertigstellung der entsprechenden Übertragungsnetze zu reduzieren. So wird künftig der Zubau von neuen Windenergieanlagen an Land im Netzausbaugebiet begrenzt und durch die Nutzung von zuschaltbaren Lasten ansonsten abgeregelter Strom aus erneuerbaren Energien im Netzausbaugebiet genutzt.

Die Bundesregierung teilt die Auffassung der Bundesnetzagentur, dass die Kosten des energetischen Ausgleichs von Einspeisemanagement-Maßnahmen dem Netzbetreiber zuzuordnen sind. Nach § 15 Absatz 1 Satz 1 und 2 EEG ist der Anlagenbetreiber durch den Anschlussnetzbetreiber in Höhe von 95 Prozent der entgangenen Einnahmen zuzüglich der „zusätzlichen Aufwendungen“ und abzüglich der „ersparten Aufwendungen“ zu entschädigen. Übersteigen die entgangenen Einnahmen in einem Jahr 1 Prozent der Einnahmen dieses Jahres, sind ab dann 100 Prozent der entgangenen Einnahmen zu entschädigen. Letztlich soll also der Anlagenbetreiber – abgesehen von dem Selbstbehalt beim ersten Prozent der Jahresproduktion – wirtschaftlich so gestellt werden, wie er ohne die Einspeisemanagementmaßnahmen stünde.

Die Kosten für die Entschädigung hat nach § 15 Absatz 1 Satz 3 EEG der Netzbetreiber zu tragen, in dessen Netz die Ursache für die Einspeisemanagement-Maßnahme liegt. Dies ist folgerichtig, weil auch die Kosten für die Beseitigung der Ursache – in der Regel die Kosten des Netzausbaus – bei diesem Netzbetreiber anfallen.

Zu den zusätzlichen Aufwendungen, die bei der Härtefallentschädigung zu berücksichtigen sind, zählen auch Kosten für Ausgleichsenergie, soweit sie durch Einspeisemanagement-Maßnahmen verursacht werden. Umgekehrt müssen sich Anlagenbetreiber aber auch ersparte Aufwendungen anrechnen lassen, die durch die Einspeisemanagement-Maßnahmen verursacht werden. Dies ist etwa bei einem negativen Ausgleichsenergiepreis der Fall.

Zusätzliche und ersparte Aufwendungen für Ausgleichsenergie sind auch dann im Rahmen der Härtefallentschädigung zu berücksichtigen, wenn der Anlagenbetreiber nicht selbst Bilanzkreisverantwortlicher ist, sondern sich eines Direktvermarktungsunternehmens bedient. Insofern sind ihm die zusätzlichen und ersparten Aufwendungen des Direktvermarktungsunternehmens zuzurechnen, soweit sie durch die Einspeisemanagement-Maßnahme verursacht worden sind. Es kann keinen Unterschied für die Höhe der Härtefallentschädigung machen, ob der Anlagenbetreiber selbst oder mit Hilfe eines Dritten die Direktvermarktung wahrnimmt. Insbesondere kann die Höhe des gesetzlichen Entschädigungsanspruches des Anlagenbetreibers gegen den Netzbetreiber nach § 15 Absatz 1 EEG nicht vom Inhalt des Direktvermarktungsvertrags im Innenverhältnis von Anlagenbetreiber und seinem Direktvermarktungsunternehmen abhängen. Der Anspruch nach § 15 Absatz 1 EEG steht nicht zur Disposition des Anlagenbetreibers. § 15 Absatz 1 EEG vermittelt dem Direktvermarktungsunternehmen keinen (eigenen) Anspruch gegen den Netzbetreiber auf Härtefallentschädigung. Eine Abtretung des Anspruchs ist natürlich zulässig.

Diese Position hat auch die Bundesnetzagentur im Rahmen des Festlegungsverfahrens BK6-14-049 vertreten. Die Bundesnetzagentur beabsichtigt ferner, in der bevorstehenden Überarbeitung ihres Leitfadens zum Einspeisemanagement eine Methode zur Bestimmung der Entschädigungshöhe zu beschreiben. Damit ist auch klargestellt, inwieweit die Kosten durch die Netzbetreiber in die Netzentgelte gewälzt werden können.

Es ist Aufgabe des Netzbetreibers, den Anlagenbetreiber so weit wie möglich im Vorfeld der Maßnahme zu informieren. Dies ergibt sich aus § 14 Absatz 2 EEG. Es ist nicht Aufgabe der Anlagenbetreiber oder Direktvermarktungsunternehmen, von sich aus mögliche Einspeisemanagement-Maßnahmen zu antizipieren. Dies würde die Netzlastprognose der Netzbetreiber erschweren. In der bisherigen Praxis der Netzbetreiber werden die Anlagenbetreiber indessen meist nicht im Vorhinein über eine Abregelung im Wege des Einspeisemanagements informiert. Dieses Vorgehen ist nach heutigem Erkenntnisstand dem Umstand geschuldet, dass die Abregelungen meist in Echtzeit und nur kurz vor der Überlastung von Netzbetriebsmitteln durchgeführt werden. Dies hat immerhin den Vorteil, dass nur genau so viel Erneuerbare Energie abgeregelt werden muss, wie tatsächlich notwendig ist, um den akuten Netzengpass zu beseitigen. Nachteilig an diesem Vorgehen ist allerdings, dass weder die Zeit noch die Informationen bzw. Prognosen ausreichen, um einen gezielten energetischen oder bilanziellen Ausgleich mit entsprechendem zeitlichen Vorlauf für die Energiemengen vorzunehmen, die durch die Anlage infolge der Abregelung nicht erzeugt werden.

Es liegen darüber keine Statistiken oder Erhebungen vor. Im Übrigen wird auf die Antwort zu Frage 10 verwiesen.

Die Bundesregierung teilt die Einschätzung der BNetzA, dass es zurzeit nicht sinnvoll ist, per Gesetz oder Festlegung zwingend einen gezielten energetischen und bilanziellen Ausgleich von allen Einspeisemanagement-Maßnahmen vorzuschreiben. Im Rahmen des Festlegungsverfahrens der BNetzA ist deutlich geworden, dass eine solche Vorgabe erhebliche Umsetzungsschwierigkeiten mit sich bringen würde. Da Verteilernetzbetreiber bislang Einspeisemanagement-Maßnahmen meist „auf Sicht“ – also ohne Netzlastprognose – durchführen, ist die Etablierung eines flächendeckenden zwingenden energetischen und bilanziellen Ausgleichs nicht zeitnah umsetzbar.

Ein gezielter energetischer und bilanzieller Ausgleich von möglichst vielen Einspeisemanagement-Maßnahmen ist nichtsdestotrotz grundsätzlich sinnvoll und sollte in einer mittel- bis langfristigen Perspektive etabliert werden. Ein solcher Ausgleich würde voraussetzen, dass der Einsatz von Einspeisemanagement-Maßnahmen weniger „auf Sicht“, sondern stärker auf Basis von Netzlastprognosen durchgeführt wird. Ähnlich wie beim Redispatch sollten Einspeisemanagement-Maßnahmen – soweit möglich – bereits am Vortag auf Grundlage von möglichst guten Netzlastprognosen geplant und durchgeführt werden. Ein solcher bilanzieller Ausgleich kann bereits heute vertraglich zwischen dem Direktvermarktungsunternehmen bzw. Anlagenbetreiber und Netzbetreiber geregelt werden oder aber auch ohne den Willen des Direktvermarktungsunternehmens oder Anlagenbetreibers vorgenommen werden. Notwendig ist allerdings aus Sicht der Bundesregierung eine weitere Verbesserung der Informationen, die den Netzbetreibern über die prognostizierte bzw. geplante Erzeugung von Erneuerbare-Energien-Anlagen vorliegen (vgl. Antwort zu Frage 17).

In einer vom BMWi beauftragten Studie zur „Entwicklung von Maßnahmen zur effizienten Gewährleistung der Systemsicherheit im deutschen Stromnetz“ wird derzeit untersucht, inwiefern auf Basis des § 13 Absatz 1 EnWG i. V. m. § 11 Absatz 3 EEG 2014 Erneuerbare-Energien- und KWK-Anlagen in den regulären marktlichen Redispatch einbezogen werden können. Des Weiteren sollen Vorschläge zur Einbindung von Verteilernetzbetreibern zur Ergreifung marktbezogener Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 EnWG und zum energetischen Ausgleich nach Redispatch und Einspeisemanagement entwickelt werden.

Es wird auf die Antwort zu Frage 13 verwiesen.

Es wird auf die Antwort zu Frage 11 verwiesen.

Auf Basis der Ergebnisse der vom BMWi beauftragten Studie zur „Entwicklung von Maßnahmen zur effizienten Gewährleistung der Systemsicherheit im deutschen Stromnetz“ werden die weiteren Schritte erörtert werden. Die staatlichen Eingriffe in private rechtliche und wirtschaftliche Beziehungen sollten allerdings auf das notwendige Maß beschränkt bleiben. Die Rolle des Direktvermarktungsunternehmens als Dienstleister des Anlagenbetreibers konturiert sich in erster Linie durch die vertraglichen Abreden von Anlagenbetreiber und Direktvermarktungsunternehmen.

Die rechtliche Grundlage für die notwendigen Informationsflüsse ist mit dem sog. „Energieinformationsnetz“ in § 12 EnWG etabliert. Dies umfasst insbesondere den Informationsfluss von Erzeugungsanlagen, aber auch anderen Marktteilnehmern, an die Netzbetreiber, um deren Netzlastprognosen zu verbessern. Verpflichtungen zur Bereitstellung der notwendigen Informationen durch die Marktteilnehmer an die Netzbetreiber bestehen damit bereits kraft Gesetzes.