Solarstrom bestmöglich verkaufen
Seit dem 1. August ist die Einspeisevergütung für Strom aus erneuerbaren Energien laut Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) nur noch eine Ausnahme. Schon ab 2016 können sie lediglich Betreiber kleiner Anlagen mit maximal 100 kW in Anspruch nehmen. Zudem gilt sie als kurzfristige Ersatzlösung bei reduzierten Tarifen, wenn ein Anlagenbetreiber seinen „Direktvermarkter“ verliert. Dies gilt für alle erneuerbaren Energien. Statt der Einspeisevergütungen gibt es ab den jeweiligen Stichtagen nur noch einen Anspruch auf die „anzulegenden Werte“ im Rahmen der „geförderten Direktvermarktung“. Hier setzt sich die Vergütung aus dem am Markt erzielten Preis (dem Marktwert) plus der Marktprämie zusammen. Die Marktprämie wiederum wird durch die Differenz zwischen dem durchschnittlichen Monatsmarktwert und dem anzulegenden Wert ermittelt. Um die Marktprämie zu erhalten, muss der Anlagenbetreiber den Strom im Rahmen der „geförderten Direktvermarktung“ verkaufen. In der Regel wird er dafür einen Vertrag mit einem Direktvermarkter schließen. Alternativ kann er die „sonstige Direktvermarktung“ wählen. Es gibt dann keinerlei Förderung, allerdings kann der erzeugte Strom als Grünstrom an Kunden verkauft werden. Als weitere Optionen gibt es weiterhin den Eigenverbrauch des Stroms und die Lieferung des Stroms an einen Dritten in unmittelbarer Nähe ohne ein öffentliches Netz zu benutzen.
Vermarktung ist Pflicht
Diese Möglichkeiten unterscheiden sich nicht vom alten EEG. Neu ist der Wegfall der Einspeisevergütung für neu errichtete Anlagen mit mehr als 500 bzw. 100 kW und die Verpflichtung zur Vermarktung des Stroms. Wer auf die geförderte Direktvermarktung zurückgreifen möchte oder muss, der kann aus einer Reihe von Anbietern auswählen. Die jeweiligen Verträge und Verfahren sind allerdings nicht standardisiert und Anlagenbetreiber sollten Angebote bei mehreren Direktvermarktern einholen. Einige große Direktvermarkter bieten dem Anlagenbetreiber eventuell einen höheren Anteil an den Vermarktungserlösen, um über diese Preispolitik ihren Bestand zu erhöhen. Kleinere Anbieter, so erklärt Josef Werum, Geschäftsführer der in.power GmbH, könnten da eventuell nicht mithalten. Er fürchtet, dies könnte auch im Markt der Direktvermarkter mittelfristig zu einem Oligopol führen – was die Position der Anlagenbetreiber schwächen würde. Neben den Erlösen sollten weitere Kriterien beachtet werden. Dies fängt bei der Möglichkeit zur Kündigung eines Vertrages mit dem Direktvermarkter durch den Anlagenbetreiber an. Welche Pflichten des Anlagenbetreibers, etwa zu Meldefristen, werden vom Direktvermarkter übernommen? Welche Freiheiten werden dem Anlagenbetreiber zugestanden, einen Teil des Stroms selbst verbrauchen oder an Dritte in unmittelbarer Nähe verkaufen zu können. Wie stimmen die (energiepolitischen) Zielsetzungen von Anlagenbetreiber und Direktvermarkter überein?
Erforderliche Technik
Und wichtig sind auch technische Aspekte. Die Marktprämie ist gekoppelt an technische Vorgaben, die in gleicher Weise bereits ebenso grundsätzlich für Anlagen ab 100 kW gelten (und dies auch schon im letzten EEG): Bei den Anlagen muss jederzeit die Ist-Einspeisung abgerufen und die Einspeiseleistung ferngesteuert reduziert werden können. Und dies muss sowohl dem Netzbetreiber als auch dem Direktvermarkter zugestanden werden. Dabei ist neu im EEG 2014, dass auch der Direktvermarkter und nicht nur der Netzbetreiber die Anlage steuern kann. Erfüllen die technischen Einrichtungen die Anforderungen nicht, so entfällt der Anspruch auf die Marktprämie. Für einige Anlagenbetreiber kann es daher entscheidend sein, in welchem Maße der Direktvermarkter hier unterstützend tätig ist. Statkraft, einer der größten Direktvermarkter, überlasse es dem Anlagenbetreiber, für die technische Ausrüstung zu sorgen, sagt Judith Tranninger, Head of Communications bei der Statkraft Markets GmbH. Das Unternehmen gehe davon aus, dass Datenlogger und Vorrichtungen für die Fernsteuerung von den Herstellern der Solarstromanlagen geliefert würden. Für die Nachrüstung bestehender Anlagen seien Kosten von 1000 Euro zu veranschlagen. Diese Kosten könnten sich allerdings im kommenden Jahr deutlich reduzieren. Dagegen hat etwa in.power einen eigenen Zähler entwickelt, der die Abfrage der Ist-Leistung ermögliche und auch die Anlagen fernsteuern könne, sagt Werum. Weil nicht noch ein weiterer Zähler zusätzlich installiert werden müsse, seien die Kosten für die Anlagenbetreiber aus Sicht von Werum überschaubar. Rund 20 Euro zahlten die Betreiber schon für einen ganz normalen Zähler. Im Niederspannungsbereich koste der in.power-Zähler mit den erforderlichen Funktionen 59 Euro im Monat, im Mittelspannungsbereich 79 Euro. Die Naturstrom Trading GmbH bietet eine „naturstrom-BonusBox“. Sie ist nach Unternehmensangaben überall dort einsetzbar, wo der Netzbetreiber bereits sein Einspeisemanagement installiert hat und die Box per Mobilfunk gut erreichbar sei. Diese Box, die die Fernsteuerung ermöglicht, kostet für Kunden von Naturstrom 95 Euro im Monat, für alle anderen 195 Euro. Es hängt also auch von den Präferenzen des Anlagenbetreibers ab, welches Angebot eines Direktvermarkters für ihn passender ist. Er kann auf Komplettlösungen von Vermarktern zurückgreifen, die Investitionen ersparen, oder eine eigene technische Lösung realisieren, die ihn unabhängig von einem speziellen Vermarkter macht. So bietet zum Beispiel die Berliner Skytron energy GmbH Anlagen zur Steuerung von PV-Kraftwerken an. Key-Account-Managerin Monika Hennessen weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass der gleichzeitige Zugriff von Direktvermarkter und Netzbetreiber auf die Fernsteuerung einer PV-Anlage vermieden werden müsse: „Der Netzbetreiber muss Vorrang haben.“ Die von Skytron angebotene komplexe Lösung, die auch Prognosen beinhalte, sei jedoch erst für Anlagen ab 1 MW Leistung interessant.
Alternative Vermarktung
Betreiber von eher kleinen Anlagen mit wenigen hundert kW werden nicht bei jedem Direktvermarkter auf offene Türen treffen. Denn je kleiner die Anlage, desto aufwändiger im Verhältnis dazu ist die Vermarktung. „Wir haben noch nie jemanden abgelehnt“, erkärt Daniel Hölder von der Clean Energy Sourcing AG (Clens). Interessant werde es aber erst ab 500 kW. Vorher seien die Kosten, die der Anlagenbetreiber zu tragen habe, auch relativ hoch. Das Unternehmen sei jetzt dabei, eine Smart-Metering-Lösung zu finden, dann gebe es eine Perspektive für 100-kW-Anlagen. Clens, so Hölder, gehe neben der „geförderten Direktvermarktung“ aber auch andere Wege. So solle Strom in Produkte integriert werden, die regional vermarktet werden. Für die Betreiber mache das dann Sinn, wenn sie darüber eine etwas höhere Vergütung erwirtschaften können.
25 Prozent Solarstrom
Ähnlich geht in.power voran. 2012 habe sie die Tochter grün.power GmbH gegründet, um regionale Stromangebote aufzubauen, berichtet Werum. Etwa 15 Prozent stamme aus deutschen Windkraftwerken, der Rest aus Wasserkraft. Solarstrom könne eventuell später integriert werden. So praktiziere es bereits das Grünstromwerk, sagt Geschäftsführer Tim Meyer. Gerade sei das zweite regionale Projekt mit einer Energiegenossenschaft angelaufen. Die Genossenschaft Neue Energien West (NEW) hat mit dem Ökostromanbieter den ersten Regionalstromtarif in Bayern ins Leben gerufen. Er enthält einen Anteil von 25 Prozent PV-Strom, der im Solarkraftwerk der Genossenschaft erzeugt wird. Sie möchte ihn so vermarkten, ohne möglichst auf eine Förderung zurückgreifen zu müssen. Das Grünstromwerk kümmert sich um die Organisation und den Vertrieb. Dabei sei es allerdings hilfreich, wenn sich mehr als 1000 Genossenschaftsmitglieder für den Strom aus ihrer PV-Anlage einsetzten. Neben diesen regionalen Angeboten kümmert sich das Grünstromwerk noch um den Solarstromverkauf aus Anlagen auf Wohngebäuden an Mieter. Dies sei eine weitere Vermarktungsmöglichkeit – und dies auch für die kleineren Anlagen, so Meyer. Dagegen stehe die „geförderte Direktvermarktung“ nicht mehr so im Fokus des Unternehmens. „Das machen wir nur bei Anlagen von Betreibern, die mit uns in anderen Vermarktungsbereichen aktiv sind.“ Meyer sieht in der reinen geförderten Direktvermarktung auch keine Perspektive: „Das ist ein brutaler Verteilungskampf.“
Text: Andreas Witt, Foto: eex
