Kartoffeln, Eier, Strom.

Auch den Strom gibt’s jetzt aus der Nachbarschaft:
Unsere regionale Direktvermarktung für Betreiber und Verbraucher.

Hundertundmehr Prozent Norden.

Nordgröön ist Ihr Partner bei der Ertragsoptimierung Ihrer Erzeugungsanlagen.

ENTSCHEIDEND IST,

WAS HINTEN RAUSKOMMT

Direktvermarktung von Biogas: Trotz gesenkter Prämie erwirtschaften
wir höchste Erträge - in den vergangenen Jahren durchschnittlich weit über 100%
der Marktprämie. Natürlich ergänzend zu den Einnahmen aus Regelleistung,
bedarfsgerechter Produktion und Flexibilitätsprämie.

Rückenwind

für Ihre Rendite

Unser Angebot für Ihre Windkraft:
Wir bieten individuelle, standordabhängige Servicefees
und die besten Modelle für Ihren Windpark.

Im Norden überrascht nicht der Regen,

sondern die Sonne.

Unser Angebot für Ihre Photovoltaik:
Standordabhängige Servicefee auf Basis Ihrer Viertelstundenlastgänge.

Industrielle Flexibilitäten
Demand Response

Erzeugung und Verbrauch in Balance und auf Augenhöhe


Aus dem Norden
an die Märkte

Energiehandel - Vermarktung - Marktintegration

Kategorie Archive: Allgemein

28. April 2017: Hannovermesse 2017 – Microsoft und Nordgröön für dezentrale Marktplätze – Weltpremiere!
Nordgröön steht für 100% Erneuerbare Energien und arbeitet daher seit Jahren an Modellen und Lösungen für dezentrale Marktplätze. Am 26.04.2017 haben wir unser gemeinsames Projekt mit Microsoft, Agder Energi, Enfo, Entelios und Nordgröön auf der Hannovermesse auf dem Microsoftstand einem kleinen ausgewählten Kreis vorgestellt. Weltpremiere! Im gemeinsamen Projekt haben wir bewiesen, dass effiziente Verknüpfungen von realtime Daten mit intelligenten Algorithmen und vollautomatisierten Steuerungen den sonst nötigen, unsagbar teuren Netzausbau massiv reduzieren. Das Smart-Grid ist Real geworden. Das konkrete Projekt wurde auf der Hannovermesse in drei Terminreihen der Politik, den Europäischen Commisionen, den Verbänden und weiteren Schlüsselakteuren vorgestellt. Das Projekt besteht aus drei Phasen. Phase 1 – Technik : Über die Microsoft Azure-Cloud werden in Echtzeit (realtime) verbundene echte Netzte, echte Trafos, echte industrielle und gewerbliche Verbraucher, echte Speicher, echte dezentrale Erzeuger über entsprechende Algorithmen und Steuerelektronik Werkzeuge zur Engpassvermeidung, Engpassreduzierung erstellt. Phase 2 – Markt: Die Entwicklung und Definition eines dezentralen Markplatzes, sodass ein dezentraler Markt für Flexibilitäten entsteht und der Netzbetreiber die Flexibilitäten aus Phase 1 nutzen kann. In unserem Pilotprojekt konnten so konkrete Investitionen in Netzte gänzlich vermieden werden. Phase 3 - Etablierung in Deutschland: Die nächste Phase des Projektes ist die Transformation auf den deutschen Markt. Diese Phase wurde auf der Messe eingeleitet. Über Watt 2.0 und IHK koordinieren wir nun einen Auftakttermin für Schleswig-Holstein. Dass die Nordgröön für Regionalität und Dezentralität steht ist bekannt. Nun haben wir große Partner für unsere Arbeit an der Seite, die unsere Ziele für unsere regionalen Erneuerbaren unterstützen.  
: Nordgröön auf Wachstumskurs
Nordgröön macht den nächsten großen Schritt! Wie im Journal 01/2017 berichtet, haben wir einen neuen Gesellschafter an Bord: Wir begrüßen Agder Energi in unserer Unternehmensgruppe! Dem scheidenden Gesellschafter, der Harder Renewables GmbH aus Frankfurt am Main, sagen wir zuerst einmal danke für eine tolle Zusammenarbeit über vier erfolgreiche Jahre. Kai, Jürgen: Ganz herzlichen Dank von uns. Und danke auch für die Bereitschaft, unserem avisierten Wunschpartner den Weg frei zu machen: Wir freuen uns auf Agder Energi – und den Zugriff auf die Wasserkraft Norwegens! Diese strategische Entscheidung steckt hinter dem Wechsel – natürlich haben weder Torge noch Klaus oder Karsten ihre Anteile verkauft. Im Gegenteil wollen wir mit Nordgröön jetzt gemeinsam in die nächste strategische Phase gehen! Die Schärfung unserer Ausrichtung finden wir in dieser Unternehmensgruppe wieder: Nordgröön versteht sich seit Beginn als Marktintegrator für erneuerbare Energien. Um die Energiewende prozesstechnisch und energielogistisch umzusetzen, benötigen wir Flexibilitäten in verschiedenen Formen, u.a. Biogasanlagen, Wasserkraft (Stauseen, Pumpspeicher), Demandside-Management (Flexibilität aus dem Verbrauch), Speicher (z.B. Batterien), Sektorenkoppler (Power2Gas, Power2Heat etc). Diese Flexibilitäten kann unser virtuelles Kombikraftwerk des Nordens nun der Volatilität aus Wind und PV noch effizienter entgegensetzen: „Nordlink“ ist eine beschlossene Sache. Und der Bau hat bereits begonnen: Ab 2020 wird ein Seekabel mit 1,4 GW Leistung Schleswig-Holstein mit Norwegen verbinden. Dort liegen die Wasserkraftwerke der Agder Energi mit einer größtenteils flexiblen, sagenhaften Leistung von ca. 8 TWh im Jahr. Auf der deutschen Seite liegen die volatilen Wind- & PV-Parks aus Norddeutschland. Die Synchronisierung von Erzeugung und Verbrauch gewährleistet eine stetige Versorgung auf Basis von 100% erneuerbaren Energien.Da wir wie immer transparent arbeiten, möchten wir die Unternehmen unserer Gruppe noch einmal kurz vorstellen: Nordgröön mit Stammsitz im norddeutschen Medelby betreibt das virtuelle Kombikraftwerk, die Leittechnik und die energiewirtschaftlichen Services und Prozesse. Zu diesen gehören Bilanzkreismanagement und Leitwartenbetrieb. Über unseren eigens entwickelten Tradingbot betreiben wie zusammen mit Agder Energi Solutions GmbH – ehemals bekannt als Marketskraft Deutschland GmbH das automatische Trading. Hinzu kommen Portfoliomanagement, Markt- und Abrechnungsprozesse sowie die Abwicklung dezentraler Versorger (Stichwort „Kartoffeln, Eier und Strom“, aber auch Gemeindewerke. Entelios ist auf dem deutschen Markt der Pionier im Bereich des Demand Response:  Sie gehen mit flexiblen Stromverbrauchern, dezentraler Erzeugung und industriellen Speichern & Batterien in die Märkte und flexibilisieren so die Produktionsprozesse, dass virtuelle Speicher (Pools) entstehen und dem Energiemarkt zur Verfügung gestellt werden können. Diese Flexibilitäten werden genutzt um Netze und Volatilität zu glätten. Zu ihren namhaften Kunden gehören Airbus, Trimet, MTU, Holcim, Air Liquide und viele andere. Übrigens: Nordgröön-Gründer Torge hat auch diese Firma zwischen 2010-2012 energiewirtschaftlich mit aufgebaut. Insofern wächst nun zusammen, was zusammengehört: Erneuerbare und Industrie. Wir denken, das wird nun eine große Liebesgeschichte! ENFO wird die Enteliosplattform übernehmen und für unsere Gruppe weiterentwickeln. Zur Harmonisierung der Systemlandschaft soll ENFO künftig zusammen mit unseren Bredstedter Freunden von North-Tec aus zwei Leitwarten eine machen. ENFO wird dabei die Schwerpunkte im der Softwareentwicklung, der Konzeption und dem Projektmanagement setzen. Agder Energi betreibt Wasserkraftwerke in Südnorwegen ebenso wie eigene Netze. AE verfügt über einen großen Tradingfloor und eben solche Marktkompetenz. Mit ihrem deutschen Ableger Agder Energi Solutions GmbH arbeiten wir seit vielen Jahr sehr eng zusammen. Norwegen erzeugt schon heute seine elektrische Energie 100% erneuerbar. (ca. 97% Wasserkraft und 3% Wind). Davon möchten wir lernen! Um diese Unternehmensgruppe zusammenzubringen, haben wir über ein Jahr mit viel Arbeit, Reisen und Dialog verbracht. Heute sind wir unsagbar stolz auf das endlich erreichte Ziel: Ein riesiger Schritt nach vorne im Wettkampf für unsere erneuerbaren Energien. Nächstes Ziel: 100% Erneuerbare!  
31. März 2017: Einspeisemanagement (ESM) vs. Ausgleichsenergiekosten
Einspeisemanagement (ESM) vs. Ausgleichsenergiekosten Im Januar vor einem Jahr haben wir von der Nordgröön Energie den Stein mit unserem Gutachten im obigen Betreff ins Rollen gebracht. Heute wollen wir Euch einen kurzen Zwischenstand geben: Nach dem Start im Januar 2016 haben wir etliche Gespräche und persönliche Treffen mit den relevanten Beteiligten geführt. Hierzu gehörten vor allem die SH-Netz AG in Quickborn, die TenneT in Bayreuth und die Bundesnetzagentur (BNetzA) in Bonn. Problemstellung: Die Schäden, die dem Erzeuger durch verminderter Einspeisung resultierend aus ESM entstehen, werden über den §15 des EEGs ausgeglichen. Für den Bilanzkreisverantwortlichen entstehen durch das unangekündigte ESM aber ebenfalls unkalkulierbare Schäden im Bilanzkreis. Diese Schäden werden vom Netzbetreiber verursacht und sind somit auch von dem zu tragen. Soweit sagt es zumindest unser Rechtsgutachten, jeder kausale Zusammenhang, die BNetzA und die höchste energierechtliche Instanz in Deutschland das BMWi. Nur der Verursacher, der Netzbetreiber, windet sich (auch nach Zugang und Veröffentlichungen der Klarstellungen der Bundesnetzagentur und des BMWi ) aus für alle Beteiligten unerklärlich Gründen.   Im letzten Termin zu diesem Thema in Bonn Ende vergangenen Jahres hat die Bundesnetzagentur klargemacht, dass es bezüglich der Rechtslage eine eindeutige Situation ist. Der Netzbetreiber muss für den von Ihm verursachten Schaden aufzukommen. Die Herren und Frauen der BNetzA machten aber zugleich auch klar, dass die Agentur nur den Rahmen setzt, die Durchführung des Rechtes liegt in der Verantwortung der Akteure. Kurz: „Ihr habt den rechtlichen Anspruch, müsst den aber -wenn der Netzbetreiber seiner Verantwortung nicht nachkommt – einklagen.“. Die Kollegen der BNetzA haben angekündigt, dass sie im Q1/2017 einen Leitfaden in diesem Kontext zur Konsultation veröffentlichen wollen (noch ist dieser uns nicht zugegangen). Auf Basis dieses Leitfadens werden wir einen weiteren, dann aber auch letzten freundlichen Weg des Dialoges und der Abrechnung zum Netzbetreiber suchen. Der nächste Schritt ist dann die Sammelklage zusammen mit unseren Marktbegleitern, die sich mittlerweile annähernd allesamt unserem Gutachten angeschlossen haben. Hoffen wir, dass wir mit dem kommenden Leitfaden eine Basis erhalten, sodass wir den langwierigen Weg über die Gerichte vermeiden können und sich unsere Netzbetreiber wieder auf geltendes Recht und Vernunft besinnen.
23. Februar 2017: 23. Kieler Energiewende Exkurs
Am 13 Februar nahm Torge für uns am 23. Kieler Energiewende Exkurs teil. Hierbei gab es einen regen Austausch mit Rainer Baake (Staatssekretär im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) Robert Habeck (Minister für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume des Landes Schleswig-Holstein) und Matthias Boxberger (Hansewerke AG) über das Gelingen der Energiewende. Die von uns vertretenen Schwerpunkte hier noch mal in der Zusammenfassung: Allgemeines „Ich denke, wir können auf das bisher geleistete im Rahmen der Energiewende sehr stolz sein. Knapp 90 GW über die neuen Erneuerbaren (Wind, PV, Biogas /-masse) ist ein sensationelles Ergebnis. Aber wir dürfen uns hierauf nicht ausruhen und müssen nun die Richtigen Weichen stellen.“ Den mutigen Vorstoß von Robert Habeck zum ganzen oder auch teilweise Herausnehmen der EEG-Umlage aus dem Strompreis begrüßen wir und unterstützen dies ausdrücklich. Preiszonen Wir sind nicht der Auffassung von Herrn Baake mit Blick auf das Thema Preiszonen. Aus bayrischer Sicht mag das erstrebenswert sein, aber aus Norddeutscher Sicht nicht. Ebenso ist es aus Bayrischer Sicht erstrebenswert die Netzentgelte nicht bundesweit zu wälzen. Aus Norddeutscher schon. Dennoch wird aktuell in beiden Fällen für den Süden und gegen den Norden plädiert/gehandelt. Hier suchen wir nicht nach Bevorteilung, wohl aber nach einer fairen Handhabe. Wenn wir nur etwas über die Grenze nach Dänemark schauen, dann haben wir dort zwei Preiszonen. In Schweden gibt es 4 Preiszonen und in unserem Partnerland Norwegen sogar 5 Preiszonen. Das macht genau dann Sinn, wenn die Energiemengen nicht physisch ausgeglichen werden können. Und genau das ist in Deutschland der Fall. Was passiert, wenn wir die Preiszonen bekommen und die Netzentgelte deutschlandweit wälzen? Die Preise für Strom in Schleswig-Holstein gehen massiv runter und der Wirtschaftsstandort wird attraktiv. Dies ist energiewirtschaftlich auch mehr als sinnvoll, denn dann wird in kurzen Schritten mehr Energie dort verbraucht, wo diese auch erzeugt wird. Der Preisunterschied wird direkt massiv sein, sodass hier neue Abnehmer und Verbrauchskonzepte entstehen werden. Der Verbrauch orientiert sich dementsprechend auch lokal an der Erzeugung, geschlossene Kreislaufsysteme entstehen und übermäßiger Netzausbau wird vermieden. Was passiert, wenn wir Netzentgelte nicht wälzen (wie es aktuell gehandhabt wird!)? Dann bezahlt SH bzw. Norddeutschland die Industrie im Süden. Warum? Der Strompreis ist durch unsere Erneuerbaren Energien sehr niedrig. Den nötigen Netzausbau im DSO-Sektor tragen aber vor allem wir mit unseren Flächenländern. Viele Ausbaukosten verteilen sich auf wenige Abnehmer (Nur Letztverbraucher bezahlen die Zeche). Die Folge: Höchste Netzentgelte entstehen, die wir alleine bezahlen dürfen. Die Industrie und der Süden sagen: Danke! Unsere Auffassung: Preiszonen müssen vorangetrieben werden und sind zwingend erforderlich. Natürlich ist es für die Industrie im Süden schwierig damit umzugehen, hierfür müssen wir an Lösungen arbeiten. Nicht aber die Preiszonen in Frage stellen. Der Strompreis gleicht sich nach Netzausbau bzw. nach Verbrauchstransfer in den Norden dann natürlich wieder aus. Die Netzentgelte bleiben für uns in der Fläche niedriger. Biogas Nordgröön möchte nicht Einzeltechnologien gegeneinander ausspielen. Für uns sind Wind, PV und Biogas allesamt sehr wichtig für den Erfolg der Energiewende. Uns ist bei der Diskussion wichtig, dass jede Erzeugungsart seine Rolle hat. Wind produziert bei uns an der Küste sehr günstigen Strom. Zudem stellt der „Rohstoff“ keine Rechnung. Ebenso PV. PV produziert zudem in unseren ehemaligen Peak-Zeiten und hält so den Strompreis konstant niedrig. Die Rolle von Biogas im System ist aus unserer Sicht in erster Linie die Bereitstellung von Flexibilität. Biogas kann auch dann, wenn der Wind mal nicht weht oder die Sonne hinter den Wolken steckt. Eine funktionierende Energiewende benötig vor allem eines: Flexibilität in der Erzeugung und im Verbrauch! Daher sollten wir schauen, wie wir unseren vorhandenen Anlagen das Vertrauen zurückgeben, was sie benötigen, um wieder zu investieren. Hierbei geht es uns nicht um Neubau, sondern um den Ausbau im Rahmen der Flexibilität. Weg von 8600h/a, hin zu z.B. 2000h/a. Aber eben genau dann, wenn es energiewirtschaftlich sinnvoll ist. Wir haben aktuell zwischen 7 und 8 GW installierte Leistung in Biogas / Biomasse. Das Ziel sollte es sein einen Großteil hiervon zu flexibilisieren (Überbauen). Hierfür wird kein Gramm mehr Substrat benötigt, die Anlagen haben dann aber die Wirkung einer unsagbar großen Batterie auf erneuerbarer Basis. Eine der Grundvoraussetzungen für eine funktionierende Energiewende. Thema Preise in dieser Diskussion. Das negative Argument von Herrn Baake zu den Preisen teilen wir nicht. Biogas liegt wohl im Mittel bei ca. 19ct/kWh +/- spezieller Boni. Wind/PV liegen aktuell vereinfacht bei 8ct/kWh (Offshore deutlich darüber). Nur kann man diese preislich nur dann miteinander vergleichen, wenn das Windrad oder die PV-Anlage auch gleich den Speicher mit an Bord hat. Nimmt man das rechnerisch hinzu 3MW Wind + 3 MW Batterie, so verdoppelt sich der Kostenapparat der volatilen Erzeuger. Aber speichern kann die Batterie dann mal gerade für eine Stunde, dann ist diese voll und der Wind müsste wieder abgeregelt werden. Will man eine Batterie in der Größe der Biogasflexibiliät installieren, wird dies bei aktuellen Preisen nicht bezahlbar sein. Daher plädiere ich bei diesem Punkt dafür, Gleiches mit Gleichen zu bewerten und auch das Kriterium der Speicherfähigkeit bei Biogas zu beachten. Darüber hinaus sollte nicht vergessen werden, dass die Biogasanlagen schon heute große Teile im Bereich Wärme abdecken und somit Öl und Gas dezentral nachhaltig verdrängen. Was passiert nach dem EEG der Biogasanlage mit diesen Wärmemengen? Zurück zum Öl? Bei Anlagen, die weder Flexibilisieren oder die keine Wärmenetze bedienen, teile ich die Auffassung der Herren aus der Politik. In den anderen Fällen sehe ich die Biogasanlagen als zwingende Technologie (Ob Brücken- oder andauernde Technologie muss sich zeigen) für die Energiewende. Dezentrale DSO-Markets Die von uns mehrfach angesprochenen dezentralen DSO-Markets können für den Norden ein wichtiges Instrument sein, um unseren Netz-Engpässen entgegenzutreten. Eins ist klar: Einspeisemanagement muss umgehend abgeschafft werden. Wir sehen den dezentralen DSO-Market als Plattform ähnlich der Regelleistung.net vom ÜNB. Nur eben dezentral unter der Leitung der DSOs (im Norden vor allem der SH-Netz AG). An diesem Markt können positive und negative Kapazitäten geboten werden. Die Kapazitäten sind technologieoffen und zudem kommen diese aus Erzeugung und Verbrauch. Kurz: Ein freier, dezentraler Markt für Flexibilitäten. Wir müssen das Rad hier gar nicht großartig neu erfinden, sondern können viel aus den Erfahrungen der TSOs mit einfließen lassen und zudem diese Systeme auch miteinander koppeln. Der TSO tauscht sich dann mit dem DSO informatorisch und leittechnisch miteinander aus. Sodass es hier nicht zu Gegenregelmaßnahmen kommt (Wir hatten sowas früher zwischen unseren 4 Regelzonen). Systemdienstleistungen vs. Umlagen Wir sollten uns dafür stark machen, dass wir jegliche systemdienliche Komponenten umlagefrei machen. Ein Beispiel wurde am Abend angesprochen. Lasst doch bitte Speicher (z.B. Pumpspeicher Geesthacht) umlagefrei. Lasst die doch bitte Geld mit den Preisscheren verdienen. Dies hilft dem System, da der Strom marktgetrieben bei Überschuss abgenommen und bei Knappheit wieder bereitgestellt wird. Die Kraftwerke sind in vielen, wenn nicht sogar in allen Fällen, unwirtschaftlich, da diese anteilig Abgaben zu zahlen haben. Im Fall von Geesthacht, soweit ich weiß darüber hinaus noch den „Wasserpfennig“. Wir schalten hier lieber Windparks ab, bevor wir die Energie systemdienlich speichern und später dem System wieder zur Verfügung stellen. Hier ist dringlicher politischer Handlungsbedarf.
22. Februar 2017: Anschreiben: Datenbereitstellung für ein gemeinsames Netzmodell
Vielleicht habt Ihr in den letzten Tagen von Eurem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ein Anschreiben mit dem oben stehenden Betreff bekommen. In dem Anschreiben wird auf nur einer Seite mit Abkürzungen und Verordnungen um sich geworfen, dass einem schwindelig werden kann. Zu Beginn des Anschreibens steht dort recht hölzern bürokratisch: „[…] hiermit informieren wir Sie über Ihre Einbeziehung in den Prozess für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten gemäß Artikel 16 der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement der deutschen Übertragungsnetzbetreiber auf Basis der „Generation and Load Data Provision Methodology“ (GDLPM).“ „Betrifft es mich? Und wenn ja, was soll ich tun?“, werden sich viele von den angeschriebenen Anlagenbetreibern fragen. Wir wollen hier mit ein paar kurzen Zeilen etwas Licht in das noch vorherrschende Dunkel bringen. Vorab: Ja, es betrifft Euch, wenn Eure Anlage am Netzverknüpfungspunkt eine größere Nennleistung als 10 MW hat und direktvermarktet wird und ja, Ihr müsst etwas tun – aber das meiste davon nehmen wir Euch ab. Aber von vorne: Der Strommarkt stellt sich auf die Integration der Erneuerbaren Energien ein, dies nicht nur in Deutschland, sondern im gesamten vernetzten europäischen Energiebinnenmarkt. Für die Stabilität der Netze und deren Sicherheit ist es zwingend erforderlich, dass die Übertragungsnetzbetreiber über die erforderlichen Daten verfügen, wer, wann in ihre Netze einspeist und ebenso, wer, wann Strom aus den Netzen verbraucht. Mit diesen Daten können die Übertragungsnetzbetreiber ihre Netzkapazitäten planen und ausreichend Reserven vorhalten, falls notwendig. In der Vergangenheit war das – im Vergleich zu den heute zu tausend existierend dezentralen Erzeugungseinheiten – relativ einfach. Es gibt einen Kraftwerkseinsatzplan für Kohle-, Gas- oder Atomkraftwerke und die ÜNB wissen, was in den nächsten Tagen an Strom in ihre Netze eingespeist wird. Die Erneuerbaren Energien machen das ganze etwas komplizierter. Zum einen erzeugen die EEG-Anlagen ihren Strom nicht, wie bei den konventionellen Kraftwerken üblich, linear und zum anderen speisen sie den Strom meistens nicht mehr in die Hoch- und Höchstspannungsnetze ein, sondern in die Verteilernetze. Dazu kommen vermehrt marktgetriebene Abschaltungen von EEG-Anlagen, z.B. wenn der Börsenpreis für den vermarkteten Strom negativ ist. Es fehlt den ÜNB somit zunehmend an verlässlichen Daten über die eingespeisten Energiemengen, um ihre Netzkapazitäten planen zu können. Die ÜNB müssen also in die Lage versetzt werden, an die relevanten Daten zur Berechnung ihrer Netzkapazitäten zu gelangen. Um dies für den Energiebinnenmarkt gesamt zu regeln, hat die Europäische Kommission die angesprochene Verordnung erlassen. Mit dem Strommarktgesetz vom 26. Juli 2016 hat der deutsche Gesetzgeber den ÜNB mit dem geänderten § 12 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) schon eine weitreichende rechtliche Grundlage zur Erhebung von Daten an die Hand gegeben. Nun müssen die Verordnung im Einklang mit dem EnWG umgesetzt werden, und zwar bis zum 11. Januar 2018. Die ÜNB gehen bei der Berechnung ihren Prognosen von einer vernachlässigbaren Größe der Einspeiseleistungen von 10 MW aus, so dass nur Anlagenbetreiber von Anlagen größer oder gleich einer Nennleistung von 10 MW für die Meldung der Daten herangezogen werden. Für die Kapazitätsberechnung der Netze sind zum einen die „Stammdaten“ sowie die „Planungsdaten“ der jeweiligen Anlage zu melden. Die „Stammdaten“ sollen über das Anlagenregister übermittelt werden und bräuchten somit nicht gemeldet werden. Die „Planungsdaten“ müssten von den Anlagenbetreibern erhoben werden. Da die Anlagenbetreiber aber in der Regel ihre Strommengen über einen Direktvermarkter verkaufen und somit nicht im Besitz der Prognosedaten sind, könnte diese Pflicht nur der Direktvermarkter übernehmen, also Nordgröön für Euch. Am Ende des Integrationsprozesses der EU-Verordnung soll es so sein, dass die ÜNB über genügend Daten verfügen, um den Einsatz der teuren Reservekraftwerke zu planen und auf ein Minimum zu halten. Das hält im Ergebnis die Ausgleichsenergiepreise gering und kommt zuletzt Euch wieder zugute, entweder direkt über unser Partnermodell oder indirekt über unsere Festpreistarife. Wie geht es weiter? Derzeit befindet sich das Regelwerk, wie, wer, was und wann zu melden hat, in der Abstimmung. Hierzu hat der Konsultationsprozess begonnen und wird im April abgeschlossen werden. Nordgröön beteiligt sich für Euch an diesem Prozess und wird Euch umgehend informieren.   Frank Sauvigny Nordgröön Recht/Regulierung