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Aus dem Norden
an die Märkte

Energiehandel - Vermarktung - Marktintegration

Glossar

Energiemarkt.

Wirtschaftlich, politisch und juristisch ist der deutsche Energiemarkt seit Jahren im Wandel. Vier große Themen stehen dabei im Vordergrund.

  • Erneuerbare Energien: Biomasse, Wind und Sonne sollen in Zukunft Kohle, Erdgas und Uran ablösen.
  • Wettbewerb: Stadtwerke, kleinere Energieunternehmen und Kleinerzeuger machen den ehemaligen Monopolisten zunehmend Konkurrenz – seit der Jahrhundertwende 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.

Der Energiehandel findet in Deutschland hauptsächlich -> otc, „over the counter“ statt, daneben spielt die -> Strombörse eine zunehmend wichtige Rolle.

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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 dem regulatorischen Rahmenbedingungen, die vor allem in den Erneuerbare Energien Gesetz definiert sind, wurde zunächst das Thema Grundlast bedient. Unter Grundlast versteht sich die Fähigkeit dauerhafte 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 Endläger) und zusätzliche Erzeugungskapazitäten nutzen, um -> bedarfsgerecht den Strom zu erzeugen. Biogas ist somit unsere für die Energiewende so dringlich benötigte XXL-Batterie. 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. Im aktuellen EEG wurde auf diese Forderung aber bisher leider nicht eingegangen.

Neben den oben genannten Vorteilen bringen Biogasanlagen eine Reihe von weiteren Vorteilen mit. Zu den wesentlichen weiteren Vorteilen gehören, dass die Dezentralität der Anlagen die dezentrale, regionale Wertschöpfung unterstützt und nebenbei über Wärmenetze fossile Brennstoffe wie Erdgas und Heizöl verdrängt werden.


Photovoltaik.

Als Teil der Solartechnik versteht man unter Photovoltaik die Umwandlung von Sonnenlicht in elektrische Energie.

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, kurz PV, wird oft ohne jegliche Förderung zur Eigenbedarfsdeckung genutzt und lediglich die überschüssige Leistung wird ins Verbundnetz abgegeben. Mit dem EEG 2014 wird dies Vorgehen allerding durch die Einführung der „Sonnensteuer“ wirtschaftlich schwieriger zu realisieren sein. Bei größeren Anlagen ist eine Fernsteuerung vorgeschrieben, um die Einspeiseleistung bei (fehlendem) Bedarf oder bei drohender Überlast reduzieren zu können.

Die Einspeisevergütung, die in Form der EEG-Umlage auf fast alle Stromverbraucher umgelegt wird, regelt das EEG. Die anfangs attraktiven Fördersätze wurden in den letzten Jahren mehrfach zurückgestutzt. Daneben gibt es aber zahlreiche Förderprogramme von KfW, Fiskus und Kommunen. Ein großes Thema kommender Jahre ist die Speicherung des Stromüberschusses bzw. die Synchronisierung mit dem Bedarf.

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Windenergie.

Windkraftanlagen könnten 20% des deutschen Strombedarfs decken – so die Agentur für Erneuerbare Energien. Von Bedeutung ist zurzeit die Energiegewinnung an Land, denn der Offshore-Anteil beträgt Stand Frühjahr 2014 noch unter 2%.

Gesetzlich besteht eine Abnahmepflicht für Strom aus Windenergie, und auch das wirkt sich auf den allgemeinen Strompreis aus. An windstarken Tagen sinkt der Börsenpreis, 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 Faktor, der die Versorgungssicherheit und Netzstabilität unterstützt.

Kommt es zu Abschaltungen, z.B. aufgrund von -> Einspeisemanagementmaßnahmen, werden die Anlagenbetreiber nach dem EEG entschädigt. Für das Jahr 2012 etwa betrug die Höhe der Entschädigungen etwas über 33 Millionen Euro. Der schnelle Netzausbau ist diesbezüglich einer der wesentlichen Erfolgsfaktoren für die nachhaltige Nutzung dieser grünen Energie.


Bürgerwindpark.

Ein Windpark, der unter Mitwirkung der Region (und ihrer Bürger) finanziert, gebaut und betrieben wird. Hauptvorteil sind eine höhere Akzeptanz der Bevölkerung sowie wirtschaftlicher Mehrwert für die Kommunen. Die häufigsten Betriebsformen der Bürgerwindparks sind die GmbH & Co. KG sowie die eG.

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Virtuelle Kraftwerke (Kombikraftwerke).

Dezentrale Erzeuger wie Photovoltaik-, Windenergie- oder Biogasanlagen, 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.
Kurz: viele dezentrale, meist kleinere Energieerzeuger verschiedener Energieträger werden über die Zusammenschaltung zu einem virtuell großen Kraftwerk.


Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB).

Die 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. Den ÜNB kann man mit Autobahnen im Straßennetz vergleichen. Große Distanzen, große Geschwindigkeiten, wenig kleinteilig. Der ->Verteilnetzbetreiber (VNB) stellt in diesem Beispiel die Bundes-, Kreis- und Dorfstraßen dar. Sehr kleinteilig, sehr stark vernetzt. Weniger Geschwindigkeit und weniger Kapazität.

Die Übertragungsnetze sind über Umspannwerke an die niederspannigeren Netze der ->Verteilnetzbetreiber (VNB) angeschlossen, die die Endkunden versorgen. Großabnehmer können auch direkt an das Übertragungsnetz angeschlossen werden.

Vier Übertragungsnetzbetreiber teilen sich Stand 2014 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. Wobei aktuell auch einige Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung kurz HGÜ-Leitungen zum Abtransport des Stroms gebaut wurden und werden.


Verteilnetzbetreiber.

Verteilnetzbetreiber (VNB) sind die Unternehmen, die Strom-, bzw. Gasnetze zur Verteilung an Endkunden betreiben.

Im Gegensatz zum -> Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)betreibt er die niederen Spannungseben von 110 kV und kleinere bis zum Hausanschluss von 0,4 kV.

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

Der Netzbetreiber hat eine Monopolstellung in Form einer erworbenen Konzession. Die Konzession wird von der Gemeinde oder auch der Stadt für gewöhnlich in langfristigen Verträgen (für gewöhnlich 10-20Jahre) an einen Bewerber hierfür 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). Diese Vorgaben stammen aus der Liberalisierung des Strommarktes und sollen dem freien Wettbewerb dienen.


Netzanschlusspunkt.

Der Netzanschlusspunkt ist die Verbindungsstelle von Stromnetz und Netzanschluss eines Nutzers. 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.


Zählpunkt.

Der Punkt der Übergabe von Versorgungsleistungen (speziell Strom, Erdgas, Fernwärme) an den Verbraucher, ebenfalls der Punkt der Übergabe vom Erzeuger. Der Zählpunkt ist eine 33-stellige eindeutige Kennung eines Letzverbrauchers, welche über die Richtlinie des Metering Code definiert ist.

Die 33 Stellen des Zählpunktes sind wie folgt definiert:
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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.


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Strombörse.

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

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

Der „Phelix“, Physical Electricity Index, ist dabei der EEX-eigene Handelsindex für den Energiemarkt Deutschland und Österreich.

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


OTC-Geschäfte.

Nicht an der Börse, sondern „over the counter“,also direkt ohne Vermittler zwischen zwei Marktakteuren, werden in Deutschland die meisten Stromgeschäfte getätigt – mit allen Vor- und Nachteilen, die Direktverträge mit sich bringen. Hauptvorteil für Erzeuger und Abnehmer dürfte die Planbarkeit durch langfristige Vereinbarungen sein, größter Nachteil das Risiko des Zahlungsaufalls.


EEG-Umlage.

Mit der EEG-Umlage werden regenerative Energien über die Letztverbraucher des Stroms finanziert. Das Gesetz bestimmt, dass Ökostrom a) garantiert abgenommen wird 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 ist in den letzten Jahren schrittweise angezogen und die Börsenpreise durch den ->Merit-Order-Effekt schrittweise von ehemals durchschnittlichen ca. 8 ct/kWh auf heute 3 ct/kWh gefallen.

EEG-Umlage 2012 : 3,592 ct/kWh
EEG-Umlage 2013 : 5,277 ct/kWh
EEG-Umlage 2014 : 6,240 ct/kWh

Der Börsenpreis für Strom ist in den vergangenen Jahren hingegen von ca. 8 ct/kWh auf Stand 2014 3 ct/kWh gefallen.

Neben der EEG-Umlage als eine der Stromnebenkosten gibt es Stand 2014 folgende weitere Stromnebenkosten:

Netzentgelte : abhängig je nach Netzgebiet und Netzebene.
Stromsteuer : 2,050 ct/kWh
Konzessionsabgabe : 0,110 ct/kWh
KWKG-Aufschlag : 0,181 ct/kWh
§19 StromNEV-Umlage :
– Bis 1.000.000 kWh : 0,187 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 : 0,250 ct/kWh
– Über 1.000.000 kWh : 0,050 ct/kWh
– Härtefall prod. Gewerbe : 0,025 ct/kWh
§18 AbLaV : 0,009 ct/kWh


Marktintegration.

Ein Kernstück der EEG-Reform ist die Marktintegration der Erneuerbaren Energien: Produzenten sollen ihren Strom vermehrt selbst verkaufen.

Ursprünglich wurde für Grünstrom eine Vergütung garantiert: Die Netzbetreiber kauften den erzeugten Strom und verkauften ihn an der Börse. Der Börsenpreis konnte dem Erzeuger dabei gleich sein. Mit EEG 2014, das am 1. August in Kraft getreten ist, sollen die Erzeuger markt- und damit preisorientierter arbeiten, ihren Strom bedarfsgerecht zur Verfügung stellen und vor allem bedarfsgerecht erzeugen.

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

  • 01.08. 2014; ab einer Leistung von 500 kW
  • 01.01. 2016: ab 250 kW
  • 01.01.2017: ab 100 kW

Für Biogasanlagen ab 500 kW, die jetzt ans Netz gehen, wird die Direktvermarktung zur Pflicht. Um weiterhin von der Marktprämie profitieren zu können, müssen die die Anlagen fernsteuerbar sein – ab dem 01.04.2015 auch für Altanlagen.


Direktvermarktung (DV).

Das Erneuerbare Energien Gesetz EEG erlaubt Anlagenbetreibern, 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“ erspart ihnen die EEG-Umlage, wenn sie einen festgelegten Mix einkaufen. Seit der Gesetzesänderung 2012 ist diese Rechnung allerdings kaum noch lukrativ und wurde zudem 2014 gänzlich gestrichen.
3. Direktvermarktung im -> Marktprämienmodell: Eine Marktprämie gleicht die Differenz zwischen energieträgerspezifischen Marktpreisund vorheriger EEG-Vergütung aus. Zu Spitzenzeiten (und Spitzenpreisen) werden sogar höhere Gewinne als im EEG-Vergütungsmodell erzielt.

Daneben gibt es einige gesetzliche Privilegien:

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

Für den Biogasanlagenbetreiber bedeutet die Umstellung vom herkömmlichen EEG auf die DV keinen nennenswerten Aufwand, außer dass er je nach gewähltem Modell zwei Abrechnungen bekommt – eine vom Netzbetreiber, eine vom Vermarkter. Die übrigens bieten fast immer eine Zahlungsabsicherung in Form einer Bürgschaft. Ein Risiko für Zahlungsausfall besteht also nicht.

Für Biogasanlagen ab 500 kW, die ab jetzt ans Netz gehen, wird die Direktvermarktung zur Pflicht. Ebenso eine Fernsteuerung, wenn man weiter von der -> Marktprämie profitieren möchte. Ab 2015 gilt dies auch für Altanlagen.

Grundsätzlich ist festzuhalten, dass die Direktvermarktung kein neuer Prozess für die Energiewirtschaft ist. In Deutschland gilt, dass keine Einspeisung in Stromnetz zulässig ist, die nicht von einen Händler aufgenommen wird. Im Grünstrombereich wurde durch die ersten Gesetzgebungen zur Günstromeinspeisung bereits vor dem ersten EEG eine Sonderlösung für Grünstrom geschaffen, die mit der Einführung Direktvermarktung seit dem EEG 2012 nun zurück zum Standardprozess geführt wird.


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 -> Marktprämie und bis zum EEG 2012 -> 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 zeitliche wie auch der regionale Zusammenhang entlastet die Netze deutlich – allerdings ist die „Region“ juristisch noch nicht ganz wasserdicht definiert.

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Marktprämienmodell.

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.

Für neue Biogasanlagen ab 750 kW ist seit 2014 das Marktprämienmodell vorgeschrieben; Betreiber älterer Anlagen genießen EEG-Bestandsschutz: Sie können monatlich wählen, ob sie bei der EEG-Vergütung bleiben oder zur Marktprämie wechseln. Ein Wechsel muss nur im Rahmen der regulatorischen Fristen (Stand 2014: Monatserster des Folgefolgemonats) 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. 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 – ab 2015 auch die bestehenden.


Formeln und Begriffe.

Die Marktprämie errechnet sich im Beispiel eines Biogas-BHKWs aus fester Einspeisevergütung minus Marktwert.

Der Marktwert am Beispiel 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: http://www.netztransparenz.de/de/Referenzmarktwerte.htm


Flexibilitätsprämie.

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 Flexibiliät 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 abzügl. 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.

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.


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Managementprämie (nur bis zum EEG 2012).
Diese pauschale Prämie ist 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.

Energieträger und Prämien:
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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 Netfrequenzsichert die Regelleistung (oder Regelenergie) die Versorgungssicherheit.

Die Regelleistung gleicht Schwankungen sekundenschnell aus (-> “Primärreserve“), innerhalb von fünf Minuten (-> “Sekundärreserve“) oder in Viertelstunden (-> “Minutenreserve“). Diesen Ausgleich sprunghaft erhöhter Nachfrage nennt man positive Regelenergie. Kommt es dagegen zu einem plötzlichen Überangebot, muss Strom aus dem Netz genommen werden: Man spricht hier von negativer Regelenergie.

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.

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Dabei erhalten Anlagenbetreiber den sogenannten Leistungspreis als Bereitschaftsvergütung – also für die Bereitschaft, im Bedarfsfall zu liefern. Kommt es

Regelenergiebedarf2(tatsächlich nur selten!) zum Einsatz, erhalten die Betreiber einen zusätzlichen Arbeitspreis für den bereitgestellten Strom. Dieser Arbeitspreis beträgt meist ein Mehrfaches 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.

Netfrequenz

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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 -> Regelenergie ist dabei die Primärreserve, die innerhalb von 30 Sekunden und über eine Dauer von mindestens 15 Minuten zur Verfügung stehen muss.

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 aufwww.regelleistung.netstatt. Ein Zuschlag verpflichtet den Auktionsteilnehmer, die angebotene Leistung in der Folgewoche bereitzuhalten.

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


Sekundärreserve.
Vollautomatisch schaltbare Kraftwerke wie Gasturbinen oder Pumpspeicherkraftwerke sind zur Zeit 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 SRL-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 beauftragten 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.netwird die Auktion der Sekundär-Regelleistung wöchentlich mittwochs für die Folgewoche durchgeführt. Positive und negative Reserve werden getrennt angeboten und getrennt erbracht, zusätzlich aufgeteilt in Haupt- und Nebenzeit (Hauptzeit ist natürlich von Montag bis Freitag 8 -20 Uhr.) Zuschlagrelevant sind sowohl Leistungs-, als auch Arbeitspreis, da die ÜNB bestrebt sind, so günstig wie möglich einzukaufen.


Minutenreserve (Tertiärreserve).
Werden nach einer Vorlaufzeit von 15 Minuten Stromreserven kurzfristig bereitgestellt, um Netzschwankungen auszugleichen, spricht man von der Minutenreserve bzw. sie kommt zum Einsatz, wenn die Netzfrequenz deutlich von 50 Hertz abweicht.

Mit der positiven Minutenreserve wird Strom einspeist, mit negativer Minutenreserve Strom gespeichert oder zurückgehalten, wenn mehr Strom vorhanden ist als abgerufen wird.

Den Minutenreservemarkt der vier deutschen -> Übertragungsnetzbetreiber teilen sich hauptsächlich flexible Gas und Pumpspeicherkraftwerke – 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.


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 für den folgenden Tag (Day Ahead) oder auch untertägig bspw. 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 hinaus 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 an den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) bzw. Händler abgerechnet.


Bedarfsgerechte Produktion.
Wind und Photovoltaik sind volatile (sprunghafte) Erzeuger – produziert wird nur bei Wind respektive am Tag. Eine Biogasanlage wirkt bei bedarfsgerechter Produktion flexibel gegen diese Volatilität: Sie produziert mehr Strom zu Zeiten der Stromknappheit und weniger zu Zeiten des Überflusses. Biogasanlagen, aber auch andere Flexibilitäten und Speicher machen so Wind und PV nachhaltig nutzbar, denn ohne Flexibilität wären beide schlecht planbar und damit nicht integrierbar.

Durch bedarfsgerechte Produktion kann man zudem einen durchschnittlich 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. Diesen Überfluss kann die Biogasanlage verhindern oder abfangen. Im Mittel produziert man so zu überdurchschnittlichen Preisen und erzielt reelle Mehrerlöse.


Demand-Side-Management (DSM).

Vereinfacht gesagt ist Demand-Side-Management, auf Deutsch Laststeuerung, die Steuerung der Nachfrage, im Gegensatz zur Steuerung des Angebots.

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

Die Reserveleistung, die durch DSM-Maßnahmen entsteht, kann auf dem Spotmarkt der EPEX oder auch als ->Regelleistung vermarktet werden.


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.

Der größte Vorteil gegenüber einem schlichten „Neubau“ ist die bereits vorhandene Genehmigung und die höheren Akzeptanz der Anwohner: Neue Kraftwerke lösen in Landkreisen und Bürgerinitiativen regelmäßig heißt Debatten aus.


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

Der Lastgang beeinflusst die Energiekosten eines Unternehmens: Nach der Jahreshöchstleistung richtet es sich, für wie viele Leistungseinheiten den Leistungspreis entrichtet wird. Außerdem schwanken die Preise mit Hauptverbrauchs- und Nebenzeit. Optimiert wird der Lastgang im sogenannten Lastmanagement.

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


© der Bilder in abgebildeter Reihenfolge: Lupo; Philipp Pohlmann; Rainer Sturm; Petra Bork; S. Hofschläger; Uschi Dreiucker; I. Vista