Als Direktvermarktung wird der Verkauf von Strom aus erneuerbaren Energien an der Strombörse über einen Vermarkter bezeichnet. Bereits seit dem 01.01.2016 sind alle EEG-Neuanlagen, mit einer installierten Leistung ab 100 kW, gesetzlich verpflichtet Ihren eingespeisten Strom an der Strombörse zu vermarkten. Doch auch Betreiber von Bestandanlagen können von der Vermarktung an der Börse profitieren. Dabei gilt immer die verpflichtetende Fernsteuerbakeit über eine geeignete Fernwirkeinheit. (Steuereinheit)
Bundesweit bieten wir Ihnen, ab einer Anlagenleistung von 100 kW, unsere Dienstleistungen zur EEG Direktvermarktung an. Teilen Sie uns einfach die Eck- und Leistungsdaten Ihrer Anlage mit und wir erstellen Ihnen gern Ihr persönliches Angebot.
Über die bedarfsorientierte Einspeisung besteht für Anlagenbetreiber die Möglichkeit, zusätzliche Mehrerlöse durch gezielte Produktion von Strommengen zu Hoch- Preisphasen zu generieren. Als technische Voraussetzung gilt, wie bei der Direktvermarktung, das Ihre Anlage über ein intelligentes Messsystem, eine Fernsteuereinheit (kann über Lokalwerke beigestellt werden) besitzt und die Anlagengröße mindestens 100 kW elektrische Leistung beträgt. In Abstimmung mit Ihnen ermitteln wir die technisch möglichen Fahrpläne.
Sie verfügen über eine EEG- oder KWK- Anlage, die Sie leistungsgeführt regeln können? Auch hier besteht die Möglichkeit, durch Bereitstellung von unterschiedlichen Einspeiseleistungen zusätzliche Erlöse zu generieren. Wir können diese gern für Sie, für den Netzbetreiber zwecks Netzstabilisierung zur Verfügung stellen. Nach Abstimmung mit Ihnen, werden wir die möglichen elektrischen Leistungsgrenzen und damit verbundenen Mehrerlöse ermitteln.
Die Kombination von bedarfsorientierter Einspeisung und Bereitstellung von Sekundärregeleistung ist ebenfalls möglich.
In der Direktvermarktung wird der erzeugte Strom aus erneuerbaren Energien direkt an einen interessierten Abnehmer (Direktvermarkter) verkauft und nicht an den Netzbetreiber.
Seit dem 01.01.2016 sind Anlagen mit einer installierten Leistung ab 100 kW zur Direktvermarktung verpflichtet. Diese Verpflichtung gilt nicht für Bestandsanlagen. Auch Betreiber, deren Anlagen unter die gesetzliche Pflicht fallen, können ihren Vermarktungsdienstleister frei wählen. Ferner besteht eine Pflicht zur Fernsteuerbarkeit dieser Anlagen. Spätestens zu Beginn des zweiten Monats nach der Inbetriebnahme muss diese nachgewiesen werden, ansonsten geht der Anspruch auf die Marktprämie verloren.
Zuständig für die Umsetzung ist der Anlagenbetreiber. Er kann sich diesbezüglich aber auch eines Dienstleisters bedienen.
Die Direktvermarktung von Strom an der Strombörse erfordert einen Börsenzugang. Dies übernehmen spezialisierte Dienstleistungsunternehmen. Wir, die LokalWerke, erstellen Ihnen hierzu gerne ein Angebot.
Nach der Vertragsunterzeichnung werden wir Ihre Anlage schnellstmöglich zur Direktvermarktung beim zuständigen Netzbetreiber anmelden. In der Regel kann nach EEG zum 1. des übernächsten Monats die Vermarktung beginnen. Bei Neuanlagen ist es deshalb wichtig, dass Sie sich schon 2 Monate vor Inbetriebnahme um den Abschluss eines Vertrags mit einem Direktvermarkter bemühen. Rückwirkende Anmeldungen sind nicht möglich.
Zum Startdatum der Direktvermarktung muss die verpflichtende Fernsteuerbarkeit eingerichtet sein. Bei Neuanlagen muss die Fernsteuerbarkeit spätestens zu Beginn des zweiten Monats nach der Inbetriebnahme nachgewiesen werden, ansonsten geht der Anspruch auf die Marktprämie verloren.
Zunächst erhalten Sie die Abrechnung der Marktprämie und ggf. die Managementprämie vom zuständigen Netzbetreiber. Diese wird monatlich festgelegt und berechnet sich aus der Vergütung gemäß dem EEG abzüglich der durchschnittlichen Börsenpreise für PV-Strom – dem sogenannten Referenzmarktwert. Den Erlös aus dem Börsenhandel erhalten Sie zusätzlich zur Marktprämie von uns als Ihrem Direktvermarkter. Für unsere Vermarktungsdienstleistungen behalten wir eine vereinbarte Dienstleistungsgebühr ein.
Es muss ein entsprechender Vertrag zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Direktvermarkter geschlossen werden. Ferner muss die Fernsteuerbarkeit der Anlage nachgewiesen werden.
Im Zuge der verpflichtenden Direktvermarktung sieht der Gesetzgeber vor, dass Ihre Anlage über eine Fernwirktechnik jeweils vom Netzbetreiber und Direktvermarkter in der Leistung geregelt werden kann. Es werden also pro EE- Anlage 2 Steuereinheiten seitens des EEG Gesetzes gefordert. Die Installation und Einrichtung erfolgt in den meisten Fällen durch Ihren Solarteuer.
20 Jahre lang erhalten Erneuerbare-Energien-Anlagen eine EEG-Förderung. Nach diesem Zeitraum stellt sich den Anlagenbetreibern die Frage, wie es danach weiter geht: Soll die Anlage stillgelegt werden oder lohnt sich der Weiterbetrieb?
Gerne unterbreiten wir Ihnen ein individuelles Angebot zur sonstigen Direktvermarktung nach Auslauf der EEG-Förderung und übernehmen den erzeugten Strom in unser Portfolio.
Nachdem der Gesetzgeber die Anschlussregelung für ausgeförderte EEG-Anlagen nochmals überarbeitet hat, ist für PV-Anlagen unter 100 kW ein Verbleib im EEG sinnvoll. Ein Umbau der Anlage ist in den meisten Fällen nicht erforderlich.
Der Anlagenbetreiber erhält vom Netzbetreiber eine Vergütung auf Basis der Jahresmarktwerte (www.netztransparenz.de) abzüglich einer Dienstleistungspauschale i. H. v. 0,4 ct/kWh für nicht steuerbare und 0,2 ct/kWh für steuerbare Anlagen.
Melden Sie sich dazu einfach bei uns im Kundencenter, bei Gisela Brüning oder bei Clemens Lösing (Kontaktdaten untenstehend). Wir besprechen gern alles Weitere mit Ihnen.
Redispatch 2.0 steht für die neuen Regelungen zum Umgang mit Engpässen im Stromnetz. Durch das Netzausbaubeschleunigungs-gesetz (NABEG 2.0) verschmelzen das bisherige Redispatch und Einspeisemanagement zum Redispatch 2.0. Hiernach sind ab dem 1. Oktober 2021 alle konventionellen Anlagen und Anlagen der erneuerbaren Energien ab 100 kW installierter Leistung sowie alle Verteilnetzbetreiber (VNB) verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen.
Ziel des neuen Redispatch 2.0 ist die Vermeidung von Netzengpässen und die Sicherung der Stabilität der Stromnetze. Es kommen dabei künftig auch neue Aufgaben auf die Anlagenbetreiber zu. Neue Prozesse sollen den Informations- und Datenaustausch, den Bilanzkreisausgleich sowie die Abrechnung optimieren. Des Weiteren wird die Steuerung Ihrer Anlage durch den Netzbetreiber für Netzstabilisierungsmaßnahmen und der finanzielle Ausgleich bei Netzsteuerungen seitens des Netzbetreibers einen wesentlichen Punkt des Redispatch 2.0 einnehmen.
Nachfolgende Informationen sollen die Verfahrensweise und erforderlichen Aufgaben für die Anlagenbetreiber mit Anlagen größer 100 kW elektrischer Leistung erläutern. Weitere Infos finden Sie auch auf den Internet-Seiten der jeweiligen Netzbetreiber.
Grundsätzlich sind Anlagen mit einer elektrischen Leistung größer 100 kW betroffen.
Dazu zählen:
Was sind Technische und Steuerbare Ressourcen (TRs/SRs)?
Technische Ressourcen (TRs) und Steuerbare Ressourcen (SRs) sind neue Identifikatoren (IDs), gemäß Rollenmodell für die Marktkommunikation im deutschen Energiemarkt und dienen im elektronischen Datenaustausch zwischen den Marktpartnern als eindeutige Benennung von technischen Anlagen bzw. Einheiten. Eine TR ist dabei eine technische Anlage, die Strom verbraucht und/oder erzeugt (bspw. ein Speicher oder ein Generator). Eine SR wirkt auf mindestens einen Netzanschlusspunkt, ist steuerbar, setzt sich aus mindestens einer TR zusammen und ist mindestens einer Marktlokation (MaLo/Identifizierungskennung) zugeordnet. Bitte klären Sie diese Zuordnung mit dem Netzbetreiber.
Technische Ressource / Steuerbare Ressource (techn. Einheiten / EEG- Anlage)
SR 1 => steuerbare Ressource 1 => Steuert die Leistung an Netzanschlußpunkt entsprechend der angeschlossen technische Ressourcen TR (Einheit z.B. Ihre EEG- Anlagen). Es kann sich um eine oder mehrere TR handeln, die über die SR geregelt werden. Die genaue Einteilung der Funktion (SR oder TR) Ihrer Einspeiseanlagen erfolgt in Abstimmung mit ihrem Netzbetreiber
Marktrollen / SR-ID / TR-ID
Über die ID erfolgt die genaue Zuordnung ob es sich um eine SR (steuerbare Ressource / Einheit) oder TR (technische Ressource / Einheit) handelt. Mittels der ID erhält Ihre Anlage eine Kennung, mit der Sie für die Netzbetreiber eindeutig zugeordnet werden kann. Die Nummer/ Zuordnung (SR-ID / TR-ID) erfolgen ebenfalls durch den Netzbetreiber.
Die technische Umsetzung soll weitestgehend auf elektronischem Wege erfolgen. Die Daten sind an ein zentrales Meldeportal (connect+) zu senden. Sie als Anlagenbetreiber erhalten dafür zwei Identifikationsnummern (IDs) wie unter Punkt 2 beschrieben. Anhand dieser Nummer erfolgt eine genaue Zuordnung für die Marktrollen zwischen Anlagen- und Netzbetreiber.
Das Redispatch 2.0 sieht hierfür derzeit zwei Marktrollen für Sie als Anlagenbetreiber vor:
Dieser ist im Wesentlichen für die Datenkommunikation und die Bereitstellung von meteorologischen Daten zuständig.
Dieser klärt im Abschaltfall Ihrer Anlage durch den Netzbetreiber die Ausfallarbeit ab, also wie hoch der bilanzielle / finanzielle Ausgleich einer Redispatch Maßnahme (Abschaltung Ihrer EEG- Anlage) ist bzw. war mit dem Netzbetreiber ab und der Kunde den finanziellen Ausfall erstattet bekommt. Die Ermittlung der Ausfallkosten im Falle einer Abschaltung ist vom Gesetzgeber über definierte Abrechnungsmodelle vorgeben worden.
Welches Abrechnungsmodell muss ich im Falle einer Abschaltung durch den Netzbetreiber wählen?
Das Abrechnungsmodell beschreibt die Methode, mit der im Falle einer Redispatch-Maßnahme (Abschaltung durch den Netzbetreiber) die Ausfallarbeit / Ausfallvergütung für den jeweiligen Anlagenbetreiber ermittelt wird. Man unterscheidet hier im Wesentlichen zwischen zwei Abrechnungsvarianten.
Die Pauschal-Abrechnung basiert dabei je nach Energieträger auf der Fortschreibung der letzten vollständig gemessenen Leistungsmittelwerte der Anlage vor der Maßnahme für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme. In der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit auf Basis von anlagenscharfen Wetterdaten dynamisch je Viertelstunde ermittelt. Im Redispatch 2.0 besteht zudem die Möglichkeit eine vereinfachte Spitzabrechnung („Spitz Light“) zu nutzen, falls keine eigene Messung der Wetterdaten an der Erzeugungsanlage vorhanden ist. Die Wetterdaten in diesem Verfahren werden dabei nicht direkt an der Erzeugungsanlage gemessen, sondern stammen von Dritten (bspw. Wetterdienstleister oder dem Netzbetreiber).
Die Wahl der Abrechnungsmethode obliegt Ihnen als Anlagenbetreiber. Weitere Informationen finden Sie in der BDEW-Anwendungshilfe Einführungsszenario Redispatch 2.0 im Zusammenhang mit der Bundesnetzagentur-Festlegung BK6-20-059. Das Abrechnungsmodell ist zudem abhängig vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung und somit individuell im Abschaltfall festzulegen.
Die Marktpartner-ID ist die BDEW-Codenummer für den deutschen Strommarkt gemäß den Festlegungen der EDI@Energy. Mittels der Marktpartner-ID kann jeder Marktteilnehmer und seine jeweilige Rolle im Markt identifiziert werden. Im Redispatch 2.0 wird je Marktrolle (BTR und EIV) eine Marktpartner-ID benötigt. Wenn der Anlagenbetreiber die Rolle des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) und die Rolle des Einsatzverantwortlichen (EIV) wahrnimmt, muss dieser zwei Marktpartner-IDs beschaffen. Die Marktpartner-ID kann auf der Website der Vergabestelle des BDEW beantragt werden. Beauftragt der Anlagenbetreiber einen Dritten (z. B. ein Direktvermarktungsunternehmen) mit der Wahrnehmung der Rollen des BTRs und des EIVs, ist keine Beantragung der Marktpartner-ID durch den Anlagenbetreiber erforderlich. Dies muss dann der Beauftragte tun, sofern nicht bereits erfolgt.
Es handelt sich hierbei um die zentrale Meldeplattform für die vorher genannten Redispatch Aufgaben durch die Marktteilnehmer. Hierfür benötigen Sie die Marktrollen (IDs Nummern) um die erforderlichen Meldeprozesse durchführen zu können.
Das Portal übernimmt und verwaltet hierbei die zentralen Aufgaben von Netz- und EEG-Anlagenbetreiber. Als Anlagenbetreiber müssen Sie hier zum Beispiel Ihre Prognosedaten melden. Connect+ wurde von vier Übertragungsnetzbetreibern und 17 Verteilnetzbetreibern aufgesetzt und gewährleistet einen sicheren und effizienten Datenaustausch im Rahmen des Redispatch 2.0. Die Plattform Connect+ stellt eine Art Postverteilzentrum für die Weiterleitung von Informationen zwischen den Akteuren aus dem Redispatch-Prozess dar. Die 21 Netzbetreiber haben für sich beschlossen, den Austausch von Informationen zwischen Anlagenbetreibern, Direktvermarktern und Netzbetreibern über diese Plattform abzubilden.
Sie haben Interesse an den vorher genannten Vermarktungsformen Ihrer EEG- oder KWK- Anlage?
Gerne übernehmen wir die vorher genannten Vermarktungsformen für Ihre Anlage. Wir bieten diese Dienstleistungen bundesweit an.
Abteilungsleitung Marktentwicklung / Innovation
LokalWerke GmbH
Hoher Weg 2
48683 Ahaus
Von-Ardenne-Straße 8
48703 Stadtlohn
Mo. - Do. 07:30 - 17:00 Uhr
Fr. 07:30 - 12:30 Uhr
