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Studie: Direkte Vermarktung von Windstrom und anderen EE Strom im B2B-Bereich

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Rechtswissenschaftliche Studie und Kurzgutachten zur Vereinbarkeit der Vorschläge der Studie mit dem Europarecht. Im Auftrag des BWE vom Institut für Klimaschutz, Energie und Mobilität e.V. (IKEM) Erscheinungsdatum: April 2018

Oktober 2017 | SEITE

Oktober 2017 | SEITE 27/70 Teil A | Studie | Direkte Vermarktung von Windstrom und anderem erneuerbaren Strom im B2B-Bereich b) Annahmen Echtzeit-Energiewirtschaft: Aus technischer Sicht ist schon heute eine minuten- bzw. sekunden-genaue Bilanzierung von Stromerzeugung und -verbrauch möglich. Sie bildet die Grundlage für eine weitere Optimierung der Energieversorgung durch eine breite Digitalisierung der Energiewirtschaft. Erste Schritte hin zu einer Echtzeit-Energiewirtschaft sind u. a. mit dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende, den verkürzten Gebotszeiten im Rahmen des Regelenergiemarktes (ab Juli 2018) und dem schnelleren Handel an der Strombörse gemacht. Flexibilität bietet Sicherheit: Indem man dem Betreiber von EE-Erzeugungsanlagen einen flexiblen Wechsel zwischen Vermarktungsmodellen ermöglicht, schafft man die Grundlage für die Entwicklung und Erprobung von Vermarktungsmodellen hin zu einer vollständigen Marktintegration von EE-Strom, ohne dass die Refinanzierung der EE- Stromproduktion gefährdet wird. Übergangslösung: Ein flexibler Wechsel zwischen den Vermarktungsoptionen stellt letztlich nur eine Übergangslösung dar. Sie entfaltet keine Wirkung in Fällen, in denen entweder das Ende der Förderdauer einer Anlage erreicht ist oder auf eine EEG-Förderung ganz verzichtet wird. Denn ohne einen EEG-Zahlungsanspruch ist auch kein Wechsel zwischen den Veräußerungsformen nach den §§ 20, 21 EEG 2017 und der sonstigen Direktvermarktung (§ 21a EEG 2017) mehr nötig. Diese Fälle könnten in Zukunft den Hauptanwendungsbereich für das Vermarktungsmodell bilden.

Oktober 2017 | SEITE 28/70 Teil A | Studie | Direkte Vermarktung von Windstrom und anderem erneuerbaren Strom im B2B-Bereich c) Rechtliche Ausgangslage Nach derzeitiger Rechtslage ist es dem Anlagenbetreiber zwar möglich zwischen den verschiedenen Veräußerungsformen – Einspeisevergütung, 33 geförderte Direktvermarktung (Marktprämienmodell) und sonstiger Direktvermarktung – zu wählen. Der Anlagenbetreiber muss sich jedoch stets für einen Monat festlegen. Ein flexibles bzw. spontanes Wechseln zwischen den Veräußerungsformen ist nicht gestattet. Auf der einen Seite will der Gesetzgeber so eine gerechte Verteilung von Chancen und Risiken der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sicherstellen. 34 Außerdem soll die starre Frist es den Übertragungsnetzbetreibern ermöglichen, schneller und präziser zu erkennen, welche Vermarktungswege von den Anlagenbetreibern gewählt werden. 35 Der Gedanke des Gesetzgebers hinter dem ersten Argument war, dass ohne eine hinreichend lange Wechselfrist die Gefahr bestand, dass die Fördereffizienz des EEG abnimmt. Denn wirtschaftlich gesehen bestand nur ein Anreiz zeitweise aus der Einspeisevergütung auszusteigen, wenn der Strompreis an der Börse über der garantierten Einspeisevergütung lag, sprichwörtlich auch als „Rosinenpicken“ bezeichnet. Die Annahme war, dass dies letztlich dazu führen würde, dass die Chancen privatisiert, die Risiken aber sozialisiert werden. Denn dieser zeitweise Ausstieg würde zu einer höheren EEG-Umlage und letztlich einem höheren Strompreis für den Letztverbraucher führen, ohne dass sich für die Volkswirtschaft ein Mehrwert ergäbe. Denn die negative Differenz aus EEG-Vergütung und dem Strompreis in diesen Hochpreiszeiten könnte dann nicht mehr differenzkostensenkend wirken. 36 Dabei war es dem Gesetzgeber bewusst, dass „die rigiden Regelungen dieser Paragraphen eine Eigenvermarktung eher unattraktiv machen.“ 37 Zudem wollte der Gesetzgeber durch die beschränkte Wechselmöglichkeit den Netzbetreibern Planungssicherheit im Bereich des Lastenmanagements verschaffen. 38 Denn der Netzbetreiber ist im Rahmen der Einspeisevergütung nicht nur verpflichtet, den produzierten EE-Strom in sein Netz aufzunehmen, sondern diesen auch zu vermarkten. Insoweit dient die Planungssicherheit dem Übertragungsnetzbetreiber hinsichtlich der Strommengen, die von ihm nach §§ 11, 56 EEG 2017 abzunehmen sind und prognostiziert werden, Dispositionen über den 33 Für Neuanlagen die nach dem 01.08.2014 erstmals an das Netz gehen, besteht die Wahl der Einspeisevergütung nicht mehr, sofern sie eine installierte Leistung von über 100 kW haben (§ 21 Absatz 1 Nummer 1 EEG 2017). 34 Gesetzentwurf zum EEG 2009, BT-Drs. 16/8148, S. 49; als Reaktion auf den EEG-Erfahrungsbericht 2007, BT-Drs. 16/7719, S. 96 f. 35 Gesetzentwurf zum EEG 2012, BT-Drs. 17/6071, S. 79. 36 Vgl. EEG-Erfahrungsbericht 2007, BT-Drs. 16/7719, S. 96 f. 37 Gesetzentwurf zum EEG 2009, BT-Drs. 16/8148, S. 49. 38 Gesetzentwurf zum EEG 2009, BT-Drs. 16/8148, S. 49.

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