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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 29/70 Teil A | Studie | Direkte Vermarktung von Windstrom und anderem erneuerbaren Strom im B2B-Bereich Verkauf an der Strombörse zu treffen. 39 Der Gesetzgeber hat diese Absicht mit dem EEG 2012 noch bekräftigt, wonach die Wechselfristen es den Netzbetreibern ermöglichen sollen, schnell und präzise zu erkennen, welche Vermarktungswege von den Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreibern gewählt werden. 40 Diese Bedenken gelten jedoch nicht für die sonstige Direktvermarktung und den Wechsel in die geförderte Direktvermarktung. Denn für die direkt vermarkteten Strommengen muss der Netzbetreiber keine Bilanzkreisverantwortung übernehmen. Zudem dürfte die für diese Vermarktung zunehmend erforderliche Digitalisierung auch dem Netzbetreiber eine schnelle und präzise Zuordnung der Strommengen zur jeweiligen Vermarktungsform ermöglichen. d) Begründung (1) Zu § 21b Absatz 1 Satz 2 EEG 2017 – neu – Beachtet man, dass mit dem vorgeschlagenen Marktentwicklungsmodell der Abschluss langfristiger Lieferbeziehungen von EE-Anlagenbetreibern bzw. Direktvermarkter mit Unternehmen bezweckt werden sollen, besteht nicht die Gefahr des sogenannten Rosinenpickens, wenn man es dem EE-Anlagenbetreiber ermöglicht kurzfristig, gegebenenfalls auch nur teilweise, in die EEG-geförderte Direktvermarktung zurück zu wechseln. Denn einen solchen Wechsel wird er im Regelfall nur dann vornehmen, wenn er unerwartet viel Strom produziert – insoweit will er nur seine Reststrommengen vermarkten. Oder aber, wenn sein Vertragspartner z. B. wegen Wartungen oder Produktionsumstellungen nicht in der Lage ist, die vertraglich vereinbarte Strommenge abzunehmen. Der EE-Anlagenbetreiber dürfte zudem ein unmittelbares Interesse daran haben, alsbald wieder in die Vermarktung nach dem Marktentwicklungsmodell wechseln zu können, um so seinen vertraglichen Verpflichtungen, die vereinbarten EE-Strommengen aus den benannten EE-Anlangen zu liefern, nachzukommen. Ein Wechsel aus dem Marktentwicklungsmodell würde somit weniger den Regelfall, als vielmehr die Ausnahme bilden. Zudem erfolgt mit dem Wechsel in das Marktentwicklungsmodell kein Wechsel in eine Vermarktung des Stromes an der Strombörse. Ein Wechsel aus dem EEG-Zahlungsanspruch in das Marktentwicklungsmodell zum „Rosinenpicken“ wird nach diesem Verständnis nicht angereizt. Denn die Förderung mit der Marktprämie erfolgt auf Basis des monatlichen durchschnittlichen Börsenstrompreises, der dem Vermarkter zum Zeitpunkt des Wechsels der Vermarktungsform 39 Vgl. Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 3. Auflage, 2011, § 17, Rn. 2. 40 Gesetzentwurf zum EEG 2012, BT-Drs. 17/6071, S. 79.

Oktober 2017 | SEITE 30/70 Teil A | Studie | Direkte Vermarktung von Windstrom und anderem erneuerbaren Strom im B2B-Bereich regelmäßig nicht bekannt sein dürfte, so dass eine Optimierung an den Börsenwerten schwer möglich ist. Dies zeigt, dass hinsichtlich des Marktentwicklungsmodells keine Notwendigkeit von starren Wechselfristen besteht. Vielmehr bedarf es des flexiblen Wechsels, um dadurch übergangsweise die Risiken des EE-Anlagenbetreibers bzw. des Direktvermarkters abzufedern und eine weitere Marktintegration von EE-Strom anzureizen. Bedenkt man schließlich, dass die Lieferung des Stromes auf Grundlage des Marktentwicklungsmodells über das Netz der allgemeinen Versorgung erfolgt, führt ein Wechsel aus oder in diese Vermarktungsform zu keiner Veränderung des (prognostiziert) eingespeisten Stromes in das Netz. Insoweit beeinflusst ein etwaiger Wechsel die Planung des Übertragungsnetzbetreibers nur bei der Erfassung etwaiger EEG-Zahlungsansprüche, was wegen der zunehmenden Digitalisierung der zugrundeliegenden Prozesse keinen erheblichen Mehraufwand mit sich bringen dürfte. Darüber hinaus wird die mit den starren Wechselfristen nach § 21b Absatz 1 Satz 2 EEG 2017 geschützte Planungssicherheit von Übertragungsnetzbetreibern ausreichend berücksichtigt, indem ein flexibler Wechsel aus dem Marktentwicklungsmodell in die feste Einspeisevergütung nicht erlaubt wird. Andernfalls hätte der Übertragungsnetzbetreiber sehr kurzfristig das Risiko zu tragen, den eingespeisten Strom an der Strombörse vermarkten und seinen Bilanzkreis auszugleichen zu müssen. Insoweit ist es ausreichend, dass der EE-Anlagenbetreiber flexibel in die Veräußerungsform der über die Marktprämie geförderten Direktvermarktung wechseln kann und so die Risiken eines niedrigen Strompreises angemessen zwischen Übertragungsnetzbetreiber und EE-Anlagenbetreiber verteilt werden. Letztlich ist nicht erkennbar, dass eine flexible Wechselmöglichkeit in und aus dem Marktentwicklungsmodell zu erhöhten Systemkosten führt. Eine Regulierung des Stromnetzes erfolgt bereits jetzt 15-minütig, weswegen auch ein kurzfristiger Wechsel leicht berücksichtigt werden kann. Auch hinsichtlich der Berechnung des EEG-Zahlungsanspruches besteht kein Mehraufwand. Denn bereits jetzt erfolgt eine 15-minutengenaue Erfassung der Strommengen, für die ein EEG-Zahlungsanspruch besteht. Im Übrigen verändert die Wechselmöglichkeit das bestehende System der EEG-Zahlungsanspruche nicht.

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