Das 46. Fachgespräch der Clearingstelle zum Thema „Solarpaket I: Bremsen für den Solarenergie-Ausbau gelöst?“ fand am 20. September 2023 als Präsenztermin in der Vertretung des Landes Niedersachsen beim Bund, In den Ministergärten 10, 10117 Berlin und parallel dazu als Liveübertragung (auch mit online statt.
Ein solcher Anspruch gem. § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014 des Direktvermarkters scheidet vorliegend aus.
Der Entwurf eines Gesetzes zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung (Solarpaket I) verfolgt das Ziel, Hemmnisse beim Ausbau der Solarenergie zu beseitigen und so die Ausbau-Dynamik weiter zu steigern. Durch den Entwurf sollen die Zielsetzungen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) der Photovoltaik-Strategie umgesetzt werden.
Leitsätze:
Aus dem EEG ergeben sich Anforderungen an das Vorhalten von technischen Einrichtungen zur ferngesteuerten Regelung von Erzeugungsanlagen nach § 9 EEG durch den Netzbetreiber. Von diesen Anforderungen sind die Vorgaben zu unterscheiden, die sich aus den §§ 13 ff.
Der Artikel beleuchtet die Einführung der Differenzverträge durch die kommende EEG-Reform 2023 für Windenergieanlagen auf See. Das Modell der Differenzverträge biete weiterhin einen über Ausschreibungen ermittelten anzulegenden Wert für den gesamten Vergütungszeitraum und der erzeugte Strom wird direkt vermarktet.
Der Aufsatz betrachtet den Weiterbetrieb von Windenergieanlagen an Land die aus der EEG-Vergütung gefallen sind. In der aktuellen Marktlage böten die Erlöse am Spotmarkt eine gute Rentabilität, jedoch seien diese durch die Ukraine Krise mit hohem Risiko behaftet. Power-Purchase-Agreements (PPA) könnten, wenn doch unwirtschaftlicher, eine sichere Alternative für den Weiterbetrieb von Altanlagen bieten.
Der Autor befasst sich mit aktuellen Marktwerten von PV-Anlagen, insbesondere solchen Anlagen die unter einer installierten Leistung von 100 kW liegen. Dazu geht er weiter auf die Menge der EEG-Vergütung für die Photovoltaik und den daraus erzeugten Strom ein.
Die Autoren erläutern die Auswirkungen der Gesetzesnovelle zur Einführung der Erneuerbaren-Energien in das Redispatch 2.0-Regime seit dem 1. Oktober 2021 und deren finanzielle Folgen für Direktvermarkter. Netzbetreiber müssten nunmehr Maßnahmen des Redispatch unentgeltlich bilanziell ausgleichen. Beleuchtet werde deshalb die Frage nach der Vergütung dieser gutgeschriebenen Strommengen.
Der Autor befasst sich mit dem durch die BNetzA kommenden Einführung des Redispatch 2.0. Um einen gesicherten Einstieg in das Redispatch 2.0 zu gewährleisten solle dieser erneut verschoben und mittels einer Übergangsmaßnahme überbrückt werden. Weiterhin behandelt der Aufsatz Ansichten von Windenergieanlagenbetreiberinnen sowie Netzbetreiberinnen auf die Auswirkungen der Übergangs- und der kommenden Redispatchmaßnahmen.
Der Autor informiert über mögliche Chancen für EE-Anlagenbetreiber aufgrund der hohen Strompreise ihre Erträge zu optimieren. Dabei untersucht er die geförderte Direktvermarktung, die Einspeisevergütung, die ausgeförderten Anlagen und erläutert wichtige weitere Aspekte wie die Herkunftsnachweise, die Mitteilungen über Wechsel und die Gestaltung von Stromlieferverträgen.
In dem Votumsverfahren hatte die Clearingstelle die Frage zu klären, ob der Anlagenbetreiber für den in seinen Solaranlagen erzeugten und in das Netz der Netzbetreiberin eingespeisten Strom einen Vergütungsanspruch hat (im Ergebnis bejaht).
Sachverhalt: Der Direktvermarkter fordert Erstattung der Ausgleichsenergiekosten verursacht durch Einspeisemanagementmaßnahmen des Netzbetreibers. Durch die Differenzen im Bilanzkreis des Direktvermarkters zwischen realen Einspeisemengen und angekündigten Strommengen musste dieser Ausgleichsenergie kaufen.
Ergebnis: Verneint.
Der Artikel diskutiert über die derzeitigen Probleme auf dem deutschen Strommarkt, weil das heutige Marktdesign unzureichend auf die Klimaziele ausgerichtet werde. Um die Energiewende erfolgreich zu vollenden, brauche man mehr Synchronisierung zwischen den Märkten, politischen Steuerungsinstrumenten und den Klimazielen. Mit der Integration von Flexibilität im Gesamtsystem müsse man die negativen Strompreise in den Griff bekommen.
Die Bundesnetzagentur hat am 15. Februar 2021 ihren Hinweis 2021/1 zur Zuordnung von ausgeförderten EE-Anlagen veröffentlicht.
Der Hinweis gibt das Grundverständnis der Bundesnetzagentur wieder und erläutert vor dem Hintergrund drohender Verunreinigungen von Marktprämien-Bilanzkreisen durch ausgeförderte Anlagen
Der Beitrag befasst sich mit den Ausschreibungssystem für Biogasanlagen im EEG 2021. Die Autoren begrüßen auf der einen Seite insbesondere die Erhöhung des Ausschreibungsvolumens sowie die Anhebung der zulässigen Höchstwerte der Gebote. Auf der anderen Seite kritisieren sie jedoch die komplexen Regelungen zum Flexibilitätszuschlag sowie dem Zuschlagsverfahren.
Die Autorin erläutert in ihrem Beitrag kurzfristige Änderungen, die sich bei der EEG-2021-Novelle „auf den letzten Metern" vor der Verabschiedung des Gesetzes noch ergeben haben.
Der Aufsatz behandelt die Rolle von Biogasanlagen als Energiespeicher zur Überbrückung von Netzengpässen. Die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe betone Biomethan-BHKWs nicht nur in Grundlast zu fahren, sondern auf eine bedarfsorientierte Betriebsweise umzustellen. Flexibilisierte Anlagen seien jedoch bisher noch die Ausnahme.
In dem Votumsverfahren hatte die Clearingstelle zu klären,
In ihrem Kleinbeitrag diskutieren die Autoren über den sich stark erhöhten Aufwand der Betriebsführung der Windkraftanlagen. Dies sei auf die vermehrte Anzahl der Windturbinen und ihren entsprechenden Einfluss auf das gesamte Stromnetz zurückzuführen. Die Verfasser nennen einige der üblich vorkommenden Probleme der Windparkbetreiber – negative Strompreise, EEG-Umlage, Stromvermarktung für Altanlagen und Strafen für die Nichteinhaltung zahlreicher Regeln.
Der Aufsatz behandelt die rechtliche Frage der Erstattung von Ausgleichsenergiekosten in der Direktvermarktung. Zunächst geben die Autoren eine Übersicht über die bisherige Rechtsprechung und Literatur zum Thema.
Nach Ansicht des Autors sei der heute im EEG 2017 vorherrschende Ansatz der der Direktvermarktung. Damit treffe den Anlagenbetreiber neben der Verantwortung für die Anlage auch das Absatz- und Marktpreisrisiko. Dies solle einen Anreiz schaffen, die Stromerzeugung an der Nachfrage und nicht lediglich am wirtschaftlichen Interesse des Anlagenbetreibers auszurichten.
In seinem Aufsatz berichtet der Autor über die entfallende EEG-Vergütung für ältere Solar- und Windkraftanlagen. Die sog. Ü20-Anlagen würden ab dem kommenden Jahr aus der Subvention des Erneuerbare-Energien-Gesetzes fallen und dementsprechend müssten Anlagenbetreiber in andere Vermarktungsmodelle umsteigen. Hemmend für den Einstieg in die Direktvermarktung seien aber die geringen Börsenstrompreise.