Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien

Sowohl für Neuanlagen als auch für Bestandsanlagen ist der erste Schritt in die Direktvermarktung die Auswahl eines geeigneten Direktvermarkters. Mit diesem handelt der Anlagenbetreiber einen Vertrag zur Stromvermarktung aus, in dem die Pflichten von Direktvermarkter und Anlagenbetreiber geregelt sind - etwa die Übernahme von Ausgleichsenergierisiken, die Herstellung der Fernsteuerbarkeit, Zahlungsmodalitäten etc. Anschließend meldet der Direktvermarkter die Anlage beim Verteilnetzbetreiber zur Direktvermarktung an und übernimmt die Anlage in seinen Bilanzkreis. Sobald der Direktvermarkter den Fernzugriff auf die Anlage realisiert hat, startet die Direktvermarktung. Der Direktvermarkter erstellt individuelle Prognosen für jede Anlage, handelt den produzierten Strom möglichst abweichungsfrei an der Strombörse, kümmert sich um den Ausgleich von Fehl- oder Überschussmengen im untertätigen Stromhandel und rechnet schließlich die Erlöse aus der Stromproduktion mit dem Betreiber ab.

Stromproduzenten können ihren Grünstrom auch direkt zum Marktpreis ohne weitere Förderung an der Börse verkaufen. Dieser Weg der sogenannten Sonstigen Direktvermarktung (§21a EEG 2021, vormals §20 Abs. 1 Num 2 EEG 2014, vormals §33b Num 3 EEG 2012) wird jedoch so gut wie nie begangen, da die finanziellen Unterschiede zur entgangenen EEG-Vergütung zu groß sind und EE-Anlagen in den meisten Fällen noch nicht ohne Bezuschussung betrieben werden können. Im Unterschied zur Direktvermarktung im Marktprämienmodell bleibt allerdings bei der sonstigen Direktvermarktung die Grünstromeigenschaft des direktvermarkteten Stroms erhalten. Einzig manche Wasserkraftanlagen und Onshore-Windkraftanlagen optieren für diese Form der Direktvermarktung.

Bei der regionalen Direktvermarktung über das Marktprämienmodell wurde der eingespeiste Strom aus Erneuerbaren Energien nicht an der Strombörse gehandelt, sondern an lokale Abnehmer vermarktet, die sich in räumlicher Nähe der EE-Anlage befanden. Das EEG 2017 beendete jedoch die Stromsteuerbefreiung von EEG-geförderten Anlagen in der regionalen Direktvermarktung. Daher ist davon auszugehen, dass diese Form der Direktvermarktung in Zukunft nur noch von KWKG-geförderten Anlagen durchgeführt werden wird.

Die dritte Möglichkeit, die bereits im EEG 2012 an Bedeutung verloren hatte und im EEG 2014 gänzlich abgeschafft wurde, stellte das sogenannte Grünstromprivileg dar (vormals §33b Num 2 EEG 2012). Dieser Weg der Direktvermarktung von Grünstrom führte über Großhändler oder industrielle Großabnehmer abseits der Strombörse. Die Grünstromproduzenten, vor allem Betreiber von Erzeugungsanlagen mit geringer EEG-Vergütung, bekamen eine etwas höhere Vergütung als den Börsenpreis von den Abnehmern, da diese sich durch das Zusammenstellen eines Portfolios aus Grünstrom und Graustrom in einem bestimmten Verhältnis die EEG-Umlage einsparen konnten.

Für Solaranlagen gab es nach dem EEG 2012 II die Vermarktung im sogenannten Marktintegrationsmodell für PV-Anlagen. Dieses wurde mit dem EEG 2014 jedoch wieder abgeschafft. Es ermöglichte, dass PV-Anlagen zwischen 10 kWp und 1 MWp ab dem Jahr 2014 nur 90% ihres Stromertrags über das EEG absetzen konnten - entweder über die fixe Einspeisevergütung oder über das Marktprämienmodell. Die restlichen 10% mussten ohne Förderung durch das EEG im Eigenverbrauch genutzt, über die sonstige Direktvermarktung an der Strombörse abgesetzt oder anderweitig vermarktet werden. Dies galt nur für Anlagen, deren technische Inbetriebnahme nach dem 1.4.2012 erfolgt war. Für Anlagen zwischen 10 kWp und 1 MWp, die vor dem 1.4.2012 ans Netz gegangen waren sowie für alle PV-Anlagen unter 10 kWp bzw. zwischen 1 MWp und 10 MWp galt weiterhin die 100%-Förderung durch das EEG.