Kurze Definition

Direktvermarktung bedeutet, dass Strom aus erneuerbaren Energieanlagen an einen Dritten verkauft wird, anstatt ihn im Rahmen der regulären Einspeisevergütung dem Netzbetreiber zu überlassen. In der Praxis übernimmt meist ein Direktvermarkter die Bilanzierung und Vermarktung des eingespeisten Stroms.

Unterschieden wird insbesondere zwischen der geförderten Direktvermarktung im EEG-Marktprämienmodell und der sonstigen Direktvermarktung ohne EEG-Marktprämie. Bei geeigneten technischen, vertraglichen und bilanziellen Konzepten kann auch Energie aus einem BESS marktlich vermarktet werden. Davon zu unterscheiden ist die Frage, ob für zwischengespeicherten und später wieder eingespeisten Strom ein EEG-Zahlungsanspruch besteht.

Das Wichtigste in Kürze

• Der Direktvermarkter bündelt Anlagen, erstellt Einspeiseprognosen und vermarktet die erwarteten Strommengen am Day-Ahead- und Intraday-Markt.
• Im EEG-Marktprämienmodell erhält der Betreiber den Markterlös und bei erfüllten Voraussetzungen zusätzlich die Marktprämie.
• Für Anlagen mit mehr als 100 kW steht die reguläre Einspeisevergütung grundsätzlich nicht zur Verfügung. Soll eine EEG-Förderung beansprucht werden, erfolgt dies normalerweise über die geförderte Direktvermarktung.
• Direkt vermarktete Anlagen müssen abhängig von Leistung, Inbetriebnahmezeitpunkt und technischer Ausstattung messbar und fernsteuerbar sein.
• EcoPhi kann die lokale Kommunikations- und Steuerungsebene zwischen Anlage und Direktvermarkter bereitstellen, bietet aber selbst keinen Marktzugang an.

Wie funktioniert die Direktvermarktung?

Grundlage der Direktvermarktung ist eine Prognose der erwarteten Stromerzeugung. Sie berücksichtigt beispielsweise Wetterdaten, historische Betriebswerte, Anlagenverfügbarkeit und geplante Stillstände. Auf dieser Basis erstellt der Direktvermarkter Fahrpläne und verkauft die erwarteten Energiemengen typischerweise am Day-Ahead-Markt. Kurzfristige Änderungen können über den Intraday-Markt ausgeglichen werden.

Die tatsächlich eingespeiste Energiemenge beziehungsweise Einspeiseleistung wird gemäß dem projektspezifischen Mess- und Bilanzierungskonzept erfasst und den beteiligten Marktpartnern bereitgestellt. Der abrechnungsrelevante Messpunkt, die Marktlokation und zusätzliche technische Anlagenmessungen müssen dabei nicht identisch sein.

Weicht die tatsächliche Einspeisung vom vermarkteten Fahrplan ab, entstehen Bilanzkreisabweichungen und möglicherweise Ausgleichsenergiekosten. Ob der Direktvermarkter oder der Anlagenbetreiber dieses Prognoserisiko trägt, hängt vom jeweiligen Vertrag ab.

Bei niedrigen oder negativen Strompreisen kann der Direktvermarkter – sofern vertraglich und technisch vorgesehen – Leistungsbegrenzungen, Fahrpläne oder Sollwerte an die Anlage übermitteln. Ein lokales EMS kann diese Vorgaben prüfen und auf steuerbare Komponenten wie PV-Wechselrichter oder BESS verteilen. Dabei müssen technische Betriebsgrenzen und die Herkunft einer Abregelung nachvollziehbar bleiben.

Geförderte und sonstige Direktvermarktung

Bei der geförderten Direktvermarktung wird der Strom durch einen Direktvermarkter bilanziert und am Markt verkauft. Zusätzlich kann der Betreiber bei erfüllten Voraussetzungen eine Marktprämie erhalten. Deren Höhe orientiert sich unter anderem am anzulegenden Wert und am energieträgerspezifischen Marktwert.

Bei der sonstigen Direktvermarktung wird der Strom ebenfalls an Dritte verkauft, jedoch ohne Anspruch auf die EEG-Marktprämie. Sie kann beispielsweise für ausgeförderte Anlagen, bestimmte Lieferkonzepte oder andere marktbasierte Vermarktungsmodelle relevant sein.

Leistungsschwellen und Förderformen

Für Anlagen bis einschließlich 100 kW kann grundsätzlich zwischen der Einspeisevergütung und der geförderten Direktvermarktung gewählt werden, sofern die jeweiligen Voraussetzungen erfüllt sind.

Für Anlagen mit mehr als 100 kW steht die reguläre Einspeisevergütung grundsätzlich nicht zur Verfügung. Soll eine EEG-Förderung beansprucht werden, ist daher im Regelfall die geförderte Direktvermarktung im Marktprämienmodell erforderlich.

Zu beachten sind unter anderem Übergangsregelungen, die zeitlich begrenzte Ausfallvergütung für Anlagen mit mehr als 100 kW sowie die unentgeltliche Abnahme ohne Förderzahlung für Anlagen mit weniger als 200 kW. Die konkrete Einordnung hängt unter anderem von Anlagenart, Leistung, Inbetriebnahmezeitpunkt und Fördermodell ab.

Technische Anforderungen nach § 10b EEG

Für direkt vermarktete Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 25 kW enthält § 10b EEG Anforderungen an die Abrufbarkeit der Ist-Einspeisung und die Fernsteuerbarkeit durch den Direktvermarkter. Die genaue Anwendung hängt unter anderem von der vorhandenen Messtechnik, dem Einbau intelligenter Messsysteme und den jeweiligen Übergangsregelungen ab.

Diese Anforderungen betreffen die technische Zugriffsmöglichkeit des Direktvermarkters. Davon zu unterscheiden sind technische Vorgaben für Eingriffe des Netzbetreibers, insbesondere nach § 9 EEG. Bei der Umsetzung müssen die unterschiedlichen Rollen, Kommunikationswege, Signale und Prioritäten eindeutig erkennbar bleiben.

Wo wird Direktvermarktung eingesetzt?

• Größere PV- und Windanlagen nutzen die Direktvermarktung häufig, um eine EEG-Förderung über das Marktprämienmodell in Anspruch zu nehmen.
• Kleinere EEG-Anlagen können freiwillig in die Direktvermarktung wechseln, sofern Mehrerlöse und zusätzliche Kosten in einem wirtschaftlich sinnvollen Verhältnis stehen.
• Ausgeförderte Anlagen können ihren Strom im Rahmen der sonstigen Direktvermarktung vermarkten.
• PV-BESS-Systeme können Erzeugung und Einspeisung zeitlich verschieben und stärker an Marktpreisen oder Fahrplänen ausrichten.
• C&I-Standorte können Direktvermarktung mit Eigenverbrauchsoptimierung, Peak Shaving, einem PPA oder weiteren Flexibilitätsanwendungen kombinieren.

Direktvermarktung bei PV-BESS-Systemen

Die marktliche Vermarktung von BESS-Energie ist von der EEG-Förderfähigkeit des eingespeicherten und später wieder eingespeisten Stroms zu unterscheiden. Ein geeignetes Messkonzept allein begründet noch keinen EEG-Zahlungsanspruch.

Ob für die Wiedereinspeisung aus einem BESS eine EEG-Förderung beansprucht werden kann, hängt insbesondere von der Stromherkunft, der gewählten Speicheroption, dem Messkonzept und den jeweils anwendbaren regulatorischen Vorgaben ab.

Nach dem derzeit von der Bundesnetzagentur beschriebenen Umsetzungsstand steht für die Förderung zwischengespeicherten Stroms die Ausschließlichkeitsoption zur Verfügung. Dabei darf für einen Förderanspruch grundsätzlich nur erneuerbarer Strom im Speicher verwendet werden. Die gesetzlich vorgesehenen Abgrenzungs- und Pauschaloptionen sollen künftig eine anteilige Förderung bei Mischspeichern ermöglichen, setzen jedoch weitere regulatorische Festlegungen voraus.

Für ein konkretes Projekt müssen deshalb unter anderem folgende Punkte geklärt werden:

• Herkunft des eingespeicherten Stroms
• Möglichkeit eines Netzbezugs durch das BESS
• Zuordnung von Lade- und Entlademengen
• Abgrenzung von Eigenverbrauch und Netzeinspeisung
• gewählte EEG-Speicheroption
• Vermarktungs- und Bilanzierungskonzept
• anwendbarer regulatorischer Umsetzungsstand

Nutzen, Grenzen und technische Voraussetzungen

Direktvermarktung ermöglicht Anlagenbetreibern die Teilnahme am Strommarkt und kann zusätzliche Erlösmöglichkeiten eröffnen. Flexible Anlagen können ihre Einspeisung teilweise an Marktpreise, Fahrpläne oder externe Leistungsanforderungen anpassen.

Die Wirtschaftlichkeit hängt jedoch von zahlreichen Faktoren ab, darunter:

• Strommarktpreise
• Prognosequalität
• Anlagengröße und Einspeiseprofil
• Vermarktungsentgelt und Erlösbeteiligung
• technische Flexibilität
• Kommunikations- und Messkosten
• vertragliche Zuordnung des Prognoserisikos
• Umgang mit negativen Strompreisen

Negative Strompreise können sowohl den Vermarktungserlös als auch den EEG-Zahlungsanspruch beeinflussen. Welche Regelungen gelten, hängt unter anderem vom Inbetriebnahmezeitpunkt und von den anwendbaren EEG-Bestimmungen ab.

Technisch erforderlich sind insbesondere geeignete Mess- und Kommunikationssysteme, eine sichere Datenübertragung, steuerbare Anlagenkomponenten und klar definierte Sollwert- und Fallback-Logiken. Abregelungen sollten eindeutig dem Netzbetreiber, Direktvermarkter, EMS, Anlagenbetreiber oder einer lokalen Schutzfunktion zugeordnet werden können.

Direktvermarktung ist nicht mit Regelenergie gleichzusetzen. Regelenergie dient der kurzfristigen Stabilisierung des Stromsystems und unterliegt zusätzlichen technischen und marktlichen Anforderungen. Auch ein langfristiger PPA ist ein anderes Vertragsmodell, kann aber mit einer Direktvermarktung kombiniert werden.

Technische Anbindung von Direktvermarktern mit EcoPhi

EcoPhi kann die lokale Kommunikations- und Steuerungsebene zwischen Energieanlage und Direktvermarkter bereitstellen. Externe Leistungsbegrenzungen, Fahrpläne oder Sollwerte können empfangen, auf technische Plausibilität geprüft und auf PV-Wechselrichter oder BESS verteilt werden.

Dabei können projektspezifisch unter anderem folgende lokale Bedingungen berücksichtigt werden:

• Anlagen- und Geräteverfügbarkeit
• Ladezustand und Leistungsgrenzen des BESS
• Netzanschluss- und Einspeisegrenzen
• erforderliche Betriebs- oder Backup-Reserven
• lokale Verbrauchs- und Erzeugungssituation
• technische Schutz- und Betriebsbedingungen

Bei konkurrierenden Sollwerten wird eine projektspezifische Prioritätenlogik festgelegt. Typischerweise werden zunächst Sicherheits- und Schutzfunktionen, verbindliche Netzanforderungen und Netzanschlussgrenzen berücksichtigt. Anschließend folgen lokale Betriebsregeln und die technisch zulässige Umsetzung der Vorgaben des Direktvermarkters. Die konkrete Rangfolge muss für das jeweilige Projekt definiert werden.

Ist-Leistung, Verfügbarkeit und Statusinformationen können bei entsprechender Schnittstelle an den Direktvermarkter zurückgemeldet werden. Für Kommunikationsausfälle lassen sich projektspezifische Fallback-Strategien vorsehen, beispielsweise das Halten eines letzten gültigen Sollwerts, die Rückkehr auf einen sicheren lokalen Betriebszustand oder die Anwendung einer definierten Einspeisegrenze.

EcoPhi ist kein Direktvermarkter und stellt keinen eigenen Marktzugang bereit. Der Anlagenbetreiber wählt den Direktvermarkter. EcoPhi ermöglicht dessen technische Anbindung und kann weitere Anbieter integrieren, sofern geeignete Schnittstellen und projektspezifische Anforderungen vorliegen.

Direktvermarktung zusammengefasst

Direktvermarktung verbindet erneuerbare Energieanlagen mit dem Strommarkt. Sie kann als geförderte Direktvermarktung im Marktprämienmodell oder als sonstige Direktvermarktung ohne EEG-Marktprämie erfolgen.

Für einen zuverlässigen Betrieb sind geeignete Prognosen, Messwerte, Kommunikationsschnittstellen, Fernsteuerbarkeit und eindeutig geregelte Verantwortlichkeiten erforderlich. Bei PV-BESS-Systemen müssen zusätzlich die marktliche Vermarktung und ein möglicher EEG-Förderanspruch für zwischengespeicherten Strom getrennt betrachtet werden.

Häufig gestellte Fragen

Ist die Direktvermarktung für PV-Anlagen verpflichtend?

Für Anlagen mit mehr als 100 kW steht die reguläre Einspeisevergütung grundsätzlich nicht zur Verfügung. Soll eine EEG-Förderung beansprucht werden, erfolgt dies daher normalerweise über die geförderte Direktvermarktung. Sonder- und Übergangsregelungen müssen projektspezifisch geprüft werden.

Was macht ein Direktvermarkter?

Der Direktvermarkter organisiert den Marktzugang, erstellt oder verarbeitet Einspeiseprognosen, ordnet die vermarkteten Energiemengen einem Bilanzkreis zu und übernimmt die Vermarktung und Abrechnung gemäß Vertrag.

Kann Energie aus einem BESS direkt vermarktet werden?

Ja, sofern das technische, vertragliche und bilanzielle Konzept dies zulässt. Ob für aus dem BESS wiedereingespeisten Strom zusätzlich eine EEG-Förderung beansprucht werden kann, muss davon getrennt geprüft werden.

Ist ein EMS selbst ein Direktvermarkter?

Nein. Ein EMS kann Messwerte verarbeiten, Sollwerte umsetzen und die technische Schnittstelle zum Direktvermarkter bereitstellen. Der Marktzugang wird durch den Direktvermarkter oder einen anderen entsprechend tätigen Marktpartner organisiert.