Mein Strom für dich

53 Bürger aus Lichtenau und Umgebung machen vor, wie auch die Zukunft der Solarkraft aussehen könnte. Sie sind nicht mehr nur die Besitzer von 18 Windkraftanlagen, also nicht mehr nur Windmüller, sondern seit Mai 2011 Energie(voll-)versorger wie Eon, RWE oder Vattenfall. Das hat sie verwandelt. Das macht tief drinnen einen gewaltigen Unterschied. Sie versorgen ihre Nachbarn rund um die Uhr mit grünem Strom, der sogar noch etwas günstiger ist als der örtliche Klassik-Tarif. Für dieses Modell wurden sie mit dem Deutschen Solarpreis 2011 ausgezeichnet. Denn das ist es, wo die Erneuerbaren in ihren Idealvorstellungen hinwollen – lokale, dezentrale Erzeugung und der Verkauf praktisch über den Gartenzaun.

Derartige Vermarktungsmodelle konkurrieren immer mit dem EEG oder bauen darauf auf. Das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) in der Version von 2012 eröffnet dem Anlagenbetreiber drei Wege der Direktvermarktung. Seit Längerem besteht schon das sogenannte Grünstromprivileg, neu hinzugekommen ist das Marktprämienmodell, und dann gibt es die sonstige Direktvermarktung. Wählt ein Anlagenbetreiber eine Direktvermarktungsart, verzichtet er in dieser Zeit auf die ihm zustehende Vergütung und stellt sich dem Marktgeschehen. In den ersten beiden Fällen wird ihm dafür ein anderer Bonus gewährt, im dritten steht er gänzlich auf eigenen Füßen. Da ist der Strom rechtlich mit Graustrom gleichgestellt und genießt nicht einmal einen Einspeisevorrang.

Windmüller machen es vor

Die Lichtenauer Windmüller stützen sich mit ihrem Ökostromangebot auf das Grünstromprivileg. Geschäftsführer ihrer Asselner Windkraft mit inzwischen 120 Haushaltskunden ist ein langjähriger Experte im Bereich erneuerbare Energien, Johannes Lackmann. „Wir haben klein angefangen und das nicht gleich groß vorangetrieben, weil wir erst mal Sicherheit gewinnen und sehen wollten, ob etwas aus dem Ruder läuft“, sagt er. Das wäre auch fatal, denn er bietet seinen Kunden eine zehnjährige Preisgarantie. Da er Teile des Windparks selbst managt, hat er die Erzeugungskosten gut im Griff. Sie sind zwar höher als beim Strom von der Börse, doch bei den Abgaben macht er gegenüber der Konkurrenz Boden gut. Wenn ein Energieversorger mindestens 50 Prozent des vermarkteten Stroms aus erneuerbaren Quellen bezieht und an Letztverbraucher liefert, kann er zukünftig zwei Cent von der EEG-Umlage sparen, die sonst in Höhe von 3,59 Cent für jede Kilowattstunde abgeführt wird. Bisher sparte er sogar die volle EEG-Umlage ein. Das ist der Bonus durch das Grünstromprivileg. 20 Prozent des Stroms müssen aus fluktuierenden Energiequellen wie Sonne und Wind stammen, und sie müssen noch vergütungsfähig sein. Außerdem liefert Lackmann in die unmittelbare Umgebung in einem Umkreis von acht Kilometern. Er kann daher die Stromsteuer zusätzlich einsparen. Die Abgabenlast reduziert sich auf 6,44 Cent und besteht nur noch aus Netzentgelt, Konzessionsabgabe und KWK-Umlage.

Der „unmittelbare räumliche Zusammenhang“, wie er im Stromsteuergesetz gefordert wird, ist zwar eine potenzielle Wachstumsbremse, hat aber auch Vorteile. „Unsere Kunden können mal eben mit dem Rad im Büro vorbeischauen, das erhöht die Akzeptanz des Windparks“, sagt Lackmann. Falls der Wind nicht bläst, gleicht der Grünstromvermarkter Clean Energy Sourcing (Clens) die Versorgungslücke aus. Dafür ist es nötig, dass Lackmann schon am Tag zuvor anhand der Wetterprognose sein Lastprofil mit eigenem und gegebenenfalls zugekauftem Strom bestückt. Da die Leistung des Windparks den Bedarf noch um Längen übersteigt, wird es ihm übers Jahr gesehen immer gelingen, 100 Prozent lokalen Windstrom zu liefern. Nur für kurzfristige Abweichungen von der Planung fallen Ausgleichskosten für die „Rücklieferung“ vom Vermarkter in Höhe von 1,96 Cent pro Kilowattstunde an. Den größten Teil des Windstroms aus Lichtenau vermarktet Clens noch per Grünstromprivileg an seine Kunden.

Mit Solarstrom noch nicht möglich

Doch wer sich auskennt, weiß: Was mit Wind geht, geht mit Solarstrom noch nicht. Ein Blick auf die Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber genügt. Nicht ein Watt Solarenergie ist bislang für die Vermarktung über das Grünstromprivileg gemeldet. „Für Solaranlagen ist mein Modell im Moment noch preislich problematisch“, so Lackmann. Warum das so ist, zeigt die Kalkulation (siehe Grafik Grünstrom-Direktvermarktungs-Preis im Vergleich) Der Haushaltskunde der Asselner Windkraft ist beispielsweise bereit, netto 19,5 Cent für die Kilowattstunde grünen Strom zu bezahlen. Industrie- und Gewerbekunden erwarten einen noch niedrigeren Strompreis. Für die Erzeugung (9,1 Cent), den Ausgleich von Flauten (1,96 Cent) und den Vertrieb des Stroms (2 Cent) rechnet Lackmann mit 13,06 Cent pro Kilowattstunde. Dazu kommen die reduzierten Abgaben von 6,44 Cent. Solarstrom von Freiflächen wird derzeit mit etwa 13,5 Cent vergütet, von Dachflächen mit 16,5 Cent. Dasmöchte der Betreiber erwirtschaften. Setzt man das als Erzeugungskosten an, müsste der Kunde 23,9 Cent beziehungsweise 26,9 Cent netto zahlen. Doch Solarstrom wird billiger, und damit rücken auch Vermarktungsmodelle wie in Lichtenau in den Bereich des Möglichen. „Ende nächsten Jahres können wir unter idealen Bedingungen und in einstrahlungsreichen Regionen Solarstrom schon ab zwölf Cent herstellen“, sagt beispielsweise Herbert Muders, Geschäftsführer der Juwi Solar GmbH, voraus. Übrigens, der naheliegende Vorschlag, auch noch die Netzentgelte zu sparen und Strom per Direktleitung zu verkaufen, hilft leider nur wenig weiter. Denn dann wäre es, weil der Strom nicht durchs Netz fließt, keine Direktvermarktung nach Grünstromprivileg mehr und die EEG-Umlage wäre wieder fällig.

Auch wer nach dem neuen Marktintegrationsmodell bei seiner Neubauanlage ab dem 1. April zehn Prozent Solarstrom übrig hätte und sich mit dem kleinen Preisvorteil des Grünstromprivilegs zufrieden geben würde, wird enttäuscht. Da dieser Anteil nach dem Gesetz nicht vergütungsfähig ist, kommt er für das Grünstromprivileg nicht in Frage. Bisher ist diese Form der Direktvermarktung für Photovoltaikanlagenbetreiber also noch nicht sehr attraktiv. „Sie müssen versuchen, die zehn Prozent im Objekt zu verbrauchen, sonst ist der Strom erheblich weniger wert“, sagt Daniel Hölder, Leiter Energiepolitik beim Grünstromanbieter Clean Energy Sourcing.

Handel schafft Mehreinnahmen

Wer derzeit mit seiner Photovoltaikanlage in die Direktvermarktung wechselt, landet fast ausschließlich im neuen Marktprämienmodell. In diesem Moment schwärmen Stromhändler in ganz Deutschland aus, um die Anlagenbetreiber dafür zu akquirieren. Von Januar bis Mai haben sie 456 Megawatt in ihre Portfolios integriert. Bis zum Juni wird sich die Zahl wohl verdoppeln. Von insgesamt etwa 25 Gigawatt installierter Solarleistung wären das allerdings nicht mal vier Prozent. Die Windbranche hat in der gleichen Zeit zu zwei Dritteln unterschrieben.

Dietmar Goldmann vom Grünstromhändler Energy2market ist von den Vorteilen des Marktprämienmodells überzeugt. „Erstmalig können alle ihren Strom verkaufen. Sie bekommen ein Gefühl für diese Ware, dafür, dass sie zu unterschiedlichen Zeiten unterschiedlich wertvoll ist.“ Die Nachteile seien dabei gering. Wer Solarstrom an einen Direktvermarkter verkauft, gibt alle Prognose-, Preis- und Mengenrisiken ab. Der Händler erzielt seine Einnahmen aufgrund der schlechten Prognostizierbarkeit der anfallenden Strommenge vorrangig am Spotmarkt der Leipziger Energiebörse, also am Graustrommarkt. An den Einnahmen beteiligt er den Betreiber der Anlage.

Welche Höhe diese Beteiligung hat, wird in einem Vertrag zwischen beiden geklärt. Üblich ist die garantierte Auszahlung des Referenzmarktwertes plus einer Summe, die in etwa der halben Managementprämie entspricht. Der Referenzmarktwert ist der monatliche mittlere Marktwert für Solarstrom am Spotmarkt abzüglich der Managementprämie von 1,2 Cent. Diese ist wiederum Teil der Marktprämie, die der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber als Ausgleich für seine Mindereinnahmen zahlt. Die Marktprämie entspricht genau dem EEG-Vergütungssatz für die jeweilige Solaranlage abzüglich des Referenzmarktwertes. Angenommen, der Händler verkauft den Solarstrom also genau zum mittleren Marktwert, ergeben die Einnahmen des Händlers und die Marktprämie an den Betreiber insgesamt Einnahmen, die 1,2 Cent pro Kilowattstunde höher sind als bei der Vergütung nach dem EEG ohne Marktprämienmodell.

Im April betrug der Referenzmarktwert zum Beispiel 3,268 Cent pro Kilowattstunde. Für eine Anlage, die eine Vergütung von 16,5 Cent bekommen würde, beträgt die Marktprämie also 13,232 Cent. Erwirtschaftet der Vermarkter mehr als den Referenzmarktwert, den auszuzahlen er vertraglich verpflichtet ist und der 1,2 Cent unter dem mittleren Marktwert liegt, kann er daraus seine Kosten decken und sich den restlichen Überschuss mit dem Betreiber teilen. Finanziert wird die Marktprämie

wie auch die bisherige Vergütung aus der EEG-Umlage. Kritiker des Konzepts wie der Bundestagsabgeordnete Hans-Josef Fell von den Grünen bemängeln, dass die Managementprämie die EEG-Umlage in die Höhe treibe. Sie war von der Bundesregierung höher angesetzt worden als in der Studie des Fraunhofer-Instituts berechnet. Allerdings soll sie in den nächsten Jahren sinken, und Befürworter argumentieren, dass die Heranführung an den Markt zukunftsweisend für neue Geschäftsmodelle ist, da die Händler den Strom nicht zwangsläufig an der Börse verkaufen, sondern auch alternative Vermarktungen entwickeln können.

„Wir bezahlen in diesem Jahr 0,57 bis 0,6 Cent in Abhängigkeit von der Anlagengröße als Mehrerlös an die Kunden aus“, sagt Goldmann. Bei einer Ein-Megawatt-Anlage kann das schon 6.000 Euro Zusatzerlös bringen. Die Managementprämie fällt in den nächsten Jahren auf 0,7 Cent. Die Zusatzerlöse müssen dann an anderer Stelle erwirtschaftet werden. „Ich denke, der Gesetzgeber will, dass der Erzeuger zunächst die Marktmechanismen kennenlernt“, erläutert Goldmann, „um sich dann durch verbesserte Prognose oder gar Regelfähigkeit in den Markt einzupassen. Ich rechne mit einem zusätzlichen Anreiz zur Steuerung von Photovoltaikanlagen ab Januar 2013, so dass wir diese dann ferngesteuert abregeln können.“ Bisher ist das nämlich nur mithilfe der Rundsteuerempfänger durch den Netzbetreiber möglich und dient rein der Netzsicherheit. Stromhändler dürfen das nicht nutzen und benötigen daher alternative Technologien.

„Wenn wir die hätten, dann könnten wir von Energy2market wirklich ein virtuelles Kraftwerk betreiben und aus Marktsicht abregeln. Damit ist es dann zum Beispiel möglich, Regelleistung anzubieten und die Einnahmen der Betreiber zu optimieren“, sagt Goldmann. Eine Möglichkeit, wie sogar aus der Nichteinspeisung des Stroms Geld gemacht werden könnte, entsteht beispielsweise dann, wenn mittags zum Höhepunkt der Solarproduktion bereits alle fossilen Kraftwerke außer den schwerfälligsten vom Netz gegangen sind. Dann wären die Kraftwerksbetreiber womöglich bereit, den Erneuerbaren mit Einspeisevorrang Geld dafür zu bieten, die Generatoren zeitweilig abzuschalten. Allerdings bekommt für nicht produzierten Strom auch niemand eine Marktprämie. Da der grüne Strom bei der Abschaltung einfach verloren ist, wäre es aus übergeordneter Sicht sinnvoller, in bessere Speicher oder bessere Prognostizierbarkeit zu investieren.

Nicht für kleine Dächer

Wer kann die Marktprämie nutzen? Zunächst einmal alle, die für ihre Anlage einen Vergütungsanspruch haben sowie eine Viertelstunden-Leistungsmessung, die die aktuellen Erträge an den Direktvermarkter meldet. Eine gewisse Gesamtstrommenge ist ebenfalls wichtig. Die Stromhändler nehmen Anlagen, einzeln oder gebündelt, ab etwa 500 Kilowatt an. Bei kleineren Anlagen ist zum einen der Verwaltungsaufwand zu hoch, denn die Stromproduktion muss umgemeldet, prognostiziert, gemessen, verkauft und abgerechnet werden. Zum anderen ist auch der Einstieg zu teuer. Die Anlagemuss den viertelstündlichen Lastgangzähler, die Online-Datenübertragung und eventuell noch eine Bankgarantie refinanzieren.

Wer sich für die Vermarktung entscheidet, sollte das schnell tun. Denn zurzeit sind die Zusatzeinnahmen am höchsten. „Ich muss die Leute jetzt holen, damit ich die Mehrerlöse für die nächsten Jahre vorbereiten kann“, sagt Goldmann. Den Händlern geht es darum, möglichst viele Anlagen in einem virtuellen Kraftwerk zu vereinigen, denn dann wird die Prognose sicherer. Die Schwankungen werden kleiner, und es werden auch längerfristige Geschäfte an den Terminmärkten möglich. Darüber hinaus steigert es natürlich den Umsatz.

Für Neuanlagen ab dem 1. April gilt nach derzeitigem Stand der EEG-Novellierung: Wurden die vergütungsfähigen 90 Prozent eingespeist, verringert sich der Vergütungsanspruch für den Rest auf den monatlichen Marktmittelwert. Dafür wird also nur noch die Managementprämie ausgezahlt. Ist die Gesamtstrommenge im Marktprämienmodell, wird am Ende des Jahres die Aufteilung vorgenommen. „Manche Stromhändler befristen den Wechsel bis 2013, weil dann die Managementprämie sinkt“, sagt EEG-Rechtsexpertin Margarete von Oppen. Sie rät dazu, bei der Auswahl des Stromhändlers auf Sicherheiten zu achten. So könne eine Bankgarantie bei kleinen Firmen sinnvoll sein, um die Auszahlung der Erlöse zu garantieren. Auch ein schneller Wechsel zurück in die Einspeisevergütung sollte möglich sein. Strategisch sei die Auswahl eines unabhängigen, auf grüne Energie spezialisierten Händlers wünschenswert, argumentiert Goldmann. Das könne auf lange Sicht die Macht der Monopolisten schwächen. Wer allerdings nicht die notwendigen Strommengen produziert, um für Händler interessant zu sein, ist auf den Eigenverbrauch der nicht vergütungsfähigen Strommengen angewiesen.

Viele Pläne und Ideen

Platz für neue Ideen ist in der Rubrik „Sonstige Direktvermarktung“. Auf diesem Feld tummeln sich Anlagenbesitzer, die sich in den ersten beiden Möglichkeiten nicht wiederfinden können oder wollen. Hierfür ist zum Beispiel die Zehn-Kilowatt-Anlage auf der Lessing-Realschule in Gelsenkirchen angemeldet. Sie liefert für das regionale Ökostromprodukt der Stadtwerke in Gelsenkirchen, Bottrop und Gladbeck, ELEGmbH. „Wir versprechen den Kunden des ELE-Öko-Plus-Tarifs, dass sie 97 Prozent Windstrom und drei Prozent Photovoltaikstrom hier aus der Region bekommen. Und dafür brauchen wir Anlagen wie die auf der Lessingschule“, sagt der Leiter der Unternehmenskommunikation Peter Efing. „Falls der Ertrag unserer eigenen Anlagen nicht ausreicht, würden wir individuelle Vereinbarungen mit Anlagenbesitzern treffen.“ Abgesehen von diesen Spezialfällen sind sonstige Direktvermarktungsformen noch in der Planungsphase. „Es ist mühsam“, seufzt die EEG-Anwältin Margarete von Oppen. Ein Mandant interessiere sich für den Bau einer Freiflächenanlage, um damit seinen Bedarf an Gewerbestrom zu decken. „Um wettbewerbsfähige Stromkosten zu haben, muss die Photovoltaikanlage per Direktleitung ins Gewerbegebiet liefern. Dann fiele nur die EEG-Umlage an.“ Der Vertrag für so eine Konstellation müsste jedoch sehr langfristig geschlossen werden.Und eine absolute Preisgarantie bietet das nicht, denn der weitere Anstieg der EEG-Umlage ist absehbar.

Noch direkter als die Asselner Windkraft soll der Strom der Firma DZ-4 die Kunden erreichen. Tobias Schütt ist einer der Gründer des Start-ups. Er will noch in diesem Jahr zehn Einfamilienhäuser mit einer Solaranlage und einem Batteriespeicher im Keller ausrüsten. DZ-4 beliefere die Familien dann zu etwa 70 Prozent mit dem Strom vom eigenen Dach und kaufe den Rest zu. Die Firma fungiert als Energieversorger und kümmert sich um die technischen und finanziellen Aspekte. Somit muss sie für den zugekauften Stromanteil die Konzessionsabgabe und Netzentgelte zahlen. Sehr zum Ärger der Gründer wird für den Solarstromanteil die EEG-Umlage fällig. „Insgesamt werden wir zu Beginn 30 Prozent teurer sein als der bisherige Stromanbieter“, so Schütt. Doch das seien alles nur Vorbereitungen. Rechtlich sei alles heute realisierbar. „Das Geschäft geht richtig los, wenn die Speicherpreise fallen und die Strompreise weiter steigen“, versichert er. In den USA sei das Modell schon sehr erfolgreich. Dort ist kein Speicher nötig, weil es Net Metering gibt, ein Abrechnungsmodell, bei dem der Stromzähler rückwärts laufen kann.

„Der Preiskampf hat noch gar nicht richtig angefangen“, glaubt Gunter Huber, Energiesachverständiger und Gründer der Nbay-Energie in Ruhstorf bei Pocking. „Die Handwerker hatten bisher doch alle Hände voll zu tun.“ Er plant einen Solarpark an der A3 und will den Strom durch zwei Blockheizkraftwerke ergänzen. „Damit garantiere ich in meinem Bilanzkreis eine Belieferung mit eigenem Strom von sechs Uhr früh bis sechs Uhr abends von März bis Oktober. Im Winter kaufe ich ein Grundlastband zu.“ Die entstehende Wärme sollen Hotels aus Bad Füssing abnehmen, den Strom Gewerbetreibende, die sich an der Investition beteiligen. Das Ziel sei eine Genossenschaft, deren Erzeugerkosten unter zehn Cent pro Kilowattstunde liegen. Nach zehn Jahren soll die Rendite mindestens sechs Prozent betragen. Doch selbst wenn diese Rechnung aufgeht, wird die rechtliche Gestaltung des Gemeinschaftsprojektes noch heikel.

„Wer jetzt Anlagen plant, muss sich nach dem richten, was der Bundestag am 29. März beschlossen hat, selbst wenn das Gesetzgebungsverfahren noch nicht abgeschlossen ist“, rät von Oppen. Änderungen werde es allenfalls noch zugunsten der Branche geben und die Regeln gälten jedenfalls rückwirkend ab 1. April.

Noch keine Lösung für Reststrom

So interessant Direktvermarktung werden kann, sie bietet bislang keine erprobte und kostenneutrale Lösung für die 10 bis 20 Prozent Solarstrom, die Investoren von Dachanlagen demnächst eventuell übrig haben werden, je nachdem wie sich Bundesrat und Bundestag einigen werden. Am günstigsten ist es, anfallenden Reststrom selbst zu verbrauchen, denn vom Netzbetreiber gibt es dafür nur den mittleren monatlichen Marktwert, und im Eigenverbrauch ist die Einsparung bei den Haushaltsstromkosten deutlich höher. Das wird aus heutiger Sicht zu neuen Pacht- oder Leasingkonstellationen führen, die nur dazu dienen, eine Identität zwischen Erzeuger und Verbraucher herzustellen.

Politisch ist das Modell, einen Teil des Stroms nicht zu vergüten und damit den Eigenverbrauch zu favorisieren, jedoch umstritten. „Das ist kein Marktintegrationsmodell, das ist ein Marktintegrations-Verhinderungsmodell“, schimpft Daniel Hölder von Clean Energy Sourcing und argumentiert auf einer Linie mit Johannes Lackmann: „Die Vision vom autarken Eigenheim mit Speicher und E-Mobil bringt uns im Netz nicht weiter.“ Das alles sei viel zu teuer und beschädige eine wichtige Orientierung für Energieversorger: das Standardlastprofil für Haushalte. „Wenn schon die vergütungsfähige Strommenge gekürzt werden muss, dann an der richtigen Stelle“, sagt auch Goldmann. „30 Prozent nur bei den Großen“, empfiehlt er. Dann gäbe es 70 Prozent Sicherheit für die Finanzierer auf Basis einer festen, etwas höheren EEG-Vergütung und der Rest ginge über den Markt. Falls langfristig größere Mengen des nicht vergütungsfähigen Reststroms anfielen, wäre es möglich, diese als Ökostrom zu bündeln und über den Direktvertrieb etwas mehr als Marktpreis zu erzielen. Denn der umweltbewusste Verbraucher ist durchaus bereit, etwas höhere Preise für Grünstrom zu bezahlen. „Wichtig wäre dabei, den Einspeisevorrang dieses echt „grünen“ Stroms ohne EEG-Subvention von gesetzlicher Seite zu sichern“, so Goldmann weiter. Sonst würden Netzbetreiber bei Netzengpässen diesen Strom vor dem Graustrom abregeln, weil sie keine Entschädigung zahlen müssen.

Die Gesetzesänderungen und Diskussionen darüber haben also immerhin bewirkt, dass sich Stromhändler und Solaranlagenbetreiber darübeber nachdenken, wie der Solarstrom Abnehmer findet. Zusammen mit den fallenden Systemkosten wird er bald seine Stärken ausspielen. Der Händler wird dann, je nach den Bedürfnissen der Kunden, in allen Ligen mitspielen können, bei Grünstromprivileg, Marktprämie und sonstiger Vermarktung.