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Einspeisemanagement Teil 1

ee-technik-admin / Dienstag, der 21. Juli 2015

In diesem Blogbeitrag befassen wir uns mit einer zentralen Größe für die Erneuerbaren Energien. Die Rede ist vom sogenannten

„Einspeisemanagement“ und wir beschäftigen uns im Wesentlichen mit drei Fragen:

  • Was ist das Einspeisemanagement und wozu dient es?
  • Auf welchen rechtlichen Grundlagen beruht es?
  • Welche wirtschaftlichen Risiken sind mit dem Einspeisemanagement verbunden?

Was ist das Einspeisemanagement?

Die Bundesnetzagentur definiert in ihrem „Leitfaden EEG-Einspeisemanagement“: „Einspeisemanagement beschreibt die temporäre Reduzierung der Einspeiseleistung von Anlagen der Erneuerbaren Energien, KWK- und Grubengasanlagen. Gemäß § 14 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sind Netzbetreiber dazu berechtigt an ihr Netz angeschlossene Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien, Kraft-Wärme-Kopplung oder Grubengas zu regeln (sog. EEG-Einspeisemanagement).“

Diese vorgeschriebene und vom Netzbetreiber umgesetzte Abregelung greift immer dann wenn die erzeugte Wirkleistung der EEG-Anlagen die Nachfrage durch Verbraucher übersteigt beziehungsweise die erzeugte Wirkleistung die Kapazitätsgrenzen des Übertragungsnetzes der Netzbetreiber erreicht, Netzlasten stark schwanken und zusätzlich die Einspeisung fluktuiert. Dann müssen die Netzbetreiber die potenziellen Netzausfälle bedingt durch Betriebsmittelüberlastung sowie Spannungs- und Frequenzschwankungen, durch ihr Eingreifen in den Betrieb der EEG Erzeugungsanlagen verhindern (dazu mehr in unserem Blog EZA-Regler, Teil1, Grundlagen).

Das Einspeisemanagement dient also beispielsweise als Regulierungs-instrument in Gebieten, in denen noch keine ausreichenden Netzkapazitäten aufgebaut sind. Für die einzelnen Erzeugungseinheiten, seien es nun Windräder oder Solaranlagen, bedeutet das beispielsweise, dass Windkraftanlagen aus dem Wind gedreht werden oder der Wechselrichter bei Solaranlagen ausgeschaltet wird, wie es die Kollegen von Next Kraftwerke in ihrem Blogbeitrag zum Thema Einspeisemanagement veranschaulichen.

Die Abschaltung von Windenergieanlagen ist übrigens längst nicht so selten wie man vielleicht glauben mag. Schon 2010 hatte der Bundesverband WindEnergie eine entsprechende Studie in Auftrag gegeben. Sie hatte 2011 ergeben, dass die Abschaltungen durch Netzengpässe deutlich zugenommen haben (die Studie sprach damals von bis zu 69 Prozent); allein 2010 sollen dabei 150 Gigawattstunden Strom verloren gegangen sein. Dabei gab es Häufungen der „EinsMan“- oder „EisMan“ genannten Abschaltungen bei bestimmten Netzbetreibern.

Trotzdem sei angemerkt, dass die Netzbetreiber diese Maßnahme nur als letztmögliche wählen dürfen, wenn andere Optionen nicht mehr greifen. Dazu zählen beispielsweise Umschaltungen auf andere Teilbereiche eines Netzes, um den erwarteten Engpass zu umgehen. Zudem sehen die gesetzlichen Regelungen vor, dass die Netzbetreiber durchaus Einzelvereinbarungen je nach Marktlage und technischen Voraussetzungen bei den Anlagenbetreibern treffen können. Und: Es dürfen überhaupt nur Anlagen einer bestimmten Größe abgeregelt werden.

Rechtliche Grundlagen – Rechte und Pflichten

Beim Einspeisemanagement kommen naturgemäß eine ganze Reihe von Paragraphen des EEG und der Technischen Richtlinien zum Tragen.

Grundsätzlich greifen die Netzbetreiber über eine Prozessdatenschnittstelle direkt auf eine Anlage zu, die entsprechenden technischen Voraussetzungen dazu muss der Anlagenbetreiber gemäß §6 des Erneuerbare Energien Gesetz schaffen.

§6 EEG:

Der Anlagenbetreiber muss selbst die technischen Voraussetzungen schaffen, um dem Netzbetreiber einen potenziellen Zugriff auf die jeweilige Anlage zu gewähren. So heißt es auf den Seiten der Bundesnetzagentur: „Die technischen Einrichtungen nach § 6 Abs. 1 und Abs. 2 EEG ermöglichen bei Netzengpässen dem Netzbetreiber anlagenseitig die Durchführung von Einspeisemanagement-Maßnahmen nach § 11 Abs. 1 EEG (i. V. m. § 13 Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz).“

Abregeln dürfen die Netzbetreiber aber nur, wenn es nicht anders geht und auch nicht alle Anlagen, sondern nur die ab einer bestimmten Größe.

Das ist in §11 des novellierten EEG geregelt: Abgeschaltet werden dürfen nämlich nur Anlagen, die mehr als 100kW Strom produzieren. Mit zahlreichen Diskussionen verbunden hat sich das im EEG Stand 2012 insbesondere für Solaranlagen geändert. Denn inzwischen betrifft die Regelung dort alle Anlagen, die mehr als 30kW Strom produzieren. Diesen sogenannten „mittelgroßen Photovoltaikanlagen“ hatte man allerdings bis Ende 2013 noch eine Übergangsfrist eingeräumt, um die erforderlichen technischen Komponenten nachzurüsten.

Insgesamt ist die Novellierung des EEG 2012 nicht nur in den Medien oftmals als zwar notwendig, aber letzten Endes zu kompliziert bewertet worden.

Gerade zum Einspeisemanagement und zur Vermarktung hat es zahlreiche Neuerungen gegeben. So schrieb damals Uwe Manzke, freier Journalist, in Energy 2.0: „Mehr als deutlich wurde in Berlin der hohe Klärungsbedarf bei der Umsetzung des EEG. So stehen beispielsweise Lösungen zu Messhoheit und Kostenträgerschaft, Informationspflichtverteilung, Inbetriebnahme-Datum oder auch Abschaltregularien noch aus.“ (…)

Und weiter: „Bei allen erneuerbaren Energien gilt das künftige Einspeisemanagement als Prüfstein wirksamer und versorgungssicherer Netzgestaltung. (…)“

(Quelle: http://www.energy20.net/pi/index.php?StoryID=317&articleID=199667)

Mit der Neuregelung sind Chancen, aber auch konkret monetäre Risiken für die Anlagenbetreiber verbunden. Und damit sind wir bei der dritten unserer Fragen zum Thema Einspeisemanagement angekommen, nämlich wo die wirtschaftlichen Risiken liegen.

Potenzielle wirtschaftliche Risiken für Anlagenbetreiber

Sind die Voraussetzungen geschaffen, um eine Anlage gemäß der Definition in §11 des EEG abregeln zu können, muss der Netzbetreiber die betroffenen Anlagenbetreiber zunächst darüber informieren.

Danach ist beispielsweise der Betreiber einer Windkraftanlage gezwungen die Stromproduktion abzuregeln oder die Anlage sogar komplett abzuschalten. Aufgrund des damit verbundenen enormen wirtschaftlichen Risikos hat der Gesetzgeber hier mit der Entschädigungspflicht nach §12 EEG Abhilfe geschaffen. Betreiber erhalten (anders als im Energiewirtschaftsgesetz definiert) in diesem Falle 95 Prozent der entgangenen Einnahmen plus der zusätzlich zu tätigenden Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen.

Was sich im Gesetzestext so klar im Sinne einer gesamtschuldnerischen Haftung liest landet aber nicht selten dann doch bei der Clearingstelle EEG oder/und vor einem der diversen OLGs.

Der Grund: In der konkreten Einzelfallauslegung ist längst nicht so klar wer und unter welchen Voraussetzungen genau die Härtefallregelung für sich in Anspruch nehmen kann. Außerdem lässt sich schwerlich damit kalkulieren, wann genau ein Netzbetreiber die fällig werdende Ausfallvergütung auszahlt.

Interessant wird das Ganze auch mit Blick auf die zu erzielenden Preise an den Strombörsen (vor und nach der Novelle des EEG im Jahr 2012). Mit dem Thema Stromhandel beschäftigen wir uns in einem unserer nächsten Blogeinträge.

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