Operation Direktvermarktung – Die eigene PV-Anlage als Goldesel?

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Meinen PV-√úberschuss auf Basis der „popeligen“ Einspeiseverg√ľtung nicht stumpf und unkontrolliert ins Netz zu schieben, sondern dynamisch zum schwankenden B√∂rsenstrompreis inkl. optimierter Integration des Hausspeichers netzdiendlich exakt dann bereitzustellen, wenn der Ertrag am h√∂chsten ist, war insgeheim immer schon meine Traumvorstellung. Sicher nicht f√ľr jeden Anlagenbetreiber interessant, erstrebenswert oder gar technisch realisierbar, aber sp√§testens aufgrund der seit Monaten immer absurderen B√∂rsenstrompreise von teils √ľber 80 Ct/kWh k√∂nnte das Thema doch auch f√ľr kleinere Anlagen – wie meine eben – interessant werden. Oder etwa doch nicht?

Um dieser Frage auf den Grund zu gehen, habe ich mich mittlerweile recht intensiv mit dem Thema Direktvermarktung auseinandergesetzt, um die entscheidenen Marktmechanismen zu verstehen und insbesondere auch die technische Seite zu durchleuchten, die zwingend notwendig ist, um den eigens erzeugten PV-Überschussstrom per Direktvermarkter an der Strombörse verhökern zu können.

Alle meine gewonnenen Erkenntnisse findet ihr – teils in epischer Breite, sorry daf√ľr – in nachfolgendem XXL-Blogpost niedergeschrieben. Wer also Lust hat seinen energiewirtschaftlichen und anlagentechnischen Horizont zu erweitern und einige Minuten Zeit mitbringt, darf gerne weiterlesen. Alle anderen, die bspw. nur eine Antwort auf die Frage suchen, ob der Strompreis irgendwann auch mal wieder sinkt, selbstverst√§ndlich auch…

Vorab: Um sich als Leser ein differenziertes Bild der derzeitig stark volatilen Marktlage machen zu k√∂nnen, die vermutlich bald bereits regulatorischen Anpassungen unterworfen sein wird, empfehle ich den Artibel bis ganz ganz ganz zum Ende zu lesen. Insbesondere den „letzten Absatz“, der die aktuellsten Entwicklungen und deren Konsequenzen aufzeigt.

Was hat es mit der Direktvermarktung √ľberhaupt auf sich?

Bei der Direktvermarktung erh√§lt man nicht nur die „l√§ppische“ Einspeiseverg√ľtung von meist unter 10 Ct/kWh (bei mir 9 Ct/kWh, aktuelle Neuanlagen um die 8 Ct/kWh), sondern – vereinfacht gesagt – je nach Direktvermarkter (DV) ann√§hernd den aktuellen B√∂rsenpreis („Martkwert PV“ – Quelle: netztransparenz.de) – genauer gesagt den Day-Ahead-Strompreis, der bspw. die letzten 90 Tage im Schnitt bei 34,66 Ct/kWh lag. Verr√ľckt! Dieser berechnete Durchschnittwert wird in nachfolgender Grafik √ľbrigens gaaaanz unten rechts ausgewiesen.

Alleine im Juli 2022 h√§tte ich f√ľr meine ins Stromnetz eingespeisten knapp 4 MWh so nicht „nur“ 350 Euro Einspeiseverg√ľtung erhalten, sondern rechnerisch grob um 1.000 Euro (bei einem verg√ľteten mittleren Bezugswert von „nur“ 25 Ct/kWh) – bei geschickter Integration des Hausspeichers zwecks zeitlicher Verschiebung der Einspeisung vermutlich sogar noch weitaus mehr.

Das l√§sst sich nat√ľrlich nicht auf das gesamte Jahr linear hochskalieren, da die Sonne im Winter nat√ľrlich viel weniger scheint, der Marktpreis auch weit nach unten schwanken kann und zudem √ľber den Tag betrachtet extremen volatil ist, aber dennoch besteht zumindest derzeit ein enormes Potenzial – insbesondere wenn man die Einspeisung geschickt √ľber die Nutzung eines gro√ü dimensionierten Hausspeichers in die besonders ertragreichen Abend- und Nachtstunden herausz√∂gern kann. Denn hier waren bspw. die letzten Monate – wie man aus obiger Grafik entnehmen kann – zeitweise bis zu √ľber 80 Ct/kWh m√∂glich.

Hat Direktvermarktung monetär gesehen nur Vorteile?

Bei der Direktvermarktung gibt es ein zentrales Instrument, welches verhindert, dass der Anlagebetreiber selbst bei einem konstant negativen Strompreis im Vergleich zur normalen Einspeiseverg√ľtung Verluste macht.

Daf√ľr ist das sogenannte Marktpr√§mienmodell verantwortlich, wodurch quasi eine Art Mindestverg√ľtung garantiert wird, sodass man mindestens einen √§hnlichen Betrag im Vergleich zur regul√§ren Einspeiseverg√ľtung erh√§lt – in meinem konkreten Fall sogar noch ein bisschen mehr.

Klingt crazy, ist aber so und soll als Anreiz da sein den eigenen PV-Strom an der Stromb√∂rse – heisst im europ√§ischen Raum √ľbrigens EEX – per Direktvermarktung anzubieten, was letztendlich sogar noch das Stromnetz stabilisiert. Am Ende des Artikels dazu dann noch etwas mehr.

Aber erstmal einige Begrifflichkeiten zum Thema Direktvermarktung und deren Erklärung:

Marktwert + Marktprämie = Anzulegender Wert

Der Marktwert ist quasi der gemittelte B√∂rsenstrompreis √ľber einen Monat betrachtet. Dieser ist ganz vereinfacht gesagt √ľber den Zeitverlauf gesehen ziemlich identisch mit dem Day-Ahead-Strompreis, auf dessen Grundlage dem Anlagenbetreiber vom Direktvermarkter – zumindest bei dem von mir derzeitig pr√§ferierten – die eingespeiste Strommenge auf „Stundenbasis“ verg√ľtet wird. Der gegen Mittag ermittelte Day-Ahead-Strompreis legt dann die einzelnen Stundenpreise f√ľr den kompletten kommenden Tag fest. Fein s√§uberlich in einzelne 24 Stundenh√§ppchen gehackt, wie man in nachfolgender Grafik durch die gezackte weisse Linie ganz gut erkennen kann.

Die gelb gestrichelte Linie zeigt dabei √ľbrigens die optisch fast komplett gegenl√§ufige PV-Prognosekurve des Folgetags – bezogen auf meine PV-Anlage. Die Werte davon stammen aus dem extrem genialen Service namens solcast (externer Link), welcher die Vorschau nicht nur auf Basis von Wetterprognosen anhand meines Standorts und der Anlagengr√∂√üe erzeugt, sondern den Algorithmus dar√ľber hinaus KI-technisch laufend auf Grundlage realer Vergangenheitswerte meiner Anlage aufbohrt. Aber bereits zu viel abgeschweift…

Die Marktpr√§mie ist die vom Netzbetreiber an den Anlagenbetreiber ausgezahlte „Ausgleichszahlung“ f√ľr den Fall, dass der aufs Monat gemittelte Marktwert – erstmal vereinfacht gesagt – unterhalb der normalen EEG-Einspeiseverg√ľtung (plus einen Minibonus – dazu sp√§ter mehr) liegt.

Der Anlagenbetreiber erh√§lt dann quasi mindestens den anzulegenden Wert ausbezahlt. Bei hohen B√∂rsenpreisen eben den Marktwert ausschlie√ülich vom Direktvermarkter, bei niedrigen B√∂rsenpreisen erg√§nzt um die „Ausgleichszahlung“ aka Marktpr√§mie vom Netzbetreiber.

Was bedeutet das dann bspw. f√ľr meine PV-Anlage?

Erstmal sucht man die passenden Verg√ľtungss√§tze aus dem offiziellen „Verg√ľtungskatalog“ (Quelle) heraus, in dem alle denkbaren Erzeugungsanlagen seit gef√ľhlten Jahrhunderten vermerkt sind.

Da meine Anlage (Kategorie Solar/Gebäude) im Juni 2020 ans Netz gegangen ist, springe ich entsprechend im oben verlinken Dokument schnell mal in die Zeilen 5307 und 5308:

SgK4820–Jun20 – solar/geb√§ude 0-10kW

  • Einspeiseverg√ľtung in Ct/kWh: 9,17
  • Anzulegender Wert in Ct/kWh: 9,57

SgK4821–Jun20 – solar/geb√§ude 10-40kW

  • Einspeiseverg√ľtung in Ct/kWh: 8,91
  • Anzulegender Wert in Ct/kWh: 9,31

Da meine Anlage 24,63kWp (√ľber 10kWp) gro√ü ist, muss ich zur Berechnung zwei Werte ber√ľcksichtigen. F√ľr die ersten 10kWp erhalte ich bei der „stinknormalen“ EEG-Einspeiseverg√ľtung 9,17 Ct/kWh, f√ľr die n√§chsten 14,63kWp dann nur noch 8,91 Ct/kWh. Als „Mischverg√ľtung“ komme ich dann auf 9,01 Ct/kWh – berechnet aus: (10*9,17+14,63*8,91)/24,63

Sobald meine Anlage dann in der Direktvermarktung ist, habe ich kein Anrecht mehr auf die Einspeiseverg√ľtung, sondern stattdessen auf den angesprochenen „Anzulegenden Wert„. Also f√ľr die ersten 10kWp 9,57 Ct/kWh und f√ľr die restlichen 14,63kWp 9,31 Ct/kWh -> Gemittelt sind das dann analog zur obigen Berechnung 9,41 Ct/kWh. Das ist dann quasi die garantierte Verg√ľtung, auch wenn der Marktwert im Monatsmittel darunter liegt und dann wird eben durch den Netzbetreiber dynamisch „aufgestockt“.

Also liegt der anzulegende Wert (Direktvermarktung) sogar 0,4 Ct/kWh √ľber der Einspeiseverg√ľtung (normale EEG-Verg√ľtung). Aber wie oben bereits kurz angeprochen – der Direktvermarkter, der meine Anlage an die B√∂rse bringt, stellt seine Dienstleistung auch nicht f√ľr lau bereit und verlangt nat√ľrlich eine gewisse Provision, sodass dieses Plus schnell wegschmilzt. Im Nachfolgenden Fall sind das knapp 10 Euro/Monat an DV-Kosten, zu der nochmal eine einmalige Einrichtungsgeb√ľhr von derzeit 180 Euro hinzukommt.

Ich rechne mit einer j√§hrlichen Einspeisung von bis zu 20 MWh. Da ich im Worst-Case-Fall (B√∂rsenpreise dauerhaft im Keller) bei der Direktvermarktung immer 0,4 Ct/kWh mehr bekomme als bei der bisher in Anspruch genommenen Einspeiseverg√ľtung, w√§re das ein Plus von 80 ‚ā¨/Jahr. Bleiben rechnerisch also nur noch 40‚ā¨/Jahr Mehrausgaben, um den Direktvermarkter zu bezahlen – die Einrichtungsgeb√ľhr einmal aussen vor.

Wie komme ich mit meiner Anlage √ľberhaupt in die Direktvermarktung?

Spannend ist, dass alle PV-Anlagen √ľber 100kWp seit 2017 bereits in die Direktvermarktung M√úSSEN, f√ľr alle kleineren Anlagen wurde eben erstmal ein einfacherer Weg √ľber die „EEG-Pauschalverg√ľtung“ gew√§hlt. Das hat meiner Ansicht nach insbesondere technische und teilweise auch monet√§re Gr√ľnde – dazu kommen wir gleich noch detaillierter. Man darf aber nat√ľrlich auch mit kleineren Anlagen in die Direktvermarktung (DV), sofern ein passender Direktvermarkter die Anlage auch tats√§chlich vermarktet. Genial, dass es jetzt Direktvermarkter gibt, deren Prozesse so weit automatisiert und anfallende „Transaktionskosten“ minimiert wurden, sodass sie eben auch kleinere PV-Anlagen vermarkten k√∂nnen.

Bei der Direktvermarktung hat der Anlagenbetreiber nach EEG 2021 § 10b (externer Link) auch einige Pflichten, die bei den Stadtwerke Schwäbisch Hall (externer Link) Рmein Netzbetreiber Рganz gut zusammengefasst sind und auf die ich nachfolgend auch noch detaillierter eingehe.

Mein derzeitig pr√§ferierter Direktvermarkter f√ľr Kleinanlagen ist dabei interconnector.de (EnBW-Tochter). Insbesondere deswegen, weil Matthias Ulrichs – fleissiger Blogleser/-kommentierer und absoluter Tech-Experte, mit dem ich mich aktuell auch intensiv austausche – die notwendige technische Integration bereits vorbereitet und den Anbieter selbst in K√ľrze mit seiner 17kWp PV-Anlage soft- und hardwareseitig „verheiratet“. Durch sein Knowhow hoffe ich auch meine Anlage mit vertretbarem Aufwand „DV-ready“ machen zu k√∂nnen. Howto-Anleitungen k√∂nnten in diesem Kontext folgen…

Kurzer Spoiler: Dabei hat man als Anlagenbetreiber die M√∂glichkeit die relevante Datenkommunikation √ľber integrasun.de (wiederum technischer Dienstleister von interconnector) abzuwickeln, welcher sehr flexibel und fast schon auf DIY-Anlagen zugeschnitten ist. So l√§sst sich die Kommunikation per OpenVPN und Modbus realisieren, was bei geschickter softwareseitiger Implementierung nichtmal zus√§tzliche Hardware voraussetzt – sofern man bspw. wie ich eh bereits einen Raspberry Pi mit Venus OS (Stichwort Victron-ESS) einsetzt, wor√ľber ich seit gef√ľhlt zig Monaten blogge. -> Blogserie Batteriespeicher

Welchen Z√§hler brauche ich f√ľr die Direktvermarktung?

Auch wenn derzeit bereits Pilotprojekte – z.B. hier (externer Link) – existieren, um das f√ľr PV-Anlagen √ľber 7kWp eigentlich ohnehin bereits vorgeschriebene „Intelligente Messsystem“ – abgek√ľrzt iMsys – auch f√ľr die Direktvermarktung nutzbar zu machen, muss man zumindest aktuell noch seinen konventionellen (Zweirichtungs-)Z√§hler gegen einen sogenannten RLM-Z√§hler mit „Registrierender Leistungsmessung“ tauschen. Das iMsys bestehend dann √ľbrigens aus Smart Meter Gateway (SMG) plus Messeinrichtung – aber nur soviel am Rande.

Das Entscheidende bei der RLM ist dabei, dass dieser Z√§hlertyp den Leistungsmittelwert pro Messperiode (bei Strom gew√∂hnlich 15 Minuten) ermitteln und √ľber passende Datenschnittstellen (z.B. eingebautes UMTS-Modem oder LAN-Anschluss per heimischem Internetrouter) zum Netzbetreiber (oder zum Direktvermarkter oder zu beiden?) √ľbermittelt. Und das ist entscheidend, da der Direktvermarkter seine Verg√ľtung f√ľr den Anlagenbetreiber jede Stunde dynamisch auf Basis des einen Tag vorher gegen Mittag festgelegten Day-Ahead-B√∂rsenpreises anpasst. Auf diese Weise kann ermittelt und insbesondere auch √ľbermittelt werden, wieviel abrechnungsrelevante kWh zu welcher Stunde genau eingespeist wurden.

Wo kann ich den Day-Ahead Börsenstrompreis einsehen?

Der Day-Ahead-B√∂rsenstrompreis l√§sst sich recht einfach √ľber die √∂ffentliche API von Awattar (externer Link) abfragen. T√§glich um Punkt 14 Uhr k√∂nnen dabei alle fixierten Day-Ahead-B√∂rsenstrompreise (also die vorhergesagten st√ľndlichen Marktpreise des nachfolgenden Tages) eingesehen und nat√ľrlich auch zur weiteren Verarbeitung oder Visualisierung heruntergeladen werden – mit den auf der verlinkten Seite angegebenen Parametern sogar beliebige Vergangenheitswerte.

So habe ich bspw. mal das aktuelle Jahr √ľber NodeRED (Howto: Preise von aWATTar abfragen (externer Link)) heruntergeladen, in eine InfluxDB gepackt und mit Grafana visualisiert – und meine realen PV-Produktionswerte dar√ľbergelegt (nicht sehr aussagekr√§ftig in dieser Skala, aber who cares):

Was kostet ein solcher RLM-Zähler?

Der ben√∂tigte RLM-Z√§hler kostet dabei erstmal richtig Asche – kommt ja auch aus der Anlagenwelt >100kWp. Bei meinem Netzbetreiber w√ľrde ein solcher Z√§hler bspw. j√§hrlich um die 365‚ā¨ kosten (Quelle). Zumindest fallen daf√ľr dann die Kosten f√ľr den bisherigen Zweirichtungsz√§hler (knapp 60‚ā¨/Jahr) weg.

Wer m√∂chte, kann sich aber mittlerweile in Deutschland auch f√ľr einen alternativen Messstellenbetreiber entscheiden (zu den Marktrollen sp√§ter nochmal eine kleine √úbersicht). Ein bekannter und auch g√ľnstiger Anbieter ist Discovergy (externer Link), der aber anscheinend aktuell keine neuen Z√§hler bis auf absehbare Zeit installiert bekommt. Wer hier einen Tipp f√ľr einen alternativen Anbieter f√ľr mich hat: Immer her damit! -> Bitte die Kommentarfunktion nutzen.

Zur Not werde ich eben in den saueren Apfel bei√üen und es bei meinem Netzbetreiber versuchen, evtl. geht das dann zumindest recht zeitnah. Wobei…

Ein relevanter Tipp dazu von meinem EEG-Profi Ralf, der generell ein Profi in Sachen Energiewirtschaft, beruflich f√ľr EEG-Verg√ľtungen zust√§ndig und zudem noch gl√ľcklicherweise mein privater Berater in Sachen Direktvermarktung ist:

Es dauert wohl aufgrund bestimmter Abrechnungsthematiken mindestens schon mal sechs Wochen, bis der Messstellenbetreiber einen bestehenden SLP-Z√§hler (Standardlastprofil) – wie in meinem Fall ein Zweirichtungsz√§hler, der gleichzeitig die PV-Einspeisung und den Netzbezug misst – gegen einen RLM-Z√§hler tauschen kann, da er das beim Netzbetreiber anmelden muss und hier eben die besagte Sechswochenfrist greift. Deshalb muss ich jetzt auch sehen, dass ich dieses Thema zeitnah als erstes eint√ľten kann und einen passenden Messstellenbetreiber finde. Zur Not eben direkt mein Netzbetreiber, der gleichzeitig auch mein Messstellenbetreiber sein kann, jedoch nicht muss – dazu gleich noch mehr.

Wann darf der Direktvermarkter meine Anlage drosseln?

Der Direktvermarkter ist also permanent per VPN-Verbindung mit der heimischen PV-Anlage bzw. dessen Steuerungsmanagement verbunden, kann die aktuelle Einspeiseleistung per Modbus-Schnittstelle abrufen und im Bedarfsdall auch die Einspeisung drosseln.

Das hat mit dem dynamisch schwankenden B√∂rsenpreis zu tun. Und wenn es – kurzgesagt – finanziell schlecht f√ľr den Direktvermarkter w√§re, den Strom aus meiner gerade volle Lotte einspeisenden Erzeugungsanlage an der B√∂rse zu verkaufen, drosselt er „ferngesteuert“ eben kurzerhand meine Einspeiseleistung. Mein Energiemanagement hat dann bis zu einer Minute Zeit die Vorgabe umzusetzen, immerhin.

Cool, wenn man als Anlagenbetreiber dann in diesem Moment auf einen Batteriespeicher mit gen√ľgend freier Kapazit√§t und Ladeleistung zur√ľckgreifen kann, der die √ľbersch√ľssige Energie dann aufnehmen und zu einem geeigneten sp√§teren Zeitpunkt erst ins Stromnetz einspeisen kann. Ohne Batteriespeicher bzw. dynamisch zuschaltbarer Verbraucher (z.B. W√§rmepumpe oder E-Fahrzeug) w√ľrde die Produktion sonst √ľber den PV-Wechselrichter technisch √ľber eine „ineffiziente Verschiebung des MPPT“ gedrosselt werden und die √ľbersch√ľssige Energie „verpuffen“ (sch√∂n untechnisch ausgedr√ľckt). Und das w√§re eigentlich ja extrem schade. Werden ja schon genug erneuerbare Energiequellen, wie Windr√§der, tempor√§r gedrosselt oder abgeschaltet aufgrund fehlender lokaler Speicherm√∂glichkeiten oder weil die √úberlandleitungen nicht genug Kapazit√§t daf√ľr haben.

Kosten durch weitere Fernsteuerungsgadgets?

Das war fernsteuerungstechnisch aber noch nicht alles. Jetzt k√∂nnte man denken: „Hey, easy, die Datenschnittstelle ist installiert, der Direktvermarkter kann steuern und da kann sich gerne auch noch der Netzbetreiber aufschalten, um im Falle einer Netzst√∂rung meine Anlage herunterzuregeln“. √Ąh falsch gedacht – denn hier befindet man sich steuerungstechnisch eher in die zweite H√§lfte des 19. Jahrhunderts zur√ľckversetzt.

Vielleicht ist hier irgendwann mal eine Besserung in Sicht im Kontext des Smart Meter Gateway (SMB). Mehr Infos dazu auf der Seite des BSI (externer Link). Aber dieses „Projekt“ zieht sich schon seit Jahren und bis auf Pilotprojekte ist hier noch nichts umgesetzt. Wie es aussieht, hat hier auch der Gesetzgeber an einigen Stellen geschlampt hinsichtlich sicherheitstechnischer Vorgaben und deshalb kann man wohl noch l√§nger auf dieses Zukunftskonzept bzgl. „Dreh- und Angelpunkt des intelligenten Messsystems“ (vgl. Link oben) warten.

Bis dahin muss also nach EGG 2021 ¬ß 9 (externer Link) weiterhin ein Rundsteuerempf√§nger nachger√ľstet werden. In meinem Fall kostet dieser Funkrundsteuerempf√§nger (FRE) dann bei den lokalen Stadtwerken knappe 450‚ā¨ (externe Link) zzgl. Installation durch meinen Elektriker. Ich habe mir mal den Spa√ü gemacht und das ben√∂tigte Steuerelement namens „Langmatz EK 893“ gegoogelt und eine Installationsanleitung bei den Stadtwerken Bayreuth (externer Link) gefunden. Wer lange schon nicht mehr lachen konnte und es wieder einmal probieren m√∂chte, springt einfach mal auf Seite 6/9 und zieht sich das Howto zur Antenneneinrichtung rein. Das sagt dann alles √ľber den technischen Stand. Aber immerin sind dann vermutlich keine fancy Mikrochips verbaut, die aktuell ja Mangelware sind.

Also insgesamt eine klobige Kiste, die √ľber Funksignale vom Netzbetreiber dazu bewegt werden kann kleine Relais auszul√∂sen. Dieser Kontaktschluss ist dann – korrekt verdrahtet – das Signal f√ľr den PV-Wechselrichter seine Leistung zu drosseln. In der einfachsten Variante gibt es nur einen Kontakt, der die Leistung auf 0% reduziert. In der „advanced“ Variante dann bis zu vier Kontakte, die zus√§tzlich „dynamische“ Zwischendrosselungsstufen von 60% und 30% anfahren k√∂nnen.

Jedenfalls scheint man das rie√üige Langmatz-Monster im E-Schrank verbauen zu m√ľssen. Ich bin mal gespannt, wo bzw. ob hier noch Platz freigeschaufelt werden kann. Aber wird schon klappen. Mein SolarEdge Wechselrichter sollte sich jedenfalls √ľber potenzialfreie Relais ansteuern lassen – hatte ich bei der Installation vor √ľber zwei Jahren glaube ich schon mal irgendwo angelesen.

Kleines Zwischenupdate vom Thema Rundsteuerempf√§nger: Nach telefonischer R√ľcksprache mit dem sehr netten Sachberarbeiters meines Netzbetreibers ist es so, dass ich einen sogenannten Tonfrequenzrundsteuerempf√§nger (TRE und nicht FRE wie vorher gedacht) ben√∂tige, da ich mich nahe genug am „zentralen Versorgungspunkt“ befinde. Dort wird eine Tonfrequenz von 210Hz ins Niederspannungsnetz aufmoduliert (eine Art von PWM), √ľber welche der Rundsteuerempf√§nger direkt gesteuert wird – also komplett ohne externe Antenne. √úber diese Frequenz wird dann √ľber definierte Steuerbefehle bspw. auch die Stra√üenbeleuchtung gesteuert. Ein absolut spannendes Thema finde ich. Oldschool und dennoch absolut funktional. Auf √§hnliche Weise moduliert ja bspw. auch SolarEdge das f√ľr die Synchronisation der Leistungsoptimierer notwendige Datensignal auf die vorhandene DC-Stringleitung auf – ohne jeden weiteren fehleranf√§lligen Funkkram.

Marktrollen und Teilnehmer am Strommarkt

Nat√ľrlich gibt es noch viel mehr Teilnehmer als die Folgenden, aber erstmal nur alle relevanten Marktrollen im Kontext der angestrebten Direktvermarktung und deren Zust√§ndigkeiten:

Anlagenbetreiber: Er (als du oder ich) meldet eine neue Erzeugungsanlage – im privaten Sektor fast ausschlie√ülich Photovoltaik – beim Netzbetreiber an. Aktuell werden weitestgehend √úberschusseinspeiseanlagen angemeldet, da man den produzierten Strom dann in erster Linie selbst verbrauchen und somit seine Strombezugskosten senken kann. Der PV-√úberschuss wird dann ins Stromnetz eingespeist und der Anlagebetreiber erh√§lt daf√ľr dann gew√∂hnlich die – immer weiter sinkende und viel diskutierte – EEG-Einspeiseverg√ľtung vom Netzbetreiber, die immerhin seit dem „Osterpaket“ f√ľr alle ab dem 01.08.2022 in Betrieb genommenen Neuanlagen wieder etwas gestiegen ist. Es sei denn er meldet seine Anlage direkt oder auch sp√§ter (wie in meienem Fall) zur Direktvermarktung an.

Netzbetreiber: Er ist „physisch“ f√ľr den Betrieb des lokalen Stromnetzes bis zum heimischen Stromkasten zust√§ndig. In Deutschland gibt es mittlerweile ein Wirrwarr aus absolut unterschiedlich gro√üen Netzbetreibern, genauer gesagt auch Verteilnetzbetreiber (VNB) genannt, die zum Teil nur f√ľr ein „Kaff“ und teilweise gef√ľhlt schon f√ľr ein ganzes Bundesland zust√§ndig sind. Der Netzbetreiber hat verschiedene Pflichten und muss bspw. pr√ľfen, ob eine PV-Anlage √ľberhaupt „leistungstechnisch“ an einem bestimmten Einspeisepunkt an das Stromnetz angeschlossen werden darf. Er kann die Erzeugungsanlage bspw. im Falle einer Netzst√∂rung (√úberlast, etc.) √ľber einen Funkrundsteuerempf√§nger herunterregeln oder auch abschalten. Sofern die angemeldete PV-Anlage die normale Einspeiseverg√ľtung erh√§lt und kleiner 25kWp ist (zumindest is das aktuell noch so), besteht jedoch keine Pflicht eine solche Fernsteuerung einzubauen.

Messstellenbetreiber: Dieser k√ľmmert sich quasi nur um den Stromz√§hler, der im heimischen Veteilerkasten installiert wird. Dazu geh√∂ren sowohl Installation, Betrieb und eben auch Wartung. Er √ľbernimmt sich auch um die √úbermittlung der relevanten Z√§hlerwerte an den Netzbetreiber – z.B. ganz bequem per eingebauter UMTS-Karte, was dann jedoch Extrakosten bedeutet. Netzbetreiber und Messstellenbetreiber k√∂nnen ein und dasselbe Unternehmen sein, m√ľssen es aber nicht.

Mögliche Entwicklungen am Strommarkt

Hier mal ein Einwurf von Ralf (der Ralf von oben), der mit diesen EEG-Themen täglich zu tun und zudem intensiv bei diesem Blogpost mitgewirkt hat:

„Evtl. kommen da aber noch politische Reglementierungen. In der Merit Order haben EE Anlagen 0‚ā¨ Grenzkosten. Und jeder bekommt den Preis vom teuersten (Gas-)Kraftwerk. Das treibt die Preise sehr krass nach oben, w√§hrend PV-Anlagenbetreiber aktuell einen Haufen Geld verdienen, obwohl die Anlage mal so kalkuliert wurde, dass sie mit dem ‚anzulegenden Wert‘ wirtschaftlich ist. Es ist nicht gewollt, dass Energie f√ľr alle so teuer wird und kaum bezahlbar.“

Welche Kosten kommen bei der Direktvermarktung auf mich zu?

Der Aufwand erstmal alles „ans Laufen“ zu bekommen, erscheint nat√ľrlich enorm. Alleine die hier ver√∂ffentlichten Infos geb√ľndelt zusammenzutragen und die Grundzusammenh√§nge und Marktmechanismen selbst einmal einigerma√üen zu verstehen, haben bereits viel Zeit gekostet – inkl. intensiver Konsultation von Ralf und Matthias, die mir sehr viele Antworten auf meine Unmengen an Fragen liefern konnten. Tausend Dank nochmal an dieser Stelle!

In meinem Fall belaufen sich die initialen Kosten auf grob 700-800‚ā¨ f√ľr Beschaffung und Installation des ben√∂tigen Funkrundsteuerempf√§ngers samt DV-Einrichtungsgeb√ľhr und Z√§hlerwechsel. Hinzu kommen dann die laufenden Mehrkosten in H√∂he von knapp √ľber 400‚ā¨/Jahr f√ľr DV und RLM-Z√§hlermiete.

Kosten, die ich f√ľr einigerma√üen √ľberschaubar halte, insbesondere im Kontet der aktuell hohen Energiepreise, sodass eine Amortisation nicht lange dauern muss. Voraussetzung ist nat√ľrlich die Preise fallen nicht extremst und meine noch zu bauende Regelungslogik schafft es, das Batteriespeichersystem effizient einzusetzen, um verst√§rkt dann Strom ins Netz zu schieben, wenn die Preise am h√∂chsten sind. Denn der Strompreis schwankt √ľber den Tagesverlauf teilweise √ľber 40 Ct/kWh, wie man in nachfolgender Grafik gut herauslesen kann.

Ich habe hier zwar noch keine Erfahrungswerte, aber alleine anhand der oben gezeigten Abbildung erkennt man ganz gut, dass man eher nicht tags√ľber, sondern besser nachts einspeisen sollte, um einen hohen Preis zu realisieren – die Kurven f√ľr die PV-Produktion und der Day-Ahead-Marktpreis sind dabei weitestehend gegenl√§ufig.

Ein Batteriespeicher mit nur 10kWh ist da im Grunde witzlos, da man hier kaum auf „Masse“ kommt. Mein Speicher hat aktuell 40kWh, was aber vermutlich auch noch zu wenig ist. Ich werde erstmal etwas Erfahrung sammeln und mit den Werten spielen und sp√§ter evtl. sogar nochmal Speicher und Batterieinverter upgraden, um einerseits mehr Speicherkapazit√§t und andererseits mehr Ein- und Ausspeiseleistung vorhalten zu k√∂nnen. DIY sei Dank – und ich m√∂chte meinen Lesern nat√ľrlich auch zeigen, welches Potenzial in der Thematik steckt. Dar√ľber hinaus bin ich eigentlich auch ein viel zu gro√ües Spielkind, um mir die Sache entgehen zu lassen.

Was bedeutet die Direktvermarktung f√ľr das Stromnetz?

Spannend ist ja, dass meine bald hoffentlich DV-eingebundene PV-Anlage im Sinne des vorherrschenden Merit Order Prinzips (Wiki-Link) handelt, eine spezielle Art der Auktion, durch welches der marktr√§umende Preis durch den teuersten gerade noch ben√∂tigten Stromanbieter zur Deckung des aktuellen Bedarfs bestimmt wird. Denn meine Anlage, sofern ihre Einspeisung unter Einbeziehung des Batteriespeicher smart genug geregelt wird, verdr√§ngt damit zumindest einen kleinen Teil der teuersten Energieerzeugungsanlagen (derzeitig Gaskraftwerke), die zur Bedarfsdeckung aktuell massiv zugeschaltet werden m√ľssen und die den Preis aufgrund von Merit Order in absurde H√∂hen treiben. Ich senke also durch meine DV-Anlage quasi den Strompreis an der B√∂rse. Vermutlich nur um 0,0000001%, aber wenigstens etwas. (W√§re eigentlich mal interessant den Wert ann√§herungsweise zu berechnen.)

Ich habe durch die Direktvermarktung dann jedenfalls – anders als bisher bei der Einspeiseverg√ľtung – einen massiven finanziellen Anreiz meine PV-Leistung nicht mittags ungedrosselt (von der 70% Abregelung mal abgesehen) ins Netz zu ballern, wenn der Strompreis im Keller ist und keiner meinen Strom wirklich braucht. Stattdessen puffere ich diese Strommenge in diesen PV-Spitzenzeiten bestm√∂glich in den Batterien und versorge das Stromnetz dann sp√§ter/nachts, sobald der Preis und damit meist einhergehend auch die Nachfrage steigt (gew√∂hnlich ist das so aufgrund dieses Angebot-Nachfrage-Kurvenzeugs samt Marktgleichgewicht – erstes Semester BWL – fand ich mega damals!).

Im Grunde endlich eine netzdienliche Erzeugungsanlage – wovon ich ehrlich gesagt schon seit der Installation unseres PV-Carports (Blogpost) vor √ľber zwei Jahren tr√§ume und die in meinem Zuhause hoffentlich irgendwann doch noch mal Realit√§t wird. Vielleicht…

Offene Fragen

Nachfolgend noch eine lose Liste an offenen Fragen, auf die ich bisher noch keine abschlie√üende Antwort gefunden habe. Evtl hat jemand mehr Ahnung und teilt sein Wissen per Kommentarfunktion…

  • Steuerliche Behandlung des ESS-Systems insb. aufgrund „lukrativer Netzeinspeisung“ (z.B. nachts) aus den Batterien – Darf man in diesem Kontext den Batteriespeicher samt notwendiger Hardware der PV-Anlage zuschreiben und damit steuerlich geltend machen? Bei normalen Anlagen mit Einspeiseverg√ľtung geht das ja nicht (mehr) – insbesondere bei sp√§ter nachger√ľsteten Batteriespeichern. Durch das ESS-System k√∂nnen voraussichtlich h√∂here Verg√ľtungen erzielt werden, da die „Hochpreisstunden“ an der B√∂rse bewusst „abgefahren“ werden k√∂nnen – insbesondere nachts. Preis niedrig -> PV l√§dt Batteriespeicher, Preis hoch -> Batterie speist ins Netz.
  • Darf ich rein rechtlich Netzstrom (bei mir ab dem 01.10.2022 dann 35 Ct/kWh) ziehen, um meine Batterien zu laden – w√§re insbesondere dann spannend, wenn ich vom Day-Ahead-Marktpreis weiss, dass in einer Stunde der Strompreis enorm steigt. Denn in meinem Fall w√ľrde es sich bei einem Marktpreis ab 47 Ct/kWh tats√§chlich lohnen – auf Basis des ermittelten ESS-Wirkungsgrads von 75% (√ľber die letzten Monate mitgetrackt). Vermutlich w√ľrde der Wirkungsgrad bei st√§rkerer ESS-Auslastung sogar etwas steigen, da die immer gleich bleibenden „Standby-Verluste“ (knapp 40W) im Verh√§ltnis dazu sinken m√ľssten.
  • Mit dem Umbau auf den RLM-Z√§hler hat mein bisheriger Stromlieferant (Yello) evtl. ein Sonderrecht meinen aktuellen Belieferungsvertrag zu k√ľndigen, der mit 25 Ct/kWh (ab dem 01.10.2022 dann 35 Ct/kWh) eigentlich noch moderat ist und f√ľr den ich vermutlich derzeitig nirgendwo einen vergleichsweise „g√ľnstigen“ Anschlussvertrag bekomme. Insgesamt aber gl√ľcklicherweise relativ unkritisch, da die PV-Anlage samt Speicher sowieso aufs Jahr gesehen f√ľr knapp 95% Autarkie sorgt und damit eh nicht viel Strom zugekauft werden muss. Aber dennoch werden hier – sofern der Fall eintrifft – weitere Mehrkosten entstehen. Aber was tut man nicht alles f√ľr die Direktvermarktung…
  • Ist ein Kleingewerbe f√ľr die Direktvermarktung ausreichend? Vermutlich nicht, wobei es zumindest in meinem Fall erstmal egal ist, da sowieso ein „nomales“ Gewerbe angemeldet wurde, schon alleine um die USt des Anlagenpreises wieder erstattet zu bekommen. Dumm nur, dass 5 (bzw. 6) Jahre nach Inbetriebnahme dann kein Wechsel zur Kleingewerberegelung m√∂glich w√§re. Hier w√ľrde man sich dann immerhin die Steuer auf den Eigenverbrauchsanteil sparen, die ja (absurderweise) bei steigenden Verbrauchspreisen, die rein gar nichts mit den realen Gestehungskosten der PV-Anlage zu tun haben, linear mitsteigt…

Danke!

An dieser Stelle auch nochmals vielen Dank an Ralf und Matthias, die mir insbesondere den Einstieg in die Thematik Direktvermarktung mit ihrem KnowHow ungemein erleichtert haben.

@Matthias: Ohne deine Kommentare im Blog zum Thema Direktvermarktung w√§re ich nie auf das Thema Direktvermarktung aufmerksam geworden und h√§tte noch nichtmal gewusst, dass das im Grunde jeder mit seiner „Minianlage“ und genug Moviation selbst realisieren kann.

Letzter Absatz – Aktuelle politische Entwicklungen

Kurz vor Ver√∂ffentlcihung dieses Artikels, an dem ich gef√ľhlt schon seit Wochen sitze, hat sich eine entscheidende Neuerung ergeben, die meine Direktvermarktungseuphorie entscheidend ausgebremst hat und die vermutlich auch verhindern wird, dass meine PV-Anlage zum Goldesel wird.

Gemeint ist die derzeit viel diskutierte und politisch motivierte „Erl√∂sobergrenze“ als ultimatives Instrument, den verr√ľckten Strommarkt in absehbarer Zeit wieder geradezubiegen. Kurzgesagt geht es darum, den Verbraucherpreis zu deckeln, indem die „√úbergewinne“ der Energieerzeuger (au√üer Gas) abgesch√∂pft werden. Einen spannenden Artikel dazu, auf den mich Ralf aufmerksam gemacht hat, findet ihr hier: Strompreis-Senkung durch „Erl√∂sobergrenze“: So soll es funktionieren (externer Link)

Genaue Details zur Höhe der angepeilten Erlösobergrenze, die den Verbraucherpreis schlussendlich wieder auf ein bezahlbares Niveau bringen soll (was gesamtwirtschaftlich betrachet sehr sehr gut ist), sind jedoch noch komplett offen.

W√ľrde diese Obergrenze bspw. bei unter 10 Ct/kWh liegen, w√§re das oben beschriebene Direktvermarktungsszenario f√ľr heimische Kleinanlagen quasi komplett vom Tisch.

Bei einer Obergrenze von 15 Ct/kWh w√ľrde sich die Direktvermarktung vermutlich noch ganz knapp lohnen, abh√§ngig nat√ľrlich davon, wieviel √úberschussstrom am Ende wann zu welchem Marktpreis (inkl. optimierter Einbindung des Hausspeichers) eingespeist werden kann.

Eine Erl√∂sobergrenze ab 15-20 Ct/kWh w√ľrde dann evtl. j√§hrliche Mehreinnahmen von einigen hundert Euro bedeuten. Alles nur grobe √úberschlagswerte ohne Anspruch auf Richtigkeit, da das von vielen Faktoren abh√§ngt – insbesondere nat√ľrlich auch davon, wie volatil der Marktpreis ist. Denn dieser wird vermutlich nicht permanent an der Obergrenze „schaben“.

Auch wird es vielleicht so sein, dass eine dynamische Erl√∂sobergrenze (f√ľr welchen Zeitraum auch immer fixiert) eingef√ľhrt werden MUSS. Insbesondere w√§hrend einer drohenden Energiemangellage, in welcher ein hoher Marktpreis zum Sparen der knappen Ressourcen „anregt“.

Denn auch wenn es jetzt bl√∂d klingt, der Gro√üteil der Konsumenten wird den eigenen Energieverbrauch nur dann reduzieren und Energie einsparen, wenn es im Geldbeutel weh tut. Und massiv Energie zu sparen, ist w√§hrend einer Energiemangellage auch zwingend notwendig, alleine schon um die Versorgungssicherheit nicht noch weiter zu gef√§hrden. Unsere Stromdistribution ist in den vergangenen Jahr sehr viel volatiler und komplexer geworden und zudem wurden wichtige Puffer abgebaut, wodurch das Stromnetz laut diverser Marktbeobachter insgesamt immer anf√§lliger f√ľr potenzielle Ausf√§lle wird.

Aber wir werden sehen, wo genau die Erl√∂sobergrenze nach viel politischem Hin und Her landen wird und ob wir den Winter energietechnisch einigerma√üen √ľberstehen werden – ohne die bereits teilweise bef√ľrchteten Brown- oder gar Blackouts. Ich werde das Ziel „Operation Direktvermarktung“ jedenfalls weiter verfolgen und inhaltlich vorantreiben, Investionen in die oben beschriebene Hardware jedoch erstmal etwas aufschieben.

Was haltest ihr von alldem? Teilt eure Meinung gerne per Kommentar mit! Ich freue mich auf eine rege Diskussion.

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Jörg

hat meintechblog.de ins Leben gerufen, um seine Technikbegeisterung und Erkenntnisse zu teilen. Er veröffentlicht regelmäßig Howtos in den Bereichen Smart Home und Home Entertainment. Mehr Infos

39 Gedanken zu „Operation Direktvermarktung – Die eigene PV-Anlage als Goldesel?“

  1. Hi Jörg,

    hochinteressanter Artikel! Wenn man das so durchdenkt, fragt man sich unweigerlich, ob die politisch Verantwortlichen in unserem Land noch alle „Latten am Zaun“ haben. Die Intension der Stromb√∂rse mit der Merit-Order Regel derart ad absurdum zu f√ľhren, dass muss man erstmal schaffen …

    1. Hi Rolf,
      das Konzept „Merit Order“ um Angebot und Nachfrage beim verderblichsten Gut schlechthin (Strom) zusammenzubringen hat jetzt viele Jahre reibunglos funktioniert, obgleich auch von einigen Experten schon anscheinend schon immer kritisch be√§ugt.

      Evtl. sollte man sich √ľberlegen ein anderes Instrument einzuf√ľhren, wie bspw. in den USA. Hier entscheidet quasi – kurzgesagt – eine zentrale Kommunision dar√ľber, wie hoch der Strompreis f√ľr das kommende Jahr sein wird. Do hohe Preise wie bei uns aktuell w√§ren dabei illegal. Aber mir fehlt hier der Hintergrund zu bewerten, ob das jetzt unbedingt besser w√§re.

      Viele Gr√ľ√üe
      Jörg

    2. Hallo Jörg,

      Danke f√ľr Deinen Artikel und den weiterf√ľhrenden Link zum Thema! Ich habe eine Menge gelernt.
      Schon erstaunlich, dass es in der gr√∂√üten Marktwirtschaft der Welt „kommunistischer“ (korruptionsanf√§lliger?) zugeht als in der EU. Der Preisbildungsmechanismus „teuerste Gesehungskosten bestimmen den Gesamt-Marktpreis“ muss zwingend und schnell abgeschafft werden (auch wenn das Deine Aussichten eintr√ľbt ;-) ). Ich glaube wir haben (bald) einen Zeitpunkt erreicht, in dem die Gro√ü-Betreiber der „Erneuerbaren“ nicht mehr wesentlich in neue Anlagen investieren werden, um sich nicht selber das Wasser abzugraben (Ist das Merit-Order Prinzip nun also gar innovationsfeindlich?). Aber ganz davon abgesehen, werden wir in unseren Breitengraden auf 10-30 Jahres Sicht nicht g√§nzlich auf die teuere Stromerzeugung verzichten k√∂nnen. Die Fehlkonstruktion (gutm√ľtig formuliert Fehlentwicklung) dieses Instrumentes muss dann selbst dem Laien ins Auge springen. Bleibt die Hoffnung, dass sich die EU tats√§chlich zu Jahresbeginn ’23 mit der Reform des Preisbildungsmechanismus befasst und schnell eine Reform durchf√ľhrt. Das diese wichtigen Aspekte nur in Nischen diskutiert werden und breiten Bev√∂lkerungsschichten nicht mal ansatzweise nahegebracht werden, ist nicht nur bedauerlich („Strompreise steigen weil Krieg“) …

    3. Geht scheinbar doch etwas schneller als erwartet: Entwurf EU Kommission, 200 Euro pro Megawattstunde lt. Financial Times. Allerdings verstehe ich die diversen Quellen so, dass weiterhin der hohe Strompreis f√ľr die Endverbraucher zu entrichten sein wird, die Staaten dann √ľber die s.g. Zufallsgewinnabsch√∂pfung (√úbergewinnsteuer) bei den Erzeugern bis auf 20 ct/kWh abgreifen und dieses Geld dann per Gutsherrenart unter „den Armen“ verteilt werden KANN … OMG – Bitte korrigiert mich.

    4. Hi Rolf,
      danke f√ľr den Hinweis mit der Financial Times. Habe gerade mal den Link dazu rausgesucht: EU seeks windfall tax trigger well below market rate (externer Link)

      Ja, scheint insgesamt auf 200‚ā¨/MWh gedeckelt zu werden, zumindest so die erste √úberlegung. Wenn das so fixiert werden w√ľrde,
      m√ľsste ich quasi 20.000 kWh zum „Maximalpreis“ einspeisen, um bei 10Ct h√∂herem Durchschnittserl√∂s insgesamt 2.000‚ā¨ Mehreinnahmen zu generieren. Das ist nat√ľrlich eher unrealistisch, aber bei einem „Mehrerl√∂s“ von bspw. 5 Ct/kWh (ergo Einspeisung zum durchschnittlichen Marktpreis von 14Ct/kWh) w√§ren es immerhin noch 1.000‚ā¨ Mehreinnahmen durch die Direktvermarktung. Davon gehen dann aber nat√ľrlich noch die im Blogpost angesprochenen laufenden Mehrkosten ab.

      Und ja: Es wirkt alles auf mich so, – aber hey, ich bin da echt kein Profi auf dem Gebiet – also w√ľrde man ein nicht mehr funktionsf√§higes Marktinstrument so versuchen nachzujustieren und umzubiegen, dass es wieder einigerma√üen funktioniert. Irgendwie so nach dem Motto: „Keep Riding A Dead Horse“, bei dem es zig „passende“ M√∂glichkeiten gibt, das tote Pferd weiter anzuspornen: 25 Ways to Ride a Dead Horse (externer Link) ūüėāūüėāūüėā

      Viele Gr√ľ√üe
      Jörg

      PS: Immerhin w√ľrde – wie im Artikel der FT kurz angesprochen – durch ein solches Eingreifen in den Marktmechanismus, bei dem der Marktpreis auf einem recht Niveau verbleiben w√ľrde, der Anreiz f√ľr Anlagenbetreiber erneuerbarer Energien erhalten bleiben ihre Investionen zu intensivieren und die Energiekonsumenten (gewerblich und privat) gleichzeitig entlastet werden. Wenn diese Schlussfolgerung so zutrifft, w√§re das ja insgesamt sogar erstrebenswert.

  2. Hallo Jörg,
    wieder mal ein sehr interessanter Blog. Ob sich der doch relativ gro√üe Aufwand letztendlich lohnt und man sich den ganzen Stre√ü mit dem Netzbetreiber antun will mu√ü nat√ľrlich Jeder f√ľr sich selbst entscheiden. F√ľr 300‚ā¨ (Mehr-)Ertrag im Jahr w√ľrde ich das sicher nicht tun. Da baue ich lieber gleich eine neue 200kW-Anlage. PV-Leistung h√§tte ich sicherlich genug (aktuell habe ich 45kWp installiert) und auch mein Batteriespeicher ist schon ansehnlich gro√ü (38,4kWh im Haus + 58kWh im Auto als V2H). Ich mu√ü allerdings dazu sagen das der Gro√üteil meiner Anlagen aus 2010 ist und da bekomme ich sogar f√ľr den Eigenverbrauch noch Geld (ca. 23Cent/kWh).

    Allerdings h√§ngt das Ganze auch sehr stark vom jeweiligen Netzbetreiber ab. Mit meinem Netzbetreiber (auf dem Land) bin ich bisher sehr gut klar gekommen. Z.Bsp. kann nach dem aktuellen Me√üstellenbetriebsgesetz (oder wie das genau hei√üt) der Anlagenbetreiber nicht mehr Me√üstellenbetreiber sein. Also h√§tte der Me√üstellenbetrieb nach Eichablauf meiner Eigentumsz√§hler auf den Netzbetreiber (oder einen Dritten) √ľbergehen m√ľssen. Weil ich aber in meinen Z√§hlerschr√§nken nur Hutschienenz√§hler verbaut hatte/habe (bei der Anlage aus 2013 sogar einen 1TE 1-Phasenz√§hler) und der Netzbetreiber keine anschlu√ü-/ma√ükompatiblen Z√§hler zur Verf√ľgung stellen konnte und au√üerdem im Z√§hlerschrank auch kein Platz f√ľr andere Z√§hler war haben wir uns darauf (ganz pragmatisch) geeinigt das ich weiterhin der Me√üstellenbetreiber bleiben darf.

    Zu Deiner Frage bzgl. „mit Batterie versetzt ins Netz einspeisen“, bzw. „die Batterie aus dem Netz laden“:
    Dazu gibt es einen Passus im EEG. Ich weiß aber jetzt nicht genau wo das steht. Ersteres ist erlaubt, letzteres ist nicht erlaubt!

    Gr√ľ√üe
    Bernd

  3. Moin Jörg,

    Mal wieder ein sehr interessanter Blogbeitrag von Dir. Speziell die Themen ‚ÄěMerit Order Prinzip‚Äú und ‚ÄěErl√∂sobergrenze‚Äú sind gerade in den letzten Tagen sehr oft genannt worden. Wird also Zeit, dass ich mich mal intensiver damit besch√§ftige. Dabei hilft mir Dein Beitrag sehr.

    VG Heiner

    1. Hi Heinrich,
      ja hoffe der Blogpost ist einigerma√üen verst√§ndlich geschrieben. Ist eben auch f√ľr mich noch alles mehr oder weniger #Neuland. ūüôą

      Habe mir auch lange √ľberlegt, ob ich damit einen Mehrwert generieren kann. Denke aber schon, habe solche gesammelten Infos bisher vergeblich gesucht.

      Viele Gr√ľ√üe
      Jörg

  4. Hallo zusammen,
    ich habe die Tage Avatar (Stromanbieter) kontaktiert. Dabei erfuhr ich, dass sie im Herbst einen Einspeisetarif anbieten wollen. Näheres ist noch nicht bekannt. Dies könnte eventuell eine interessante Alternative zur Direktvermarktung sein.
    Alleine die Verschiebung der Lagezeiten, z. B. von 9 Uhr auf 13 Uhr, k√∂nnte interessante Mehreinnahmen generieren und zu einer besseren Auslastung der EEG-Anlagen f√ľhren.
    Leider sind noch keine Details bekannt, aber es lohnt sich das im Auge zu behalten.
    Gruss

    1. Hi Gerhard,
      ein dynamischer Einspeisetarif klingt auch spannend. Evtl. kannst du uns auf dem Laufenden halten, sobald du mehr davon erf√§hrst…

      Viele Gr√ľ√üe
      Jörg

  5. Hallo Jörg,

    Zuerst ein Lob f√ľr den super Blogpost und das zusammentragen von so vielen verschiedenen Informationen. So breite Informationen aus Sicht des Anlagenbetreibers √ľber diese Thematik gibt es selten bis garnicht.

    Buz√ľglich der Batterie kann ich noch etwas erg√§nzen. Die Batterie wird/ist ja ein Teil der gesamten EEG-Anlage. Das hei√üt sein ins Netz abgegebener Strom f√§llt auch unter das EEG und ist zudem auch nicht unter gewissen Vorraussetzungen (RLM + DV) m√∂glich. Klar ESS gibt es oft bei neueren Anlagen und deswegen hat sich aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten nie die Frage gestellt den Strom aus der Batterie √ľberhaupt ins Netz abzugeben geschweige denn aus dem Netz laden. Man darf aber auch nicht vergessen das es auch heute noch viele Anlagen mit einer Einspeiseverg√ľtung von 30-50 ct/kWh gibt. Bei diesen Anlagen w√§re es also vereinfacht gesagt m√∂glich die Batterie √ľbers Netz zu laden und zu EEG Konditionen abzugeben. Das ist nat√ľrlich nicht gewollt grauen Netzstrom der durch die Batterie l√§uft zu EEG-Strom zu machen. Die einzige M√∂glichkeit w√§re entweder die Batterie aus der Gesamtanlage messtechnisch vollst√§ndig rauszul√∂sen (was aber Unsinnig w√§re) oder die Gesamtanlage aus dem EEG rauszul√∂sen und ohne EEG (damit auch Verzicht auf Marktpr√§mie) zu fahren. Quasi wie ein ‚Äěnormales‚Äú Kraftwerk.

  6. Hi Jörg,
    sehr interessant, bin seit geraumer Zeit schon Mitleser und hab inzw. eine √§hnliche Anlage wie du bei mir stehen, allerdings etwas kleiner…
    Kurzer Hinweis: Den DV, den du in deinem Blog meinst ist doch interconnector und nicht interconnect (bei deinem Link kommt bei mir nur ein IT-Dienstleister raus)?
    Hab mir das ganze jetzt auch mal genauer angeschaut f√ľr meine Anlage, Hardware Voraussetzungen sehen n√§mlich bei mir ganz gut aus: Discovergy RLM Z√§hler sitzt bereits seit zwei Jahren und liest und √ľbermittelt sogar sekundengenau, und ein FRE wurde bei mir auch bereits mit der PV eingebaut, war rentabler als ne 70% Regelung.
    Eine Frage h√§tte ich aber noch: Wie kommst du auf die 10 Euro/Monat DV-Kosten? Wenn ich die ganzen Eckdaten meiner Anlage bei interconnector in deren Erl√∂srechner eingebe rechnet der mir als, dass ich ein ‚Vermarktungsentgeld‘ in etwa von 45Euro/Monat zu zahlen h√§tte. Ja, der Rechner nimmt auch nicht die aktuell sehr hohen Marktwerte mit aber dennoch m√ľsste ich dabei dann mit einem wesentlich h√∂heren Monatsmittelwert rechnen damit sich das lohnt als mit deinen 10‚ā¨ pro Monat.
    Gr√ľ√üe, Peter

    1. Hi Peter,
      danke f√ľr deinen Hinweis mit der Namensverwechslung – habe ich im Eifer des Gefechts schlicht verwechselt. Name und Link sind im Text nun korrigiert.

      Habe mich bei interconnector noch gar nicht im Detail informiert, was es mich konkret kosten w√ľrde. Die Referenz von 10 Euro/Monat stammt von Matthias mit seiner 17kWp-Anlage, der aktuell ja bereits in der Umsetzungsphase steckt. Und der Vertrag mit dem Direktvermarkter sollte da ja bereits einget√ľtet sein…

      @Matthias: Evtl. kannst du hier Licht ins Dunkle bringen. Ist der Preis im Konfigurator evtl. einfach zu hoch ausgewiesen und sp√§ter „real“ geringer? Oder was ist hier deine Erfahrung?

      Viele Gr√ľ√üe
      Jörg

    2. Klar hab ich einen Monatsgrundpreis beim DV. Das Vermarktungsentgelt betr√§gt bei meiner Anlage 9.33‚ā¨ pro Monat und ist relativ niedlich im Vergleich zum aktuellen Strompreis.

      @Peter welche Anlagengr√∂√üe hast du, dass die auf 45‚ā¨ kommen?

    3. @Matthias:
      Meine Anlage ist im Moment 9kWp bei 11kWh Speicher, irgendwann demn√§chste kommen noch mal ein paar kWp dazu. Ich hab mir bislang auch noch kein konkretes Angebot erstellen lassen sondern nur deren Ertragsrechner aus deren INet-Seite mit meinen Eckdaten bef√ľllt. Und der hat als Ergebnis ausgespuckt, das ich etwa 500‚ā¨ Vermarkungsentgelt pro Jahr zu zahlen h√§tte.
      Bzgl Modbus/TCP Gateway: Vielleicht stell ich mir das grad ein bissl zu einfach vor aber prinzipiell bietet doch die Victron Steuerungssoftware (sprich das was auf dem Cerbo oder dem RPi l√§uft) schon ne Modbus/TCP Fernsteuerung an. Wenn man dort dem gesamten Victron ESS sagt, Stromexport auf z.B. 1kW beschr√§nken, dann steuert das alle restlichen Komponenten so, dass eben nur noch max 1kW raus geht. Das m√ľsste doch prinzipiell schon reichen f√ľr die Anforderung der Fernsteuerbarkeit seitens DV wenn man die Kisten dann per OpenVPN erreichbar macht und denen sagt, welche Befehle sie per Modbus/TCP r√ľberjagen sollen, oder √ľberseh ich da grad was?

    4. Du kannst das nicht „denen sagen“. Die braten dir keine Extrawurst. Du bekommst, willst du’s selber bauen, eine Liste mit Modbusregistern, die die gerne h√§tten, und darfst sie genau so implementieren.

      Au√üerdem reicht das nicht immer, siehe die verlinkte SMA-Registerdoku: du willst deine Einspeisung nicht nur vom Direktvermarkter begrenzen lassen k√∂nnen, sondern da sind noch andere Komponenten dabei. Der Funkrundsteuerempf√§nger deines Energieversorgers zB. Oder du willst mit Home Assistant/NodeRed/Loxone/whatever dem Teil sagen, es soll Energie f√ľr die Nacht aufheben, statt sie jetzt einzuspeisen und nachts teurer zu beziehen. (Sch‚Ķ Netzentgelte.)

      Und außerdem lasse ich schon aus Prinzip und/oder wegen der Sicherheit keinen externen Client direkt und ungefiltert auf meinen internen Modbus drauf.

  7. Hallo Jörg,

    sehr interessanter Artikel – Danke daf√ľr!
    Was ich noch nicht ganz verstanden habe ist wie dein Energiemanagement funktioniert. Oft ist es ja am Tag g√ľnstiger seinen eigenen Strom zu verbrauchen – √ľber welche Schnittstelle „sagst“ du dem virtuellen Kraftwerk „z.B. ich habe noch 20kwh“ die ich dir in der Nacht ab einem Preis gr√∂sser X cent verkaufen w√ľrde?

    Gr√ľ√üe
    Michael

    1. Daf√ľr gibt es vom Dienstleister ein VPN, der dar√ľber mit deinem Modbus-TCP-Server redet.

      Was der können muss, sagt der dir. Ich programmiere so einen Modbus-Server gerade, so dass man mit denen auch via NodeRed oder was-auch-immer reden kann.

    2. Hi Michael,

      genau wie Matthias schreibt, soll es technisch gesehen umgesetzt werden.

      Die entscheidende Frage ist dabei nat√ľrlich auch, woher die eigentliche Logik stammt, also in welchem System dynamisch entschieden wird, wie sich die Anlage gerade am sinnvollsten verhalten soll – also konkret eigentlich „nur“ die Frage, mit welcher Leistung soll gerade eingespeist bzw. die Batterie geladen werden.

      Bisher habe ich 99% aller Logiken in meinem gesamten Smart Home √ľber Loxone realisiert, da hier ohnehin alle denkbaren Datenfl√ľsse zusammenlaufen. Zu der generellen ESS-Steuerung √ľber Loxone wird es bald auch noch ein Video geben, in dem ich das nochmal im Detail zeige. Jedenfalls habe ich hier bereits schon recht komplexe Regelungen umgesetzt, wie bspw. eine eigens designte dynamische √úberschussladelogik f√ľrs E-Fahrzeug inkl. automatischer Phasenumschaltung, Ber√ľcksichtigung von Erzeugungsspitzen auf Basis der Tagesprognose und vieler weiterer Parameter, wie dem aktuellen SoC des Fahrzeugs etc.

      Evtl. ist es irgendwann aber auch sinnvoller das Direktvermarktungs-Regelungsverhalten dediziert √ľber ein separates „Softwaremodul“ extern irgendwo √ľber Python/whatever umzusetzen, um evtl. die M√∂glichkeit zu haben crazy Optimierungsverfahren bzw. ki-basierte Lernverfahren „dr√ľberzujagen“, um den Ertrag zu maximieren. Who knows…

      Das w√ľrde ich angehen nach dem Motto: Klein starten und dann sehen, wohin die Reise so geht. Es lesen ja mittlerweile auch echt viele schlaue K√∂pfe hier mit und da wird sicher der ein oder andere interessante Ansatz disktutiert werden, der mich – und andere – der „Idealvorstellung“ ein St√ľck n√§herbringt.

      Viele Gr√ľ√üe
      Jörg

    3. Hallo Matthias U,

      hast du dir mal https://github.com/OpenEMS angeschaut? Da gibt es schon ein Gateway(Modbus/TCP) und es sind auch schon ein paar Direktvermarkter dabei.
      Ich habe das auch erst gerade mal installiert, kann also noch nicht sagen wie gut oder schlecht das System ist.

      Viele Gr√ľsse
      Michael

    4. Ja ich kenne OpenEMS. Dass die eine Anbindung haben, die mit Direktvermarktern redet, ist mir neu. Wo steht das? In den Sourcen finde ich dazu adhoc erstmal nix.

      Nein, ich werde openems nicht einsetzen. Mir kommt kein Java auf die Kiste. Ich will programmieren statt durch -zig Dateien mit je einer Klasse waten, die sich alle irgendwie referenzieren, so dass am Ende irgendwie das Gew√ľnschte rauskommt. Das geht mit Python erfahrungsgem√§√ü mit einem Zehntel der Programmzeilen und mit einem Hundertstel des mentalen Aufwands. (OK, ich √ľbertreibe. Aber nur ein bisschen.) Wenn ich mir die Modbus-Implementierung im OpenEMS ansehe, kommt mir das kalte Grausen. Das WILL niemand.

  8. Hallo Jörg,
    ich bin Moderator in einer FB Gruppe die sich mit dem Thema PV mit Speicher auseinander setzt. Ich finde deinen Artikel hervorragend recherchiert und geschrieben. Wärst du damit einverstanden wenn ich einen auf deinen Artikel dort verlinke?

    1. Hi Leonid,
      klar, immer gerne!

      Habe gerade auch mal direkt eine Anfrage bei der FB-Gruppe gestellt, um beitreteten zu k√∂nnen. Bin gespannt, wie dort das Feedback ausf√§llt…

      Viele Gr√ľ√üe
      Jörg

  9. Hallo Jörg!
    Sehr, sehr interessanter Beitrag!!
    Ich habe gestern √ľberhaupt erst meine erste PV-Anlage beauftragt, mach mir aber schon seit Monaten Gedanken um das Thema Direktvermarktung. Im Internet, oder gerade auch YouTube (eine meiner Lieblingsinformationsquellen), gibt‚Äôs dazu extrem wenig bis gar nichts an (transparenten) Informationen‚Ķ
    Ich kann Dir bei Deinen Fragen zwar leider nicht weiterhelfen, verfolge den Beitrag aber auch mal aufmerksam mit! ūüôčūüŹľ‚Äć‚ôāÔłŹ
    Vielen Dank jedenfalls f√ľr den ausf√ľhrlichen und spannenden Artikel ūüĎŹ
    Gruß, Patrick

  10. Ich meine du hast zwischendrin irgendwo geschrieben, dass man da ggf. „einige hundert Euro“ mehr bekommt.

    Wenn das nur um die 200‚ā¨ sind, w√§re es mir der ganze Aufwand und die damit verbundene B√ľrokratie und Pflichten absolut nicht wert.

    Meine 24kWp OST/WEST Anlage k√∂nnte – wenn alles glatt l√§uft – diesen Monat noch ans Netz gehen. Wenn ich das richtig gesehen habe, w√ľrde ich 5,8cent/kWh normale EEG Verg√ľtung bekommen.

    Da ich absolut keinen Nerv auf Finanzamt, EEG B√ľrokratie und Co. habe, wird das aber eine Null-Einspeise-Anlage (nach dem Vorbild von vic-sonnenspeicher.de (externer Link)). Was ich nicht in den Akku oder den Warmwasser-Speicher oder die beiden E-Autos bekomme, bleibt erstmal ungenutzt.

    Interessant finde ich noch die Idee mit dem Cryptomining. W√§hrend alle Welt auf den teuren Strompreis schimpft: Wieso nicht den Energie√ľberschuss da „investieren“? Allerdings ist der Markt mit der Umstellung des Prozederes bei Ethereum gerade wohl etwas im Umbruch. Lange Rede kurzer Sinn: Theoretisch ist auch da Geld zu holen. Und theoretisch ist das auch weniger B√ľrokratie und viel mehr Unabh√§ngigkeit/Freiheit. Aber ich stecke da noch nicht tief genug drin um da ein brauchbares Modell abzuleiten.

    Aber ich meine Jens von „Meine Energiewende“ sch√ľrft doch auch mit seinem √úberschuss, oder? W√§re DAS nicht mal ein Blog-Thema wert?

    Gr√ľ√üe,
    Alex

  11. Hallo Jörg,

    sehr interessanter Artikel! Ich besch√§ftige mich seit einigen Wochen ebenfalls mit diesem Szenario (30KWp Solaredge PV + 15KWh Victron / Pylontech Speicher). Aktuell warte ich Angebote f√ľr die Direktvermarktung und die IntegraSUN Technik. Ein iMSys (ist bei meinem ausgesuchten Direktvermarkter wohl m√∂glich und sollte deutlich g√ľnstiger als ein RML Z√§hler sein) habe ich beim Netzbetreiber angefragt.

    Gruß, Michael

  12. Wir stehen ebenfalls kurz vor der Direktvermarktung unserer kleineren 24,32 kWp Anlage.
    Wie genau sieht denn die technische Umsetzung aus? Aktuell plane ich einen OpenVPN Client sowie einen Modbus TCP Python Server der 2 Register raus gibt. Einmal f√ľr die IST-Einspeisung (in W) sowie einmal eine Wirkleistungsbegrenzung P in % analog der SMA Inverter Manager Dokumentation.
    Benötigt der Direktvermarkter noch weitere Register?

    1. Mindestens will er wissen, welche Leistung du aktuell liefern kannst bzw. willst.

      Bei meinem ist außerdem ein Watchdogregister dabei. Und ein Statusregister.

      Hast du einen Link zur SMA-Inverter-Manager-Doku? ich finde adhoc nur diverse andere SMA-Teile und k√∂nnte mich angesichts dieses Unfugs schon wieder √ľber die Unsitte aufregen, diesen Krempel als HTML-Dateien auszuliefern statt als irgendwie maschinenlesbare Dateien. Das w√§re wahrscheinlich zu einfach. ūüė°

      Von Victron gibt’s dazu wenigstens eine einigerma√üen brauchbare Exceldatei.

    2. Es gibt hier ein paar Modbus Protokoll Beschreibungen von SMA:
      https://files.sma.de/downloads/Direktvermarktung-TI-de-11.pdf

      Um die paar Register zu implementieren, braucht es doch nur einen einfach Modbus TCP Server. Auf einem NAS mit UPS vermutlich dann auch h√∂her verf√ľgbar als ein 500+‚ā¨ SMA Data Manager.

      Wenn jetzt der Direktvermarkter gegen diese SMA Modbus TCP Schnittstelle läuft, kann intern beliebig moduliert werden und auch steuerbare Wechselrichter von anderen Herstellern eingebunden werden.

  13. Hallo,
    super Artikel der leider auch die riesen Komplexit√§t f√ľr die Direktvermarktung zeigt.

    Ich möchte hier noch auf eine aktuelle Stellungnahme vom BDEW von September 2022 hinweisen:
    https://www.bdew.de/media/documents/BDEW-Positionspapier_f%C3%BCr_eine_Verbesserung_der_Direktvermarktung_von_EEG-Anlag_qlXvCxd.pdf

    Dieses wird hoffentlich bald von der Politik umgesetzt, damit Anlagen unter 25kw nicht mehr via EEG Paragraph 10b vom Direktvermarkter ferngesteuert werden m√ľssen.
    Denn der Anreiz zum verschieben der Last kommt ja wie im Artikel oben beschrieben schon durch das Preissignal des Direktvermarkters.

  14. Direktvermarktung ohne B√∂rse, ohne Dienstleister, ohne Netzbetreiber im eigenen Netz an die eigenen Mieter. Man braucht dazu die Erlaubnis als „eingeschr√§nkter Erzeuger“ vom Zoll wo man unter Umst√§nden trotzdem die Lust verliert. Formular zur Registrierung beim Zoll Nummer 1412, dazu die Betriebserkl√§rung Formular 1410a als Anhang, dazu das Zusatzblatt 1410az mit der technischen Beschreibung pro „Stromerzeugungseinheit“.

    https://www.zoll.de/DE/Fachthemen/Steuern/Verbrauchsteuern/Strom/Verfahren-Erteilung-einer-Erlaubnis/Antragstellung/antragstellung_node.html

    Ist bei uns √ľbrigens das gleiche Hauptzollamt. Dort nachfragen was man tun muss, ist aussichtslos. Sachverhalt hier, Pr√ľfung dort, Unterlagen fehlen usw. Die Bearbeiter beim Zoll sind v√∂llig hilflos, k√∂nnen technische Zusammenh√§nge nicht verstehen und letztendlich kriegt man mitgeteilt, dass der Strom aus Notstromaggreaten versteuert werden muss.

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