Stellungnahme NEXT Kraftwerke - Bundesnetzagentur
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<strong>Stellungnahme</strong> der Next <strong>Kraftwerke</strong> GmbH<br />
zum „Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement“<br />
___<br />
Köln, den 15. August 2013<br />
Die Next <strong>Kraftwerke</strong> GmbH ist als Direktvermarkter und Regelenergieanbieter von Erneuerbaren<br />
Energien tätig. Im Bereich der EE-Strom-Vermarktung in Deutschland sind wir mit einem Portfolio von<br />
über 500 MW eines der größten virtuellen <strong>Kraftwerke</strong> am Markt.<br />
Wir begrüßen grundsätzlich die Erneuerung des Leitfadens zum EEG-Einspeisemanagement, halten<br />
aber die aktuelle Version des Leitfadens für nicht umfassend genug. In puncto Häufigkeit, Dauer und<br />
finanziellen Auswirkungen von Einspeisemanagement-Maßnahmen hat das Thema derart an Brisanz<br />
gewonnen, dass wir gerne unsere Vorstellung zu einer Lösung der Problematik darlegen möchten:<br />
Während das Entschädigungsverfahren für Anlagenbetreiber weiter differenziert wird, werden<br />
Direktvermarkter, die in gleicher Weise von Einspeisemanagement-Maßnahmen betroffen sind wie<br />
Anlagenbetreiber, nicht hinreichend berücksichtigt. Nach derzeitigem Stand liegen die gesamten<br />
Risiken und Verluste, die Einspeisemanagement-Maßnahmen verursachen, auf Seiten der<br />
Direktvermarkter. Weder Anlagenbetreiber noch Direktvermarkter haben diese Kosten zu vertreten,<br />
da sie nicht in der Lage sind, diese zu beeinflussen.<br />
Deshalb sehen wir es als unumgänglich an, dass es im Leitfaden zusätzlicher Ergänzungen bedarf, in<br />
denen auch Direktvermarkter und eventuell andere Parteien, denen zusätzliche Kosten aufgrund von<br />
Einspeisemanagement-Maßnahmen entstehen, Entschädigungsansprüche geltend machen können.<br />
Dies ist insbesondere vor dem Hintergrund einer zunehmenden Anzahl von Einspeisemanagement-<br />
Einsätzen dringend erforderlich. Während es gesetzlich nach § 11 Abs. 1 EEG geregelt ist, dass<br />
Netzbetreiber „ausnahmsweise“ befugt sind, Anlagen zu regeln, sind dennoch die Einsätze von<br />
Einspeisemanagement-Maßnahmen in den letzten Jahren regelmäßig angewendet worden.
Köln, den 15. August 2013<br />
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Next <strong>Kraftwerke</strong> GmbH<br />
Die Next <strong>Kraftwerke</strong> GmbH hat zwei mögliche Lösungswege ausgearbeitet, die im Folgenden näher<br />
ausgeführt werden sollen.<br />
1. Mengenmäßiger Bilanzkreisausgleich<br />
Gemäß Bilanzkreisvertrag haben wir gegenüber dem ÜNB/BIKO die Pflicht, unseren Bilanzkreis mit<br />
möglichst geringer Abweichung zu bewirtschaften und so eine hohe Bilanzkreisqualität zu<br />
gewährleisten. Letztere wird in zunehmendem Maße durch den Eingriff von Einspeisemanagement<br />
beeinflusst, worauf wir als Bilanzkreisverantwortlicher keinen Einfluss nehmen können.<br />
Ein möglicher Lösungsweg wäre: Dem Bilanzkreis werden die Strommengen, welche aufgrund von<br />
Einspeisemanagement nicht produziert und in den Bilanzkreis nicht bilanziert werden, nachträglich<br />
vom ÜNB/VNB hinzugefügt. Dadurch wird die Bilanzkreisqualität vom Einspeisemanagement bilanziell<br />
nicht angetastet und es entfällt das Ausgleichsenergiekostenrisiko. Hinzu kommt, dass aus Systemsicht<br />
die Verantwortung beim Verursacher verbleibt. Die durch den ÜNB/VNB heruntergeregelten<br />
Strommengen werden von diesem in gleicher Höhe wiederbeschafft.<br />
Bei dieser Form der Entschädigung ist es gleichfalls unbedingt notwendig, dass derjenige, der die<br />
Einspeisemanagement-Maßnahmen vornimmt, die betroffenen Direktvermarkter davon unverzüglich<br />
unterrichtet. Ansonsten würden die Direktvermarkter Gegenmaßnahmen wie etwa Intraday-Handel<br />
einleiten, die ggf. die Systembilanz verschlechtern, da sie bei fehlender Benachrichtigung über die<br />
Einspeisemanagement-Maßnahmen nicht wissen können, ob das Bilanzkreisungleichgewicht von<br />
Einspeisemanagement-Maßnahmen verursacht wurde oder von anderen Produktionsabweichungen.<br />
Diese Lösung scheint uns gut geeignet, da bisher ein Schaden getragen werden muss, welcher von uns<br />
nicht beeinflusst werden kann. Letztendlich können die potenziellen Verluste nur minimiert bzw.<br />
eliminiert werden, wenn der Netzausbau vorangetrieben wird.<br />
2. Finanzielle Entschädigung<br />
Alternativ sehen wir auch die Möglichkeit, die entstandenen finanziellen Verluste durch<br />
Einspeisemanagement-Maßnahmen dem Direktvermarkter monetär zu erstatten. Dabei möchten wir<br />
uns dem Vorschlag der Trianel GmbH zum Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement Version 1<br />
anschließen und darauf hinweisen, dass die Problematik bereits seit zweieinhalb Jahren besteht und<br />
bisher nicht angegangen wurde.<br />
Der entstehende Verlustbetrag, welcher zu entschädigen ist, ist folgendermaßen zu berechnen:<br />
Die erste Stunde nach Bekanntgabe von Einspeisemanagement muss in Höhe der anfallenden<br />
Ausgleichsenergiekosten erstattet werden, da der Direktvermarkter nicht mehr die Möglichkeit hat,<br />
auf Veränderungen der Stromeinspeisung zu reagieren. Für den darauffolgenden Zeitraum können die
Köln, den 15. August 2013<br />
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Next <strong>Kraftwerke</strong> GmbH<br />
fehlenden Strommengen am Intraday-Markt gekauft werden, sodass in dem Zeitbereich die Differenz<br />
zwischen Day-Ahead und Intraday beglichen werden sollte. Nach Beendigung der<br />
Einspeisemanagement-Maßnahmen muss die letzte gehandelte Stunde ebenso erstattet werden, da<br />
diese bereits im Vorfeld gekauft wurde und nicht mehr so kurzfristig wieder verkauft werden kann.<br />
Aufgrund des anhaltenden Ausbaus Erneuerbarer Energien und der starken Zunahme von<br />
Einspeisemanagement-Maßnahmen ist es nicht mehr tragfähig, dass daraus resultierende Kosten<br />
einzig zu Lasten der Direktvermarkter gehen. Eine Berücksichtigung dieser Problematik sollte<br />
unbedingt in den neuen Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement mit aufgenommen werden.<br />
Ebenso plädieren wir dafür, dass ein engerer regulatorischer Rahmen für den Einsatz von<br />
Einspeisemanagement auf Seiten der Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber geschaffen<br />
wird. In der bisherigen Umsetzung des Leitfadens Version 1 sind große Unterschiede zwischen den<br />
ÜNBs/VNBs zu erkennen. Ebenfalls möchten wir nochmals eindringlich auf die Informationspflichten<br />
(u.a. § 13 Abs. 2 S. 2, Abs. 5 EnWG, EEG § 11 Abs. 3) hinweisen, welche in vielen Fällen nicht<br />
gesetzmäßig umgesetzt werden. Hier ist eine standardisierte Meldung über die üblichen<br />
energiewirtschaftlichen Datenformate anzustreben. Auch sollte die in der Leitfaden Version 1<br />
genannte Abschaltreihenfolge der Anlagen eingehalten bzw. umgesetzt werden. Dies gilt insbesondere<br />
bei Anlagen, die für die Systemsicherheit erforderlich sind. Eine frühzeitige Abschaltung dieser<br />
beeinträchtigt die Systemstabilität.<br />
Die beiden Vorschläge sollen nochmal auf die wirtschaftliche Risikosituation der Direktvermarkter bei<br />
Einspeisemanagement-Einsätzen sowie auf die Nachteile für die Systembilanz aufmerksam machen.<br />
Der Lösungsvorschlag „mengenmäßiger Bilanzkreisausgleich“ ist insgesamt zu bevorzugen. Dies hängt<br />
sowohl mit dem geringeren administrativen Aufwand als auch mit der klaren einseitigen<br />
Verantwortung der Einspeisemanagement-Maßnahmen auf Seiten des Verursachers zusammen. Wir<br />
hoffen, dass unsere Einwände konstruktiv in den Lösungsprozess einfließen.