Es dauert nicht lange, bis in der Runde der erste Netzbetreibername fällt. Dann der zweite. Dann der Hinweis, dass es auch positive Beispiele gibt. Das Thema der Diskussion, zu der pv magazine im Mai Direktvermarkter, Energieanbieter, Berater und Regulierungsfachleute eingeladen hat, klingt zunächst technisch: Direktvermarktung kleiner Photovoltaikanlagen. Tatsächlich geht es um eine der wichtigsten Fragen für den nächsten Schritt im Heimanlagenmarkt: Was passiert, wenn kleine Anlagen nicht mehr automatisch eine feste Einspeisevergütung erhalten? Und wie lassen sie sich so in den Strommarkt integrieren, dass sie sich energiewirtschaftlich sinnvoll verhalten und den Betreibern trotzdem einen wirtschaftlichen Vorteil bringen?
Erst einmal sind sich alle einig. Energiewirtschaftlich ist die Richtung sinnvoll. Nutzen kleine Anlagen die Direktvermarktung, erhalten sie für den eingespeisten Solarstrom das, was er an der Strombörse zum Einspeisezeitpunkt wert ist. Sie speisen nicht mehr ein, wenn der Strompreis negativ ist – denn dann müssten sie ja zahlen. Im Gegenteil, unter Umständen lohnt es sich, den Speicher zu nutzen, um den Solarstrom zu einem späteren Zeitpunkt einzuspeisen. Prinzipiell haben Anlagen in der Direktvermarktung einen Anreiz, den Strom dann einzuspeisen, wenn er viel wert ist und benötigt wird.
Das ist im Prinzip auch dann der Fall, wenn die Direktvermarkter für die Bilanzierungsverantwortung und das Risiko von Prognosefehlern Gebühren erheben. Der Netzbetreiber mache die Abnahme umsonst, sagte Jochen Schwill, Gründer und Geschäftsführer von Spotmyenergy, in der Diskussion. Die Kosten würden aber anfallen und „in Netzentgelten verschmiert“. Allerdings sind die Kosten der Direktvermarkter noch zu hoch. Je kleiner die Anlage, umso höher ist ihr Anteil am Erlös und umso unwirtschaftlicher wird die Direktvermarktung.
Solarstrom vom Eigenheim an der Börse verkaufen – was bringts?
Wenn die Einspeisevergütung für Photovoltaikanlagen auf Einfamilienhäusern wegfallen sollte, was vielleicht nicht sofort, aber doch in den nächsten Jahren geschehen könnte, muss man auch den auf dem Eigenheim erzeugten Solarstrom an der Börse verkaufen. Wir rechnen vor, wie profitabel das mit Speichernutzung ist
Spotmyenergy hat bereits einige kleine Anlagen zu Testzwecken in der Vermarktung. „Es ist noch kein Modell, das wirtschaftlich gegenüber der festen Einspeisevergütung konkurrenzfähig ist“, sagt Schwill. Pro vermarkteter Kilowattstunde – so der Plan für ein Produkt, das sich gerade in der Beta-Phase befindet – kostet es einen Cent, dazu einen Grundpreis von 5,99 Euro pro Monat.
„Wir nehmen jeden Monat dutzende Anlagen auch in diesem Segment in die Direktvermarktung“, sagt Christian Chuduba von Lumenaza, ebenfalls in der Diskussionsrunde. Das seien aber zur Zeit noch Nischenfälle. Die meisten Kunden hätten einen Speicher, der eine drei- oder viermal so hohe Leistung wie die Photovoltaikanlage hat. Mit solch einer Dimensionierung könne man über die Verschiebung der Einspeisung signifikant Erlöse generieren. Die Kosten hängen von der Anlagenauslegung ab. Laut Onlinerechner der Lumenaza-Tochter Luox Energy liegen sie bei Anlagen unter 40 Kilowatt einheitlich bei 153 Euro pro Jahr und damit in einer ähnlichen Größenordnung wie bei Spotmyenergy
Hier könnte man aufhören, sich mit dem Thema zu beschäftigen. Doch das ist nur ein Teil der Geschichte. „Die Herausforderung der Direktvermarktung ist nicht in sich eine wirtschaftliche“, wirft Jannik Schall von 1Komma5° ein. Das Problem sei derzeit vielmehr, „einen Kunden in die Direktvermarktung zu holen“. Der Aufwand sei so groß, „dass der wirtschaftliche Vorteil teilweise wieder aufgefressen wird“.
In der Diskussion wird die Frage geäußert, ob die Direktvermarktung auch für zum Beispiel 30 Euro im Jahr machbar sei, und ob sie eher in einem halben Jahr, in drei oder eher in fünf Jahren massentauglich sein könne. „Drei Jahre wären auch schon wieder so eine Ewigkeitsschiene“, merkt Schwill dazu an. „Wenn wir jetzt sagen, man müsste den Netzbetreibern drei Jahre Zeit geben, dann werden daraus fünf und das ist ja irgendwie kein Horizont, mit dem man arbeiten kann“, so Schwill. „Wir brauchen die Direktvermarktung jetzt,“ bläst Christian Chudoba in das gleiche Horn. „Es gibt überhaupt keinen Grund, die Software ist da, der Markt ist da, ebenso die Partnerprozesse. Die Netzbetreiber müssen sie einfach implementieren und dann das geht auch in sechs Monaten. Da ist eine reine Frage der Prioritäten.“
Bürokratieaufbau droht weiterzugehen
Allerdings droht gerade etwas, das schon den Smart-Meter-Ausbau in Deutschland um 15 Jahre verzögert hat. Chudoba warnt vor der Gesetzesänderung, wie sie derzeit im Gespräch ist. Diese verlangt, dass der Netzbetreiber erst die Steuerbox eingebaut und zum Funktionieren gebracht haben muss, bevor eine Anlage in die Direktvermarktung darf. Obwohl es inzwischen zertifizierte Steuerboxen gibt, lässt der Rollout durch die Netzbetreiber immer noch auf sich warten. „Der Flaschenhals sind die Netzbetreiber“, sagt Chudoba. Mit dieser Gesetzesänderung würde man die Aufgabe weiter erschweren.
Es geht um Folgendes: Bisher sind Anlagen unter 25 Kilowatt von der Fernsteuerbarkeit durch den Direktvermarkter ausgenommen. Nun soll die Pflicht wieder eingeführt werden, was einen neuen Flaschenhals der Implementierung und zusätzliche Bürokratie bedeutet. Zusätzlich verlangt das EEG bereits seit der letzten Novelle, dass Direktvermarkter ab 2028 grundsätzlich bei allen Anlagen die Steuerung über das Smart Meter Gateway und die Steuerbox abwickeln müssen. Noch eine Verschärfung.
Bei einigen funktioniert es
Ein gewisses Maß an Frustration ist bei den Experten nicht zu überhören. „Im letzten Jahr hat sich nicht viel getan“, sagt Felix Dembski, Vice President Legal & Regulatory bei Sonnen. Immerhin, es sei leichter geworden, an ein intelligentes Messsystem zu kommen – Grundvoraussetzung einer Strommarktintegration. „Das Traurige ist die breite Spanne der Bearbeitungszeiten bei den Netzbetreibern“, sagt er. Würden alle 36 Monate für den Prozess brauchen, dann könnte man zum Schluss kommen, die Prozesse sind einfach schrecklich und keiner kann es. „Aber man sieht einige, die es schneller können.“
Paragraf 8b des EEG verlangt, dass Netzbetreiber die „alphanumerische Bezeichnungen des vereinbarten Ortes der Messung, der Entnahme und der Einspeisung von Energie“, das ist die bürokratische Bezeichnung der Marktlokationsnummer, innerhalb eines Monats dem Anschlussbegehrenden mitteilen müssen.
„Wir erhalten aber nur sechs Prozent der IDs fristgerecht“, sagt Markus Meyer, Leiter Politik bei Enpal. Wenn sie da ist, folgt der zweite Schritt: die Umstellung des Zählers von der jährlichen Abrechnung auf viertelstündliche Bilanzierung. Die vorgegebene Frist sind zwei Tage. „Wir sehen im Durchschnitt über die großen Netzbetreiber, mit denen wir arbeiten, einen Verzug von 181 Tagen“, sagt Meyer. Einige machten es deutlich besser, andere noch viel schlechter. Beim nächsten Schritt zur Direktvermarktung, der Anmeldung, sehe es nicht viel besser aus. Dort liege der Verzug bei 65 Tagen.
Die Erhebung stammt aus dem Netz-Team von Enpal, in dem allein 40 Personen nur damit beschäftigt sind, „in Kooperation mit Netzbetreibern Prozesse für die Direktvermarktung umzusetzen“, sagt Meyer. Allein im letzten Jahr seien sie mit circa 400 Netzbetreibern die Prozesse durchgegangen. Das sei aufwendig, aber oft auch konstruktiv.
Wenn dieser Prozess klappen würde, wäre schon viel gewonnen. „80 Prozent der Gesamtkosten im Direktvermarktungs-Lebenszyklus liegen im Onboarding“, sagt Leon Büchner. Der Leiter Kompetenzteam Smart Metering bei BET Consulting berät unter anderem Netzbetreiber und hatte kürzlich mit einem Stadtwerk einen Workshop zu dem Thema. Ihm gebe allerdings zu denken, dass kein Netzbetreiber in Deutschland auch nur ansatzweise alle Prozessvorgaben umsetze. Vermutlich seien nicht die vielen Unternehmen daran schuld, sondern die Architektur der Marktkommunikation, die in Grundzügen noch dem Prozessdesign von 2006 entspricht. Das Verfahren wurde damals geschaffen, um Stromverbrauchern den Lieferantenwechsel zu ermöglichen. Jetzt sei es überladen. „Seit Jahren schauen sich das alle nur noch an und nehmen sich nur noch das Nötigste raus, was man unbedingt machen muss“, sagt Büchner.
Das größte Problem sei, dass die Daten alle dezentral verwaltet würden. 4.000 Lieferanten und Direktvermarkter, 850 Netzbetreiber und 900 Messtellenbetreiber und andere hätte alle Daten und müssten sie bei Änderungen synchronisieren. Da Daten öfter fehlerhaft seien, ergäben sich daraus größere Probleme. Büchner plädiert für eine zentrale Datenbank wie in Österreich, wo die Prozesse besser funktionierten.
In der Zwischenzeit könne man zumindest „Pflaster auf die Prozesse“ kleben und den manuellen Abstimmungsaufwand rausnehmen. Bei der Vergabe der Marktlokationsnummer könne man die Marktkommunikation beispielsweise relativ leicht vereinfachen. Allerdings müsse der Regulator dazu aufrufen, sonst werde sich das nicht ändern. Ein gemeinsames Netzzugangsportal würde auch helfen.
SAP-Upgrade als Lösung?
André Hoffmann sieht die Hürde nicht allein in der fehlenden Zentralisierung. Mehr als zwei Drittel der Netzanschlüsse verwalten Netzbetreiber mit SAP-Systemen, erklärt der Head of Product Portfolio Energy von Arvato Systems, einem IT-Dienstleister unter anderem für Netzbetreiber, im Einzelinterview. Viele Systeme seien älter als 20 Jahre und „eine architektonische Altlast. Es ist eine Herausforderung für Netzbetreiber, damit die vielen anstehenden Veränderungen gleichzeitig umzusetzen“, sagt er.
Angefangen habe es mit dem Lieferantenwechsel in 24 Stunden, jetzt seien die Netzbetreiber mit den zeitvariablen Netzentgelten beschäftigt. Die Direktvermarktung komme oft erst danach. Gleichzeitig müssten sie auch noch die IT Systeme generell upgraden. Der Support für das alte SAP R3 IS-U, das die meisten noch nutzen, laufe aus. Bis Ende 2027 müssten alle auf das neue SAP S/4 HANA upgraden.
„Es wird ganz hart priorisiert, was durch Dienstleister umgesetzt wird“, sagt Hoffmann. Dabei werde in der Regel nicht das regulatorisch Geforderte umgesetzt, weil das viel zu viel sei. Es werde vielmehr nach der Anzahl vorliegender Anträge und Geschäftsvorfälle entschieden. „Meine These ist, dass einige Netzbetreiber erst dann die Umsetzungen priorisieren und beauftragen, wenn mehr als 100 Anfragen vorliegen.“
Im SAP-Upgrade sieht Hoffmann allerdings jetzt eine große Chance. Denn auf der neuen Plattform könnten viele der notwendigen Prozesse per App installiert werden, sodass nicht jeder Netzbetreiber eine individuelle Lösung beauftragen müsse. Und es tue sich noch mehr. 2029 werden die Smart Meter Daten auf dem so genannten Mabis-Hub gebündelt. Daher hat er recht konkrete Vorstellungen, wie sich die Direktvermarktung in den nächsten Jahren entwickeln wird. „2027 bekommen wir die Vorreiter im automatisierten Zusammenspiel Netzbetreiber und Vermarkter, 2028 können es dann noch mehr, 2029 dann vielleicht alle“, sagt er.
Die positive Interpretation teilt Felix Dembski jedoch nicht. „Ich kann Ihnen Dutzende bis Hunderte E-Mails von Verteilnetzbetreibern zeigen, die sich leider gerade in einer Systemmigration befinden“, sagt er, „und zwar aus den letzten 10 Jahren.“ Alle seien immer in einer Systemmigration.
Es gibt bei vielen Beteiligten daher relativ wenig Verständnis dafür, dass Netzbetreiber gerade sehr viele Aufgaben stemmen müssen und daher die Priorisierung eventuell nicht so einfach ist. Der IT-Aufwand scheint in der Tat begrenzt. Grob sei mit 100 Arbeitstagen eines Beraters zu rechnen, sagt Arne Hoffmann. Allerdings seien die Berater auch in anderen Projekten.
Dann wird es politisch, „Der Regulator und die Politik machen es sich manchmal zu einfach“, sagt Schwill. Sie regulieren irgendwas, geben aber kein Anreizsystem, stellen ihre Regulierung einfach so in den Raum. „Eine Ergänzung zu Anreizen wären Pönalen“, sagt Schall. Die Netzbetreiber müssten ihre Fristen einhalten, dann skaliere die Direktvermarktung und könne ökonomisch attraktiver sein als die Einspeisevergütung. 1Komma5° hat inzwischen seine „Energieintelligenz Hearbeat AI“, so nennt das Unternehmen seine Lösung, geöffnet. Die Direktvermarktung kann daher auch für Anlagen anderer Installateure genutzt werden.
Auf dem Weg zur Wirtschaftlichkeit
Schall warnt vor dem Narrativ, dass immer erzählt wird, die Direktvermarktung gehe nicht. „Ich erlebe in Gesprächen mit Journalisten, aber auch mit Politikern, mittlerweile eine Art von Resignation“, sagt er. „So ein ‚Das ist ja alles so komplex, das schaffen wir eh nie und das werden die Verteilnetzbetreiber nie hinbekommen.‘“ Er spricht sich dafür aus, Positivbeispiele zu zeigen.
Und in der Tat gibt es auch einige Netzbetreiber, die in der Runde gut wegkommen, weil mit ihnen die Zusammenarbeit funktioniert. „Es gibt wirklich in jedem Prozessschritt auch einen Verteilnetzbetreiber, der eine gute Leistung erbringt,“ sagt Daniel Fürstenwerth vom 1000 Gigawatt Institut.
Die 30 Euro pro Jahr stehen derweil immer noch für die Gebühren im Raum. „Wenn ich jetzt rein die Direktvermarktung sehe, halte ich 30 Euro auch langfristig nicht für realistisch“, sagt Schwill. Das liegt aber daran, welche Kosten man darunter fasst. Schwill sieht die Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung darin, dass man sie mit der Vermarktung der Batterie und vielleicht des Elektroautos verbindet. Dafür muss aber auch noch eine regulatorische Hürde genommen werden. Bis Ende Juni muss die Bundesnetzagentur die Mispel-Festlegung verabschieden. Diese wird erlauben, entweder pauschal oder per genauer Zählung den Speicher sowohl für Grünstrom als auch für Graustrom zu nutzen.
Allerdings reicht es nicht, dass die Behörde ihre Entscheidung kommuniziert – danach beginnt wieder der Marktkommunikationsprozess. „Im April und im Oktober werden Festlegungen getroffen, die jeweils sechs Monate später umgesetzt werden“, sagt Fürstenwerth. „Der nächste verfügbare Zeitpunkt wäre also theoretisch April 2027.“
Die Runde ist sich einig, dass die Schwierigkeiten nicht dazu führen sollten, dass man bei der festen Einspeisevergütung bleibt. „Wir drängen sehr, die feste Einspeisevergütung abzuschaffen und durch eine Direktvermarktungspflicht zu ersetzen“, sagt Schall. Er hält es für sinnvoll, die Marktprämie in den ersten Jahren beizubehalten, weil die Prozesskosten erheblich sein werden – eine Position, die alle Beteiligten bestätigen. „Wenn die Netzbetreiber ihren Pflichten nachkommen und ihre Fristen einhalten, skaliert es auch auf eine wirtschaftliche Art und Weise und kann für den Betreiber einer Photovoltaikanlage sogar deutlich attraktiver sein als die alte bekannte Einspeisevergütung.“ Das bleibt in dieser Diskussionsrunde unwidersprochen.