Die schon länger diskutierte Direktvermarktungspflicht ist meiner Meinung nach nicht unbedingt die Katastrophe für die PV-Entwicklung, als die sie teilweise verschrieen wird. Aber sie ist eine Kostenbelastung für kleine Prosumer (so nennt man die Doppelrolle Produzenten-Verbraucher, englisch aus Producer-Consumer zusammengezogen) wie Eigenheimbesitzer und andere Dachflächeneigner. Denn die Direktvermarkter verlangen eine Grundgebühr für die Vertragsverwaltung und ggf. Gerätemiete für ihre Steuerbox, die zunächst vom Stromerlös bezahlt werden muss, bevor damit die Anlage refinanziert werden kann.

PV-Errichter müssen daher abwägen: will ich auf Eigenverbrauch optimieren, daher meine PV kleiner und meine Batterie größer dimensionieren und den restlichen Strom vielleicht verschenken, oder baue ich erst recht so groß wie möglich, damit die neuen Kosten nicht so stark ins Gewicht fallen?

Vor allem aber ist die Direktvermarktungspflicht ein Bürokratiemonster, und steht damit dem aktuellen Regierungsziel des Bürokratieabbaus genau entgegen! Denn neben dem Verteilnetzbetreiber (VNB) = oft der grundzuständige Messstellenbetreiber (gMSB), dem Stromlieferanten (den man ja frei wechseln kann, manche machen das jährlich), manchmal dem wettbewerblichen Messstellenbetreiber (wMSB) bedient jeder Stromzähler noch einen weiteren Vertragspartner, eben den Direktvermarkter (DV). Das ist lästig für die Prosumer, es ist aber auch eine Belastung für den Messstellenbetreiber, häufig also den VNB, der die SmartMeter-Messwerte entsprechend in Echtzeit weiterleiten muss und nach der reinen Lehre auch die Befehle des Direktvermarkters über sein SmartMeter-Gateway - schließlich will der Direktvermarkter sein virtuelles Kraftwerk auch steuern können. Außerdem ist die wirtschaftliche Zielsetzung eines Direktvermarkters nicht unbedingt netzdienlich, sondern kann zu verstärkten Last- und Einspeisespitzen führen, wenn alle seine Vertragsanlagen dessen Strategie gleichzeitig ausführen. Das ganze zwischen dutzenden Direktvermarktern und über 800 teilweise winzigen VNB, von denen einige heute schon mit der Bedienung der Vielzahl von Schnittstellen überfordert sind und nicht alle Prozesse digitalisiert haben. Der VNB muss sich beim Anschluss einer PV vergewissern, dass ein DV-Vertrag besteht - neben den technischen Prüfung über die Eignung des Anschlusses. Und was ist, wenn der gekündigt wird, oder wenn der DV pleite geht? Mit der Direktvermarktungspflicht fällt der “default” wie ich als Informatiker sage, also der Standardfall weg, bzw. wird zum Ausnahmefall, wie die Grundversorgung in Verbrauchsrichtung - die ist in der Regel schlechter als jeder auch vom örtlichen Stromlieferanten angebotene Wahltarif.

Fakt ist aber auch, eine zeitunabhängige Vergütung von PV-Strom (mittlerweile mit Negativpreis-Pausen und entsprechender Nachholzeit - das ist aber nur “ein Pflaster” und sichert noch keine Netzdienlichkeit) passt schlecht zu einem effizienten Stromsystem, das auf Erneuerbaren beruht, und das wollen wir doch eigentlich alle.

Ich will hier einen schlankeren Entwurf skizzieren, der nach meinem Dafürhalten zukunftssicher und ausreichend netzdienlich ist.

Meine Ziele sind folgende:

  • bei der Inbetriebnahme einer Erzeugungsanlage soll möglichst wenig Bürokratie anfallen.
  • zumindest eine teilweise Inbetriebnahme soll nicht durch langsame Prozesse verschleppt werden können.
  • ohne weitere Verträge wie z.B. Direktvermarktung (die ja weiterhin möglich ist, nur nicht Pflicht wird) soll eine brauchbare Vergütung gezahlt werden.
  • zusätzliche Grundpreise sollen nur anfallen, wenn die Erzeugungsanlage einen dickeren Anschluss erfordert, als schon besteht.
  • Ausspeichern ins Netz soll erlaubt sein.
  • das Schema soll leicht verständlich sein.
  • der SmartMeter-Rollout soll für den gMSB wünschenswert sein, aber keine Voraussetzung darstellen.

Daraus ergibt sich folgende Idee.

  • bei der Inbetriebnahme reicht es, die Anlage im Marktstammdatenregister einzutragen (wie bei Balkonsolar heute) und man darf sofort mit einer gedeckelten Leistung einspeisen. Sagen wir 30% der vereinbarten Leistungsbereitstellung, bei einem normalen Hausanschluss (3x50A, 30kW) sind das immerhin 9kW - und zwar prinzipiell rund um die Uhr.
  • innerhalb einer Frist von 2 Monaten muss der VNB die tatsächlich maximal mögliche Einspeisung am Anschluss mitteilen. Die wird davon abhängen, wieviele Einspeiser schon an gleichen Trafoabgang dranhängen und welche Auslastung dieser Leitung er in Einspeiserichtung bisher beobachtet hat. Idealerweise wäre es die volle Anschlussleistung, aber die Niederspannungs-Leitungen zwischen Trafo und Kunden sind auf einen gewissen Gleichzeitigkeitsfaktor ausgelegt, von dem man bei der Einspeisung nicht ausgehen kann. Dynamisch kann er dann im Betrieb ein Dimmsignal für Erzeugung über das SmartMeter senden, wenn die Leitung in Einspeiserichtung voll ist. Dieses muss das HEMS beachten.
  • wenn ein SmartMeter vorhanden ist, wird vom VNB immer der Börsenstrompreis (Day-Ahead) vergütet.
  • Es fallen weder Fixkosten noch Netzentgelte an.
  • wenn kein SmartMeter vorhanden ist, dann leistet der VNB eine zeitunabhängige Vergütung mit dem Börsendurchschnittspreis innerhalb der Ableseperiode des Zählers (in der Regel Kalenderjahr - jedenfalls besteht mein VNB/gMSB sogar fürs Balkonkraftwerk auf eine Ablesung zum Jahreswechsel). Das ist ein gewisser, aber verkraftbarer Nachteil für den VNB - und damit ein Anreiz, SmartMeter auszurollen.
  • da der Börsenpreis bezahlt wird, handelt es sich um keine Subvention. Daher ist es auch egal, was für ein Strom eingespeist wird, ob direkter PV-Strom, batteriegepufferter PV-Strom, gespeicherter Strom aus Netzbezug (dürfte wegen der Netzentgelte und anderen Kostenbestandteile beim Bezug nur in Extremfällen lohnend sein).
  • die Vergütung für eingespeisten Strom ist von der Umsatzsteuer befreit. Das dient dem Bürokratieabbau: da der VNB umsatzsteuerpflichtig ist, könnte er die MWSt seinerseits als Vorsteuer absetzen, es macht also per Saldo keinen Unterschied. Aber so spart man sich, dass Prosumer für den Strom Umsatzsteuer erklären und abführen müssen, egal ob sie z.B. als Freiberufler oder Gewerbetreibender anderweitig umsatzsteuerpflichtig sind. Der VNB muss keine Fallunterscheidung durchführen, keine UstID erfassen.
  • die Annahme, dass PV-Anlagen im Privateigentum keine einkommensteuerpflichtigen Erträge abwerfen, bleibt bestehen. Das erspart die Anmeldung von Kleingewerben und damit Aufwand beim Finanzamt.

Wie komme ich auf diese Regeln? Hier eine Erläuterung.

Wenn der VNB für den eingespeisten Strom den Strombörsenpreis zahlt, dann ist das für ihn höchstwahrscheinlich sogar ein Vorteil. Denn er müsste Mengendifferenzen sonst ebenfalls zum Börsenpreis einkaufen, und dann auch noch aus dem Hochspannungsnetz zum Verbraucher bringen. Im Niederspannungsnetz eingespeister Strom hat dagegen in der Regel einen kurzen Weg zum nächsten Verbraucher, weil er oft schon innerhalb der Abgänge des Ortstrafos umverteilt werden kann und den Trafo selbst sowie seinen “Uplink”, also den Mittelspannungsanschluss, überhaupt nicht belastet, oder bei lokalen Überschüssen nur in Mittelspannung zu einem naheliegenden Trafo weitergeleitet wird.

Nun kann man einwenden, dass im Sommer ja womöglich Einspeiseüberschuss herrscht. Aber wenn ich mich so umschaue, sind in den wenigsten Dörfern alle Dächer mit PV vollgepflastert, und wenn der Börsenstrompreis bezahlt (oder falls negativ sogar belastet!) wird, dann haben Einspeiser keinen Anreiz, dies zu Zeiten minimaler Preise und damit größter Überschüsse zu tun. Eher werden sie am Morgen noch die Batterie weit genug ins Netz entladen, dass der Mittagsstrom an einem Sonnentag reinpasst, oder bei Einspeisepreisen nahe und erst recht unter Null den Wechselrichter auf den Hausbedarf abregeln. Und auch in der Abendspitze einspeisen. Wir haben ja immer noch die eine Strompreiszone. Aber der Tagesgang der Preise im Sommer setzt trotzdem in etwa die gleichen Anreize, wie es auch bei mehreren Gebotszonen oder nodalen Preisen wäre - nur das Preisniveau insgesamt würde sich etwas verschieben, weil örtliches Schönwetter den Preis stärker drücken würde und das Windangebot im Norden keine Auswirkung hätte. Damit ist der Preis für den Tagesverlauf ein weitgehend passender Anreiz für die Netzdienlichkeit.

Ist das für den Prosumer eine auskömmliche Vergütungsstruktur?

  • Für PV-Installationen ohne Speicher ist das ein deutlicher Nachteil gegenüber der EEG-Vergütung. Aber ich denke, es ist inzwischen Standard, dass man schon für den höheren Eigenverbrauch einen Speicher dazupackt, der wird vielleicht unter dem neuen Schema etwas größer ausfallen als früher, weil er neben der Eigenverbrauchsoptimierung auch dem Handel dient.
  • Für PV-Installationen mit Speicher scheint mir plausibel, dass die derzeitige EEG-Vergütung für Teileinspeiser (7,78 ct/kWh bis 10kWp, 6,73 ct/kWh bis 40kWp) bei zeitversetzter Einspeisung übertroffen werden kann.

Ich bin überzeugt, damit würden die richtigen Anreize für einen zum Erneuerbaren-Hochlauf passenden Ausbau der Dach-PV gesetzt.

Natürlich gibt es weiterhin die Option, über Direktvermarktung an einem “virtuellen Kraftwerk” teilzunehmen und die ganze Stromumschichtung aus der Hand zu geben. Unternehmen wie 1komma5° oder Enpal (und sicher auch andere, die zwei nehme ich am lautesten wahr) beackern diesen Markt ja bereits ganz umtriebig.

Aber ich denke es ist wichtig, deren Geschäftsmodell auch eine Alternative ohne solche Verträge und damit auch Abhängigkeiten gegenüberzustellen. Für die VNB wird der Zubau mit den oben skizzierten Regelungen nach meinem Dafürhalten planbarer und unbürokratischer.