Marktintegration von Strom aus Erneuerbaren Energien durch Einbeziehung in den Wettbewerb um Kunden

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1 Marktintegration von Strom aus Erneuerbaren Energien durch Einbeziehung in den Wettbewerb um Kunden Vorschlag für ein optionales und kostenneutrales Direktvermarktungsmodell zur Versorgung von Stromkunden Ansprechpartner: Clean Energy Sourcing AG Daniel Hölder, Leiter Energiepolitik Katharinenstr. 6, Leipzig T. +49 (341) E. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 1 / 13

2 Zusammenfassung Das Marktprämienmodell stellt ein einfach umzusetzendes und risikoarmes Modell für die Direktvermarktung von EEG-Strom dar. Es basiert auf der Vermarktung des in den EEG-Anlagen erzeugten Stroms in der Day-ahead- Auktion des Spotmarkts der EPEX Spot SE. Diese Aufgabe haben vor Einführung der Marktprämie die Übertragungsnetzbetreiber übernommen, und sie tun dies heute immer noch für jene Anlagen, die nicht direkt vermarktet werden. Marktprämienstrom kann jedoch nicht als Ökostrom (Strom aus Erneuerbaren Energien) verkauft werden, weil für ihn keine Herkunftsnachweise ausgestellt werden dürfen. Außerdem lässt er sich nicht in die mittel- bzw. langfristigen Portfolien von Stromvertrieben integrieren, weil sich sein Wert erst im Nachhinein anhand der erzielten Preise in der Day-ahead-Auktion der EPEX Spot SE in Paris bestimmen lässt. Aus diesen Gründen werden einerseits fast alle Grün- bzw. Ökostromprodukte, die in Deutschland angeboten werden, auf der Basis von Herkunftsnachweisen aus dem Ausland realisiert. Andererseits haben die Stromvertriebe derzeit nichts mit der Integration der Erneuerbaren Energien in das Stromsystem zu tun, obwohl sie die zentralen Akteure im Strommarkt sind und neben dem exklusiven Zugang zu den Stromkunden auch Zugang zu den regenerativen und konventionellen Erzeugungsanlagen und zum Großhandel und den Strombörsen haben. Clean Energy Sourcing schlägt daher die Einführung eines Kundenmarktmodells vor, das als optionale Alternative Stromvertrieben erlauben soll, Strom aus EEG-Anlagen außerhalb des EEG-Umlagesystems zu vermarkten und den Strom unter Erhaltung der Ökostromqualität an Stromkunden zu liefern. Das Modell stellt dabei sicher, dass es im EEG-Umlagesystem keine Mehrkosten verursacht und dass die Vertriebe, die es umsetzen, durch die Integration eines hohen Anteils an Wind- und Solarenergieanlagen einen besonderen Beitrag zum Ausgleich dieser unsteten Erzeuger leisten. Kern des Modells ist die Regelung, dass Vertriebe sich freiwillig dafür entscheiden können, die Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien nicht durch die Beteiligung am EEG-Umlagesystem, sondern durch den Einkauf von Strom aus Erneuerbaren Energien zu finanzieren. Das bedeutet, dass sie, wenn sie bezogen auf ihren Stromabsatz an nicht privilegierte Letztverbraucher einen Mindestanteil an Strom beziehen, der dem Anteil des insgesamt in Deutschland eingespeisten Stroms am nicht privilegierten Letztverbraucherabsatz in Deutschland entspricht, einen Mindestanteil an Strom aus Wind und PV beziehen, der dem Anteil des insgesamt in Deutschland eingespeisten Stroms aus diesen Energieträgern am nicht privilegierten Letztverbraucherabsatz in Deutschland entspricht, zur Einhaltung dieser Anteile Strom verwenden, der andernfalls dem EEG-Konto Kosten in Höhe der durchschnittlichen Kosten des EEG-Stroms verursacht hätte, keine EEG-Umlage an die Übertragungsnetzbetreiber zu entrichten haben, weil sie den ihnen zurechenbaren Anteil an EEG-Strom außerhalb des EEG-Kontos vermarkten. Dieses Direktvermarktungsmodell erlaubt es den Vertrieben, Strom aus EEG-Anlagen direkt in ihr Portfolio aufzunehmen. Damit wird der Ausgleich der Fluktuation zu einem Teil des Wettbewerbs um Stromkunden. Es entsteht ein besonders hoher Anreiz, nach den kostengünstigsten Möglichkeiten für diesen Ausgleich zu suchen. In diesem Papier werden zunächst die Motivation für die Einführung eines Spotmarkt-unabhängigen Vermarktungsinstruments und anschließend das Modell an sich detailliert erläutert. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 2 / 13

3 1. Einleitung Eines der wesentlichen Ziele er Novellierung des EEG im Jahr 2014 ist die Marktintegration der Erneuerbaren Energien. Dazu sieht der Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD die Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung auf Basis der gleitenden Marktprämie sowie die Abschaffung des sogenannten Grünstromprivilegs vor. Die Vermarktung von Strom aus EEG-Anlagen nach dem Marktprämienmodell, die bereits mit dem EEG 2012 eingeführt wurde, soll damit zum Standard für neue EEG-Anlagen werden. Ende 2013 wurde der Strom aus mehr als 50 % der installierten EEG-Anlagen und mehr als 80 % der Windenergieanlagen nach dem Marktprämienmodell direkt vermarktet. Nahezu alle neu installierten Wind- und Bioenergieanlagen nutzen die Marktprämie. Insgesamt wurden im vergangenen Jahr fast MW EEG- Anlagen nach dem Marktprämienmodell und nur gut MW nach dem Grünstromprivileg und nur 160 MW im Rahmen der Sonstigen Direktvermarktung vermarktet. 2. Die Direktvermarktung nach dem Modell der gleitenden Marktprämie Das Marktprämienmodell ist für Anlagenbetreiber und Direktvermarkter leicht umzusetzen und insbesondere für die Anlagenbetreiber risikoarm. Es basiert auf der Vermarktung des in den EEG-Anlagen erzeugten Stroms in der Day-ahead-Auktion des Spotmarkts der EPEX Spot SE in Paris. Durch die gleitende Marktprämie wird dem Anlagebetreiber die Differenz zwischen dem Spotmarktwert des Stroms ( Marktwert ) und der EEG-Vergütung, die ihm im Einspeisevergütungsmodell zugestanden hätte, vergütet. Wenn er, bzw. sein Vermarkter, den Strom also am Spotmarkt der EPEX Spot veräußert, erzielt er in der Summe aus Verkaufserlös und Marktprämie das gleiche Ergebnis wie bei der Einspeisevergütung. Zusätzlich erhält er die Managementprämie, die einen pauschalen Ausgleich für die Kosten der Handelsanbindung, der Prognoseabweichungen (Ausgleichsenergie) sowie ggf. der Fernsteuerungsanbindung darstellt. Ob diese im Rahmen der verpflichtenden Direktvermarktung weiterhin gewährt werden soll, geht aus dem Koalitionsvertrag nicht hervor. Falls sie ohne Gegenrechnung in den Vergütungssätzen gestrichen würde, käme dies einer Vergütungskürzung um die tatsächlichen Kosten für Handelsanbindung, Ausgleichsenergie und Fernsteuerungsanbindung (bzw. um das Dienstleistungsentgelt des Vermarkters) gleich. In der Praxis trägt der Direktvermarkter alle Kosten und Risiken und sichert dem Anlagenbetreiber einen sicheren Zusatzerlös gegenüber der klassischen Einspeisevergütung zu. Dies ist in der Regel eine Anforderung der finanzierenden Banken, um Risiken vom Finanzierungsprojekt abzuwenden. Der im Rahmen der Einspeisevergütung von den Netzbetreibern abgenommene Strom aus EEG-Anlagen wird nach der Ausgleichsmechanismusverordnung von den Übertragungsnetzbetreibern ebenfalls in der Day-ahead- Auktion der EPEX Spot veräußert. Aus Sicht des Strommarktes besteht damit zunächst kein Unterschied zwischen der Einspeisevergütung und der Direktvermarktung mit der gleitenden Marktprämie. Im Falle stark negativer Preise am Spotmarkt ist es für den Vermarkter des Marktprämienstroms wirtschaftlich vorteilhafter, die EEG-Anlage abzuschalten und den Anlagenbetreiber für den nicht erzeugten Strom zu entschädigen, sobald der Preis am Spotmarkt den negativen Wert der (erwarteten) Marktprämie unterschreitet. Die damit verbundene Verhinderung stark negativer Strompreise am Spotmarkt also von Preisen unterhalb von ca. - 7 ct/kwh und die resultierende Kosteneinsparung für das EEG-Konto sind die wesentlichen Argumente für das Marktprämienmodell. Daneben gibt es für steuerbare EEG-Anlagen einen Anreiz, ihre Stromproduktion in Zeiten höherer Strompreise zu verlagern, weil die Marktprämie für diese Anlagen am durchschnittlichen und nicht am tatsächlich erzielten Spotmarktpreis bemessen wird. Windenergie- und Photovoltaikanlagen haben diese Möglichkeit nicht, bzw. nur theoretisch, weil ihre Stromproduktion von Wind und Sonne abhängt. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 3 / 13

4 3. Marktprämienmodell lässt keine echte Versorgung von Stromkunden zu Durch die oben beschriebene Wirkungsweise der Marktprämie besitzt Marktprämienstrom zu jedem Zeitpunkt den Wert des Spotmarktpreises. Das bedeutet, dass eine Vermarktung des Marktprämienstroms an einem anderen Markt als dem Spotmarkt eine Spekulation zwischen dem Spotmarkt und dem anderen Markt darstellt und nichts mit der Direktvermarktung zu tun hat. Diese Spekulation könnte genauso vorgenommen werden, indem Strom am Spotmarkt gekauft und an dem anderen Markt verkauft wird. Die Direktvermarktung von EEG- Anlagen ist dafür nicht erforderlich und stellt auch keinen Vorteil dabei dar. Das ist der grundlegende Unterschied zwischen der Vermarktung von Marktprämienstrom und von Strom aus anderen Kraftwerken. Bei diesen sind die Kosten der Stromerzeugung bekannt, so dass durch eine Vermarktung am Terminmarkt die Margen gegen sinkende Preise abgesichert werden können 1. Beim Marktprämienstrom sind die Erzeugungskosten zwar auch bekannt, nicht bekannt sind aber die Höhe der Marktprämie, die erst im Nachhinein ermittelt wird, und damit die Differenz aus Erzeugungskosten und Marktprämie, die über den Vermarktungserlös gedeckt werden muss. Auf der anderen Seite fragen Stromkunden feste Strompreise über einen Zeitraum von ein bis drei Jahren bei den Stromversorgern (energiewirtschaftlich: Stromvertriebe) nach. Diese kalkulieren ihre Preise auf Basis von Terminmarktprodukten und sichern den Kundenlastgang entsprechend ein bis drei Jahre im Voraus über den Kauf von Terminprodukten ab. Die Vertriebe sind damit die Handelspartner der Kraftwerksbetreiber, die wie dargestellt die geplante Stromproduktion ihrer Kraftwerke mehrere Jahre im Voraus ( auf Termin ) verkaufen. An den Spotmärkten werden von den Kraftwerksbetreibern und Vertrieben dann nur noch die Abweichungen zwischen den kurzfristigen Verbrauchs- bzw. Produktionsprognosen und den auf Termin ge- bzw. verkauften Strommengen ausgeglichen. Die nachstehende Abbildung 1 verdeutlicht diese grundlegenden Zusammenhänge. Abb. 1: Kraftwerksbetreiber und Stromvertriebe sichern sich auf den Terminmärkten ab. Natürlich kann nun ein Direktvermarkter dennoch den Strom, den er nach dem Marktprämienmodell vermarktet, zur Belieferung von Stromkunden verwenden. Die für ein bis drei Jahre festen Preise für die Kunden muss er aber auf Basis der Terminmärkte kalkulieren und absichern, da er nicht weiß, was ihn der Marktprämienstrom in der Zukunft kosten wird. Das bedeutet aber, dass er zum Erfüllungszeitpunkt jeweils um die Marktprämienstrommenge überdeckt ist und Strom in dieser Menge am Spotmarkt verkaufen muss. Es bleibt 1 Das gilt für konventionelle Kraftwerke genauso wie für KWK-Anlagen, die nach dem KWKG mit einem festen KWK-Zuschlag gefördert werden, und für EEG-Anlagen, die nach dem Grünstromprivileg oder im Wege der sonstigen Direktvermarktung vermarktet werden. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 4 / 13

5 also dabei, dass die Kundenbelieferung und die Marktprämienvermarktung wirtschaftlich getrennte Geschäfte sind, auch wenn die Strommengen dabei vermischt werden können. Würde die Absicherung des Kundenabsatzes auf Termin unterbleiben, würde noch ein drittes, wirtschaftlich wiederum unabhängiges Geschäft, nämlich die Spekulation zwischen Spot- und Terminmarkt hinzukommen. Abb. 2: Käufer des am Spotmarkt veräußerten EEG-Stroms sind in erster Linie die Kraftwerksbetreiber. In der Konsequenz bedeutet dies, dass die Käufer der über den Spotmarkt verkauften EEG-Strommengen, unabhängig davon, ob diese von den Übertragungsnetzbetreibern oder von anderen Akteuren nach dem Marktprämienmodell vermarktet werden, in erster Linie die Kraftwerksbetreiber sind. Sobald die Preise am Spotmarkt die variablen Kosten der Stromerzeugung ihrer Kraftwerke (Grenzkosten) unterschreiten, ist es für diese vorteilhaft, ihre Kraftwerke zu drosseln oder abzuschalten und die Terminkontrakte mit am Spotmarkt billiger zugekauftem Strom zu erfüllen (Abb. 2). Diese Wahlmöglichkeit haben die Stromvertriebe nicht. Ein weiteres Problem bei der Versorgung von Stromkunden mit Strom, der nach dem Marktprämienmodell vermarktet wird, besteht darin, dass für diesen Strom keine Herkunftsnachweise für Strom aus Erneuerbaren Energien ausgestellt werden dürfen. Diese Herkunftsnachweise werden aber dazu benötigt, den Strom gegenüber den Stromkunden als Strom aus Erneuerbaren Energien auszuweisen. Sogenannte Grünstromoder Ökostromprodukte sind daher auf Basis der Marktprämienvermarktung nicht machbar. Aber auch wenn Marktprämienstrom als Ökostrom verkauft werden dürfte, würde dies nichts an den oben dargestellten energiewirtschaftlichen Zusammenhängen ändern. Das Marktprämienmodell ist daher nicht geeignet für die Versorgung von Stromkunden. Das hat einerseits zur Folge, dass die Stromvertriebe nichts mit der Integration des Stroms aus Erneuerbaren Energien zu tun haben und andererseits Ökostromprodukte nach der Abschaffung des Grünstromprivilegs ausschließlich auf Ökostromzertifikaten aus dem Ausland beruhen werden. Eine Belieferung von Stromkunden mit Erneuerbarem Strom aus Deutschland wäre dann nur noch aus alten, großen Wasserkraftanlagen möglich. Dies wäre aus Sicht der Clean Energy Sourcing problematisch für die Akzeptanz der Energiewende bei den Stromkunden. Es würde aber auch das Potenzial der Stromvertriebe für die Integration des Stroms aus Erneuerbaren Energien ungenutzt bleiben 2. 2 Die sonstige Direktvermarktung ist hier kein Ausweg. Zwar können bei dieser die Herkunftsnachweise des vermarkteten Stroms genutzt werden, es muss jedoch die volle EEG-Umlage entrichtet werden. Aufgrund der Doppelbelastung aus EEG-Umlage und Einkauf von teurem EE-Strom ist keine wirtschaftlich tragfähige Versorgung von Stromkunden möglich. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 5 / 13

6 4. Marktintegration von Strom aus Erneuerbaren Energien durch Stromvertriebe Stromvertriebe sind die zentralen Akteure der Stromwirtschaft. Sie haben ausgezeichnete Möglichkeiten, Strom aus Erneuerbaren Energien in den Markt zu integrieren. Sie kennen die Bedürfnisse und das Verbrauchsverhalten ihrer Kunden, weil sie letzteres jeden Tag für die Strombelieferung prognostizieren müssen. Als Schnittstelle zwischen Erzeugung, Verbrauch und Großhandel steht ihnen eine breite Palette von Instrumenten zur Verfügung, um die unstete Stromproduktion aus Wind und Sonne auszugleichen. Dazu gehören nicht nur die Großhandelsmärkte in ihrer gesamten Breite, sondern auch die Beeinflussung der Erzeugungsseite über die Steuerung von dezentralen EEG- und KWK-Anlagen, der Einsatz von Stromspeichern und das Lastmanagement, also die Beeinflussung des Verbrauchsverhaltens ihrer Kunden. Ganz besonders bei der Hebung der Flexibilitätspotenziale auf der Verbraucherseite, also beim Lastmanagement und der Steuerung von Eigenerzeugungsanlagen, kommt den Vertrieben eine Schlüsselrolle zu. Abb. 3: Stromvertriebe können Flexibilitäten als Teil ihres Portfolios managen. Wie oben bereits dargestellt, haben die Vertriebe im Marktprämienmodell aber unabhängig von der Möglichkeit der Nutzung der Herkunftsnachweise nichts mit der Integration des Stroms aus Erneuerbaren Energien zu tun, weil sie keine Möglichkeiten haben, den Strom in ihr Portfolio zu integrieren und zur Versorgung von Kunden zu nutzen. Es ist daher wichtig, dass parallel zum Marktprämienmodell ein alternatives, optionales Vermarktungsmodell geschaffen wird, dass die Versorgung von Stromkunden mit Strom aus EEG-Anlagen zulässt und das nicht auf der Vermarktung am Spotmarkt basiert. Dieses Modell sollte mehrere Bedingungen erfüllen: Nutzbarkeit der Ökostromeigenschaft des Stroms (der Herkunftsnachweise) zur Stromkennzeichnung als Strom aus Erneuerbaren Energien gegenüber den Stromkunden Kostenneutralität gegenüber der Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell, ggf. sogar Kostenentlastung des EEG-Kontos Hoher Anreiz zu systemdienlichem Verhalten der Anlagenbetreiber und der Vermarkter Keine Behinderung regionaler Vermarktungsmöglichkeiten Europarechtliche Kompatibilität Im Folgenden wird ein solches Modell vorgeschlagen und diskutiert. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 6 / 13

7 5. Das Kundenmarktmodell Die Grundidee des Konzepts des Kundenmarktmodells ist die eigenständige Vermarktung von Strom aus EEG- Anlagen außerhalb des EEG-Vergütungs- und Umlagensystems. Das bedeutet, dass Vertriebe, die ungeförderten Strom aus Erneuerbaren Energien direkt bei Anlagenbetreibern einkaufen und dabei bestimmte Kriterien einhalten, sich auch nicht am EEG-Umlagensystem, also an der EEG-Umlage beteiligen müssen. Die Kriterien müssen nun so gewählt werden, dass die oben genannten Bedingungen erfüllt werden, wobei im Mittelpunkt die Kostenneutralität und die Systemdienlichkeit stehen. Zur Beurteilung der Kostenneutralität ist es hilfreich, zunächst das Umlageprinzip des EEG noch einmal näher zu betrachten: Es besteht darin, dass der nicht privilegierte Stromverbraucher mit der Zahlung der EEG-Umlage über die allgemeine Stromkennzeichnung einen Anteil von Strom aus Erneuerbaren Energien, gefördert nach dem EEG bekommt. Basierend auf der Prognose der Übetragungsnetzbetreiber für das Jahr 2014, die Grundlage für die Berechnung der EEG-Umlage 2014 ist, bedeutet das in Zahlen: Nicht privilegierte Stromkunden zahlen eine EEG-Umlage in Höhe von 6,24 ct/kwh bekommen dafür 40 % Strom aus EEG- Anlagen 3, der dem System Kosten in Höhe von 16,98 ct/kwh verursacht. Abb. 4: Prinzip des EEG-Umlagesystems Daraus folgt, dass das Kriterium der Kostenneutralität erfüllt ist, wenn der Vertrieb Strom aus EEG-Anlagen einkauft, der dem EEG-Umlagesystem andernfalls Kosten in Höhe der durchschnittlichen Systemkosten (2014: 16,98 ct/kwh) verursachen würde, der Anteil von direkt vermarktetem EEG -Strom am Stromabsatz an seine nicht privilegierten Kunden genauso hoch ist, wie der Anteil von EEG-Strom am nicht privilegierten Letztverbrauch in Deutschland insgesamt (2014: 40 %) und er im Gegenzug keine EEG-Umlage an das System abführen muss. 3 Stromversorger dürfen Strom aus Erneuerbaren Energien, gefördert nach dem EEG in dem Maße ausweisen, in dem sie EEG- Umlage abführen. Versorger, die ausschließlich nicht privilegierte Kunden versorgen, dürfen daher 40 % EEG-Strom ausweisen, wenn sie auch privilegierte Kunden versorgen, für die sie keine Umlage abführen müssen, entsprechend weniger. Wie die Versorger den EEG-Strom, den sie ausweisen dürfen, auf die von ihnen angebotenen Produkte verteilen, bleibt ihnen überlassen. Daher bekommen die meisten nicht privilegierten Kunden tatsächlich niedrigere und privilegierte Kunden höhere EEG-Anteile ausgewiesen, als sie fianzieren. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 7 / 13

8 Abb. 5: Kostenneutralität des Kundenmarktmodells Die Systemdienlichkeit des Kundenmarktmodells wird durch eine Einbindung eines hohen Anteils von Strom aus Wind und Sonne erreicht. Dadurch wird der Ausgleich der Fluktuation Teil des Kerngeschäfts der Vertriebe, die das Kundenmarktmodell umsetzen. Sie kennen die Strommengen, die sie jährlich/monatlich aus der Direktvermarktung von Windenergie- und PV-Anlagen zu erwarten haben, sowie deren Kosten, sie wissen jedoch nicht, wann genau sie diese Strommengen aufnehmen müssen. Dadurch entsteht für sie der Anreiz, nach der kostengünstigsten Möglichkeit zum Ausgleich zu suchen. Über den Stromhandel können offene Positionen sukzessive mit besser werdenden Prognosen geschlossen werden (mehrere Tage vorher bis Intraday). Die Vermarktung des EEG-Stroms wird entzerrt und nicht auf die Day-ahead-Auktion fokussiert. Gleichzeitig sind die Kosten, die durch den Ausgleich der unsteten Erzeugung aus Wind und Sonne entstehen (energiewirtschaftlich werden diese als Strukturierungskosten bezeichnet) ein Maß für den Wert von anderen Flexibilitätsoptionen, mit denen der Vertrieb den Ausgleich ebenfalls vornehmen kann: Bedarfsgerechter Betrieb von dezentralen EE- und KWK-Anlagen, Lastmanagement und Speicher. Es entsteht Wettbewerb um den kostengünstigsten Ausgleich der fluktuierenden Einspeisung aus Wind und Sonne. 6. Ausgestaltung des Kundenmarktmodells im Detail Nachstehend wird die detaillierte Ausgestaltung des vorgeschlagenen Kundenmarktmodells erläutert. Vertriebe können sich freiwillig dafür entscheiden, die Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien nicht durch die Beteiligung am EEG-Umlagesystem, sondern durch den Einkauf von Strom aus Erneuerbaren Energien zu finanzieren (Kundenmarktmodell). Dafür gelten folgende Regelungen: Vertriebe, die bezogen auf ihren Stromabsatz an nach dem EEG nicht privilegierte Letztverbraucher einen Mindestanteil an Strom beziehen, der dem Anteil des insgesamt in Deutschland eingespeisten, nach dem EEG förderfähigen Stroms am nicht privilegierten Letztverbraucherabsatz in Deutschland entspricht, Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 8 / 13

9 einen Mindestanteil an Strom aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien (Wind onshore, Wind offshore und PV) beziehen, der dem Anteil des insgesamt in Deutschland eingespeisten, nach dem EEG förderfähigen Stroms aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien am nicht privilegierten Letztverbraucherabsatz in Deutschland entspricht, diese Anteile kalenderjährlich und in acht Monaten eines Kalenderjahres einhalten und zur Einhaltung dieser Anteile Strom verwenden, der im Rahmen des Kundenmarktmodells direkt vermarktet wurde und der andernfalls dem EEG-Konto Kosten in Höhe der durchschnittlichen Kosten des EEG-Stroms verursacht hätte, finanzieren die Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien im gleichen Maße wie Vertriebe, die für ihren Stromabsatz an nicht privilegierte Stromkunden EEG-Umlage abführen, und müssen aus diesem Grund keine EEG-Umlage an die Übertragungsnetzbetreiber entrichten. Im Detail gelten dabei folgende Regelungen: 6.1 Berechnung der Mindestanteile Die Mindestanteile am nicht privilegierten Letztverbraucherabsatz an direktvermarktetem Strom insgesamt sowie an direkt vermarktetem Strom aus fluktuierenden EE (Wind, Solar), die der Vertrieb, der das Kundenmarktmodell in Anspruch nimmt, einhalten muss, ergeben sich aus der gesamten EEG-Stromerzeugung sowie der EEG-Stromerzeugung aus Windenergie- und PV-Anlagen im Verhältnis zum gesamten nicht privilegierten Letztverbrauch gemäß der Prognose der Übertragungsnetzbetreiber für die EEG-Umlage des betreffenden Jahres. Dabei werden die Strommengen, die nicht direkt vermarktet werden sowie die Mengen, die nach dem Marktprämienmodell oder dem Kundenmarktmodell direkt vermarktet werden berücksichtigt. Nicht berücksichtigt wird der Strom, der im Rahmen der sonstigen Direktvermarktung eingespeist wird. Die Anteile werden auf volle Prozent aufgerundet. Diese Mindestanteile müssen auf Jahresbasis sowie in acht Monaten des Jahres eingehalten werden, um die systemdienliche Integration der unsteten Erzeuger sicherzustellen. Ein Lastgangkriterium, wie im bisherigen Grünstromprivileg ( 39 Abs. 1 Nr. 1 Halbsatz 2) kommt nicht zur Anwendung, weil dieses erstens bei Anteilen an fluktuierenden Erzeugern in der Größenordnung von 30 % nicht umsetzbar wäre und weil es zudem den Großhandel als Ausgleichsoption weniger attraktiv machen würde als andere Ausgleichsoptionen. Dies wäre nicht sinnvoll, weil das Kundenmarktmodell alle Ausgleichsoptionen in einen gleichberechtigten Wettbewerb stellen soll. 6.2 Berechnung der durchschnittlichen Kosten des EEG-Stroms Zur Ermittlung der durchschnittlichen Kosten je kwh des EEG-Stroms werden folgende Kostenpositionen herangezogen: Einspeisevergütungen der nicht direkt vermarkteten Anlagen (vor Abzug der vermiedenen Netznutzungsentgelte) Für Anlagen, die nach dem Marktprämienmodell oder dem Kundenmarktmodell direkt vermarktet werden, werden die Einspeisevergütungen zu Grunde gelegt, auf die die die Anlagenbetreiber Anspruch hätten, wenn sie die Einspeisevergütung in Anspruch genommen hätten, unabhängig davon, ob sie das Recht dazu gehabt hätten ( Anzulegender Wert für die Einspeisevergütung nach 33h EEG) Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 9 / 13

10 Zahlungen für die Flexibilitätsprämie von Anlagen, die im Marktprämienmodell vermarktet werden, sowie Zahlungen für die Flexibilitätsprämie von Anlagen im Kundenmarktmodell, die entstehen würden, wenn diese Anlagen im Marktprämienmodell vermarktet würden Zahlungen für den eigenverbrauchten Strom von PV-Anlagen sowie für die Nachrüstung von Anlagen zur Behebung des sogenannten 50,2 Hz-Problems Keine Berücksichtigung bei der Ermittlung dieser Kosten finden folgende Positionen: Kosten für Prognose, Ausgleichsenergie, Stromhandel, Zinsen und die Liquiditätsreserve, da diese Kosten dem Vertrieb, der das Kundenmarktmodell umsetzt ebenfalls entstehen und er dafür keinen Ausgleich wie im Marktprämienmodell durch die Managementprämie erhält. Zahlungen für die Managementprämie, weil die Managementprämie den Kosten für Prognose, Ausgleichsenergie und Stromhandel, die den Marktprämiendirektvermarktern entstehen, entspricht. 6.3 Berechnung der mittleren EEG-Vergütung der im Kundenmarktmodell vermarkteten Anlagen Bei der Ermittlung der mittleren EEG-Vergütung der Anlagen, die von dem jeweiligen Vertrieb im Kundenmarktmodell vermarktet werden, werden berücksichtigt: Die Einspeisevergütungen, auf die die im Kundenmarktmodell direkt vermarkteten EEG-Anlagen Anspruch gehabt hätten ( Anzulegender Wert für die Einspeisevergütung nach 33h EEG), einschließlich der Eigenverbrauchsförderung bei PV-Anlagen. Die Flexibilitätsprämie, auf die die Anlagen Anspruch gehabt hätten, wenn sie im Marktprämienmodell vermarktet worden wären. Keine Berücksichtigung findet der Anspruch auf die Managementprämie, den die Anlagen gehabt hätten, wenn sie nach dem Marktprämienmodell vermarktet worden wären. 6.4 Verrechnung der Differenz zwischen mittlerer EEG-Vergütung und durchschnittlichen Kosten des EEG-Stroms Der Anlagenbetreiber erhält in diesem Modell eine Zahlung, die er individuell mit dem Direktvermarkter bzw. dem Kundenmarktmodell-Vertrieb verhandelt. Dieser Preis dürfte knapp oberhalb des Wertes liegen, den er bei alternativer Vermarktung im Rahmen des Marktprämienmodells bekommen würde. Der Vertrieb, der das Kundenmarktmodell nutzt, zahlt die Differenz zwischen der Einspeisevergütung der ausgewählten Anlage und der mittleren EEG-Vergütung an das EEG-Konto. Wird eine Anlage mit einer Vergütung oberhalb der durchschnittlichen EEG-Vergütung vermarktet, erhält der Vertrieb die Differenz. Dadurch ist sichergestellt, dass der Vertrieb das EEG-Konto durch die Entnahme von Strom aus der EEG-Wälzung auch um die entsprechenden, durchschnittlich dem Wälzungssystem entstehenden Kosten entlastet. Ein Herauspicken von Anlagen mit niedrigen Vergütungssätzen ist dadurch nicht mehr möglich. Gleichzeitig werden durch diese Verrechnung alle EEG-Anlagen unabhängig von ihrer Vergütungshöhe für das Kundenmarktmodell zugänglich. Das ist besonders für Biogasanlagen wichtig, die in Anhängigkeit der Strompreise bzw. des Residuallastbedarfs gesteuert werden und damit zum Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung aus Wind und Sonne eingesetzt werden können. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 10 / 13

11 6.5 Vermiedene Netznutzungsentgelte Da die durchschnittlichen Kosten des EEG-Stroms vor Abzug der vermiedenen Netzentgelte ermittelt werden, dürfen die Anlagen, die nach dem Kundenmarktmodell vermarktet werden, vermiedene Netzentgelte in Anspruch nehmen, weil diese im Falle der Einspeisevergütung bzw. der Marktpämienvermarktung dem EEG- Umlagesystem gutgeschrieben werden würden. 6.6 Herkunftsnachweise und Stromkennzeichnung Für Strom, der nach dem Kundenmarktmodell direkt vermarktet wird, dürfen Herkunftsnachweise für Strom aus Erneuerbaren Energien ausgestellt werden, da dieser Strom weder eine Einspeisevergütung noch eine Marktprämie nach dem EEG erhält und dieser Strom auch nicht in die Berechnung des EEG-Quotienten eingeht. Auf Basis dieser Herkunftsnachweise können die Vertriebe, die nach dem Kundenmarktmodell Strom an Kunden liefern, diesen im Rahmen der Stromkennzeichnung als Sonstiger Strom aus Erneuerbaren Energien ausweisen. Vertriebe, die das Kundenmarktmodell nicht in Anspruch nehmen und für den Stromabsatz an nicht privilegierte Stromkunden die EEG-Umlage abführen, dürfen dagegen entsprechend der von ihnen gezahlten EEG-Umlage im Rahmen der Stromkennzeichnung Strom aus Erneuerbaren Energien, gefördert nach dem EEG ausweisen. In beiden Fällen können die Vertriebe also die Strommenge als Strom aus Erneuerbaren Energien ausweisen, die sie entweder durch die EEG-Umlage oder durch den direkten Einkauf finanzieren. 6.7 Zahlenbeispiel für das Jahr 2014 Aus den Zahlen der Übertragungsnetzbetreiber für die Festlegung der EEG-Umlage 2014 können die durchschnittlichen Kosten des EEG-Stroms, sowie die Anteile von EEG-Strom insgesamt sowie von EEG-Strom aus fluktuierenden Erzeugungsanlagen am nicht privilegierten Letztverbrauch wie folgt berechnet werden: durchschn. EEG- Vergütung (ct/kwh) Anteil am nicht priv. Letztverbrauch Wasserkraft 8,67 1,63 % Gase (Deponie-, Klär- und Grubengas) 7,13 0,48 % Biomasse (incl. Flexibilitätsprämie) 17,98 9,25 % Geothermie 24,24 0,03 % Wind onshore 9,20 16,46 % Wind offshore 18,07 1,96 % Photovoltaik (incl. Umrüstung 50,2 Hz und Eigenverbrauchsförderung) 31,91 9,68 % EEG-Strom insgesamt 16,98 39,49 % EEG-Strom aus fluktuierenden EE 28,10 % Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 11 / 13

12 Daraus ergeben sich folgende Anforderungen an Vertriebe, die im Jahr 2014 das Kundenmarktmodell in Anspruch nehmen: Anteil von Strom aus nach dem Kundenmarktmodell direkt vermarkteten EEG-Anlagen am nicht privilegierten Stromabsatz an Letztverbraucher: 40 % Anteil von Strom aus nach dem Kundenmarktmodell direkt vermarkteten, fluktuierenden EEG-Anlagen (Wind onshore, Wind offshore und PV) am nicht privilegierten Stromabsatz an Letztverbraucher: 29 % Durchschnittliche Kosten des EEG-Stroms als Referenzwert für die mittlere EEG-Vergütung der vermarkteten EEG-Anlagen: 16,98 ct/kwh. Liegt die mittlere EEG-Vergütung der durch den Vertrieb vermarkteten Anlagen niedriger als 16,98 ct/kwh, muss er die Differenz zu diesem Wert an das EEG- Konto abführen, liegt die mittlere EEG-Vergütung darüber, bekommt er die Differenz erstattet. 7. Kostenneutralität gegenüber dem EEG-Konto Grundlegende Idee des Kundenmarktmodells ist die Vermarktung des Stroms aus Erneuerbaren Energien im Rahmen der mittel- und langfristigen Vertriebsportfolien anstatt am kurzfristigen Spotmarkt. Aus diesem Grund ist es notwendig, die einzuhaltenden Kriterien für das Kundenmarktmodell jährlich im Voraus festzulegen. Da sich die durch die EEG-Umlage zu deckenden Differenzkosten im Umlagesystem des EEG im Wesentlichen aus der Differenz zwischen den EEG-Vergütungen und den Preisen der Day-ahead-Aktion der EPEX Spot SE ergeben, stellt sich die Frage, wie sich Abweichungen von den Prognosen der Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Berechnung der EEG-Umlage für das Folgejahr auf die Kostenneutralität des Kundenmarktmodells für das EEG-Konto auswirken. Das Kundenmarktmodell ist aus mehreren Gründen robust gegenüber solchen Prognoseabweichungen. Zunächst müssen Vertriebe im Kundenmarktmodell grundsätzlich höhere Anteile als die Mindestanteile an direkt vermarktetem Strom einplanen, damit sie diese Mindestanteile einhalten können. Dadurch müssen sie höhere Einkaufskosten für diesen Strom in Kauf nehmen und entlasten das EEG-Konto stärker als für die Kostenneutralität erforderlich. Diese Sicherheitsaufschläge werden sich in der Größenordnung der Prognoseabweichungen für die Einspeisemengen der Übertragungsnetzbetreiber bewegen. Wenn man vom PV-Ausbauboom absieht, resultierten die größten Abweichungen von den Prognosen der Übertragungsnetzbetreiber und damit der größte Teil der Unterdeckung des EEG-Kontos in den vergangenen Jahren nicht aus der Unterschätzung der eingespeisten und vergüteten Strommengen, sondern aus der Annahme eines zu hohen Strompreises beim Verkauf des EEG-Stroms am Spotmarkt. Dieser Fehler ergibt sich aus der Ausgleichsmechanismusverordnung, bei der der erwartete Spotpreis des Folgejahres mit dem durchschnittlichen Terminpreis des Vorjahres berechnet wird. In fallenden Märkten ist aber der Durchschnitt stets über dem aktuellen Marktwert, so dass die Differenz zwischen Durchschnitt und aktuellem Marktwert als Fehler übernommen wird. Tatsächlich hätte in den Jahren, in denen der Verkaufspreis zu niedrig angesetzt wurde, die EEG-Umlage also höher sein müssen. Das bedeutet, dass ein Kundenmarktmodell-Vertrieb in dem fraglichen Jahr im Nachteil gewesen wäre, weil er ebenfalls den Marktpreisen ausgesetzt gewesen wäre und dadurch die im Vergleich zur ÜNB-Prognose größere Differenz zwischen den Kosten des direkt vermarkteten Stroms und dem Marktpreis getragen hätte. Wenn er aber den EEG-Strom zu langfristigen Terminpreisen in seinem Portfolio einkalkuliert und damit werthaltiger vermarktet hätte als durch den Verkauf am Spotmarkt, dann wäre genau dieser Vorteil der Sinn und Zweck dieses Vermarktungsmodells. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 12 / 13

13 Die Auswirkungen der Prognoseabweichungen der Überragungsnetzbetreiber für die Einspeisemengen, die sich in der Vergangenheit hauptsächlich aus dem schwankenden Aufkommen an Wind an Land und durch einen zu niedrig abgeschätzten PV-Zubau ergeben haben, kompensieren sich darüber hinaus gegenseitig. Viel Strom aus Wind onshore senkt die durchschnittlichen Kosten des EEG-Stroms, weil die Vergütungsätze für die Technologie unterhalb der durchschnittlichen EEG-Vergütung liegen. Das Gleiche gilt für einen stärkeren Ausbau der PV, weil die PV-Vergütungssätze für neue Anlagen mittlerweile für alle Anlagengrößen unterhalb der durchschnittlichen EEG-Vergütung liegen. Wenn also in einem sehr guten Windjahr sehr viel Strom aus Wind eingespeist würde und dadurch der Anteil von EEG-Strom am nicht privilegierten Letztverbrauch höher wäre als von den Übertragungsnetzbetreibern im Vorjahr abgeschätzt, dann wäre es für den Vertrieb, der das Kundenmarktmodell umsetzt, ein Vorteil gegenüber dem EEG-Umlagesystem, dass er weniger direktvermarkteten Strom in seinem Portfolio einsetzen müsste als den deutschlandweiten EEG-Strom-Anteil. Diesem Vorteil steht aber der Nachteil entgegen, dass er für den direkt vermarkteten Strom höhere Kosten als die durchschnittliche EEG-Vergütung getragen hätte. Damit gibt es einen gegenseitigen Ausgleich der Auswirkungen von Abweichungen von der Prognose der Übertragungsnetzbetreiber. Zudem hätte ein gutes Windjahr auch zu höheren Stromerzeugungsmengen bei Windenergieanlagen im Kundenmarktmodell und damit zu höheren Einkaufskosten als geplant geführt. 8. Entlastung des EEG-Kontos durch Direktvermarktung von Bestandsanlagen ohne Managementprämie Anlagen, die nach dem Kundenmarktmodell direkt vermarktet werden, erhalten keine Markt- und damit auch keine Managementprämie. Dadurch wird das EEG-Konto im Vergleich zur Vermarktung der Anlagen im Rahmen des Marktprämiensystems entlastet. Auch wenn die Managementprämie im Zug der Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung für Neuanlagen gestrichen wird, tritt die Entlastung des EEG-Kontos durch die Vermarktung von Bestandsanlagen, die in jedem Portfolio den ganz überwiegenden Teil ausmachen werden, im Kundenmarktmodell ein. Clean Energy Sourcing AG, Katharinenstraße 6, Leipzig Seite 13 / 13