Operation Direktvermarktung – Die eigene PV-Anlage als Goldesel?

IM EINSATZ?

Dann schau dir UNSEREN LOXKURS an und profitiere von unserem Wissen!

Meinen PV-Überschuss auf Basis der “popeligen” Einspeisevergütung nicht stumpf und unkontrolliert ins Netz zu schieben, sondern dynamisch zum schwankenden Börsenstrompreis inkl. optimierter Integration des Hausspeichers netzdiendlich exakt dann bereitzustellen, wenn der Ertrag am höchsten ist, war insgeheim immer schon meine Traumvorstellung. Sicher nicht für jeden Anlagenbetreiber interessant, erstrebenswert oder gar technisch realisierbar, aber spätestens aufgrund der seit Monaten immer absurderen Börsenstrompreise von teils über 80 Ct/kWh könnte das Thema doch auch für 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 dafür – 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, selbstverständlich auch…

Vorab: Um sich als Leser ein differenziertes Bild der derzeitig stark volatilen Marktlage machen zu können, 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 überhaupt auf sich?

Bei der Direktvermarktung erhält man nicht nur die “läppische” Einspeisevergütung 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) annähernd den aktuellen Börsenpreis (“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. Verrückt! Dieser berechnete Durchschnittwert wird in nachfolgender Grafik übrigens gaaaanz unten rechts ausgewiesen.

Alleine im Juli 2022 hätte ich für meine ins Stromnetz eingespeisten knapp 4 MWh so nicht “nur” 350 Euro Einspeisevergütung erhalten, sondern rechnerisch grob um 1.000 Euro (bei einem vergüteten mittleren Bezugswert von “nur” 25 Ct/kWh) – bei geschickter Integration des Hausspeichers zwecks zeitlicher Verschiebung der Einspeisung vermutlich sogar noch weitaus mehr.

Das lässt sich natürlich nicht auf das gesamte Jahr linear hochskalieren, da die Sonne im Winter natürlich viel weniger scheint, der Marktpreis auch weit nach unten schwanken kann und zudem über den Tag betrachtet extremen volatil ist, aber dennoch besteht zumindest derzeit ein enormes Potenzial – insbesondere wenn man die Einspeisung geschickt über die Nutzung eines groß dimensionierten Hausspeichers in die besonders ertragreichen Abend- und Nachtstunden herauszögern kann. Denn hier waren bspw. die letzten Monate – wie man aus obiger Grafik entnehmen kann – zeitweise bis zu über 80 Ct/kWh möglich.

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 Einspeisevergütung Verluste macht.

Dafür ist das sogenannte Marktprämienmodell verantwortlich, wodurch quasi eine Art Mindestvergütung garantiert wird, sodass man mindestens einen ähnlichen Betrag im Vergleich zur regulären Einspeisevergütung erhält – 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 Strombörse – heisst im europäischen Raum übrigens 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 Börsenstrompreis über einen Monat betrachtet. Dieser ist ganz vereinfacht gesagt über den Zeitverlauf gesehen ziemlich identisch mit dem Day-Ahead-Strompreis, auf dessen Grundlage dem Anlagenbetreiber vom Direktvermarkter – zumindest bei dem von mir derzeitig präferierten – die eingespeiste Strommenge auf “Stundenbasis” vergütet wird. Der gegen Mittag ermittelte Day-Ahead-Strompreis legt dann die einzelnen Stundenpreise für den kompletten kommenden Tag fest. Fein säuberlich in einzelne 24 Stundenhäppchen gehackt, wie man in nachfolgender Grafik durch die gezackte weisse Linie ganz gut erkennen kann.

Die gelb gestrichelte Linie zeigt dabei übrigens die optisch fast komplett gegenläufige 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 Anlagengröße erzeugt, sondern den Algorithmus darüber hinaus KI-technisch laufend auf Grundlage realer Vergangenheitswerte meiner Anlage aufbohrt. Aber bereits zu viel abgeschweift…

Die Marktprämie ist die vom Netzbetreiber an den Anlagenbetreiber ausgezahlte “Ausgleichszahlung” für den Fall, dass der aufs Monat gemittelte Marktwert – erstmal vereinfacht gesagt – unterhalb der normalen EEG-Einspeisevergütung (plus einen Minibonus – dazu später mehr) liegt.

Der Anlagenbetreiber erhält dann quasi mindestens den anzulegenden Wert ausbezahlt. Bei hohen Börsenpreisen eben den Marktwert ausschließlich vom Direktvermarkter, bei niedrigen Börsenpreisen ergänzt um die “Ausgleichszahlung” aka Marktprämie vom Netzbetreiber.

Was bedeutet das dann bspw. für meine PV-Anlage?

Erstmal sucht man die passenden Vergütungssätze aus dem offiziellen “Vergütungskatalog” (Quelle) heraus, in dem alle denkbaren Erzeugungsanlagen seit gefühlten 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/gebäude 0-10kW

  • Einspeisevergütung in Ct/kWh: 9,17
  • Anzulegender Wert in Ct/kWh: 9,57

SgK4821–Jun20 – solar/gebäude 10-40kW

  • Einspeisevergütung in Ct/kWh: 8,91
  • Anzulegender Wert in Ct/kWh: 9,31

Da meine Anlage 24,63kWp (über 10kWp) groß ist, muss ich zur Berechnung zwei Werte berücksichtigen. Für die ersten 10kWp erhalte ich bei der “stinknormalen” EEG-Einspeisevergütung 9,17 Ct/kWh, für die nächsten 14,63kWp dann nur noch 8,91 Ct/kWh. Als “Mischvergütung” 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 Einspeisevergütung, sondern stattdessen auf den angesprochenen “Anzulegenden Wert“. Also für die ersten 10kWp 9,57 Ct/kWh und für 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 Vergütung, 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 über der Einspeisevergütung (normale EEG-Vergütung). Aber wie oben bereits kurz angeprochen – der Direktvermarkter, der meine Anlage an die Börse bringt, stellt seine Dienstleistung auch nicht für lau bereit und verlangt natürlich 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 Einrichtungsgebühr von derzeit 180 Euro hinzukommt.

Ich rechne mit einer jährlichen Einspeisung von bis zu 20 MWh. Da ich im Worst-Case-Fall (Börsenpreise dauerhaft im Keller) bei der Direktvermarktung immer 0,4 Ct/kWh mehr bekomme als bei der bisher in Anspruch genommenen Einspeisevergütung, wäre das ein Plus von 80 €/Jahr. Bleiben rechnerisch also nur noch 40€/Jahr Mehrausgaben, um den Direktvermarkter zu bezahlen – die Einrichtungsgebühr einmal aussen vor.

Wie komme ich mit meiner Anlage überhaupt in die Direktvermarktung?

Spannend ist, dass alle PV-Anlagen über 100kWp seit 2017 bereits in die Direktvermarktung MÜSSEN, für alle kleineren Anlagen wurde eben erstmal ein einfacherer Weg über die “EEG-Pauschalvergütung” gewählt. Das hat meiner Ansicht nach insbesondere technische und teilweise auch monetäre Gründe – dazu kommen wir gleich noch detaillierter. Man darf aber natürlich auch mit kleineren Anlagen in die Direktvermarktung (DV), sofern ein passender Direktvermarkter die Anlage auch tatsächlich 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 können.

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

Mein derzeitig präferierter Direktvermarkter für 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 Kürze mit seiner 17kWp PV-Anlage soft- und hardwareseitig “verheiratet”. Durch sein Knowhow hoffe ich auch meine Anlage mit vertretbarem Aufwand “DV-ready” machen zu können. Howto-Anleitungen könnten in diesem Kontext folgen…

Kurzer Spoiler: Dabei hat man als Anlagenbetreiber die Möglichkeit die relevante Datenkommunikation über integrasun.de (wiederum technischer Dienstleister von interconnector) abzuwickeln, welcher sehr flexibel und fast schon auf DIY-Anlagen zugeschnitten ist. So lässt sich die Kommunikation per OpenVPN und Modbus realisieren, was bei geschickter softwareseitiger Implementierung nichtmal zusätzliche Hardware voraussetzt – sofern man bspw. wie ich eh bereits einen Raspberry Pi mit Venus OS (Stichwort Victron-ESS) einsetzt, worüber ich seit gefühlt zig Monaten blogge. -> Blogserie Batteriespeicher

Welchen Zähler brauche ich für die Direktvermarktung?

Auch wenn derzeit bereits Pilotprojekte – z.B. hier (externer Link) – existieren, um das für PV-Anlagen über 7kWp eigentlich ohnehin bereits vorgeschriebene “Intelligente Messsystem” – abgekürzt iMsys – auch für die Direktvermarktung nutzbar zu machen, muss man zumindest aktuell noch seinen konventionellen (Zweirichtungs-)Zähler gegen einen sogenannten RLM-Zähler mit “Registrierender Leistungsmessung” tauschen. Das iMsys bestehend dann übrigens aus Smart Meter Gateway (SMG) plus Messeinrichtung – aber nur soviel am Rande.

Das Entscheidende bei der RLM ist dabei, dass dieser Zählertyp den Leistungsmittelwert pro Messperiode (bei Strom gewöhnlich 15 Minuten) ermitteln und über passende Datenschnittstellen (z.B. eingebautes UMTS-Modem oder LAN-Anschluss per heimischem Internetrouter) zum Netzbetreiber (oder zum Direktvermarkter oder zu beiden?) übermittelt. Und das ist entscheidend, da der Direktvermarkter seine Vergütung für den Anlagenbetreiber jede Stunde dynamisch auf Basis des einen Tag vorher gegen Mittag festgelegten Day-Ahead-Börsenpreises anpasst. Auf diese Weise kann ermittelt und insbesondere auch übermittelt werden, wieviel abrechnungsrelevante kWh zu welcher Stunde genau eingespeist wurden.

Wo kann ich den Day-Ahead Börsenstrompreis einsehen?

Der Day-Ahead-Börsenstrompreis lässt sich recht einfach über die öffentliche API von Awattar (externer Link) abfragen. Täglich um Punkt 14 Uhr können dabei alle fixierten Day-Ahead-Börsenstrompreise (also die vorhergesagten stündlichen Marktpreise des nachfolgenden Tages) eingesehen und natürlich 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 über NodeRED (Howto: Preise von aWATTar abfragen (externer Link)) heruntergeladen, in eine InfluxDB gepackt und mit Grafana visualisiert – und meine realen PV-Produktionswerte darübergelegt (nicht sehr aussagekräftig in dieser Skala, aber who cares):

Was kostet ein solcher RLM-Zähler?

Der benötigte RLM-Zähler kostet dabei erstmal richtig Asche – kommt ja auch aus der Anlagenwelt >100kWp. Bei meinem Netzbetreiber würde ein solcher Zähler bspw. jährlich um die 365€ kosten (Quelle). Zumindest fallen dafür dann die Kosten für den bisherigen Zweirichtungszähler (knapp 60€/Jahr) weg.

Wer möchte, kann sich aber mittlerweile in Deutschland auch für einen alternativen Messstellenbetreiber entscheiden (zu den Marktrollen später nochmal eine kleine Übersicht). Ein bekannter und auch günstiger Anbieter ist Discovergy (externer Link), der aber anscheinend aktuell keine neuen Zähler bis auf absehbare Zeit installiert bekommt. Wer hier einen Tipp für einen alternativen Anbieter für mich hat: Immer her damit! -> Bitte die Kommentarfunktion nutzen.

Zur Not werde ich eben in den saueren Apfel beißen 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 für EEG-Vergütungen zuständig und zudem noch glücklicherweise mein privater Berater in Sachen Direktvermarktung ist:

Es dauert wohl aufgrund bestimmter Abrechnungsthematiken mindestens schon mal sechs Wochen, bis der Messstellenbetreiber einen bestehenden SLP-Zähler (Standardlastprofil) – wie in meinem Fall ein Zweirichtungszähler, der gleichzeitig die PV-Einspeisung und den Netzbezug misst – gegen einen RLM-Zähler 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 eintüten 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 Börsenpreis zu tun. Und wenn es – kurzgesagt – finanziell schlecht für den Direktvermarkter wäre, den Strom aus meiner gerade volle Lotte einspeisenden Erzeugungsanlage an der Börse 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 genügend freier Kapazität und Ladeleistung zurückgreifen kann, der die überschüssige Energie dann aufnehmen und zu einem geeigneten späteren Zeitpunkt erst ins Stromnetz einspeisen kann. Ohne Batteriespeicher bzw. dynamisch zuschaltbarer Verbraucher (z.B. Wärmepumpe oder E-Fahrzeug) würde die Produktion sonst über den PV-Wechselrichter technisch über eine “ineffiziente Verschiebung des MPPT” gedrosselt werden und die überschüssige Energie “verpuffen” (schön untechnisch ausgedrückt). Und das wäre eigentlich ja extrem schade. Werden ja schon genug erneuerbare Energiequellen, wie Windräder, temporär gedrosselt oder abgeschaltet aufgrund fehlender lokaler Speichermöglichkeiten oder weil die Überlandleitungen nicht genug Kapazität dafür haben.

Kosten durch weitere Fernsteuerungsgadgets?

Das war fernsteuerungstechnisch aber noch nicht alles. Jetzt könnte 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 Netzstörung meine Anlage herunterzuregeln”. Äh falsch gedacht – denn hier befindet man sich steuerungstechnisch eher in die zweite Hälfte des 19. Jahrhunderts zurückversetzt.

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 länger auf dieses Zukunftskonzept bzgl. “Dreh- und Angelpunkt des intelligenten Messsystems” (vgl. Link oben) warten.

Bis dahin muss also nach EGG 2021 § 9 (externer Link) weiterhin ein Rundsteuerempfänger nachgerüstet werden. In meinem Fall kostet dieser Funkrundsteuerempfänger (FRE) dann bei den lokalen Stadtwerken knappe 450€ (externer Link) zzgl. Installation durch meinen Elektriker. Ich habe mir mal den Spaß gemacht und das benötigte 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 möchte, springt einfach mal auf Seite 6/9 und zieht sich das Howto zur Antenneneinrichtung rein. Das sagt dann alles über den technischen Stand. Aber immerin sind dann vermutlich keine fancy Mikrochips verbaut, die aktuell ja Mangelware sind.

Also insgesamt eine klobige Kiste, die über Funksignale vom Netzbetreiber dazu bewegt werden kann kleine Relais auszulösen. Dieser Kontaktschluss ist dann – korrekt verdrahtet – das Signal für 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 zusätzlich “dynamische” Zwischendrosselungsstufen von 60% und 30% anfahren können.

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

Kleines Zwischenupdate vom Thema Rundsteuerempfänger: Nach telefonischer Rücksprache mit dem sehr netten Sachberarbeiters meines Netzbetreibers ist es so, dass ich einen sogenannten Tonfrequenzrundsteuerempfänger (TRE und nicht FRE wie vorher gedacht) benötige, da ich mich nahe genug am “zentralen Versorgungspunkt” befinde. Dort wird eine Tonfrequenz von 210Hz ins Niederspannungsnetz aufmoduliert (eine Art von PWM), über welche der Rundsteuerempfänger direkt gesteuert wird – also komplett ohne externe Antenne. Über diese Frequenz wird dann über definierte Steuerbefehle bspw. auch die Straßenbeleuchtung gesteuert. Ein absolut spannendes Thema finde ich. Oldschool und dennoch absolut funktional. Auf ähnliche Weise moduliert ja bspw. auch SolarEdge das für die Synchronisation der Leistungsoptimierer notwendige Datensignal auf die vorhandene DC-Stringleitung auf – ohne jeden weiteren fehleranfälligen Funkkram.

Marktrollen und Teilnehmer am Strommarkt

Natürlich gibt es noch viel mehr Teilnehmer als die Folgenden, aber erstmal nur alle relevanten Marktrollen im Kontext der angestrebten Direktvermarktung und deren Zuständigkeiten:

Anlagenbetreiber: Er (als du oder ich) meldet eine neue Erzeugungsanlage – im privaten Sektor fast ausschließlich Photovoltaik – beim Netzbetreiber an. Aktuell werden weitestgehend Überschusseinspeiseanlagen angemeldet, da man den produzierten Strom dann in erster Linie selbst verbrauchen und somit seine Strombezugskosten senken kann. Der PV-Überschuss wird dann ins Stromnetz eingespeist und der Anlagebetreiber erhält dafür dann gewöhnlich die – immer weiter sinkende und viel diskutierte – EEG-Einspeisevergütung vom Netzbetreiber, die immerhin seit dem “Osterpaket” für alle ab dem 01.08.2022 in Betrieb genommenen Neuanlagen wieder etwas gestiegen ist. Es sei denn er meldet seine Anlage direkt oder auch später (wie in meienem Fall) zur Direktvermarktung an.

Netzbetreiber: Er ist “physisch” für den Betrieb des lokalen Stromnetzes bis zum heimischen Stromkasten zuständig. In Deutschland gibt es mittlerweile ein Wirrwarr aus absolut unterschiedlich großen Netzbetreibern, genauer gesagt auch Verteilnetzbetreiber (VNB) genannt, die zum Teil nur für ein “Kaff” und teilweise gefühlt schon für ein ganzes Bundesland zuständig sind. Der Netzbetreiber hat verschiedene Pflichten und muss bspw. prüfen, ob eine PV-Anlage überhaupt “leistungstechnisch” an einem bestimmten Einspeisepunkt an das Stromnetz angeschlossen werden darf. Er kann die Erzeugungsanlage bspw. im Falle einer Netzstörung (Überlast, etc.) über einen Funkrundsteuerempfänger herunterregeln oder auch abschalten. Sofern die angemeldete PV-Anlage die normale Einspeisevergütung erhält und kleiner 25kWp ist (zumindest is das aktuell noch so), besteht jedoch keine Pflicht eine solche Fernsteuerung einzubauen.

Messstellenbetreiber: Dieser kümmert sich quasi nur um den Stromzähler, der im heimischen Veteilerkasten installiert wird. Dazu gehören sowohl Installation, Betrieb und eben auch Wartung. Er übernimmt sich auch um die Übermittlung der relevanten Zählerwerte an den Netzbetreiber – z.B. ganz bequem per eingebauter UMTS-Karte, was dann jedoch Extrakosten bedeutet. Netzbetreiber und Messstellenbetreiber können ein und dasselbe Unternehmen sein, müssen 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€ Grenzkosten. Und jeder bekommt den Preis vom teuersten (Gas-)Kraftwerk. Das treibt die Preise sehr krass nach oben, während 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 für 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 natürlich enorm. Alleine die hier veröffentlichten Infos gebündelt zusammenzutragen und die Grundzusammenhänge und Marktmechanismen selbst einmal einigermaßen 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€ für Beschaffung und Installation des benötigen Funkrundsteuerempfängers samt DV-Einrichtungsgebühr und Zählerwechsel. Hinzu kommen dann die laufenden Mehrkosten in Höhe von knapp über 400€/Jahr für DV und RLM-Zählermiete.

Kosten, die ich für einigermaßen überschaubar halte, insbesondere im Kontet der aktuell hohen Energiepreise, sodass eine Amortisation nicht lange dauern muss. Voraussetzung ist natürlich die Preise fallen nicht extremst und meine noch zu bauende Regelungslogik schafft es, das Batteriespeichersystem effizient einzusetzen, um verstärkt dann Strom ins Netz zu schieben, wenn die Preise am höchsten sind. Denn der Strompreis schwankt über den Tagesverlauf teilweise über 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 tagsüber, sondern besser nachts einspeisen sollte, um einen hohen Preis zu realisieren – die Kurven für die PV-Produktion und der Day-Ahead-Marktpreis sind dabei weitestehend gegenläufig.

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 später evtl. sogar nochmal Speicher und Batterieinverter upgraden, um einerseits mehr Speicherkapazität und andererseits mehr Ein- und Ausspeiseleistung vorhalten zu können. DIY sei Dank – und ich möchte meinen Lesern natürlich auch zeigen, welches Potenzial in der Thematik steckt. Darüber hinaus bin ich eigentlich auch ein viel zu großes Spielkind, um mir die Sache entgehen zu lassen.

Was bedeutet die Direktvermarktung für 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 markträumende Preis durch den teuersten gerade noch benötigten Stromanbieter zur Deckung des aktuellen Bedarfs bestimmt wird. Denn meine Anlage, sofern ihre Einspeisung unter Einbeziehung des Batteriespeicher smart genug geregelt wird, verdrängt damit zumindest einen kleinen Teil der teuersten Energieerzeugungsanlagen (derzeitig Gaskraftwerke), die zur Bedarfsdeckung aktuell massiv zugeschaltet werden müssen und die den Preis aufgrund von Merit Order in absurde Höhen treiben. Ich senke also durch meine DV-Anlage quasi den Strompreis an der Börse. Vermutlich nur um 0,0000001%, aber wenigstens etwas. (Wäre eigentlich mal interessant den Wert annäherungsweise zu berechnen.)

Ich habe durch die Direktvermarktung dann jedenfalls – anders als bisher bei der Einspeisevergütung – 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 bestmöglich in den Batterien und versorge das Stromnetz dann später/nachts, sobald der Preis und damit meist einhergehend auch die Nachfrage steigt (gewöhnlich 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 über zwei Jahren träume und die in meinem Zuhause hoffentlich irgendwann doch noch mal Realität wird. Vielleicht…

Offene Fragen

Nachfolgend noch eine lose Liste an offenen Fragen, auf die ich bisher noch keine abschließende 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 Einspeisevergütung geht das ja nicht (mehr) – insbesondere bei später nachgerüsteten Batteriespeichern. Durch das ESS-System können voraussichtlich höhere Vergütungen erzielt werden, da die “Hochpreisstunden” an der Börse bewusst “abgefahren” werden können – insbesondere nachts. Preis niedrig -> PV lädt 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 – wäre insbesondere dann spannend, wenn ich vom Day-Ahead-Marktpreis weiss, dass in einer Stunde der Strompreis enorm steigt. Denn in meinem Fall würde es sich bei einem Marktpreis ab 47 Ct/kWh tatsächlich lohnen – auf Basis des ermittelten ESS-Wirkungsgrads von 75% (über die letzten Monate mitgetrackt). Vermutlich würde der Wirkungsgrad bei stärkerer ESS-Auslastung sogar etwas steigen, da die immer gleich bleibenden “Standby-Verluste” (knapp 40W) im Verhältnis dazu sinken müssten.
  • Mit dem Umbau auf den RLM-Zähler hat mein bisheriger Stromlieferant (Yello) evtl. ein Sonderrecht meinen aktuellen Belieferungsvertrag zu kündigen, der mit 25 Ct/kWh (ab dem 01.10.2022 dann 35 Ct/kWh) eigentlich noch moderat ist und für den ich vermutlich derzeitig nirgendwo einen vergleichsweise “günstigen” Anschlussvertrag bekomme. Insgesamt aber glücklicherweise relativ unkritisch, da die PV-Anlage samt Speicher sowieso aufs Jahr gesehen für 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 für die Direktvermarktung…
  • Ist ein Kleingewerbe für 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 möglich wäre. Hier würde 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 wäre ich nie auf das Thema Direktvermarktung aufmerksam geworden und hätte noch nichtmal gewusst, dass das im Grunde jeder mit seiner “Minianlage” und genug Moviation selbst realisieren kann.

Letzter Absatz – Aktuelle politische Entwicklungen

Kurz vor Veröffentlcihung dieses Artikels, an dem ich gefühlt 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 “Erlösobergrenze” als ultimatives Instrument, den verrückten Strommarkt in absehbarer Zeit wieder geradezubiegen. Kurzgesagt geht es darum, den Verbraucherpreis zu deckeln, indem die “Übergewinne” der Energieerzeuger (außer Gas) abgeschöpft werden. Einen spannenden Artikel dazu, auf den mich Ralf aufmerksam gemacht hat, findet ihr hier: Strompreis-Senkung durch “Erlösobergrenze”: 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.

Würde diese Obergrenze bspw. bei unter 10 Ct/kWh liegen, wäre das oben beschriebene Direktvermarktungsszenario für heimische Kleinanlagen quasi komplett vom Tisch.

Bei einer Obergrenze von 15 Ct/kWh würde sich die Direktvermarktung vermutlich noch ganz knapp lohnen, abhängig natürlich davon, wieviel Überschussstrom am Ende wann zu welchem Marktpreis (inkl. optimierter Einbindung des Hausspeichers) eingespeist werden kann.

Eine Erlösobergrenze ab 15-20 Ct/kWh würde dann evtl. jährliche Mehreinnahmen von einigen hundert Euro bedeuten. Alles nur grobe Überschlagswerte ohne Anspruch auf Richtigkeit, da das von vielen Faktoren abhängt – insbesondere natürlich 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 Erlösobergrenze (für welchen Zeitraum auch immer fixiert) eingeführt werden MUSS. Insbesondere während einer drohenden Energiemangellage, in welcher ein hoher Marktpreis zum Sparen der knappen Ressourcen “anregt”.

Denn auch wenn es jetzt blöd klingt, der Großteil der Konsumenten wird den eigenen Energieverbrauch nur dann reduzieren und Energie einsparen, wenn es im Geldbeutel weh tut. Und massiv Energie zu sparen, ist während einer Energiemangellage auch zwingend notwendig, alleine schon um die Versorgungssicherheit nicht noch weiter zu gefährden. 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 anfälliger für potenzielle Ausfälle wird.

Aber wir werden sehen, wo genau die Erlösobergrenze nach viel politischem Hin und Her landen wird und ob wir den Winter energietechnisch einigermaßen überstehen werden – ohne die bereits teilweise befürchteten Brown- oder gar Blackouts. Ich werde das Ziel “Operation Direktvermarktung” jedenfalls weiter verfolgen und inhaltlich vorantreiben, Investitionen in die oben beschriebene Hardware jedoch erstmal etwas aufschieben.

UPDATE VOM 15.12.2022: Heute ging die “Gas-und Strompreisbremse” endlich durch den Bundestag (Details hier (externer Link)). Im Vergleich zum zugrundeliegenden Gesetzesentwurf vom 29.11.2022 (externer Link) erfolgte keine Anpassung der Einspeisevergütungen mehr, es wurden insgesamt nur Einzelheiten für die Ausschreibungen im EEG geändert. Spannend in dem hier betrachteten Kontext der “Abschöpfung von Überschusserlösen” wird es auf den Seiten 22 und 23, in denen festgelegt wird, dass PV-Anlagen bis satten 1 MWp (also 1.000 kWp) von der Abschöpfung ausgenommen sind. Zumindest erstmal bis zum 01.07.2023, wobei auf Seite 69 sinnvollerweise erläutert wird: “Eine Bagatellgrenze von 1 Megawatt (MW)
vermeidet unnötige Bürokratie bei kleinen Anlagen“. Deshalb sollte man eigentlich davon ausgehen können, dass das künftig auch so bleibt – hoffentlich. Also kann das Thema Direktvermarktung doch noch “DER HEISSE SCHEISS” werden – auch für meine Anlage. UPDATE ENDE

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

88 Kommentare
  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 Strombörse mit der Merit-Order Regel derart ad absurdum zu führen, 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 beäugt.

      Evtl. sollte man sich überlegen ein anderes Instrument einzuführen, wie bspw. in den USA. Hier entscheidet quasi – kurzgesagt – eine zentrale Kommunision darüber, wie hoch der Strompreis für das kommende Jahr sein wird. Do hohe Preise wie bei uns aktuell wären dabei illegal. Aber mir fehlt hier der Hintergrund zu bewerten, ob das jetzt unbedingt besser wäre.

      Viele Grüße
      Jörg

    2. Hier noch ein spannender Artikel zur oben angesprochenen Strompreisbildung in den USA – gerade von nem Kumpel weitergeleitet worden an mich:
      https://www.zeit.de/wirtschaft/2022-08/strompreis-strommarkt-reform-eu-usa

    3. Hallo Jörg,

      Danke für Deinen Artikel und den weiterführenden Link zum Thema! Ich habe eine Menge gelernt.
      Schon erstaunlich, dass es in der größten Marktwirtschaft der Welt “kommunistischer” (korruptionsanfälliger?) zugeht als in der EU. Der Preisbildungsmechanismus “teuerste Gesehungskosten bestimmen den Gesamt-Marktpreis” muss zwingend und schnell abgeschafft werden (auch wenn das Deine Aussichten eintrübt 😉 ). Ich glaube wir haben (bald) einen Zeitpunkt erreicht, in dem die Groß-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 gänzlich auf die teuere Stromerzeugung verzichten können. Die Fehlkonstruktion (gutmütig formuliert Fehlentwicklung) dieses Instrumentes muss dann selbst dem Laien ins Auge springen. Bleibt die Hoffnung, dass sich die EU tatsächlich zu Jahresbeginn ’23 mit der Reform des Preisbildungsmechanismus befasst und schnell eine Reform durchführt. Das diese wichtigen Aspekte nur in Nischen diskutiert werden und breiten Bevölkerungsschichten nicht mal ansatzweise nahegebracht werden, ist nicht nur bedauerlich (“Strompreise steigen weil Krieg”) …

    4. 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 für die Endverbraucher zu entrichten sein wird, die Staaten dann über die s.g. Zufallsgewinnabschöpfung (Übergewinnsteuer) 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.

    5. Hi Rolf,
      danke für 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€/MWh gedeckelt zu werden, zumindest so die erste Überlegung. Wenn das so fixiert werden würde,
      müsste ich quasi 20.000 kWh zum “Maximalpreis” einspeisen, um bei 10Ct höherem Durchschnittserlös insgesamt 2.000€ Mehreinnahmen zu generieren. Das ist natürlich eher unrealistisch, aber bei einem “Mehrerlös” von bspw. 5 Ct/kWh (ergo Einspeisung zum durchschnittlichen Marktpreis von 14Ct/kWh) wären es immerhin noch 1.000€ Mehreinnahmen durch die Direktvermarktung. Davon gehen dann aber natürlich 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 würde man ein nicht mehr funktionsfähiges Marktinstrument so versuchen nachzujustieren und umzubiegen, dass es wieder einigermaßen funktioniert. Irgendwie so nach dem Motto: “Keep Riding A Dead Horse”, bei dem es zig “passende” Möglichkeiten gibt, das tote Pferd weiter anzuspornen: 25 Ways to Ride a Dead Horse (externer Link) 😂😂😂

      Viele Grüße
      Jörg

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

    6. Hi Jörg und Ralf
      Bin in den Feiertagen über den Artikel gestolpert, super!
      Ich glaube aber das da ein Fehler sich eingestellt hat.
      Entsprechend der TAB des Energieversorger, ist es nicht gestattet die Batterie über das Netz zu laden, bzw. Batterieleistung in das Netz einzuspeisen, weshalb ja ein Enflurisensor vorhanden sein muss.
      Da liege ich doch nicht falsch, oder?
      Macht bitte weiter so, sehr interessant.
      Mit freundlichen Grüßen Gerolf Scheibe Elektromeister

  2. Hallo Jörg,
    wieder mal ein sehr interessanter Blog. Ob sich der doch relativ große Aufwand letztendlich lohnt und man sich den ganzen Streß mit dem Netzbetreiber antun will muß natürlich Jeder für sich selbst entscheiden. Für 300€ (Mehr-)Ertrag im Jahr würde ich das sicher nicht tun. Da baue ich lieber gleich eine neue 200kW-Anlage. PV-Leistung hätte ich sicherlich genug (aktuell habe ich 45kWp installiert) und auch mein Batteriespeicher ist schon ansehnlich groß (38,4kWh im Haus + 58kWh im Auto als V2H). Ich muß allerdings dazu sagen das der Großteil meiner Anlagen aus 2010 ist und da bekomme ich sogar für den Eigenverbrauch noch Geld (ca. 23Cent/kWh).

    Allerdings hängt 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 Meßstellenbetriebsgesetz (oder wie das genau heißt) der Anlagenbetreiber nicht mehr Meßstellenbetreiber sein. Also hätte der Meßstellenbetrieb nach Eichablauf meiner Eigentumszähler auf den Netzbetreiber (oder einen Dritten) übergehen müssen. Weil ich aber in meinen Zählerschränken nur Hutschienenzähler verbaut hatte/habe (bei der Anlage aus 2013 sogar einen 1TE 1-Phasenzähler) und der Netzbetreiber keine anschluß-/maßkompatiblen Zähler zur Verfügung stellen konnte und außerdem im Zählerschrank auch kein Platz für andere Zähler war haben wir uns darauf (ganz pragmatisch) geeinigt das ich weiterhin der Meßstellenbetreiber 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!

    Grüße
    Bernd

  3. Moin Jörg,

    Mal wieder ein sehr interessanter Blogbeitrag von Dir. Speziell die Themen „Merit Order Prinzip“ und „Erlösobergrenze“ sind gerade in den letzten Tagen sehr oft genannt worden. Wird also Zeit, dass ich mich mal intensiver damit beschäftige. Dabei hilft mir Dein Beitrag sehr.

    VG Heiner

    1. Hi Heinrich,
      ja hoffe der Blogpost ist einigermaßen verständlich geschrieben. Ist eben auch für mich noch alles mehr oder weniger #Neuland. 🙈

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

      Viele Grüße
      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, könnte interessante Mehreinnahmen generieren und zu einer besseren Auslastung der EEG-Anlagen führen.
    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 erfährst…

      Viele Grüße
      Jörg

  5. Hallo Jörg,

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

    Buzüglich der Batterie kann ich noch etwas ergänzen. Die Batterie wird/ist ja ein Teil der gesamten EEG-Anlage. Das heißt sein ins Netz abgegebener Strom fällt auch unter das EEG und ist zudem auch nicht unter gewissen Vorraussetzungen (RLM + DV) möglich. Klar ESS gibt es oft bei neueren Anlagen und deswegen hat sich aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten nie die Frage gestellt den Strom aus der Batterie überhaupt ins Netz abzugeben geschweige denn aus dem Netz laden. Man darf aber auch nicht vergessen das es auch heute noch viele Anlagen mit einer Einspeisevergütung von 30-50 ct/kWh gibt. Bei diesen Anlagen wäre es also vereinfacht gesagt möglich die Batterie übers Netz zu laden und zu EEG Konditionen abzugeben. Das ist natürlich nicht gewollt grauen Netzstrom der durch die Batterie läuft zu EEG-Strom zu machen. Die einzige Möglichkeit wäre entweder die Batterie aus der Gesamtanlage messtechnisch vollständig rauszulösen (was aber Unsinnig wäre) oder die Gesamtanlage aus dem EEG rauszulösen und ohne EEG (damit auch Verzicht auf Marktprämie) zu fahren. Quasi wie ein „normales“ Kraftwerk.

  6. Hi Jörg,
    sehr interessant, bin seit geraumer Zeit schon Mitleser und hab inzw. eine ähnliche 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 für meine Anlage, Hardware Voraussetzungen sehen nämlich bei mir ganz gut aus: Discovergy RLM Zähler sitzt bereits seit zwei Jahren und liest und übermittelt sogar sekundengenau, und ein FRE wurde bei mir auch bereits mit der PV eingebaut, war rentabler als ne 70% Regelung.
    Eine Frage hätte ich aber noch: Wie kommst du auf die 10 Euro/Monat DV-Kosten? Wenn ich die ganzen Eckdaten meiner Anlage bei interconnector in deren Erlösrechner eingebe rechnet der mir als, dass ich ein ‘Vermarktungsentgeld’ in etwa von 45Euro/Monat zu zahlen hätte. Ja, der Rechner nimmt auch nicht die aktuell sehr hohen Marktwerte mit aber dennoch müsste ich dabei dann mit einem wesentlich höheren Monatsmittelwert rechnen damit sich das lohnt als mit deinen 10€ pro Monat.
    Grüße, Peter

    1. Hi Peter,
      danke für 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 würde. 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 eingetütet sein…

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

      Viele Grüße
      Jörg

    2. ich werde berichten, sobald die Anlage sauber am Netz ist. Bin noch bei der Programmierung des Gateways.

    3. Klar hab ich einen Monatsgrundpreis beim DV. Das Vermarktungsentgelt beträgt bei meiner Anlage 9.33€ pro Monat und ist relativ niedlich im Vergleich zum aktuellen Strompreis.

      @Peter welche Anlagengröße hast du, dass die auf 45€ kommen?

    4. @Matthias:
      Meine Anlage ist im Moment 9kWp bei 11kWh Speicher, irgendwann demnächste 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 befüllt. Und der hat als Ergebnis ausgespuckt, das ich etwa 500€ Vermarkungsentgelt pro Jahr zu zahlen hätte.
      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 läuft) schon ne Modbus/TCP Fernsteuerung an. Wenn man dort dem gesamten Victron ESS sagt, Stromexport auf z.B. 1kW beschränken, dann steuert das alle restlichen Komponenten so, dass eben nur noch max 1kW raus geht. Das müsste doch prinzipiell schon reichen für die Anforderung der Fernsteuerbarkeit seitens DV wenn man die Kisten dann per OpenVPN erreichbar macht und denen sagt, welche Befehle sie per Modbus/TCP rüberjagen sollen, oder überseh ich da grad was?

    5. 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 hätten, und darfst sie genau so implementieren.

      Außerdem reicht das nicht immer, siehe die verlinkte SMA-Registerdoku: du willst deine Einspeisung nicht nur vom Direktvermarkter begrenzen lassen können, sondern da sind noch andere Komponenten dabei. Der Funkrundsteuerempfänger deines Energieversorgers zB. Oder du willst mit Home Assistant/NodeRed/Loxone/whatever dem Teil sagen, es soll Energie für die Nacht aufheben, statt sie jetzt einzuspeisen und nachts teurer zu beziehen. (Sch… 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 dafür!
    Was ich noch nicht ganz verstanden habe ist wie dein Energiemanagement funktioniert. Oft ist es ja am Tag günstiger seinen eigenen Strom zu verbrauchen – über welche Schnittstelle “sagst” du dem virtuellen Kraftwerk “z.B. ich habe noch 20kwh” die ich dir in der Nacht ab einem Preis grösser X cent verkaufen würde?

    Grüße
    Michael

    1. Dafür gibt es vom Dienstleister ein VPN, der darüber 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 natürlich 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 über Loxone realisiert, da hier ohnehin alle denkbaren Datenflüsse zusammenlaufen. Zu der generellen ESS-Steuerung über 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 Überschussladelogik fürs E-Fahrzeug inkl. automatischer Phasenumschaltung, Berücksichtigung 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 über ein separates “Softwaremodul” extern irgendwo über Python/whatever umzusetzen, um evtl. die Möglichkeit zu haben crazy Optimierungsverfahren bzw. ki-basierte Lernverfahren “drüberzujagen”, um den Ertrag zu maximieren. Who knows…

      Das würde ich angehen nach dem Motto: Klein starten und dann sehen, wohin die Reise so geht. Es lesen ja mittlerweile auch echt viele schlaue Köpfe hier mit und da wird sicher der ein oder andere interessante Ansatz disktutiert werden, der mich – und andere – der “Idealvorstellung” ein Stück näherbringt.

      Viele Grüße
      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 Grüsse
      Michael

    4. …dieser Link gibt vielleicht einen besseren Überblick: https://github.com/OpenEMS/openems/blob/develop/README.md

    5. 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 Gewünschte rauskommt. Das geht mit Python erfahrungsgemäß mit einem Zehntel der Programmzeilen und mit einem Hundertstel des mentalen Aufwands. (OK, ich übertreibe. 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 können. Bin gespannt, wie dort das Feedback ausfällt…

      Viele Grüße
      Jörg

  9. Hallo Jörg!
    Sehr, sehr interessanter Beitrag!!
    Ich habe gestern überhaupt 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’s dazu extrem wenig bis gar nichts an (transparenten) Informationen…
    Ich kann Dir bei Deinen Fragen zwar leider nicht weiterhelfen, verfolge den Beitrag aber auch mal aufmerksam mit! 🙋🏼‍♂️
    Vielen Dank jedenfalls für den ausführlichen und spannenden Artikel 👏
    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€ sind, wäre es mir der ganze Aufwand und die damit verbundene Bürokratie und Pflichten absolut nicht wert.

    Meine 24kWp OST/WEST Anlage könnte – wenn alles glatt läuft – diesen Monat noch ans Netz gehen. Wenn ich das richtig gesehen habe, würde ich 5,8cent/kWh normale EEG Vergütung bekommen.

    Da ich absolut keinen Nerv auf Finanzamt, EEG Bürokratie 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. Während alle Welt auf den teuren Strompreis schimpft: Wieso nicht den Energieüberschuss 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 Bürokratie und viel mehr Unabhängigkeit/Freiheit. Aber ich stecke da noch nicht tief genug drin um da ein brauchbares Modell abzuleiten.

    Aber ich meine Jens von “Meine Energiewende” schürft doch auch mit seinem Überschuss, oder? Wäre DAS nicht mal ein Blog-Thema wert?

    Grüße,
    Alex

  11. Hallo Jörg,

    sehr interessanter Artikel! Ich beschäftige mich seit einigen Wochen ebenfalls mit diesem Szenario (30KWp Solaredge PV + 15KWh Victron / Pylontech Speicher). Aktuell warte ich Angebote für die Direktvermarktung und die IntegraSUN Technik. Ein iMSys (ist bei meinem ausgesuchten Direktvermarkter wohl möglich und sollte deutlich günstiger als ein RML Zähler 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 für 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 könnte mich angesichts dieses Unfugs schon wieder über die Unsitte aufregen, diesen Krempel als HTML-Dateien auszuliefern statt als irgendwie maschinenlesbare Dateien. Das wäre wahrscheinlich zu einfach. 😡

      Von Victron gibt’s dazu wenigstens eine einigermaßen 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 höher verfügbar als ein 500+€ 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 Komplexität für 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 müssen.
    Denn der Anreiz zum verschieben der Last kommt ja wie im Artikel oben beschrieben schon durch das Preissignal des Direktvermarkters.

  14. Direktvermarktung ohne Börse, ohne Dienstleister, ohne Netzbetreiber im eigenen Netz an die eigenen Mieter. Man braucht dazu die Erlaubnis als “eingeschränkter Erzeuger” vom Zoll wo man unter Umständen trotzdem die Lust verliert. Formular zur Registrierung beim Zoll Nummer 1412, dazu die Betriebserklärung 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 übrigens das gleiche Hauptzollamt. Dort nachfragen was man tun muss, ist aussichtslos. Sachverhalt hier, Prüfung dort, Unterlagen fehlen usw. Die Bearbeiter beim Zoll sind völlig hilflos, können technische Zusammenhänge nicht verstehen und letztendlich kriegt man mitgeteilt, dass der Strom aus Notstromaggreaten versteuert werden muss.

  15. Für alle, die das Thema verfolgen: Beachtet das “UPDATE VOM 15.12.2022” in obigem Blogpost zur Bagatellgrenze von satten 1 MW bei PV-Anlagen, die das Direktvermarktungsmodell für kleine Anlagen – wie meiner – doch noch super attraktiv machen. Wo bekomme ich nur jetzt günstig einen RLM-Zähler her… 😀

    1. Hallo Jörg,

      wir haben Lumenaza und Solandeo als RLM-Zähler Betreiber genommen. Zum Glück hatte ich früh von der Bagatellgrenze erfahren und bin jetzt dabei geblieben. Ab 1.12. geht es in die Direktvermarktung.

      Zusätzlich noch die Warnung: Es gibt manche Verteilnetzbetreiber, die beim Einbau des RLM Zählers, den Bilanzierungskreis bei Privathaushalten vom Standardlastprofil (SLP) in ein Lastgangprofil ändern. Infolgedessen kann euer Stromanbieter einen bestehenden Vertrag eventuell kündigen und ihr müsst euch einen neuen Gewerbestromtarif mit börsennotierten Strompreisen holen. Zum Glück hat bei uns die e-Netz Südhessen das nicht gemacht.

  16. Hi, danke für den interessanten Artikel!

    zu “Darf ich rein rechtlich Netzstrom (bei mir ab dem 01.10.2022 dann 35 Ct/kWh) ziehen, um meine Batterien zu laden” gibt’s die klare Antwort: Nein. Gemäß https://www.n-ergie-netz.de/public/remotemedien/media/nng/produkte_und_dienstleistungen_2/erzeugungsanlagen_2/recht_technik_1/N_FNN-Hinweis-Speicher.pdf bist Du ein Einergielieferant. In Abschnitt 4.2 heisst es dazu: “Elektrische Energie darf nicht vom Netz bezogen und anschließend wieder als gesetzlich vergütete Energie, z. B. nach EEG oder KWKG, eingespeist werden.”.

    BEste Grüße!

    1. Laden UND Einspeisen geht nicht nach EEG in der sonstigen Direktvermarktung (= Sicherungsnetz Marktwert). Das hat mehrere Gründe zum eine besteht der Anspruch auf Förderung nur für bestimmte erneuerbare Energien (Solar, Grubengas, KWK, …). Sprich bei einer Ladung aus dem Netz könnte nicht förderfähiger Strom (z.B. Kohle, Atom oder auch Gas) erneut wieder eingespeist werden als förderfähiger Strom. Selbst wenn nachweisbar nur Strom aus erneuerbaren Energien aus dem Netz bezogen wird, dürfte dies sanktioniert werden mittels § 80 EEG durch das Doppelvermarktungsverbot.
      Die Konsequenz dürfte der Verlust des Sicherungsnetz sein, d.h. keine Vergütung mit dem Marktwert, falls der Spot Preis niedriger ist. Aber gleichzeitig könnte euer Direktvermarkter Regressansprüche haben, da eventuell nicht gültige Herkunftsnachweise oder Zertifikate vermarktet wurden.

      Aber es gibt in der FNN auch einen Abschnitt 5.10 zu Regelenergiemarkt. Dort geht es darum eine Netzreserve zur Verfügung zu stellen um die grundsätzliche Netzstabilität mit 50 Hertz zu gewährleisten. Das EEG sieht an vielen Stellen Ausnahmen für die Bereitstellung von Regelenergie vor. Jedoch sprechen wir hier über Anlagen mit mehr als 1 MW Leistung für manchmal mind. 1 Stunde. Mir ist zumindest kein Vermarkter bekannt, der auch kleinere Anlage in den Regelenergiemarkt bringt.

  17. Vielen herzlichen Dank für die tolle Zusammenfassung.
    Leider bietet interconnector wohl leider keine Angebote für eine Direktvermarktung mehr an.
    Da ich eine 28,9kwp Anlage habe, hört sich das natürlich sehr interessant an.

    Gruß

    1. > Leider bietet interconnector wohl leider keine Angebote für eine Direktvermarktung mehr an.

      Wo steht das? https://www.interconnector.de/direktvermarktung-strom/ wirbt doch nach wie vor damit …

  18. Ich habe Genossenschaftsanteile bei Bürgerenergiewerken gekauft. Die installieren PV-Anlagen auf großen Dächern, vermarkten den Strom und lassen mich am Gewinn teilhaben. Ich denke da ist die Rendite besser als auf einem einzelnen Hausdach.

    1. Hi Martin,
      mir wäre jetzt fast rausgerutscht “denken heisst nichts wissen” – aber das wäre sicherlich dreisst. Finde deinen Ansatz super und das sollte am besten jeder machen.

      Ich persönlich finde es neben der reinen Wirtschaftlichkeit einfach unbezahlbar, dass ich mich bis auf wenige Wochen im Jahr komplett autark versorgen kann – inkl. E-Auto und baldiger Wärmepumpe. Das Gefühl das alles auch noch konzeptionell und technologisch selbst in den eigenen vier Wänden umsetzen zu können, macht unbeschreiblich viel Spaß.

      Viele Grüße
      Jörg

      PS: Gibt sicher auch irgendwann mal detaillierte Wirtschaftlichkeitsberechnungen auf dem Blog – dann wird ein direkter Vergleich möglich sein…

    1. Faszinierend. :-/

      Als Alternative bietet sich Voltego an. Über die bekommt man auch einen Discovergy-Stromzähler. (Behaupten die Beteiligten zumindest …)

  19. Hallo,

    kann mir jemand helfen, wir planen eine Anlage mit ca. 130kwp bzw. wenn wir noch eine Wiese mit 3000 m² dazu nehmen noch größer. Wobei wir erstmal von unseren Dächern ausgehen, da liegen wir dann eben bei den 130 kwp.

    Wir suchen jetzt einen Direktabnehmer, leider fällt mir genau dieser Schritt so schwer. Wie kann man die Direktabnehmer vergleichen, bei wem bekommt man mehr bezahlt?

    Könnt Ihr mir bitte Tipps geben wie ich einen passenden Direktabnehmer finde, bzw. wem könnt Ihr empfehlen?

    Weil es stellt sich die Frage, sollen wir so eine große Anlage bauen, dass wir den Strom vermarkten können oder nur eine, die wir zum Eigenverbrauch benötigen.

    1. Hi Stephan,
      wir haben ja schon telefoniert – glaube ich.. 🙈
      Also Lumenaza hat denke ich ein faires Angebot. Kannst dich einfach mal unverbindlich anmelden und die Konditionen dann mit anderen Anbietern vergleichen…

      Viele Grüße
      Jörg

  20. Hallo Jörg,
    eine technische Frage zu deinem 100kWh Speicher:
    um das Preisniveau bestmöglich auszunutzen ist es ja notwendig möglichst viel Energie in kurzer Zeit hin- und herschieben zu können.
    z.B. 100kWh in 3h. – das bedeutet dann falls du im 3Phasen System mit 400V unterwegs bist dass du 100kWh / 3h = 33kW und 33kW/400V = 82A fließen müssen.
    Wo liegen hierfür die technischen Grenzen?
    Sind es die Victrons? Oder gibt es bei den Akkus Limitierungen für die Ladegeschwindigkeit?
    Wie in obiger Grafik “Produktion und DayAhead Preis” ersichtlich wäre es ja cool den Speicher in der sonstigen Vermarktung zweimal täglich laden und entladen zu lassen…
    viele Grüße
    Thomas

    1. Ja ich denke da wird es primär erstmal ne thermische Limitation durch die Multiplus geben. 😀

      Die werden nämlich schon echt warm, wenn man die auf 90%+ fährt. Und 3x Multiplus 10000 können auch “nur” max. 20kW auf Lade- und 24kW auf Entladeseite. Da bist du dann eher in Richtung 4-5h für einen “Zyklus”. Limitiert wird das dann ggf. auch durch deinen Hausanschluss bzw. musst du mit deinem Verteilnetzbetreiber klären, wieviel Leistung du maximal ausspeisen darfst (gewöhnlich die Grenze deiner PV-Anlageneinspeisung).

      Sobald ich erste Erfahrungen sammeln konnte in diesem Kontext, werde ich im Blog dazu sicher etwas schreiben. Ab 01.04. gehts bei mir jedenfalls mal los mit der Marktprämiendirektvermarktung – nach einigem Hin und Her haben sich nun alle Teilnehmer abgesprochen (Direktvermarkter, Messstellenbetreiber, Verteilnetzbetreiber…).

      Viele Grüße
      Jörg

  21. Hallo Jörg,
    weißt du, ob man Solaredge Wechselrichter über einen externen Zugriff ab- und anschalten kann? bei dem heutigen Stundenpreis von -45 Cent/kWh zur Mittagszeit wäre es lukrativer nicht einzuspeisen, dafür den Eigenverbrauch in dieser Zeitspanne zu maximieren. Ich denke, dass sich solche Tage in Zukunft häufen werden. Ist man zu Hause, kann man mechanisch die PV Anlage abschalten, aber eine Möglichkeit von unterwegs wäre toll.

    1. Jup, eine Runterregelung lässt sich über die vier potenzialfreien Digialinputs im SolarEdge Wechselrichter umsetzen.

      Wie das im Detail funktioniert, werde ich bald im Blog vorstellen.

      Insgesamt lassen sich damit bis zu 16 frei definierbare Drosselungsstufen ansteuern – mit einer externen Regelungsinstanz (in meinem Fall Loxone) auch vollautomatisch…

      Viele Grüße
      Jörg

  22. Hallo Jörg,
    meine Anlage befindet sich noch im Aufbau und hat 30kWp mit 60kWh Speicher. Ich will mit dem Setup erstmal über den Winter fahren und nächstes Jahr in die Direktvermarktung mit mehr Akkukapazität einsteigen. Um meine Batterien geschickt zu nutzen will ich schon mal mit einem EPEX basierenden Stromanbietervertrag starten, um bei niedrigen Preisen diese zu laden. Bei Lumenaza scheint die Soleando Messstelle nur in Verbindung mit dem Vertrag möglich zu sein. Weisst Du ob die ggf auch einen Tibber Pulse akzeptieren oder hast eine bessere Idee eine Messtelle zu bekommen?

    1. Ein Tibber dockt nur an deiner Messstelle an, ist aber selber keine. Das kannst du vergessen, außer Tibber selber wird niemand das Ding akzeptieren.

      Du kannst dir aber Voltego als EPEX-Anbieter genauer ansehen. Messstelle gibt’s von Discovergy dazu. Direktvermarktung macht Voltego auch.

  23. Das habe ich mir schon gedacht, dass das eine Tibber only Lösung ist. Danke für den Tip mit Voltego. Die hatte ich nicht so richtig auf dem Radar. Ich habe dort heute angefragt mit dem Hinweis auf zukünftige Vermarktung und hoffe, dass es mit einer Messtelle für beides funktioniert. In dem Vertrag ist ein GSM Modul und eine Jahresmiete für die Messtelle beschrieben. Ist das Discovergy Gerät dann universell einsetzbar oder auch nur in Verbindung mit dem Voltego Vertrag? Auf deren HP habe ich nichts über Endkundengeräte gefunden.

    LG Frank

    1. Discovergy macht keine Endkundenverträge mehr, das war denen zu viel Arbeit bei zu wenig Gewinn, aber Voltego ist ja kein Endkunde.
      Falls du den Voltego-Vertrag kündigst, kannst du den Discovergy-Messstellenbetrieb aber (normalerweise …) übernehmen.
      Ja das geht mit einer Messstelle für Beides.
      GSM muss nicht sein, ich habe denen gesagt, dass es bei mir eine stabile 24h-Internetverbindung gibt und ich den Router nachts *nicht* abschalte. Dann geht auch das. LAN-Kabel, nicht WLAN, aber WLAN im Zählerschrank ist eh eine dumme Idee, wenn man die Antenne nicht rausführen kann.
      Mit der universellen Einsetzbarkeit ist das so ‘ne Sache. Bei meinem (älteren) Zähler: Jein. Zu denen, die aktuell verbaut werden, kann ich nix sagen. Ich würde dazu die Leute von Voltego befragen, die sollten sich eigentlich auskennen.

  24. Finde das Thema Direktvermarktung echt super interessant! Aber gibt es irgendwo eine Liste mit Wechselrichtern, die dies unterstützt? Ich habe beispielsweise einen KOSTAL Plenticore 10 Plus – kann man den auf externen Zugriff freischalten? Meine Anlage hat “nur” 10.2 kWp, aber ich “verkaufe” dank EEG 8.66 MW pro Jahr für n Appel und n Ei… welcher Direktvermarkter nimmt einen mit so ner kleinen Anlage? Einige der Links in diesem Artikel führen mittlerweile nämlich zu 404 Seiten…

    1. Welche Links im Artikel funktionieren nicht mehr? Habe gerade mal alle getestet und läuft bei mir…

      Ohne “größeren” Speicher (mind. 50kWh) wird das Thema Direktvermarktung meiner Meinung nach ohnehin schwierig. Grundsätzlich sollte dich Lumenaza aufnehmen – Anmeldelink ist auch am Ende des Artikels…

      Viele Grüße
      Jörg

    2. Hallo Jörg, sorry, es war nur EIN Link, der nicht ging (Kosten des FRE bei den Stadtwerken: https://stadtwerke-hall.de/fileadmin/files/Downloads/Netzdaten_Strom/2_Netzanschlussinformationen/Netzanschluss_Energieerzeugungsanlagen/bestell_aktuell_FRE_ausfuellbar.pdf) – die anderen Links waren noch aktuell, aber der ein oder andere wurde auf dem Handy nicht ganz korrekt dargestellt. Nur der obere funktioniert nicht (mehr).

      Ich werde mal bei Lumenaza reinschauen – gerne mit deinem Link! Vielen Dank für die große Mühe, die du dir hier gemacht hast 🙂 “Lohnt” sich denn eine Direktvermarktung in den Größenordnungen privater Haushalte (die ja meist um die 10 kWp herum eiern) überhaupt?

    3. Ah, der Link hat sich geändert. Gerade mal rausgesucht und auch im Blogpost anpasst -> https://stadtwerke-hall.de/fileadmin/files/Downloads/Netzdaten_Strom/2_Netzanschlussinformationen/Netzanschluss_Energieerzeugungsanlagen/bestell_aktuell_FRE.pdf

      Joa – zumindest aktuell lohnt es sich nicht wirklich. Letztes Monat hab ich mit der Direktvermarktung knapp 40%+ gemacht im Vergleich zur Einspeisevergütung, aber habe auch knapp 30kWp und 100kWh Speicher, den ich nutzen kann. Details in den diversen Videos mit Ralf

      Viele Grüße
      Jörg

  25. Hallo und vielen Dank für das Teilen Eures Wissens!!
    Gibt es eigentlich Beschränkungen bei der Einspeiseverschiebung. Bin ich da irgendwie auf meine Peakleistung beschränkt und kann ich zb auch 60kW einspeisen, wenn ich “nur” 30kWp auf dem Dach habe und meine WR und HA das hergeben?

    1. Normalerweise ist bei 30kW “Feierabend” – ist bei mir auch so. Hat mir der Netzbetreiber mitgeteilt, dass ich diese Leistung nicht überschreiten darf. Weder in Einspeise- noch in Bezugsrichtung.

      Also immer im Vorfeld mit dem Netzbetreiber abstimmen, da der Wert je nach Hausanschluss und Netzinfrastruktur auch geringer ausfallen kann…

      Viele Grüße
      Jörg

      PS: Bei 30kW darf man sich aber nicht beschweren. Man könnte sich vermutlich auch einen “dickeren” Anschluss holen, das ist aber mit großer Sicherheit unbezahlbar.

  26. Vielen Dank für de tollen Überblick! Habe ich das richtig verstanden, dass man die Direktvermarktung auch ohne Rundsteuerempfänger umsetzen kann, wenn man unterhalb der 25 kWh bleibt? Danke!

    1. Danke euch beiden! Dann kläre ich das mit dem Netzbetreiber (bei mir Rheinische NETZGesellschaft mbH).
      (Und nur der Korrektheit halber, für Leute, die hier mitlesen: Ich meinte natürlich kWp und nicht kWh.)

  27. Ich nochmal. Ich plane gerade eine Anlage mit ca. 23 kWp und überlege hin und her, ob sich die Direktvermarktung lohnen würde. Insbesondere der Akku, der ja schon groß dimensioniert sein müsste (viel größer, als nötig wäre, um den Eigenverbrauch kostenoptimal zu maximieren), um den Strom zum richtigen Zeitpunkt einzuspeisen, fällt da ins Gewicht. Und auf der anderen Seite der Rechnung stehen natürlich die Einnahmen, also der Strompreis, der ja deutlich niedriger steht, als 2022 bei der Entstehung des Blogs. Klar, niemand hat eine Glaskugel, aber wie veranschlagt ihr den Preis für die nächsten Jahre? Mein Gefühl sagt mir, dass Akkus einfach noch zu teuer sind.

    1. Hi Thomas,
      meine Erfahrung zur DV (Direktvermarktung) seit April 2023 kurz zusammengefasst:

      Bei den aktuellen Börsenstrompreisen lohnt sich der ganze Aufwand nicht – zumindest in meinem Fall. Muss das ja vergleichen mit 9 Ct/kWh, die ich regulär als Einspeisevergütung bekommen würde. Ich habe zwar etwas höhere Erträge erreicht trotz aller anfallenden Gebühren in der DV, aber auch nur unter extrem hohem “Speichereinsatz” und damit einhergehender Möglichkeit der zeitlichen Verschiebung des eingespeisten PV-Stroms. Regelungstechnisch wäre da insgesamt noch etwas mehr möglich gewesen, aber auch nicht unendlich viel…

      Perspektivisch hängt eben alles vom künftigen Strompreis bzw. von den Schwankungen auf Intraday-Ebene ab, ob die DV lukrativ ist oder nicht. Viele sagen ja, dass der Strom mit mehr “Erneuerbaren” günstiger wird, vergessen dabei aber leider, dass die Netze massiv ausgebaut werden müssen, um die dezentrale Produktion angemessen verteilen zu können. U.A. deshalb denke ich, dass der Strompreis zumindest die nächsten 10-20 Jahre – im Durchschnitt gesehen (also ohne Peaks) – NIEMALS sinken kann. Es sei denn er wird massiv subventioniert. Aber ob bzw. in welchem Maße er steigen wird, weiss kein Mensch. Ich persönlich gehe davon aus, dass zumindest die Preisunterschiede auf Tagesebene zunehmen werden – aber ob es das bringt im Kontext der DV, weiss ich auch nicht. Ich werde es jedenfalls beobachten und bleibe dabei, da ich einfach eine netzdienliche Anlage “fahren” möchte und keine “strunzdumme”, die dann einspeist, wenn alle einspeisen und die Energie eigentlich gar nicht benötigt wird – und im schlimmsten Fall auch noch ans Ausland zu negativen Preisen “verkauft” werden muss…

      Viele Grüße
      Jörg

    2. Danke für die Einschätzung. Kannst du eine Seite empfehlen, auf der man die day-ahead-Preise (denn auf die kommt’s ja an, wenn ich das richtig verstanden habe) übersichtlich und sinnvoll aggregiert sehen kann? Habe mir schon so einige Seiten angesehen, aber oft war es unübersichtlich oder man konnte nur einen kurzen Zeitraum einsehen.

  28. Moin!
    ich hab eine 177kwp auf der Halle und wir verbrauchen monatlich rund 40.000kwh
    Jetzt überlege ich , weiter 200kwp zuzubauen. Die lohnt sich aber kaum, denn Wenn die produziert, ist der Strom eh günstig, das sowohl Bezug als auch Einspeisung am Spotmarkt erfolgen.

    Daher vielleicht ein Speicher? und den nicht nur aus der PV sondern auch aus dem Netz laden? Morgens von 2-5 Laden, am Abend wieder raus.

    Für jede Stunde liegen seit 01.01.23 die kwh und € Werte vor.

    Könnt ihr sowas rechnen?

    1. Lohnt sich bei den aktuellen Preisen wenn überhaupt nur, wenn man keine Abgaben (Netzentgelte, Steuern, etc.) für den Netzbezug zahlen muss. Das liese sich evtl. noch realisieren, wenn man einen Zähler einbaut, aber dann müsste man – soweit ich mich erinnere – auch in die “Sonstige Direktvermarktung”, damit man den Speicher überhaupt erst aus dem Netz laden darf (parallel zur Einspeisung ins Netz aus dem Speicher). Aber dann hat man auch keinen Anspruch mehr auf eine Vergütung nach EEG, also den “Anzulegenden Wert”, wodurch der “Airbag” auszahlungstechnisch nach unten wegfällt. Und dann kommen auch noch die Speicherpreise dazu – an eine Amortisation ist da zumindest aktuell nicht zu denken – nicht ansatzweise…

    1. Ja, da bin ich voll bei dir. Man müsste solche speicherbasierten Lösungen, die das Netz am Ende stabilisieren, durch entsprechende Anreize viel mehr fördern. Denn wir brauchen massiv schnell regelbaren Speicher, um überhaupt ansatzweise die notwendige Transformation unseres Stromnetzes hinzubekommen. Es gibt zwar einige Anbieter, die sowas bspw. mit Second-Life-Batterien von E-Fahrzeugen umsetzen und bei denen sich das anscheinend lohnt, aber das ist – zumindest aktuell – insgesamt erstmal nur ein Tropfen auf den heissen Stein…

    2. Und ich habe noch nicht verstanden, warum bidirektionales Laden mit E-Autos noch nicht erlaubt ist. Technisch gibt es da sicherlich einige Hürden, aber die Politik müsste endlich die richtigen Weichen stellen

    3. Verschiedene Gründe. Einerseits machen sich die Auto-Hersteller in die Hose, dass durch das bidirektionale Laden mehr Zyklen auf den Akku kommen und dieser ggf. schneller altert (zyklische Alterung). Im Grunde geht es da “nur” um Garantie- bzw. Gewährleistungsgründe. Die Hersteller haben da aktuell noch keine großen Erfahrungen und auch Anreize das überhaupt anzubieten. Viele Denken ohnehin, dass ein E-Auto-Speicher nach zwei Jahren Schrott ist – oder warten auf die heilsbringende Wasserstofflösung. 😀

      Rein technisch ist das alles nicht so ultra trivial aber auch nicht unmöglich…

      Das größte Problem an V2G (Vehicle To Grid), also das netzgekoppelte Fahrzeug, dass auch ins Stromnetz entladen darf, ist aktuell vermutlich eher regulatorischer Natur. “Einfach so” anschließen, darf man das nicht. Technisch gesehen auch klar, da man damit ohne automatische Regelung u.U. die Hausanschlussleistung “sprengt” (übertrieben gesprochen). Eine entsprechende smarte Regelung muss her, was auch möglich ist, aber eben noch nicht standardisiert. Einen etablierten Standard gibt es da noch nicht wirklich, wenn überhaupt nur Spezifikationen, die individuell interpretiert werden können. Dann ist Ladesäule von Hersteller A im schlimmsten Fall nicht mit Auto von Hersteller B kompatibel – oder erst x Updates später. Frust ist vorprogrammiert.

      Man hört bzw. liest viel, dass sich hier “bald” etwas tut, aber gefühlt geht es im Schneckentempo voran. Aber das ist nur mein subjektiver Eindruck.

      Ist eben ein komplexes Thema – aber irgendwann (hoffentlich früher denn später) wird es einen Standard geben (müssen), der auch flächendeckend funktioniert…

  29. Hallo,

    Ich bin gerade dabei, eine ca. 160kWp Anlage auf dem Reithallendach zu planen. Leider muß ich erstmal Infrastruktur für 50.000€ schaffen (bisher ist der Hof selbstversorgt) mit 2x4x150mm2 auf 300m Länge, dadurch wird die Anlage (Materialpreis) fast doppelt so teuer und ich muß genau kalkulieren ob sich das am Ende auch rechnet. Wenigsten kann ich den Volleinspeiserbonus kriegen da wir selbst nur sehr wenig Strom brauchen.

    Bisher liegt mir ein Angebot von baywa-re vor (Vermarktungsgebühr rund 1 ct/kWh) und von Interconnector (rund 120€/Monat). Gibt es inzwischen vielleicht ein Vergleichsportal für die Vermarktungsgebühren?

    Sehr interessant finde ich auch die Idee mit dem Speicher und dem Verkauf zu Spotpreisen im Stundentakt, bisher habe ich aber keinen Vermarkter gefunden der das anbieten kann. Weiß jemand da einen?

    viele Grüße,
    Ethan

    1. Wenn du über 100kWp bist, musst du doch eh in die Direktvermarktung und verkaufst in der Regel über einen gewählten Direktvermarkter zu den Day-Ahead-Spotmarktpreisen, die im Stundentakt gehandelt werden… Ein Anbieter ist bspw. Lumenaza…

  30. Ich habe mir gerade die FAQ bei Lumenaza (https://lumenaza.community/de/faq/) durchgelesen. Die vergüten nach dem “stundenscharfen Day-Ahead-Preis” und schreiben daß das im Schnitt dann sehr nah am Monatsmittelwert liegt.

    Das mag zwar rechnerisch stimmen, aber der Day-Ahead Preis liegt ja in (voraussichtlich) sonnenreichen Stunden niedriger als in dunklen Stunden. (andere Faktoren wie abendliche Verbrauchspitzen jetzt mal außer Acht gelassen) d.h. wenn es viel Solarstrom allgemein gibt, liegt der Stundenpreis genau dann niedriger, wenn auch meine Anlage am meisten einspeist. Wäre dann (sofern kein PV-Speicher vorhanden ist) nicht ein Vermarkter für den Betreiber vorteilhafter, der nur nach Monatswert abrechnet?

    1. Die meisten? BayWa und Interconnector z.B. rechnen monatlich nach Monatswert ab. Im Gegenteil, außer Lumenaza hab ich noch keinen gefunden.
      Und bei Lumenaza gefällt mir die intransparente Gebührenstruktur im Beispielrechner nicht, so richtig auf Details verlinken tun sie auch nicht, und das Rechenbeispiel ist extrem optimistisch eingestellt. 19 Cent Durchschnitt der letzten 12 Monate? Glaub ich kaum.

Schreibe einen Kommentar

Deine E-Mail-Adresse wird nicht veröffentlicht. Erforderliche Felder sind mit * markiert

Das könnte dir auch gefallen