Glossar

Haben Sie Fragen zur Energiewirtschaft und zur Vermarktung von Erneuerbaren Energien? Hier finden Sie die wichtigsten Begriffe erklärt. Für weitere Informationen wenden Sie sich gerne an uns.


(Ehemaliges) Anlagenregister

Um die Integration des Stroms aus Erneuerbaren Energien in das Versorgungssystem zu unterstützen und die Einhaltung der Ausbaupfade für Wind onshore und Biomasse zu überprüfen, hat das BMWi das Anlagenregister eingeführt. Die Eintragung in das Anlagenregister ist für alle EE-Anlagen verpflichtend, die seit dem 1. August 2014 neu in Betrieb gegangen sind (Einzig Solaranlagen werden weiterhin über das PV-Meldeportal erfasst.). Meldungen zum Anlagenregister sind ausschließlich per Meldeformular möglich und müssen spätestens drei Wochen nach Inbetriebnahme der Anlage bei der BNetzA eingehen. Bei Nichteinhaltung der Frist werden die Anlagen so lange nicht gefördert, bis sie registriert sind.

Auch für Altanlagen kann die Eintragung erforderlich sein. Die Anlässe sind:

  • Erstmaliger Betrieb der Anlage mit Erneuerbaren Energieträgern
  • Änderung der installierten Leistung der Anlage
  • Endgültige Stilllegung der Anlage
  • Weiterführende Inanspruchnahme der Anfangsvergütung für eine Windenergieanlage über die ersten fünf Jahre hinaus (Gilt nur für WEA, deren Inbetriebnahme nach dem 31. Dezember 2009 liegt.)
  • Erstmalige Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie

Ab Juli 2017 wird das Anlagenregister durch das Marktstammdatenregister abgelöst.


Anzulegender Wert

Der anzulegende Wert wurde im EEG 2014 als neuer Begriff eingeführt. Er entspricht im Prinzip der früheren EEG-Einspeisevergütung, enthält im Gegensatz zu dieser jedoch bereits die eingepreiste Managementprämie. In der Windenergie an Land erhält der Anlagenbetreiber einen Anfangswert, der nach frühestens fünf Jahren auf einen geringeren Grundwert abgesenkt wird. Seit 2016 sinken die anzulegenden Werte für die Windenergie an Land je nach Erfüllung des Ausbaukorridors ab. Auch in der Solarenergie sinkt der anzulegende Wert je nach Über- oder Unterschreitung des Ausbaukorridors. Hier startete die Absenkung allerdings bereits am 1. September 2014. Ab 2017 wird die Höhe der Vergütung im Rahmen des Ausschreibungsmodells ermittelt.


Ausbaukorridor

Hauptinstrument des EEG zur Steuerung des Zubaus von EE-Anlagen sind die Ausbaukorridore für Stromerzeugungsanlagen. Mit dem EEG 2017 wurden die Zubauzahlen neu definiert: 

  • Wind an Land: In den Jahren 2017, 2018 und 2019 soll für Windenergie an Land die installierte Brutto-Kapazität jährlich 2.800 MW betragen, ab 2020 jeweils 2.900 MW.
  • Solar: Der Ausbaukorridor für Photovoltaik liegt zukünftig bei 600 MW pro Jahr.
  • Stetige: Für Biogasanlagen ist bis einschließlich 2019 ein jährlicher Brutto-Zubau von 150 MW vorgesehen, ab 2020 ein jährlicher Zuwachs von 200 MW.

Zur Erreichung dieser Ausbauziele werden ab 2017 die entsprechenden Zubaumengen per Ausschreibung vergeben. Das Ausschreibungsmodell löst den "atmenden Deckel" ab, welcher die Höhe der Einspeisevergütung in Abhängigkeit des tatsächlichen Zubaus steuerte.

Der Brutto-Zubau erfasst alle Neuanlagen, auch wenn diese ausgediente Altanlagen ersetzen. Somit sind auch Repowering-Maßnahmen vom Ausschreibungsverfahren betroffen.


Ausgleichsenergie

Ist die elektrische Energie, mit der negative und positive Abweichungen vom prognostizierten Verbrauch in einem Bilanzkreis ausgeglichen werden. Unvorhergesehene Schwankungen in Einspeisung oder Entnahme werden durch den Übertragungsnetzbetreiber ausgeglichen und dem Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung gestellt. Da allerdings viele Bilanzkreise existieren, deren individuelle Abweichungen sich teilweise kompensieren, gleicht der Übertragungsnetzbetreiber nur die tatsächliche Prognoseabweichung für die gesamte Regelzone durch Regelenergie aus. Unabhängig vom tatsächlichen Energiebedarf fällt Ausgleichsenergie dagegen bilanziell immer an, wenn der Bilanzkreis nicht ausgeglichen ist. Ausgleichsenergie regelt also vor allem kaufmännisch den Geldfluss, während das tatsächliche physische Gleichgewicht in einer Regelzone durch die tatsächlich aufgerufene Regelenergie geregelt wird.


Ausschreibungsmodell

Ziel des EEG 2017 ist die Förderung der Erneuerbaren Energien von politisch festgesetzten Preisen auf wettbewerbliche Ausschreibungen umzustellen. Im Ausschreibungsmodell bewerben sich potentielle Anlagenbetreiber über die Abgabe konkurrierender Gebote auf eine Förderung. Durch den entstehenden Wettbewerbsdruck verspricht sich die Bundesregierung eine Reduktion der Förderkosten für Erneuerbare Energien. Zudem soll durch die Ausschreibung von zu installierender Kapazität Ausbaukorridor eingehalten werden.

Das Ausschreibungsverfahren betrifft Windenergie an Land und auf See, Photovoltaik und Biomasse. Kleinere Anlagen mit einer Leistung von weniger als 750 kW (bei Biomasse weniger als 150 kW) müssen nicht an der Ausschreibung teilnehmen und erhalten weiterhin eine staatlich definierte Einspeisevergütung über 20 Jahre hinweg.

Für Bürgerenergieprojekte gelten unter bestimmten Voraussetzungen erleichterte Teilnahmebedingungen für Ausschreibungen, damit diese Projekte keine zu hohen Kosten vorfinanzieren müssen. Zudem werden Bürgerenergieprojekte finanziell besser gestellt, da sie nicht den Wert ihres Gebots erhalten, sondern den des höchsten noch bezuschlagten Gebots.


Bilanzkreis

Bilanzielle Zusammenfassung von Einspeise- und Ausspeisestellen eines Bilanzkreisverantwortlichen, in dem Einspeisungen, Entnahmen und Energieüberträge innerhalb einer Regelzone erfasst werden. Die Bilanzkreise werden von den Übertragungsnetzbetreibern geführt. Jeder Marktteilnehmer, der Energiemengen in den Netzen handelt, erzeugt oder entnimmt, muss einen Bilanzkreisverantwortlichen benennen.


Bilanzkreisverantwortlicher

Bezeichnung für den Marktpartner, der für die Bilanzabweichungen in seinem Bilanzkreis verantwortlich ist. Der Bilanzkreisverantwortliche ist verpflichtet, im Voraus Einspeisungen und Entnahmen in einer Zeiteinheit vorherzusagen und in der Folge seinen Bilanzkreis entsprechend fristgerecht auszugleichen. Sollte der Bilanzkreis nicht ausgeglichen sein, stellt der Übertragungsnetzbetreiber die benötigte Ausgleichsenergie in Rechnung. 


Direktvermarktung

Die Direktvermarktung ermöglicht die Marktintegration und die effiziente Vermarktung und Verwendung des Stroms außerhalb der Handelsgeschäfte der Übertragungsnetzbetreiber. Mit der Direktvermarktung werden volkswirtschaftliche Vorteile erzielt und zusätzliche Erlöse generiert, die den Anlagenbetreibern von Erneuerbaren Energien dabei helfen, ihre Kosten zu decken.

Nachdem neue Windenergieanlagen (BImSchG vor 23. Januar 2014) ab einer Größe von 500 kW bereits ab 2015 direktvermarktet werden müssen, ist seit dem 1. Januar 2016 auch für alle Anlagen ab 100 kW die Direktvermarktung verpflichtend. Für Anlagen kleiner als 100 kW gilt weiterhin die garantierte Einspeisevergütung. Für alle Neuanlagen, die direktvermarktet werden sollen, besteht außerdem seit dem EEG 2014 die verpflichtende Fernsteuerbarkeit.

Auch Betreiber von KWK-Anlagen ab einer Größe von 100 kWel sind seit Juli 2016 gesetzlich verpflichtet, ihren erzeugten Strom direkt zu vermarkten. Die entsprechenden Regelungen finden sich im KWK-Gesetz


Digitalisierungsgesetz

Mit dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende wird der Einbau und Betrieb von intelligenten Messsystemen ("Smart Meter") sowohl auf Erzeuger- als auch auf Verbraucherseite forciert um eine sichere und standardisierte Kommunikation in den Energienetzen der Zukunft zu ermöglichen. Durch die neue digitale Infrastruktur soll Stromangebot und -nachfrage zu jeder Zeit in Einklang gebracht werden. Dies ist insbesondere durch den kontinuierlich steigenden Anteil an fluktuierender Einspeisung aus erneuerbaren Energien notwendig. Durch die Erhöhung der Transparenz erhofft man sich außerdem Effizienzgewinne und einen insgesamt sinkenden Stromverbrauch.

Da bei einer permanenten Messung durch Smart Meter im Gegensatz zu herkömmlichen Stromzählern ein erheblicher Datenfluss entsteht, werden hohe Anforderungen an den Datenschutz gestellt. In Deutschland dürfen nur intelligente Messsysteme eingesetzt werden, die den Schutzprofilen und technischen Richtlinien des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) entsprechen und damit Datenschutz, Datensicherheit und Interoperabilität gewährleisten.

Eine Pflicht zur Umrüstung besteht derzeit bei EEG-Anlagen ab einer installierten Leistung von 7 kW sowie Stromverbrauchern mit einem Jahresstromverbrauch über 6.000 kWh. Um Betreiber von EE-Anlagen und Stromverbraucher vor unverhältnismäßigen finanziellen Belastungen zu schützen, gelten bundesweit einheitliche Kosten- und Preisobergrenzen für den Einbau und Betreib von intelligenten Messsystemen. Letztverbraucher mit einem jährlichen Stromverbrauch von bis einschließlich 6.000 kWh - also die meisten Privathaushalte - sind noch nicht von der Pflicht zum Einbau eines intelligenten Messsystems betroffen. Die Ausstattung aller Messstellen mit einem intelligenten Messsystem oder einer modernen Messeinrichtung muss bis spätestens 2032 erfolgen.

Detaillierte Hintergrundinformation zu den Themen Digitalisierung der Energiewende und Smart Metering finden sich auch auf den Seiten des BMWi und der BNetzA.


EEG

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz ist das zentrale Instrument zum Ausbau der regenerativen Energieversorgung in Deutschland. Es verpflichtet die Netzbetreiber dazu, vorrangig Strom aus Erneuerbaren Energiequellen abzunehmen und diesen zu festen Preisen über einen bestimmten Zeitraum zu vergüten. Das Gesetz ist am 1. April 2000 in Kraft getreten und seitdem mehrmals angepasst worden.

Mit der EEG-Novelle 2016/17 vollzieht sich ein Paradigmenwechsel in der Förderung von Erneuerbaren Energien. Bisher wurde die Höhe der Einspeisevergütung technologiespezifisch vom Staat festgelegt, ab 1. Januar 2017 wird die Vergütungshöhe durch Ausschreibungen am Markt ermittelt. Hierdurch soll der kosteneffiziente, kontinuierliche und kontrollierte Ausbau der Erneuerbaren Energien sichergestellt werden.


Einspeiseprognose

Um Schwankungen im Stromnetz entgegenzuwirken, müssen Energieerzeuger möglichst genaue Vorhersagen über Höhe und Dauer ihrer Einspeisungen machen. Bei einigen Formen der Energieerzeugung sind diese Einspeiseprognosen einfacher zu treffen als bei anderen. Besonders im Fall von Wind- und Solarenergie ist die Vorhersage schwierig, da aktuelle meteorologische Daten berücksichtigt werden müssen. Stimmen Prognose und tatsächliche Einspeisung nicht überein, haben die Erzeuger Ausgleichsenergie zu zahlen


Einspeisevergütung

Die Einspeisevergütung ist eine staatlich festgelegte Vergütung von Strom, die bestimmte Arten der Stromerzeugung - beispielsweise Erneuerbare Energien - fördert. Sie wird vom Netzbetreiber an den Erzeuger gezahlt.


(Verpflichtende) Fernsteuerbarkeit

Voraussetzung für den Erhalt der Marktprämie ist, dass die entsprechende EEG-Anlage fernsteuerbar ist. Auf diese Weise kann der Direktvermarkter die jeweilige Ist-Einspeisung ablesen und bei stark negativen Börsenpreisen die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren. Für Bestandsanlagen gilt die Pflicht zur Fernsteuerbarkeit seit dem 1. April 2015.


Flexibilitätsmanagement

Flexibilitätsmanagement bezeichnet vielfältige Maßnahmen die zu einer wirtschaftlichen Optimierung und Koordinierung des eigenen Verbrauches und/oder der Erzeugung dienen. Ein wesentlicher Bestandteil ist dabei das Zu- und Abschalten von flexiblen Erzeugungs- oder Verbrauchseinheiten unter anderem über die Bereitstellung von Regelenergieleistung. Weitere Maßnahmen können die Optimierung von Netzentgelten (z.B. atypische Netznutzung) oder Zuschüssen (z.B. Flexibilitätsprämie) sein. Aber auch eine gesteuerte Fahrweise am Day-Ahead-Spotmarkt sowie kurzfristige Anpassungen über den Intraday-Handel gehören dazu.


Kraft-Wärme-Kopplung

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) bezeichnet die gleichzeitige Gewinnung von elektrischen Strom und nutzbarer Wärme. Von besonderer Bedeutung für den Klimaschutz sind Blockheizkraftwerke (BHKW), welche mithilfe einer Biogasanlage betrieben werden. Hierdurch kann sowohl grüner Strom, als auch emissionsarme Heizwärme gewonnen werden. Gefördert werden KWK-Anlagen durch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz.

Wie EE-Anlagenbetreiber sind seit Juli 2016 Betreiber von KWK-Anlagen ab einer Größe von 100 kWel gesetzlich verpflichtet, ihren erzeugten Strom direkt zu vermarkten.


(Ehemalige) Managementprämie

Die Managementprämie erhalten Anlagenbetreiber, die ihren Strom über das Marktprämienmodell verkaufen. Seit dem EEG 2014 wird die Managementprämie nicht mehr zusätzlich berechnet, sondern ist in den anzulegenden Wert eingepreist worden.

Über das Vermarktungsentgelt wird die ehemalige Managementprämie teilweise an den Händler weitergegeben. Hier dient sie gleichzeitig als Aufwandsentschädigung und Risikoabsicherung, beispielsweise für die Einspeiseprognosen. Produziert ein Anlagenbetreiber mehr oder weniger als vom Händler prognostiziert, muss er Händler Ausgleichsenergie zukaufen. Die Managementprämie bietet einen Anreiz zur Marktintegration. Wer besonders verlässliche Prognosen trifft, erwirtschaftet mit der Managementprämie einen zusätzlichen Gewinn.


Marktbedingte Leistungsreduzierung

Im Falle negativer Energiepreise am Spotmarkt kann es wirtschaftlich sinnvoll sein, die Leistung von Windenergieanlagen zu reduzieren. Betreibern fernsteuerbarer Anlagen wird im Falle einer Regelung die entgangene Ausfallarbeit vergütet. Eine detaillierte Beschreibung der beiden anerkannten Abrechnungsverfahren, die in diesem Fall Anwendung finden können, findet sich im Leitfaden der Bundesnetzagentur zum EEG-Einspeisemanagement (S. 6 ff.)


Marktprämie

Zieht man vom anzulegenden Wert den Monatsmarktwert der entsprechenden Technologie ab, erhält man die Marktprämie für die einzelnen Energieträger.

Voraussetzungen zur Inanspruchnahme der Marktprämie:

  • Keine Inanspruchnahme vermiedener Netzentgelte
  • Fernsteuerbarkeit der Anlage
  • Bilanzierung in einem Direktvermarktungsbilanzkreis

Marktprämienmodell

Das Marktprämienmodell soll die Marktintegration der Erneuerbaren Energien fördern. Seit 2012 bietet es eine Alternative zum EEG-Vergütungsmodell mit fixer Einspeisevergütung.

Alle EE-Anlagen, die ab dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen wurden, müssen ab einer installierten Leistung von 100 kW ihren Strom direkt vermarkten. Hier bietet sich in erster Linie das Marktprämienmodell an. Betreiber von älteren Anlagen genießen Bestandsschutz und können monatlich wählen, ob sie am Marktprämienmodell teilnehmen möchten, oder ob sie die fixe EEG-Vergütung wählen. Ein Wechsel in das Marktprämienmodell oder die Rückkehr zur EEG-Vergütung ist zu jedem Monatsersten möglich, muss jedoch mindestens einen vollen Kalendermonat im Voraus beim zuständigen Netzbetreiber angemeldet werden. Das Marktprämienmodell umfasst den (erhöhten) anzulegenden Wert sowie die Marktprämie und den Referenzmarktwert der jeweiligen Technologie.


Marktstammdatenregister

Um die Transparenz in der Energiewirtschaft zu erhöhen, werden ab Juli 2017 in dem zentralen Verzeichnis Stammdaten aller Marktakteure im Strom- und Gasmarkt erfasst - sowohl von erneuerbaren als auch konventionellen Erzeugern. Das neue Register ersetzt damit auch das PV-Meldeportal sowie das Anlagenregister zum 01.07.2017. Registriert werden müssen alle EEG-Anlagen, unabhängig davon, ob es sich um Bestands- oder Neuanlagen handelt. Für die Meldung der Daten stellt die Bundesnetzagentur eine Internetplattform bereit und bestätigt auf Antrag die Registrierung der Erzeugungsanlagen schriftlich.

Für die Registrierung von Bestandsanlagen gilt eine Meldefrist von zwei Jahren, die Registrierung muss also bis spätestens 30. Juni 2019 erfolgt sein. Neuprojekte mit Inbetriebnahmedatum ab 01. Juli 2017 müssen spätestens vier Wochen nach Erhalt der BImSchG-Genehmigung registriert werden, ansonsten spätestens vier Wochen nach Inbetriebnahme.

Wird die Registrierung nicht vorgenommen, droht der Verlust des Förderanspruchs sowie Bußgelder in Höhe von bis zu 50.000 Euro.


Marktprozesse für Erzeugungsanlagen (Strom) MPES 2.0

Die Marktprozesse für Erzeugungsanlagen (MPES) regeln den Austausch von Stamm- und Bewegungsdaten zwischen Lieferanten und Netzbetreibern, welche insbesondere beim Wechsel des Direktvermarkters von Bedeutung sind. Im Zuge der Digitalisierung der Energiewende dienen die MPES somit einer massengeschäftstauglichen Kommunikation zwischen den einzelnen Marktteilnehmern am Strommarkt.

Mit den Änderungen des EEG 2014 wurde eine Anpassung der Marktprozesse notwendig, sodass derzeit die MPES 2.0 gelten. Darüber hinaus wird derzeit eine Weiterentwicklung der Marktprozesse gemäß den Neuerungen des EEG 2017 diskutiert.


Monatsmarktwert

Der Monatsmarktwert ist der durchschnittliche Börsenpreis des von einer jeweiligen Technologie gelieferten Stroms am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE für die Preiszone Deutschland/Österreich. Der Monatsmarktwert wird monatlich vom Übertragungsnetzbetreiber ermittelt und veröffentlicht. Die aktuellen und vergangenen Monatsmarktwerte finden sich auf der Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber.


Referenzertragsmodell

Mithilfe des Referenzertragsmodells soll das wirtschaftliche Ungleichgewicht ausgeglichen werden, das durch unterschiedliche Erträge an unterschiedlich windhöffigen Standorten entsteht. Um windschwache Standorte wirtschaftlich nicht zu benachteiligen, stellt das Referenzertragsmodell eine verlängerte Anfangsvergütung sicher.

Nachdem im EEG 2014 die Dauer der erhöhten Anfangsvergütung in einem zweistufigen Referenzertragsmodell ermittelt wurde, sieht das EEG 2017 wieder eine lineare Relation zwischen der Standortgüte und der durchschnittlichen Vergütung über die EEG-Laufzeit vor.


Referenzmarktwert

Zur Errechnung des Referenzmarktwertes wird vom Monatsmarktwert die ehemalige Managementprämie abgezogen. Der Referenzmarktwert wird monatlich vom Übertragungsnetzbetreiber ermittelt und veröffentlicht. Die aktuellen und vergangenen Referenzmarktwerte finden sich auf der Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber.


Regelleistung

Für die Netzstabilität ist eine permanente Regulierung der Netzfrequenz (50 Hz) essentiell. Dies wird insbesondere durch die vier Übertragungsnetzbetreiber (Amprion, Transnet BW, 50Hertz, TenneT) in ihren jeweiligen Regelzonen gewährleistet. Hierzu wird unter anderem der gezielte Einsatz von Regelleistung genutzt. Dabei wird zwischen drei grundsätzlichen Regelenergiearten unterschieden, welche sich unter anderem in ihrer Aktivierungs- bzw. Abschaltgeschwindigkeit unterscheiden und dem damit verbundenen Abrufprozess (automatisch oder manuell):

Arten der Regelleistung:

  • Minutenreserveleistung - Leistung muss innerhalb von 15 min vollständig abrufbar sein.
  • Sekundärregelleistung - Leistung muss innerhalb von 5 min vollständig abrufbar sein.
  • Primärreserveleistung - Leistung muss innerhalb von 0,5 min vollständig abrufbar sein.

Regelzone

Bundesweit gibt es vier Regelzonen. In jeder dieser Regelzonen ist ein Übertragungsnetzbetreiber für ein ausgeglichenes Verhältnis zwischen Ein- und Ausspeisung in den seiner Regelzone zugeordneten Verteilnetzen sowie für alle anfallenden Verwaltungs- und Wartungsaufgaben verantwortlich.


REMIT

REMIT (Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency) dient der Bekämpfung von Insider-Handel und Marktmanipulation auf Großhandelsmärkten für Strom und Gas. Durch die Pflicht bestimmte Transaktionen und Stammdaten an die Regulierungsbehörden zu melden, soll ein fairer Energiehandel sichergestellt werden. Auf europäischer Ebene wacht ACER (European Agency for the Cooperation of Energy Regulators) über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarktes. In Deutschland ist die zuständige Behörde zur Durchsetzung der Verbote nach REMIT die Bundesnetzagentur. Eine Meldepflicht nach REMIT besteht bei Betreibern von EEG-Anlagen in der Regel ab einer Anlagengröße von 10 MW.


Strommarktgesetz

Mit dem am 8. Juli 2016 verabschiedeten Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) wurden die Leitplanken für den zukünftigen Strommarkt beschlossen. Kernelemente sind die

  • Flexibilisierung und Synchronisierung von Erzeugung und Verbrauch
  • freie Preisbildung am Stromgroßhandelsmarkt
  • Schaffung einer Kapazitätsreserve von zunächst zwei Gigawatt
  • Reduktion des Bestands an Braunkohlekraftwerken
  • Einführung eines Marktstammdatenregisters
  • Stärkung des europäischen Stromhandels.

Das Strommarktgesetz basiert auf dem Weißbuch "Ein Strommarkt für die Zukunft" des BMWi.


Übertragungsnetzbetreiber

Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Amprion GmbH, 50 Hertz Transmission GmbH, Transnet BW GmbH und TenneT TSO GmbH stellen die Infrastruktur bereit, über die der Strom in Deutschland zirkuliert. Sie sind für die Instandhaltung und den bedarfsgerechten Ausbau der überregionalen Stromnetze verantwortlich und ermöglichen Stromlieferanten und -händlern den Zugang zu diesen Netzen. Droht das Stromnetz von seiner gewöhnlichen Frequenz (50 Hertz) abzuweichen, steuern sie mit Regelenergie gegen.


Verteilnetzbetreiber

Die Verteilnetzbetreiber (VNB) sind für den sicheren und zuverlässigen Betrieb von Stromnetzen im Nieder- und Mittelspannungsbereich zuständig, die der regionalen Stromversorgung dienen und den Strom zum Endverbraucher liefern. In diesem Spannungsbereich speisen Windenergieanlagen zumeist ein.

Netzbetreiber erhalten Netznutzungsentgelte für das Durchleiten von Strom vom Stromproduzenten zum Verbraucher sowie für die Errichtung, den Betrieb und die Wartung der Netze und für Systemdienstleistungen wie die Spannungserhaltung. Netznutzungsentgelte sind in Deutschland von der Bundesnetzagentur zu genehmigen.


Virtuelles Kraftwerk

Ein Virtuelles Kraftwerk ist eine Zusammenschaltung von dezentralen Stromerzeugern zu einem Verbund. Virtuell heißt das Kraftwerk, weil es mehr als einen Standort besitzt. Über eine zentrale Leitwarte werden alle im virtuellen Kraftwerk vernetzten und regelbaren Anlagen angesprochen.


Zuschaltbare Lasten

Zuschaltbare Lasten sind Stromverbraucher, welche nach Bedarf vom Netzbetreiber aktiviert werden können. Hierfür bieten sich Anlagen an, welche flexibel überschüssigen Strom in andere Energieformen umwandeln können, zum Beispiel in Wärme oder in Gas.

Insbesondere bei Starkwind in Norddeutschland müssen EE-Anlagen häufig im Rahmen des Einspeisemanagements abgeregelt werden um drohende Netzüberlastungen abzuwenden. Die Aktivierung von zuschalten Lasten ist eine sinnvolle Alternative, da somit sauberer Strom aus Energien nicht ungenutzt bleibt. Zudem werden die Kompensationszahlungen für nicht eingespeisten Grünstrom reduziert.