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Der ACER-Code ist eine eindeutige Kennung, die jedem Marktteilnehmer, welcher im Großhandelsenergiemarkt teilnimmt, von der „Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden“ (Englisch: European Agency for the Cooperation of Energy Regulators; "ACER") zugewiesen wird. Diese Kennung ist notwendig, um die Meldepflichten unter der REMIT-Verordnung (Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency) zu erfüllen. Der ACER-Code dient zur Identifikation von Marktteilnehmern, um Transparenz und Integrität im Energiegroßhandelsmarkt zu gewährleisten. Er hilft den nationalen Regulierungsbehörden dabei, Handelsdaten eindeutig jedem Marktteilnehmer zuzuordnen und Marktmissbrauch wie Insiderhandel und Marktmanipulation effektiver zu verhindern.

Marktteilnehmer sind verpflichtet, Transaktionen auf den Großhandelsmärkten, wie z.B. Handelsgeschäfte mit Energieprodukten (Strom, Gas, CO₂-Zertifikate), an die ACER zu melden. Alle Marktteilnehmer müssen sich bei der nationalen Regulierungsbehörde (in Deutschland ist die zuständige Behörde die Bundesnetzagentur) registrieren und erhalten dabei ihren ACER-Code. Unternehmen müssen gemäß REMIT Insiderinformationen zu Großhandelsenergieprodukten veröffentlichen, wie z.B. Informationen über die Verfügbarkeit von Erzeugungsanlagen oder Speicherinfrastruktur. Für den Handel mit nicht-standardisierten Verträgen, z.B. mit langfristigen bilateralen Verträgen (PPAs o.ä.) oder OTC-Geschäften, müssen Marktteilnehmer ebenfalls detaillierte Angaben an die ACER melden.

Der anzulegende Wert wird durch Ausschreibungen im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) festgelegt. Die Betreiber von Erneuerbaren Energieanlagen müssen dabei ein Angebot abgeben, das angibt, zu welchem Preis sie bereit sind, Strom zu erzeugen. Der Wert, der bei einer erfolgreichen Teilnahme an der Ausschreibung bestimmt wird, gilt dann für die gesamte Laufzeit der Förderung. Dieser Gebotswert in Cent/kWh, auf welchen die Anlagenbetreiber bieten, nennt sich anzulegender Wert. Die Gebote werden zudem jeweils für eine bestimmte Gebotsmenge in Kilowatt abgegeben. Wird ein individueller Gebotswert bezuschlagt, so wird dieser als anzulegender Wert für die Berechnung der Förderzahlung, der sog. Marktprämie, für die zugehörige Gebotsmenge herangezogen. Die vom Betreiber erhaltene Marktprämie ergibt sich durch die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem aktuellen energieträgerspezifischen monatsdurchschnittlichen Marktwert (Monatsmarktwert):

Marktprämie = Anzulegender Wert – Monatsmarktwert

Als Ausfallarbeit wird die Differenz zwischen der theoretischen, unlimitierten Einspeisung und der leistungslimitierten Einspeisung im Redispatch bezeichnet. Auf die Ausfallarbeit je Kalendermonat, multipliziert mit dem monatlichen Marktwert besteht ein finanzieller Anspruch, welchen der Netzbetreiber gegenüber dem Anlagenbetreiber zu begleichen hat. Es wird zwischen zwei Abrechnungsmethoden bei der Bestimmung der Ausfallarbeit - die Spitzabrechnung und die Pauschalabrechnung - unterschieden.

Wird die Spitzabrechnung verwendet, ist die Ausfallarbeit die Differenz zwischen der ursprünglich geplanten Einspeisung und der Einspeisung aufgrund des Werts der Leistungslimitierung durch den Redispatch.

Bei der Pauschalabrechnung ist die Ausfallarbeit die Differenz zwischen dem letzten vollständig vor der Redispatch-Maßnahme gemessenen Leistungsmittelwert und dem Wert der Leistungslimitierung durch den Redispatch.

Bei der Ausfallvergütung (§21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023) handelt es sich um eine Einspeisevergütung mit reduziertem Vergütungssatz. Sie ist für solche Fälle vorgesehen, in denen keine Direktvermarktung oder Einspeisevergütung möglich sind - beispielsweise, wenn die Anlage bei Inbetriebnahme noch nicht in der Direktvermarktung eingebunden ist (da z.B. die verpflichtende Fernsteuerbarkeit noch nicht hergestellt werden konnte), oder bei einer Insolvenz des Direktvermarkters.

Der reduzierte Vergütungssatz in der Ausfallvergütung beträgt 80 % des anzulegenden Wertes

der Anlage (§ 53 Abs. 3 EEG 2023). Die Ausfallvergütung kann maximal drei Monate hintereinander und maximal sechs Monate innerhalb eines Kalenderjahres in Anspruch genommen werden (§ 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023).

Die Auszahlung der Ausfallvergütung an den Anlagenbetreiber erfolgt durch den Netzbetreiber. Hierzu muss der Anlagenbetreiber rechtzeitig (bis zum fünftletzten Tag des Vormonats) ein vom Netzbetreiber zur Verfügung gestelltes Meldeformular einreichen.

Die Ausfallvergütung war in früherer EEG-Fassung als „Einspeisevergütung in Ausnahmefällen“ (§ 38 EEG 2014) geregelt.

Der Begriff Base bzw. Base-Load (Grundlast) bezieht sich auf eine konstante und kontinuierliche Stromlieferung, die über einen bestimmten Zeitraum (z.B. einen Tag, einen Monat oder ein Jahr) hinweg erfolgt. Im Rahmen eines Base-Loads wird üblicherweise 24 Stunden am Tag, sieben Tage die Woche, ohne Unterbrechung eine bestimmte elektrische Leistung geliefert.

Peak bzw. Peak-Load (Spitzenlast) bezeichnet eine Stromlieferung während der Zeit mit der höchsten Nachfrage (Bspw. Montag bis Freitag von 8 bis 20 Uhr in Deutschland). Ebenso wie beim Base-Load kann auch eine Peak-Load Lieferung über eine bestimmte Zeit hinweg gehandelt werden.

Sowohl Base als auch Peak werden üblicherweise am Terminmarkt in Form von Futures (Terminkontrakten) gehandelt, bspw. an der European Energy Exchange (EEX). Jedoch gibt es auch im kurzfristigen Spot-Handel von Strom für den folgenden Tag, dem sogenannten Day-Ahead-Handel, standardisierte Base- und Peak-Produkte. Da sowohl bei Base als auch Peak, Strom über einen Zeitraum (Block) von mehreren Stunden bereitgestellt wird, werden diese auch „Blockprodukte“ und die dazugehörigen Gebote „Blockgebote“ genannt.

Der Bilanzkreis ist eine Einheit zur Ordnung des Energiemarktes, welche die Ausgeglichenheit von Energieeinspeisung und -ausspeisung innerhalb eines definierten Abschnitts des Stromnetzes zur Aufgabe hat. Ein Bilanzkreis stellt ein virtuelles Energiemengenkonto dar, das darauf ausgerichtet ist, weder zu viel Energie aufzunehmen noch abzugeben, sondern die eingespeiste Energiemenge genau der verbrauchten Energiemenge entsprechen zu lassen. Die Prognoseplanung hierzu erfolgt über sogenannte Fahrpläne, in welchen die Energiebilanz auf Viertelstundenblöcke heruntergebrochen wird. Die Fahrpläne werden für jeden Bilanzkreis am Vortag von dem jeweiligen Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) erstellt. BKV können z.B. Stromhändler, Versorger, oder große Industriebetriebe sein. Die BKV leiten ihre Fahrpläne wiederum an die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) - TenneT, 50Hertz, Amprion und TransnetBW - weiter,

welche auf übergeordneter Ebene für die Ausgeglichenheit von Einspeisung und Verbrauch innerhalb ihrer Regelzone verantwortlich sind. Die ÜNB vergleichen die von den BKV übermittelten Fahrpläne mit ihrer eigenen Planung, der sogenannten Lastflussberechnung, ab und versuchen auftretende Über- oder Unterspeisungen durch Änderung der Fahrpläne in einer gemeinsamen Verrechnung innerhalb ihrer Regelzone abzumildern (Fahrplanmanagement). In einem weiteren Schritt stellen die ÜNB zudem sogenannte Regelenergie bereit, die zum Ausgleich von kurzfristigen Ungleichgewichten von Erzeugung und Verbrauch nötig ist.

Clearing bezeichnet das Aufrechnen oder Verrechnen von Forderungen und Verbindlichkeiten zweier Parteien, welche sich aus einem zuvor geschlossenen Handelsgeschäft, z.B. durch Derivatehandel an einer Strombörse, ergeben hatten. Sowohl im Börsenhandel als auch im außerbörslichen (OTC-)Handel wird von Clearing gesprochen, wenn ein Medium, Clearingstelle genannt, Zahlungsmittel und Wertpapiere zwischen Wirtschaftssubjekten überträgt, um deren Forderungen und Verbindlichkeiten auszugleichen.

Der Begriff des Clearings ist außerdem in der Preisbildung relevant. Hier gibt es oft einen „Market-clearing-Preis“ (MCP), welcher den Preis des letzten Angebots betitelt, das einen Zuschlag erhält. Der MCP ist der höchste in der Auktion bezuschlagte Preis und gilt dann für alle anderen Teilnehmer der Auktion gleichermaßen als (Börsen-)preis. Im Strommarkt besagt die Merit-Order-Logik, dass das Kraftwerk mit den niedrigsten Grenzkosten zuerst produziert. Das Kraftwerk mit den höchsten Grenzkosten, das noch zur Deckung des Verbrauchs benötigt wird, wird somit zuletzt bezuschlagt und bestimmt damit den MCP.

Bei der Direktvermarktung wird der Strom vom Anlagenbetreiber oder von dessen Direktvermarkter, direkt am Strommarkt veräußert. Letzterer übernimmt neben der Vermarktung dann auch weitere, damit einhergehende Pflichten für den Erzeuger. Solche Pflichten umfassen z.B. die Übernahme von Ausgleichsenergie-Risiken, die Sicherstellung der Fernsteuerbarkeit und Zahlungsabwicklungen. In den meisten Fällen findet die Direktvermarktung an der Strombörse (bspw. am Spotmarkt der EPEX SPOT) statt.

Es bestehen im Sinne des EEG hauptsächlich drei Möglichkeiten zur Veräußerung von Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen:

Geförderte Direktvermarktung unter dem Marktprämienmodell (Pflicht für Neuanlagen)

Sonstige Direktvermarktung

Einspeisevergütung (Nur möglich für ältere Bestandsanlagen)

Innerhalb der Direktvermarktung wird zwischen der geförderten Direktvermarktung nach dem

Marktprämienmodell (§ 20 EEG) und der sonstigen Direktvermarktung (§ 21a EEG) unterschieden.

In der geförderten Direktvermarktung (Marktprämienmodell) führt der Vermarktungsweg über die Strombörse, wo Strom, egal aus welcher Erzeugungsquelle (erneuerbare oder konventionell) auf gleiche Weise gehandelt wird. Zur Förderung des Ausbaus Erneuerbarer-Energien-Anlagen können diese unter dem staatlichen Förderregime des EEG eine gleitende Marktprämie auf ihren direktvermarkteten Strom erhalten, welche monatlich der Differenz zwischen aktuellem Monatsmarktwert und anzulegendem Wert entspricht. Der Erzeuger bzw. dessen Direktvermarkter erzielt einerseits stets einen Strombörsenerlös. Falls der Marktwert unter dem anzulegenden Wert liegt, erhält dieser zusätzlich die gleitende Marktprämie vom Verteilnetzbetreiber ausgezahlt, inklusive der darin enthaltenen Managementprämie. Auf diese Weise wird die Anlage in Summe immer mindestens in Höhe des anzulegenden Wertes vergütet.

In der sonstigen Direktvermarktung (§ 21a EEG 2023), bei der der Anlagenbetreiber keine zusätzliche Förderung erhält, kann es ohne weitere Maßnahmen bei niedrigen Strompreisen unwirtschaftlich, den Strom an der Börse zu veräußern. Um eine (verbesserte) Wirtschaftlichkeit und Preissicherheit auch in der sonstigen Direktvermarktung zu erreichen, kann bspw. ein Power Purchase Agreement (PPA) abgeschlossen werden, durch welches langfristig stabile Erträge gesichert werden. Hierbei läuft die Vermarktung nicht immer zwingend über die Strombörse bzw. den Spotmarkt: Beispielsweise ist bei einem On-site PPA durch die direkte Abnahme am Ort der Stromerzeugung kein Spothandel beteiligt. Trotz dessen gelten PPAs als Form der sonstigen Direktvermarktung.

Im Gegensatz zur geförderten Direktvermarktung, bleibt bei der sonstigen Direktvermarktung die Grünstromeigenschaft für die Vermarktung bestehen, es werden also Herkunftsnachweise (HKN) ausgestellt, welche vom Anlagenbetreiber vermarktet werden können, bspw. auch im Rahmen eines PPA.

Weiterhin wird zwischen verpflichtender und optionaler Direktvermarktung differenziert: Die verpflichtende Direktvermarktung gilt für alle EE-Anlagen mit einer Leistung über 100 kW, die ab dem 01.01.2016 in Betrieb genommen wurden sowie für Anlagen mit einer Leistung über 500 kW, welche ab dem 01.08.2014 in Betrieb genommen wurden (§ 37 EEG 2014 & § 100 Abs. 1 Nr. 6 EEG 2014). Für Bestandsanlagen, die nicht auf diese Kriterien zutreffen, ist die Direktvermarktung optional.

Anlagenbetreiber, welche zur Direktvermarktung verpflichtet sind, erhalten keine fixe Einspeisevergütung vom ÜNB, sondern sind verpflichtet, direkt zu vermarkten. Anlagenbetreiber, die hingegen der optionalen Direktvermarktung unterliegen, haben die Wahl: Sie können aus der fixen Einspeisevergütung in die Direktvermarktung wechseln und auch umgekehrt aus der Direktvermarktung zurück in die fixe Einspeisevergütung. Hierbei müssen jedoch die geltenden Wechselfristen beachtet werden.

In der Vergangenheit waren noch die regionale Direktvermarktung sowie das Grünstromprivileg als Direktvermarktungsformen abseits der Strombörse relevant. Erstere

wurde jedoch ab 2017 durch den Wegfall der Stromsteuerbefreiung für Anlagen in der regionalen Direktvermarktung unwirtschaftlich, während Letzteres 2014 gänzlich abgeschafft wurde.

Ausschreibungsverfahren für Erneuerbare Energien sind ein zentrales Instrument zur Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien in Deutschland. Im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2017 wurden Ausschreibungen eingeführt, um eine wettbewerbsorientierte und kosteneffiziente Förderung von Erneuerbaren Energieanlagen zu gewährleisten. Die Ausschreibungen werden von der Bundesnetzagentur durchgeführt und finden technologiespezifisch ein- oder mehrmals pro Jahr statt. Zudem gibt es technologieneutrale Ausschreibungen (Innovationssausschreibungen), in welcher zusammengeschlossene Anlagenkombinationen verschiedener Erneuerbarer Technologieträger teilnehmen. Oft sind dies Speichertechnologien, bspw. in Verbindung mit PV-Anlagen.

Technologiespezifisch finden Ausschreibungen z.B. für Solar Freifläche, Solar Aufdach, Wind Onshore und Wind Offshore statt. Für den Erhalt der Förderung nach dem Marktprämienmodell ist die Teilnahme an einer Ausschreibung verpflichtend für Wind- und Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 1 MW (voraussichtlich Absenkung auf 750 kW für Solar Aufdach, „zweites Segment“) sowie für Biogasanlagen über 150 kW, die nach dem 31.12.2022 in Betrieb genommen wurden.

In den Ausschreibungen geben die Teilnehmer einen Gebotswert in Cent/kWh ab, den „anzulegenden Wert“, mit dem sie die Anlage bei Zuschlag wirtschaftlich betreiben können. Die Gebote werden zudem jeweils für eine bestimmte Gebotsmenge in Kilowatt abgegeben. Wird ein individueller Gebotswert bezuschlagt, so wird dieser als anzulegender Wert für die Berechnung der Förderzahlung, der sog. Marktprämie, für die zugehörige Gebotsmenge herangezogen. Die Marktprämie entspricht der Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem aktuellen energieträgerspezifischen monatsdurchschnittlichen Marktwert (Monatsmarktwert):

Marktprämie = Anzulegender Wert – Monatsmarktwert

Der Monatsmarktwert bestimmt sich im Wesentlichen durch die durchschnittlichen Stundenpreise am Spotmarkt der EPEX SPOT, verrechnet mit energieträgerspezifischen Faktoren (für Wind, Solar, Wasserkraft etc.), abzüglich der Managementprämie.

Die EEG-Ausschreiben werden nach dem Tenderverfahren durchgeführt. Die Zuschläge erhalten diejenigen Gebote mit den niedrigsten Gebotswerten, bis das festgelegte Ausschreibungsvolumen erreicht ist. Falls das Gebotsvolumen das Ausschreibungsvolumen überschreitet und somit nicht jeder Teilnehmer einen Zuschlag erhalten kann, wird von einer Überzeichnung gesprochen und es gilt: Je niedriger das Gebot, desto höher ist die Wahrscheinlichkeit einen Zuschlag zu erhalten. Mit einem höheren Gebot besteht die Aussicht auf eine höhere Förderzahlung, jedoch sinkt die Zuschlagswahrscheinlichkeit. Dieses

wettbewerbliche Verfahren soll dazu dienen, dass die Förderkosten für Erneuerbare Energien gesenkt werden, da nur die wirtschaftlichsten Projekte zum Zug kommen.

§§ 36b und 37b EEG 2023 sehen zudem Gebotsobergrenzen vor, also eine maximalen Gebotspreis für den anzulegenden Wert. Diese betrugen im Jahr 2023 5,88 Cent/kWh für Wind Onshore und maximal 5,9 Cent/kWh für Freiflächen-PV (Erstes Segment). Aufgrund stark gestiegener Kosten wurden diese im Jahr 2024 durch Anwendung von § 85a Absatz 1 und 2 EEG 2023 auf 7,35 Cent/kWh für Wind Onshore sowie 7,37 Cent/kWh für Solaranlagen des Ersten Segments erhöht.

Der Emissionshandel ist ein marktbasiertes Instrument zur Reduktion von Treibhausgasemissionen. Er basiert auf dem Prinzip des „Cap and Trade“, bei dem eine Obergrenze (Cap) für die insgesamt erlaubten Emissionen festgelegt wird. Diese Obergrenze wird schrittweise reduziert, um die Emissionen über die Zeit zu senken. Unternehmen erhalten oder kaufen Zertifikate, die sie berechtigen, eine bestimmte Menge an Treibhausgasen zu emittieren. Wenn ein Unternehmen weniger emittiert, als seine Zertifikate erlauben würden, kann es die überschüssigen Zertifikate verkaufen. Umgekehrt muss ein Unternehmen, das mehr emittiert, zusätzliche Zertifikate erwerben. Dieser Handel schafft finanzielle Anreize für Unternehmen, ihre Emissionen zu reduzieren, da es (langfristig) kosteneffizienter sein kann, Maßnahmen zur Emissionsminderung umzusetzen, anstatt zusätzliche Zertifikate zu kaufen.

Der Emissionshandel ist ein zentraler Bestandteil der Klimapolitik vieler Länder und Regionen, insbesondere der Europäischen Union, die im Jahr 2005 das EU-Emissionshandelssystem (EU ETS) eingeführt hat. Mit 30 Ländern ist es das größte Emissionshandelssystem der Welt und umfasst Sektoren wie Energie, Industrie und Luftfahrt. Damit werden rund 40 % der Treibhausgasemissionen in der EU abgedeckt. Durch den Emissionshandel wird ein konkreter Preis für Kohlenstoff festgelegt, was Investitionen in kohlenstoffarme Technologien fördern und zum Erreichen der Klimaziele beitragen soll.

Die rechtliche Grundlage für den Emissionshandel schaffte auf europäischer Ebene die am 1. Januar 2005 in Kraft getretene Emissionshandelsrichtlinie (Richtlinie 2003/87/EG), welche in Deutschland bereits am 15. Juli 2004 durch das Treibhausgas-Emissionsgesetz (TEHG) auf nationaler Ebene umgesetzt wurde. Gemäß TEHG ist in Deutschland die Deutsche Emissionshandelsstelle des Umweltbundesamt für die Vergabe von Emissionsrechten zuständig.

Die Betreiber von erfassten, treibhausgas-emittierenden Anlagen müssen für jede Tonne CO₂ ein gültiges Zertifikat der ETS, auch EU-Allowance (EUA) genannt, vorweisen. Zu Jahresbeginn bekommt jede Anlage ein bestimmtes Kontingent an EUA zugeteilt. Der Handel von Emissionszertifikaten findet sowohl über Börsenplätze (z.B. ECX London, EEX Leipzig, EXAA Wien) als auch abseits der Börse, „Over-the-Counter“ (OTC), statt. Am 30. April jeden Jahres wird die Emissionsrechtebilanz der Anlagenbetreiber geprüft. Übersteigt die

ausgestoßene Menge CO₂ die Anzahl der im Besitz befindlichen Zertifikate für die Anlage, dann wird eine Strafe von 100 Euro pro fehlender EUA fällig und die fehlenden Zertifikate sind nachzureichen.

Die European Energy Exchange (EEX) ist eine Energiebörse mit Sitz in Leipzig, die als Handelsplattform für Strom, Gas sowie weitere Energie- und Umweltprodukten eine zentrale Rolle im deutschen und europäischen Energiemarkt innehat. Marktteilnehmer wie Energieversorger, Industrieunternehmen und Finanzinstitutionen handeln über die EEX verschiedene Energieprodukte, wie Strom-Futures und -Optionen, Herkunftsnachweise oder auch Emissionsberechtigungen.

Der Stromhandel an der EEX teilt sich im Wesentlichen in einen Terminmarkt, für welchen die EEX in Leipzig zuständig ist, und einen Spotmarkt, die zur EEX-Gruppe zugehörige EPEX SPOT in Paris verantwortet, auf. Beim Terminhandel geht es um längerfristige Stromlieferungen, welche z.B. in Form von Futures gehandelt werden. Über der Spothandel an der EPEX SPOT werden hingegen kurzfristige Stromhandelsgeschäfte (noch am selben Tag „Intraday“, oder für den Folgetag „Day-Ahead“) abgewickelt.

Die verpflichtende Fernsteuerbarkeit in der Direktvermarktung ist eine gesetzliche Vorgabe, die mit dem EEG 2014 eingeführt wurde und sicherstellen soll, dass Erneuerbare-Energien-Anlagen systemdienlich und marktbasiert betrieben werden können.

Gemäß § 10b EEG 2023 müssen Anlagenbetreiber, die ihren Strom direkt vermarkten, sicherstellen, dass es für den Direktvermarkter oder einen Dritten über eine technische Einrichtung jederzeit möglich ist, die Ist-Einspeisung abzurufen und zudem die Einspeiseleistung ferngesteuert auf ein bedarfsgerechtes Niveau zu regeln. Diese Pflicht gilt für EE-Anlagen mit mehr als 25 kW Leistung. Wird gegen die Fernsteuerbarkeitspflicht verstoßen, kann es gemäß §52 EEG 2023 zu Strafzahlungen kommen.

Eine Fernsteuerbarkeit ist wichtig, da mit dem zunehmenden Marktanteil von volatilen Erneuerbaren Energien die Wahrscheinlichkeit für negative Preise am Spot-Markt steigt. Die Möglichkeit zur ferngesteuerten Drosslung der Einspeiseleistung gibt dem Anlagenbetreiber bzw. dessen Direktvermarkter die nötige Einspeiseflexibilität, um auf diese Marktsignale zu reagieren, insbesondere im Hinblick auf die sich künftig noch verschärfende 4- bzw. 6-Stunden-Regel.

Die Anlagensteuerung erfolgt über eine (z.B. durch VPN) gesicherte Schnittstelle. Nach der Einrichtung dieser muss ein Fernsteuerbarkeitsnachweis erbracht werden. Dafür erfolgt eine Testabregelung, bei der eine prüfende Instanz die Anlage testweise ansteuert und eine Anfrage zur Leistungsdrosselung sendet. Wird diese Anfrage zeitnah und korrekt von den Systemen

der EE-Anlage umgesetzt, dann ist die Fernsteuerbarkeit erfolgreich nachgewiesen. Erforderlich ist, dass sich der Fernzugriff des Direktvermarkters einer anderen Schnittstelle bedienen muss als die Steuerung des Netzbetreibers, denn laut § 10b Abs. 3 EEG 2023 dürfen die vorrangigen Maßnahmen des Netzbetreibers zur Systemstabilität nicht eingeschränkt werden.

Fristen im EEG für den Nachweis der verpflichtenden Fernsteuerbarkeit:

Wird die verpflichtende Fernsteuerbarkeit einer EEG-Anlage nicht rechtzeitig hergestellt, droht dem Betreiber eine Zahlung an den Netzbetreiber gemäß § 52 Absatz 1 Satz 1 Nummer 4 EEG 2023 sowie § 10b EEG 2023. Die Frist zur Erbringung des Fernsteuerbarkeitsnachweises beim Netzbetreiber endet bei Neuanlagen zu Beginn des zweiten auf die Inbetriebnahme der Anlage folgenden Kalendermonats. Wird die Anlage bspw. am 07.01. in Betrieb genommen, so muss sie nicht vor dem 01.03. fernsteuerbar sein, obwohl sie sich bereits seit dem 01.02. in der Direktvermarktung befindet. Bei Bestandsanlagen gibt eine solche Frist jedoch nicht. Für diese muss bei Wechsel des Direktvermarkters bereits ab dem ersten Tag die Fernsteuerbarkeit nachgewiesen sein.

Anlagenbetreiber können zwischen den verschiedenen Vermarktungsformen (Einspeisevergütung / Direktvermarktung mit Marktprämie / sonstige Direktvermarktung) nur zum ersten Kalendertag eines Monats wechseln und müssen einen Wechsel vor Beginn des jeweils vorangegangenen Kalendermonats dem Netzbetreiber mitteilen (§ 21b EEG 2023). Die gleiche Frist gilt auch für die erstmalige Anmeldung zu einer der Vermarktungsformen.

Auch muss bei einem Wechsel in die Direktvermarktung, dem Netzbetreiber die Form der Direktvermarktung, in die gewechselt wird, sowie der Bilanzkreis, dem der vermarktete Strom zugeordnet werden soll, mitgeteilt werden (§ 21c EEG 2023).

Für die Anmeldung zur Ausfallvergütung (§ 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023) reicht es aus, den Netzbetreiber bis zum fünftletzten Werktag des Vormonats zu informieren, dass in diese oder aus dieser heraus gewechselt wird (§ 21c EEG 2023).

Die Gemeindeabgabe nach § 6 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) ist eine freiwillige Zahlung, die Betreiber von Windenergieanlagen und PV-Freiflächenanlagen an die betroffenen Gemeinden leisten können. So gelten bei Windenergieanlagen jene Gemeinden als betroffen, deren (Teil-)Gebiet eine Entfernung von max. 2,5 km zu der/den Windenergieanlage/n hat. Die Gemeindeabgabe wurde mit dem EEG 2021 eingeführt und dient dazu, dass betroffene Gemeinden finanziell an den in ihrem Gebiet errichteten, Erneuerbaren-Energien-Anlagen partizipieren können, wodurch auch die lokale Akzeptanz für solche Projekte erhöht wird. Betreiber dürfen bis zu 0,2 Cent pro Kilowattstunde des eingespeisten Stroms an die Gemeinden zahlen. Die genaue Höhe der Abgabe wird zwischen dem Anlagenbetreiber und

der Gemeinde vereinbart.

Die Einnahmen aus der Gemeindeabgabe können von den Gemeinden für verschiedene lokale Projekte genutzt werden, die der Allgemeinheit zugutekommen. Dies schließt Investitionen in die lokale Infrastruktur, Umweltschutzmaßnahmen, sowie kulturelle und soziale Projekte ein. Wurde die Gemeindeabgabe für Strommengen gezahlt, die eine EEG-Vergütung erhalten, so kann der Anlagenbetreiber sich die bis zu 0,2 Cent / kWh Gemeindeabgaben beim Netzbetreiber rückerstatten lassen. Seit 2023 ist die Gemeindeabgabe und die entsprechenden Regelungen des §6 EEG auch für Bestandsanlagen gültig. In einzelnen Bundesländern kann es zudem Sonderregelungen geben. In Mecklenburg-Vorpommern gilt z.B. eine verpflichtende Beteiligung von Bürger*innen und Kommunen in einem Umkreis von 5 km um die Anlage.

Hedging (oder Preisabsicherung) ist eine wichtige Strategie im Strommarkt, die von Energieversorgern und großen Stromverbrauchern genutzt wird, um sich gegen Preisschwankungen abzusichern. Da die Strompreise stark von Angebot und Nachfrage, Wetterbedingungen und politischen Entscheidungen beeinflusst werden, können sie erheblichen Schwankungen unterliegen. Hedging bietet eine Möglichkeit, die damit verbundenen Risiken zu minimieren und finanzielle Stabilität zu gewährleisten. Stromintensive Unternehmen nutzen Hedging, um ihre Energiekosten planbar und stabil zu halten. Energieversorger wiederum sichern sich durch Hedging gegen Preisschwankungen ab, um ihren Kunden fixe Tarife anbieten zu können. Der Energieversorger kann bspw. eine Call-Option kaufen, um eine bestimmte Strommenge zu hedgen, indem er nun das Recht besitzt, diese Menge zu einem zukünftigen Zeitpunkt zu einem Fixpreis zu kaufen.

Beim Hedging werden Finanzinstrumente wie Termingeschäfte (Futures) und Optionen eingesetzt. Ein Termingeschäft (Future) ist ein Vertrag, bei dem sich der Käufer verpflichtet, eine bestimmte Menge Strom zu einem festgelegten Preis zu einem zukünftigen Zeitpunkt zu kaufen. Dies ermöglicht es dem Käufer, sich gegen steigende Strompreise abzusichern. Auf der anderen Seite kann der Verkäufer eines Termingeschäfts sich gegen fallende Preise absichern, indem er sich einen festen Verkaufspreis sichert.

Optionen bieten eine weitere Möglichkeit der Preisabsicherung. Eine Kaufoption (Call-Option) gibt dem Käufer das Recht, aber nicht die Verpflichtung, eine bestimmte Menge Strom zu einem festgelegten Preis zu kaufen. Dies ist vorteilhaft, wenn die Strompreise stark steigen, da der Käufer dann von dem niedrigeren vereinbarten Preis profitieren kann. Eine Verkaufsoption (Put-Option) funktioniert umgekehrt und gibt dem Verkäufer das Recht, Strom zu einem festgelegten Preis zu verkaufen, was bei fallenden Preisen von Vorteil ist.

Herkunftsnachweise (HKNs), auch als Grünstromzertifikate oder Guarantees of Origin (GoOs) bekannt, sind digitale Zertifikate, welche Informationen über die Entstehung von Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen enthalten (u.a. Name, Typ und Ort der Erzeugungsanlage,

Zeitpunkt der Stromproduktion). HKNs dienen als Nachweis dafür, dass eine bestimmte Menge Strom aus einer erneuerbaren Quelle erzeugt wurde. Ein HKN wird für genau eine Megawattstunde Grünstrom ausgestellt. In Deutschland werden HKNs nur für Anlagen ausgestellt, die nicht anderweitig durch das EEG (Marktprämie oder Einspeisevergütung) gefördert werden, welche sich also in der sonstigen Direktvermarktung befinden. Damit soll die sogenannte „Doppelvermarktung“ der Anlagen verhindert werden, d.h. diese sollen nicht gleichzeitig durch eine EEG-Vergütung und durch HKNs Einnahmen generieren (§ 80 EEG 2023). Der Verkauf der Zertifikate ist somit eine zusätzliche Einnahmequelle für ausgeförderte oder nicht geförderte EE-Anlagen.

Innerhalb der EU werden HKNs durch die Renewable Energy Directive (RED) geregelt. In Deutschland betreibt das Umweltbundesamt das Herkunftsnachweisregister (HKNR), eine Datenbank welche HKNs ausstellt, überträgt, importiert, exportiert und entwertet. Alle relevanten Akteure (Stromerzeuger, Stromhändler, Energieversorgungsunternehmen (EVU)) registrieren sich im HKNR und erhalten dort jeweils ein eigenes Zertifikate-Konto. Die Ausstellung von HKNs für den erzeugten Ökostrom muss der Stromerzeuger beim Umweltbundesamt beantragen. Dieses stellt dann HKN auf das Konto des Erzeugers aus. Findet ein Verkauf von HKN statt, bspw. an einen Stromhändler oder direkt an ein EVU, so muss der Übertrag ebenfalls beim Umweltbundesamt beantragt werden. Möchte ein EVU nun Ökostrom an Verbraucher vermarkten, so müssen, entsprechend der an den Verbraucher veräußerten Strommenge, HKNs auf dem Konto des EVU entwertet werden. Die Entwertung der HKNs stellt sicher, dass die vermarktete Strommenge tatsächlich aus einer erneuerbaren Quelle produziert wurde und auch nur einmal als Ökostrom verkauft werden kann.

HKNs können auch länderübergreifend gehandelt werden. In Europa findet dies unter dem Dach der Association of Issuing Bodies (AIB), einer Organisation, die das grenzüberschreitende System für den Handel mit HKNs koordiniert, statt. Die AIB stellt sicher, dass die verschiedenen Herkunftsnachweissysteme der Mitgliedsländer kompatibel sind und fördert so einen einheitlichen europäischen Markt für Erneuerbare Energien. Der länderübergreifende Handel ermöglicht es Energieversorgern, HKNs aus anderen EU-Staaten zu erwerben und sie in ihrem jeweiligen Land zu entwerten, um die Stromherkunft zu belegen.

Der Korrekturfaktor ist ein Mechanismus, der im Rahmen des Marktprämienmodells im EEG-Ausschreibungsverfahren zur Bestimmung des anzulegenden Wertes von Windenergieanlagen an Land Anwendung findet. Unterschiedliche Standorte von Windenergieprojekten liefern aufgrund ungleicher Windverhältnisse verschieden hohe Stromerträge. Die Qualität des Standorts lässt sich durch den sogenannten Gütefaktor (in Prozent) ausdrücken, welcher das Verhältnis des Standortertrages zu einem Referenzertrag (Anlage 2 (zu § 36h) EEG 2023) ausweist. Aus dem Gütefaktor des Standorts wiederum ergibt sich gemäß der in § 36h EEG 2023 befindlichen Tabelle ein entsprechender Korrekturfaktor. Dieser Korrekturfaktor wird verwendet, um den aus der Ausschreibung hervorgegangenen Zuschlagswert der Anlage zu

modifizieren, indem dieser anzulegende Wert mit dem Korrekturfaktor multipliziert wird. Liegt der Gütefaktor nicht exakt auf einem der in der Tabelle definierten Werte, so wird linear interpoliert. Die Anpassung des anzulegenden Wertes durch den Korrekturfaktor dient dazu, ein „Level Playing Field“ für Teilnehmer an windschwachen und -starken Standorten herzustellen und den EE-Ausbau auch in windschwachen Gebieten zu fördern.

Um bereits im Ausschreibungsverfahren einen fairen Wettbewerb und eine Vergleichbarkeit bezüglich der Standortgüte herzustellen, bieten die Teilnehmer nicht auf den tatsächlichen anzulegenden Wert ihres individuellen Standorts, sondern auf den theoretischen anzulegenden Wert ihrer Anlage, stünde diese am Referenzstandort (100% Gütefaktor), gemäß dem Referenzertragsmodell aus Anlage 2 EEG 2023.

Ein Lastprofil, auch Lastgang oder Lastkurve genannt, ist der zeitliche Verlauf der abgenommenen Leistung eines Stromverbrauchers. Typischerweise liegen Lastprofile in 15-Minuten-Granularität vor, d.h. es gibt einen Leistungswert für jede Viertelstunde. Das Lastprofil wird zur Einordnung häufig für einen Zeitraum von einem Tag (24 h) dargestellt, aber aufgrund von saisonalen oder wochentagsabhängigen Unterschieden auch über längere Zeiträume hinweg. Ein Standardlastprofil beinhaltet Durchschnittswerte und stellt einen typischen, repräsentativen Verlauf des Lastgangs eines bestimmten Verbrauchers dar.

Werden größere Gruppen von Verbrauchern betrachtet, z.B. den Verbrauch eines ganzen Landes, so ergeben sich die Grundlast, Mittellast und Spitzenlast. Die Grundlast ist der Anteil der Leistung, der so gut wie immer bereitgestellt werden muss. Diese wird im Wesentlichen durch sogenannte Grundlastkraftwerke (z.B. Braunkohle) gedeckt, welche sich durch ihre Betriebscharakteristik für einen planbaren und dauerhaften Erzeugungsbetrieb eignen. Die Mittellast und Spitzenlast beschreiben den Verbrauch, welcher, meist zu bestimmten Tageszeiten, zusätzlich zur Grundlast auftritt. Je nach Höhe der regelmäßig zusätzlich abgeforderten Leistung wird von Mittellast oder von Spitzenlast (und Lastspitzen) gesprochen.

Im Strommarkt bezeichnet der Begriff Lieferant (oder Stromlieferant) meist ein Unternehmen, das zum Zweck der Versorgung eines Endverbrauchers Elektrizität vertreibt. Lieferanten spielen eine wichtige Rolle in der Stromversorgung, da sie den Strom von den Erzeugern (Kraftwerksbetreibern) beziehen und/oder Strom selbst erzeugen („Erzeuger“ / „Producer“) und damit Haushalte, Unternehmen und andere Verbraucher beliefern.

Produziert der Stromlieferant seine verkaufte Menge nicht (vollständig) selbst, kauft er den Strom entweder direkt von Stromerzeugern (Kraftwerke, Erneuerbare-Energien-Anlagen), bspw. über Power Purchase Agreements (PPA), oder über den Großhandelsmarkt, wie die Strombörsen (z. B. EEX für Termingeschäfte oder EPEX SPOT für Spothandel), oder den

OTC-Handel. Der Stromlieferant muss gemäß dem Prinzip der Ausgeglichenheit der Bilanzkreise sicherstellen, dass die gelieferte Strommenge der produzierten und/oder eingekauften Strommenge entspricht.

Nicht zu verwechseln ist der Lieferant mit dem Netzbetreiber, welcher für die Stabilität, die Instandhaltung und den Ausbau des Stromnetzes verantwortlich ist und dadurch dafür sorgt, dass der Strom physisch beim Endkunden ankommt.

Mit der Managementprämie wurde im EEG 2012 eine separate Zahlung für die Betreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen eingeführt, welche ihren Strom unter dem Marktprämienmodell direkt vermarkten. Dies sollte dem Mehraufwand, den Kosten und geänderten Risiken in der Direktvermarktung im Vergleich zur fixen Einspeisevergütung Rechnung tragen und damit einen Wechsel anreizen.

Mit dem EEG 2014 wurde die Managementprämie in den anzulegenden Wert eingepreist und wird somit für Neuanlagen (mit Inbetriebnahme nach dem 01.01.2016) nicht mehr vom Netzbetreiber als separater Posten ausgewiesen.

Die Marktlokation bezeichnet einen eindeutig definierten Ort, an dem Energie entweder erzeugt oder verbraucht wird, und der mit dem Netz verbunden ist. Eine Marktlokation kann dabei für einen Haushalt, ein Unternehmen, aber auch für eine Erzeugungsanlage (z.B. eine Windenergie- oder Solaranlage) stehen.

Jede Marktlokation erhält eine individuelle Identifikationsnummer, die sogenannte Marktlokations-ID (MaLo-ID) und ist einem Bilanzkreis zugeordnet. Die Marktlokation findet Anwendung bei unterschiedlichen Prozessen im Energiemarkt, z.B. Wechseln des Lieferanten oder Abrechnungen zu Energie und Netznutzung.

Die Messlokation meint den spezifischen Punkt innerhalb einer Marktlokation, an dem die Energie gemessen wird. Dies ist in der Regel der Ort, an dem ein Zähler installiert ist, um den Energieverbrauch oder die Einspeisung zu erfassen. Jede Messlokation erhält eine eindeutige Kennung, die sogenannte Messlokations-ID (MeLo-ID). Eine Marktlokation kann eine oder mehrere Messlokationen haben, je nachdem, wie viele Zählpunkte vorhanden sind. In einem Mehrfamilienhaus mit vier Wohnungen gäbe es bspw. vier Messlokationen zu einer Marktlokationen.

Es ist ebenfalls möglich, dass eine Messlokation zwei Marktlokationen zugeordnet ist. Dieser Fall tritt auf, wenn eine Marktlokation sowohl Energie einspeist als auch verbraucht, wodurch für Einspeisung und Verbrauch jeweils eine eigene MaLo-ID generiert werden muss. Handelt es sich bei der Messeinrichtung um einen Zweirichtungszähler, so ist dessen eine MeLo-ID

mit zwei MaLo-IDs verknüpft.

Die Messlokation ist also der Zählpunkt, an dem die physikalischen Daten zur Energiemenge erfasst werden, während die Marktlokation das bilanzierungstechnische Konstrukt darstellt, in dem diese Messung stattfindet.

Die im EEG geregelte Marktprämie ist eine gleitende Vergütungszahlung an Betreiber von Erneuerbare-Energie-Anlagen, die in der geförderten Direktvermarktung sind. Die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem aktuellen energieträgerspezifischen monatsdurchschnittlichen Marktwert (Monatsmarktwert) und der anlagenspezifischen Förderhöhe, dem anzulegenden Wert, aus, sofern letzterer höher liegt. Gemäß Anlage 1 zu § 23a EEG 2023 gilt also die Formel:

Marktprämie = Anzulegender Wert – Monatsmarktwert

Zur Bestimmung des Monatsmarktwerts für Wind Onshore und PV werden für einen Kalendermonat die durchschnittlichen Stundenpreise am Spotmarkt der EPEX SPOT mit einer energieträgerspezifischen Erzeugungsmengenbetrachtung verrechnet. Die energieträgerspezifischen Monatsmarktwerte werden von den Übertragungsnetzbetreibern auf der Website www.netztransparenz.de veröffentlicht.

Der anzulegende Wert wird seit dem EEG 2017 für größere Anlagen wettbewerblich über das Tenderverfahren ermittelt.

Bestandsanlagen, die Anspruch auf Förderung über eine fixe Einspeisevergütung haben und sich für einen Wechsel in die optionale Direktvermarktung entscheiden erhalten dann ebenfalls die Marktprämie als Ausgleich zwischen dem Wert ihrer fixen Einspeisevergütung und dem Marktwert.

Das Marktstammdatenregister (MaStR) ist ein zentrales Online-Register, das seit Januar 2019 von der Bundesnetzagentur (BNetzA) betrieben wird. Es dient als Datenbank, in der alle wesentlichen Marktakteure und Anlagen im deutschen Strom- und Gasmarkt erfasst werden. Zur Registrierung verpflichtet sind u.a. Anlagen- und Netzbetreiber, aber auch Direktvermarkter, Stromgroßhändler und Börsen.

Ziel des MaStR ist es, die Transparenz und Effizienz im Energiemarkt zu erhöhen, indem alle Stammdaten an einem zentralen Ort eingetragen und verfügbar gemacht werden. Das Register enthält u.a. Angaben zu Energieträger, Anlagenleistung, Standort und Anlagenbetreiber und kann unter https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR aufgerufen werden.

Für die Betreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen ist die korrekte und fristgerechte

Eintragung und Pflege im MaStR auch deshalb essenziell, da Versäumnisse zu Sanktionen bis hin zum Verlust des Förderanspruchs unter dem EEG führen können.

Negative Strompreise treten dann an der Strombörse (Spotmarkt) auf, wenn dort ein Überangebot an Strom besteht, also diesem keine entsprechende Nachfrage der Stromverbraucher gegenübersteht. Dies ist z.B. an Sommertagen der Fall, wenn eine hohe Stromeinspeisung aus PV-Anlagen auf eine geringe Nachfrage nach Strom für Licht und Wärme trifft, oder an Feiertagen wenn der Verbrauch der Industrie gemindert ist. Zur Entstehung tragen auch die nicht ausreichende Flexibilität auf Seiten konventioneller Kraftwerke und fehlende Speichermöglichkeiten bei.

Um die Signalwirkung negativer Preise zu erhöhen und ihrem Auftreten entgegenzuwirken, wurde im EEG 2014 die 6-Stunden-Regel (§ 24 EEG 2014) eingeführt, die für Erneuerbare-Energien-Anlagen mit Inbetriebnahme ab 01. Januar 2016 gilt. Gemäß dieser verringert sich der anzulegende Wert auf null, wenn der Strompreis (Spotmarktpreis) für eine Dauer von mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist. Der Anlagenbetreiber erhält also für den in dieser Zeitspanne erzeugten Strom keine Förderung und wird so zur Abschaltung incentiviert.

Schrittweise wurde die Anzahl der aufeinanderfolgenden negativen Preisstunden, ab der diese Verringerung des Zahlungsanspruchs gilt, reduziert. Je nach Inbetriebnahmedatum gilt diese für Erneuerbare-Energien-Anlagen… :

- …mit Inbetriebnahme in 2021 oder 2022 (§ 51 EEG 2021): ab vier aufeinander-folgenden Stunden (4-Stunden-Regel)

- … mit Inbetriebnahme ab 2023 (§ 51 EEG 2023):

in 2024 und 2025: ab drei aufeinanderfolgenden Stunden

in 2026: ab zwei aufeinanderfolgenden Stunden

ab 2027: ab einer Stunde

Für Anlagen, die von §51 EEG 2021/2023 betroffen sind, verlängert sich jedoch ausgleichend der Förderzeitraum nach hinten hinaus um die Anzahl der Stunden, in denen der anzulegende Wert aufgrund dieses Artikels auf null verringert wurde (§ 51a EEG 2021/2023).

Die Netzentgelte (auch Netznutzungsentgelte) werden als Gebühr von den Nutzern des Stromnetzes an die Netzbetreiber entrichtet. Die Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber (ÜNB & VNB) verwenden die Netzentgelte u.a. für den Bau und die Wartung der Netzinfrastruktur, den Redispatch und das Einspeisemanagement.

Das Netzentgelt ist entfernungsunabhängig und wird je nach Verbrauchergruppe unterschiedlich berechnet. Bei Haushaltskunden gibt es neben einem Arbeitspreis (ct/kWh) häufig einen Grundpreis, während für Großverbraucher neben dem Arbeitspreis ein Leistungspreis hinzukommt, der sich nach der maximal in Anspruch genommenen Höchstleistung bemisst.

Die Höhe der Netzentgelte wird regulatorisch durch die Erlösobergrenzen eingeschränkt, welche von der Bundesnetzagentur (BNetzA) unter Berücksichtigung der Kosten des Netzbetreibers ermittelt werden.

Für industrielle Großverbraucher gibt es die Möglichkeit, Netzentgelte einzusparen, indem ein individuelles Netzentgelt beantragt wird (§ 19 StromNEV). Ein reduziertes, individuelles Netzentgelt kann zum Beispiel dann gewährt werden, wenn der Höchstlastbeitrag des Großverbrauchers deutlich sowie vorhersehbar von den Zeiten der Jahreshöchstlast der angeschlossenen Netzebene abweicht (atypische Netznutzung). Ein individuelles Netzentgelt wird außerdem angeboten, wenn pro Kalenderjahr der Verbrauch des Abnehmers sowohl mehr als zehn Gigawattstunden als auch über 7.000 Nutzungsstunden beträgt. Ein individuell vereinbartes Netzentgelt darf dabei nicht weniger als 20% des allgemein gültigen Netzentgeltes betragen.

Der OTC- Handel (OTC = Over The Counter) meint den außerbörslichen Handel von Strom und anderen Produkten. Im Terminhandel von Strom wird der Großteil OTC gehandelt, wohingegen Spotmarktgeschäfte zu Strom hauptsächlich über die EPEX SPOT abgeschlossen werden.

Der OTC-Handel zeichnet sich dadurch aus, dass die Parteien direkt einen bilateralen und oftmals individuellen Vertrag schließen, ohne Dritte oder Intermediäre, wie z.B. Clearingstellen. Im OTC-Handel kommen die Geschäfte z.B. über Online-Handelsplattformen oder Brokerfirmen zustande.

In einem physischen Power Purchase Agreement (PPA) wird eine bestimmte Strommenge durch direkt Abnahme oder bilanziell an den Offtaker geliefert. Es gibt zwei verschiedene Typen von physischen PPAs:

Ein On-site PPA zeichnet sich dadurch aus, dass sich Erzeuger und Abnehmer physisch am selben Ort befinden und der Strom so direkt dort verbraucht wird, wo er erzeugt wird, ohne durch das öffentliche Stromnetz geleitet zu werden. Dies hat den Vorteil, dass netzbezogene Entgelte reduziert oder verhindert werden können. Die Abnehmer sind Unternehmen, die den Strom direkt am Standort verbrauchen, daher sind On-Site PPAs i.d.R. zugleich Corporate PPAs. Trotz Abschluss eines On-site PPAs muss das abnehmende Unternehmen einen Versorgungsvertrag mit einem Energieversorgungsunternehmen (EVU) schließen, um den benötigten Residualstrom in Zeiten unzureichender On-site-Stromproduktion abdecken zu können.

Ein Off-site PPA bietet wie ein On-site PPA zwar eine physische Stromlieferung, jedoch nicht unmittelbar, sondern mittelbar durch bilanzielle Abnahmen im öffentlichen Stromnetz, d.h. Abwicklung über die entsprechenden Bilanzkreise. So müssen sich Erzeuger und Abnehmer nicht in räumlicher Nähe zueinander befinden. In Folge der Nutzung des öffentlichen Stromnetzes werden jedoch Netzentgelte fällig. Die Übertragung der Strommenge wird oft durch Nutzung von entsprechenden Dienstleistungen eines Dritten (EVUs oder Stromhändlers) ausgelagert.

Ein Power Purchase Agreement (PPA) ist ein bilateraler, zumeist langfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Stromproduzenten und einem Stromabnehmer („Offtaker“), wobei es sich beim Abnehmer um ein Unternehmen („Corporate“), oder einen Versorger („Utility“) handeln kann.

PPAs enthalten individuelle Regelungen z.B. zu Lieferstruktur, Vertragslaufzeit und Preisgestaltung.

Bezogen auf die Art der Stromlieferung wird zwischen physischen („physical“) PPAs und virtuellen / synthetischen („virtual“ / „synthetic“) PPAs unterschieden.

Die Vertragsgestaltung eines PPAs kennt außerdem verschiedene Liefermodelle: In einem pay-as-produced-PPA nimmt der Abnehmer dem Produzenten die gesamte Strommenge, so wie sie erzeugt wird, ab. Bei einem pay-as-nominated PPA hingegen wird am Vortag die Produktionsmenge des Folgetages prognostiziert, die dann vom Offtaker abgenommen wird. Dabei müssen von der Prognose abweichende Überschussmengen sowie Fehlmengen vom Erzeuger anderweitig verkauft bzw. beschafft werden, bspw. über den Spotmarkt. Bei einem vereinbarten Baseload-PPA wird die zu liefernde bzw. abzunehmende Strommenge und ihre zeitliche Verteilung (z.B. angepasst an ein Verbrauchsprofil) festgelegt. Je nach Liefermodell ist auch die Risikoverteilung zwischen Erzeuger und Offtaker eine andere.

Die REMIT-Verordnung (REMIT: Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency) ist eine EU-Verordnung, die am 28. Dezember 2011 in Kraft trat. REMIT hat das Ziel, Insiderhandel und Marktmanipulation durch eine umfassende Überwachung des Energiegroßhandels zu verhindern. Darüber hinaus wird durch die Verpflichtung zur Meldung von Handelsdaten und grundlegenden Informationen über die Energieproduktion und den Energieverbrauch Transparenz für die Marktteilnehmenden erreicht. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) ist in Deutschland die dafür zuständige Behörde.

Der Begriff Dispatch meint ins Deutsche übersetzt die Einsatzplanung der Kraftwerke. Hierfür erstellen die Kraftwerksbetreibenden sogenannte „Fahrpläne“, in welchen die geplante Energieeinspeisung für jede Viertelstunde des Folgetages festgelegt wird, mit dem Ziel, die Fahrweise der Kraftwerke unter Berücksichtigung von Rohstoff- und Absatzmärkten möglichst lukrativ zu gestalten. Die Fahrpläne müssen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) bis 14:30 Uhr des Vortages vorliegen. Der ÜNB analysiert dann die Fahrpläne der Kraftwerksbetreibenden in seiner Regelzone und kann so

bevorstehende Engpässe bzw. Überlastungen antizipieren und rechtzeitig reagieren, indem durch eine Änderung der Fahrpläne eine Anpassung der entsprechenden Erzeugungsanlagen vorgenommen wird. Diese vom ÜNB vorgenommenen Dispatch-Anpassungen werden Redispatch genannt.

Redispatch 2.0 ist eine neue Regelung zum Management von Netzengpässen im deutschen Stromnetz, die am 1. Oktober 2021 in Kraft getreten ist und die vorherigen Regelungen, nämlich das bisherige Redispatch-Verfahren und das Einspeisemanagement (EinsMan) in sich vereint. Die Einführung des Redispatch 2.0 zielt darauf ab, die Netzstabilität zu verbessern und die Kosten für das Engpassmanagement zu optimieren.

Eine wichtige Neuerung des Redispatch 2.0 ist der erweiterte Anwendungsbereich: Neben konventionellen Kraftwerken werden nun auch Erneuerbare-Energien-Anlagen und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW in das Redispatch-System einbezogen. Auch werden Verteilnetzbetreiber mit dem Redispatch 2.0 verstärkt in das System eingebunden und übernehmen mehr Aufgaben. Zudem wird nun vorausschauender agiert, um Engpässe präventiv zu vermeiden. Ein Hauptziel des Redispatch 2.0 ist damit die Senkung der Gesamtkosten für Redispatch-Maßnahmen und damit auch der Netzentgelte.

Der Redispatch 2.0 führt ebenfalls neue Rollen und Verantwortlichkeiten ein, etwa den Einsatzverantwortlichen (EIV) und den Betreiber der technischen Ressource (BTR). Der EIV ist verantwortlich für die Einsatzplanung sowie die Erstellung und Übermittlung der Fahrpläne der Anlagen. Der BTR ist für den Betrieb der Anlage verantwortlich, womit Pflichten wie die Abstimmung der Ausfallarbeit mit dem Anschlussnetzbetreiber, oder die Übermittlung meteorologischer Daten, einhergehen.

Weitere Neuerungen gibt es bei der Entschädigungsregelung für die Ausfallarbeit: Im früheren Einspeisemanagement wurden die gesamten durch die Ausfallarbeit entgangenen Einnahmen durch den Netzbetreiber ausgezahlt. Bei einer Abregelung im Rahmen von Redispatch 2.0 wird vom Netzbetreiber jedoch nur die entgangene Marktprämie ausgezahlt. Für den entgangenen Strombörsenerlös wird der Anlagenbetreiber bzw. dessen Direktvermarkter nun i.d.R. direkt an der Strombörse entschädigt.

Regelenergie wird von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) bei kurzfristigen, schlecht vorhersehbaren Ungleichgewichten zwischen Stromerzeugung und -verbrauch eingesetzt, um die Netzstabilität innerhalb der Regelzone des ÜNB zu gewährleisten und die Netzfrequenz in Höhe von 50 Hertz aufrechtzuerhalten. Die Ungleichgewichte entstehen bei Über- oder Untereinspeisung der Bilanzkreise.

Um jederzeit die benötigte Regelenergie liefern zu können, bilden die ÜNB Regelenergiereserven, welche sich nach der zeitlichen Länge der Bereitstellung in drei Kategorien gliedern lassen:

Zeitraum von 30 Sekunden: “Primärregelleistung (PRL)“ / „Frequency Containment Reserves (FCR)“

Zeitraum von fünf Minuten: „Sekundärregelleistung (SRL)“ / „automatic Frequency Restoration Reserves (aFRR)“

Zeitraum von 15 Minuten: „Minutenreserveleistung (MRL)“ bzw. Tertiärregelung / „manual Frequency Restoration Reserves (mFRR)“

Der Preis für Regelenergie bzw. Ausgleichsenergie ist meist wesentlich höher und unterliegt einem eigenen Handel, dem Regelenergiemarkt. Hier bieten Kraftwerksbetreiber bzw. Verbraucher positive oder negative Regelleistung an. Im November 2020 wurde für die Beschaffung der SRL und MRL zusätzlich zum Regelleistungsmarkt (RLM) der Regelarbeitsmarkt (RAM) eingeführt. Dadurch finden nun – anders als zuvor – die Ausschreibung für den Leistungspreis und den Arbeitspreis getrennt voneinander statt: Neben denjenigen, die am Vortag in der Leistungspreisausschreibung des RLM bezuschlagt wurden und damit automatisch an der Arbeitspreisausschreibung des RAM teilnehmen, können auch weitere Regelenergieanbieter (ohne eine solche vorherige Teilnahme) Angebote abgeben.

Der durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) bereitgestellten Regelenergie (physikalischer Stromfluss) steht auf der bilanziellen Abrechnungsseite die Ausgleichsenergie (Geldfluss) gegenüber, um auch auf dieser ein Gleichgewicht wiederherzustellen.

Zusätzlich zu PRL, SRL und MRL gibt es noch eine sogenannte Stundenreserve, diese bezieht sich jedoch nicht auf den Regelenergiemarkt, sondern auf die Verpflichtung des BKV sich nach Ablauf der Zeit, in welcher Regelenergie durch die MRL bereitgestellt werden kann, selbst um die Wiederherstellung des Netzgleichgewichts zu kümmern. Als Optionen stehen dem BKV hier das Hoch- oder Herunterfahren von im Bilanzkreis befindlichen Kraftwerken abseits des Regelenergiemarktes, oder auch der Intraday-Handel, um überschüssigen Strom zu veräußern oder benötigten Strom nachzukaufen, zur Verfügung.

Eine Regelzone (auch Übertragungsnetzregelzone genannt) ist ein geografisch festgelegter Bereich innerhalb eines Stromnetzes, der von einem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) verantwortet wird. Die ÜNB sind verpflichtet, dafür zu sorgen, dass in ihrer jeweiligen Regelzone das Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -verbrauch jederzeit aufrechterhalten wird, um die Stabilität des Stromnetzes zu gewährleisten. Die Regelzonen sind keine isolierten Inselnetze, sondern miteinander verbunden, was den Stromfluss zwischen verschiedenen Regionen und Nachbarstaaten ermöglicht. Jeder ÜNB überwacht die Netzfrequenz innerhalb seiner Regelzone und setzt Regelenergie zum Ausgleich von Abweichungen ein.

In Deutschland gibt es vier Übertragungsnetzbetreiber, und somit auch vier Regelzonen:

50Hertz

Amprion

TenneT

TransnetBW

Alle vier der der deutschen ÜNB sind im Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) Pflichtmitglieder, in welchem sich alle europäischen Netzbetreiber abstimmen und zusammenarbeiten.

Beim Börsenhandel von Strom wird zwischen Spotmärkten (engl. „on the spot“ = sofort) und Terminmärkten unterschieden. Auf Spotmärkten werden kurzfristige Stromhandelsgeschäfte für den aktuellen Tag (Intraday) oder Folgetag (Day-Ahead) getätigt, wohingegen auf Terminmärkten Handelsgeschäfte abgeschlossen werden, die erst nach einer längeren Zeitspanne (z.B. Wochen oder Jahre) beidseitig zu erfüllen sind.

Die Börse für kurzfristigen Stromgroßhandel in Europa ist die European Power Exchange (EPEX SPOT) in Paris.

In der EPEX SPOT Day-Ahead Auktion werden zumeist volle Stunden des Folgetages gehandelt. Zusätzlich gibt es noch Blockgebote (z.B. für Base-Load oder Peak-Load Zeiten) bei denen mehrere aufeinanderfolgende Stunden gehandelt werden.

Die Auktionsteilnehmer geben täglich bis 12 Uhr mittags Angebote und Gebote für jede Stunde (oder einen Block) des Folgetages ab. Durch die Ermittlung der Schnittpunkte der aggregierten Angebots- und Nachfragekurven ergeben sich dann sogenannte Markträumungspreise (engl. „Market clearing price“) für jede der 24 Stunden des Folgetages, welche transparent um 12:40 veröffentlicht werden. Der Market Clearing Preis (in € / MWh) ist derjenige letzte Preis, der dann von allen Teilnehmenden für das jeweilige Produkt, etwa eine bestimmte Stunde oder einen Block, bezahlt wird. Am Freitag gibt es eine Besonderheit: Hier werden die Preise für die 72 Stunden des Wochenendes gebildet.

Neben dem Day-ahead Handel gibt es auch den Intraday-Handel, bei dem die Strommenge noch am selben Tag, oft auch nur einige Minuten später, geliefert wird. Hier können, ähnlich zum Day-ahead-Handel, Stundenblöcke gehandelt werden. Zudem besteht die Option, viertelstundengenau zu handeln. Seit 2015 beträgt die Vorlaufzeit zwischen Handel und

Lieferung lediglich 5 Minuten (zuvor 45 Minuten). Dies ist vor allem auch aufgrund der wachsende Anzahl fluktuierender Energieträger wichtig, da durch diese die Energieeinspeisungen immer schwerer langfristig zu prognostizieren sind.

Ein weiterer Unterschied des Intraday-Handels zum Day-Ahead-Handel ist die Preisbildung. Diese beruht beim Intraday-Handel nicht auf dem Market Clearing Preis, sondern wird nach dem „Pay-as-bid“ Verfahren durchgeführt. Hier gilt für jede einzelne Transaktion ein individueller Preis, der sogenannte Gebotspreis.

Die Aufgabe des Intraday-Handels ist es, kurzfristige und unvorhersehbare Unausgeglichenheiten von Angebot und Nachfrage marktbasiert abzuwickeln, bevor Regelenergie eingesetzt werden muss. So ermöglicht dies Bilanzkreisverantwortlichen, ihren Prognoseverpflichtung für ihren Bilanzkreis nachzukommen und ihre Ausgleichsenergiekosten zu minimieren. Auch im Hinblick auf die flexibler werdenden Produktionsanlagen, ist es sinnvoll, den Intraday-Handel zu nutzen, um durch die flexible Erzeugung kurzfristig bestehende Bedarfe systemstabilisierend und gewinnbringend zu decken.

Das Tenderverfahren – auch Ausschreibungsverfahren – ist ein Prozess, der im Strom- und Gassektor häufig zur Beschaffung von Energie oder für die Vergabe von Förderungen für den Bau und Betrieb von Kraftwerken genutzt wird. Dabei geben potenzielle Lieferanten (z. B. Energieversorger oder Kraftwerksbetreiber) Gebote, z.B. für eine bestimmte Leistung oder Menge an Energie, ab. Die Bieter konkurrieren miteinander und der Zuschlag erfolgt nach festgelegten Kriterien, wie Preis und Einhaltung technischer und gesetzlicher Vorgaben.

Ziel ist es, durch dieses wettbewerbliche Verfahren die Bereitstellung von Energie bzw. die Realisierung von Projekten möglichst kosteneffizient zu erreichen.

Wichtige Tenderverfahren in Deutschland sind die regelmäßig stattfindenden EEG-Ausschreibungen zur kostengünstigen Umsetzung des Ausbaus Erneuerbarer Energien. Bei diesen bieten Betreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen auf den anzulegenden Wert (pay-as-bid) ihrer Projekte, mit dem Ziel, einen Förderzuschlag und somit die Marktprämie zu erhalten.

Der Terminmarkt ist eine Handelsplattform für Stromlieferungen, die mit einem mittleren bis längeren Vorlauf in der Zukunft erfolgen sollen. Dies unterscheidet ihn vom Spotmarkt, auf dem Strom mit kurzfristigen Lieferzeiten gehandelt wird.

Auf dem Terminmarkt können die Marktteilnehmer (u.a. Versorger, Lieferanten, industrielle Verbraucher und Händler) Stromverträge abschließen, deren Erfüllung erst zu einem deutlich späteren Zeitpunkt erfolgt, oft erst in Monaten oder Jahren. Der Terminhandel findet zum

einen über Energiebörsen, wie der EEX in Leipzig statt, und zum anderen Over-the-counter (OTC), d.h. durch direkten Vertragsabschluss außerhalb von Börsenplätzen.

Den Terminmarkt zeichnet aus, dass sich die Akteure dort gegen Preisschwankungen absichern (Hedging) und mehr Planungssicherheit erreichen können. Strompreise können aufgrund von Faktoren wie der Verfügbarkeit von Erzeugungskapazitäten, Wetterbedingungen oder der Nachfrageentwicklung starken Schwankungen unterliegen. Der Terminmarkt bietet die Möglichkeit, sich gegen diese Unsicherheiten abzusichern. Ein Stromerzeuger kann beispielsweise heute einen Vertrag auf dem Terminmarkt abschließen, um einen bestimmten Strompreis für eine Lieferung in sechs Monaten garantiert zu haben, unabhängig davon, wie sich der Marktpreis bis dahin entwickelt.

Stromerzeuger schaffen damit eine höhere Verlässlichkeit bei ihren Einnahmen, während Stromlieferanten sich gegen mögliche Kostensteigerungen bei der Strombeschaffung absichern. Industrielle Großverbraucher mit hohem Energiebedarf nutzen den Terminmarkt, um ihre Energiekosten langfristig planbar kalkulieren zu können und den Preisschwankungen weniger ausgesetzt zu sein. Darüber hinaus nutzen Akteure aus der Finanzbranche, wie Investmentfonds und Banken, den Terminmarkt, um von Preisbewegungen zu profitieren oder um Hedging-Dienstleistungen anzubieten.

Der Handel auf dem Terminmarkt erfolgt über verschiedene Produkte. Zu den wichtigsten zählen:

Futures: Ein Future ist ein standardisierter finanzieller Terminkontrakt, bei dem sich die Parteien dazu verpflichten, eine festgelegte Menge Strom zu einem vereinbarten Preis und zu einer bestimmten Lieferperiode in der Zukunft zu kaufen bzw. zu verkaufen. Futures werden in der Regel an zentralen Strombörsen wie der European Energy Exchange (EEX) gehandelt. Wichtige Produkte sind z.B. Monats-, Quartals- oder Jahreskontrakte. Eine zentrale Clearingstelle (im Falle der EEX die European Commodity Clearing, ECC), d.h. ein organisierter Intermediär, stellt dabei sicher, dass beide Parteien ihre Verpflichtungen einhalten.

Forwards: Forwards sind wie Futures finanzielle Terminkontrakte, jedoch werden sie in der Regel Over-the-Counter (OTC) gehandelt, also außerbörslich und direkt zwischen zwei Parteien. Anders als Futures sind Forwards nicht standardisiert und werden nicht zwingend über eine Clearingstelle abgewickelt.

Optionen: Eine Option gibt seinem Käufer das Recht, aber nicht die Pflicht, zum Kauf (Call-Option) oder Verkauf (Put-Option) einer bestimmte Menge Strom zu einem festgelegten Preis und einem bestimmten zukünftigen Zeitpunkt. Optionen bieten Flexibilität, da der Käufer je nach Marktentwicklung entscheiden kann, ob er den Vertrag ausführen möchte oder nicht. Dies macht sie zu einem nützlichen Instrument für das Risikomanagement. Optionen werden sowohl an Börsen, als auch OTC gehandelt.

Ein Utility (engl. für Versorgungsbetrieb) ist ein Unternehmen, das eine oder mehrere Versorgungsleistungen (Strom, (Ab-)Wasser, Gas, Telekommunikation) bereitstellt. Ein auf Energie begrenztes bzw. spezialisiertes Utility nennt sich Energieversorgungsunternehmen (EVU). Diese können unterschiedlich stark vertikal integriert sein, d.h. sie können unterschiedlich große Teile der Wertschöpfungskette abdecken. Wer als vertikal integriertes Unternehmen gilt, ist in §3 Nr. 38 EnWG definiert: Im Elektrizitätsbereich muss dieses dafür z.B. mindestens eine der Funktionen „Übertragung“ oder „Verteilung“ und mindestens eine der Funktionen „Erzeugung“ oder „Vertrieb“ innehaben.

Die Versorgungssicherheit beschreibt die Fähigkeit des Energiesektors, eine verlässliche und kontinuierliche Energieversorgung sicherzustellen, also immer dort Energie in der richtigen Menge bereitstellen zu können, wo sie gerade benötigt wird. Da Energie – ob Strom oder Wärme – eine zentrale Grundlage für das Funktionieren der Wirtschaft und des täglichen Lebens ist, liegt auf der sicheren Versorgung damit ein besonders hoher Stellenwert, der auch politisch und rechtlich fest verankert ist. Neben Umweltverträglichkeit und Wirtschaftlichkeit (Bezahlbarkeit) gehört die Versorgungssicherheit zum sogenannten energiepolitischen Zieldreieck.

Bei der Versorgungssicherheit geht es zunächst um die Sicherstellung der Energieerzeugung, also darum, dass genügend Kapazitäten vorhanden sind, um den Bedarf zu decken. Dies umfasst sowohl konventionelle Kraftwerke als auch Erneuerbare Energiequellen wie Wind- oder Solaranlagen. Gleichzeitig spielt die Netzstabilität eine entscheidende Rolle: Die erzeugte Energie muss über ein verlässliches und effizientes Leitungsnetz zu den Verbrauchern gelangen. Um Ausfälle oder Unterbrechungen zu vermeiden, werden Notfallpläne entwickelt und Reservekapazitäten (Netzreserve) vorgehalten, etwa in Form von Ersatzkraftwerken oder Speichertechnologien.

Auch bei plötzlichen Störungen, wie extremen Wetterereignissen, geopolitischen Spannungen, Hackerangriffen oder technischen Ausfällen, muss das Energiesystem, das zur sogenannten kritischen Infrastruktur gehört, ausreichend geschützt und widerstandsfähig sein, damit die Versorgungssicherheit weiterhin gegeben ist. Hierbei kommen Strategien zur Diversifizierung der Energiequellen und Speicherkapazitäten zum Einsatz. Bei der Versorgungssicherheit geht es also ebenfalls stets um die langfristige Gewährleistung dieser, sodass die heutige Planung zukünftige Anforderungen, die sich z.B. aus dem Klimawandel, einem anderen Erzeugungsmix und Änderungen der Nachfrage ergeben, berücksichtigen muss.

Bei einem virtuellen Power Purchase Agreement (vPPA), auch synthetischen oder finanziellen PPA (fPPA) genannt, gibt es - im Gegensatz zum physischen PPA - keine physische Stromlieferung zwischen den Parteien. Stattdessen liefert der Stromerzeuger seine produzierte Energie an einen zwischengeschalteten Energiedienstleister, welcher diese weiterveräußert (bspw. ein Stromhändler, der am Spotmarkt verkauft). Der Verbraucher, z.B. ein Industrieunternehmen, wird seinerseits durch einen weiteren Energieversorger, z.B. ein Stadtwerk, welches am Spotmarkt einkauft, mit den vereinbarten Strommengen beliefert, und zwar gemäß des Profils der Erzeugungsanlage. Beide Seiten, sowohl Erzeuger als auch

Abnehmer, werden zunächst von ihren Energiedienstleistern mit den Spotpreisen vergütet/belastet.

Um nun die gewünschte Preisabsicherung („Hedge“) über den vPPA zu realisieren, gibt es zwischen Erzeuger und Abnehmer ex post einen finanziellen Ausgleich in Höhe der Differenz zwischen dem am Spotmarkt / durch Stromhandel erzielten Erlös und dem theoretischen Erlös, der durch den vereinbarten PPA-Preis generiert worden wäre. Bei dieser Art des finanziellen Preisausgleichs wird auch von einem Contract for Difference (CfD) gesprochen: Ein vertragliches Absicherungsgeschäft, bei dem eine Ausgleichszahlung getätigt wird, dessen Höhe sich aus der aufgetretenen Abweichung eines Referenzpreises (hier des Spot-Preises) von einem vorab vereinbartem Strike-Preis (hier dem PPA-Preis), ergibt.

Bei einem virtuellen Kraftwerk werden verschiedene dezentrale Energieerzeuger, sowie Speicher und auch Verbraucher, über eine zentrale Steuerungsplattform digital vernetzt und koordiniert, sodass ein Verbund entsteht. Zu den Energieerzeugern zählen oft Erneuerbare-Energien-Anlagen wie Windparks, Solaranlagen, Biogasanlagen und Stromspeicher. Die einzelnen Einheiten eines virtuellen Kraftwerks agieren gemeinsam wie ein großes Kraftwerk, obwohl sie geographisch verteilt sind.

Das virtuelle Kraftwerk bündelt und optimiert die Stromerzeugung der beteiligten Anlagen, sodass sie flexibel auf Strombedarf und Marktpreise reagieren können. Je größer die Vielfalt der enthaltenen Energieträger, über desto mehr Flexibilität verfügt das virtuelle Kraftwerk und desto effizienter lassen sich schwankende Strompreise nutzen. Daher ist eine Kombination mit regelbaren Erzeugungseinheiten wie Biogasanlagen, Speichern und Power-to-X-Anlagen eine sinnvolle Ergänzung zu Wind- und PV-Anlagen mit volatiler Erzeugung, da die Energiebilanz so leichter im Gleichgewicht gehalten werden kann und der Marktwert der Energie gesteigert wird.

Virtuelle Kraftwerke treten als Akteur am Strommarkt auf und können Regelenergie bereitstellen, um kurzfristigen Netzengpässe entgegenzuwirken.

Die intelligente Vernetzung und Steuerung der Anlagen erfolgt in Echtzeit über eine zentrale Leitstelle, die die Erzeugungs- und Verbrauchsdaten überwacht und die Einspeisung ins Netz oder den Verbrauch algorithmisch steuert.

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sind für den Betrieb und die Instandhaltung der Hoch- und Höchstspannungsnetze (>220 kV) verantwortlich sind. Diese Netze bilden das Rückgrat der Stromversorgung und gewährleisten die sichere und zuverlässige Übertragung von Elektrizität über weite Entfernungen. Die Übertragungsnetze sind ihrerseits an die Verteilnetze der vielen regionalen Verteilnetzbetreiber (VNB) angebunden, bei denen es sich vorwiegend um die Mittel- und Niederspannungsnetze handelt, die die Verbindung zu den Endverbrauchern herstellen. Einige Großerzeuger, wie Atom-, Gas-, Kohle- und Wasserkraftwerke sowie Offshore-Windparks sind direkt an das Übertragungsnetz in der Höchstspannungsebene angeschlossen.

Die Hauptaufgabe eines Übertragungsnetzbetreibers besteht darin, die Netzstabilität und den stetigen Transport von elektrischer Energie zu gewährleisten. ÜNBs überwachen und steuern dies, indem sie die Balance zwischen Stromerzeugung und -verbrauch sicherstellen. Dazu gehört auch, Engpässe im Netz zu managen und Maßnahmen (wie z.B. den Redispatch) zu ergreifen, um Versorgungsengpässe zu verhindern - damit spielen ÜNBs auch für das Funktionieren des Strommarkts eine wichtige Rolle. Darüber hinaus sind für den Erhalt regelmäßige Wartungsarbeiten und Reparaturen sind notwendig, um die Zuverlässigkeit und Sicherheit des Netzes zu gewährleisten; genauso wie der Netzausbau, um zum Beispiel dem wachsenden Anteil Erneuerbarer Energien zu begegnen.

In Deutschland gibt es vier ÜNB – Amprion, Tennet, 50Hertz und TransnetBW. Jeder dieser vier ÜNB hat ein eigenes Gebiet zu verantworten, dessen sogenannte Regelzone. Zusammen bilden die vier ÜNB den deutschen Netzregelverbund (NRV), welcher von Amprion koordiniert wird. Durch den NRV können Unausgeglichenheiten der Regelzonen untereinander saldiert werden und nur für das dann noch verbleibende Saldo muss Regelenergie eingesetzt werden. Vor der Einführung des NRV im Jahr 2010 führten die getrennten Ausregelungen in den vier Regelzonen teils zu einem gegenläufigen Einsatz von Regelenergie.

Auch auf europäischer Ebene arbeiten die Übertragungsnetzbetreiber der verschiedenen Staaten zum Zweck einer sicheren, länderübergreifenden Stromversorgung und der Weiterentwicklung des Systems zusammen. Der gemeinsame Verband ENTSO-E (European

Network of Transmission System Operators for Electricity) fördert hierbei die Kooperation und den Informationsaustausch. Beispiele für gemeinsame Projekte der ÜNBs sind u.a. die digitalen Plattformen PICASSO, TERRE und MARI, die den Einsatz von Regelenergie durch Harmonisierung effizienter machen sollen.