Einige Stellungnahmen bringen das Argument, dass durch die Differenz von Einspeisepreis und Verkaufspreis schon genug Einnahmen entstehen und somit keine Netzgebühren für die Einspeisung notwendig sind. Das Argument ist leider sehr schwach und auch falsch.
* Die Differenz verdient der Energieanbieter und nicht der Netzbetreiber. Somit können dadurch auch keine Netzkosten abgedeckt werden. Netzbetreiber arbeiten auch nicht gewinnorientiert. * Der Energieanbieter kauft den Strom von der PV zu jeder Tagezeit in jeder Menge mit einem Fixpreis (oft quartalsweise, monatlich oder jährlich) unabhängig vom aktuellen Marktpreis. Der Anbieter weiß nicht, wann er wieviel bekommt. Ein entsprechend niedriger Kaufpreis ist angemessen, da auch gekauft wird, wenn der tatsächliche Marktpreis negativ ist. * Ich habe derzeit einen jährlich fixen Einspeisetarif und bekomme 5,75 ct/kWh. Bei einem anderen Anbieter beziehe ich jährlich fix um 9,7 ct/kWh netto. Das sind gerade mal 4 ct Differenz im Strompreis.
Denke nicht, dass man mit dem Argument etwas erreichen kann, weil es mit dem Thema Netzgebühren für Einspeisung gar nix zu tun hat.
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Ich hätte eine tolle Lösung für alle Probleme: staatlicher Cannabis-Anbau!
Vorteile: -) kontrollierter, staatlicher Anbau sichert Steuereinnahmen -) kein Verlust von Steuergeld -) Anbau ist energieintensiv und somit perfekt zum Verballern von PV-Spitzen. Für die Nacht braucht man natürlich Speicher. -) komplett stoned ist das Volk leichter lenkbar. -) komplett stoned interessiert auch niemanden der Klimawandel ...
Eine tolle Idee oder? 😁
Der Post kann eine Portion Galgenhumor enthalten...
Einige Stellungnahmen bringen das Argument, dass durch die Differenz von Einspeisepreis und Verkaufspreis schon genug Einnahmen entstehen und somit keine Netzgebühren für die Einspeisung notwendig sind. Das Argument ist leider sehr schwach und auch falsch.
* Die Differenz verdient der Energieanbieter und nicht der Netzbetreiber. Somit können dadurch auch keine Netzkosten abgedeckt werden. Netzbetreiber arbeiten auch nicht gewinnorientiert. * Der Energieanbieter kauft den Strom von der PV zu jeder Tagezeit in jeder Menge mit einem Fixpreis (oft quartalsweise, monatlich oder jährlich) unabhängig vom aktuellen Marktpreis. Der Anbieter weiß nicht, wann er wieviel bekommt. Ein entsprechend niedriger Kaufpreis ist angemessen, da auch gekauft wird, wenn der tatsächliche Marktpreis negativ ist. * Ich habe derzeit einen jährlich fixen Einspeisetarif und bekomme 5,75 ct/kWh. Bei einem anderen Anbieter beziehe ich jährlich fix um 9,7 ct/kWh netto. Das sind gerade mal 4 ct Differenz im Strompreis.
Denke nicht, dass man mit dem Argument etwas erreichen kann, weil es mit dem Thema Netzgebühren für Einspeisung gar nix zu tun hat.
Ich denke, ganz so ist es auch nicht. Rund 80% des Stroms werden nicht an der Börse gehandelt sonder OTC. Faktisch alle großen Abnehmer beziehen ihren Strom nicht zum Börsenpreis. Das ist nur die Restlverwertung und auch eine praktische Gelegenheit, den privaten PV-Einspeisern nicht zuviel zahlen zu müssen.
Lieferanten müssen ja variable Preise anbieten. Lt ElWG: „Liefervertrag mit dynamischen Energiepreisen“ einen Stromliefervertrag zwischen einem Lieferanten und einer Endkundin oder einem Endkunden, der die Preisschwankungen auf den Spotmärkten, einschließlich der Day-Ahead- und Intraday-Märkte, in Intervallen widerspiegelt, die mindestens den Abrechnungsintervallen des jeweiligen Marktes entsprechen"
Später im Jahr wird die österreichische Preisgebotszone des Day Ahead Marktes vom 1 Stunden Raster auf 15min Werte umgestellt.
Im neuen Transparenzportal von ENTSO-E kann man derzeit beide Preise parallel betrachten. So wie der bekannte Day Ahead Stundenmarkt für Österreich und wie die neuen 15min Werte für den gleichen Tag aussehen. Anbei die Grafik für Morgen.
Ich stelle mir gerade vor, wieviele Verbraucher bei so einem Muster im 15 Minutenraster ihren Stromverbrauch "optimieren" wollen - und können. Ich werde vermutlich nicht dazugehören
Lieferanten müssen ja variable Preise anbieten. Lt ElWG: „Liefervertrag mit dynamischen Energiepreisen“ einen Stromliefervertrag zwischen einem Lieferanten und einer Endkundin oder einem Endkunden, der die Preisschwankungen auf den Spotmärkten, einschließlich der Day-Ahead- und Intraday-Märkte, in Intervallen widerspiegelt, die mindestens den Abrechnungsintervallen des jeweiligen Marktes entsprechen"
Später im Jahr wird die österreichische Preisgebotszone des Day Ahead Marktes vom 1 Stunden Raster auf 15min Werte umgestellt.
Im neuen Transparenzportal von ENTSO-E kann man derzeit beide Preise parallel betrachten. So wie der bekannte Day Ahead Stundenmarkt für Österreich und wie die neuen 15min Werte für den gleichen Tag aussehen. Anbei die Grafik für Morgen.
Ich stelle mir gerade vor, wieviele Verbraucher bei so einem Muster im 15 Minutenraster ihren Stromverbrauch "optimieren" wollen - und können. Ich werde vermutlich nicht dazugehören
──────.. precision schrieb: Anbau ist energieintensiv und somit perfekt zum Verballern von PV-Spitzen. ───────────────
Cannabis wächst auch einfach unter der Sonne, sehr stromsparend.
Schon, nur wenn man in 6 Monaten (so lange würd es ungefähr draussen dauern) 2 Ernten einfahrn kann mit 4 fachen Ertrag oder sogar (indoor alle 3 monate, also 4 ernten pro Jahr und nicht nur 1ne) den 8 fachen Ertrag/Jahr durch kontrollierte Klimabedingungen einfährt, verballer ich lieber PV Strom so gut es geht und hab kein Ungeziefer im Gras. 😉
So isses. Bei meinem Cannabis-Anbau-Vorschlag geht es ja auch in erster Linie darum den phösen, phösen PV- Strom anzubringen. 🤣
Aber im Ernst: Sonne geht immer mit Hitze einher. Wenn ich nichts für PV-Strom bekomme, dann baue ich eben eine AC ein. Für Klimaschutz und Energiewende tut es zwar nichts, aber von der Politik ist das ja ohnehin nicht gewünscht.
Nein Wasserstoff ist die Lösung! Zu Zeiten mit negativen Strom und bevor man Wasserkraftwerke abdreht könnte man den Strom nutzen um günstig Wasserstoff zu erzeugen. Aber Moment das bedeutet dann wir können noch mehr erzeugen wenn wir mehr PV haben, also wieder PV fördern weil zuwenig?
Einige Stellungnahmen bringen das Argument, dass durch die Differenz von Einspeisepreis und Verkaufspreis schon genug Einnahmen entstehen und somit keine Netzgebühren für die Einspeisung notwendig sind. Das Argument ist leider sehr schwach und auch falsch.
* Die Differenz verdient der Energieanbieter und nicht der Netzbetreiber. Somit können dadurch auch keine Netzkosten abgedeckt werden. Netzbetreiber arbeiten auch nicht gewinnorientiert. * Der Energieanbieter kauft den Strom von der PV zu jeder Tagezeit in jeder Menge mit einem Fixpreis (oft quartalsweise, monatlich oder jährlich) unabhängig vom aktuellen Marktpreis. Der Anbieter weiß nicht, wann er wieviel bekommt. Ein entsprechend niedriger Kaufpreis ist angemessen, da auch gekauft wird, wenn der tatsächliche Marktpreis negativ ist. * Ich habe derzeit einen jährlich fixen Einspeisetarif und bekomme 5,75 ct/kWh. Bei einem anderen Anbieter beziehe ich jährlich fix um 9,7 ct/kWh netto. Das sind gerade mal 4 ct Differenz im Strompreis.
Denke nicht, dass man mit dem Argument etwas erreichen kann, weil es mit dem Thema Netzgebühren für Einspeisung gar nix zu tun hat. ───────────────
Ich denke, ganz so ist es auch nicht. Rund 80% des Stroms werden nicht an der Börse gehandelt sonder OTC. Faktisch alle großen Abnehmer beziehen ihren Strom nicht zum Börsenpreis. Das ist nur die Restlverwertung und auch eine praktische Gelegenheit, den privaten PV-Einspeisern nicht zuviel zahlen zu müssen.
Das stimmt so leider nicht. Zwar wird ein großer Teil des Stroms OTC gehandelt, die Preise entsprechen dabei aber den (Termin-)Börsenpreisen. Wenn dem nicht so wäre, könnten die Abnehmer den Strom "billig" OTC kaufen, an der Börse "clearen" lassen und sofort wieder an der Börse wieder verkaufen und hätten am Ende einen praktisch risikolosen Arbitragegewinn.
Die relevante Unterscheidung ist nicht OTC/Börse sondern Terminmarkt (langfristiger Handel von "Standardprodukten") und Spotmarkt (kurzfristiger Handel von einzelnen Stunden bzw. 15min).
Die Terminpreise können und werden natürlich von den stündlichen bzw. 15minütigen Spot- oder Intradaypreisen (OTC oder Börse) abweichen, da natürlich keine langfristigen exakten Prognosen für die relevanten Einflussfaktoren (z.B. verfügbare Kraftwerke, Wetter, Wasserführung etc.) möglich sind.
Trotzdem sind diese Preise die "Basis" für die Terminmarktpreise (OTC/Börse).
Für die Bepreisung der Erzeugung großer Photovoltaikanlagen werden beispielsweise keine "Standard"-Terminmarktpreise (z.B. Jahresband Cal 2026 Base oder Monatsband Dezember 2025 Peak) eingesetzt, da das Erzeugungsprofil wesentlich von diesen Produkten abweicht (eine PV-Anlage speist nicht 24/7 die gleiche Leistung ein). In der Praxis werden hierfür sogenannte "Price Forward Curves" eingesetzt, mit denen die aktuellen Terminmarktpreise für Standardprodukte (z.B. Monatsband August 2025 Base mit einem durchschnittlichen Preis zu 80 EUR/MWh) auf die Preise für die einzelnen Stunden (z.B. 5.8. 08:00-09:00 Uhr 140 EUR/MWh, 5.8. 12:00-13:00 Uhr -15 EUR/MWh) heruntergebrochen werden. In den zugrundliegenden Modellen werden "historische" Spotpreise für vergleichbare Stunden berücksichtigt, wobei sich für "typische" PV-Stunden (Sommer, mittag) durch das zu erwartende hohe Angebot am Markt sehr niedrige Preise ergeben. Die prognostizierte stündliche Erzeugung wird dann mit dem Preis für die jeweilige Stunde multipliziert, wodurch sich ein mengengewichteter (!) Durschschnittspreis für die Erzeugung der Anlage in einem bestimmten Zeitraum (z.B. Kalenderjahr) ergibt.
Ich würde nicht ausschließen, dass manche Abnehmer in der Vergangenheit diese Effekte bei der Bepreisung der Einspeisetarife nur unzureichend berücksichtigt haben - den "Schaden" haben sie aber dann jeden Tag am Spotmarkt wenn sie die "teureren" Nachtstunden am Spotmarkt zukaufen und die "billigen" Mittagsstunden zu niedrigen bzw. negativen Preisen verkaufen müssen.
Wie in meinem letzten Beitrag dargelegt liegt der tatsächliche Marktwert der PV-Einspeisung derzeit (Juni 2025) bei weniger als 2 ct/kWh!
Was die meisten PV-Besitzer leider nicht verstehen: unsere Erzeugung ist am Markt derzeit wirklich fast nichts wert - und das ist aus meiner Sicht das wesentliche Problem bei den geplanten Einspeisegebühren. Es ist mE absolut sinnlos wenn gleichzeitig von der OEMAG Preise über den Marktpreisen gezahlt werden und im Anschluss wieder an die Netzbetreiber abgeführt werden müssen. Da könnten die Netzbetreiber mE auch direkt gefördert werden.
Nein Wasserstoff ist die Lösung! Zu Zeiten mit negativen Strom und bevor man Wasserkraftwerke abdreht könnte man den Strom nutzen um günstig Wasserstoff zu erzeugen. Aber Moment das bedeutet dann wir können noch mehr erzeugen wenn wir mehr PV haben, also wieder PV fördern weil zuwenig?
Naja - selbst bei optimistischen Annahmen bezüglich Wirkungsgrad Elektrolyse - Speicherung - Brennstoffzelle (ganz abgesehen von der praktischen Umsetzbarkeit) eher nicht wirtschaftlich.
Den Grund für Wasserstoff sehe ich eher darin, dass die Versorgungsindustrie hier eine Chance sieht bei der Infrastruktur ein gutes Geschäft zu machen
Okay dann war meine Annahme bzgl. Verkaufspreis falsch. Die anderen Argumente stehen aber noch: Über den Spread können keine Netzkosten bezahlt werden.
Nein Wasserstoff ist die Lösung! Zu Zeiten mit negativen Strom und bevor man Wasserkraftwerke abdreht könnte man den Strom nutzen um günstig Wasserstoff zu erzeugen. Aber Moment das bedeutet dann wir können noch mehr erzeugen wenn wir mehr PV haben, also wieder PV fördern weil zuwenig?
Nönö, das soll nur für uns private uninteressant werden. Die Planungsfirma wo meine Frau arbeitet bekommt von Tochter-Tochter-Unternehmen der großen Energie- & Netzbetreiber eine Gigawatt-Anlage nach der anderen... ...anscheinend ist´s bei denen lukrativer und nicht so ein Problem mit der Netzauslastung...
Wie ich schon geschrieben habe: Wir werden nur konstant am Tümpel "gehalten" solange sie noch können...
Nein Wasserstoff ist die Lösung! Zu Zeiten mit negativen Strom und bevor man Wasserkraftwerke abdreht könnte man den Strom nutzen um günstig Wasserstoff zu erzeugen. Aber Moment das bedeutet dann wir können noch mehr erzeugen wenn wir mehr PV haben, also wieder PV fördern weil zuwenig? ───────────────
Naja - selbst bei optimistischen Annahmen bezüglich Wirkungsgrad Elektrolyse - Speicherung - Brennstoffzelle (ganz abgesehen von der praktischen Umsetzbarkeit) eher nicht wirtschaftlich.
Den Grund für Wasserstoff sehe ich eher darin, dass die Versorgungsindustrie hier eine Chance sieht bei der Infrastruktur ein gutes Geschäft zu machen
Den Wirkungsgrad kannst (fast) ignorieren wenn der Preis so oder so negativ ist. Ich meinte damit den Überschuss zu verwenden um Wasserstoff zu erzeugen um diesen zu verkaufen. (Nicht um damit wieder Strom zu erzeugen.)
Und ja für das Auto sinnlos, aber in der Industrie oder in irgendwelche Nischen findet sich sicher jemand der den brauchen kann.
Man könnte es auch Antigaskraftwerk nennen, genug PV für den Winter und in den restlichen Monaten mit den Überschuss Wasserstoff zu erzeugen und so auch das Netz zu stabilisieren.
.. tempo85 schrieb: Nein Wasserstoff ist die Lösung! Zu Zeiten mit negativen Strom und bevor man Wasserkraftwerke abdreht könnte man den Strom nutzen um günstig Wasserstoff zu erzeugen. Aber Moment das bedeutet dann wir können noch mehr erzeugen wenn wir mehr PV haben, also wieder PV fördern weil zuwenig?
Wasserstoff wäre nicht sonderlich..... Intelligent. Das schafft mehr Probleme (verflüchtigt sich, ehemalige Rohrleitungen von Gas nicht dicht genug, Energiedichte für Speicher nicht besonders hoch, etc) Methan oder flüssige Kohlenwasserstoffe sind da weitaus besser - für die kann man die Leitungen und Speicher für Gas nutzen UND die Energiedichte ist 3-4 mal höher.
.. Notausgang schrieb: Was die meisten PV-Besitzer leider nicht verstehen: unsere Erzeugung ist am Markt derzeit wirklich fast nichts wert - und das ist aus meiner Sicht das wesentliche Problem bei den geplanten Einspeisegebühren. Es ist mE absolut sinnlos wenn gleichzeitig von der OEMAG Preise über den Marktpreisen gezahlt werden und im Anschluss wieder an die Netzbetreiber abgeführt werden müssen. Da könnten die Netzbetreiber mE auch direkt gefördert werden.
Danke für deinen Beitrag.
Vollkommen d'accord betreff OeMAG. Die gegenwärtige Struktur ist nicht zielführend bzw. zeitgemäß und sollte bald beendet werden.
Was mich eher erstaunt ist, daß der GF der e-Control letzte Woche im Interview beschrieben hat, daß im gegenwärtigen internen Entwurf der Einspeisegebühren keine zeitvariablen Tarife kommen werden. Damit gibt es kein Signal aus der Netzebene, die zeitversetztes Einspeisen aus der Batterie incentiviert - und damit auch den Strommarkt positiv beeinflusst (wenn es viele machen).
Beispiel: Über das ganze Jahr betrachtet speise ich derzeit 25% meiner gesamten PV Produktion zeitversetzt über Batterien in das Netz ein. Wenn ich die Batteriekapazität verdopple würde der Faktor auf 40% steigen
.. Wie in meinem letzten Beitrag dargelegt liegt der tatsächliche Marktwert der PV-Einspeisung derzeit (Juni 2025) bei weniger als 2 ct/kWh!
Es gibt auch Alternativen sich von dieser Dynamik zu entkoppeln (die halt etwas eigenen Aufwand verursachen). Ich habe mittlerweile 2 BEGs.
Eine ist nach wie vor darauf ausgerichtet, den Familienverbrauch abzudecken. Da es im Sommer wie bei jeden PV Anlage mehr Überschuss gibt, gibt es eine zweite BEG mit einem größeren Abnehmer, der den Rest unserer Produktion abnimmt. Geht leider noch nicht vollautomatisch, funktioniert aber auch manuell über TN Faktoren recht gut. Somit ist der öffentliche "Marktpreis" nicht mehr wirklich relevant.
Beispiel: In den letzten 14 Tagen wurden nur 30 kWh an EVU's "geliefert" (von 8.800 eingespeisten kWh).
Einige Stellungnahmen bringen das Argument, dass durch die Differenz von Einspeisepreis und Verkaufspreis schon genug Einnahmen entstehen und somit keine Netzgebühren für die Einspeisung notwendig sind. Das Argument ist leider sehr schwach und auch falsch.
* Die Differenz verdient der Energieanbieter und nicht der Netzbetreiber. Somit können dadurch auch keine Netzkosten abgedeckt werden. Netzbetreiber arbeiten auch nicht gewinnorientiert. * Der Energieanbieter kauft den Strom von der PV zu jeder Tagezeit in jeder Menge mit einem Fixpreis (oft quartalsweise, monatlich oder jährlich) unabhängig vom aktuellen Marktpreis. Der Anbieter weiß nicht, wann er wieviel bekommt. Ein entsprechend niedriger Kaufpreis ist angemessen, da auch gekauft wird, wenn der tatsächliche Marktpreis negativ ist. * Ich habe derzeit einen jährlich fixen Einspeisetarif und bekomme 5,75 ct/kWh. Bei einem anderen Anbieter beziehe ich jährlich fix um 9,7 ct/kWh netto. Das sind gerade mal 4 ct Differenz im Strompreis.
Denke nicht, dass man mit dem Argument etwas erreichen kann, weil es mit dem Thema Netzgebühren für Einspeisung gar nix zu tun hat. ───────────────
Ich denke, ganz so ist es auch nicht. Rund 80% des Stroms werden nicht an der Börse gehandelt sonder OTC. Faktisch alle großen Abnehmer beziehen ihren Strom nicht zum Börsenpreis. Das ist nur die Restlverwertung und auch eine praktische Gelegenheit, den privaten PV-Einspeisern nicht zuviel zahlen zu müssen. ───────────────
Das stimmt so leider nicht. Zwar wird ein großer Teil des Stroms OTC gehandelt, die Preise entsprechen dabei aber den (Termin-)Börsenpreisen. Wenn dem nicht so wäre, könnten die Abnehmer den Strom "billig" OTC kaufen, an der Börse "clearen" lassen und sofort wieder an der Börse wieder verkaufen und hätten am Ende einen praktisch risikolosen Arbitragegewinn.
Die relevante Unterscheidung ist nicht OTC/Börse sondern Terminmarkt (langfristiger Handel von "Standardprodukten") und Spotmarkt (kurzfristiger Handel von einzelnen Stunden bzw. 15min).
Die Terminpreise können und werden natürlich von den stündlichen bzw. 15minütigen Spot- oder Intradaypreisen (OTC oder Börse) abweichen, da natürlich keine langfristigen exakten Prognosen für die relevanten Einflussfaktoren (z.B. verfügbare Kraftwerke, Wetter, Wasserführung etc.) möglich sind.
Trotzdem sind diese Preise die "Basis" für die Terminmarktpreise (OTC/Börse).
Für die Bepreisung der Erzeugung großer Photovoltaikanlagen werden beispielsweise keine "Standard"-Terminmarktpreise (z.B. Jahresband Cal 2026 Base oder Monatsband Dezember 2025 Peak) eingesetzt, da das Erzeugungsprofil wesentlich von diesen Produkten abweicht (eine PV-Anlage speist nicht 24/7 die gleiche Leistung ein). In der Praxis werden hierfür sogenannte "Price Forward Curves" eingesetzt, mit denen die aktuellen Terminmarktpreise für Standardprodukte (z.B. Monatsband August 2025 Base mit einem durchschnittlichen Preis zu 80 EUR/MWh) auf die Preise für die einzelnen Stunden (z.B. 5.8. 08:00-09:00 Uhr 140 EUR/MWh, 5.8. 12:00-13:00 Uhr -15 EUR/MWh) heruntergebrochen werden. In den zugrundliegenden Modellen werden "historische" Spotpreise für vergleichbare Stunden berücksichtigt, wobei sich für "typische" PV-Stunden (Sommer, mittag) durch das zu erwartende hohe Angebot am Markt sehr niedrige Preise ergeben. Die prognostizierte stündliche Erzeugung wird dann mit dem Preis für die jeweilige Stunde multipliziert, wodurch sich ein mengengewichteter (!) Durschschnittspreis für die Erzeugung der Anlage in einem bestimmten Zeitraum (z.B. Kalenderjahr) ergibt.
Ich würde nicht ausschließen, dass manche Abnehmer in der Vergangenheit diese Effekte bei der Bepreisung der Einspeisetarife nur unzureichend berücksichtigt haben - den "Schaden" haben sie aber dann jeden Tag am Spotmarkt wenn sie die "teureren" Nachtstunden am Spotmarkt zukaufen und die "billigen" Mittagsstunden zu niedrigen bzw. negativen Preisen verkaufen müssen.
Wie in meinem letzten Beitrag dargelegt liegt der tatsächliche Marktwert der PV-Einspeisung derzeit (Juni 2025) bei weniger als 2 ct/kWh!
Was die meisten PV-Besitzer leider nicht verstehen: unsere Erzeugung ist am Markt derzeit wirklich fast nichts wert - und das ist aus meiner Sicht das wesentliche Problem bei den geplanten Einspeisegebühren. Es ist mE absolut sinnlos wenn gleichzeitig von der OEMAG Preise über den Marktpreisen gezahlt werden und im Anschluss wieder an die Netzbetreiber abgeführt werden müssen. Da könnten die Netzbetreiber mE auch direkt gefördert werden.
Einige Stellungnahmen bringen das Argument, dass durch die Differenz von Einspeisepreis und Verkaufspreis schon genug Einnahmen entstehen und somit keine Netzgebühren für die Einspeisung notwendig sind. Das Argument ist leider sehr schwach und auch falsch.
* Die Differenz verdient der Energieanbieter und nicht der Netzbetreiber. Somit können dadurch auch keine Netzkosten abgedeckt werden. Netzbetreiber arbeiten auch nicht gewinnorientiert. * Der Energieanbieter kauft den Strom von der PV zu jeder Tagezeit in jeder Menge mit einem Fixpreis (oft quartalsweise, monatlich oder jährlich) unabhängig vom aktuellen Marktpreis. Der Anbieter weiß nicht, wann er wieviel bekommt. Ein entsprechend niedriger Kaufpreis ist angemessen, da auch gekauft wird, wenn der tatsächliche Marktpreis negativ ist. * Ich habe derzeit einen jährlich fixen Einspeisetarif und bekomme 5,75 ct/kWh. Bei einem anderen Anbieter beziehe ich jährlich fix um 9,7 ct/kWh netto. Das sind gerade mal 4 ct Differenz im Strompreis.
Denke nicht, dass man mit dem Argument etwas erreichen kann, weil es mit dem Thema Netzgebühren für Einspeisung gar nix zu tun hat. ───────────────
Ich denke, ganz so ist es auch nicht. Rund 80% des Stroms werden nicht an der Börse gehandelt sonder OTC. Faktisch alle großen Abnehmer beziehen ihren Strom nicht zum Börsenpreis. Das ist nur die Restlverwertung und auch eine praktische Gelegenheit, den privaten PV-Einspeisern nicht zuviel zahlen zu müssen. ───────────────
Das stimmt so leider nicht. Zwar wird ein großer Teil des Stroms OTC gehandelt, die Preise entsprechen dabei aber den (Termin-)Börsenpreisen. Wenn dem nicht so wäre, könnten die Abnehmer den Strom "billig" OTC kaufen, an der Börse "clearen" lassen und sofort wieder an der Börse wieder verkaufen und hätten am Ende einen praktisch risikolosen Arbitragegewinn.
Die relevante Unterscheidung ist nicht OTC/Börse sondern Terminmarkt (langfristiger Handel von "Standardprodukten") und Spotmarkt (kurzfristiger Handel von einzelnen Stunden bzw. 15min).
Die Terminpreise können und werden natürlich von den stündlichen bzw. 15minütigen Spot- oder Intradaypreisen (OTC oder Börse) abweichen, da natürlich keine langfristigen exakten Prognosen für die relevanten Einflussfaktoren (z.B. verfügbare Kraftwerke, Wetter, Wasserführung etc.) möglich sind.
Trotzdem sind diese Preise die "Basis" für die Terminmarktpreise (OTC/Börse).
Für die Bepreisung der Erzeugung großer Photovoltaikanlagen werden beispielsweise keine "Standard"-Terminmarktpreise (z.B. Jahresband Cal 2026 Base oder Monatsband Dezember 2025 Peak) eingesetzt, da das Erzeugungsprofil wesentlich von diesen Produkten abweicht (eine PV-Anlage speist nicht 24/7 die gleiche Leistung ein). In der Praxis werden hierfür sogenannte "Price Forward Curves" eingesetzt, mit denen die aktuellen Terminmarktpreise für Standardprodukte (z.B. Monatsband August 2025 Base mit einem durchschnittlichen Preis zu 80 EUR/MWh) auf die Preise für die einzelnen Stunden (z.B. 5.8. 08:00-09:00 Uhr 140 EUR/MWh, 5.8. 12:00-13:00 Uhr -15 EUR/MWh) heruntergebrochen werden. In den zugrundliegenden Modellen werden "historische" Spotpreise für vergleichbare Stunden berücksichtigt, wobei sich für "typische" PV-Stunden (Sommer, mittag) durch das zu erwartende hohe Angebot am Markt sehr niedrige Preise ergeben. Die prognostizierte stündliche Erzeugung wird dann mit dem Preis für die jeweilige Stunde multipliziert, wodurch sich ein mengengewichteter (!) Durschschnittspreis für die Erzeugung der Anlage in einem bestimmten Zeitraum (z.B. Kalenderjahr) ergibt.
Ich würde nicht ausschließen, dass manche Abnehmer in der Vergangenheit diese Effekte bei der Bepreisung der Einspeisetarife nur unzureichend berücksichtigt haben - den "Schaden" haben sie aber dann jeden Tag am Spotmarkt wenn sie die "teureren" Nachtstunden am Spotmarkt zukaufen und die "billigen" Mittagsstunden zu niedrigen bzw. negativen Preisen verkaufen müssen.
Wie in meinem letzten Beitrag dargelegt liegt der tatsächliche Marktwert der PV-Einspeisung derzeit (Juni 2025) bei weniger als 2 ct/kWh!
Was die meisten PV-Besitzer leider nicht verstehen: unsere Erzeugung ist am Markt derzeit wirklich fast nichts wert - und das ist aus meiner Sicht das wesentliche Problem bei den geplanten Einspeisegebühren. Es ist mE absolut sinnlos wenn gleichzeitig von der OEMAG Preise über den Marktpreisen gezahlt werden und im Anschluss wieder an die Netzbetreiber abgeführt werden müssen. Da könnten die Netzbetreiber mE auch direkt gefördert werden.
Quelle: 12 Jahre Berufserfahrung im Stromhandel ───────────────
Na, so schlecht geht es ihnen sicher nicht. Trotzdem würde ich nicht erwarten, dass wirtschaftlich agierende Unternehmen langfristig ohne vernünftigen Grund Preise über den Marktpreisen bezahlen werden.
Aber es geht doch gar nicht um netzdienlich allgemein. Es geht um netzdienlich für die großen EVUs.
Private PVs sollen vollkommen unabhängig davon ob sie netzdienlich sind die Netzgebühren bezahlen. Gleichzeitig soll bei Abnahme netzdienlich beim Verbrauch abgerechnet werden. Will heißen: Die Energieunternehmen machen genau das, was sie immer getan haben. Der Überschuss wird verschenkt, verramscht und gleichzeitig ist argumentativ der Strom der privaten PV-Anlagen "über". Nicht gewollt. Wie der Minister sagte, private PV-Anlagen sind für den Eigenbedarf, deren Überschüsse sind nicht gewollt und netzundienlich. Deswegen bauen die großen EVUs auch weiter exakt dieselbe Technologie auf. Weil auch die dann netzundienlich sind. Aber wenn sie es sind, dann wird DEREN Strom mit niedrigeren Netzgebühren zu diesen Zeiten attraktiver gemacht.
Deutlicher kann man eine Monopolstellung nicht ausnutzen. Von Wettbewerb sprechen, aber Wettbewerb unterbinden.
@PVAndyE Und jetzt zahlst du und deine Verwandten für die Netznutzung der BEGs Netzgebühren. Reduziert, was auch Sinn ergibt weil du nicht das gesamte Netz belastest, sondern nur Teilbereiche und nicht über alle Netzebenen. Das neue Gesetz kommt raus, dann zahlt man für das Verbrauchen die Netzgebühren, und das einbringen Netzgebühren. Es kann nur teurer werden insgesamt.
.. RoterFuchs schrieb: @PVAndyE Und jetzt zahlst du und deine Verwandten für die Netznutzung der BEGs Netzgebühren. Reduziert, was auch Sinn ergibt weil du nicht das gesamte Netz belastest, sondern nur Teilbereiche und nicht über alle Netzebenen.
Nein, bei BEG gibt es keine reduzierten Netzgebühren.
bin echt gespannt wie sich das neue gesetz generell auf EEG/BEG auswirkt. Peer2Peer (Lokal) wird einfacher und günstiger - check - aber alles ab der größe "Regional" (d.h. alles ab gleichem UW) wird teurer weil ja der Einspeiser Netzgebühren zahlen soll. Da werden wohl viele EEG/BEG zusperren können....
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