Bilanzkreis und Erneuerbare Energien
Ein Bilanzkreis ist ein virtuelles Energiekonto, über das Erzeugung und Verbrauch auf Viertelstundenbasis abgerechnet werden. Für PV-Anlagen in der Direktvermarktung übernimmt der Direktvermarkter die Bilanzierung — die Prognosegüte bestimmt die Kosten.
Was ist ein Bilanzkreis?
Im deutschen Strommarkt muss zu jedem Zeitpunkt genau so viel Strom eingespeist werden, wie verbraucht wird. Diese Bilanzierung erfolgt nicht physisch, sondern über virtuelle Konten — die Bilanzkreise. Jeder Marktteilnehmer (Versorger, Erzeuger, Händler) ordnet seine Ein- und Ausspeisungen einem Bilanzkreis zu.
Der Bilanzkreisverantwortliche (BKV) ist gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) verpflichtet, seinen Bilanzkreis im Gleichgewicht zu halten. Dazu meldet er für jede Viertelstunde des Folgetages Fahrpläne an — also prognostizierte Einspeise- und Entnahmemengen.
Bilanzierung auf Viertelstundenbasis
| Zeiteinheit | Bedeutung |
|---|---|
| Viertelstunde (15 min) | Abrechnungsintervall im deutschen Bilanzkreissystem |
| Fahrplan | Angemeldete Leistung pro Viertelstunde (Day-Ahead) |
| Ist-Wert | Tatsächlich eingespeiste/entnommene Leistung |
| Abweichung | Differenz zwischen Fahrplan und Ist-Wert |
| Ausgleichsenergie | Energiemenge zum Schließen der Abweichung |
Die Viertelstundenauflösung ist im europäischen Vergleich ein hoher Standard. Sie erfordert präzise Prognosen — gerade bei volatiler Erzeugung wie PV.
PV-Anlagen im Bilanzkreis
EEG-Vergütung (Marktprämienmodell)
PV-Anlagen im Marktprämienmodell werden über den EEG-Bilanzkreis des jeweiligen ÜNB geführt. Der ÜNB übernimmt die Vermarktung des Stroms an der Börse und trägt das Prognoserisiko. Die Kosten werden über die EEG-Umlage (bis 2022) bzw. den Bundeshaushalt sozialisiert.
Direktvermarktung
In der Direktvermarktung wechselt die PV-Anlage aus dem EEG-Bilanzkreis in den Bilanzkreis des Direktvermarkters. Dieser agiert als BKV und muss:
- Die Erzeugung für jede Viertelstunde prognostizieren
- Fahrpläne beim ÜNB anmelden
- Den Strom am Day-Ahead- oder Intraday-Markt verkaufen
- Abweichungen über Ausgleichsenergie bezahlen
| Vermarktungsform | Bilanzkreis | Prognoserisiko |
|---|---|---|
| EEG-Vergütung (fest) | ÜNB (EEG-BK) | ÜNB |
| Marktprämienmodell | ÜNB (EEG-BK) | ÜNB |
| Direktvermarktung | Direktvermarkter | Direktvermarkter |
| PPA (sonstige DV) | Abnehmer / Händler | BKV des Abnehmers |
Prognosegüte als Kostenfaktor
Die Qualität der Erzeugungsprognose ist für die Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung entscheidend. Jede Abweichung vom Fahrplan verursacht Ausgleichsenergiekosten.
Moderne Direktvermarkter nutzen Ensemble-Prognosen aus mehreren Wettermodellen, um die Vorhersagegenauigkeit zu maximieren. Durch die Bündelung vieler Anlagen in einem Portfolio glätten sich Prognosefehler einzelner Standorte teilweise aus — ein Effekt, der als Portfolio-Diversifikation bezeichnet wird.
Typische Prognoseabweichungen im Jahresdurchschnitt:
- Einzelanlage: 5–10 % des Jahresertrags
- Portfolio (>100 Anlagen): 2–4 % des Jahresertrags
Ausgleichsenergie
Wenn ein Bilanzkreis in einer Viertelstunde mehr einspeist als gemeldet, liefert er positive Ausgleichsenergie und erhält dafür den reBAP. Speist er weniger ein als gemeldet, muss er negative Ausgleichsenergie zum reBAP-Preis kaufen.
Der reBAP ist bewusst so gestaltet, dass er von den Day-Ahead-Preisen abweicht und Bilanzkreisabweichungen bestrafen soll. BKVs haben daher einen starken Anreiz, ihre Prognosen möglichst genau zu halten.
Praktische Bedeutung für PV-Betreiber
Für PV-Anlagenbetreiber ist das Bilanzkreissystem im Alltag nicht direkt sichtbar. In der EEG-Vergütung liegt die Bilanzierung vollständig beim ÜNB. Bei Direktvermarktung wird das Prognoserisiko über die Vermarktungsgebühr des Direktvermarkters (typisch 0,2–0,4 ct/kWh) abgedeckt. Betreiber sollten bei der Wahl des Direktvermarkters auf die Prognosekompetenz und die Portfoliogröße achten — beides wirkt sich indirekt auf die erzielte Vergütung aus.