Anlagenbetreiber: Bei Redispatch-Entschädigung aufpassen

Die fünf größten Direktvermarkter von Ökostrom zahlen Anlagenbetreibern genau die entgangenen Erlöse, wenn ihr Netzbetreiber sie kurzfristig abschalten musste, weil zu viel Strom im Netz war. Das antworten EnBW, Quadra Energy, Statkraft Markets, Next Kraftwerke und Baywa Re auf Anfrage dieser Redaktion. Dabei wird bei zweien Kritik an den Abwicklungsregeln für diesen „Redispatch 2.0“ laut.

Der Direktvermarkter CF Flex Power hatte in einem Blogeintrag „einige“ Wettbewerber kritisiert, deren Namen er nicht in der Zeitung lesen will. Diese würden Anlagenbetreibern, denen vom Netzbetreiber beispielsweise die Windräder aus dem Wind gedreht wurden, zur Entschädigung nur den „Mischpreis“ durchreichen, den sie von ihm bekommen.

Der in Viertelstunden-Werte unterteilte „Mischpreis“ besteht zu 72,5 Prozent aus Intraday-Handelspreisen und zu 27,5 Prozent aus dem Ausgleichsenergiepreis. Er reflektiert unstreitig den Aufwand, um die bereits in den Bilanzkreis der Anlage eingestellten Strommengen kurzfristig loszuwerden, da sie während des Redispatch absehbar nicht erzeugt werden.

Der Haken nach Ansicht von Amani Joas, Geschäftsführer bei Flex Power: Die Direktvermarkter als Bilanzkreisverantwortliche (BKV) müssten den Anlagenbetreibern regulatorisch eigentlich die entgangenen Erlöse erstatten, also bei ungeförderten Anlagen die börslichen Stundenpreise und bei geförderten Anlagen den technologiespezifischen Monatsmarktwert. In den meisten Fällen fahren, so der Vorwurf, die Anlagenbetreiber mit dem Mischpreis schlechter.

Was ist an einem 1:1-Durchreichen verkehrt? Nicht nur Joas meint, Volatiltätsrisiken würden dann den Anlagenbetreibern aufgebürdet, die sie im Gegensatz zu den Direktvermarktern weder vorhersehen noch ex ante bewerten könnten. „Das ist genau unser Job und unser Risiko, einzuschätzen, ob der Wind runterrauscht“, sagt Joas. Und eben auch, wie häufig zwangsgedrosselt wird. Der Aufwand lasse sich im Dienstleistungsentgelt abbilden.

So antworten die fünf Größten

Die bisher fünf größten Direktvermarkter jedenfalls zahlen nach eigenen Angaben standardmäßig die während des Redispatch entgangenen Einspeiseerlöse. Die EnBW begründet dies mit ihrem Interesse an „langfristigen Partnerschaften“ mit Anlagenbetreibern. Auch Statkraft hält es so, genauso Next Kraftwerke.

Die Baywa Re hält diese Praxis für „kundenfreundlicher und transparenter, da sich der Kunde nicht über die Häufigkeit Redispatch-2.0-bedingter Abschaltungen und die Marktpreis-Entwicklung Gedanken machen muss“, erklärt Mike Kutzner, Head of Key Account Energy Trading. „Dies ist in der Risikosphäre des Direktvermarkters besser aufgehoben.“ Kutzner rät Anlagenbetreibern, Verträge daraufhin abzuklopfen und nicht nur auf die Höhe des Dienstleistungsentgeltes zu schauen.

​Redispatch 2.0 „unausgegoren“

Für Next Kraftwerke wie auch für Quadra Energy ist der derzeitige Stand des Redispatch 2.0 ein Skandal. Der Redispatch 2.0 löste regulatorisch das „Einspeisemanagement“ ab. Die jeweiligen Anschluss-Netzbetreiber, gerade im Verteilnetz, sollten ihre kurzfristigen Eingriffe in die Fahrweise von grünen und konventionellen Kraftwerken selbst erfassen und bilanziell ausgleichen.

Dies scheiterte IT-technisch krachend. Daher wurde im Oktober 2021 eine „BDEW-Übergangslösung“ eingeführt, wonach die Bilanzkreisverantwortlichen – also bei grünen Kraftwerken die Direktvermarkter – den Bilanzkreisausgleich beim Redispatch übernahmen. Seit Juli 2023 ist klar, dass diese „Übergangslösung“ bis mindestens 2026 weitergeht, weil sich die Übertragungsnetzbetreiber mit Rückendeckung durch die Netzagentur wegen der Probleme geweigert hatten, die Bilanzkreise dann weiter auszugleichen.

Thomas Krings, Chef von Quadra Energy, beklagt „weiterhin zum Teil starke Verzögerungen bei der Ausschüttung“ der Kompensationen durch Netzbetreiber. Quadra schlage sich jährlich mit „tausenden Klärfällen“ mit ihnen herum. Auch die Stadtwerke Rosenheim hatten Ende September kritisiert, dass Bayernwerk Netz zumindest damals nicht einmal das Jahr 2022 komplett abgerechnet hatte.

Die Datenaustausch-Prozesse des Redispatch 2.0, so Krings weiter, seien „bis heute unvollständig ausgestaltet und fehleranfällig“. Dies treibe den Aufwand für Direktvermarkter wie Quadra Energy.

Mark Lindenberg von Next Kraftwerke bläst ins selbe Horn: Der Redispatch 2.0 sei „energiewirtschaftlich unausgegoren und an entscheidenden Stellen nicht konsequent umgesetzt“. Es sei „bitter, dass es auf Seiten der Netzbetreiber keine einheitlichen Prozesse gibt, was im Operativen zu einem hohen Aufwand führt“.