Spendable, Geizige und Schweigsame

„Mischpreis“ gegen „entgangene Erlöse“, die als „Monatsmarktwerte Solar/Wind onshore“ abgerechnet werden? Bei dieser Frage geht es um Zehntausende Euro, die Erneuerbaren-Anlagenbetreiber ab 100 kW pro Monat mehr oder weniger bekommen. Meint zumindest Amani Joas, Geschäftsführer beim Direktvermarkter Flex Power. Er will „einige“ Wettbewerber kennen, die an die Betreiber grüner Kraftwerke beim Redispatch „nur“ den sogenannten Mischpreis auszahlen.

Im Redispatch drosselt der Anschlussnetzbetreiber kurzfristig unter anderem Erneuerbaren-Anlagen herunter, wenn sie sonst mehr Grünstrom einspeisen, als das Netz ableiten kann. Für diese zwangsabgeregelten Zeiten, in denen die Betreiber nichts oder weniger verdienen, werden sie entschädigt. Mit dem Mischpreis würden Direktvermarkter die Betreiber „systematisch schlechter stellen“ und „ausnehmen“, meinte Joas 2023 in einem Blogeintrag. „Das finden wir hochgradig unseriös“, schrieb er sinngemäß. Es sei jetzt der Anlass, sich näher mit der Erstattungspraxis zu befassen, da die sogenannte BDEW-Übergangslösung beim Redispatch 2.0, auf der der Mischpreis beruht, im Juli 2023 zum ewigen Provisorium avancierte (siehe „Ärger rund um den Redispatch 2.0“).
 
Amanis Team hatte die unterschiedliche Erlösverteilung bei einem derartig „geizigen“ Direktvermarkter und bei einem „netten“ Wettbewerber, der den „Monatsmarktwert Solar“ auszahlt, durchgerechnet. Gegenstand war ein fiktiver 8-MW-Photovoltaikpark im Mai 2023. Die Erzeugungsmenge dieses Parks wäre tatsächlich damals zu 36 Prozent abgeregelt worden, vor allem rund um die Mittagssonne.

Sowohl der Direktvermarkter mit den weit ausfallenden Spendierhosen als auch jener mit den eng anliegenden − hätte den im Redispatch 2.0 abgeregelten Strom bereits verkauft, wenn der Verteilnetzbetreiber (VNB) die PV-Anlage ferngesteuert drosselt oder dessen „Einsatzverantwortlichen“ einen entsprechenden Befehl erteilt. Sie müssen ihn entweder am Intraday-Markt zurückkaufen, um den Bilanzkreis wieder auszugleichen, dem die betreute Anlage zugeordnet ist, oder zur Strafe „Ausgleichsenergie“ zahlen.

Im Bundesdurchschnitt beträgt der Intraday-Anteil dabei 72,5 Prozent, der des Ausgleichsenergiepreises (reBAP) 27,5 Prozent, und so setzt sich dann der „Mischpreis“ zusammen, den die Direktvermarkter von den Netzbetreibern als Schadensersatz bekommen. Den kritisiert niemand − was dieses Binnenverhältnis angeht.

Haarig wird die Geschichte erst, wenn die Entschädigung an den Anlagenbetreiber weitergeleitet wird. Der Betreiber muss laut Energiewirtschaftsgesetz so gestellt werden, wie wenn es die Redispatches nicht gegeben hätte. Der „böse“ Direktvermarkter, wie ihn Flex Power in Tüttelchen nennt, reicht nur den Mischpreis durch, der „nette“ aber im Beispiel den „Monatsmarktwert Solar“. Das sind die durchschnittlichen tatsächlichen Erlöse geförderten PV-Stroms.

Unterm Strich, schreibt Joas, hätte der hypothetische Anlagenbetreiber vom „geizigen“ Direktvermarkter vergangenen Mai 23.500 Euro weniger bekommen als vom „netten“ − 42 Prozent seiner Einnahmen. „Womöglich haben wir hier einen Bias, aber wir glauben es nicht“, mit diesen Worten schließt er seinen Blogeintrag. „Geizige“ Direktvermarkter stellten sich „systematisch besser“, weil der Mischpreis naturgemäß in jenen Stunden, in denen wegen eines Überangebots an Strom abgeregelt wird, niedriger ausfällt als der Monatsmarktwert. Bei negativen Mischpreisen würde der „geizige“ Direktvermarkter dem Anlagenbetreiber sogar eine Rechnung schreiben.

Wer schweigt, wer antwortet

E&M hat die fünf größten Direktvermarkter nach ihrer Art Redispatch-Kompensation befragt. Und die Gewi. Sie ist eine Tochter der Getec Energie. Mit 4.000 MW im Portfolio war sie laut der jüngsten Direktvermarktungserhebung von E&M am Jahresanfang auf Rang acht. Flex Power nannte in seinem Blogbeitrag keine Namen. In einem unbestätigten Branchengerücht dagegen fiel der Name Gewi. Die damit konfrontierte Unternehmenskommunikation von Getec lehnte gegenüber E&M eine Bestätigung oder ein Dementi ab. Über Konditionen unterhalte man sich nur mit den Kunden selbst, nicht mit der Öffentlichkeit, hieß es. Die fünf Großen verfolgen eine andere Kommunikationsstrategie: EnBW, Quadra, Statkraft, Next Kraftwerke und Baywa Re antworteten E&M unisono, sie zahlten den Monatsmarktwert.

Aber wäre der Mischpreis wirklich verwerflich? Direktvermarktungsverträge werden unter Kaufleuten geschlossen, für die kein Verbraucherschutz gilt. Und wie es sich auch immer bei der Gewi verhält − sie ist anscheinend attraktiv: In diesem Jahr bis Mitte Februar ist ihr Portfolio nach eigenen Angaben um 300 MW auf 4.300 MW weiter gewachsen. Anfang 2023 waren es erst 3.400 MW gewesen. Die Gewi führt ihr Portfoliowachstum auf konsequente Digitalisierung und Entschlackung der Geschäftsprozesse sowie auf die Finanzierungsmöglichkeiten der Mutter Getec Energie zurück.

Von den großen Fünf wiederum verlautet zur Begründung der Monatsmarktwerte, es gehöre geradezu zum Geschäftsmodell der Direktvermarkter, Preis- und Redispatch-Risiken zu übernehmen, auch wenn man im Einzelfall bei der Entschädigung draufzahle. Amani Joas von Flex Power meint, beim Mischpreis würden dagegen Volatilitätsrisiken den Betreibern aufgebürdet, die sie weder vorhersehen noch ex ante bewerten könnten. „Es ist genau unser Job und unser Risiko einzuschätzen, ob der Wind runterrauscht“, sagt Joas. Der Aufwand lasse sich stattdessen im Dienstleistungsentgelt abbilden. Die EnBW begründet ihre Haltung mit einem Interesse an „langfristigen Partnerschaften“ mit Anlagenbetreibern. Ähnlich äußern sich Statkraft und Next Kraftwerke.

Die Baywa Re hält ihre Praxis für „transparenter, da sich der Kunde nicht über die Häufigkeit von Redispatch und die Marktpreisentwicklung Gedanken machen muss“, erklärt Mike Kutzner, Head of Key Account Energy Trading. „Dies ist in der Risikosphäre des Direktvermarkters besser aufgehoben.“