{"id":5179,"date":"2023-09-04T08:40:00","date_gmt":"2023-09-04T08:40:00","guid":{"rendered":"https:\/\/flex-power.energy\/?p=5179"},"modified":"2025-09-07T20:38:24","modified_gmt":"2025-09-07T20:38:24","slug":"vorsicht-redispatch-2-0-direktvermarkter-abregelungen","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/flex-power.energy\/de\/energieblog\/vorsicht-redispatch-2-0-direktvermarkter-abregelungen\/","title":{"rendered":"Vorsicht Redispatch 2.0: Wie einige Direktvermarkter ihre Kunden bei Abregelungen systematisch schlechter stellen"},"content":{"rendered":"

DIESER BLOG BELEUCHTET DIE PRAXIS EINIGER DIREKTVERMARKTER IM ZUSAMMENHANG MIT DEM REDISPATCH 2.0 KRITISCH. IM ZUGE DES REDISPATCH 2.0 WERDEN ANLAGEN VON NETZBETREIBERN (AB)GEREGELT, WOBEI DIE MENGEN VOM DIREKTVERMARKTER ENTSCH\u00c4DIGT WERDEN. EINIGE DIREKTVERMARKTER BENACHTEILIGEN IHRE KUNDEN SYSTEMATISCH, INDEM SIE IHNEN F\u00dcR DIE AUSFALLARBEIT LEDIGLICH DEN SOGENANNTEN „MISCHPREIS<\/a>“ ANSTATT DES SONST VERTRAGLICH VEREINBARTEN TECHNOLOGIESPEZIFISCHEN MARKTWERTES ODER SPOTPREIS AUSZAHLEN. EINE INTERNE ANALYSE EINES 8 MW PV-ANLAGENPORTFOLIOS ZEIGT, DASS DIES ZU EINNAHMENEINBUSSEN VON 42% F\u00dcHREN KANN. WIR SIND DER AUFFASSUNG, DASS ES ZUM KERNGESCH\u00c4FT VON DIREKTVERMARKTER GEH\u00d6RT PREISRISKEN F\u00dcR IHRE KUNDEN ZU \u00dcBERNEHMEN. DIE WEITERLEITUNG DES MISCHPREISES F\u00dcHRT ZU EINER UNFAIREN KOSTENABW\u00c4LZUNG AUF DIE KUNDEN.<\/p><\/blockquote>\n

Redispatch 2.0 und der \u201eMischpreis\u201c<\/strong><\/h2>\n

Seit dem 1. Oktober 2021 ist der sogenannte Redispatch in Kraft und hat das Einspeisemanagement abgel\u00f6st. Ziel war immer, dass Bilanzkreisverantwortlichen die abgeregelten Mengen von den \u00dcNB\/VNB durch eine Buchung in deren Bilanzkreis erstattet werden. Doch von Anfang an gab es technische Probleme bei der Umsetzung des bilanziellen Ausgleichs. Zun\u00e4chst nur vor\u00fcbergehend sollte eine \u00dcbergangsl\u00f6sung des BDEW den bilanziellen Ausgleich ersetzen. Im Kern geht es bei dieser \u00dcbergangsl\u00f6sung darum, dass der Bilanzkreisverantwortliche selbst eine Ersatzbeschaffung der Ausfallarbeit am Strommarkt vornimmt und vom \u00dcNB\/VNB die Kosten der Ausfallarbeit in H\u00f6he eines einheitlichen \u201eMischpreises\u201c je Viertelstunde erstattet bekommt. Die Idee dahinter: Der Bilanzkreisverantwortliche wird nicht schlechter gestellt, als wenn der bilanzielle Ausgleich durchgef\u00fchrt w\u00fcrde. Nur die Person, die die Ersatzbeschaffung der Ausfallarbeit vornimmt, ist eine andere. Diese \u00dcbergangsl\u00f6sung ist nun zur vorerst endg\u00fcltigen L\u00f6sung<\/a> gereift, nachdem die \u00dcNB in Abstimmung mit der BNetzA den bilanziellen Ausgleich Ende Juli vorerst auf Eis gelegt haben.<\/p>\n

Bereits in der Vergangenheit war es bei einige BKV jedoch so, dass sie ihren Kunden im Rahmen der \u00dcbergangsl\u00f6sung des BDEW lediglich diesen \u201efinanziellen Ausgleich\u201c f\u00fcr die Ausfallarbeit, also den vom \u00dcNB\/VNB erstatteten Mischpreis, weitergeleitet haben, anstatt f\u00fcr die abgeregelten Mengen die vertraglich vereinbarte Verg\u00fctung an die Kunden zu zahlen. Jetzt, wo diese \u00dcbergangsl\u00f6sung wohl vorerst zur Dauerl\u00f6sung wird, ist unser Erachtens ein guter Zeitpunkt, diese Praxis etwas genauer unter die Lupe zu nehmen. Denn nach internen Analysen hat sich f\u00fcr uns herausgestellt, dass einige Direktvermarkter ihre Kunden beim Redispatch 2.0 offenbar systematisch schlechter stellen, indem sie ihnen nur den sogenannten \u201eMischpreis\u201c f\u00fcr ihre Ausfallarbeit und nicht den vertraglich vereinbarten technologiespezifischen Marktwert auszahlen. Das finden wir unfair, da hier Kosten auf den Kunden abgew\u00e4lzt werden, die eigentlich vom Bilanzkreisverantwortlichen zu tragen sind!<\/p>\n<\/p>\n

Beispiel: Eine 8-MWp PV-Anlage im Mai 2023<\/strong><\/h2>\n

Wir haben eine 8 MW PV-Anlage aus unserem Portfolio analysiert, deren Strommengen im Mai in 36% der Stunden abgeregelt wurden. Kleiner Spoiler: H\u00e4tten wir dieser Anlage, wie viele andere Direktvermarkter, den sogenannten Mischpreis f\u00fcr die Ausfallarbeit anstatt den Marktwert Solar ausgezahlt, h\u00e4tte diese Anlage Einnahmeneinbu\u00dfen in H\u00f6he von 42% (!) gehabt.<\/p>\n

In diesem Blog erkl\u00e4ren wir, warum wir diese Praxis hochgradig unseri\u00f6s finden.<\/p>\n

Erl\u00f6se ohne Abregelungen<\/strong><\/h3>\n

Wir beginnen mit einem hypothetischen Beispiel f\u00fcr unsere 8 MW PV-Anlage. Der Kunde erh\u00e4lt nach einem gew\u00f6hnlichen Direktvermarktungsvertrag f\u00fcr jede eingespeiste MWh den Marktwert Solar (MW Solar)<\/a>. Das Vermarktungs- und kurzfristige Preisrisiko tr\u00e4gt nach dem Vertrag der Direktvermarkter. Im Mai h\u00e4tte die Anlage ohne Redispatchabschaltung 1.134 MWh Strom produziert. Hierf\u00fcr w\u00fcrde der Direktvermarkter an den Kunden den MW Solar im Mai in H\u00f6he von 53,56 EUR\/MWh auszahlen. Das macht insgesamt 60.737 EUR. Der Direktvermarkter w\u00fcrde die Mengen im Day Ahead Spot f\u00fcr die jeweiligen Stundenpreise verkaufen. Die Abbildung 1 zeigt, dass die st\u00fcndlichen Einnahmen variieren. \u00dcber den Monat betrachtet nimmt der Direktvermarkter f\u00fcr diese Anlage 63.305 EUR i.e. 55,82 EUR\/MWh ein. Wir ignorieren in diesem Fall die Vermarktungsgeb\u00fchr und die Balancing-Kosten des Direktvermarkters, da dies die Komplexit\u00e4t unn\u00f6tig erh\u00f6hen w\u00fcrde. Jedenfalls w\u00fcrde der Direktvermarkter in unserem Fall eine Marge von 2,26 EUR\/MWh vom Spotpreiswert der Anlage zum MW Solar machen und alle w\u00e4ren gl\u00fccklich.<\/p>\n

\"Balkendiagramm<\/span><\/p>\n

Abbildung 1: Erl\u00f6sstr\u00f6me und durchschnittliche Preise f\u00fcr den Mai 2023 \u00fcber einen Tag normalisiert<\/p>\n

Einnahmen bei Auszahlung des Marktwert Solar<\/strong><\/h3>\n

Nun wurde unsere 8 MW-PV Anlage jedoch in der Realit\u00e4t vom \u00dcNB\/VNB enorm viel abgeschaltet. Die Abbildung 2 zeigt die Redispatchmengen f\u00fcr unsere Anlage (Ausfallarbeit) und wir sehen, dass sie massiv (36%) vom Netzbetreiber abgeregelt wurde. Betrachten wir die Situation, dass<\/p>\n

(a) der Betreiber f\u00fcr seine Ausfallarbeit den MW Solar erh\u00e4lt (\u201enetter Direktvermarkter\u201c) und<\/p>\n

(b) f\u00fcr die Ausfallarbeit nur den Mischpreis an den Betreiber weiterleitet (\u201egeiziger Direktvermarkter\u201c).<\/p>\n

\"Balkendiagramm<\/span><\/p>\n

Abbildung 2: Einspeisung (blau) und Abschaltung (orange) der Anlage im Mai 2023 \u00fcber einen Tag aggregiert<\/p>\n

Zahlt der Direktvermarkter dem Betreiber den MW Solar f\u00fcr Einspeisung UND Ausfallarbeit aus, \u00e4ndert sich an den Einnahmen des Anlagenbetreibers nichts \u2013 siehe Abbildung 3. So sollte es auch sein. Denn der Redispatch 2.0 soll f\u00fcr den Betreiber grunds\u00e4tzlich kostenneutral sein, sprich zu keiner wirtschaftlichen Schlechterstellung f\u00fchren.<\/p>\n

\"Liniendiagramm<\/span><\/p>\n

Abbildung 3: Auszahlung vom Direktvermarkter an den Betreiber, wenn der MW Solar gezahlt wird<\/p>\n

Einnahmen bei Auszahlung des Mischpreises<\/strong><\/p>\n

Zahlt der Direktvermarkter jedoch f\u00fcr die Einspeisung den MW Solar und f\u00fcr die Ausfallarbeit lediglich den sogenannten Mischpreis[1]<\/a> aus, \u00e4ndert sich das Bild enorm. Siehe Abbildung 4. Die gesamten Einnahmen des Betreibers f\u00fcr den Monat sinken nun auf 37.205 EUR und seine durchschnittliche monatliche Auszahlung sinkt von 53,56 EUR\/MWh auf nunmehr 32,85 EUR\/MWh. Am Ende des Monats fehlen ihm dadurch 23.488 EUR oder 42% seiner Einnahmen.<\/p>\n

<\/a> <\/a> <\/a><\/p>\n

[1] Definition des Mischpreises: F\u00fcr den finanziellen Ausgleich ist gem\u00e4\u00df BDEW-\u00dcbergangsl\u00f6sung ein einheitlicher Mischpreis je Viertelstunde zu verwenden, der die H\u00f6he des finanziellen Anspruchs des BKV gegen\u00fcber dem ANB widerspiegelt. Dieser setzt sich zu 72,5% aus dem ID1-Preisindex und zu 27,5% aus dem reBAP zusammen.<\/a><\/p>\n

\"Diagramm<\/span><\/p>\n

Abbildung 4: Auszahlung vom Direktvermarkter an den Betreiber, wenn der Mischpreis gezahlt wird<\/p>\n

Die Situation beim Direktvermarkter<\/strong><\/h3>\n

Sehen wir uns die Lage des Direktvermarkters einmal genauer an:<\/p>\n

Das Gesch\u00e4ft eines Direktvermarkters beinhaltet es im Kern, Preis- und Prognoserisiken zu \u00fcbernehmen. Hierf\u00fcr berechnet er sein Vermarktungsentgelt. Es passiert st\u00e4ndig, dass Anlagen weniger liefern als gedacht, und dann ist es zentrale Aufgabe des Direktvermarkters den Strom im Intraday-Markt zu den dann vorhandenen Preisen nachzukaufen, oder hierf\u00fcr Ausgleichsenergiepreise zu zahlen, wenn auch die letzten Prognosen nicht pr\u00e4zise genug sind.<\/p>\n

Aus Sicht eines H\u00e4ndlers und Direktvermarkters ist ein Redispatch-Call eigentlich nichts anderes als eine Prognoseabweichung. Wenn ich fr\u00fch genug wei\u00df, dass eine Anlage abgeschaltet wird, kann ich den Strom, den ich bereits am Day-Ahead-Markt verkauft habe, am Intraday-Markt zur\u00fcckkaufen. Nehmen wir einmal an, ich wei\u00df dies in 72,5% der F\u00e4lle und kaufe den Strom rechtzeitig zur\u00fcck: Wenn der Strompreis am Intraday-Markt zu dem Zeitpunkt des Redispatch Calls g\u00fcnstiger ist als der Day-Ahead-Preis, hatte ich Gl\u00fcck, da ich teuer verkauft habe und g\u00fcnstig zur\u00fcckkaufen kann. Wenn nicht, dann hatte ich Pech und mache einen Verlust. Nehmen wir ferner an, dass ich in 27,5% der F\u00e4lle nicht rechtzeitig reagieren kann, weil der Redispatch Call zu sp\u00e4t kommt und wir mit den Mengen in der Ausgleichsenergie landen. Das bedeutet, dass ich f\u00fcr den fehlenden Strom Ausgleichsenergiepreis zahlen muss. Die Logik ist auch hier die gleiche: g\u00fcnstige Ausgleichsenergiepreise sind f\u00fcr mich in diesem Fall (ich bin short) gut und hohe schlecht.<\/p>\n

Der sogenannte Mischpreis ist genau nach dieser Logik konzipiert: Er setzt sich zu 72,5% aus dem viertelst\u00fcndlichen ID1 (Intraday) Preis und zu 27,5% aus dem Ausgleichsenergiepreis (reBAP) zusammen. Das ist kein Zufall, denn der Mischpreis wurde konzipiert um das Risiko der Direktvermarkter auszugleichen und eben nicht, um an den Betreiber weitergeleitet zu werden.<\/p>\n

Nat\u00fcrlich stimmt das dem Mischpreis zugrunde liegende Verh\u00e4ltnis von ID1 und reBAP nicht in jeder Situation. Manchmal kostet das Schlie\u00dfen der Positionen ein bisschen mehr oder weniger als der Mischpreis, aber die Logik ist richtig.<\/p>\n

\"Liniendiagramm<\/span><\/p>\n

Abbildung 5: Zahlungsfl\u00fcsse beim Direktvermarkter f\u00fcr das Management der abgeregelten Position am Markt und Ausgleichszahlung via Mischpreis durch VNB und Summe an Ausfallarbeit<\/p>\n

<\/a> <\/a> <\/a><\/p>\n

Abbildung 5 zeigt die Managementkosten (orange) des Direktvermarkters f\u00fcr die Ausfallarbeit \u00fcber den Monat (blaue Linie). Man erkennt gut, dass dem Direktvermarkter in diesem idealisierten Beispiel alle Kosten durch den Mischpreis (grau) erstattet werden. Wir haben f\u00fcr den Mai auch gerechnet, was passiert w\u00e4re, wenn der Direktvermarkter keine der Positionen h\u00e4tte schlie\u00dfen k\u00f6nnen. In diesem Monat und f\u00fcr diese Anlage w\u00e4re dies f\u00fcr den Direktvermarkter sogar noch besser gewesen. In einem Satz: Aus unserer Sicht kann man nicht annehmen, dass Direktvermarkter durch den Mischpreis ein besonderes Risiko oder besondere Kosten mit sich tragen, die \u00fcber das Preis- und Prognoserisiko hinausgehen, das ohnehin durch den Direktvermarkter zu tragen ist. Nat\u00fcrlich kann es die Situation geben, in der ein Intraday-Preis sehr niedrig ist und der reBAP sehr hoch und der Direktvermarkter die Mengen nicht rechtzeitig schlie\u00dfen kann. Dann h\u00e4tte er hohe Imbalance-Kosten und w\u00fcrde relativ wenig \u00fcber den Mischpreis erstattet bekommen. Es gibt aber keinen Grund anzunehmen, dass man als Direktvermarkter durch den Mischpreis systematisch schlechter gestellt wird.<\/p>\n

Einnahmen des Direktvermarkter bei Auszahlung des Marktwerts Solar<\/strong><\/h3>\n

Nun sehen wir uns einmal die Gesamteinnahmen des Direktvermarkters im Monat Mai bei Auszahlung des MW Solar vs. bei Auszahlung des Mischpreises f\u00fcr die Ausfallarbeit an den Kunden an. Der Direktvermarkter bekommt den Spotpreis f\u00fcr seine Day-Ahead-Prognose. Die Redispatch-Kosten bekommt er in Form des Mischpreises vom \u00dcNB\/VNB erstattet. An den Kunden zahlt er nun entweder diesen Mischpreis (i.e. eine Mischung aus ID1 und reBAP) f\u00fcr die Ausfallarbeit (\u201egeiziger Direktvermarkter\u201c) oder den MW Solar (\u201eguter Direktvermarkter\u201c).<\/p>\n

<\/a> <\/a> <\/a>\"Balkendiagramm<\/span><\/p>\n

Abbildung 6: Zahlungsfl\u00fcsse des \u201cguten\u201d Direktvermarkters bei Auszahlung des MW Solar<\/p>\n

Abbildung 6 zeigt unseren \u201eguten Direktvermarkter\u201c. Er zahlt den MW Solar, also die 53,56 EUR\/MWh bzw. 21.832 EUR, f\u00fcr Einspeisung und Ausfallarbeit und hat \u00fcber den gesamten Monat netto Einnahmen in H\u00f6he von 2.567 EUR oder 2,26 EUR\/MWh.<\/p>\n

Einnahmen des Direktvermarkter bei Auszahlung des Mischpreises<\/strong><\/h3>\n

Unser \u201eb\u00f6ser\u201c Direktvermarkter zahlt den viel niedrigeren (bzw. negativen) Mischpreis i.H.v. -4,47 EUR\/MWh oder -1.656 EUR aus (d.h. er fordert also sogar Geld ein) und hat dadurch viel h\u00f6here Nettoeinnahmen in H\u00f6he von 26.055 EUR bzw. 22,98 EUR\/MWh. Er hat seinen Erl\u00f6s hierdurch verzehnfacht! Siehe Abbildung 7.<\/p>\n

\"Balkendiagramm<\/span><\/p>\n

Abbildung 7: Zahlungsfl\u00fcsse des \u201cb\u00f6sen\u201d Direktvermarkters bei Auszahlung des Mischpreises<\/p>\n

Preise und Abregelung am 07.05.2023<\/strong><\/h3>\n

Um das zu verdeutlichen, sehen wir uns nochmal einen einzelnen Tag, n\u00e4mlich den 07.07.2023 an. Siehe Abbildung 8. Wir sehen, dass unsere Anlage in den Mittagsstunden komplett abgeregelt wird. In diesen Stunden ist der ID1 und der reBAP deutlich unter Day-Ahead und auch unter MW-Solar-Niveau. Da der Mischpreis eine Mischung aus ID1 und reBAP ist, liegt er per Definition zwischen diesen beiden Werten. Der Direktvermarkter schlie\u00dft seine aus der Redispatchma\u00dfnahme resultierende Short-Position zu einem Mix aus diesen Preisen und wird dadurch f\u00fcr seine Kosten entsch\u00e4digt. Wenn er jetzt jedoch seinem Kunden (dem Betreiber) f\u00fcr die Redispatchmengen diesen Mischpreis, der deutlich niedriger ist als der MW Solar, erstattet, stellt er sich dem Kunden gegen\u00fcber deutlich besser, als wenn keine Redispatch Ma\u00dfnahme stattgefunden h\u00e4tte. Er sichert sich also ein \u201efree lunch\u201c, was aufgrund der Tageszeit seines Zufallsgewinns durchaus w\u00f6rtlich genommen werden kann.<\/p>\n

\"Zeitreihe<\/span><\/p>\n

Abbildung 8: Beispiel von Preisen und Redispatch Mengen am 07.05.2023<\/p>\n

Jetzt bleibt nat\u00fcrlich die gro\u00dfe Frage, ob wir hier nur ein besonders passendes Beispiel ausgew\u00e4hlt habe, oder ob Direktvermarkter durch Weiterleitung des Mischpreises systematisch Risiken auf ihre Kunden abw\u00e4lzen, die eigentlich durch den Vermarkter zu tragen sind, und dadurch ihre Einnahmen optimieren. Wir sehen hier eine klare Systematik. Redispatch 2.0 f\u00fcr Portfolien der Erneuerbaren Energien findet vor allem dann statt, wenn viel erneuerbarer Strom im Netz ist. Das bedeutet, dass der mengengewichtete Mischpreis f\u00fcr Redispatch-Mengen systematisch niedriger ist als die monatlich gemittelten Marktwerte der Erneuerbaren. Wichtig ist hier mengengewichtet<\/strong>. Der durchschnittliche Mischpreis f\u00fcr den Mai betr\u00e4gt 83,78 EUR\/MWh. Das ist h\u00f6her als der durchschnittliche Spotpreis in H\u00f6he von 81,72 EUR\/MWh und deutlich h\u00f6her als der MW Solar in H\u00f6he von 53,56 EUR\/MWh. Jedoch ist der Mischpreis in den Situationen, in denen (in unserem Portfolio) Redispatch stattfindet, deutlich niedriger als der MW Solar. Aufgrund dieses Fakts stellen sich Direktvermarkter, die ihren Kunden den Mischpreis auszahlen, systematisch besser und die meisten Kunden verstehen dies nicht.<\/strong><\/p>\n

<\/strong><\/p>\n

Fazit: Ehrlich w\u00e4hrt am l\u00e4ngsten<\/strong><\/h2>\n

Wir sind uns als Direktvermarkter unserer Aufgabe bewusst, Risiken zu \u00fcbernehmen und unsere Kunden vor diesen zu sch\u00fctzen. Aus unserer Sicht deckt der Mischpreis unsere Risiken gut ab. Der Rest ist unser Problem. Es ist unsere Aufgabe unsere Kunden so gut zu stellen, wie wir das k\u00f6nnen und sie eben vor allem nicht in komplexen Situationen schlechter zu stellen. Das k\u00f6nnen andere machen, aber wir bleiben uns treu. Wer lieber uns eine hart erarbeitete Brotzeit g\u00f6nnt, als seinem aktuellem Direktvermarkter ein kostenloses All-Inclusive-Buffet, kann gerne hier vorbeischauen. <\/a><\/p>\n

P.S. Unsere Analyse der mengengewichteten Mischpreise im Verh\u00e4ltnis zum MW Solar und MW Wind basiert auf den Ergebnissen aus unserem eigenen Portfolio. Wom\u00f6glich ist das aber nicht repr\u00e4sentativ. Wenn jemand eine Zeitreihe mit Redispatch-Mengen (fr\u00fcher EinsMan) f\u00fcr das Deutschland-Portfolio hat, nur her damit! Wom\u00f6glich haben wir hier einen Bias, aber wir glauben es nicht. <\/em><\/p>\n<\/p>\n

Enter your text here…<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Dieser Blog beleuchtet die Praxis einiger Direktvermarkter im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 kritisch. Im Zuge des Redispatch 2.0 werden Anlagen von Netzbetreibern (ab)geregelt, wobei die Mengen vom Direktvermarkter entsch\u00e4digt werden. Einige Direktvermarkter benachteiligen ihre Kunden systematisch, indem sie ihnen f\u00fcr die Ausfallarbeit lediglich den sogenannten „Mischpreis“ anstatt des sonst vertraglich vereinbarten technologiespezifischen Marktwertes oder Spotpreises auszahlen. <\/p>\n","protected":false},"author":3,"featured_media":5181,"comment_status":"closed","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":"","tve_updated_post":"

DIESER BLOG BELEUCHTET DIE PRAXIS EINIGER DIREKTVERMARKTER IM ZUSAMMENHANG MIT DEM REDISPATCH 2.0 KRITISCH. IM ZUGE DES REDISPATCH 2.0 WERDEN ANLAGEN VON NETZBETREIBERN (AB)GEREGELT, WOBEI DIE MENGEN VOM DIREKTVERMARKTER ENTSCH\u00c4DIGT WERDEN. EINIGE DIREKTVERMARKTER BENACHTEILIGEN IHRE KUNDEN SYSTEMATISCH, INDEM SIE IHNEN F\u00dcR DIE AUSFALLARBEIT LEDIGLICH DEN SOGENANNTEN \"MISCHPREIS<\/a>\" ANSTATT DES SONST VERTRAGLICH VEREINBARTEN TECHNOLOGIESPEZIFISCHEN MARKTWERTES ODER SPOTPREIS AUSZAHLEN. EINE INTERNE ANALYSE EINES 8 MW PV-ANLAGENPORTFOLIOS ZEIGT, DASS DIES ZU EINNAHMENEINBUSSEN VON 42% F\u00dcHREN KANN. WIR SIND DER AUFFASSUNG, DASS ES ZUM KERNGESCH\u00c4FT VON DIREKTVERMARKTER GEH\u00d6RT PREISRISKEN F\u00dcR IHRE KUNDEN ZU \u00dcBERNEHMEN. DIE WEITERLEITUNG DES MISCHPREISES F\u00dcHRT ZU EINER UNFAIREN KOSTENABW\u00c4LZUNG AUF DIE KUNDEN.<\/blockquote>


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1<\/span><\/div>Redispatch 2.0 und der \u201eMischpreis\u201c<\/a><\/div>
2<\/span><\/div>Beispiel: Eine 8-MWp PV-Anlage im Mai 2023<\/a><\/div>
2.1<\/span><\/div>Erl\u00f6se ohne Abregelungen<\/a><\/div>
2.2<\/span><\/div>Einnahmen bei Auszahlung des Marktwert Solar<\/a><\/div>
2.3<\/span><\/div>Die Situation beim Direktvermarkter<\/a><\/div>
2.4<\/span><\/div>Einnahmen des Direktvermarkter bei Auszahlung des Marktwerts Solar<\/a><\/div>
2.5<\/span><\/div>Einnahmen des Direktvermarkter bei Auszahlung des Mischpreises<\/a><\/div>
2.6<\/span><\/div>Preise und Abregelung am 07.05.2023<\/a><\/div>
3<\/span><\/div>Fazit: Ehrlich w\u00e4hrt am l\u00e4ngsten<\/a><\/div><\/div>
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Redispatch 2.0 und der \u201eMischpreis\u201c<\/strong><\/h2>

Seit dem 1. Oktober 2021 ist der sogenannte Redispatch in Kraft und hat das Einspeisemanagement abgel\u00f6st. Ziel war immer, dass Bilanzkreisverantwortlichen die abgeregelten Mengen von den \u00dcNB\/VNB durch eine Buchung in deren Bilanzkreis erstattet werden. Doch von Anfang an gab es technische Probleme bei der Umsetzung des bilanziellen Ausgleichs. Zun\u00e4chst nur vor\u00fcbergehend sollte eine \u00dcbergangsl\u00f6sung des BDEW den bilanziellen Ausgleich ersetzen. Im Kern geht es bei dieser \u00dcbergangsl\u00f6sung darum, dass der Bilanzkreisverantwortliche selbst eine Ersatzbeschaffung der Ausfallarbeit am Strommarkt vornimmt und vom \u00dcNB\/VNB die Kosten der Ausfallarbeit in H\u00f6he eines einheitlichen \u201eMischpreises\u201c je Viertelstunde erstattet bekommt. Die Idee dahinter: Der Bilanzkreisverantwortliche wird nicht schlechter gestellt, als wenn der bilanzielle Ausgleich durchgef\u00fchrt w\u00fcrde. Nur die Person, die die Ersatzbeschaffung der Ausfallarbeit vornimmt, ist eine andere. Diese \u00dcbergangsl\u00f6sung ist nun zur vorerst endg\u00fcltigen L\u00f6sung<\/a> gereift, nachdem die \u00dcNB in Abstimmung mit der BNetzA den bilanziellen Ausgleich Ende Juli vorerst auf Eis gelegt haben.<\/p>

Bereits in der Vergangenheit war es bei einige BKV jedoch so, dass sie ihren Kunden im Rahmen der \u00dcbergangsl\u00f6sung des BDEW lediglich diesen \u201efinanziellen Ausgleich\u201c f\u00fcr die Ausfallarbeit, also den vom \u00dcNB\/VNB erstatteten Mischpreis, weitergeleitet haben, anstatt f\u00fcr die abgeregelten Mengen die vertraglich vereinbarte Verg\u00fctung an die Kunden zu zahlen. Jetzt, wo diese \u00dcbergangsl\u00f6sung wohl vorerst zur Dauerl\u00f6sung wird, ist unser Erachtens ein guter Zeitpunkt, diese Praxis etwas genauer unter die Lupe zu nehmen. Denn nach internen Analysen hat sich f\u00fcr uns herausgestellt, dass einige Direktvermarkter ihre Kunden beim Redispatch 2.0 offenbar systematisch schlechter stellen, indem sie ihnen nur den sogenannten \u201eMischpreis\u201c f\u00fcr ihre Ausfallarbeit und nicht den vertraglich vereinbarten technologiespezifischen Marktwert auszahlen. Das finden wir unfair, da hier Kosten auf den Kunden abgew\u00e4lzt werden, die eigentlich vom Bilanzkreisverantwortlichen zu tragen sind!<\/p>


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Beispiel: Eine 8-MWp PV-Anlage im Mai 2023<\/strong><\/h2>

Wir haben eine 8 MW PV-Anlage aus unserem Portfolio analysiert, deren Strommengen im Mai in 36% der Stunden abgeregelt wurden. Kleiner Spoiler: H\u00e4tten wir dieser Anlage, wie viele andere Direktvermarkter, den sogenannten Mischpreis f\u00fcr die Ausfallarbeit anstatt den Marktwert Solar ausgezahlt, h\u00e4tte diese Anlage Einnahmeneinbu\u00dfen in H\u00f6he von 42% (!) gehabt.<\/p>

In diesem Blog erkl\u00e4ren wir, warum wir diese Praxis hochgradig unseri\u00f6s finden.<\/p>

Erl\u00f6se ohne Abregelungen<\/strong><\/h3>

Wir beginnen mit einem hypothetischen Beispiel f\u00fcr unsere 8 MW PV-Anlage. Der Kunde erh\u00e4lt nach einem gew\u00f6hnlichen Direktvermarktungsvertrag f\u00fcr jede eingespeiste MWh den Marktwert Solar (MW Solar)<\/a>. Das Vermarktungs- und kurzfristige Preisrisiko tr\u00e4gt nach dem Vertrag der Direktvermarkter. Im Mai h\u00e4tte die Anlage ohne Redispatchabschaltung 1.134 MWh Strom produziert. Hierf\u00fcr w\u00fcrde der Direktvermarkter an den Kunden den MW Solar im Mai in H\u00f6he von 53,56 EUR\/MWh auszahlen. Das macht insgesamt 60.737 EUR. Der Direktvermarkter w\u00fcrde die Mengen im Day Ahead Spot f\u00fcr die jeweiligen Stundenpreise verkaufen. Die Abbildung 1 zeigt, dass die st\u00fcndlichen Einnahmen variieren. \u00dcber den Monat betrachtet nimmt der Direktvermarkter f\u00fcr diese Anlage 63.305 EUR i.e. 55,82 EUR\/MWh ein. Wir ignorieren in diesem Fall die Vermarktungsgeb\u00fchr und die Balancing-Kosten des Direktvermarkters, da dies die Komplexit\u00e4t unn\u00f6tig erh\u00f6hen w\u00fcrde. Jedenfalls w\u00fcrde der Direktvermarkter in unserem Fall eine Marge von 2,26 EUR\/MWh vom Spotpreiswert der Anlage zum MW Solar machen und alle w\u00e4ren gl\u00fccklich.<\/p><\/div>

\"Balkendiagramm<\/span>

Abbildung 1: Erl\u00f6sstr\u00f6me und durchschnittliche Preise f\u00fcr den Mai 2023 \u00fcber einen Tag normalisiert<\/p><\/div>

Einnahmen bei Auszahlung des Marktwert Solar<\/strong><\/h3>

Nun wurde unsere 8 MW-PV Anlage jedoch in der Realit\u00e4t vom \u00dcNB\/VNB enorm viel abgeschaltet. Die Abbildung 2 zeigt die Redispatchmengen f\u00fcr unsere Anlage (Ausfallarbeit) und wir sehen, dass sie massiv (36%) vom Netzbetreiber abgeregelt wurde. Betrachten wir die Situation, dass<\/p>

(a) der Betreiber f\u00fcr seine Ausfallarbeit den MW Solar erh\u00e4lt (\u201enetter Direktvermarkter\u201c) und<\/p>

(b) f\u00fcr die Ausfallarbeit nur den Mischpreis an den Betreiber weiterleitet (\u201egeiziger Direktvermarkter\u201c).<\/p><\/div>

\"Balkendiagramm<\/span>

Abbildung 2: Einspeisung (blau) und Abschaltung (orange) der Anlage im Mai 2023 \u00fcber einen Tag aggregiert<\/p><\/div>

Zahlt der Direktvermarkter dem Betreiber den MW Solar f\u00fcr Einspeisung UND Ausfallarbeit aus, \u00e4ndert sich an den Einnahmen des Anlagenbetreibers nichts \u2013 siehe Abbildung 3. So sollte es auch sein. Denn der Redispatch 2.0 soll f\u00fcr den Betreiber grunds\u00e4tzlich kostenneutral sein, sprich zu keiner wirtschaftlichen Schlechterstellung f\u00fchren.<\/p><\/div>

\"Liniendiagramm<\/span>

Abbildung 3: Auszahlung vom Direktvermarkter an den Betreiber, wenn der MW Solar gezahlt wird<\/p><\/div>

Einnahmen bei Auszahlung des Mischpreises<\/strong><\/p>

Zahlt der Direktvermarkter jedoch f\u00fcr die Einspeisung den MW Solar und f\u00fcr die Ausfallarbeit lediglich den sogenannten Mischpreis[1]<\/a> aus, \u00e4ndert sich das Bild enorm. Siehe Abbildung 4. Die gesamten Einnahmen des Betreibers f\u00fcr den Monat sinken nun auf 37.205 EUR und seine durchschnittliche monatliche Auszahlung sinkt von 53,56 EUR\/MWh auf nunmehr 32,85 EUR\/MWh. Am Ende des Monats fehlen ihm dadurch 23.488 EUR oder 42% seiner Einnahmen.<\/p> <\/a>
<\/a> <\/a>

[1] Definition des Mischpreises: F\u00fcr den finanziellen Ausgleich ist gem\u00e4\u00df BDEW-\u00dcbergangsl\u00f6sung ein einheitlicher Mischpreis je Viertelstunde zu verwenden, der die H\u00f6he des finanziellen Anspruchs des BKV gegen\u00fcber dem ANB widerspiegelt. Dieser setzt sich zu 72,5% aus dem ID1-Preisindex und zu 27,5% aus dem reBAP zusammen.<\/a><\/p><\/div>

\"Diagramm<\/span>

Abbildung 4: Auszahlung vom Direktvermarkter an den Betreiber, wenn der Mischpreis gezahlt wird<\/p><\/div>

Die Situation beim Direktvermarkter<\/strong><\/h3>

Sehen wir uns die Lage des Direktvermarkters einmal genauer an:<\/p>

Das Gesch\u00e4ft eines Direktvermarkters beinhaltet es im Kern, Preis- und Prognoserisiken zu \u00fcbernehmen. Hierf\u00fcr berechnet er sein Vermarktungsentgelt. Es passiert st\u00e4ndig, dass Anlagen weniger liefern als gedacht, und dann ist es zentrale Aufgabe des Direktvermarkters den Strom im Intraday-Markt zu den dann vorhandenen Preisen nachzukaufen, oder hierf\u00fcr Ausgleichsenergiepreise zu zahlen, wenn auch die letzten Prognosen nicht pr\u00e4zise genug sind.<\/p>

Aus Sicht eines H\u00e4ndlers und Direktvermarkters ist ein Redispatch-Call eigentlich nichts anderes als eine Prognoseabweichung. Wenn ich fr\u00fch genug wei\u00df, dass eine Anlage abgeschaltet wird, kann ich den Strom, den ich bereits am Day-Ahead-Markt verkauft habe, am Intraday-Markt zur\u00fcckkaufen. Nehmen wir einmal an, ich wei\u00df dies in 72,5% der F\u00e4lle und kaufe den Strom rechtzeitig zur\u00fcck: Wenn der Strompreis am Intraday-Markt zu dem Zeitpunkt des Redispatch Calls g\u00fcnstiger ist als der Day-Ahead-Preis, hatte ich Gl\u00fcck, da ich teuer verkauft habe und g\u00fcnstig zur\u00fcckkaufen kann. Wenn nicht, dann hatte ich Pech und mache einen Verlust. Nehmen wir ferner an, dass ich in 27,5% der F\u00e4lle nicht rechtzeitig reagieren kann, weil der Redispatch Call zu sp\u00e4t kommt und wir mit den Mengen in der Ausgleichsenergie landen. Das bedeutet, dass ich f\u00fcr den fehlenden Strom Ausgleichsenergiepreis zahlen muss. Die Logik ist auch hier die gleiche: g\u00fcnstige Ausgleichsenergiepreise sind f\u00fcr mich in diesem Fall (ich bin short) gut und hohe schlecht.<\/p>

Der sogenannte Mischpreis ist genau nach dieser Logik konzipiert: Er setzt sich zu 72,5% aus dem viertelst\u00fcndlichen ID1 (Intraday) Preis und zu 27,5% aus dem Ausgleichsenergiepreis (reBAP) zusammen. Das ist kein Zufall, denn der Mischpreis wurde konzipiert um das Risiko der Direktvermarkter auszugleichen und eben nicht, um an den Betreiber weitergeleitet zu werden.<\/p>

Nat\u00fcrlich stimmt das dem Mischpreis zugrunde liegende Verh\u00e4ltnis von ID1 und reBAP nicht in jeder Situation. Manchmal kostet das Schlie\u00dfen der Positionen ein bisschen mehr oder weniger als der Mischpreis, aber die Logik ist richtig.<\/p><\/div>

\"Liniendiagramm<\/span>

Abbildung 5: Zahlungsfl\u00fcsse beim Direktvermarkter f\u00fcr das Management der abgeregelten Position am Markt und Ausgleichszahlung via Mischpreis durch VNB und Summe an Ausfallarbeit<\/p><\/div>

<\/a> <\/a> <\/a>

Abbildung 5 zeigt die Managementkosten (orange) des Direktvermarkters f\u00fcr die Ausfallarbeit \u00fcber den Monat (blaue Linie). Man erkennt gut, dass dem Direktvermarkter in diesem idealisierten Beispiel alle Kosten durch den Mischpreis (grau) erstattet werden. Wir haben f\u00fcr den Mai auch gerechnet, was passiert w\u00e4re, wenn der Direktvermarkter keine der Positionen h\u00e4tte schlie\u00dfen k\u00f6nnen. In diesem Monat und f\u00fcr diese Anlage w\u00e4re dies f\u00fcr den Direktvermarkter sogar noch besser gewesen. In einem Satz: Aus unserer Sicht kann man nicht annehmen, dass Direktvermarkter durch den Mischpreis ein besonderes Risiko oder besondere Kosten mit sich tragen, die \u00fcber das Preis- und Prognoserisiko hinausgehen, das ohnehin durch den Direktvermarkter zu tragen ist. Nat\u00fcrlich kann es die Situation geben, in der ein Intraday-Preis sehr niedrig ist und der reBAP sehr hoch und der Direktvermarkter die Mengen nicht rechtzeitig schlie\u00dfen kann. Dann h\u00e4tte er hohe Imbalance-Kosten und w\u00fcrde relativ wenig \u00fcber den Mischpreis erstattet bekommen. Es gibt aber keinen Grund anzunehmen, dass man als Direktvermarkter durch den Mischpreis systematisch schlechter gestellt wird.<\/p>

Einnahmen des Direktvermarkter bei Auszahlung des Marktwerts Solar<\/strong><\/h3>

Nun sehen wir uns einmal die Gesamteinnahmen des Direktvermarkters im Monat Mai bei Auszahlung des MW Solar vs. bei Auszahlung des Mischpreises f\u00fcr die Ausfallarbeit an den Kunden an. Der Direktvermarkter bekommt den Spotpreis f\u00fcr seine Day-Ahead-Prognose. Die Redispatch-Kosten bekommt er in Form des Mischpreises vom \u00dcNB\/VNB erstattet. An den Kunden zahlt er nun entweder diesen Mischpreis (i.e. eine Mischung aus ID1 und reBAP) f\u00fcr die Ausfallarbeit (\u201egeiziger Direktvermarkter\u201c) oder den MW Solar (\u201eguter Direktvermarkter\u201c).<\/p>


<\/div><\/div>
<\/a> <\/a> <\/a><\/div>
\"Balkendiagramm<\/span>

Abbildung 6: Zahlungsfl\u00fcsse des \u201cguten\u201d Direktvermarkters bei Auszahlung des MW Solar<\/p><\/div>

Abbildung 6 zeigt unseren \u201eguten Direktvermarkter\u201c. Er zahlt den MW Solar, also die 53,56 EUR\/MWh bzw. 21.832 EUR, f\u00fcr Einspeisung und Ausfallarbeit und hat \u00fcber den gesamten Monat netto Einnahmen in H\u00f6he von 2.567 EUR oder 2,26 EUR\/MWh.<\/p>


<\/div>

Einnahmen des Direktvermarkter bei Auszahlung des Mischpreises<\/strong><\/h3>

Unser \u201eb\u00f6ser\u201c Direktvermarkter zahlt den viel niedrigeren (bzw. negativen) Mischpreis i.H.v. -4,47 EUR\/MWh oder -1.656 EUR aus (d.h. er fordert also sogar Geld ein) und hat dadurch viel h\u00f6here Nettoeinnahmen in H\u00f6he von 26.055 EUR bzw. 22,98 EUR\/MWh. Er hat seinen Erl\u00f6s hierdurch verzehnfacht! Siehe Abbildung 7.<\/p><\/div>

\"Balkendiagramm<\/span>

Abbildung 7: Zahlungsfl\u00fcsse des \u201cb\u00f6sen\u201d Direktvermarkters bei Auszahlung des Mischpreises<\/p><\/div>

Preise und Abregelung am 07.05.2023<\/strong><\/h3>

Um das zu verdeutlichen, sehen wir uns nochmal einen einzelnen Tag, n\u00e4mlich den 07.07.2023 an. Siehe Abbildung 8. Wir sehen, dass unsere Anlage in den Mittagsstunden komplett abgeregelt wird. In diesen Stunden ist der ID1 und der reBAP deutlich unter Day-Ahead und auch unter MW-Solar-Niveau. Da der Mischpreis eine Mischung aus ID1 und reBAP ist, liegt er per Definition zwischen diesen beiden Werten. Der Direktvermarkter schlie\u00dft seine aus der Redispatchma\u00dfnahme resultierende Short-Position zu einem Mix aus diesen Preisen und wird dadurch f\u00fcr seine Kosten entsch\u00e4digt. Wenn er jetzt jedoch seinem Kunden (dem Betreiber) f\u00fcr die Redispatchmengen diesen Mischpreis, der deutlich niedriger ist als der MW Solar, erstattet, stellt er sich dem Kunden gegen\u00fcber deutlich besser, als wenn keine Redispatch Ma\u00dfnahme stattgefunden h\u00e4tte. Er sichert sich also ein \u201efree lunch\u201c, was aufgrund der Tageszeit seines Zufallsgewinns durchaus w\u00f6rtlich genommen werden kann.<\/p><\/div>

\"Zeitreihe<\/span>

Abbildung 8: Beispiel von Preisen und Redispatch Mengen am 07.05.2023<\/p><\/div>

Jetzt bleibt nat\u00fcrlich die gro\u00dfe Frage, ob wir hier nur ein besonders passendes Beispiel ausgew\u00e4hlt habe, oder ob Direktvermarkter durch Weiterleitung des Mischpreises systematisch Risiken auf ihre Kunden abw\u00e4lzen, die eigentlich durch den Vermarkter zu tragen sind, und dadurch ihre Einnahmen optimieren. Wir sehen hier eine klare Systematik. Redispatch 2.0 f\u00fcr Portfolien der Erneuerbaren Energien findet vor allem dann statt, wenn viel erneuerbarer Strom im Netz ist. Das bedeutet, dass der mengengewichtete Mischpreis f\u00fcr Redispatch-Mengen systematisch niedriger ist als die monatlich gemittelten Marktwerte der Erneuerbaren. Wichtig ist hier mengengewichtet<\/strong>. Der durchschnittliche Mischpreis f\u00fcr den Mai betr\u00e4gt 83,78 EUR\/MWh. Das ist h\u00f6her als der durchschnittliche Spotpreis in H\u00f6he von 81,72 EUR\/MWh und deutlich h\u00f6her als der MW Solar in H\u00f6he von 53,56 EUR\/MWh. Jedoch ist der Mischpreis in den Situationen, in denen (in unserem Portfolio) Redispatch stattfindet, deutlich niedriger als der MW Solar. Aufgrund dieses Fakts stellen sich Direktvermarkter, die ihren Kunden den Mischpreis auszahlen, systematisch besser und die meisten Kunden verstehen dies nicht.
<\/strong><\/p>

<\/strong><\/p>

Fazit: Ehrlich w\u00e4hrt am l\u00e4ngsten<\/strong><\/h2>

Wir sind uns als Direktvermarkter unserer Aufgabe bewusst, Risiken zu \u00fcbernehmen und unsere Kunden vor diesen zu sch\u00fctzen. Aus unserer Sicht deckt der Mischpreis unsere Risiken gut ab. Der Rest ist unser Problem. Es ist unsere Aufgabe unsere Kunden so gut zu stellen, wie wir das k\u00f6nnen und sie eben vor allem nicht in komplexen Situationen schlechter zu stellen. Das k\u00f6nnen andere machen, aber wir bleiben uns treu. Wer lieber uns eine hart erarbeitete Brotzeit g\u00f6nnt, als seinem aktuellem Direktvermarkter ein kostenloses All-Inclusive-Buffet, kann gerne hier vorbeischauen. <\/a><\/p>

P.S. Unsere Analyse der mengengewichteten Mischpreise im Verh\u00e4ltnis zum MW Solar und MW Wind basiert auf den Ergebnissen aus unserem eigenen Portfolio. Wom\u00f6glich ist das aber nicht repr\u00e4sentativ. Wenn jemand eine Zeitreihe mit Redispatch-Mengen (fr\u00fcher EinsMan) f\u00fcr das Deutschland-Portfolio hat, nur her damit! Wom\u00f6glich haben wir hier einen Bias, aber wir glauben es nicht. <\/em><\/p><\/div>


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