Direktvermarktung im Fokus: Pflichten, Prozesse und Potenziale

WER EINSPEIST MUSS LIEFERN:
DIREKT VERMARKTEN MIT PLAN

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Marktpflicht und Verantwortung

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Seit 2016 gilt: Wer eine Anlage mit mehr als 100 kW betreibt, ist verpflichtet den erzeugten Strom aktiv zu vermarkten.
Und wer an Ausschreibungen teilnimmt, diese sind ab 1 MW Pflicht, übernimmt Verantwortung für Prognosen, Erzeugungsmanagement und Bilanzkreisführung.

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Energie ist heute mehr als nur eine Kilowattstunde, sie ist planbar und steuerbar und genau darum geht es in diesem Beitrag.

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Was Betreiber konkret leisten müssen

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Mit der Direktvermarktung wächst die Verantwortung und damit auch die Aufgaben. Nicht nur für den erzeugten Strom, sondern für dessen Platz im Netz und am Markt. Wer heute eine größere PV-Anlage, ein BHKW oder eine Windkraft-Anlage betreibt, muss:

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• Strommengen prognostizieren (Day-Ahead, Intraday), im 15-min Takt
• einen Bilanzkreis führen und bewirtschaften
• bei Netzengpässen reagieren können (Redispatch 2.0, siehe unten), Fernsteuerung
• sich mit Marktpreisen beschäftigen – oder jemanden beauftragen, der das kann

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Und genau da kommt ReDirect ins Spiel. Wir übernehmen Prognose, Abrechnung, Bilanzkreisführung sowie Marktzugang und ermöglichen es Betreibern, Ihre Anlage wirtschaftlich und regelkonform zu betreiben – ohne Mehraufwand.

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Die direktvermarktungsfähige Anlage

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Um am Markt teilnehmen zu können, müssen folgende technische Voraussetzungen erfüllt sein:

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• Fernsteuerbarkeit der Anlage, beispielsweise durch ein intelligentes Steuergerät
• Einbau von modernen Messeinrichtungen wie einem Smart Meter (präzise Verbrauchs- und Einspeisedatenerfassung)
• Sichere Datenanbindung. Häufig via VPN-Tunnel oder MQTT/API-Verbindung
• Registrierung im Markstammdatenregister (MaStR)

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Die gute Nachricht: Du musst dich nicht selbst darum kümmern – ReDirect übernimmt das für dich.

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Die EEG-Degression

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Die klassische EEG-Einspeisevergütung sinkt kontinuierlich. Dahinter steckt die sogenannte Degression, ein Mechanismus, der die Vergütung halbjährlich um rund 1 % reduziert.

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Denn Solaranlagen sind günstiger geworden und die anfänglichen Anreize die zu Beginn benötigt wurden, können reduziert werden.

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Was bedeutet das konkret? Neuere Anlagen erhalten weniger Förderung als ältere, dies ist ein weiteres Argument, sich frühzeitig mit Direktvermarktung zu beschäftigen.

Das Solarspitzengesetz

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Ein weiterer Hebel in der Direktvermarktung ist das Solarspitzengesetz.

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Es enthält im wesentlichen folgenden Punkte:

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• Die EEG-Vergütung entfällt, wenn der Börsenstrompreis negativ ist
• Neue PV-Anlagen ohne eine intelligente Steuerung dürfen nur 60% ihrer Nennleistung einspeisen

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Angesichts dieser Entwicklung ist die Direktvermarktung durch ReDirect eine attraktive Alternative, um höhere Erlöse zu erzielen.

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Formen der Vermarktung

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• Standard-Direktvermarktung (mit Marktprämie)
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  Dies ist die häufigste Variante. Strom wird am Markt verkauft, die Differenz zum EEG-Förderanspruch wird als Prämie ausgezahlt. Sicherheitsnetz + Marktintegration.

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• Direktvermarktung ohne Förderung (Altanlagen)
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  Nach Ende der EEG-Förderung kann Strom weiter aktiv verkauft werden. Das bedeutet, keine Prämie, aber oft höhere Marktpreise. Das ist attraktiv für ausgeförderte EEG-Anlagen, sogenannte Post EEG-Anlagen.

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• Power Purchase Agreements (PPA)
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  Langfristige Lieferverträge zu fixen Preisen. Besonders interessant für große Anlagen und Investoren, die Planungssicherheit und stabile Erlöse möchten.

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• Regionale Modelle (Mieterstrom)
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  Direktlieferung an den Kunden vor Ort, z. B. Mieter, Nachbarn oder Quartiere. Lokale Wertschöpfung, Einsparung von Netzentgelten, aber aufwendiger in der Umsetzung.

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• Virtuelle Direktvermarktung oder: Matchmaking im Strommarkt
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  ReDirect bringt digital zusammen, was zusammengehört und zwar Erzeuger und Verbraucher. Ähnlich wie bei einem guten Dating-Algorithmus sorgt ReDirect für das Perfect Match im Energiemarkt.
  Der Strommarkt ist ein aktives Netzwerk, denn Sonne und Wind kennen keine Bürozeiten. Das Wetter ändert sich stetig und genau dafür braucht es flexible Modelle und Transparenz.

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ReDirect übernimmt in der Direktvermarktung folgende Rollen

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ReDirect übernimmt mehrere komplexe Rollen am Strommarkt, damit Betreiber sich ganz auf den Betrieb konzentrieren können:

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• Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)
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  Der Bilanzkreis ist ein virtuelles Energiekonto, hier muss jede Einspeisung und jede Entnahme von Strom zeitgenau verbucht werden.
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  ReDirect übernimmt die Führung des Bilanzkreises, gleicht zwischen Prognose und tatsächlicher Erzeugung aus und melden Fahrpläne an den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB).
  Außerdem rechnen wir die Ausgleichsenergie (reBAP) ab.
  Gut zu wissen: Die reBAP wird dann fällig, wenn Prognose und tatsächliche Einspeisung voneinander abweichen und das kann sehr teuer werden

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• Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)
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  Der Einsatzverantwortliche ist dafür zuständig, dass die Anlagen im Netzbetrieb steuerbar und abrufbar bleiben, z. B. bei Redispatch oder negativen Marktpreisen.
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  ReDirect steuert die Anlage nach Markt- oder Netzvorgabe, rufen Leistung ab und passen diese an und reagieren kurzfristig auf Marktänderungen im Intraday und Redispatch 2.0

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• Betriebstechnischer Ressourcenverantwortlicher (BTR)
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  Der Betreiber der Technischen Ressource ist für die technische Betriebsfähigkeit der Anlage im Strommarkt verantwortlich.
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  ReDirect sorgt für die korrekte Erfassung von Messdaten, Steuerungssignalen und Anlagenstatus und ist dann für die Übermittlung an den Netzbetreiber, Börse oder den Marktpartner zuständig.

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• Energieserviceanbieter (ESA)
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  Der Energieserviceanbieter meldet relevante Transaktionen an Behörden und stellt Daten gesetzeskonform bereit.
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  ReDirect erstellt Prognosen für Erzeugung und Verbrauch, berechnet Erlöse, Marktpreise und Börsenpreise und wir dienen als Schnittstelle zwischen Anlage, Markt und Abrechnungssystem.

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• Lieferant (LF)
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  Als Lieferant übernimmt ReDirect die Energielieferung an Verbraucher, z. B. im Rahmen von PPAs.
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  Wir stellen sicher, dass die Belieferung vertraglich, bilanziell und physikalisch korrekt erfolgt – inklusive aller Marktrollenprozesse, Abrechnung und Kundenkommunikation.

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• REMIT / EMIR-Reporting (Markttransparenzpflichten)
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  REMIT (Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency) und EMIR (European Market Infrastructure Regulation) sind europäische Verordnungen zur Überwachung und Transparenz im Energiemarkt.
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  Bestimmte Geschäfte sind meldepflichtig, dazu zählen:
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• REMIT: Spot- und Langfristtransaktionen wie PPA‘s
• EMIR: Derivate und strukturierte Handelsverträge
  Gut zu wissen: Zu den derivaten Produkten zählen PPA-Verträge oder Terminmarktprodukte wie Futures

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Wir sorgen für die Einhaltung von Meldefristen und Schnittstellen für das Reporting an Behörden, Marktpartner und Wirtschaftsprüfer

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Was bedeutet das für Anlagenbetreiber?

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Betreiber müssen einen Einsatzverantwortlichen (EIV) benennen oder diese Rolle an den Direktvermarkter übertragen.

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ReDirect übernimmt im Rahmen des Redispatch 2.0:

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• Die Rolle des EIV (Einsatzverantwortlicher)
• Die Steuerung, Prognose und Reporting
• Die Kommunikation mit dem Netzbetreiber
• Das Monitoring sowie Reporting der Eingriffe und Entschädigungen

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Vom Redispatch 1.0 zu Redispatch 2.0

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Ein Redispatch ist, wenn Anlagen in bestimmten Regionen hoch- oder runtergefahren werden müssen, um Netzengpässen entgegenzuwirken und das Stromnetz zu entlasten. Dies ist ein gesetzlich vorgeschriebenes Verfahren zur Netzstabilisierung.

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Bei Redispatch 1.0 war es nur für große und konventionelle Kraftwerke vorgesehen, meistens größer als 10 MW. Anlagen für erneuerbare Energien und KWK-Anlagen (Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen) waren nicht einbezogen.
Die Steuerung erfolgte manuell und regional und sehr häufig mit Zeitverzug.
Außerdem gab es weder eine einheitliche Kommunikation, eine zentrale Rollenverteilung oder Entschädigungen, die transparent waren.

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Seit Oktober 2021 gilt in Deutschland das Redispatch 2.0. Bei diesem werden nun auch Anlagen für erneuerbare Energien und KWK-Anlagen ab 100 kW Leistung einbezogen.
Die Anlagen müssen nun fernsteuerbar und prognosefähig sein, die Netzbetreiber dürfen die Einspeisung drosseln oder anpassen und es gibt ein zentrale Kommunikationsmodell über die Marktrollen EIV und BTR.

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Ein kleiner Ausblick: Redispatch 3.0

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Mit Redispatch 3.0 steht der nächste Schritt im Stromnetz schon in den Startlöchern. Ziel ist es, künftig auch kleinere, dezentrale Anlagen wie Wärmepumpen, Batteriespeicher, E-Autos oder PV-Anlagen unter 100 kW aktiv einzubinden – also genau die Anlagen, die heute oft noch außen vor bleiben.
Dafür braucht es neue Schnittstellen, klare Prozesse und jede Menge Echtzeitdaten. Erste Konzepte und Standards, wie die VDE SPEC 90032, sind bereits in der Umsetzung.
Das bedeutet also, das in Zukunft auch deine Anlage Teil der Netzstabilisierung wird – automatisch, datenbasiert und Teil eines smarten, vernetzten Energiesystems.

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Direktvermarktung ist der neue Standard – und ReDirect der einfachste Einstieg

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Wer heute eine Anlage plant oder betreibt, ist Teil des Energiemarkts. Direktvermarktung ist der Rahmen, ReDirect die Plattform. Ob per Marktprämie, PPA oder virtuellem Modell: Die aktive Vermarktung wird zum Werkzeug für Strategie, Steuerung und Ertrag.

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Pflicht muss nicht kompliziert sein – wenn man sie gut organisiert.

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