Unter Redispatch 2.0 fallen alle Erneuerbare-Energien- und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, konventionelle Energieerzeugungsanlagen und Speicher ab einer Leistung von 100 kW.
Auch Anlagen unter 100kW müssen am Redispatch teilnehmen, wenn sie durch den Netzbetreiber steuerbar sind.
Zusätzlich werden Anlagenzusammenfassungen nach § 9 EEG berücksichtigt, d.h. mehrere kleinere Anlagen können gemeinsam die 100 kW-Schwelle erreichen und damit Redispatch-relevant werden.
Die Rechtsgrundlagen für Redispatch 2.0 ergeben sich aus den aktuell gültigen Regelungen im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG).
Kernpunkte:
§§ 13 ff. EnWG bilden die zentrale rechtliche Grundlage.
§ 13 EnWG verpflichtet Netzbetreiber, Maßnahmen zur Sicherstellung eines stabilen Netzbetriebs zu ergreifen.
§ 13a EnWG regelt konkret den Redispatch 2.0, also die Anpassung der Stromerzeugung oder des Strombezugs bei Netzengpässen sowie den finanziellen und bilanziellen Ausgleich.
§ 14 EnWG (in aktueller Fassung) enthält ergänzende Regelungen, insbesondere zum bilanziellen Ausgleich und zu Zahlungsmechanismen, die zuletzt weiterentwickelt wurden (z. B. Übergangsregelungen bis Ende 2031).
Kurz zusammengefasst:
Redispatch 2.0 basiert heute vor allem auf den §§ 13 bis 14 EnWG und regelt einheitlich, wie Netzbetreiber, Anlagenbetreiber, Einsatzverantwortliche, Bilanzkreisverantwortliche und weitere Marktpartner zusammenarbeiten, um Netzengpässe vorausschauend zu vermeiden und die daraus entstehenden Änderungen bilanziell und finanziell auszugleichen.
Die heutigen Redispatch-Regelungen finden seit dem 1. Oktober 2021 Anwendung.
Seit diesem Zeitpunkt werden neben konventionellen Kraftwerken auch Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien, KWK-Anlagen sowie bestimmte Stromspeicher in das einheitliche Engpassmanagement einbezogen.
Die gesetzlichen Vorgaben gelten fortlaufend und werden durch den Gesetzgeber sowie die Bundesnetzagentur regelmäßig weiterentwickelt.
Mit der Einführung des Redispatch wurden die bisherigen Regelungen zum Einspeisemanagement in ein einheitliches Netzengpassmanagement nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. Seit dem 1. Oktober 2021 werden nicht mehr nur konventionelle Kraftwerke, sondern auch Erneuerbare-Energien-Anlagen, KWK-Anlagen und Speicheranlagen in Maßnahmen zur Vermeidung von Netzengpässen einbezogen.
Im Vergleich zum früheren Einspeisemanagement ergeben sich insbesondere folgende Änderungen:
Netzengpässe werden auf Basis von Prognosen und Planungsdaten möglichst frühzeitig erkannt und vermieden.
Der Kreis der betroffenen Anlagen wurde erweitert. Grundsätzlich sind Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW installierter Leistung sowie bestimmte fernsteuerbare Anlagen einbezogen.
Für die Durchführung von Redispatch-Maßnahmen sind zusätzliche Stamm-, Planungs- und Bewegungsdaten erforderlich.
Anlagenbetreiber, Direktvermarkter und weitere Marktpartner werden stärker in die Prozess- und Datenkommunikation eingebunden.
Redispatch-Maßnahmen werden energiewirtschaftlich und bilanziell ausgeglichen. Dadurch können Auswirkungen auf Vermarktung und Bilanzkreise sachgerecht berücksichtigt werden.
Ziel der Regelungen ist es, Netzengpässe effizienter zu vermeiden, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten und die Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem zu unterstützen.
Mit dem Redispatch soll die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Stromversorgung gewährleistet werden.
Durch den zunehmenden Ausbau erneuerbarer Energien entstehen häufiger Situationen, in denen mehr Strom erzeugt wird, als über die vorhandenen Netzkapazitäten transportiert werden kann. Um Überlastungen von Stromleitungen zu vermeiden, müssen Netzbetreiber rechtzeitig eingreifen können.
Redispatch ermöglicht es, Erzeugungs- und Speicheranlagen gezielt in die Netzführung einzubeziehen und Netzengpässe möglichst effizient zu beseitigen. Dadurch wird ein sicherer Netzbetrieb unterstützt und die Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem erleichtert.
In der Regel nehmen Notstromaggregate und Anlagen, die nur vorübergehend Strom erzeugen (z. B. Prüfstände), nicht am Redispatch teil. Solche Anlagen dienen meist ausschließlich der internen Versorgungssicherheit und werden nicht zur Netzstabilisierung eingesetzt. In diesen Fällen ist es ausreichend, dem Netzbetreiber die Stammdaten der Anlage bereitzustellen.
Je nach konkreter Nutzung und Betriebsweise kann es jedoch erforderlich sein, dass zusätzliche Anforderungen abgestimmt werden.
Anders ist die Situation, wenn die Anlage auch für marktliche Zwecke genutzt wird, beispielsweise zur Vermarktung von Strom, zur Bereitstellung von Regelleistung oder zur Optimierung des eigenen Energiebezugs. In diesem Fall gelten die regulären Anforderungen des Redispatch. Das bedeutet, dass eine vollständige Datenübermittlung gemäß den geltenden Festlegungen der Bundesnetzagentur erforderlich ist und die Anlage grundsätzlich am Redispatch teilnehmen muss.
Hier muss man unterscheiden:
Die Regelungen, mit denen den Netzbetreibern erlaubt wird, auf Anlagen zuzugreifen, gelten zum einen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom ab einer Leistung von 100 kW und zum anderen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom (unabhängig von ihrer Leistung), wenn sie durch den Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind.
Die Datenmitteilungspflichten gelten jedoch grundsätzlich nur für Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW (siehe dazu sogleich unter III.). Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW treffen also zunächst keine neuen Pflichten.
Betreiber:innen von Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW sind dazu verpflichtet, in einer ganz bestimmten Form und unter Einhaltung bestimmter Fristen Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten mitzuteilen. Diese Daten dienen den Netzbetreibern zur Identifikation von möglichen Netzengpässen und zur Dimensionierung von Maßnahmen, um Netzengpässen entgegenzuwirken. Zudem kann es in bestimmten Situationen dazu kommen, dass Anlagenbetreiber (oder der beauftragte Dienstleister) eine Erzeugungsprognose für die jeweilige Anlage erstellen müssen.
Die Anlagenbetreiber:innen treffen nach einer Redispatch-Maßnahme schließlich Abrechnungsobliegenheiten; dies gilt unabhängig von der installierten Leistung der Anlage.
Ja. Erzeugungsanlagen ab 100 kW unterliegen dem Redispatch 2.0 (§§ 13, 13a EnWG) auch dann, wenn sie derzeit noch nicht fernsteuerbar sind. In diesem Fall ist die technische Steuerbarkeit herzustellen; diese wird durch den Netzbetreiber im Rahmen von Steuerbarkeitsprüfungen nach § 12 EnWG überprüft.
Für neue Anlagen unter 100 kW bestehen zunehmend gesetzliche Anforderungen an die Steuerbarkeit, insbesondere aufgrund der Regelungen zur netzorientierten Steuerung nach § 14a EnWG sowie der Vorgaben zum intelligenten Messsystem und zur Steuerungseinrichtung nach § 29 MsbG.
Nein. Es müssen grundsätzlich alle betroffenen Anlagen am Redispatch 2.0 teilnehmen (siehe dazu die Frage zum Anwendungsbereich). In bestimmten Fällen können Anlagenbetreiber:innen aber angeben, dass ihre Anlage nicht zum Redispatch 2.0 zur Verfügung steht, beispielsweise bei Wartungsmaßnahmen an der Anlage.
Sofern uns als Netzbetreiber Daten fehlen, die für den Redispatch‑Prozess relevant sind, bitten wir Sie, uns diese per E‑Mail an redisptach20@travenetz.de zu übermitteln.
Eine allein aus dem Redispatch 2.0 resultierende Pflicht zur Nachrüstung besteht nicht.
Die Anforderungen zur technischen Steuerbarkeit ergeben sich insbesondere aus § 9 EEG sowie den §§ 13, 13a und 14 EnWG sowie dem § 12 EnWG (Steuerbarkeitsprüfung). Je nach Anlagentyp, Leistung, Inbetriebnahme-Zeitpunkt und Vermarktung kann eine technische Nachrüstung erforderlich sein.
Detaillierte Erläuterungen sowie weitere Hintergrundinformationen finden Sie in den nachfolgenden Links.
TraveNetz-Website: Alle Hinweise zum Redispatch 2.0 finden Sie hier.
Bundesnetzagentur: Informationen zu gesetzlichen Vorgaben siehe BNetzA-Netzengpassmanagement.
BDEW: Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft bietet Anwendungshilfen und FAQs zum Redispatch 2.0.
Connect+ (RAIDA): Anleitungen zur Nutzung finden Sie hier.
Eckpunktepapier einer Festlegung zur Kostenerstattung im "unbilanzierten" Redispatch gem. § 14 Abs. 1b S. 4 EnWG i.V.m. § 29 Abs. 1 EnWG (BK8-26-001-A)
Fortentwicklung des sog. „Redispatch 2.0 finden Sie hier.
Für Rückfragen steht Ihnen unser Team Redispatch gern zur Verfügung: Senden Sie eine E-Mail an redispatch20@travenetz.de oder kontaktieren Sie Ihre persönliche Kundenbetreuung. Wir helfen Ihnen weiter!
Ja. Erzeugungsanlagen ab 100 kW unterliegen dem Redispatch 2.0 (§§ 13, 13a EnWG) auch dann, wenn sie derzeit noch nicht fernsteuerbar sind. In diesem Fall ist die technische Steuerbarkeit herzustellen; diese wird durch den Netzbetreiber im Rahmen von Steuerbarkeitsprüfungen nach § 12 EnWG überprüft.
Für neue Anlagen unter 100 kW bestehen zunehmend gesetzliche Anforderungen an die Steuerbarkeit, insbesondere aufgrund der Regelungen zur netzorientierten Steuerung nach § 14a EnWG sowie der Vorgaben zum intelligenten Messsystem und zur Steuerungseinrichtung nach § 29 MsbG.
Als Anlagenbetreiber sind Sie verpflichtet, dem Netzbetreiber folgende Daten bereitzustellen:
1. Stammdaten
2. Planungsdaten
3. Nichtbeanspruchbarkeiten
4. Echtzeitdaten
Diese Verpflichtung ist direkt im Beschluss BK6‑23‑241 verankert und wird in der Anlage BilAReM (Kapitel 4) konkretisiert.
Stammdaten sind – vereinfacht ausgedrückt – wesentliche Eckdaten zur betriebenen Anlage, die nicht mit der konkreten Fahrweise der Anlage im Einzelfall zusammenhängen. Dazu zählen beispielsweise die Art der technischen Steuerbarkeit der Anlage (absolut auf einen bestimmten Leistungswert oder prozentual auf die installierte Leistung) oder die Mindesterzeugungswirkleistung. Auch ein eindeutiger Identifikator der Anlage (sog. ID der technischen Ressource) gehört zu den Stammdaten.
Planungsdaten geben an, wie Ihre Anlage voraussichtlich betrieben wird, insbesondere welche Einspeisung zu erwarten ist. Auf dieser Grundlage können wir vorausschauend planen und notwendige Maßnahmen zur Netzstabilität rechtzeitig vorbereiten.
Nichtbeanspruchbarkeiten informieren darüber, wann Ihre Anlage nicht für Redispatch zur Verfügung steht, etwa aufgrund von Wartung oder technischen Einschränkungen. Diese Angaben sind wichtig, damit nur tatsächlich verfügbare Anlagen in Maßnahmen einbezogen werden.
Echtzeitdaten zeigen den aktuellen Betriebszustand Ihrer Anlage, zum Beispiel die tatsächlich eingespeiste Leistung. Sie ermöglichen es uns, laufende Redispatch‑Maßnahmen zu überwachen und bei Bedarf unmittelbar zu reagieren.
Zusammen stellen diese Daten sicher, dass Ihre Anlage korrekt eingeplant, zuverlässig gesteuert und fair abgerechnet werden kann.
Im Prognosemodell wird die Einspeisung Ihrer Anlage auf Basis von Prognosen bestimmt. Es wird also berechnet, wie Ihre Anlage ohne Redispatch voraussichtlich eingespeist hätte. Eigene Fahrpläne müssen Sie in der Regel nicht bereitstellen. Der bilanzielle Ausgleich erfolgt durch den Vergleich zwischen dieser prognostizierten Einspeisung und der tatsächlich erfolgten Einspeisung.
Im Planwertmodell basiert der Redispatch dagegen auf konkreten, im Voraus übermittelten Fahrplänen. Diese sogenannten Planwerte werden durch den Anlagenbetreiber oder einen beauftragten Einsatzverantwortlichen bereitgestellt und sind verbindliche Grundlage für die Planung, Steuerung und Abrechnung von Redispatch‑Maßnahmen.
Wie ist das heute regulatorisch einzuordnen?
Nach der aktuellen Festlegung BK6‑23‑241 verfolgt die Bundesnetzagentur das Ziel, den Redispatch schrittweise stärker auf das Planwertmodell auszurichten. Anlagen werden daher nach und nach in dieses Modell überführt
Für Anlagen, die noch nicht in das Planwertmodell umgestellt sind, erfolgt der bilanzielle Ausgleich weiterhin wie bisher über den Bilanzkreisverantwortlichen.
Daten sind bereitzustellen, sobald die Anlage in das Redispatch-System einbezogen ist. Änderungen sind unverzüglich mitzuteilen. Die konkreten Vorgaben zur Ausgestaltung sind in der Anlage BilAReM geregelt und werden durch die jeweils gültigen Prozessvorgaben der Branche konkretisiert.
Die Häufigkeit der Datenübermittlung richtet sich dabei nach der jeweiligen Datenart und deren Zweck:
Stammdaten sind nur bei der erstmaligen Anmeldung sowie bei Änderungen zu übermitteln, da sie die grundlegenden Eigenschaften Ihrer Anlage beschreiben.
Planungsdaten werden regelmäßig im Voraus übermittelt, da sie die erwartete Einspeisung abbilden und für die Planung von Redispatch‑Maßnahmen benötigt werden.
Nichtbeanspruchbarkeiten sind immer dann mitzuteilen, wenn sich Einschränkungen ergeben oder geplant werden, zum Beispiel bei Wartungen.
Echtzeitdaten werden fortlaufend während des Betriebs bereitgestellt, um den aktuellen Zustand Ihrer Anlage für die operative Steuerung und Überwachung von Redispatch‑Maßnahmen abzubilden.
Grundsätzlich gilt:
Daten müssen für den Redispatch in den vorgesehenen Prozessen bereitgestellt werden – auch dann, wenn sie dem Netzbetreiber bereits bekannt sind oder im Marktstammdatenregister hinterlegt wurden.
Der Hintergrund ist, dass die Redispatch‑Prozesse eine standardisierte und systemgestützte Datenübermittlung erfordern, die unabhängig von bestehenden Datenbeständen erfolgt. Maßgeblich ist daher stets die Bereitstellung der Daten im Rahmen der festgelegten Redispatch‑Prozesse.
Die Bereitstellung der Daten erfolgt dabei in der Regel über den Einsatzverantwortlichen (EIV). Dies gilt insbesondere für die initiale Anmeldung sowie für die laufende Datenkommunikation.
Für Sie bedeutet das:
Sie stellen die erforderlichen Informationen bereit und stellen sicher, dass diese Ihrem Einsatzverantwortlichen vollständig und korrekt vorliegen. Der Einsatzverantwortliche übernimmt anschließend die fristgerechte und prozesskonforme Übermittlung an den Netzbetreiber.
Ja. Änderungen sind unverzüglich mitzuteilen, sofern sie für den Redispatch-Prozess relevant sind.
Die erforderlichen Informationen stammen in der Regel aus technischen Anlagenunterlagen, Netzanschlussdaten oder werden durch Direktvermarkter, Dienstleister oder Hersteller bereitgestellt.
Die TR‑ID (Technische Ressourcen‑ID) bezeichnet eine konkrete technische Einheit Ihrer Anlage, zum Beispiel eine einzelne Erzeugungseinheit. Sie steht damit für die physische Komponente, die tatsächlich gemessen oder gesteuert wird. Grundlage für die Abbildung dieser technischen Einheit sind in der Regel die im Marktstammdatenregister hinterlegten Anlagendaten. Insbesondere die dort vergebene MaStR‑Nummer stellt sicher, dass Ihre Anlage eindeutig identifizierbar ist.
Die SR‑ID (Steuerbare Ressourcen‑ID) beschreibt die steuerbare Einheit im Redispatch. Sie kann eine oder mehrere technische Einheiten zusammenfassen und bildet die Grundlage dafür, wie Ihre Anlage im Redispatch gesteuert wird.
Die Vergabe dieser Identifikationsnummern erfolgt durch uns als Netzbetreiber. Für den Datenaustausch stellen wir Ihnen sowohl die TR‑ID als auch die SR‑ID zur Verfügung. Die Zuordnung und Vergabe erfolgt im Rahmen der Abstimmung Ihres Mess‑ und Steuerkonzepts, basierend auf Ihren Angaben zur Anlage sowie nach Ihrer Rückmeldung und der finalen Beauftragung.
Bitte beachten Sie, dass Sie die Ihnen zugewiesenen TR‑ID und SR‑ID an Ihren zuständigen Einsatzverantwortlichen weitergeben müssen. Diese werden benötigt, um die Kommunikation und die Prozesse im Redispatch korrekt einzurichten und durchzuführen.
Der Datenaustausch erfolgt im Redispatch 2.0 über einen sogenannten Data-Provider („Datendrehscheibe“). Die Rolle des Data-Providers wird in der Regel durch das Tool Connect+ eingenommen werden. Somit hat der Datenaustausch grundsätzlich über die Connect+-Plattform im XML-Format zu erfolgen. Allerdings können nicht alle Daten über die Connect+-Plattform gemeldet werden.
Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, dass sie auf Pflichtverstöße mit Maßnahmen des Verwaltungszwangs reagieren kann, zum Beispiel also durch Festsetzung eines Zwangsgeldes. Außerdem drohen unter anderem ggf. Schadensersatzansprüche des Netzbetreibers oder anderer Anlagenbetreiber, wenn durch die unterbliebene oder fehlerhafte Datenmitteilung Schäden entstehen.
Neben den Pflichten zur Datenmitteilung müssen Daten zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen mitgeteilt werden. Diese Daten betreffen im Wesentlichen Daten zum geplanten Einsatz der Anlage, wenn die bilanzielle Abwicklung im sog. Planwertmodell stattfinden soll. Die Daten sind im Einzelnen in der Festlegung zum bilanziellen Ausgleich vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061) enthalten. Wer die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernimmt, ist zwischen Anlagenbetreiber:innen und Direktvermarkter zu klären. Die Rolle kann auch von einem Dienstleister wahrgenommen werden.
Neben der Übermittlung von Stamm‑, Planungs‑, Nichtbeanspruchbarkeits‑ und Echtzeitdaten bestehen weitere Datenmitteilungspflichten im Rahmen des Redispatch. Diese ergeben sich aus den Vorgaben des Energiewirtschaftsgesetzes sowie der Festlegung BK6‑23‑241 und den darauf basierenden Prozessregelungen.
Grundsätzlich sind alle Daten bereitzustellen, die erforderlich sind, um Redispatch‑Maßnahmen planen, durchführen, koordinieren und abrechnen zu können.
Dazu gehören insbesondere:
Aktualisierungen von Stammdaten, sobald sich relevante Eigenschaften Ihrer Anlage ändern
Meldungen zur Einsatz- und Betriebsführung, soweit diese für Planung und Durchführung von Redispatch‑Maßnahmen erforderlich sind
Informationen im Zusammenhang mit Redispatch‑Abrufen, z. B. zur Umsetzung oder zu Abweichungen
Unterstützung bei der Ermittlung der Ausfallarbeit und des finanziellen Ausgleichs, einschließlich der Bereitstellung erforderlicher Nachweis- oder Plausibilisierungsdaten
Darüber hinaus können sich weitere Pflichten aus den jeweils gültigen Marktprozessen und technischen Vorgaben ergeben, insbesondere zur elektronischen Kommunikation und zum Datenaustausch zwischen den beteiligten Marktrollen.
Viele Direktvermarkter oder Stromlieferanten bieten an, die Rolle des Dienstleisters bzw. Einsatzverantwortlichen zu übernehmen. Stimmen Sie sich bitte dazu mit Ihrem Direktvermarkter oder Ihrem Stromlieferanten (oder einem anderen Dritten) ab. Eine Liste der bisher registrierten Dienstleister stellt der BDEW hier zur Verfügung: https://www.bdew.de/energie/anbieterliste-dienstleister-redispatch-20/
Das hängt in erster Linie von der vertraglichen Ausgestaltung zwischen Anlagenbetreiber:innen und dem Dienstleister ab. Die vertraglichen Regelungen sollten das Leistungsspektrum des Dienstleisters und die Mitwirkungspflichten der Anlagenbetreiber:innen klar umreißen.
Wichtig ist zunächst, dass Anlagenbetreiber:innen auch bei Beauftragung eines Dienstleisters nach außen hin die Verpflichteten bleiben. Anlagenbetreiber:innen können also die Aufgabenerfüllung an einen Dritten übertragen, nicht aber seine Pflichtenstellung selbst. Wenn also ein Pflichtverstoß vorliegt und damit Sanktionen verbunden sind, werden die Anlagenbetreiber:innen in Anspruch genommen. Inwiefern Anlagenbetreiber:innen die sich daraus ergebenden Schäden vom Dienstleister (EIV und/oder BTR) ersetzt bekommt hängt insbesondere von den vertraglichen Vereinbarungen zwischen Anlagenbetreiber:innen und Dienstleister ab und kann hier deshalb nicht bewertet werden.
Dazu lässt sich pauschal keine Aussage treffen. Es hängt von möglichen Netzengpässen sowohl im Netz des Anschlussnetzbetreibers als auch in den vorgelagerten Netzen und im Übertragungsnetz ab. Abhängig unter anderem von den jeweiligen Netzzuständen und dem zukünftigen Ausbau von Stromerzeugungsanlagen kann sich die Wahrscheinlichkeit erhöhen oder – bei zukünftigen Netzausbaumaßnahmen – auch verringern.
Ja, aber nur in Ausnahmefällen.
Ein Eingriff des Netzbetreibers ist nur in Ausnahmefällen zulässig, wenn er zwingend zur Sicherung der Netzstabilität erforderlich ist. Maßgeblich ist § 13a EnWG, der unter Beachtung von Artikel 13 Absatz 6 Buchstabe c der Verordnung (EU) 2019/943 anzuwenden ist. Ein Eingriff kommt daher nur dann in Betracht, wenn eine konkrete Gefährdung der Netzsicherheit besteht, alle markt‑ und netzseitigen Alternativen ausgeschöpft sind und die Maßnahme verhältnismäßig, zeitlich begrenzt und sachlich begründet ist.
Wichtig ist:
Damit wir Ihren Eigenverbrauch bei Netzmaßnahmen berücksichtigen können, benötigen wir Informationen zur Nutzung Ihrer Anlage. Im Rahmen des Redispatch 2.0 sind diese durch den Einsatzverantwortlichen als sogenannte Nichtbeanspruchbarkeiten zu melden. Dazu zählen auch Zeiten, in denen Ihre Anlage aufgrund von Eigenverbrauch nicht oder nur eingeschränkt in das Netz einspeisen kann.
Wenn diese Informationen fehlen oder nicht eindeutig nachvollziehbar sind, wird die Anlage aus Netzsicht so behandelt, als würde sie vollständig ins Netz einspeisen.
Wenn technisch möglich, sollte außerdem zwischen Eigenverbrauch und Einspeisung unterschieden werden. Nur dann kann im Bedarfsfall gezielt auf die Einspeisung zugegriffen werden.
Kommt es im Ausnahmefall zu einer Redispatch‑Maßnahme, besteht ein gesetzlicher Anspruch auf finanziellen Ausgleich gemäß § 13a EnWG.
Im Rahmen des Redispatch 2.0 wird zwischen Aufforderungs- und Duldungsfall unterschieden:
Im Aufforderungsfall erhalten Sie (oder Ihr Dienstleister) von uns eine Aufforderung zur Durchführung einer Maßnahme. Das Steuerungssignal wird dann durch Sie (oder durch Ihren Dienstleister) an die Anlage gesendet.
Im Duldungsfall werden wir als Anschlussnetzbetreiber das Steuerungssignal direkt an die Anlage senden und diese abrufen.
Die Zuordnung der einzelnen Anlagen zu einem dieser Fälle ist insbesondere von den technischen Gegebenheiten vor Ort abhängig.
Für die Pflicht des Netzbetreibers, bei Netzengpässen auf die Anlage zuzugreifen, spielt die Tatsache, dass der erzeugte Strom direkt vermarktet wird, keine Rolle. Allerdings kann der Direktvermarkter im Fall einer Redispatch-Maßnahme grundsätzlich eigene Ausgleichsansprüche gegen den Netzbetreiber geltend machen (etwa einen bilanziellen Ausgleich). Dieser gesonderte Anspruch kann wiederum Auswirkungen auf Ihren Direktvermarktungsvertrag haben. Melden Sie sich bei Fragen am besten bei Ihrem Direktvermarkter.
Netzbetreiber sind dazu verpflichtet, Anlagenbetreiber unverzüglich zu informieren, wenn ihre Anlage zu einer Redispatch‑Maßnahme herangezogen worden ist. Dabei werden insbesondere der tatsächliche Zeitpunkt, der Umfang, die Dauer sowie die Gründe der Maßnahme mitgeteilt.
Zusätzlich veröffentlichen wir entsprechende Informationen zu Redispatch‑Maßnahmen hier.
Dort haben Sie die Möglichkeit, nachvollziehen zu können, ob und wann Ihre Anlage betroffen war.
Neben der Übermittlung von Stamm‑, Planungs‑, Nichtbeanspruchbarkeits‑ und Echtzeitdaten bestehen weitere Datenmitteilungspflichten im Rahmen des Redispatch. Diese ergeben sich aus den Vorgaben des Energiewirtschaftsgesetzes sowie der Festlegung BK6‑23‑241 und den darauf basierenden Prozessregelungen.
Grundsätzlich sind alle Daten bereitzustellen, die erforderlich sind, um Redispatch‑Maßnahmen planen, durchführen, koordinieren und abrechnen zu können.
Dazu gehören insbesondere:
Aktualisierungen von Stammdaten, sobald sich relevante Eigenschaften Ihrer Anlage ändern
Meldungen zur Einsatz- und Betriebsführung, soweit diese für Planung und Durchführung von Redispatch‑Maßnahmen erforderlich sind
Informationen im Zusammenhang mit Redispatch‑Abrufen, z. B. zur Umsetzung oder zu Abweichungen
Unterstützung bei der Ermittlung der Ausfallarbeit und des finanziellen Ausgleichs, einschließlich der Bereitstellung erforderlicher Nachweis- oder Plausibilisierungsdaten
Darüber hinaus können sich weitere Pflichten aus den jeweils gültigen Marktprozessen und technischen Vorgaben ergeben, insbesondere zur elektronischen Kommunikation und zum Datenaustausch zwischen den beteiligten Marktrollen.
Ja. Wenn Ihre Anlage von Redispatch‑Maßnahmen betroffen ist, haben Sie einen gesetzlichen Anspruch auf finanziellen Ausgleich gemäß § 13a Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG).
Der Ausgleich erfolgt so, dass Sie wirtschaftlich weder besser noch schlechter gestellt werden, als ohne die Maßnahme.
Die konkrete Ausgestaltung des finanziellen Ausgleichs wird derzeit durch Festlegungen der Bundesnetzagentur geregelt (insbesondere BK8‑22‑001‑A), die im Zuge gesetzlicher Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz derzeit weiterentwickelt werden.
Wenn Ihre Anlage von einer Redispatch‑Maßnahme betroffen ist, umfasst die Entschädigung alle wirtschaftlichen Auswirkungen, die durch die Maßnahme entstehen. Maßgeblich ist dabei der gesetzliche Grundsatz aus § 13a Abs. 2 EnWG, wonach Sie wirtschaftlich so gestellt werden müssen, als hätte keine Maßnahme stattgefunden.
Konkret umfasst der finanzielle Ausgleich insbesondere:
Entgangene Erlöse aus der Stromerzeugung, die aufgrund der Maßnahme nicht realisiert werden konnten (z. B. vermiedene Einspeisung oder entgangene Marktpreise)
Zusätzliche Aufwendungen, die durch die Redispatch‑Maßnahme entstehen (z. B. Anpassung des Anlagenbetriebs)
Betriebsbedingte Kosten, insbesondere im Zusammenhang mit dem Vorhalten oder Anpassen der Anlage
Kosten durch Verschiebung von geplanten Maßnahmen, wie z. B. Wartung oder Revision
Weitere wirtschaftliche Nachteile, die kausal durch die Redispatch‑Maßnahme verursacht werden
Gleichzeitig werden ersparte Aufwendungen berücksichtigt, also Kosten, die durch die Reduzierung oder Anpassung der Einspeisung nicht angefallen sind.
Die konkrete Berechnung erfolgt nach den Vorgaben der Bundesnetzagentur (derzeit insbesondere auf Basis der Festlegung BK8‑22‑001‑A) und den jeweils gültigen Verfahren zur Ermittlung der sogenannten Ausfallarbeit.
Die Übergangslösung wurde eingeführt, weil der nach § 13a EnWG vorgesehene bilanzielle Ausgleich in der Praxis zunächst nicht vollständig energiemengenbasiert umgesetzt werden konnte.
Im gesetzlichen Zielmodell erfolgt der bilanzielle Ausgleich durch eine Korrektur der Energiemengen im Bilanzkreis. Dadurch wird sichergestellt, dass Redispatch‑Maßnahmen bilanziell so behandelt werden, als hätten sie nicht stattgefunden, während der finanzielle Ausgleich den Anlagenbetreiber wirtschaftlich neutral stellt.
Im Rahmen der Übergangslösung wurde der bilanzielle Ausgleich jedoch nicht wie vorgesehen energiemengenbasiert umgesetzt, sondern durch pauschalierte finanzielle Verfahren ersetzt. Die bilanziellen Effekte wurden dabei typischerweise über ein standardisiertes Preisverfahren (z. B. Mischpreisansatz) abgebildet und gegenüber dem Bilanzkreisverantwortlichen abgerechnet.
Mit der Änderung des § 14 EnWG wurde die Abwicklung des finanziellen Ausgleichs neu strukturiert. Der finanzielle Ausgleich erfolgt nun grundsätzlich gebündelt gegenüber dem Anlagenbetreiber und umfasst auch den Aufwand für die Durchführung des bilanziellen Ausgleichs. Der Bilanzkreisverantwortliche bleibt an der operativen Umsetzung beteiligt, ist jedoch nicht mehr direkter Empfänger der entsprechenden Ausgleichszahlungen.
Die regulatorische Weiterentwicklung zielt darauf ab, den bilanziellen Ausgleich künftig wieder stärker entsprechend der gesetzlichen Systematik umzusetzen und gleichzeitig einheitliche, standardisierte und massengeschäftstaugliche Prozesse sicherzustellen. Übergangsweise können weiterhin vereinfachte Bewertungsverfahren Anwendung finden.
Durch die EnWG‑Novelle vom 23.12.2025 hat sich die finanzielle Abwicklung von Redispatch‑Maßnahmen grundlegend verändert. Der Ablauf einer Redispatch‑Maßnahme selbst bleibt dabei unverändert, die Änderungen betreffen ausschließlich die Zahlungsströme.
Wenn wir die Leistung Ihrer Anlage im Rahmen einer Redispatch‑Maßnahme anpassen müssen, wird weiterhin im Nachgang die sogenannte Ausfallarbeit ermittelt und für die weitere Abwicklung bereitgestellt. Auch die Einbindung der beteiligten Marktpartner (z. B. Einsatzverantwortlicher oder Lieferant) bleibt grundsätzlich bestehen.
Bisherige Regelung (bis 22.12.2025):
In der bisherigen Übergangslösung erfolgte die finanzielle Abwicklung hauptsächlich über den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV). Dieser hat seine Kosten für den bilanziellen Ausgleich gegenüber dem Netzbetreiber abgerechnet, häufig auf Basis eines sogenannten Mischpreises. Parallel dazu erhielt der Anlagenbetreiber eine Gutschrift für die Redispatch‑Maßnahme, die jedoch getrennt hiervon abgewickelt wurde.
Neue gesetzliche Regelung (seit 23.12.2025):
Mit der Neuregelung in § 14 Abs. 1b EnWG wurde dieses System umgestellt. Der Anspruch auf finanziellen Ausgleich liegt nun vollständig beim Anlagenbetreiber.
Das bedeutet konkret:
Sie erhalten als Anlagenbetreiber den finanziellen Ausgleich direkt vom Netzbetreiber
Dieser umfasst sowohl:
den Ausgleich für entgangene Einspeisung (z. B. Erlöse)
als auch den Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich
- Der Bilanzkreisverantwortliche führt den bilanziellen Ausgleich weiterhin durch, ist jedoch nicht mehr in die finanzielle Abwicklung mit dem Netzbetreiber eingebunden
Für Sie wird die Abrechnung damit zusammengeführt: Sie erhalten künftig eine einheitliche Abrechnung, in der sowohl die Ausfallarbeit als auch die Kosten des bilanziellen Ausgleichs berücksichtigt sind.
Die konkrete Ausgestaltung dieses Aufwendungsersatzes wird durch die Bundesnetzagentur auf Grundlage der gesetzlichen Vorgaben (§ 13a und § 14 EnWG) sowie durch entsprechende Festlegungen weiter konkretisiert.
Besonderheit für Ihre Anlage:
Bislang wurden für Ihre Anlage noch keine Redispatch‑Maßnahmen durchgeführt. Daher sind Sie von den bisherigen Abrechnungsprozessen der Übergangslösung aktuell nicht betroffen. Im Falle zukünftiger Maßnahmen gilt jedoch unmittelbar die neue gesetzliche Systematik.
Die nicht eingespeiste Strommenge wird als sogenannte Ausfallarbeit ermittelt. Sie entspricht der Differenz zwischen der Strommenge, die Ihre Anlage ohne Redispatch erzeugt hätte, und der tatsächlich eingespeisten Strommenge während der Maßnahme.
Die Ermittlung der Ausfallarbeit erfolgt auf Grundlage des § 13a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sowie der jeweils geltenden Festlegungen der Bundesnetzagentur zum bilanziellen und finanziellen Ausgleich von Redispatch‑Maßnahmen.
Zur konkreten Bestimmung der Ausfallarbeit werden standardisierte Verfahren eingesetzt, die sich in der Praxis etabliert haben und weiterhin Anwendung finden:
Spitzabrechnungsverfahren: basiert auf anlagenspezifischen Daten, zum Beispiel Messwerten oder standortbezogenen Wetterdaten, und ermöglicht eine besonders genaue Ermittlung
Spitz‑Light‑Verfahren: nutzt Referenzanlagen oder regionale Wetterdaten und stellt einen Kompromiss zwischen Genauigkeit und Aufwand dar
Pauschalverfahren: basiert auf typisierten Werten, wie zum Beispiel Standardprofilen oder Anlagenfaktoren, und wird insbesondere dann angewendet, wenn keine detaillierten Daten vorliegen
Je nach Datenverfügbarkeit und technischer Ausstattung Ihrer Anlage kommt das jeweils geeignete Verfahren zur Anwendung. Alle Verfahren sind Bestandteil des regulatorischen Systems und dienen dazu, eine nachvollziehbare und sachgerechte Ermittlung der Ausfallarbeit sicherzustellen.
Die konkrete Ausgestaltung der Verfahren wird durch die Bundesnetzagentur kontinuierlich weiterentwickelt. Maßgeblich sind dabei stets die jeweils gültigen gesetzlichen Regelungen und Festlegungen.