Redispatch 2.0

Ausgangspunkt sind die gesetzlichen Regelungen in §§ 13 ff. des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) in der Fassung ab 01.10.2021. Ergänzt werden diese Bestimmungen durch administrative Entscheidungen (sog. Festlegungen) der Bundesnetzagentur.

Hier muss man unterscheiden:

• Die Redispatch-Regelungen, mit denen den Netzbetreibern erlaubt wird, auf Anlagen zuzugreifen, gelten seit dem 01.10.2021.
• Um diesen Prozess vorzubereiten gelten jedoch schon seit dem 01.07.2021 ggf. Datenmitteilungspflichten der Anlagenbetreiber an Netzbetreiber.

Nach bisheriger Rechtslage standen Netzbetreibern u.a. Abregelungsbefugnisse für folgende Fälle zu: Zum einen für große Anlagen mit einer elektrischen Leistung ab 10 MW (sog. Redispatch 1.0) und zum anderen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen (sog. Einspeisemanagement). Mit dem Redispatch 2.0 werden beide „Abregelungsregime“ zusammengeführt und insbesondere das Einspeisemanagement in seiner bisherigen Form aufgehoben.

In diesem Zusammenhang gibt es verglichen mit dem Einspeisemanagement vor allem drei wesentliche Änderungen:

• Während beim Einspeisemanagement Anlagen bislang auf Basis von Ist-Werten, also akut, abgeregelt wurden, sollen die Maßnahmen mit dem Redispatch 2.0 auf Basis von Plan-Werten durchgeführt werden. Plan-Werte sind voraussichtliche Werte, beispielsweise bezogen auf die Stromeinspeisung einer Anlage. Zu diesem Zweck benötigt der Netzbetreiber – anders als früher – anlagenbezogene Informationen vom Anlagenbetreiber. Demgemäß entstehen neue Pflichten zur Datenmitteilung für Anlagenbetreiber.
• Während beim Einspeisemanagement bislang ein absoluter Einspeisevorrang von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen galt, wird dieser Einspeisevorrang mit dem Redispatch 2.0 abgeschwächt.
• Bilanzkreisverantwortliche bzw. Direktvermarkter erhalten grundsätzlich einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für die Bilanzkreisabweichungen, die infolge der Redispatch-Maßnahmen des Netzbetreibers entstehen. Die Umsetzung des bilanziellen Ausgleichs soll allerdings durch die von der Bundesnetzagentur gebilligte Übergangslösung des BDEW bis zum 28.02.2022/31.05.2022 ausgesetzt werden (siehe dazu unten). Die Entschädigungspflicht zugunsten der Anlagenbetreiber bei Redispatch-Maßnahmen, wie sie im Einspeisemanagement bestanden, bleibt unabhängig auch im Redispatch 2.0 grundsätzlich erhalten.

Insbesondere durch den sukzessiven Ausstieg aus der Kernenergie und durch die vermehrte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien ergeben sich veränderte Lastflüsse im Netz. Sie führen dazu, dass Netzbetreiber immer häufiger Abregelungsmaßnahmen vornehmen mussten. Dadurch entstehen sehr hohe Kosten, die von allen Netznutzern getragen werden müssen. Mit dem Redispatch 2.0, das planwertbasiert ablaufen soll, sollen die Maßnahmen zur Netzstabilität effizienter werden und damit die Kosten gesenkt werden.

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 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 treffen nach einer Redispatch-Maßnahme schließlich Abrechnungsobliegenheiten; dies gilt unabhängig von der installierten Leistung der Anlage.

Ja, aber nur wenn die Anlage eine Leistung von 100 kW oder mehr aufweist. Die Fernsteuerung der Anlage erfolgt dann nicht technisch (sog. Duldungsfall), sondern im Wege einer Aufforderung des Netzbetreibers an den Anlagenbetreiber, die Erzeugungs- oder Bezugsleistung anzupassen (sog. Aufforderungsfall).

Nein. Es müssen grundsätzlich alle betroffenen Anlagen am Redispatch 2.0 teilnehmen (siehe dazu die Frage zum Anwendungsbereich). In bestimmten Fällen können Anlagenbetreiber aber angeben, dass ihre Anlage nicht zum Redispatch 2.0 zur Verfügung steht, beispielsweise bei Wartungsmaßnahmen an der Anlage.

Nein. Die Regelungen zum Redispatch 2.0 knüpfen, soweit erforderlich, an bestehende Fernsteuertechnik an. Nachrüstpflichten anlässlich des Redispatch 2.0 gibt es insoweit also nicht. Nachrüstpflichten können sich aber z. B. aus dem EEG ergeben.

Nicht zwingend. Anlagenbetreiber müssen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 zunächst bestimmte Datenmitteilungspflichten erfüllen. Hierdurch entsteht zwar Aufwand, es entstehen aber keine gesonderten Kosten. Sollte es zu Abregelungsmaßnahmen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 kommen, können Einnahmeausfälle entstehen, die jedoch vom Netzbetreiber angemessen finanziell auszugleichen sind (Entsprechendes gilt bei Hochregelungsmaßnahmen). Aufwand kann in diesem Zusammenhang durch die Geltendmachung der Entschädigungsansprüche entstehen.

Ja. Stromspeicher sind genauso vom Redispatch 2.0 betroffen, wie (reine) Stromerzeugungsanlagen.

Anlagenbetreiber haben im Rahmen des Redispatch 2.0 Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten zu übermitteln. Details zu den erforderlichen Daten können der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 23.03.2021 (Az.: BK6-20-061) entnommen werden.

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 betreffen im Wesentlichen die prognostizierte Fahrweise der Anlage. Dazu zählen beispielsweise die geplante Stromerzeugung oder bei Speichern der geplante Stromverbrauch („Einspeicherung“). Die meisten Planungsdaten spielen nur dann eine Rolle, wenn sich die Anlage im sog. Planwertmodell befindet; befindet sie sich dagegen im sog. Prognosemodell, sind (in der Regel) keine Planungsdaten mitzuteilen (zu Prognosemodell und Planwertmodell siehe sogleich in der folgenden Frage).

Mit den Daten zur Nichtbeanspruchbarkeit kann der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber mitteilen, wann und in welchem Umfang die Anlage voraussichtlich nicht für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stehen wird. Das kann beispielsweise dann der Fall sein, wenn an der Anlage Wartungsarbeiten durchgeführt werden. Denn in diesem Fall kann die Anlage weder hoch- noch runtergeregelt werden.

Echtzeitdaten grenzen sich von den vorstehend genannten Daten dadurch ab, dass sie höchst aktuell sein müssen. So heißt es in der Festlegung zur Informationsbereitstellung:

„Echtzeit-Daten sind in einem Zeitintervall von ≤ 60 Sekunden zu aktualisieren und an den [Anschlussnetzbetreiber] zu übermitteln.“

Allerdings hat die Bundesnetzagentur in einer Mitteilung vom 23.09.2021 klargestellt, dass ggf. auch eine viertelstündliche Aktualisierung ausreichend sein kann.

Vergangenheitsdaten sind im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 nicht zu melden.

Die zu liefernden Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten sind im Einzelnen in der Anlage zur Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061) aufgeführt.

Beim Planwertmodell ist der Anlagenbetreiber grundsätzlich dazu verpflichtet, dem Netzbetreiber mitzuteilen, wieviel Strom seine Anlage voraussichtlich erzeugen wird. Er muss dem Netzbetreiber also gewissermaßen einen Erzeugungsfahrplan mitteilen, daher der Begriff des Planwertmodells.

Beim Prognosemodell ist der Netzbetreiber zur Erstellung der entsprechenden Prognosen verpflichtet. Der Umfang der vom Anlagenbetreiber mitzuteilenden Daten ist daher geringer als im Planwertmodell.

Anlagen werden grundsätzlich dem Prognosemodell zugewiesen, wenn sie nicht verpflichtend dem Planwertmodell zugeordnet werden müssen. Das ist für den Anlagenbetreiber die aufwandsärmste Alternative. Zwar können Anlagenbetreiber auch freiwillig in das Planwertmodell wechseln, doch müssen sie hierfür vorab eine Art Qualifizierungsverfahren durchlaufen, in dem die Güte der von ihnen mitgeteilten Fahrpläne überprüft wird.

Über eine Mitteilung vom 30.06.2021 hat die Bundesnetzagentur allerdings gebilligt, dass das Planwertmodell in seiner bislang vorgesehenen Form bis zum 30.09.2022 (!) ausgesetzt wird. Daher werden zunächst alle Anlagen dem Prognosemodell zugewiesen. Die Anlagenbetreiber, die dem Planwertmodell zugeordnet werden wollen, können jedoch freiwillig Planungsdaten an den Netzbetreiber melden. Soweit diese Daten kontinuierlich korrekt sind, sind sie vom Netzbetreiber zu berücksichtigen.

Stammdaten sind auf Aufforderung des Netzbetreibers frühestens ab dem 01.07.2021 und ab dann bei Änderungen mitzuteilen. Planungsdaten können erstmals am 29.09.2021 um 14:30 Uhr und ab dann bei Änderungen jeweils stündlich mitgeteilt werden. Nichtbeanspruchbarkeitsdaten sind unverzüglich, spätestens jedoch eine Stunde nach Bekanntwerden mitzuteilen. Echtzeitdaten sind ab dem 01.10.2021 um 0:00 Uhr mitzuteilen. Echtzeitdaten sind innerhalb eines Zeitintervalls von maximal 60 Sekunden zu aktualisieren, wobei nach einer Mitteilung der Bundesnetzagentur vom 23.09.2021 ggf. eine viertelstündliche Aktualisierung ausreichen kann.

Die Daten, die im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 zu melden sind, überschneiden sich grundsätzlich nicht mit den Daten, die dem Netzbetreiber bereits bekannt sind oder die bereits beim Marktstammdatenregister hinterlegt sind. Insoweit stellt sich die Frage also nicht.

Ja. Die initial übermittelten Stammdaten sind bei tatsächlichen Änderungen an der Anlage anzupassen. Alle weiteren Daten müssen im Rahmen der regelmäßigen Meldezyklen aktualisiert werden.

Die Daten sind anlagenscharf durch die Anlagenbetreiber in Erfahrung zu bringen. Dazu können z. B. das Herstellerzertifikat oder weiterführende Dokumentationen herangezogen werden. Ggf. ist auch eine Abstimmung mit dem Direktvermarkter zu empfehlen.

Unter der TR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Technischen Ressource (TR). Unter der Technischen Ressource wiederum versteht man die jeweilige Anlage selbst. Die TR-ID ist damit nichts anderes als ein eindeutiger Identifikator der jeweiligen Anlage. Als TR-ID kann daher die Marktstammdatenregisternummer der Anlage angegeben werden. Diese Nummer gibt es für jede Anlage bundesweit nämlich nur ein einziges Mal. Die eindeutige Identifikation der Anlage ist somit sichergestellt. Die TR-ID wird von Ihrem jeweiligen Anschlussnetzbetreiber vergeben. Im Rahmen der Information zum Redispatch 2.0 erhalten Sie unter anderem die TR-ID von Ihrem Anschlussnetzbetreiber. Bitte verwenden Sie diese TR-ID im Rahmen Ihrer Kommunikation aller relevanten Daten.

Unter der SR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Steuerbaren Ressource (SR). Unter der Steuerbaren Ressource wiederum versteht man – vereinfacht ausgedrückt – die Summe der Technischen Ressourcen, die nur über einen gemeinsamen Punkt steuerbar sind. Ist eine Technische Ressource, also eine Anlage, selbst steuerbar, dann stellt sie selbst auch die Steuerbare Ressource dar. Sind mehrere Technische Ressourcen nur gemeinsam steuerbar, stellen diese Technischen Ressourcen eine einzige gemeinsame Steuerbare Ressource dar. Die SR-ID soll vom Anschlussnetzbetreiber vergeben werden. Im Rahmen der Information zum Redispatch 2.0 erhalten Sie unter anderem die SR-ID von Ihrem Anschlussnetzbetreiber. Bitte prüfen Sie (oder Ihr EIV-Dienstleister) die Zuordnung von TR zu SR und melden mögliche Korrekturen Ihrem Anschlussnetzbetreiber. Des Weiteren sollten Sie diese SR-ID im Rahmen Ihrer Kommunikation aller relevanten Daten verwenden.

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 Datenmitteilungspflichten müssen nicht zwingend durch den Anlagenbetreiber selbst, sondern können auch durch einen Dienstleister erfüllt werden (sog. Einsatzverantwortlicher). Die Rolle des Einsatzverantwortlichen kann z. B. von Ihrem Direktvermarkter wahrgenommen werden. Die Beauftragung eines Dienstleisters obliegt dem jeweiligen Anlagenbetreiber und sollte entsprechend vertraglich geregelt werden.

Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, dass sie auf Pflichtverstöße mit Maßnahmen des Verwaltungszwangs reagieren kann, z. B. also durch Festsetzung eines Zwangsgeldes. Außerdem drohen u.a. 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 und Direktvermarkter zu klären. Die Rolle kann auch von einem Dienstleister wahrgenommen werden.

Die Pflichten im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0, insbesondere die Datenmitteilungspflichten, müssen nicht zwingend durch den Anlagenbetreiber selbst, sondern können auch durch einen Dienstleister erfüllt werden. Hier sehen die Festlegungen zwei voneinander zu unterscheidende Marktrollen vor:

Der sog. Einsatzverantwortliche (EIV) ist, vereinfacht ausgedrückt, derjenige, der die Stammdaten, Planungsdaten und Nichtbeanspruchbarkeiten an den Anschlussnetzbetreiber übermittelt. Sofern der Anlagenbetreiber keinen dritten EIV bestimmt, übernimmt er selbst die Pflichten des EIV.

Der sog. Betreiber der Technischen Ressource (BTR) ist, vereinfacht ausgedrückt, derjenige, der Echtzeitdaten und Abrechnungsdaten an den Anschlussnetzbetreiber übermittelt. Sofern der Anlagenbetreiber keinen dritten BTR bestimmt, übernimmt er selbst die Pflichten des BTR.

Unabhängig davon, ob der Anlagenbetreiber einen dritten EIV oder BTR als Dienstleister beauftragt, bleibt er (der Anlagenbetreiber), im Verhältnis zum Anschlussnetzbetreiber der Verpflichtete.

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 dem Anlagenbetreiber und dem Dienstleister ab. Die vertraglichen Regelungen sollten das Leistungsspektrum des Dienstleisters und die Mitwirkungspflichten des Anlagenbetreibers klar umreißen.

Wichtig ist zunächst, dass der Anlagenbetreiber auch bei Beauftragung eines Dienstleisters nach außen hin der Verpflichtete bleibt. Der Anlagenbetreiber kann also die Aufgabenerfüllung an einen Dritten übertragen, nicht aber seine Pflichtenstellung selbst. Wenn also ein Pflichtverstoß vorliegt und damit Sanktionen verbunden sind, wird der Anlagenbetreiber in Anspruch genommen. Inwiefern der Anlagenbetreiber die sich daraus ergebenden Schäden vom Dienstleister (EIV und/oder BTR) ersetzt bekommt hängt insbesondere von den vertraglichen Vereinbarungen zwischen Anlagenbetreiber 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 u. a. von den jeweiligen Netzzuständen und dem zukünftigen Ausbau von Stromerzeugungsanlagen kann sich die Wahrscheinlichkeit erhöhen oder – bei zukünftigen Netzausbaumaßnahmen – auch verringern.

Grundsätzlich ja. Es gibt aber eine wichtige und praxisrelevante Ausnahme: Für Strom, der nicht in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird und der aus Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus hocheffizienten KWK-Anlagen stammt, ist der Zugriff auf die Anlage nur in besonderen Notfällen zulässig.

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, die Anlagenbetreiber unverzüglich zu informieren, wenn ihre Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen worden ist. Dabei sind der tatsächliche Zeitpunkt, der Umfang, die Dauer und die Gründe für die Redispatch-Maßnahme mitzuteilen.

Die Datenmitteilungspflichten müssen nicht zwingend durch den Anlagenbetreiber selbst, sondern können auch durch einen Dienstleister erfüllt werden (sog. Einsatzverantwortlicher). Die Rolle des Einsatzverantwortlichen kann z. B. von Ihrem Direktvermarkter wahrgenommen werden. Die Beauftragung eines Dienstleisters obliegt dem jeweiligen Anlagenbetreiber und sollte entsprechend vertraglich geregelt werden.

Ja, das Gesetz sieht in einem solchen Fall einen angemessenen finanziellen Ausgleich vor. Dabei ist der finanzielle Ausgleich angemessen, wenn er den Anlagenbetreiber weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Redispatch-Maßnahme stünde. Für die Geltendmachung des Entschädigungsanspruchs muss der Anlagenbetreiber bestimmte Daten zum Beleg des Anspruchs an den Anschlussnetzbetreiber mitteilen.

Darüber hinaus gibt es grundsätzlich einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für Bilanzkreisverantwortliche/Direktvermarkter, auf deren Bilanzkreis sich die Abregelungsmaßnahme auswirkt. Der bilanzielle Ausgleich ist während der Geltung der Übergangslösung bis zum 28.02.2022/31.05.2022 allerdings zunächst ausgesetzt und wird durch einen finanziellen Ausgleich ersetzt (siehe dazu sogleich unten).

Nach den gesetzlichen Bestimmungen umfasst der finanzielle Ausgleich – vereinfacht ausgedrückt – bei EEG- und KWK-Anlagen „die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen“ (vgl. § 13a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG in der Fassung ab 01.10.2021). Zu den entgangenen Einnahmen zählt beispielsweise eine entgangene Einspeisevergütung nach dem EEG. Anders als nach früherer Rechtslage werden nicht mehr nur 95 % der entgangenen Einnahmen ausgeglichen, sondern 100 %; das stellt also eine Verbesserung für den Anlagenbetreiber dar. Zu den zusätzlichen Aufwendungen können beispielsweise Mehrkosten durch zusätzliche Einsatzstoffe zählen. Für Anlagen, die nicht EEG- oder KWK-Anlagen sind, gelten nach den gesetzlichen Bestimmungen abweichende Vorgaben. Im Gegenzug sind außerdem ersparte Aufwendungen des Anlagenbetreibers an den Netzbetreiber zu ersetzen (§ 13a Abs. 2 Satz 4 EnWG in der Fassung ab 01.10.2021).

Die Bundesnetzagentur hat mit der Mitteilung Nr. 6 vom 21.09.2021 die vom BDEW erstellte Übergangslösung gebilligt. Danach wird der bilanzielle Ausgleich des Bilanzkreisverantwortlichen zumindest bis zum 28.02.2022 ausgesetzt und letztlich durch einen finanziellen Ausgleich ersetzt wird. Ab dem 01.03.2022 bis zum 31.05.2022 soll eine parallele Testphase zum bilanziellen Ausgleich stattfinden.

Kern der Übergangslösung ist, dass der bilanzielle Ausgleich im Fall von Redispatch-Maßnahmen sowohl im Verhältnis des ANB zu Bilanzkreisverantwortlichem (BKV) als auch im Verhältnis vorgelagerter Netzbetreiber zu ANB nicht – wie eigentlich vorgesehen – in Höhe der durch die Redispatch-Maßnahme verursachten Bilanzabweichungen, sondern pauschal in Höhe von 0 MWh erfolgen soll. Faktisch findet damit kein bilanzieller Ausgleich statt.

Stattdessen soll es zu einer „finanziellen Kompensation“ des BKV durch den ANB und spiegelbildlich auch des ANB durch den (anfordernden) vorgelagerten Netzbetreiber kommen. Die zu kompensierende Strommenge soll nach dem gewählten Abrechnungsverfahren (Spitzabrechnung, vereinfachte Spitzabrechnung, Pauschalverfahren) ermittelt werden.

Das lässt sich am besten anhand eines Beispiels verdeutlichen. Befindet sich eine EEG-Anlage in der Direktvermarktung und wird diese Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen, bei der die Wirkleistungseinspeisung reduziert wird, werden zwei Beteiligte benachteiligt:

• Der Anlagenbetreiber, da er weniger Strom in das Netz einspeisen und damit weniger Erträge nach dem EEG generieren konnte, und
• der Bilanzkreisverantwortliche (häufig ist das der Direktvermarkter selbst), da er mit einer höheren Einspeisung gerechnet hat, diese aber nicht erfolgt ist, wodurch in seinem Bilanzkreis ein Ungleichgewicht entstanden ist.

Das bilanzielle Ungleichgewicht beim Bilanzkreisverantwortlichen wird grundsätzlich durch den bilanziellen Ausgleich des Netzbetreibers neutralisiert. Der Bilanzkreisverantwortliche wird also letztlich so gestellt, wie wenn die von ihm prognostizierte Einspeisung erfolgt wäre. Hierdurch ist er grundsätzlich in der Lage, dem Anlagenbetreiber weiterhin den Gegenwert für den (eigentlich nicht eingespeisten) Strom zu zahlen. Der Schaden beim Anlagenbetreiber besteht also im Wesentlichen in Höhe der vom Netzbetreiber nicht ausgezahlten Marktprämie. Diese Position erhält er als finanziellen Ausgleich.

Darüber hinaus kann im Planwertmodell ein zusätzlicher finanzieller Schaden entstehen, wenn die tatsächliche Ausfallarbeit vom bilanziellen Ausgleich abweicht. Da das Planwertmodell gegenwärtig noch nicht praktiziert wird (siehe dazu oben), spielt diese Schadensposition bislang noch keine Rolle.

Durch die Übergangslösung des BDEW zum bilanziellen Ausgleich ändert sich an dem soeben dargestellten grundsätzlichen Zusammenspiel der Ansprüche von Bilanzkreisverantwortlichem einerseits und Anlagenbetreiber andererseits nichts. Im Einzelfall können sich jedoch Besonderheiten ergeben, die gesondert zu bewerten sind.

Hierzu gibt es drei unterschiedliche Verfahren:

• Spitzabrechnungsverfahren: Hier werden gemessene Wetterdaten „an“ der Anlage zugrunde gelegt, woraus die potenzielle Einspeisung ermittelt wird.
• vereinfachtes Spitzabrechnungsverfahren: Auch hier werden konkrete Wetterdaten zugrunde gelegt, die in Strommengen „umgerechnet“ werden, doch handelt es sich nicht um Wetterdaten „an“ der Anlage selbst, sondern um Wetterdaten „an“ (repräsentativen) Vergleichsanlagen im räumlichen Zusammenhang zu der herangezogenen Anlage. Alternativ können auch andere anerkannte wissenschaftliche Verfahren genutzt werden.
• Pauschalverfahren: Hier wird unterstellt, dass die herangezogene Anlage während der Redispatch-Maßnahme genauso viel Strom erzeugt hat, wie in der Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme.

Die Wahl des Verfahrens steht grundsätzlich im Belieben des Anlagenbetreibers, muss aber einheitlich für jedes Kalenderjahr erfolgen. Die Wahl des Abrechnungsverfahrens für das Jahr 2021 musste bis zum 30.06.2021 durch die Anlagenbetreiber erfolgen. Einzelheiten finden sich in der Anlage 1 zur Festlegung zum bilanziellen Ausgleich vom 06.11.2020 (Az.: BK6-20-059).