Redispatch 2.0

Warum wurde Redispatch 2.0 eingeführt und was hat sich geändert?

Redispatch 2.0 hat zum 1. Oktober 2021 zwei getrennte Welten des Engpassmanagements zu einem einheitlichen Regime zusammengeführt. Zuvor galt für konventionelle Kraftwerke der klassische Redispatch nach EnWG, während erneuerbare Anlagen über das Einspeisemanagement nach §§ 14, 15 EEG abgeregelt wurden – mit eigenen Prozessen und eigener Entschädigungslogik. Eingeführt durch das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0), fasst Redispatch 2.0 beide Mechanismen in den §§ 13, 13a und 14 EnWG zusammen.

Der entscheidende Unterschied liegt im Anwendungsbereich: Statt nur Großkraftwerke erfasst das neue System alle steuerbaren Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung – also auch mittelgroße Photovoltaik-Dachanlagen, Windparks, Biogasanlagen und KWK-Anlagen. Netzbetreiber können deren Einspeisung erhöhen oder reduzieren lassen, um Engpässe im Netz vorausschauend zu vermeiden, statt erst im akuten Störfall einzugreifen.

Hintergrund ist die räumliche Schieflage des deutschen Stromsystems: Ein großer Teil der Windenergie entsteht im Norden und Osten, während starke Verbrauchszentren im Süden und Westen liegen. Solange der Netzausbau dem Erzeugungszubau hinterherhinkt, geraten einzelne Leitungsabschnitte an ihre Belastungsgrenze. Redispatch behebt das, indem Anlagen vor dem Engpass gedrosselt und dahinter hochgefahren werden – die Gesamterzeugung bleibt gleich, nur ihre räumliche Verteilung ändert sich. Die Kosten dieser Eingriffe tragen über die Netzentgelte letztlich alle Stromkunden – ein Grund, warum das Engpassmanagement energiepolitisch so viel Aufmerksamkeit bekommt.

Wie läuft der Prozess ab und welche Rollen gibt es?

Der Prozess läuft über standardisierte Marktkommunikation zwischen Netzbetreibern und Anlagenverantwortlichen. Netzbetreiber fordern Anpassungen der Einspeisung über einheitliche Marktprozesse an; damit die dafür nötigen Daten fließen, wurden mit Redispatch 2.0 zwei neue Marktrollen geschaffen:

• Der Einsatzverantwortliche (EIV) liefert dem Netzbetreiber Planungsdaten wie Erzeugungsfahrpläne und Nichtbeanspruchbarkeiten der Anlage.
• Der Betreiber der technischen Ressource (BTR) verantwortet die Stammdaten und technischen Anlagendaten und meldet Änderungen.

Beide Rollen kann der Anlagenbetreiber selbst ausfüllen oder an Dienstleister übertragen. In der Praxis übernimmt bei den meisten EE-Anlagen der Direktvermarkter die EIV-Rolle samt Datenkommunikation, da er ohnehin die Fahrpläne und die Vermarktung der Anlage steuert. Für die Ermittlung der abgeregelten Energiemengen – der sogenannten Ausfallarbeit – existieren verschiedene Bilanzierungsmodelle, insbesondere das Prognosemodell und das Planwertmodell, die festlegen, wie die entgangene Einspeisung rechnerisch bestimmt wird.

Bei der praktischen Umsetzung unterscheidet das Regelwerk zwei Abrufvarianten: Im Duldungsfall greift der Netzbetreiber direkt steuernd auf die Anlage zu, und der Betreiber duldet den Eingriff; im Aufforderungsfall setzt der Einsatzverantwortliche die angeforderte Anpassung selbst um. Für die Marktkommunikation gelten bundesweit einheitliche Formate und Prozesse, die die Branche unter Koordination der Netzbetreiber standardisiert hat – Anlagenbetreiber müssen diese Prozesse nicht selbst beherrschen, wohl aber sicherstellen, dass ihr Dienstleister sie zuverlässig bedient.

Welche Entschädigung erhalten Anlagenbetreiber?

Für abgeregelte Mengen erhalten Betreiber nach § 13a EnWG einen angemessenen finanziellen Ausgleich. Ersetzt werden im Grundsatz die entgangenen Erlöse – bei EE-Anlagen ausdrücklich einschließlich der entgangenen Marktprämie – zuzüglich zusätzlicher Aufwendungen, die durch die Maßnahme entstehen, und abzüglich ersparter Aufwendungen wie nicht verbrauchter Brennstoffe. Anlagenbetreiber sollen wirtschaftlich also so gestellt werden, als hätte die Abregelung nicht stattgefunden.

Neben dem finanziellen ist auch der bilanzielle Ausgleich geregelt: Die abgeregelte Energiemenge fehlt dem Bilanzkreis des Vermarkters, der sie unter Umständen bereits verkauft hat. Der Netzbetreiber gleicht diese Differenz bilanziell aus, damit dem Bilanzkreisverantwortlichen aus der Maßnahme keine Ausgleichsenergiekosten entstehen. Ohne diesen Mechanismus würde jede Abregelung zusätzliche Risiken in die Vermarktungskette tragen.

Die Abwicklung läuft über den anfordernden Netzbetreiber: Er ermittelt auf Basis des gewählten Bilanzierungsmodells die Ausfallarbeit und rechnet die Entschädigung ab. Bei direktvermarkteten Anlagen fließen die Zahlungen üblicherweise über die Abrechnungskette des Direktvermarkters an den Betreiber weiter – ein Grund mehr, die Abrechnungen im Detail nachzuvollziehen.

Worauf sollten Anlagenbetreiber in der Praxis achten?

Auch wenn der Direktvermarkter die operative Abwicklung übernimmt, bleibt die Verantwortung für korrekte Daten beim Betreiber. Prüfen Sie, ob Ihre Anlage mit den richtigen Stammdaten registriert ist, ob die Rollen EIV und BTR eindeutig zugewiesen sind und ob Abregelungen samt Entschädigung in den Abrechnungen nachvollziehbar ausgewiesen werden. Gerade bei kleineren Anlagen zwischen 100 kW und 1 MW gehen Ansprüche sonst leicht unter, weil einzelne Abregelungsereignisse geringe Beträge betreffen, sich über das Jahr aber summieren.

Grundlage aller Prozesse sind korrekte Stammdaten im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur, gegen das Netzbetreiber ihre Anlagendaten abgleichen. Prüfen Sie daher auch, ob Leistung, Steuerbarkeit und Marktrollen dort aktuell hinterlegt sind – fehlerhafte Einträge führen zu falsch ermittelter Ausfallarbeit und damit zu falschen Entschädigungen.

Für Unternehmen und Hausverwaltungen mit eigenen Erzeugungsanlagen – etwa größeren PV-Dachanlagen oder BHKW – lohnt zudem der Blick in den Direktvermarktungsvertrag: Dort sollte geregelt sein, wer die Redispatch-Pflichten übernimmt, welche Datenlieferungen der Betreiber schuldet und wie Entschädigungen weitergereicht werden. Wer diese Punkte bei Vertragsschluss klärt, vermeidet später Streit über entgangene Erlöse.