Pflichten, Abregelung und finanzieller Ausgleich ab 100 kW
Viel Sonne, eine hohe Einspeisung und gleichzeitig begrenzte Netzkapazitäten: Wird in einer Region mehr Strom erzeugt, als das Netz aufnehmen und weitertransportieren kann, muss der Netzbetreiber eingreifen. Dazu kann er die Leistung einzelner Erzeugungsanlagen vorübergehend reduzieren.
Seit Oktober 2021 betrifft dieser sogenannte Redispatch 2.0 nicht mehr nur große konventionelle Kraftwerke. Auch Photovoltaikanlagen und andere dezentrale Erzeugungsanlagen werden in die Netzsteuerung einbezogen.
Für Unternehmen mit einer Gewerbe-PV-Anlage ist das Thema insbesondere ab einer elektrischen Erzeugungsnennleistung von 100 kW relevant. Betreiber müssen unter anderem sicherstellen, dass die notwendigen Daten bereitgestellt werden, die technische Steuerung funktioniert und die Zuständigkeiten eindeutig geregelt sind. Dieser Beitrag gibt einen Überblick über die wichtigsten Anforderungen.
Als Redispatch werden Eingriffe in die Erzeugungsleistung bezeichnet, mit denen Netzbetreiber drohende Engpässe im Stromnetz vermeiden oder beheben.
Produzieren beispielsweise viele Photovoltaikanlagen an einem sonnigen Tag gleichzeitig Strom, können einzelne Netzabschnitte an ihre Kapazitätsgrenze kommen. In diesem Fall kann der Netzbetreiber die Einspeisung ausgewählter Anlagen reduzieren. Dabei spricht man von negativem Redispatch. An anderer Stelle im Netz wird die Erzeugung entsprechend angepasst oder zusätzliche Last zugeschaltet, damit das Stromsystem im Gleichgewicht bleibt.
Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien findet ein immer größerer Teil der Stromerzeugung dezentral statt. Deshalb reicht es nicht mehr aus, ausschließlich große Kraftwerke in die Netzsteuerung einzubeziehen. Mit Redispatch 2.0 wurden die Prozesse daher auch auf Erneuerbare-Energien-Anlagen, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen und Stromspeicher ausgeweitet.
Redispatch 2.0 kurz erklärt:
Gewerbliche PV-Anlagen ab 100 kW Erzeugungsnennleistung sind grundsätzlich betroffen. Auch kleinere Anlagen können einbezogen sein, wenn sie durch den Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind. Betreiber müssen vor allem Datenlieferung, Steuerbarkeit und Zuständigkeiten organisieren. Wird eine Anlage für eine Redispatch-Maßnahme abgeregelt, ist grundsätzlich ein finanzieller Ausgleich vorgesehen. Die rechtliche Grundlage dafür ist § 13a EnWG.
Ob eine Photovoltaikanlage in die Redispatch-Prozesse einbezogen wird, hängt vor allem von ihrer Nennleistung und ihrer technischen Steuerbarkeit ab.
| Anlagentyp / Leistung | Einordnung |
|---|---|
| Ab 100 kW Erzeugungsnennleistung | Grundsätzlich von Redispatch 2.0 erfasst. Die erforderlichen Daten-, Kommunikations- und Steuerungsprozesse müssen sichergestellt sein. |
| Unter 100 kW, durch den Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar | Kann grundsätzlich ebenfalls einbezogen werden. Kleinere Anlagen werden gegenüber größeren Anlagen jedoch nachrangig eingesetzt. |
| Unter 100 kW, nicht fernsteuerbar | Fällt grundsätzlich nicht unter die Verpflichtung nach § 13a Abs. 1 EnWG. |
Bei Photovoltaikanlagen wird die installierte Modulleistung üblicherweise in Kilowatt-Peak (kWp) angegeben. Für Redispatch 2.0 ist dagegen die elektrische Erzeugungsnennleistung in Kilowatt (kW) maßgeblich.
Bei PV-Anlagen entspricht diese vereinfacht der maximalen elektrischen Leistung, die die Anlage dauerhaft bereitstellen kann. Dabei sind sowohl die installierte Modulleistung als auch die zugeordnete Wechselrichterleistung relevant. Ist die Wechselrichterleistung geringer als die Modulleistung, begrenzt sie entsprechend die Erzeugungsnennleistung.
Eine PV-Anlage mit beispielsweise 120 kWp Modulleistung und 90 kW Wechselrichterleistung ist daher nicht automatisch allein aufgrund ihrer 120 kWp Redispatch-pflichtig.
Entscheidend ist die für die konkrete Anlage maßgebliche elektrische Erzeugungsnennleistung. Gerade bei Anlagen rund um die 100-kW-Grenze oder bei späteren Erweiterungen sollte die konkrete Einordnung mit dem zuständigen Netzbetreiber beziehungsweise Fachplaner abgestimmt werden.
Auch Erweiterungen bestehender Photovoltaikanlagen können für die 100-kW-Grenze relevant sein. Mehrere Solaranlagen können unter bestimmten Voraussetzungen gemeinsam betrachtet werden, beispielsweise wenn sie sich auf demselben Grundstück oder Gebäude befinden und innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen wurden.
Dadurch kann die für Redispatch relevante Gesamtleistung die Grenze von 100 kW überschreiten, obwohl einzelne Anlagenteile jeweils darunterliegen.
Gerade bei der Erweiterung bestehender Gewerbe-PV-Anlagen sollte deshalb frühzeitig geprüft werden, welche zusätzlichen Anforderungen entstehen.
Betreiber einer betroffenen PV-Anlage müssen vor allem dafür sorgen, dass die benötigten Daten verfügbar sind, die technische Steuerung möglich ist und die Zuständigkeiten feststehen.
Damit Netzbetreiber mögliche Engpässe im Voraus berechnen können, benötigen sie verschiedene Informationen zu den angeschlossenen Anlagen: Stammdaten zu Standort, Leistung und Messpunkten, Planungs- und Prognosedaten zur voraussichtlichen Stromerzeugung, Meldungen über Nichtbeanspruchbarkeiten wie Wartungen oder technische Defekte sowie laufende Echtzeitmesswerte zur Einspeisung.
Welche Daten im Einzelnen gemeldet werden müssen und wer die Übermittlung übernimmt, hängt von der Anlage und dem gewählten Abwicklungsmodell ab.
Die PV-Anlage muss mit einer geeigneten Mess- und Steuerungstechnik ausgestattet sein, über die der Netzbetreiber die aktuelle Einspeisung abrufen und bei Bedarf reduzieren kann. Welche technische Lösung dafür erforderlich ist, richtet sich nach dem Messkonzept, den gesetzlichen Vorgaben und den Anforderungen des zuständigen Netzbetreibers. Bei einer neuen Gewerbe-PV-Anlage sollte die spätere Steuerbarkeit deshalb bereits in der Planung berücksichtigt werden.
Auch bei kleineren PV-Anlagen können bereits technische Anforderungen zur Fernsteuerbarkeit bestehen. Das bedeutet jedoch nicht automatisch, dass diese Anlagen in gleicher Weise wie Anlagen ab 100 kW in die standardisierten Redispatch-Prozesse einbezogen werden.
Die Kommunikation im Redispatch erfolgt über festgelegte Marktrollen. Für Anlagenbetreiber sind insbesondere der Einsatzverantwortliche (EIV) und der Betreiber der technischen Ressource (BTR) relevant.
Als technische Ressource wird dabei die konkrete Erzeugungs- oder Speicheranlage bezeichnet, bei einer Gewerbe-PV-Anlage also beispielsweise die Photovoltaikanlage beziehungsweise ein technisch abgegrenzter Teil der Anlage.
Der Einsatzverantwortliche (EIV) ist vor allem für die operative Kommunikation zuständig. Er übermittelt unter anderem Planungsdaten und Informationen darüber, wann eine Anlage beispielsweise wegen einer Wartung nicht vollständig verfügbar ist.
Der Betreiber der technischen Ressource (BTR) stellt die erforderlichen Daten der technischen Ressource bereit und wirkt an den Prozessen nach einer Abregelung mit. Dazu gehört insbesondere die Ermittlung und Abstimmung der sogenannten Ausfallarbeit.
Der Anlagenbetreiber kann diese Rollen grundsätzlich selbst übernehmen oder an einen Dienstleister übertragen. In der Praxis werden die Aufgaben häufig durch einen Direktvermarkter oder einen spezialisierten Redispatch-Dienstleister wahrgenommen.
Ein Vertrag mit einem Direktvermarkter bedeutet nicht automatisch, dass sämtliche Redispatch-Aufgaben abgedeckt sind. Ein Blick in den Direktvermarktungsvertrag lohnt sich daher: Dort sollte klar geregelt sein, wer EIV und BTR übernimmt, welche Daten übermittelt werden und wer sich im Fall einer Abregelung um die Abrechnung kümmert.
Beim Redispatch müssen zwei Fragen unterschieden werden: Wie wird die erwartete Stromerzeugung einer Anlage berücksichtigt und bilanziell ausgeglichen? Und wer setzt eine angeforderte Leistungsreduzierung technisch um?
Für die erste Frage sind das Planwertmodell und das Prognosemodell relevant.
Im Planwertmodell übermittelt der Einsatzverantwortliche dem Netzbetreiber vorab verbindliche Planungsdaten zur erwarteten Erzeugung der Anlage. Diese Planwerte bilden unter anderem die Grundlage für den bilanziellen Ausgleich im Fall einer Redispatch-Maßnahme.
Im Prognosemodell werden dagegen keine verbindlichen Planwerte des Einsatzverantwortlichen zugrunde gelegt. Die erwartete Erzeugung beziehungsweise die durch eine Redispatch-Maßnahme ausgefallene Strommenge wird prognostisch und im Nachgang anhand der ermittelten Ausfallarbeit berücksichtigt.
Davon unabhängig ist der Duldungs- oder Aufforderungsfall.
Im Duldungsfall steuert der Netzbetreiber die Anlage direkt und der Betreiber duldet den Eingriff. Im Aufforderungsfall setzt der Anlagenbetreiber beziehungsweise der zuständige Dienstleister die vom Netzbetreiber angeforderte Leistungsanpassung um. Betreiber sollten deshalb mit Netzbetreiber und Dienstleister klären, welches Bilanzierungsmodell und welcher Abrufablauf für ihre Anlage gelten.
Stellt der Netzbetreiber fest, dass ein Netzabschnitt zu einem bestimmten Zeitpunkt überlastet sein könnte, prüft er zunächst, welche Anlagen zur Entlastung beitragen können. Anschließend wird eine entsprechende Anforderung oder ein Steuerungssignal übermittelt und die Einspeiseleistung der betroffenen Anlage für einen bestimmten Zeitraum reduziert.
Nach dem Eingriff wird ermittelt, wie viel Strom die Anlage ohne die Abregelung voraussichtlich erzeugt hätte. Diese Strommenge wird als Ausfallarbeit bezeichnet und bildet eine wichtige Grundlage für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich.
Nach § 13a EnWG soll ein Anlagenbetreiber durch eine Redispatch-Maßnahme wirtschaftlich grundsätzlich weder besser noch schlechter gestellt werden, als er ohne den Eingriff gestanden hätte. Die Höhe des finanziellen Ausgleichs hängt unter anderem von der Vermarktungsform der Anlage ab.
Berücksichtigt werden können insbesondere entgangene Einnahmen. Bei Anlagen in der geförderten Direktvermarktung betrifft das regelmäßig vor allem die ausgefallene Marktprämie. Kosten, die unmittelbar durch die Maßnahme entstanden sind, können ebenfalls berücksichtigt werden, sofern sie nachvollziehbar dokumentiert und belegt sind. Ersparte Aufwendungen, also Kosten, die aufgrund der Abregelung nicht angefallen sind, werden bei der Berechnung abgezogen.
Dabei muss zwischen dem bilanziellen und dem finanziellen Ausgleich unterschieden werden. Der bilanzielle Ausgleich betrifft die Energiemenge, die infolge der Abregelung im Bilanzkreis fehlt. Der finanzielle Ausgleich dient dazu, verbleibende wirtschaftliche Nachteile des Anlagenbetreibers auszugleichen.
Mit der Festlegung BK6-23-241 („BilAReM“) hat die Bundesnetzagentur im Mai 2026 die Abwicklung des bilanziellen Ausgleichs bei Redispatch-Maßnahmen weiterentwickelt. Wird eine PV-Anlage abgeregelt, entsteht eine Differenz zwischen der ursprünglich erwarteten und der tatsächlich eingespeisten Strommenge. Diese fehlende Energiemenge muss im Strommarkt bilanziell ausgeglichen werden, damit durch den Eingriff des Netzbetreibers kein Ungleichgewicht entsteht.
Künftig sollen Anlagen in den Verteilernetzen schrittweise in das sogenannte Planwertmodell überführt werden. Dabei werden konkrete Erzeugungsplanwerte der Anlage genutzt, sodass die durch eine Redispatch-Maßnahme fehlende Strommenge gezielt durch den Netzbetreiber bilanziell ausgeglichen werden kann.
Da die Umstellung schrittweise erfolgt, gelten für noch nicht überführte Anlagen zunächst weiterhin die bisherigen Bilanzierungsprozesse. Für Betreiber ist deshalb vor allem wichtig zu wissen, welches Modell aktuell für die eigene Anlage gilt und wer die entsprechenden Aufgaben übernimmt.
Die während einer Abregelung ausgefallene Strommenge lässt sich nicht direkt am Zähler ablesen, da sie nicht erzeugt beziehungsweise eingespeist wurde. Sie muss anhand der verfügbaren Anlagen- und Messdaten berechnet werden.
Fehlende Messwerte, fehlerhafte Stammdaten oder unklare Zuständigkeiten können die Abrechnung verzögern. Betreiber sollten die Abregelungszeiträume deshalb dokumentieren und die spätere Abrechnung gemeinsam mit ihrem Direktvermarkter oder Dienstleister nachvollziehen.
„Sie planen eine gewerbliche Photovoltaikanlage und möchten Direktvermarktung, Redispatch und Anlagensteuerung von Anfang an richtig berücksichtigen? Wir unterstützen Sie von der Planung bis zum laufenden Betrieb.“
Wird eine Photovoltaikanlage tagsüber abgeregelt, ist die Ursache für den Betreiber nicht immer sofort erkennbar. Redispatch und negative Strompreise sind jedoch zwei unterschiedliche Vorgänge.
| Redispatch 2.0 | Negative Strompreise | |
|---|---|---|
| Ursache | Netzengpass | Überangebot am Strommarkt |
| Auslöser | Netzbetreiber | Je nach Vertrag häufig der Direktvermarkter |
| Ziel | Stabilisierung des Stromnetzes | Vermeidung ungünstiger Vermarktungsergebnisse |
| Finanzieller Ausgleich | Gesetzlich vorgesehen | Kein Ausgleich |
Beim Redispatch liegt ein Engpass im Stromnetz vor. Der Netzbetreiber veranlasst die Leistungsreduzierung und für die wirtschaftlichen Folgen ist ein gesetzlicher Ausgleich vorgesehen. Negative Strompreise entstehen dagegen am Strommarkt, wenn das Stromangebot zeitweise höher ist als die Nachfrage. Je nach Vermarktungsvertrag kann der Direktvermarkter die Einspeisung in solchen Zeiträumen reduzieren. Dabei handelt es sich jedoch nicht um eine Redispatch-Maßnahme.
Redispatch und negative Strompreise müssen getrennt betrachtet werden. Eine Abregelung durch den Netzbetreiber führt nicht automatisch dazu, dass die Marktprämie verloren geht. Bei negativen Börsenstrompreisen kann die Marktprämie jedoch unabhängig vom Redispatch zeitweise entfallen.
Wird die PV-Anlage in einem Zeitraum abgeregelt, in dem ohnehin kein Anspruch auf die Marktprämie bestanden hätte, kann dafür auch kein zusätzlicher Ausgleich angesetzt werden.
Mehr zu den Hintergründen erfahren Sie in unserem Beitrag zu negativen Strompreisen bei Photovoltaikanlagen.
Wenn Sie eine gewerbliche PV-Anlage ab 100 kW betreiben oder eine neue Anlage planen, sollten Sie folgende Punkte klären:
Für Betreiber von Gewerbe-PV-Anlagen sind vor allem drei Fragen wichtig: Wer übermittelt die erforderlichen Daten, wie wird die Anlage bei Bedarf gesteuert und wer prüft nach einer Abregelung die Ausfallarbeit und Abrechnung? Gerade bei Anlagen mit Eigenverbrauch oder Batteriespeicher sollte auch das Messkonzept dazu passen.
Wer diese Punkte bei der Planung mit Netzbetreiber und Direktvermarkter klärt, kann spätere Rückfragen vermeiden und den finanziellen Ausgleich besser nachvollziehen.
Sie planen eine gewerbliche PV-Anlage und möchten Redispatch von Anfang an mitdenken? Sprechen Sie uns gerne an. Wir unterstützen Sie dabei, die Anforderungen frühzeitig in die Planung einzubeziehen.
Hinweis: Dieser Beitrag dient der allgemeinen Orientierung und stellt keine Rechts-, Steuer- oder energiewirtschaftliche Beratung dar. Maßgeblich sind die jeweils geltenden gesetzlichen Regelungen, die Festlegungen der Bundesnetzagentur sowie die Vorgaben des zuständigen Netzbetreibers.
Für Redispatch 2.0 ist die elektrische Erzeugungsnennleistung in kW maßgeblich, nicht pauschal die Modulleistung in kWp. Bei Photovoltaikanlagen spielt dabei auch die Wechselrichterleistung eine wichtige Rolle. Bei Anlagen nahe der 100-kW-Grenze sollte die konkrete Einordnung mit dem Netzbetreiber abgestimmt werden.
Grundsätzlich soll ein Anlagenbetreiber durch eine Redispatch-Maßnahme wirtschaftlich nicht schlechter gestellt werden. Entstehen durch die Abregelung beispielsweise zusätzliche Strombezugskosten, können diese beim finanziellen Ausgleich berücksichtigt werden. Entscheidend sind jedoch das Mess- und Steuerungskonzept sowie die konkrete Abrechnung.
Nicht zwingend. Viele operative Aufgaben lassen sich vertraglich an einen Direktvermarkter oder spezialisierten Dienstleister übertragen. Prüfen Sie trotzdem, welche Pflichten dort tatsächlich abgedeckt sind und welche bei Ihnen verbleiben.
Das hängt von den Prozessen des zuständigen Netzbetreibers ab. Teile der regulären Abrechnung können automatisch erfolgen. Zusätzliche Aufwendungen müssen jedoch teilweise aktiv eingereicht und belegt werden. Die konkreten Anforderungen sollten mit Netzbetreiber und Direktvermarkter geklärt werden.
Eine allgemeingültige Frist gibt es nicht. Die Bearbeitungsdauer hängt unter anderem von der Datenqualität, dem Abstimmungsbedarf und den Prozessen der beteiligten Unternehmen ab. Vollständige Stammdaten und eine nachvollziehbare Dokumentation können Rückfragen und Verzögerungen reduzieren.
