Redispatch 2.0 für Erneuerbare-Energien-Anlagen: Abruf, Daten und Ausgleich

Kurzantwort

Redispatch 2.0 ist der Prozess, mit dem Netzbetreiber die Wirkleistung von Erzeugungs- und Speicheranlagen anpassen, wenn das für einen sicheren Netzbetrieb nötig ist. Seit dem 1. Oktober 2021 fallen dabei auch Abregelungen von Erneuerbare-Energien-Anlagen unter das Redispatch-Regime; der frühere Begriff Einspeisemanagement beschreibt diesen heutigen Prozess daher nicht mehr vollständig (Netztransparenz).

Der Netzbetreiber gibt entweder eine Leistungsvorgabe an den Einsatzverantwortlichen oder steuert die Anlage im zulässigen Duldungsfall selbst. Für die Abwicklung müssen Anlagenbetreiber, Einsatzverantwortliche, Netzbetreiber, Lieferant und Bilanzkreisverantwortlicher dieselben Stammdaten, Planungsdaten und Messwerte verwenden. Die abgeregelte Energiemenge wird als Ausfallarbeit bestimmt; daneben bestehen gesetzliche Regeln für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich.

Merksatz: Redispatch ist nicht die Anmeldung einer Anlage und nicht die normale Fahrplanmeldung. Es ist ein Netzsicherheitsprozess, der eine bereits mögliche Erzeugung vorübergehend begrenzt oder – je nach Anlage – anpasst.

Wozu dient Redispatch 2.0?

Ein Netzengpass entsteht, wenn eine Leitung oder ein anderes Betriebsmittel den erwarteten Stromfluss nicht sicher aufnehmen kann. Der Netzbetreiber kann dann Erzeugung hinter dem Engpass reduzieren und an anderer Stelle Erzeugung erhöhen. Die Summe der Erzeugung muss dadurch nicht wesentlich sinken; der Stromfluss wird räumlich verändert. So beschreibt es auch die Veröffentlichung der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (Netztransparenz).

Für Wind- und Photovoltaikanlagen bedeutet eine Redispatch-Maßnahme typischerweise: Die Anlage könnte aufgrund von Wetter und technischer Verfügbarkeit Strom erzeugen, darf oder soll aber für einen bestimmten Zeitraum weniger einspeisen. Das ist etwas anderes als eine technische Störung oder fehlende Sonneneinstrahlung.

§ 13a EnWG verpflichtet Betreiber bestimmter Erzeugungs- und Speicheranlagen zur Anpassung oder Duldung einer Anpassung. Erfasst sind insbesondere Anlagen ab 100 kW Nennleistung sowie Anlagen, die jederzeit fernsteuerbar sind; für den konkreten Anwendungsfall sind Gesetzeswortlaut und die zuständigen Netzbetreiber maßgeblich (§ 13a EnWG).

Wer macht was?

Die Bezeichnungen beziehen sich auf Marktrollen, nicht automatisch auf verschiedene Unternehmen. Ein Anlagenbetreiber kann zum Beispiel einen Direktvermarkter oder Dienstleister als Einsatzverantwortlichen beauftragen.

Die Rollen können zusammenfallen. Ist kein Dritter beauftragt, nimmt der Anlagenbetreiber die EIV-Aufgaben selbst wahr. Die Verantwortlichkeiten sollten deshalb vor der Betriebsaufnahme schriftlich und mit eindeutigen Ressourcen-IDs geklärt werden.

Wie läuft eine Maßnahme ab?

Das folgende Modell zeigt die fachliche Reihenfolge. Die konkrete Nachricht, Frist und Formatversion richtet sich nach den geltenden Festlegungen und Marktformaten.

1. Stammdaten und Ressourcen ordnen

Der Netzbetreiber benötigt unter anderem die Zuordnung von Marktlokation, technischer Ressource (TR) und steuerbarer Ressource (SR), die installierte beziehungsweise nutzbare Leistung, technische Grenzen und die beteiligten Rollen. Fehler in diesen Zuordnungen können dazu führen, dass ein Abruf nicht die richtige Anlage erreicht oder die Ausfallarbeit dem falschen Bilanzkreis zugeordnet wird.

2. Planungsdaten oder Prognose bereitstellen

Im Planwertmodell übermittelt der EIV ex ante eine geplante Fahrweise. Diese Planungsdaten bilden die Grundlage dafür, welche Leistung ohne Redispatch erwartet wird. Im Prognosemodell übermittelt der EIV keine entsprechende ex-ante-Einspeiseprognose; der Anschlussnetzbetreiber erstellt die für den Prozess erforderliche Prognose nach den geltenden Regeln. Die beiden Modelle dürfen nicht vermischt werden (Bundesnetzagentur, Anlage 1 zu BK6-20-059).

3. Abruf und technische Umsetzung

Erkennt der Netzbetreiber einen Engpass, kann er eine Anpassung der Wirkleistung anweisen. Im Aufforderungsfall erhält der EIV die Vorgabe und steuert die Anlage. Im Duldungsfall führt der Netzbetreiber die Steuerung nach der vorgesehenen technischen Schnittstelle durch. Der EIV muss die technische Nichtverfügbarkeit und andere Einschränkungen korrekt melden; eine Redispatch-Vorgabe hebt Sicherheitsgrenzen der Anlage nicht auf.

4. Messung, Ausfallarbeit und Ausgleich

Nach der Maßnahme werden Soll- beziehungsweise Referenzfahrweise und tatsächliche Einspeisung miteinander verglichen. Bei fluktuierender Erzeugung können dafür – abhängig vom Modell und der gewählten Abrechnungsvariante – Messwerte, Wetterdaten, Referenzanlagen oder vereinfachte Verfahren herangezogen werden. Die Bundesnetzagentur unterscheidet unter anderem Spitzabrechnung, vereinfachte Spitzabrechnung und Pauschalabrechnung (Bundesnetzagentur, Anlage 1 zu BK6-20-059).

Vereinfachtes Viertelstunden-Beispiel

Eine PV-Anlage hat in einer Viertelstunde ohne Redispatch eine geplante Einspeisung von 6 MW. Der Netzbetreiber begrenzt sie für dieselbe Viertelstunde auf 2 MW.

Das ist ein vereinfachtes Lernmodell. In der Praxis kann die abrechenbare Ausfallarbeit von Messwerten, Wetterdaten, Rampen, Nichtbeanspruchbarkeiten, dem Bilanzierungsmodell und der geltenden Abrechnungsvariante abhängen. Aus 1 MWh folgt daher nicht automatisch ein bestimmter Eurobetrag.

Im Planwertmodell entspricht der bilanzielle Ausgleich grundsätzlich der Differenz zwischen geplanter Fahrweise und der durch den Abruf vorgegebenen Fahrweise je Viertelstunde. Weicht die ermittelte Ausfallarbeit davon ab, greifen zusätzliche finanzielle Ausgleichsregeln. Für Anlagen im Prognosemodell gelten andere Prozessschritte; die jeweils verbindliche Regelung ist deshalb vor einer Abrechnung zu prüfen.

Was passiert bei falschen oder fehlenden Daten?

• Falsche Ressourcen-ID oder falsche Rollenadresse: Abruf und Stammdatenänderung können die falsche technische Ressource erreichen oder zurückgewiesen werden.
• Nicht gemeldete Nichtbeanspruchbarkeit: Eine geplante Wartung, technische Begrenzung oder Eigenversorgung kann in der Referenzfahrweise falsch berücksichtigt werden.
• Fehlende Wetter- oder Messdaten: Der Netzbetreiber kann nach den geltenden Regeln Ersatzwerte verwenden. Das kann die ermittelte Ausfallarbeit verändern.
• Abweichendes Bilanzierungsmodell: Planungsdaten, Ausfallarbeit und bilanzielle Ausgleichsmenge werden dann möglicherweise nach dem falschen Prozess behandelt.
• Verspätete Prozessumstellung: BilAReM und die gesetzlichen Änderungen zum bilanziellen Ausgleich werden schrittweise umgesetzt. Ein Anlagenbetreiber sollte deshalb nicht allein aus einem älteren BDEW-Dokument auf die heute geltende Abwicklung schließen.

Die BNetzA weist in ihrer Mitteilung Nr. 12 ausdrücklich auf die Neuregelung des bilanziellen Ausgleichs in Verteilernetzen durch das am 23. Dezember 2025 in Kraft getretene Änderungsgesetz hin. Bis zu einer einschlägigen Festlegung gelten dort Übergangs- und Erstattungsregeln; der Status des konkreten Anschlussnetzbetreibers ist zu prüfen (BNetzA, Mitteilung Nr. 12).

Häufige Missverständnisse

„Redispatch ist nur ein Abschalten von Wind und PV.“

Nein. Redispatch kann Erzeugung reduzieren oder erhöhen und bezieht auch Speicher und andere Erzeugungsanlagen ein. Bei EE-Anlagen ist die Abregelung sichtbar, aber nur ein Teil des koordinierten Engpassprozesses.

„Der Netzbetreiber zahlt automatisch den Marktwert der fehlenden Energie.“

Nicht automatisch. Das Gesetz sieht einen finanziellen Ausgleich nach bestimmten Voraussetzungen und Kostenpositionen vor. Die konkrete Höhe hängt unter anderem von Anlage, Vermarktungsform, Ausfallarbeit, Nachweisen und den geltenden Prozessregeln ab (§ 13a EnWG).

„Eine Fernsteuerbarkeit ersetzt alle Meldungen.“

Nein. Steuerbarkeit ermöglicht den Abruf, ersetzt aber nicht die korrekten Stammdaten, Rollen, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Messwerte.

„Das Prognosemodell und das Planwertmodell sind nur zwei Namen für dasselbe.“

Nein. Im Planwertmodell liefert der EIV ex-ante-Planungsdaten; im Prognosemodell erstellt der Anschlussnetzbetreiber die Prognose. Dadurch unterscheiden sich Referenz, Kommunikation und Ausgleichsprozess.

Quellenbasis und Pflegehinweis

Dieser Artikel stützt die gesetzlichen Aussagen auf § 13a EnWG und die Prozessbeschreibung auf die Festlegungen BK6-20-059 der Bundesnetzagentur. Die Rolle der Übertragungsnetzbetreiber und die Abgrenzung zum früheren Einspeisemanagement sind mit der Veröffentlichung von Netztransparenz abgeglichen. Der BDEW-Umsetzungsfragenkatalog dient nur als ergänzende Praxishilfe; er kann die verbindlichen Gesetze und BNetzA-Festlegungen nicht ersetzen.

Zu prüfen sind bei jeder Aktualisierung insbesondere: die geltende Fassung der Festlegungen, Marktformat- und Anwendungshilfe-Versionen, der Stand von BilAReM, die Umsetzung des bilanziellen Ausgleichs beim jeweiligen Verteilnetzbetreiber sowie Fristen und Abrechnungsvarianten. Rechtsstand und Quellenprüfung dieses Entwurfs: 09.09.2026.

Navigationsempfehlung

• Als Unterartikel unter Netzbetrieb → Netzengpassmanagement einordnen.
• Vom Artikel zu Einspeisung und Vermarktung erneuerbarer Energien, Bilanzkreis und Messung von Einspeisemengen verlinken, sofern diese Artikel bereits vorhanden sind.
• Rücklink von einem allgemeinen Artikel zu Netzengpassmanagement setzen.
• Nicht als Unterseite des allgemeinen Netzanschlussbegehrens anlegen: Der Artikel behandelt den laufenden Betrieb und die Abwicklung von Engpassmaßnahmen nach dem Anschluss.