Redispatch 2.0
Für ein stabiles Stromnetz
– Eine sichere Stromversorgung ist unser oberstes Ziel. –
Redispatch 2.0
Redispatch-Maßnahmen und Spitzenkappung – warum sind sie wichtig?
Um unser Stromnetz zuverlässig zu betreiben, schützen wir es gezielt vor Überlastungen – insbesondere im Hochspannungsnetz. Wenn zu viel regenerativer Strom eingespeist wird, können die Belastungsgrenzen überschritten werden. Deshalb setzen wir auf zwei zentrale Maßnahmen: gezielte Einspeisereduzierungen im Rahmen des Redispatch und die sogenannte Spitzenkappung.
Redispatch bezeichnet die vorübergehende Reduzierung der Einspeiseleistung von Erzeugungsanlagen, zum Beispiel aus erneuerbaren Energien (EEG) oder Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und sorgt dafür, dass Stromflüsse im Netz ausgeglichen werden, während die Spitzenkappung dazu dient, kurzfristige Lastspitzen zu vermeiden und so Engpässe zu verhindern.
Weitere Details zur Spitzenkappung finden Sie hier
Diese Redispatch-Maßnahmen erfolgen in enger Abstimmung mit dem Übertragungsnetzbetreiber (z. B. 50Hertz Transmission). So nutzen wir die Netze optimal zur Einspeisung von EEG-Strom, ohne Kompromisse bei der Versorgungssicherheit.
Ziel dieser Maßnahmen ist es:
- die Belastungsgrenzen im 220 kV/380 kV-Netz einzuhalten
- die Systembalance sicherzustellen
- großflächige Versorgungsausfälle in Deutschland und Europa zu verhindern
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG § 9) schreibt vor, dass alle EEG-Anlagen mit einer technischen Einrichtung ausgestattet sein müssen, die es dem Netzbetreiber ermöglicht, die Einspeiseleistung stufenweise oder stufenlos zu reduzieren. Damit wird sichergestellt, dass die Netzstabilität auch bei hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien gewährleistet bleibt.
Was bedeutet Redispatch 2.0?
Um Netzengpässe zu vermeiden, wurde das bisherige Einspeisemanagement weiterentwickelt: Seit Oktober 2021 gilt dieses neue Verfahren für alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW sowie für jederzeit fernsteuerbare Anlagen.
Die Umsetzung eines Redispatch-Abrufs erfolgt in mehreren Schritten:
- Der Netzbetreiber sendet ein Steuersignal an die betroffenen Anlagen.
- Die Einspeiseleistung wird je nach Bedarf beispielsweise auf 60 %, 30 % oder 0 % der installierten Leistung reduziert.
- Sobald die Netzsituation stabil ist, wird die Leistung wieder auf 100 % hochgefahren.
Gesetzliche Vorgaben (§ 9 EEG 2023)
Betreiber von Erzeugungsanlagen müssen sicherstellen, dass ihre Anlagen technisch so ausgestattet sind, dass der Netzbetreiber jederzeit die aktuelle Einspeisung abrufen und die Leistung bei Bedarf ferngesteuert reduzieren kann. Diese Vorgabe ist wichtig, um das Stromnetz vor Überlastungen zu schützen und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Wer diese Anforderungen nicht erfüllt, hat keinen Anspruch auf die gesetzlich vorgesehene Einspeisevergütung.
Für Betreiber von EEG- oder KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kW bedeutet das, dass ihre Anlagen über eine Technik verfügen müssen, die sowohl den Abruf der Ist-Einspeisung als auch die ferngesteuerte Leistungsreduzierung ermöglicht.
Betreiber von Photovoltaikanlagen mit einer installierten Modulleistung von bis zu 25 kW können alternativ die Wirkleistungseinspeisung am Netzanschlusspunkt auf 70 % der installierten Leistung begrenzen. Diese sogenannte „70 %-Begrenzung“ erfüllt die gesetzliche Verpflichtung zur Teilnahme am Redispatch und ist in § 9 Absatz 2 Nr. 2 EEG 2023 geregelt.
Berechnung der Ausfallarbeit bei Redispatch-Maßnahmen
Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, müssen wir in seltenen Fällen Ihre Anlage vorübergehend herunterregeln. Die dadurch entstandene Ausfallarbeit entspricht der theoretischen Strommenge, die durch die Abregelung nicht erzeugt und entsprechend nicht eingespeist wurde.
Diese Ausfallarbeit ermitteln wir nach den gesetzlichen Vorgaben des EnWG und den Festlegungen der Bundesnetzagentur (BK6-20-059). Sie können pro Kalenderjahr das Ermittlungsverfahren wählen. Die detaillierten Regeln finden Sie im BDEW-Leitfaden zur Berechnung der Ausfallarbeit bei Redispatch 2.0Die ermittelte Ausfallarbeitsmenge bildet die Grundlage für Ihre Abrechnung.
Die Verfahren im Überblick:
- Pauschales Verfahren
Einfach und mit geringem Aufwand – ideal, wenn keine Standort-Messgeräte vorhanden sind. - Spitzabrechnungsverfahren
Präziser, nutzt Standortdaten wie Windgeschwindigkeit oder Sonneneinstrahlung – sinnvoll, wenn entsprechende Sensorik vorhanden ist. - Vereinfachte Spitzabrechnung ("Spitz Light")
Wenn an Ihrer Anlage keine eigenen Wetterdaten gemessen werden, können Daten von Referenzanlagen verwendet werden.
Entschädigung von Redispatch-Maßnahmen
Die Entschädigung erfolgt nach § 13a EnWG und den aktuellen Festlegungen der Bundesnetzagentur. Wenn Ihre Einspeisung reduziert wird, erhalten Sie:
- Bilanzielle Kompensation
Gemäß der Mitteilung Nr. 12 der Bundesnetzagentur zum Redispatch 2.0 wird eine finanzielle Kompensation als Ausgleich für den nicht stattgefundenen bilanziellen Ausgleich ausgezahlt. Zum BDEW-Vermerk Finanzieller Ausgleich
Sie werden für entgangene Erlöse (z. B. Marktprämie in der klassischen Direktvermarktung) entschädigt. Außerdem können Sie zusätzliche Kosten gemäß §13a EnWG geltend machen. Gerne können Sie folgende Vorlage verwenden:Ziel: Sie sollen wirtschaftlich weder besser noch schlechter gestellt werden.
Um eine sichere Stammdatenqualität für die Auszahlung des finanziellen Ausgleichs zu gewährleisten, bitten wir Sie uns über Stammdatenänderungen rechtzeitig zu informieren. Gerne können Sie das beigefügte Stammdatenblatt verwenden und an redispatch@wemag-netz.de senden.
Einspeisemanagement - Archiv 2018-2023
Allgemeine Fragen zu Redispatch 2.0
Durch den Ausstieg aus der Kernenergie und den starken Ausbau erneuerbarer Energien fließt Strom heute anders durchs Netz als früher. Das führt manchmal zu Engpässen, die Netzbetreiber bisher durch kurzfristige Eingriffe (Abregelungen) lösen mussten. Das war teuer und wurde von allen Netznutzern bezahlt.
Mit Redispatch 2.0 wird das anders: Netzbetreiber planen Eingriffe jetzt vorausschauend und koordinierter. So bleibt das Netz stabil, und die Kosten für alle sinken.
Beim Einspeisemanagement ging es um kurzfristige Eingriffe, um akute Netzengpässe zu beheben – oft ohne große Vorplanung. Redispatch 2.0 funktioniert anders:
- Eingriffe werden vorausschauend auf Basis von Prognosen geplant und zwischen Netzbetreibern abgestimmt.
- Zusätzlich sorgen wir für einen energetischen und bilanziellen Ausgleich. Das bedeutet: Wenn Sie Ihre Anlage direkt vermarkten, kann Ihr Direktvermarkter einen Teil des Ertragsausfalls erstatten.
Kurz gesagt: Redispatch 2.0 ist moderner, planbarer und fairer.
Bei einem Redispatch-Abruf fordert der Netzbetreiber eine Anpassung der Wirkleistung Ihrer Stromerzeugungs- oder Stromspeicheranlage an oder nimmt diese selbst vor. Ziel ist es, die Einspeisung oder den Leistungsbezug so zu verändern, dass das Stromnetz stabil bleibt.
Technische Begriffe
Das sind zwei neue Marktrollen, die mit uns zusammen den Redispatch 2.0 managen.
Einsatzverantwortlicher (EIV)
Der EIV kümmert sich um die Daten vor einer Redispatch-Maßnahme. Er übermittelt uns zum Beispiel die Stammdaten sowie die Prognosen Ihrer Anlage.
Betreiber der technischen Ressource (BTR)
Der BTR sendet uns die Abrechnungsdaten nach der Redispatch-Maßnahme. Damit können wir den Ausfall der Anlage abrechnen. Die Bundesnetzagentur hat die Rollen getrennt, damit Sie diese auch an Experten für Energiedaten abgeben können. So kann zum Beispiel Ihr Direktvermarkter der EIV und Ihr Abrechnungsdienstleister der BTR werden.
Ja. Details regelt Ihr Vertrag mit Ihrem Dienstleister.
Der erste Ansprechpartner für eine solche Dienstleistung ist Ihr Direktvermarkter. Sie sind nicht in der Direktvermarktung? Vielleicht ist das eine gute Gelegenheit sich mit dem Thema zu beschäftigen. Ansonsten helfen Ihnen die gängigen Internet-Suchmaschinen weiter, einen EIV zu finden, der nicht gleichzeitig Ihr Direktvermarkter ist. Zusätzlich empfehlen wir Ihnen auch alternativ die vom BDEW veröffentlichte Anbieterliste.
Die TR-ID (Technische Ressource-ID) ist die eindeutige Kennung Ihrer Anlage. Jede Technische Ressource – also jede einzelne Stromerzeugungs- oder Speicheranlage – bekommt eine eigene TR-ID, vergeben vom zuständigen Netzbetreiber.
Die SR-ID (Steuerbare Ressource-ID) kennzeichnet eine Gruppe von Anlagen, die nur gemeinsam gesteuert werden können. Die Vergabe der SR-ID erfolgt durch den Anschlussnetzbetreiber. Diese Struktur sorgt dafür, dass alle Anlagen eindeutig identifiziert und korrekt in Redispatch-Prozesse eingebunden werden können.
- Ist Ihre Anlage einzeln steuerbar, dann ist sie gleichzeitig die Steuerbare Ressource und bekommt eine eigene SR-ID.
- Haben Sie mehrere Anlagen, die nur zusammen geregelt werden können, bilden sie gemeinsam eine Steuerbare Ressource und teilen sich eine SR-ID.
Datenaustausch und Datenschutz
RAIDA ist die zentrale technische Plattform für den Datenaustausch im Redispatch‑2.0‑Prozess. Sie dient als zentrale Anlaufstelle für viele Marktrollen, beispielsweise Netzbetreiber, Einsatzverantwortliche (EIV) und Lieferanten. Über RAIDA können alle relevanten Prozessdaten effizient, sicher und nach einheitlichen Vorgaben ausgetauscht werden.
Ohne eine gemeinsame technische Plattform müsste jede Nachricht mehrfach an unterschiedliche Empfänger versendet werden.
RAIDA übernimmt diese Verteilung automatisch und sorgt dafür, dass:
- die Daten nur einmal übermittelt werden müssen,
- alle berechtigten Netzbetreiber sie zuverlässig erhalten,
- Fehlerquellen deutlich reduziert werden,
- und die gesetzlichen Vorgaben im Redispatch‑2.0‑Prozess technisch korrekt erfüllt werden.
- Stammdaten: Diese werden in der Regel einmalig übermittelt und bei Änderungen aktualisiert.
- Planungsdaten: Prognosen zur Einspeisung und zum Betrieb Ihrer Anlage.
- Nichtbeanspruchbarkeiten/Marktbedingte Anpassungen: Zeiten, in denen Ihre Anlage nicht für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung steht.
- Echtzeitdaten: Laufende Informationen für den aktuellen Netzbetrieb.
Die genauen Datenfelder sind in der Festlegung der Bundesnetzagentur zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) beschrieben.
RAIDA bietet zahlreiche Funktionen, um den Prozess effizienter und sicherer zu machen:
- digitale Einreichung von Steckbriefen
- automatische Validierung von Daten und Zertifikaten
- einheitliche Verwaltung von MPIDs
- Übersicht über den Bearbeitungsstatus
- Mehrfachbearbeitung von Datensätzen
Dadurch entfällt viel manueller Aufwand, und der Datenfluss wird transparent und nachvollziehbar.
Ihre Daten sind bei uns sicher. Wir speichern und verarbeiten sie ausschließlich nach den gesetzlichen Datenschutzbestimmungen der Bundesrepublik Deutschland. Das bedeutet: Wir gehen verantwortungsvoll mit Ihren Informationen um und schützen sie vor unbefugtem Zugriff.
Pflichten der Anlagenbetreiber
Die Regeln gelten für alle Stromerzeugungsanlagen, die der Netzbetreiber steuern kann, z. B. EE-Anlagen (Wind, Solar), KWK-Anlagen und Stromspeicher ab einer Leistung von 100 kW. Anlagen unter 100 kW sind nur dann dabei, wenn sie bereits heute vom Netzbetreiber ferngesteuert werden können.
Ja, Redispatch 2.0 ist gesetzlich vorgeschrieben (§ 13a und § 14 EnWG, Netzausbaubeschleunigungsgesetz vom 13. Mai 2019). Wenn für Ihre Anlage keine Meldung durch einen Einsatzverantwortlichen erfolgt, müssen wir Ihre Anlage an die Bundesnetzagentur (BNetzA) melden. Bei Verstößen gegen den Beschluss BK6-20-059 kann die BNetzA ein Ordnungsgeld verhängen.
Eine der Aufgaben ist es die Stamm- und Bewegungsdaten bereitzustellen. Dies umfasst Daten wie beispielsweise, die Benennung des Einsatzverantwortlichen und Betreiber einer Technischen Ressource, die Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall). Weitere Aufgaben finden Sie nachfolgend in den aufgeführten Festlegungen beschrieben:
- BK6-20-061
- -> Festlegungen über die Informationsbereitstellung
- BK6-20-059
- -> Anlage 1: Erläuterungen sowie Voraussetzungen für die Modelle bzw. Verfahren.
- -> Anlage 2 und Anlage 3: Informationen zu Prozessen bzgl. der Bilanzierung und Abrechnung
- Anwendungshilfen des BDEW
Die Bundesnetzagentur kann bei Pflichtverstößen Zwangsmaßnahmen ergreifen, z. B. ein Zwangsgeld festsetzen. Außerdem können Schadensersatzansprüche entstehen, etwa vom Netzbetreiber oder anderen Anlagenbetreibern, wenn durch fehlende oder fehlerhafte Daten Schäden verursacht werden.
Ja, das ist erforderlich. Wenn sich an Ihrer Anlage etwas ändert, müssen die ursprünglich übermittelten Stammdaten angepasst werden. Alle weiteren Daten müssen regelmäßig im Rahmen der vorgeschriebenen Meldezyklen aktualisiert werden.
Abrechnung und Vergütung
Als Anlagenbetreiber können Sie zwischen drei Abrechnungsmodellen wählen, um die Ausfallarbeit im Rahmen einer Redispatch-Maßnahme zu ermitteln:
- Pauschalabrechnung:
Die Ausfallarbeit wird anhand der letzten vollständig gemessenen Leistungsmittelwerte Ihrer Anlage vor Beginn der Maßnahme fortgeschrieben – für den gesamten Zeitraum der Redispatch-Maßnahme. - Spitzabrechnung:
Hier erfolgt die Berechnung dynamisch je Viertelstunde auf Basis anlagenscharfer Wetterdaten. - Vereinfachte Spitzabrechnung („Spitz Light“):
Wenn an Ihrer Anlage keine eigenen Wetterdaten gemessen werden, können Daten von Referenzanlagen verwendet
Die Wahl des Abrechnungsmodells liegt bei Ihnen. Bitte beachten Sie: Das gewählte Modell hängt auch vom Bilanzierungsmodell und der Art der Energieerzeugung ab. Weitere Informationen finden Sie in der "BDEW-Anwendungshilfe „Einführungsszenario Redispatch 2.0“ sowie in der Festlegung der Bundesnetzagentur BK6-20-059.
Ob Pauschal, Spitz oder Spitz light für Sie die beste Wahl ist, können wir nicht pauschal beantworten. Besprechen Sie das am besten mit Ihrem Einsatzverantwortlichen (EIV) und Ihrem Bilanzkreisverantwortlichen (BTR). Grundsätzlich gilt: Je präziser die uns vom BTR elektronisch übermittelten Daten sind, desto exakter können wir die Ausfallarbeit berechnen.
Hinweis: Ist der Wechsel in die Spitzabrechnung erfolgt, ist ein Wechsel zurück ins Pauschalverfahren ausgeschlossen. Ausnahme: die technischen Voraussetzungen für das Spitzverfahren sind nicht mehr gegeben und eine Einigung mit dem NB ist diesbezüglich erfolgt.
Ja, selbstverständlich. Auch im Redispatch 2.0 werden Ihnen entgangene Vergütungen erstattet:
- Marktprämie: Wenn Sie zusätzlich eine Marktprämie erhalten, vergüten wir Ihnen diese.
- EEG-Anlagen ohne Direktvermarktung: In diesem Fall erhalten Sie die Entschädigung für die Ausfallarbeit vollständig von uns.
- Gemäß der Mitteilung Nr. 12 der Bundesnetzagentur zum Redispatch 2.0 wird eine finanzielle Kompensation als Ausgleich für den nicht stattgefundenen bilanziellen Ausgleich ausgezahlt.
- Direktvermarktung: wie bereits in der Einspeisevergütung erhalten Sie in der sonstigen Direktvermarktung als Anlagenbetreiber keine Entschädigung.
Nein. Der Redispatch 2.0 hat keinen Einfluss auf Ihre Vergütungssätze – diese bleiben unverändert.
Die Entschädigung basiert hauptsächlich auf der elektrischen Arbeit, die aufgrund des Einspeisemanagements nicht eingespeist werden konnte. Für die Berechnung der Ausfallarbeit beschreibt der Leitfaden der Bundesnetzagentur zwei Verfahren, aus denen Sie wählen können:
- Pauschalverfahren
- Spitzabrechnungsverfahren
Ein Wechsel des gewählten Verfahrens ist einmal pro Kalenderjahr möglich.
Hinweis: Für alle Anlagen, die ab dem 01.01.2012 in Betrieb genommen wurden, besteht zunächst nur ein Anspruch auf 95 % der entgangenen Einnahmen (§ 15 Abs. 1 EEG). Erst wenn die entgangenen Einnahmen in einem Jahr mehr als 1 % der Gesamteinnahmen (EEG-Vergütung + Direktvermarktung) betragen, besteht ein Anspruch auf 100 %. Die Nachberechnung erfolgt im Folgejahr.
