Eine sichere Stromversorgung ist unser oberstes Ziel. Um Netzengpässe zu vermeiden, wurde das bisherige Einspeisemanagement weiterentwickelt: Redispatch 2.0. Seit Oktober 2021 gilt dieses neue Verfahren für alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW sowie für jederzeit fernsteuerbare Anlagen.
Redispatch bezeichnet die vorübergehende Reduzierung der Einspeiseleistung von Erzeugungsanlagen, zum Beispiel aus erneuerbaren Energien (EEG) oder Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Ziel ist es, Netzengpässe zu vermeiden und die Stabilität des Stromnetzes sicherzustellen.
Die Umsetzung erfolgt in mehreren Schritten:
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.
Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, müssen wir in seltenen Fällen Ihre Anlage vorübergehend herunterregeln. Dabei entsteht Ausfallarbeit – die Strommenge, die Sie ohne Abregelung eingespeist hätten.
Diese Ausfallarbeit berechnen wir nach den gesetzlichen Vorgaben (§ 13a EnWG) und den Festlegungen der Bundesnetzagentur. Sie können pro Kalenderjahr zwischen zwei Verfahren wählen. Die detaillierten Regeln finden Sie im BDEW-Leitfaden zur Berechnung der Ausfallarbeit bei Redispatch 2.0. Wir wenden diese Vorgaben für Ihre Abrechnung an.
Die beiden Verfahren im Überblick:
Die Entschädigung erfolgt nach § 13a EnWG und den aktuellen Festlegungen der Bundesnetzagentur. Die früheren EEG-Regelungen (95 % oder 100 % je nach Inbetriebnahmejahr) gelten nicht mehr. Wenn Ihre Einspeisung reduziert wird, erhalten Sie:
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 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 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:
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.
Redispatch 2.0 ist ein gesetzlich vorgeschriebenes Verfahren, um Netzengpässe zu vermeiden und die Stromnetze stabil zu halten. Bisher waren nur große konventionelle Kraftwerke mit mehr als 10 Megawatt Leistung beteiligt. Mit Redispatch 2.0 ändert sich das:
Die Einführung bringt neue Anforderungen an Marktprozesse, Kommunikation und Datenaustausch, auch für Verteilnetzbetreiber, die bisher kein Einspeisemanagement genutzt haben. Ziel ist eine vorausschauende, koordinierte Steuerung, um Kosten zu senken und die Energiewende effizient umzusetzen.
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:
Kurz gesagt: Redispatch 2.0 ist moderner, planbarer und fairer.
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.
Bereitstellung von Stammdaten und Bewegungsdaten:
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.
Als Anlagenbetreiber können Sie zwischen drei Abrechnungsmodellen wählen, um die Ausfallarbeit im Rahmen einer Redispatch-Maßnahme zu ermitteln:
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 genauer die Ausfallarbeit berechnet werden soll, desto präzisere Abrechnungsdaten muss Ihr BTR uns elektronisch übermitteln.
Ja, selbstverständlich. Auch im Redispatch 2.0 werden Ihnen entgangene Vergütungen erstattet:
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:
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.
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.
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.
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. In der Praxis wird dafür meist die Marktstammdatenregisternummer verwendet, da sie bundesweit einmalig ist und eine klare Identifikation sicherstellt.
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.
RAIDA ist die zentrale technische Plattform für den Datenaustausch im Redispatch‑2.0‑Prozess. Sie dient als zentrale Anlaufstelle für alle Marktrollen – Netzbetreiber, Einsatzverantwortliche (EIV), Lieferanten und Anlagenbetreiber. Über RAIDA können alle relevanten Prozessdaten effizient, sicher und nach einheitlichen Vorgaben ausgetauscht werden.
Im Redispatch müssen Betreiber und Einsatzverantwortliche (EIV) Daten an verschiedene Netzbetreiber übermitteln. Ohne eine gemeinsame technische Plattform müsste jede Nachricht mehrfach an unterschiedliche Empfänger versendet werden.
RAIDA übernimmt diese Verteilung automatisch und sorgt dafür, dass:
Im Redispatch‑Prozess müssen verschiedene Anlagendaten zwischen Anlagenbetreibern, Einsatzverantwortlichen und Netzbetreibern ausgetauscht werden. Diese Informationen laufen zentral über RAIDA. Dazu gehören:
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:
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.
