Redispatch 2.0 2026: Pflichten für Anlagenbetreiber

Ab wann Redispatch 2.0 für Ihr Unternehmen gilt

Redispatch 2.0 gilt verpflichtend für alle Strom-Erzeugungsanlagen und Speicher ab einer Nennleistung von 100 kW. Hinzu kommen alle (auch kleinere) Anlagen, die durch den Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind. Für Geschäftskunden mit eigener Erzeugung ist damit die Anlagengröße der zentrale Schwellenwert: Wer eine PV-Anlage, ein BHKW beziehungsweise eine KWK-Anlage, eine Windenergieanlage oder einen Speicher mit mindestens 100 kW betreibt, fällt in den Pflichtkreis. Maßgeblich ist § 14 Abs. 1 EnWG; die Schwelle ist seit dem 01.10.2021 in Kraft und gilt unverändert im Jahr 2026 (Quelle: BDEW, bdew.de/energie/redispatch-20; BNetzA).

Zum 01.10.2021 hat Redispatch 2.0 das frühere Einspeisemanagement (EinsMan) nach EEG und KWKG abgelöst. An die Stelle des alten Regimes ist ein einheitlicher Mechanismus nach den §§ 13, 13a und 14 EnWG getreten. Dieser wählt konventionelle Erzeugung, Speicher sowie EE- und KWK-Anlagen gemeinsam und netzübergreifend nach Wirksamkeit und Kosten zur Engpassentlastung aus. Für Betreiber bedeutet das: Die Abregelung der eigenen Anlage ist kein Sonderfall mehr, sondern Teil eines koordinierten, marktübergreifenden Eingriffs des Netzbetreibers.

Praktisch heißt das für mittelständische Unternehmen: Sobald die 100-kW-Schwelle erreicht ist oder die Anlage fernsteuerbar ist, entstehen technische und organisatorische Pflichten, die über die reine Stromerzeugung hinausgehen. Diese Pflichten betreffen Datenlieferung, Rollenbenennung und die Reaktion auf Abregelungsanforderungen. Wer sie nicht erfüllt, riskiert Beanstandungen des Netzbetreibers.

Marktrollen EIV und BTR: Wer welche Daten liefert

Im Redispatch 2.0 müssen Anlagenbetreiber zwei Marktrollen besetzen. Der Einsatzverantwortliche (EIV) übermittelt Stamm-, Planungs- und Nichtverfügbarkeitsdaten an den Netzbetreiber. Der Betreiber der technischen Ressource (BTR) liefert Echtzeit- und Abrechnungsdaten und berechnet die Ausfallarbeit. Beide Rollen kann der Anlagenbetreiber selbst übernehmen oder an einen Dritten übertragen, häufig an den Direktvermarkter. Wird keine Rolle benannt, fällt sie auf den Betreiber zurück (Quelle: BDEW-Branchenlösung; BWE-Handlungsempfehlung vom 27.05.2025; Netzbetreiber-FAQ NRM, EAM).

Die Pflichtdatenlieferung umfasst vier Kategorien: Stammdaten, Planungsdaten, Nichtverfügbarkeitsmeldungen und marktbezogene Anpassungen in Form von Echtzeitdaten. Stammdaten beschreiben die Anlage, Planungsdaten die erwartete Einspeisung, Nichtverfügbarkeitsmeldungen geplante oder ungeplante Ausfälle, und die Echtzeitdaten dokumentieren die tatsächliche Fahrweise. Diese vier Datenarten bilden die Grundlage für Steuerung und Abrechnung jeder Redispatch-Maßnahme.

Der Datenaustausch läuft hochautomatisiert über definierte Datenformate und Provider, etwa RAIDA oder Connect+. Er erfordert entsprechende Software, Hardware und IT-Zertifikate, teils im 24/7-Betrieb. Für viele Unternehmen ist das der Grund, EIV und BTR an einen Dienstleister auszulagern: Die laufende, fehlerfreie Datenkommunikation im geforderten Takt ist ohne spezialisierte Systeme kaum darstellbar (Quelle: BDEW-Branchenlösung Kerndokument; BWE-Handlungsempfehlung 2025).

Wichtig für die Praxis ist die saubere Zuordnung der Rollen im Vertrag. Wer den Direktvermarkter mit EIV und BTR beauftragt, sollte vertraglich klären, welche Daten in welcher Qualität geliefert werden und wer für Fristen haftet. Andernfalls bleibt das Risiko beim Betreiber, weil die Rolle im Zweifel auf ihn zurückfällt.

Abrechnungsmodelle und die Berechnung der Ausfallarbeit

Die Entschädigung für abgeregelte Einspeisung wird nach dem gewählten Abrechnungsmodell unterschieden. Im Prognosemodell erstellt der Netzbetreiber selbst die Einspeiseprognose und berechnet die Ausfallarbeit. Im Planwertmodell liefern Betreiber oder Direktvermarkter vorab Fahrpläne und Planwerte. Das Planwertmodell ist genauer, stellt aber höhere Anforderungen an die Datenprozesse, weil verlässliche Fahrpläne kontinuierlich bereitgestellt werden müssen (Quelle: node.energy; itemsnet.de; BNetzA BK6-23-241; BDEW-Leitfaden Ausfallarbeit).

Zusätzlich gibt es zwei Wege, die Ausfallarbeit zu ermitteln. Die anlagenscharfe Spitzabrechnung erfolgt viertelstundengenau auf Basis der konkreten Anlagendaten. Die vereinfachte Variante Spitz-Light nutzt stattdessen Referenz- und Wetterdaten. Spitz-Light senkt den Datenaufwand, kann aber im Einzelfall zu Abweichungen gegenüber der anlagenscharfen Abrechnung führen. Welche Variante sinnvoll ist, hängt von Anlagengröße, Datenverfügbarkeit und Genauigkeitsanforderung ab.

Beim konkreten Ablauf einer Maßnahme wird zwischen Duldungsfall und Aufforderungsfall unterschieden. Im Duldungsfall führt der Netzbetreiber die Leistungsreduktion selbst aus, die Anlage duldet den Eingriff. Im Aufforderungsfall muss der Einsatzverantwortliche die Leistungsanpassung der technischen Ressource selbst vornehmen. Für Betreiber heißt das: Im Aufforderungsfall ist eine eigene, reaktionsfähige Steuerung zwingend, weil der Eingriff nicht vom Netzbetreiber durchgeführt wird (Quelle: itemsnet.de; Netzbetreiber-FAQ Avacon, enervie).

Die Wahl des Abrechnungsmodells ist keine reine Formalie. Sie bestimmt, wie genau entgangene Erlöse erfasst werden und wie hoch der eigene Aufwand für Datenprozesse ausfällt. Unternehmen sollten vor der Festlegung prüfen, ob die internen oder ausgelagerten Systeme das gewählte Modell dauerhaft bedienen können.

Direktzahlung seit 23.12.2025 und die Höhe der Entschädigung

Mit der Energierechtsnovelle, dem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes, wurde zum 23.12.2025 das Entschädigungsregime umgestellt. Der finanzielle Ausgleich erfolgt nach dem neuen § 14 Abs. 1b EnWG nun ausschließlich direkt zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber als Direktzahlung oder Gutschrift. Zuvor lief der Ausgleich zwischen Netzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichem. Für Betreiber bedeutet die Direktzahlung eine unmittelbarere Beziehung zum Netzbetreiber bei der Abrechnung (Quelle: von Bredow Valentin Herz, vbvh.de; node.energy; § 14 EnWG).

Rechtsgrundlage des finanziellen Ausgleichs ist § 13a EnWG. Betreiber abgeregelter Erzeugungs- oder Speicheranlagen haben Anspruch auf angemessenen finanziellen Ausgleich. Dieser umfasst unter anderem entgangene Erlöse und Gewinnmöglichkeiten; ersparte Aufwendungen sind gegenzurechnen. Die Höhe legt die Bundesnetzagentur über die Beschlusskammer 8 nach § 13a Abs. 2 EnWG fest (Quelle: § 13a EnWG, buzer.de; BNetzA BK08 Redispatchkosten; BEE-Stellungnahme).

Bis zur abschließenden BNetzA-Festlegung der Aufwandsentschädigung akzeptiert die Bundesnetzagentur das BDEW-Mischpreisverfahren als Standard-Entschädigungsbasis. Den einheitlichen Mischpreis bestimmen die Übertragungsnetzbetreiber. Er wird je 15-Minuten-Intervall im übernächsten Monat auf netztransparenz.de veröffentlicht. Damit ist die Berechnungsgrundlage für die Übergangsphase transparent nachvollziehbar (Quelle: node.energy; BNetzA BK08; netztransparenz.de).

In der Übergangspraxis leisten viele Netzbetreiber die Entschädigung 2026 noch nicht vollautomatisiert. Nach der Neuregelung müssen Anlagenbetreiber die Höhe der Entschädigung selbst ermitteln und ihren Anspruch teils aktiv beim Netzbetreiber geltend machen, indem sie die Redispatch-Entschädigung übergangsweise selbst in Rechnung stellen. Ein begleitendes Erlösmonitoring hilft, offene Zahlungen und Abrechnungsabweichungen systematisch zu verfolgen. Wie Netzbetreiber und Direktvermarkter die Neuregelung im Detail handhaben, ist mit Stand 2026 in der Praxis noch uneinheitlich und insoweit nicht abschließend gesichert (Quelle: pv-magazine.de 06.03.2026; node.energy; 88energie.de).

BilAReM-Stufenplan 2026 bis 2031 und Sanktionsrisiken

Die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hat am 07.05.2026 die Festlegung BK6-23-241 zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen, kurz BilAReM, erlassen. Sie bündelt die früheren Festlegungen BK6-20-059, -060 und -061 in einem Regelwerk und steuert die schrittweise Überführung der Verteilnetz-Anlagen in den gezielten bilanziellen Ausgleich im Planwertmodell (Quelle: BNetzA BK6-23-241 Beschluss; BDEW, bdew.de/energie/redispatch-20-bnetza-festlegung).

BilAReM enthält einen gestaffelten Zeitplan. Ab 01.07.2026 führen die Übertragungsnetzbetreiber den bilanziellen Ausgleich nach BilAReM durch. Zum 30.09.2026 entfällt Kapitel 17 der MaBiS. Zum 01.10.2026 treten die BilAReM-Regelungen in Kraft. Bis 31.12.2028 entfällt die pauschale Abrechnung in Bestandskonstellationen. Bis 31.12.2031 sollen alle verteilnetzangeschlossenen Anlagen ins Planwertmodell überführt sein (Quelle: BDEW; BNetzA BK6-23-241 Anlage 2).

Bis dahin gilt eine Übergangsregel: Der gesetzlich vorgesehene bilanzielle Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen auf Verteilernetzebene wird laut neuem § 14 EnWG bis zum 31.12.2031 ausgesetzt beziehungsweise übergangsweise weiter über die Bilanzkreisverantwortlichen der Lieferanten ungezielt vorgenommen, solange Anlagen noch nicht ins gezielte Planwertmodell überführt sind (Quelle: vbvh.de, § 14 Abs. 1 S. 3 EnWG; BNetzA BK6-23-241; BDEW).

Verstöße gegen Redispatch-2.0-Pflichten, etwa fehlende Fernsteuerbarkeit oder ausbleibende Datenlieferung, können vom Netzbetreiber sanktioniert werden. Bei nicht herstellbarer technischer Steuerbarkeit oder Datenanbindung droht im Extremfall die Aussetzung von Zahlungen beziehungsweise der Entschädigung. Ab 2026 gilt die Pflicht zum Steuerbarkeits- und Funktionstest auch für kleinere Anlagen, sofern sie fernsteuerbar sind. Der konkrete Sanktionsumfang ist netzbetreiberabhängig und insoweit nicht einheitlich gesichert (Quelle: SWM Infrastruktur; levonova.energy).

Häufige Fragen

Hinweis: Dieser Beitrag dient der allgemeinen Information und ersetzt keine Rechts-, Steuer- oder Energieberatung im Einzelfall. Angaben ohne Gewähr — trotz sorgfältiger Recherche übernehmen wir keine Gewähr für Richtigkeit, Vollständigkeit und Aktualität.