Ab welcher Anlagengröße gilt Redispatch 2.0?

Redispatch 2.0 betrifft alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung — unabhängig vom Energieträger. PV-Anlagen unter 100 kW sind nicht direkt betroffen, können aber über die 70-Prozent-Regelung oder Einspeisebegrenzung nach § 14a EnWG indirekt netzdienlich gesteuert werden.

Wie werden PV-Betreiber bei Abregelung entschädigt?

Betreiber erhalten eine Entschädigung für die entgangene Einspeisevergütung oder den entgangenen Vermarktungserlös. Die Berechnung basiert auf der prognostizierten Einspeisung ohne Abregelung. Der Anspruch wird über den Netzbetreiber abgewickelt — bei Direktvermarktung über den Vermarkter.

Was hat sich gegenüber dem alten Einspeisemanagement geändert?

Das alte Einspeisemanagement nach § 14 EEG (alt) betraf nur EE-Anlagen und KWK. Redispatch 2.0 bezieht alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW ein, arbeitet mit verbindlichen Prognosen statt Ist-Werten und verteilt die Kosten über Netzentgelte auf alle Stromverbraucher.

Redispatch 2.0 und PV

Abgrenzung: Dieser Eintrag beschreibt das geltende operative Verfahren Redispatch 2.0 und was es für PV-Betreiber praktisch bedeutet. Das Zukunftskonzept zur Einbindung kleinteiliger Flexibilitäten behandelt der Eintrag Redispatch 3.0; den geplanten Entschädigungsverzicht beim Netzanschluss beschreibt Redispatch-Vorbehalt.

Hintergrund

Die Stromnetze in Deutschland sind auf historische Lastflüsse ausgelegt — von großen Kraftwerken im Süden und Westen zu Verbrauchern überall. Der massive Zubau erneuerbarer Energien im Norden und Osten hat die Lastflüsse umgekehrt. Wenn mehr Strom erzeugt als transportiert werden kann, entstehen Netzengpässe. Redispatch ist das Instrument, um diese Engpässe durch gezieltes Hoch- und Herunterfahren von Erzeugungsanlagen zu managen.

Von Einspeisemanagement zu Redispatch 2.0

Merkmal	Einspeisemanagement (bis 09/2021)	Redispatch 2.0 (ab 10/2021)
Betroffene Anlagen	Nur EE und KWK	Alle Erzeuger ab 100 kW
Steuerungsbasis	Ist-Einspeisung	Prognosebasiert
Datenlieferung	Einfach (Stammdaten)	Komplex (Prognosen, Fahrpläne)
Koordination	VNB allein	VNB erstellt Prognosen, ÜNB koordiniert
Kostenwälzung	EEG-Umlage	Netzentgelte
Entschädigung	Pauschal oder tatsächlicher Ertragsverlust	Basierend auf Ausfallarbeit

Ablauf eines Redispatch-Eingriffs

Der Prozess folgt einem standardisierten Ablauf mit mehreren Akteuren:

Prognose: Der Verteilnetzbetreiber (VNB) erstellt eine Einspeiseprognose für jede betroffene Anlage. Für PV basiert diese auf Wetterdaten und Anlagenparametern.
Engpasserkennung: Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erkennt drohende Netzengpässe im Day-Ahead- oder Intraday-Zeitfenster.
Maßnahmenplanung: Der ÜNB bestimmt, welche Anlagen heruntergefahren (negative Redispatch-Maßnahme) und welche hochgefahren werden müssen.
Abruf: Der VNB setzt die Maßnahme um und steuert die betroffenen Anlagen über Fernwirktechnik oder den Direktvermarkter.
Bilanzierung: Die Ausfallarbeit wird berechnet und der Betreiber entschädigt.

Auswirkungen auf PV-Anlagen ab 100 kW

Pflichten des Anlagenbetreibers

Betreiber von PV-Anlagen ab 100 kW müssen:

Stammdaten im Marktstammdatenregister aktuell halten
Fernsteuerbarkeit gewährleisten (Fernwirkanlage oder über Direktvermarkter)
Verfügbarkeitsstatus an den Netzbetreiber melden
Bei Direktvermarktung: Fahrpläne über den Vermarkter bereitstellen

Abregelungsmengen

Die abgeregelte Strommenge (Ausfallarbeit) variiert stark nach Region und Netzausbaustand.

Region	Typische Abregelung PV (Anteil am Jahresertrag)
Schleswig-Holstein	3–6 %
Mecklenburg-Vorpommern	2–5 %
Brandenburg	1–3 %
Niedersachsen	1–3 %
Bayern	< 1 %
Nordrhein-Westfalen	< 0,5 %

Deutschlandweit wurden 2024 rund 6,5 TWh erneuerbare Energie abgeregelt, davon etwa 1,8 TWh PV. Die Kosten dafür tragen über die Netzentgelte alle Stromverbraucher.

Entschädigungsmechanismus

Die Entschädigung richtet sich nach dem entgangenen Erlös:

Vermarktungsform	Entschädigungsbasis
EEG-Einspeisevergütung	Anzulegender Wert nach EEG
Direktvermarktung (Marktprämie)	Monatlicher Marktwert Solar + Managementprämie
Sonstige Direktvermarktung	Nachweis des entgangenen Erlöses

Die Berechnung der Ausfallarbeit basiert auf der Differenz zwischen prognostizierter Einspeisung ohne Eingriff und tatsächlicher Einspeisung während des Eingriffs. Prognosefehler können zu Über- oder Unterkompensation führen — ein bekanntes Problem, das die Bundesnetzagentur sukzessive adressiert.

Größenordnung der Entschädigungen

Kennzahl	Wert
Entschädigungen für abgeregelte EE-Anlagen 2025	rund 433 Mio. Euro
Gesamtkosten Engpassmanagement 2024	rund 3,0 Mrd. Euro

Die Entschädigungen an Anlagenbetreiber sind also nur ein Bruchteil der Gesamtkosten des Engpassmanagements – der größere Teil entfällt auf das Hochfahren von Ersatzkraftwerken und weitere Maßnahmen. Getragen werden die Kosten über die Netzentgelte von allen Stromverbrauchern.

Geplant: Entschädigungsverzicht in kapazitätslimitierten Netzgebieten

Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Regierungsentwurf für das Netzanschlusspaket beschlossen. Er greift den Entschädigungsmechanismus direkt an: In als kapazitätslimitierte Netzgebiete ausgewiesenen Regionen sollen neue Anlagen vorrangigen Netzanschluss nur erhalten, wenn ihre Betreiber im Gegenzug auf die Entschädigung für 18 bis 20 % ihres Jahresstromertrags verzichten – in Windvorranggebieten 18 %. Dieser Redispatch-Vorbehalt betrifft ausschließlich Neuanlagen; für Bestandsanlagen bleibt die Entschädigung nach geltendem Recht unverändert.

Rechtsstand: Regierungsentwurf, kein geltendes Recht. Bundestag (Beratung ab Herbst 2026), Bundesrat und der verbindliche Gesetzestext stehen aus. Zwei Rechtsgutachten halten den Vorbehalt für europarechtswidrig.

Praxisprobleme

Prognoseunsicherheit

PV-Einspeiseprognosen haben eine typische Fehlerrate von 10 bis 25 Prozent auf Stundenbasis. Wird eine Anlage auf Basis einer zu hohen Prognose abgeregelt, obwohl der tatsächliche Ertrag den Engpass gar nicht verursacht hätte, erhält der Betreiber zwar eine Entschädigung — die Abregelung war aber unnötig.

Datenkomplexität

Die Anforderungen an Datenlieferung und -qualität überfordern insbesondere kleinere Anlagenbetreiber. In der Praxis übernimmt häufig der Direktvermarkter die Datenbereitstellung und Kommunikation mit dem Netzbetreiber.

Verzögerte Abrechnung

Die Abrechnung der Entschädigungsansprüche erfolgt teilweise mit Verzögerungen von 6 bis 18 Monaten. Betreiber sollten die Redispatch-Maßnahmen über ihr Monitoring-System dokumentieren, um Ansprüche im Streitfall belegen zu können.

Ausblick

Mit steigendem PV-Zubau und langsamerem Netzausbau werden Redispatch-Maßnahmen häufiger. Die Bundesnetzagentur arbeitet an vereinfachten Verfahren und einer stärkeren Digitalisierung des Prozesses. Langfristig sollen flexible Verbraucher (Wärmepumpen, E-Autos, Speicher) einen Teil des Redispatch-Bedarfs durch Lastverschiebung auffangen.