Mit den gesetzlichen Regelungen zum Redispatch 2.0 werden Netzbetreiber dazu berechtigt 
und verpflichtet, im Fall von Gefährdungen oder Störungen der Netzsicherheit (im Folgenden: 
Netzengpässen) u.a. auf die Erzeugungsleistung von Stromerzeugungsanlagen zuzugreifen, 
um den Netzengpass zu beseitigen: Die Erzeugungsleistung einer Stromerzeugungsanlage 
wird (ggf. ferngesteuert) reduziert oder – was auch denkbar ist – erhöht. Der betroffene 
Anlagenbetreiber hat im Gegenzug für eine tatsächlich erfolgte Redispatch-Maßnahme einen 
Anspruch auf einen angemessen finanziellen Ausgleich.

Bislang wurden vergleichbare Maßnahmen gegenüber den Betreibern von EE- und KWKAnlagen im Rahmen des sog. Einspeisemanagements durchgeführt. Mit dem Redispatch 2.0 
gibt es einen neuen rechtlichen Rahmen, der zusätzliche Pflichten für Anlagenbetreiber, 
Netzbetreiber und Direktvermarkter mit sich bringt.

Der Begriff „Dispatch“ bezeichnet in der Energiewirtschaft die Einsatzplanung von 
Kraftwerken/Stromerzeugungsanlagen durch den Kraftwerksbetreiber. Der deutsche Begriff 
für „Dispatch“ lautet daher „Kraftwerkseinsatzplanung“. Der Begriff „Redispatch“ hingegen 
bezeichnet die kurzfristige Änderung des Kraftwerkseinsatzes auf Verlangen eines 
Netzbetreibers zur Vermeidung von Netzengpässen.

Ausgangspunkt sind die gesetzlichen Regelungen in §§ 13 ff. des Energiewirtschaftsgesetzes 
(EnWG) in der Fassung ab 01.10.2021. Ergänzt werden diese Bestimmungen durch 
administrative Entscheidungen (sog. Festlegungen) der Bundesnetzagentur.

Hier muss man unterscheiden:

Die Redispatch-Regelungen, mit denen den Netzbetreibern erlaubt wird, auf Anlagen 
zuzugreifen, gelten ab dem 01.10.2021.

Um diesen Prozess vorzubereiten gelten jedoch schon ab dem 01.07.2021 ggf. 
Datenmitteilungspflichten der Anlagenbetreiber an Netzbetreiber.

Nach bisheriger Rechtslage standen Netzbetreibern u.a. Abregelungsbefugnisse für folgende 
Fälle zu: Zum einen für große Anlagen mit einer elektrischen Leistung ab 10 MW (sog. 
Redispatch 1.0) und zum anderen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren 
Energien bzw. KWK-Anlagen (sog. Einspeisemanagement). Mit dem Redispatch 2.0 werden 
beide „Abregelungsregime“ zusammengeführt und insbesondere das Einspeisemanagement in 
seiner bisherigen Form aufgehoben.

In diesem Zusammenhang gibt es verglichen mit dem Einspeisemanagement vor allem drei 
wesentliche Änderungen:

• Während beim Einspeisemanagement Anlagen bislang auf Basis von Ist-Werten, also akut, abgeregelt wurden, sollen die Maßnahmen mit dem Redispatch 2.0 auf Basis von Plan-Werten durchgeführt werden. Plan-Werte sind voraussichtliche Werte, beispielsweise bezogen auf die Stromeinspeisung einer Anlage. Zu diesem Zweck benötigt der Netzbetreiber – anders als früher – anlagenbezogene Informationen vom Anlagenbetreiber. Demgemäß entstehen neue Pflichten zur Datenmitteilung für Anlagenbetreiber.
• Während beim Einspeisemanagement bislang ein absoluter Einspeisevorrang von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen galt, wird dieser Einspeisevorrang mit dem Redispatch 2.0 abgeschwächt.
• Bilanzkreisverantwortliche bzw. Direktvermarkter erhalten einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für die Bilanzkreisabweichungen, die infolge der RedispatchMaßnahmen des Netzbetreibers entstehen. Die Entschädigungspflicht zugunsten der Anlagenbetreiber bei Redispatch-Maßnahmen, wie sie im Einspeisemanagement bestanden, bleibt daneben auch im Redispatch 2.0 erhalten.

Insbesondere durch den sukzessiven Ausstieg aus der Kernenergie und durch die vermehrte 
Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien ergeben sich veränderte Lastflüsse im Netz. 
Sie führen dazu, dass Netzbetreiber immer häufiger Abregelungsmaßnahmen vornehmen 
mussten. Dadurch entstehen sehr hohe Kosten, die von allen Netznutzern getragen werden 
müssen. Mit dem Redispatch 2.0, das planwertbasiert ablaufen soll, sollen die Maßnahmen zur 
Netzstabilität effizienter werden und damit die Kosten gesenkt werden.

Hier muss man unterscheiden:

• Die Regelungen, mit denen den Netzbetreibern erlaubt wird, auf Anlagen zuzugreifen, gelten zum einen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom ab einer Leistung von 100 kW und zum anderen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom (unabhängig von ihrer Leistung), wenn sie durch den Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind.
• Die Datenmitteilungspflichten gelten jedoch grundsätzlich nur für Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW (siehe dazu sogleich unter III.). Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW treffen also zunächst keine neuen Pflichten.

Betreiber von Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW sind dazu verpflichtet, in einer ganz 
bestimmten Form und unter Einhaltung bestimmter Fristen Stammdaten, Planungsdaten, 
Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten mitzuteilen. Diese Daten dienen den 
Netzbetreibern zur Identifikation von möglichen Netzengpässen und zur Dimensionierung von 
Maßnahmen, um Netzengpässen entgegenzuwirken. Zudem kann es in bestimmten 
Situationen dazu kommen, dass Anlagenbetreiber (oder der beauftragte Dienstleister) eine 
Erzeugungsprognose für die jeweilige Anlage erstellen müssen.

Die Anlagenbetreiber treffen nach einer Redispatch-Maßnahme schließlich Abrechnungsobliegenheiten; dies gilt unabhängig von der installierten Leistung der Anlage. Einzelheiten zu 
den Pflichten finden sich sogleich unter III. und IV.

Ja, aber nur wenn die Anlage eine Leistung von 100 kW oder mehr aufweist. Die Fernsteuerung 
der Anlage erfolgt dann nicht technisch (sog. Duldungsfall), sondern im Wege einer 
Aufforderung des Netzbetreibers an den Anlagenbetreiber, die Einspeise- oder Bezugsleistung 
anzupassen (sog. Aufforderungsfall). Wegen der Einzelheiten, insbesondere zur Frist für die 
Umsetzung von Aufforderungen, werden wir gesondert informieren.

Nein. Es müssen grundsätzlich alle betroffenen Anlagen am Redispatch 2.0 teilnehmen (siehe 
dazu die Frage zum Anwendungsbereich). In bestimmten Fällen können Anlagenbetreiber aber 
angeben, dass ihre Anlage nicht zum Redispatch 2.0 zur Verfügung steht, beispielsweise bei 
Wartungsmaßnahmen an der Anlage.

Nein. Die Regelungen zum Redispatch 2.0 knüpfen, soweit erforderlich, an bestehende 
Fernsteuertechnik an. Nachrüstpflichten anlässlich des Redispatch 2.0 gibt es also nicht. 
Nachrüstpflichten können sich aber z. B. aus dem EEG ergeben.

Nicht zwingend. Anlagenbetreiber müssen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 
zunächst bestimmte Datenmitteilungspflichten erfüllen. Hierdurch entsteht zwar Aufwand, es 
entstehen aber keine gesonderten Kosten. Sollte es zu Abregelungsmaßnahmen im 
Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 kommen, können Einnahmeausfälle entstehen, die 
jedoch vom Netzbetreiber angemessen finanziell auszugleichen sind (Entsprechendes gilt bei 
Hochregelungsmaßnahmen). Aufwand kann in diesem Zusammenhang durch die 
Geltendmachung der Entschädigungsansprüche entstehen.

Ja. Stromspeicher sind genauso vom Redispatch 2.0 betroffen, wie (reine) Stromerzeugungsanlagen.

Anlagenbetreiber haben im Rahmen des Redispatch 2.0 Stammdaten, Planungsdaten, 
Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten zu übermitteln. Details zu den erforderlichen 
Daten können der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 23.03.2021 (Az.: BK6-20-
061) entnommen werden.

Wegen der Begrifflichkeiten und der Einzelheiten der zu meldenden Daten werden wir diese 
FAQ demnächst aktualisieren.

Stammdaten sind – vereinfacht ausgedrückt – wesentliche Eckdaten zur betriebenen Anlage, 
die nicht mit der konkreten Fahrweise der Anlage im Einzelfall zusammenhängen. Dazu 
zählen beispielsweise die Art der technischen Steuerbarkeit der Anlage (absolut auf einen 
bestimmten Leistungswert oder prozentual auf die installierte Leistung) oder die 
Mindesterzeugungswirkleistung. Auch ein eindeutiger Identifikator der Anlage (sog. ID der 
technischen Ressource) gehört zu den Stammdaten.

Planungsdaten betreffen im Wesentlichen die prognostizierte Fahrweise der Anlage. Dazu 
zählen beispielsweise die geplante Stromerzeugung oder bei Speichern der geplante 
Stromverbrauch („Einspeicherung“). Die meisten Planungsdaten spielen nur dann eine Rolle, 
wenn sich die Anlage im sog. Planwertmodell befindet; befindet sie sich dagegen im sog. 
Prognosemodell, sind (in der Regel) keine Planungsdaten mitzuteilen (zu Prognosemodell und 
Planwertmodell siehe sogleich in der folgenden Frage).

Mit den Daten zur Nichtbeanspruchbarkeit kann der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber 
mitteilen, wann und in welchem Umfang die Anlage voraussichtlich nicht für RedispatchMaßnahmen zur Verfügung stehen wird. Das kann beispielsweise dann der Fall sein, wenn an 
der Anlage Wartungsarbeiten durchgeführt werden. Denn in diesem Fall kann die Anlage 
weder hoch- noch runtergeregelt werden.

Echtzeitdaten grenzen sich von den vorstehend genannten Daten dadurch ab, dass sie höchst 
aktuell sein müssen. So heißt es in der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 
06.11.2020 (Az. BK6-20-061):

„Echtzeit-Daten sind in einem Zeitintervall von ≤60 Sekunden zu aktualisieren und an 
den [Anschlussnetzbetreiber] zu übermitteln.“

Vergangenheitsdaten sind im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 nicht zu melden.

Die zu liefernden Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten 
sind im Einzelnen in der Anlage zur Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 
(Az. BK6-20-061) aufgeführt entnommen werden.

Die unterschiedlichen Modelle beziehen sich in erster Linie auf die Frage, wer dazu 
verpflichtet ist, die Strommengen, die in der Anlage erzeugt werden, zu prognostizieren. Je 
nach einschlägigem Modell greifen daher unterschiedliche Datenmitteilungspflichten. Die 
prognostizierten Daten sind insbesondere für die Ermittlung des bilanziellen Ausgleichs 
relevant, den der Netzbetreiber an den Bilanzkreisverantwortlichen liefern muss.

Beim Planwertmodell ist der Anlagenbetreiber (unter anderem) dazu verpflichtet, dem 
Netzbetreiber mitzuteilen, wieviel Strom seine Anlage voraussichtlich erzeugen wird. Er muss 
dem Netzbetreiber also gewissermaßen einen Erzeugungsfahrplan mitteilen, daher der 
Begriff des Planwertmodells.

Beim Prognosemodell ist der Netzbetreiber zur Erstellung der entsprechenden Prognosen 
verpflichtet. Der Umfang der vom Anlagenbetreiber mitzuteilenden Daten ist daher geringer 
als im Planwertmodell.

Anlagen werden grundsätzlich dem Prognosemodell zugewiesen, wenn sie nicht verpflichtend 
dem Planwertmodell zugeordnet werden müssen. Das ist für den Anlagenbetreiber die 
aufwandsärmste Alternative. Zwar können Anlagenbetreiber auch freiwillig in das 
Planwertmodell wechseln, doch müssen sie hierfür vorab eine Art Qualifizierungsverfahren 
durchlaufen, in dem die Güte der von ihnen mitgeteilten Fahrpläne überprüft wird.

Stammdaten sind auf Aufforderung des Netzbetreibers frühestens ab dem 01.07.2021 und ab 
dann bei Änderungen mitzuteilen. Planungsdaten sind erstmals am 29.09.2021 um 14:30 Uhr 
und ab dann bei Änderungen jeweils stündlich mitzuteilen. Nichtbeanspruchbarkeitsdaten sind 
unverzüglich, spätestens jedoch eine Stunde nach Bekanntwerden mitzuteilen. Echtzeitdaten 
sind ab dem 01.10.2021 um 0:00 Uhr mitzuteilen. Echtzeitdaten sind innerhalb eines 
Zeitintervalls von maximal 60 Sekunden zu aktualisieren.

Wegen der Begrifflichkeiten und der Einzelheiten der zu meldenden Daten werden wir diese 
FAQ demnächst aktualisieren.

Ja. Die initial übermittelten Stammdaten sind bei tatsächlichen Änderungen an der Anlage 
anzupassen. Alle weiteren Daten müssen im Rahmen der regelmäßigen Meldezyklen 
aktualisiert werden.

Die Daten sind anlagenscharf durch die Anlagenbetreiber in Erfahrung zu bringen. Dazu können 
z. B. das Herstellerzertifikat oder weiterführende Dokumentationen herangezogen werden.
Ggf. ist auch eine Abstimmung mit dem Direktvermarkter zu empfehlen.

Unter der TR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Technischen Ressource (TR). Unter 
der Technischen Ressource wiederum versteht man die jeweilige Anlage selbst. Die TR-ID ist 
damit nichts anderes als ein eindeutiger Identifikator der jeweiligen Anlage. Als TR-ID kann 
daher die Marktstammdatenregisternummer der Anlage angegeben werden. Diese Nummer 
gibt es für jede Anlage bundesweit nämlich nur ein einziges Mal. Die eindeutige Identifikation 
der Anlage ist somit sichergestellt.

Unter der SR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Steuerbaren Ressource (SR). Unter 
der Steuerbaren Ressource wiederum versteht man – vereinfacht ausgedrückt – die Summe
der Technischen Ressourcen, die nur über einen gemeinsamen Punkt steuerbar sind. Ist eine 
Technische Ressource, also eine Anlage, selbst steuerbar, dann stellt sie selbst auch die 
Steuerbare Ressource dar. Sind mehrere Technische Ressourcen nur gemeinsam steuerbar, 
stellen diese Technischen Ressourcen eine einzige gemeinsame Steuerbare Ressource dar. 
Die SR-ID soll vom Anschlussnetzbetreiber vergeben werden.

Der Datenaustausch erfolgt im Redispatch 2.0 über einen sogenannten Data-Provider
(„Datendrehscheibe“). Die Rolle des Data-Providers wird in der Regel durch das Tool Connect+ 
eingenommen werden. Somit hat der Datenaustausch grundsätzlich über die Connect+-
Plattform im XML-Format zu erfolgen. Allerdings können nicht alle Daten über die Connect+-
Plattform gemeldet werden. Zu den weiteren Einzelheiten werden wir alle an unser Netz 
angeschlossenen Anlagenbetreiber gesondert informieren.

Die Datenmeldung des Anlagenbetreibers muss grundsätzlich richtig und genau sein. Zwar 
liegt es in der Natur der Sache, dass prognostische Daten, wie sie im Zusammenhang mit dem 
Redispatch 2.0 bisweilen mitzuteilen sind, Unsicherheiten unterliegen. Sollte jedoch absehbar 
sein, dass die zunächst mitgeteilten Daten nicht oder nicht mehr zutreffen, dann sind sie im 
Rahmen der bestehenden Fristen zu korrigieren.

Die Datenmitteilungspflichten müssen nicht zwingend durch den Anlagenbetreiber selbst, 
sondern können auch durch einen Dienstleister erfüllt werden (sog. Einsatzverantwortlicher). 
Die Rolle des Einsatzverantwortlichen kann z. B. von Ihrem Direktvermarkter wahrgenommen 
werden. Die Beauftragung eines Dienstleisters obliegt dem jeweiligen Anlagenbetreiber und 
sollte entsprechend vertraglich geregelt werden.

Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, dass sie auf Pflichtverstöße mit Maßnahmen des 
Verwaltungszwangs reagieren kann, z. B. also durch Festsetzung eines Zwangsgeldes. 
Außerdem drohen u.a. ggf. Schadensersatzansprüche des Netzbetreibers oder anderer 
Anlagenbetreiber, wenn durch die unterbliebene oder fehlerhafte Datenmitteilung Schäden 
entstehen.

Neben den Pflichten zur Datenmitteilung müssen Daten zum bilanziellen Ausgleich von 
Redispatch-Maßnahmen mitgeteilt werden. Diese Daten betreffen im Wesentlichen Daten 
zum geplanten Einsatz der Anlage, wenn die bilanzielle Abwicklung im sog. Planwertmodell 
stattfindet. Die Daten sind im Einzelnen in der Festlegung zum bilanziellen Ausgleich vom 
06.11.2020 (Az. BK6-20-061) enthalten. Wer die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernimmt, 
ist zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter zu klären. Die Rolle kann auch von einem
Dienstleister wahrgenommen werden.

Die Pflichten im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0, insbesondere die 
Datenmitteilungspflichten, müssen nicht zwingend durch den Anlagenbetreiber selbst, 
sondern können auch durch einen Dienstleister erfüllt werden. Dies betrifft sowohl die 
Mitteilung der Stammdaten als auch alle Daten im Zusammenhang mit der Planung und 
Einsatzführung einer technischen Ressource und die Übermittlung der Fahrpläne als 
Einsatzverantwortlicher. Die Rolle des Dienstleisters kann z. B. von Ihrem Direktvermarkter 
wahrgenommen werden. Die Beauftragung eines Dienstleisters obliegt dem jeweiligen 
Anlagenbetreiber und sollte entsprechend vertraglich geregelt werden, z.B. im Rahmen des 
Direktvermarktungsvertrags. Die Pflicht zur Datenmitteilung bleibt aber formal im Verhältnis 
zum Netzbetreiber immer beim Anlagenbetreiber, der sich nur zur Erfüllung seiner Pflicht 
eines Dienstleisters bedienen kann.

Viele Direktvermarkter oder Stromlieferanten bieten an, die Rolle des Dienstleisters bzw.
Einsatzverantwortlichen zu übernehmen. Stimmen Sie sich bitte eigenständig dazu mit Ihrem 
Direktvermarkter oder Ihrem Stromlieferanten (oder einem anderen Dritten) ab.

Das hängt in erster Linie von der vertraglichen Ausgestaltung zwischen dem Anlagenbetreiber 
und dem Dienstleister ab. Die vertraglichen Regelungen sollten das Leistungsspektrum des 
Dienstleisters und die Mitwirkungspflichten des Anlagenbetreibers klar umreißen.

Wichtig ist zunächst, dass der Anlagenbetreiber auch bei Beauftragung eines Dienstleisters
nach außen hin der Verpflichtete bleibt. Der Anlagenbetreiber kann also die Aufgabenerfüllung an einen Dritten übertragen, nicht aber seine Pflichtenstellung selbst. 
Wenn also ein Pflichtverstoß vorliegt und damit Sanktionen verbunden sind, wird der 
Anlagenbetreiber in Anspruch genommen. Inwiefern der Anlagenbetreiber die sich daraus 
ergebenden Schäden vom Dienstleister ersetzt bekommt hängt insbesondere von den 
vertraglichen Vereinbarungen zwischen Anlagenbetreiber und Dienstleister ab und kann hier 
deshalb nicht bewertet werden.

Ja. Die initial übermittelten Stammdaten sind bei tatsächlichen Änderungen an der Anlage 
anzupassen. Alle weiteren Daten müssen im Rahmen der regelmäßigen Meldezyklen 
aktualisiert werden.

Dazu lässt sich pauschal keine Aussage treffen. Es hängt von möglichen Netzengpässen sowohl 
im Netz des Anschlussnetzbetreibers als auch in den vorgelagerten Netzen und im 
Übertragungsnetz ab. Abhängig u.a. von den jeweiligen Netzzuständen und dem zukünftigen Ausbau von Stromerzeugungsanlagen kann sich die Wahrscheinlichkeit erhöhen oder – bei 
zukünftigen Netzausbaumaßnahmen – auch verringern.

Grundsätzlich ja. Es gibt aber eine wichtige und praxisrelevante Ausnahme: Für Strom, der nicht 
in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird und der aus Anlagen zur Erzeugung 
von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus hocheffizienten KWK-Anlagen stammt, ist der 
Zugriff auf die Anlage nur in besonderen Notfällen zulässig.

Im Rahmen des Redispatch 2.0 wird zwischen Aufforderungs- und Duldungsfall unterschieden:

• Im Aufforderungsfall erhalten Sie (oder Ihr Dienstleister) von uns eine Aufforderung zur Durchführung einer Maßnahme. Das Steuerungssignal wird dann durch Sie (oder durch Ihren Dienstleister) an die Anlage gesendet.
• Im Duldungsfall werden wir als Anschlussnetzbetreiber das Steuerungssignal direkt an die Anlage senden und diese abrufen.

Die Zuordnung der einzelnen Anlagen zu einem dieser Fälle ist insbesondere von den 
technischen Gegebenheiten vor Ort abhängig.

Wegen der Einzelheiten werden wir diese FAQ demnächst aktualisieren.

Für die Pflicht des Netzbetreibers, bei Netzengpässen auf die Anlage zuzugreifen, spielt die 
Tatsache, dass der erzeugte Strom direktvermarktet wird, keine Rolle. Allerdings kann der 
Direktvermarkter im Fall einer Redispatch-Maßnahme eigene Ausgleichsansprüche gegen den 
Netzbetreiber geltend machen (sog. bilanzieller Ausgleich). Dieser gesonderte Anspruch kann 
wiederum Auswirkungen auf Ihren Direktvermarktungsvertrag haben. Melden Sie sich bei 
Fragen am besten bei Ihrem Direktvermarkten.

Netzbetreiber sind dazu verpflichtet, die Anlagenbetreiber unverzüglich zu informieren, wenn 
ihre Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen worden ist. Dabei sind der 
tatsächliche Zeitpunkt, der Umfang, die Dauer und die Gründe für die Redispatch-Maßnahme 
mitzuteilen.

Ja, das Gesetz sieht in einem solchen Fall einen angemessenen finanziellen Ausgleich vor. Dabei 
ist der finanzielle Ausgleich angemessen, wenn er den Anlagenbetreiber weder besser noch 
schlechter stellt, als er ohne die Redispatch-Maßnahme stünde. Darüber hinaus gibt es einen 
Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für Bilanzkreisverantwortliche/Direktvermarkter, auf deren 
Bilanzkreis sich die Abregelungsmaßnahme auswirkt. Für die Geltendmachung des 
Entschädigungsanspruchs muss der Anlagenbetreiber bestimmte Daten zum Beleg des 
Anspruchs an den Anschlussnetzbetreiber mitteilen. Wegen Einzelheiten zur Ermittlung und 
zur Geltendmachung eines angemessenen Ausgleichs werden wir diese FAQ rechtzeitig 
aktualisieren.

Nach den gesetzlichen Bestimmungen umfasst der finanzielle Ausgleich – vereinfacht 
ausgedrückt – bei EEG- und KWK-Anlagen „die entgangenen Einnahmen zuzüglich der 
zusätzlichen Aufwendungen“ (vgl. § 13a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG in der Fassung ab 
01.10.2021). Zu den entgangenen Einnahmen zählt beispielsweise eine entgangene 
Einspeisevergütung nach dem EEG. Anders als nach früherer Rechtslage werden nicht mehr 
nur 95 % der entgangenen Einnahmen ausgeglichen, sondern 100 %; das stellt also eine 
Verbesserung für den Anlagenbetreiber dar. Zu den zusätzlichen Aufwendungen können 
beispielsweise Mehrkosten durch zusätzliche Einsatzstoffe zählen. Für Anlagen, die nicht EEG- oder KWK-Anlagen sind, gelten nach den gesetzlichen Bestimmungen abweichende 
Vorgaben.

Das lässt sich am besten anhand eines Beispiels verdeutlichen. Befindet sich eine EEG-Anlage 
in der Direktvermarktung und wird diese Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme 
herangezogen, bei der die Wirkleistungseinspeisung reduziert wird, werden zwei Beteiligte 
benachteiligt:

Der Anlagenbetreiber, da er weniger Strom in das Netz einspeisen und damit weniger 
Erträge nach dem EEG generieren konnte, und

der Bilanzkreisverantwortliche (häufig ist das der Direktvermarkter selbst), da er mit 
einer höheren Einspeisung gerechnet hat, diese aber nicht erfolgt ist, wodurch in 
seinem Bilanzkreis ein Ungleichgewicht entstanden ist.

Das bilanzielle Ungleichgewicht beim Bilanzkreisverantwortlichen wird durch den bilanziellen 
Ausgleich des Netzbetreibers neutralisiert. Der Bilanzkreisverantwortliche wird also letztlich 
so gestellt, wie wenn die von ihm prognostizierte Einspeisung erfolgt wäre. Hierdurch ist er 
auch in der Lage, dem Anlagenbetreiber weiterhin den Gegenwert für den (eigentlich nicht 
eingespeisten) Strom zu zahlen. Der Schaden beim Anlagenbetreiber besteht also nur noch in 
Höhe der vom Netzbetreiber nicht ausgezahlten Marktprämie. Diese Position erhält er als 
finanziellen Ausgleich.

Darüber hinaus kann ein Schaden dadurch entstehen, dass die tatsächlich nicht eingespeiste 
Strommenge (zur Berechnung siehe sogleich die nächste Frage) höher oder niedriger 
gewesen wäre, als die bilanziell in den Bilanzkreis des Direktvermarkters eingestellte und 
durch den Netzbetreiber bilanziell ausgeglichene Strommenge. Über den bilanziellen 
Ausgleich wird nur die bilanziell eingespeiste Strommenge entschädigt. Wenn die tatsächlich 
eingespeiste Strommenge höher ist, erhält der Anlagenbetreiber zusätzlich einen finanziellen 
Ausgleich für die Differenz zwischen der bilanziell eingespeisten Strommenge und der
tatsächlich nicht eingespeisten Strommenge. Sollte die nicht eingespeiste Strommenge 
niedriger als die bilanziell eingespeiste und entschädigte Strommenge sein, wird der Anspruch 
des Anlagenbetreibers auf Entschädigung reduziert.

Hierzu gibt es drei unterschiedliche Verfahren:

Sog. Spitzabrechnungsverfahren: Hier werden gemessene Wetterdaten „an“ der 
Anlage zugrunde gelegt, woraus die potenzielle Einspeisung ermittelt wird.

Sog. vereinfachtes Spitzabrechnungsverfahren: Auch hier werden konkrete 
Wetterdaten zugrunde gelegt, die in Strommengen „umgerechnet“ werden, doch 
handelt es sich nicht um Wetterdaten „an“ der Anlage selbst, sondern um 
Wetterdaten „an“ (repräsentativen) Vergleichsanlagen im räumlichen 
Zusammenhang zu der herangezogenen Anlage. Alternativ können auch andere 
anerkannte wissenschaftliche Verfahren genutzt werden.

Sog. Pauschalverfahren: Hier wird unterstellt, dass die herangezogene Anlage 
während der Redispatch-Maßnahme genauso viel Strom erzeugt hat, wie in der 
Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme.

Die Wahl des Verfahrens steht grundsätzlich im Belieben des Anlagenbetreibers, muss aber 
einheitlich für jedes Kalenderjahr erfolgen. Die Wahl des Abrechnungsverfahrens für das Jahr 
2021 muss bis zum 30.06.2021 durch die Anlagenbetreiber erfolgen. Einzelheiten finden sich 
in der Anlage 1 zur Festlegung zum bilanziellen Ausgleich vom 06.11.2020 (Az.: BK6-20-059).

Beispielsweise auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur, des BDEW oder von Connect+.
Gerne können Sie sich auch an folgenden Ansprechpartner in unserem Haus 
wenden: 
Jürgen Braucks
Tel.: 02307 978-2300

Felix Eller
Tel.: 02307 978-2302

redispatch@gsw-kamen.de

Wir werden den betroffenen Anlagenbetreibern kurzfristig ein erstes Informationsschreiben 
zuleiten. Im Anschluss erhalten die Anlagenbetreiber ein weiteres, 
vertiefendes Informationsschreiben, das insbesondere die mitzuteilenden Daten genauer 
darstellen wird; außerdem erhalten Sie mit diesem Schreiben verschiedene Identifikatoren 
zugesandt. Voraussichtlich im Juli 2021 erhalten die Anlagenbetreiber dann ein drittes und 
letztes Informationsschreiben. Dieses Schreiben wird u. a. näher auf den Meldeweg eingehen.