Redispatch 2.0: Was sich ändert und worauf sich Marktakteure vorbereiten müssen
Mit dem NABEG 2.0 wurde Redispatch im April 2019 auf Verteilnetzbetreiber ausgeweitet. Bei Netzengpässen trat das neue Regime an die Stelle des bisherigen Einspeisemanagements. Die vollständige Umsetzung war für Oktober 2021 vorgesehen. Mangelhafte Stammdaten, fehlende Messwerte, schwer prognostizierbare Erzeugung und unzuverlässige Steuerung erschwerten jedoch den Betrieb. Das Planwertmodell wurde deshalb ab August 2023 in den Verteilnetzen ausgesetzt.
Mit der Festlegung BK6-23-241 hat die Bundesnetzagentur im Mai 2026 die Weiterentwicklung des Redispatch geregelt. Zusammen mit BilAReM, dem bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen, zeichnet sich ein neues Zielbild ab. Die Umsetzung verlangt bessere Daten, verlässlich steuerbare Anlagen und abgestimmte Prozesse zwischen den Marktpartnern.
Planwertmodell bleibt das Ziel
Wesentliche Erzeugungsanlagen sollen bis Ende 2031 schrittweise in das neue Planwertmodell überführt werden. Die Netzbetreiber müssen die Überführung mit den jeweils vorgelagerten Netzbetreibern abstimmen. Diese können künftig auch vom nachgelagerten Netzbetreiber eine Clusterung von Anlagen verlangen.
Der bilanzielle Ausgleich erfolgt im Planwertmodell vorab über Fahrpläne, vom anfordernden Netzbetreiber über den anweisenden Netzbetreiber zum Lieferanten oder Direktvermarkter. Damit muss der Netzbetreiber seinen Redispatch-Bilanzkreis aktiv bewirtschaften, auch wenn im eigenen Netz keine Engpässe auftreten. Bei eigenen Engpässen kommt die bedarfsgerechte Beschaffung des Ausgleichsfahrplans am Markt hinzu. Fahrplanaustausch und Stammdaten sollten frühzeitig mit allen betroffenen Netzbetreibern sowie Lieferanten und Direktvermarktern getestet bzw. abgestimmt werden.
Weil der Fahrplanausgleich vor dem Eingriff stattfindet, ist eine zuverlässige Steuerung der Anlagen entscheidend. Die Ergebnisse der jährlichen Steuerbarkeitschecks nach § 12 Abs. 2 EnWG müssen daher konsequent nachverfolgt werden. Auch die Prognosegüte gewinnt an Bedeutung. Bei volatilen Anlagen hängt die Abrechnung der Ausfallarbeit von den gemeldeten Plänen ab. Mit dem schrittweisen Wegfall des Pauschalmodells muss zudem die Übermittlung der benötigten Wetterdaten über die Marktkommunikation organisiert werden. Für die Stammdaten trägt der Anschlussnetzbetreiber Verantwortung.
Übergangslösung bleibt anspruchsvoll
Bis zur Überführung in das Planwertmodell gilt für betroffene Anlagen das Prognosemodell ohne bilanziellen Ausgleich als Übergangslösung. Netzbetreiber müssen Redispatch-Abrufe fristgerecht ankündigen und die Benachrichtigung möglichst automatisieren. Die Anforderungen an Prognosegüte, Datenqualität und Steuerung bestehen bereits in dieser Phase.
Auch die finanzielle Kompensation im unbilanzierten Redispatch wird sich ändern. Das bisherige Mischpreisverfahren steht im Rahmen der Konsultation BK8-26-001-A auf dem Prüfstand. Diskutiert wird unter anderem, ob die rechtzeitige Ankündigung eines Abrufs in die Kostenerstattung einfließt. Daraus können zusätzliche Anforderungen an Fristenkontrolle und Abrechnung entstehen.
Was jetzt zu tun ist
Netzbetreiber, Anlagenbetreiber, Direktvermarkter und Bilanzkreisverantwortliche sollten ihre bestehenden Abläufe mit den neuen Vorgaben abgleichen und Verantwortlichkeiten klären. Für die schrittweise Überführung sind Koordinationsgespräche, mögliche Cluster-Abstimmungen, Stammdatenabgleiche sowie Tests von Steuerung und Fahrplanaustausch vorzubereiten. Parallel müssen Prozesse und IT-Systeme für fristgerechte Meldungen, Bilanzkreisbewirtschaftung und Abrechnung ertüchtigt werden.
Perspektivisch werden auch Speicher in Bezugs- und Einspeiserichtung stärker in den aktiven Redispatch einbezogen. Das wird zusätzliche Stammdaten und Plandaten sowie deren Berücksichtigung in der Lastflussrechnung erfordern. Mit dem ÜNB-Redispatch-Grund „Limitierte Vermarktung“ rücken außerdem EEG-vergütete Anlagen, gegebenenfalls auch unter 100 kWp, bei längeren Negativpreisphasen stärker in den Blick. Für Verteilnetzbetreiber wird damit auch die Abstimmung mit der Netzberechnung in der Niederspannung nach § 14a EnWG relevant.
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Dr. Bärbel Wicha-Krause
Senior Manager
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