Redispatch 2.0: Pflichten, Entschädigung und was sich 2026 ändert
Redispatch 2.0 betrifft jede Erzeugungsanlage und jeden Speicher ab 100 Kilowatt – und seit Dezember 2025 läuft die Entschädigung anders als bisher. Hier erfährst du, welche Pflichten du hast, wie die Abrechnung funktioniert und was sich geändert hat.
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Kurz gesagt: Redispatch 2.0 ist das seit 1. Oktober 2021 geltende Verfahren, mit dem Netzbetreiber Stromerzeugungsanlagen und Speicher ab 100 kW herunter- oder hochfahren, um Netzengpässe zu vermeiden. Du musst dafür Stammdaten melden, einen Einsatzverantwortlichen benennen und bekommst die entgangene Einspeisung ersetzt. Seit dem 23. Dezember 2025 zahlt der Netzbetreiber diese Entschädigung direkt an dich als Anlagenbetreiber.
Wenn du in deinem Unternehmen eine Photovoltaikanlage, ein Blockheizkraftwerk oder einen Speicher mit mehr als 100 Kilowatt betreibst, bist du betroffen. Und selbst ohne eigene Anlage zahlst du über die Netzentgelte mit.
- Seit: 1. Oktober 2021, Rechtsgrundlage § 13a EnWG.
- Schwelle: Erzeugungsanlagen und Speicher ab 100 kW, unabhängig von der Größe alle fernsteuerbaren Anlagen.
- Rollen: Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der technischen Ressource (BTR) – selbst übernehmbar oder an den Direktvermarkter delegierbar.
- Neu seit 23.12.2025: Aufwendungsersatz nach § 14 Abs. 1b EnWG geht direkt an dich, nicht mehr an den Bilanzkreisverantwortlichen.
- Kosten fürs System: rund 3,1 Mrd. € Netzengpassmanagement 2025 laut Bundesnetzagentur.
Was ist Redispatch 2.0?
Redispatch bezeichnet den Eingriff in die geplante Erzeugung eines Kraftwerks, um einen Engpass im Stromnetz zu entschärfen. Vor einem überlasteten Leitungsabschnitt wird die Einspeisung gedrosselt, dahinter wird sie erhöht. Die Strommenge im Netz bleibt gleich, nur ihre Herkunft verschiebt sich.
Neu ist daran nicht das Prinzip, sondern der Kreis der einbezogenen Anlagen. Bis 2021 gab es zwei getrennte Welten: das Einspeisemanagement nach EEG und KWKG für erneuerbare Energien und KWK-Anlagen, und den klassischen Redispatch für konventionelle Kraftwerke. Mit dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0), das im Mai 2019 in Kraft trat, wurden beide Regime zusammengeführt. Seit dem 1. Oktober 2021 gilt ein einheitliches Redispatch-Regime nach § 13a EnWG für alle.
Der praktische Unterschied: Erneuerbare Anlagen werden nicht mehr erst als letztes Mittel abgeregelt, sondern von vornherein in die Planung und Einsatzführung einbezogen. Anlagenbetreiber, Direktvermarkter, Verteilnetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber sind dafür über die Plattform Connect+ als zentrale Anlaufstelle verbunden.
Wer ist betroffen? Die 100-kW-Grenze
Redispatch 2.0 gilt für Erzeugungsanlagen und Speicher mit einer Leistung ab 100 Kilowatt. Damit gelten neue Anforderungen für jeden Betrieb mit größerer Eigenerzeugung. Erfasst sind unter anderem:
- Photovoltaik-Anlagen auf Gewerbedächern und Freiflächen
- Windenergieanlagen
- Blockheizkraftwerke und andere KWK-Anlagen
- Biogasanlagen
- Batteriespeicher
- konventionelle Erzeugungsanlagen
Zusätzlich gilt die Pflicht unabhängig von der Leistung für alle Anlagen, die vom Netzbetreiber ferngesteuert werden können. Eine Notstromanlage, die ausschließlich der Eigenversorgung dient, fällt in der Regel nicht darunter, muss aber trotzdem mit Stammdaten gemeldet werden. Im Zweifel ist der Anschlussnetzbetreiber die richtige Adresse für die Einordnung.
Wichtig für die Praxis: Verantwortlich bleibst du als Anlagenbetreiber, auch wenn du Aufgaben auslagerst. Die Umsetzung der gesetzlichen Anforderungen lässt sich delegieren, die Verantwortung nicht.
Deine Pflichten als Anlagenbetreiber
Rollen benennen: EIV und BTR
Der Einsatzverantwortliche (EIV) verantwortet die Einsatzplanung deiner Anlage, liefert Daten an den Netzbetreiber und setzt im Ernstfall die Abregelung um. Das übernimmt in den meisten Fällen der Direktvermarkter oder ein Dienstleister mit virtuellem Kraftwerk.
Der Betreiber der technischen Ressource (BTR) verantwortet die technischen Daten und den Zustand der technischen Ressource – Nichtverfügbarkeiten, Wartungsfenster, technische Kennwerte.
Beide Rollen kannst du als Betreiber einer technischen Anlage selbst übernehmen. Für einen Gewerbebetrieb mit einer einzelnen Anlage ist das allerdings selten sinnvoll, weil daran laufende Meldepflichten und Datenformate hängen.
Einsatzverantwortlicher (EIV)Einsatzplanung, Datenlieferung, setzt die Abregelung im Ernstfall um.
Meist Direktvermarkter oder VK-DienstleisterBetreiber der technischen Ressource (BTR)Technische Daten und Zustand der Anlage: Nichtverfügbarkeiten, Wartung, Kennwerte.
Kann der Anlagenbetreiber selbst seinStammdaten und Nichtverfügbarkeiten melden
Deine Anlage muss beim Netzbetreiber vollständig hinterlegt sein: technische Kennwerte, Anschlusspunkt, Zuordnung der Rollen, Marktstammdatenregister-Nummer. Ändert sich etwas – neue Wechselrichter, Leistungserweiterung, Wechsel des Direktvermarkters – musst du das nachziehen. Geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeiten gehören ebenfalls gemeldet, weil der Netzbetreiber sonst mit einer Erzeugungsleistung plant, die es gerade nicht gibt.
Abrufverfahren wählen: Aufforderungsfall oder Duldungsfall
Beim Aufforderungsfall schickt der Netzbetreiber einen Sollwert an den Einsatzverantwortlichen, und dieser regelt die Anlage selbst herunter. Beim Duldungsfall greift der Netzbetreiber direkt auf die Anlage zu und steuert sie selbst. Triffst du keine Wahl, ist der Duldungsfall in der Regel die Voreinstellung.
Der Aufforderungsfall gibt dir mehr Kontrolle über die Fahrweise, etwa wenn Eigenverbrauch oder ein Prozess im Betrieb daran hängt. Er verlangt aber auch einen EIV, der rund um die Uhr reagieren kann.
Bilanzierungsmodell: Prognose- oder Planwertmodell
Beim Prognosemodell meldest du die Anlagendaten, und der Netzbetreiber erstellt die Prognose der Einspeisung. Das ist der einfachere Weg und für kleinere Anlagen der Normalfall. Beim Planwertmodell liefert dein Einsatzverantwortlicher täglich einen Fahrplan mit der geplanten Einspeisung von Strom. Für Anlagen ab 10 MW ist das Planwertmodell verpflichtend.
Abrechnungsmodell: pauschal, spitz oder spitz light
Für die Ermittlung der Ausfallarbeit – also der Strommenge, die du wegen der Abregelung nicht einspeisen konntest – stehen drei Verfahren der Abrechnung zur Wahl:
| Verfahren | Wie gerechnet wird | Wann es passt |
|---|---|---|
| Pauschalverfahren | Hochrechnung aus den zuletzt gemessenen Leistungswerten | wenn keine eigene Messtechnik am Standort vorhanden ist |
| Spitzabrechnung | viertelstundengenau aus Standortdaten wie Einstrahlung oder Windgeschwindigkeit | wenn eigene Messdaten vorliegen und Genauigkeit zählt |
| Vereinfachte Spitzabrechnung | wie Spitzabrechnung, aber mit Daten von Referenzanlagen | wenn keine eigenen Wetterdaten gemessen werden |
Die Wahl triffst du in der Regel einmal je Kalenderjahr, und ein Rückwechsel aus den Spitzverfahren ist nur eingeschränkt möglich. Genau hier entstehen die Unterschiede in der Höhe der Entschädigung: Ein Pauschalverfahren ist bequem, kann bei ertragsstarken Stunden aber spürbar unter dem liegen, was eine Spitzabrechnung ergeben hätte. Die konkreten Bedingungen stehen in den Redispatch-Informationen deines Netzbetreibers.
Entschädigung: bilanzieller und finanzieller Ausgleich
Der Grundgedanke von § 13a EnWG ist, dass du durch eine Redispatch-Maßnahme wirtschaftlich nicht schlechter dastehst als ohne. Dafür gibt es zwei Ebenen.
Der bilanzielle Ausgleich sorgt dafür, dass die fehlende Strommenge im Bilanzkreis wieder aufgefüllt wird – dein Fahrplan soll am Ende so aussehen, als wäre nicht abgeregelt worden. Der finanzielle Ausgleich ersetzt dir den entgangenen Erlös für die Ausfallarbeit.
In der Praxis lief das seit 2021 über die Direktvermarkter und Bilanzkreisverantwortlichen, die den Fahrplan korrigiert und die Kosten beim Netzbetreiber geltend gemacht haben. Zur Bewertung dient bis auf Weiteres ein vom BDEW entwickeltes Mischpreisverfahren, das die Bundesnetzagentur als Übergangslösung akzeptiert.
Bilanzieller AusgleichDie fehlende Strommenge wird im Bilanzkreis wieder aufgefüllt.
Fahrplan wie ohne AbregelungFinanzieller AusgleichErsetzt den entgangenen Erlös für die Ausfallarbeit.
Bewertung über das BDEW-MischpreisverfahrenWas sich seit dem 23. Dezember 2025 geändert hat
Mit dem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes ist am 23. Dezember 2025 der neue § 14 Abs. 1b EnWG in Kraft getreten. Für Anlagenbetreiber sind daran drei Punkte wichtig.
Erstens: Der Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich geht jetzt direkt an dich als Anlagenbetreiber – nicht mehr an den Bilanzkreisverantwortlichen.
Zweitens: Die Pflicht der Netzbetreiber, den bilanziellen Ausgleich selbst durchzuführen, ist bis zum 31. Dezember 2031 ausgesetzt. Diesen Teil übernehmen weiterhin die Bilanzkreisverantwortlichen.
Drittens: Weil die Netzbetreiber die Umstellung technisch noch nicht überall automatisiert haben, müssen Anlagenbetreiber ihre Ansprüche derzeit teilweise selbst in Rechnung stellen, statt wie bisher eine Gutschrift zu bekommen.
Wie die Kostenerstattung künftig dauerhaft berechnet wird, klärt die Bundesnetzagentur derzeit in einem eigenen Festlegungsverfahren mit dem Aktenzeichen BK8-26-001-A. Das Eckpunktepapier dazu wurde am 8. Juni 2026 veröffentlicht, die Konsultationsfrist endete am 1. Juli 2026. Angedacht ist unter anderem eine einheitliche Bewertung über den Index ID-AEP für den Regelfall mit einer Ankündigung mindestens 30 Minuten vor dem Abruf. Eine endgültige Festlegung stand bei Redaktionsschluss noch aus – prüfe vor wichtigen Entscheidungen den aktuellen Stand bei der Bundesnetzagentur.
Der praktische Schritt daraus: Sprich mit deinem Direktvermarkter und deinem Netzbetreiber darüber, wie die Zahlungen für Abrechnungszeiträume ab Dezember 2025 laufen, und gleiche ab, ob alle Redispatch-Maßnahmen deiner Anlage auch abgerechnet wurden.
Was Redispatch für Unternehmen ohne eigene Anlage bedeutet
Auch ohne Erzeugungsanlage zahlst du mit. Die Kosten der Eingriffe ins Netz werden über die Netzentgelte umgelegt, und sie sind kein Randposten: Nach Angaben der Bundesnetzagentur lagen die Kosten des Netzengpassmanagements 2025 bei rund 3,1 Milliarden Euro nach 2,8 Milliarden Euro im Jahr 2024. Auf die Entschädigung abgeregelter EE-Anlagen entfielen davon etwa 433 Millionen Euro. Rund 3,5 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien konnten 2025 nicht transportiert werden.
Für dein Unternehmen heißt das: Der Netzentgeltanteil deiner Stromrechnung steht unter Druck, und daran kannst du unmittelbar wenig ändern. Beeinflussen kannst du die Beschaffungsseite – Vertragslaufzeit, Preisgestaltung und den Zeitpunkt, zu dem du dich bindest. Wenn du ohnehin gerade auf deine Netzentgelte schaust, lohnt der Blick auf den gesamten Kostenblock deines Gewerbestroms.
Typische Fehler, die Geld kosten
Stammdaten veralten lassen. Nach einer Leistungserweiterung oder einem Wechsel des Direktvermarkters stimmen die hinterlegten Daten nicht mehr. Das führt zu falschen Prognosen und im Zweifel zu einer falsch berechneten Ausfallarbeit.
Das Abrechnungsmodell nie hinterfragen. Viele Betreiber sind einmal im Pauschalverfahren gestartet und haben es nie wieder angefasst. Ein Blick auf die Ertragsstruktur der Anlage kann sich lohnen.
Redispatch-Abrechnungen nicht prüfen. Ob alle Maßnahmen erfasst und korrekt bewertet wurden, sieht niemand außer dir. Gerade in der Umstellungsphase seit Dezember 2025 ist das kein Selbstläufer.
Den Duldungsfall unbewusst akzeptieren. Wer keine Wahl trifft, bekommt die Voreinstellung – und damit unter Umständen eine Fahrweise, die schlecht zum eigenen Betriebsablauf passt.
Auf einen Blick
- Redispatch 2.0 gilt seit dem 1. Oktober 2021 für Erzeugungsanlagen und Speicher ab 100 kW sowie für alle fernsteuerbaren Anlagen.
- Rechtsgrundlage ist § 13a EnWG, eingeführt über das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0).
- Du musst einen Einsatzverantwortlichen (EIV) und einen Betreiber der technischen Ressource (BTR) benennen.
- Zu wählen sind: Abrufverfahren, Bilanzierungsmodell (ab 10 MW zwingend Planwertmodell) und Abrechnungsmodell.
- Die Ausfallarbeit wird über bilanziellen und finanziellen Ausgleich kompensiert.
- Seit 23.12.2025 zahlt der Netzbetreiber den Aufwendungsersatz direkt an dich (§ 14 Abs. 1b EnWG).
- Ohne eigene Anlage zahlst du über die Netzentgelte mit: rund 3,1 Mrd. Euro Kosten im Jahr 2025.
Werkzeug: Redispatch-Unterlagen prüfen
Halte Anlagenstammdaten, Marktpartner, Abrechnungen und Meldungen bereit. So lassen sich Pflichten, Zuständigkeiten und mögliche Abweichungen gezielt prüfen.
Tipps & Tricks
- Rollen von Anlagenbetreiber, Einsatzverantwortlichem und Betreiber der technischen Ressource schriftlich klären.
- Stammdaten und Erreichbarkeiten regelmäßig kontrollieren.
- Abregelungen und Abrechnungen lückenlos dokumentieren.
- Fristen für Einwände und Korrekturen intern festlegen.
Energiekosten im Unternehmen prüfen lassen
Ob mit oder ohne eigene Erzeugungsanlage: Wir prüfen für dich, ob dein aktueller Gewerbestrom- oder Gastarif noch passt und wo sich eine Anpassung lohnt. Kostenlos und unverbindlich.
Häufige Fragen zu Redispatch 2.0
Ab welcher Größe gilt Redispatch 2.0?
Ab 100 kW installierter Leistung – und unabhängig von der Leistung für jede Anlage, die der Netzbetreiber fernsteuern kann. Kleinere Anlagen müssen in der Regel trotzdem Stammdaten melden.
Bekomme ich für eine Abregelung Geld?
Ja. Die nicht eingespeiste Strommenge wird als Ausfallarbeit berechnet und über den bilanziellen und finanziellen Ausgleich kompensiert. Die Höhe hängt vom gewählten Abrechnungsmodell ab.
Was ist der Unterschied zwischen Aufforderungs- und Duldungsfall?
Im Aufforderungsfall regelt dein Einsatzverantwortlicher die Anlage nach Vorgabe des Netzbetreibers selbst herunter. Im Duldungsfall greift der Netzbetreiber direkt auf die Anlage zu. Ohne ausdrückliche Wahl gilt meist der Duldungsfall.
Muss ich einen Einsatzverantwortlichen beauftragen?
Nein, du kannst die Rolle selbst übernehmen. In der Praxis übernehmen sie meist Direktvermarkter, weil daran tägliche Melde- und Reaktionspflichten hängen.
Was hat sich 2026 beim Redispatch geändert?
Die zum 23. Dezember 2025 in Kraft getretene Neuregelung in § 14 Abs. 1b EnWG lässt den Aufwendungsersatz direkt zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber fließen. Die Bundesnetzagentur arbeitet parallel an einer Festlegung zur künftigen Kostenerstattung.
Betrifft mich Redispatch auch ohne eigene Anlage?
Indirekt ja, über die Netzentgelte. Die Kosten des Netzengpassmanagements lagen 2025 bei rund 3,1 Milliarden Euro.
Welche Unterlagen sollte ich für eine Redispatch-Prüfung bereithalten?
Wichtig sind Anlagenstammdaten, Zuordnung der Marktrollen, Kommunikationsdaten, Abregelungsinformationen und die zugehörigen Abrechnungen.
Was sollte ich bei Abweichungen in der Abrechnung tun?
Vergleiche Maßnahme, Ausfallarbeit und Vergütung mit deinen Mess- und Betriebsdaten. Dokumentiere die Abweichung und kläre Fristen direkt mit dem zuständigen Marktpartner.
Fazit
Redispatch 2.0 verlangt klare Rollen, belastbare Daten und eine saubere Dokumentation. Wer Zuständigkeiten und Abrechnungen regelmäßig prüft, reduziert operative und finanzielle Risiken.
