Die Weiterentwicklung des Redispatch 2.0 geht in die nächste Runde

1. Kurzer Einstieg: Worum geht es?

Was bisher geschah

Nach der durchaus hektischen Einführungsphase des Redispatch 2.0 in den Jahren 2021/22 war es um das Thema ruhiger geworden. Mit dem Beschluss BK8-22-001-A gibt es seit Juni 2024 eine einheitliche Vorgabe, was nach einer Maßnahme im Einzelnen zu vergüten ist. Dies war vor allem für thermische Anlagen wichtig. Seit dem 1. Oktober 2026 befindet dazu ergänzend der Beschlussentwurf BK8-26-001-A zur Berechnung des Aufwendungsersatzes in der Konsultation. Die vorgeschlagenen Formeln gelten daher noch nicht als verbindlich.

Und seit 2025 soll durch den jährlichen, nicht vergüteten Steuerbarkeitscheck die Erreichbarkeit der Anlagen für Steuerbefehle erhöht werden. Zudem wurden 2025 mit der „Limitierten Vermarktung“ nach § 5 EEV und der „Kaskade“ zu §13 Abs 2 EnWG die Redispatch-Abrufprozesse für zwei weitere Anwendungen geöffnet, die mit der planbaren Behebung von Netzengpässen nichts zu tun haben. In der Praxis sind letztere jedoch noch nicht angekommen.

Im Hintergrund wurden gleichwohl die gesetzlichen Grundlagen weiterentwickelt: Seit Dezember 2025 gilt gemäß § 14 EnWG, dass in der Zeit bis Ende 2031 grundsätzlich der Bilanzkreisverantwortliche des Direktvermarkters Redispatch-Maßnahmen bilanziell ausgleicht, und dass dazu der Verteilnetzbetreiber dem Anlagenbetreiber einen angemessenen Aufwendungsersatz zahlt. Das bisher geltende, sogenannte Übergangsmodell wurde zumindest befristet gesetzlich verankert.

Die „BilAReM“ regelt nun den Übergang

Bis Ende 2031 soll diese generelle Vorgabe nach Maßgabe der BNetzA-Festlegung BK6-23-241 in bestimmten Fällen jedoch schon schrittweise durch den gezielten bilanziellen Ausgleich durch den Verteilernetzbetreiber abgelöst werden. In der zugehörigen Anlage „BilAReM“ sind alle wichtigen Regeln, auch zum Bilanzausgleich, zusammengefasst.

Damit sind zumindest bis Ende 2031 zwei parallele Bilanzierungsmodelle vorgegeben, jede Steuerbare Ressource ist also entweder dem Planwert- oder dem Prognosemodell zugeordnet. Die Verteilnetzbetreiber geben den Wechsel ins Planwertmodell vor, ein Zurück ist danach nicht mehr möglich. Das Wahlrecht für Anlagenbetreiber gilt nicht mehr. Die Wechselvorgabe zu einem der vier möglichen Quartalstermine muss allerdings mindestens sechs Monate vorher angekündigt werden.

Ab 2032 soll dann wieder die alte Rechtslage aus dem Jahr 2021 mit flächendeckendem Ausgleich durch die Netzbetreiber gelten, d.h. Netzbetreiber müssen ihre Redispatch-Maßnahmen bilanziell ausgleichen, damit die Bilanzkreise der betroffenen Anlagen so stehen, als hätten keinen Maßnahmen stattgefunden.

2. Welche Anlagen wird es treffen welche vielleicht auch gar nicht?

Intransparente Zweiklassengesellschaft für Steuerbare Ressourcen

Die BilAReM beschreibt in Kapitel 2.3 die Überführung ins Planwertmodell mit einem klaren Fokus auf eine effiziente Engpassbehebung durch die Übertragungsnetzbetreiber: Bis zum 01.01.2031 sollen alle dazu erforderlichen Steuerbaren Ressourcen im Planwertmodell sein. Die weiteren Ausführungen machen klar, dass es hier vor allem um solche Anlagen gehen soll, die den Übertragungsnetzbetreibern durch Clusterbildung vereinfacht zur Verfügung stehen sollen. Dies sollten vor allem Wind- und Solaranlagen in den Regionalnetzen sein, die heute schon Redispatch-Maßnahmen unterliegen. Alle anderen, direktvermarkteten Anlagen können jedoch ebenfalls nach Abstimmung und Maßgabe der Netzbetreiber betroffen sein. Es gibt also keinen Zwang, alle Anlagen ins Planwertmodell zu überführen. Ohne eine genauere Spezifikation könnten also sehr viele Anlagen weiterhin im Prognosemodell verbleiben.

3. Ab wann wird es verbindlich, ab wann können die Wechsel frühestens kommen?

Terminvorgaben aber kein Zeitplan

Das BilAReM-Dokument ist jedoch noch nicht abschließend; die neuen Prozessregeln und Datenformate sollen erst gelten, wenn die Branche diese auch ausgearbeitet hat. Dazu verweist die BNetzA ausdrücklich auf einige Termine und Fristen für die Weiterentwicklung. Aber die Kette setzt keinen Endtermin und die neuen Formate sind terminlich nicht mit den Prozessneuerungen verknüpft. Zudem haben die Netzbetreiber nach Veröffentlichung der Formate für die Umsetzung noch sechs Monate Zeit. Hinzu kommt die Ankündigungsfrist an die Anlagenbetreiber. Fügt man alles zusammen, dürften die ersten Anlagen frühestens Anfang 2028 operativ in das Planwertmodell wechseln.

Passend dazu wird von den Netzbetreibern eine Testumgebung für die Marktmeldungen gefordert, aber erst nachdem die Anforderungen feststehen, die wiederum von den neu bestätigten Prozessen abhängen.

4. Was wurde trotzdem bereits anders geregelt?

Was jedoch heute schon gilt

Die mit Beschluss aus dem Mai 2026 bereits gültige BilAReM hat direkt oder indirekt bereits einige Neuregelungen manifestiert: Die EnWG-Vorgabe, wonach die finanzielle Kompensation der Ausfallarbeit durch den Netzbetreiber direkt gegenüber dem Anlagenbetreiber zu erfolgen hat, rückt den Anlagenbetreiber stärker in den Mittelpunkt des Erstattungsprozesses. Das angekündigte Clearingverfahren mit einer Frist von drei Monaten sowie die neuen Berechnungsansätze zur Ermittlung der Ausfallarbeit befinden sich derzeit noch in der Ankündigungsphase. Der Einsatzverantwortliche (EIV) ist nun auch formal für die Umsetzung des „Aufforderungsfalles“ verantwortlich und nicht mehr – wie in der ursprünglichen Festlegung – der Anlagenbetreiber. Zudem ist die Marktrolle „Lieferant“ automatisch für die Marktrolle des EIV zuständig, wenn durch den Anlagenbetreiber kein anderes Unternehmen bestimmt wurde. Die Echtzeitdaten sind für den Anlagenbetreiber weggefallen, bis auf Daten zum Speicherfüllstand. Damit wurde eine bisherige Schwachstelle in der aktuellen Umsetzung deutlich entschärft. Dafür gibt es nun zusätzlich neue EIV-Meldungen zu Selbstversorgern und für Speicherbetreiber; die zugehörigen Use Cases fehlen noch. Im Falle der Überbauung von Netzanschlüssen muss der Netzbetreiber die verfügbare Anschlusskapazität nun als Flexibilitätsbeschränkung melden.

Im Prognosemodell soll eine Redispatch-Maßnahme in der Regel spätestens 30 Minuten vor Beginn der Gültigkeit angekündigt werden. Es sind allerdings weiterhin Ausnahmen zugelassen.

Die Bildungsregeln für Steuerbare Ressourcen wurden für die Kombination von Netz- und Marktlokation erweitert. Zudem gibt es nun formal die Definition für „nicht direktvermarktete Anlagen“.

5. Ab wann und wie/womit kann es in den Firmen losgehen?

Was Unternehmen jetzt vorbereiten sollten

Die Bundesnetzagentur sorgt mit der selektiven, im Einzelfall nicht terminierten Ablösung des Prognosemodells für Unruhe in der Energiewirtschaft. Zudem steht die anlagenscharfe Einführung noch gar nicht fest und wird wohl stückweise erfolgen. Netzbetreiber, Anlagenbetreiber und deren Lieferanten können sich auf die Änderungen erst vollständig vorbereiten, wenn die Prozesse und Datenformate bestätigt sind.

Für Entscheider und operativ tätige Mitarbeiter bedeutet das aktuell eine Phase der Unsicherheit mit zumindest vier kritischen Baustellen:

1. Steigender Kostendruck für Direktvermarkter: Die Unterscheidung der Bilanzierungsmodelle je Anlage, die fallweise verpflichtend zugewiesene EIV-Rolle und geplante Änderungen bei den Bilanzierungsregeln („BilAReM“) erschweren das Bilanzkreismanagement; Ausgleichsenergiekosten könnten unkontrolliert steigen; Systeme und ggf. Verträge müssen angepasst werden.
2. Prozess- und Kostenrisiko bei Speicherbetreibern: Diese müssen schon jetzt zusätzliche EIV-Meldungen liefern, während die gewohnte Echtzeitdatenlieferung bestehen bleibt. Ohne hochpräzise, teure Datenmodelle drohen Erlösverluste.
3. Bilanzierungsrisiko bei Anlagenbetreibern mit Direktvermarktung: Anders als bei vertraglichen Einnahmen bekommt dieser nun den Mischpreis erstattet. Eine verspätete und erst mit dem nachträglich bekannten Mischpreis erstattete Ausfallarbeit kann nicht in der handelsrechtlichen Bilanz geführt werden.
4. Prozess- und Ausgabendilemma bei Verteilnetzbetreibern: Diese müssen die sofort gültigen Änderungen umsetzen; für das Planwertmodell müssen eigene Abrufe früher und genauer eingeplant und die Gegengeschäfte bereits vor Abrufbeginn getätigt werden. Dazu müssen die IT-Architektur für eigene Abrufe und die Bilanzkreismeldungen zumindest bei fremden Abrufen bis Ende 2027 stehen. Dazu kommt die erforderliche, parallele Testumgebung über alle Netzebenen hinweg. Zwar endet die Pauschal-Abrechnung für fluktuierende Bestandsanlagen erst zum 31.12.2028. Den Anlagenbetreibern einen deutlich früheren Umstieg anzubieten würde ein stichtagsbezogenes Chaos vermeiden.

Spätestens mit den ersten Entwürfen zu den angepassten Prozessen im November 2026 sollten die Marktpartner sich der BilAReM zuwenden, um ein Chaos wie Ende 2021 zu vermeiden.

Autoren: Andreas Stephan (SPRINT! Energy Consulting), Frank Hirschi, Carlo Weckelmann (beide HG)
Stand der Veröffentlichung: 28.10.2026

Auch die ZfK hat berichtet: https://www.zfk.de/energie/strom/redispatch-2-0-neue-regeln-offene-fragen