Ausfallarbeit und Ausfallvergütung im Redispatch

Kurzantwort

Die Ausfallarbeit ist die Energiemenge, die eine Anlage wegen einer Redispatch-Maßnahme nicht erzeugt hat. Sie wird je Technischer Ressource und Viertelstunde als Differenz zwischen der theoretischen Erzeugung und dem Wert der Leistungslimitierung bestimmt (BilAReM, Kap. 3). Aus ihr folgen zwei getrennte Vorgänge: Die Energiemenge wird bilanziell ausgeglichen, damit der Bilanzkreis keine Ausgleichsenergie zahlt. Das Geld fließt als finanzieller Ausgleich an den Anlagenbetreiber, mit dem er weder besser noch schlechter stehen soll als ohne die Maßnahme (§ 13a Abs. 2 EnWG).

Den Einstieg bietet Redispatch verständlich erklärt, Rollen und Datenlieferung beschreibt Redispatch 2.0 für EE-Anlagen. Dieser Artikel behandelt die Abrechnung.

Menge und Geld laufen getrennt

Beide Ebenen betreffen dieselbe Viertelstunde, aber verschiedene Empfänger. Ein Anlagenbetreiber kann deshalb eine korrekte Bilanzierung sehen und trotzdem noch auf sein Geld warten.

Zwei Ausnahmen stehen im Gesetz. Ist der Strom nach § 57 EEG vom Übertragungsnetzbetreiber zu vermarkten, erfolgt der bilanzielle Ausgleich mit dem Bilanzkreis, über den der Übertragungsnetzbetreiber die Vermarktung durchführt, und er wird beim finanziellen Ausgleich nicht angerechnet (§ 13a Abs. 1a Satz 3 und Abs. 2 letzter Satz). Und in Verteilernetzen gilt der gezielte bilanzielle Ausgleich nur, soweit die Bundesnetzagentur es festgelegt hat (siehe unten).

So entsteht die Ausfallarbeit

Ausfallarbeit ist arbeitsbezogen die Differenz aus theoretischer Erzeugung und Wert der Leistungslimitierung. Bei negativem Redispatch (Leistung runter) ist sie positiv, bei positivem Redispatch (Leistung rauf) negativ und heißt dann Mehrarbeit. Alle Leistungswerte sind Viertelstundenmittel, die Arbeit folgt aus Leistung mal 0,25 h.

Wert der Leistungslimitierung (Kap. 3.1). Im Duldungsfall ist er die tatsächliche Leistung der Viertelstunde. Im Aufforderungsfall bei negativem Redispatch ist er die tatsächliche Leistung, mindestens aber der Höchstwert aus der Abrufinformation; bei positivem Redispatch gilt der Mindestwert entsprechend.

Abrechnungsvarianten. Welche Variante gilt, hängt von der Art der Anlage und vom Bilanzierungsmodell ab:

Die Regeln dahinter (Kap. 3.2.1):

• Der Anlagenbetreiber legt die Variante je TR bis zum 30. November für das Folgejahr fest. Tut er es nicht, gilt die vereinfachte Spitzabrechnung.
• TR im Planwertmodell gehören zur Spitzabrechnung oder vereinfachten Spitzabrechnung.
• Die Pauschalabrechnung dürfen nur TR behalten, die bei Bekanntmachung der Festlegung schon pauschal abgerechnet wurden, längstens bis zum 31. Dezember 2028. Danach gilt die vereinfachte Spitzabrechnung, sofern der Betreiber nicht bis zum 30. November 2028 die Spitzabrechnung wählt.
• Wird die Einspeisung nicht viertelstundenscharf gemessen und muss die Anlage auch nicht damit ausgestattet werden, gilt bei fluktuierender Erzeugung die Pauschalabrechnung.
• Wetter- oder Messdaten für die (vereinfachte) Spitzabrechnung liefert der Anlagenbetreiber bis zum vierten Werktag des Folgemonats. Fehlen sie, bildet der Anschlussnetzbetreiber Ersatzwerte.

Rechenweg bei Wind an Land (Kap. 3.2.2.1). Bei der Spitzabrechnung gilt für die Viertelstunde i:

WA,i = max{ 0 ; ( min( KF · Ptheo,i ; PmbA,i ; Pbean,i ) − Plim,i ) · ¼ h }

Ptheo ist die theoretische Leistung aus der gemessenen Windgeschwindigkeit und der zertifizierten Leistungskennlinie. Der Korrekturfaktor KF gleicht die Abweichung zwischen Theorie und Messung aus. Er ergibt sich aus den zeitlich nächsten vier vollständig gemessenen Viertelstunden vor oder nach der Maßnahme, in denen die Anlage uneingeschränkt einspeisen konnte. PmbA ist eine marktbedingte Anpassung, Pbean die beanspruchbare Leistung (installierte Leistung minus Nichtbeanspruchbarkeit). Das Produkt aus KF und Ptheo wird auf die Nennleistung begrenzt.

Bei Solaranlagen (Kap. 3.2.4) ersetzt die Ist-Einspeisung eines Vergleichstags, gewichtet mit dem Verhältnis der Einstrahlung in der Maßnahme zur Einstrahlung im Vergleichszeitraum, den Term KF · Ptheo; zusätzlich begrenzt die Wechselrichterleistung. Vergleichszeitraum ist der letzte vorangegangene oder erste nachfolgende Kalendertag ohne Redispatch-Maßnahme gegenüber der SR. Bei Wind auf See kann das Wind-Bin-Verfahren den Korrekturfaktor je Windgeschwindigkeitsbereich bestimmen (Kap. 3.2.3.2). Die Pauschalabrechnung bei Solar nutzt einen Anlagenfaktor je Jahreszeit und Uhrzeit (UTC+1), etwa 0,6189 im Sommer von 9 bis 15 Uhr (Kap. 3.2.4.3).

Nicht fluktuierende Anlagen im Planwertmodell rechnen einfacher: Ausfallarbeit = (Pplan − Plim) · ¼ h, mit der geplanten Leistung aus den Ex-ante-Planungsdaten (Kap. 3.3.1).

Hängen mehrere TR an einem Netzanschluss, kürzt Kap. 3.4 die Summe der Ausfallarbeit auf das, was der Anschluss in der Viertelstunde überhaupt hätte aufnehmen können.

Rechenbeispiel: eine Viertelstunde

Ein Windpark mit 9 MW installierter Leistung liegt im Planwertmodell, die Spitzabrechnung gilt, der Korrekturfaktor ist 1. In der Viertelstunde ergeben Windmessung und Kennlinie 9 MW theoretische Leistung. Der Einsatzverantwortliche hatte 8 MW geplant, der Netzbetreiber ruft eine Begrenzung auf 3 MW ab, die Anlage speist 3 MW ein.

1. Ausfallarbeit: (9 MW − 3 MW) × 0,25 h = 1,5 MWh.
2. Bilanzieller Ausgleich: Er folgt der geplanten Fahrweise (Kap. 2.1.2), im Beispiel (8 MW − 3 MW) × 0,25 h = 1,25 MWh. Der Netzbetreiber meldet sie über korrespondierende Fahrpläne aus seinem Redispatch-Bilanzkreis.
3. Differenz: 1,5 MWh − 1,25 MWh = 0,25 MWh.
4. Korrekturbetrag (Kap. 2.1.3): 0,25 MWh × ID-AEP. Bei angenommenen 120 €/MWh sind das 30 €. Sie erhöhen den finanziellen Ausgleich des Anlagenbetreibers; bei negativer Differenz würden sie ihn mindern. Liegt kein ID-AEP vor, gilt der ID1-Index der EPEX SPOT. Ein nachträglicher bilanzieller Ausgleich der Differenz findet nicht statt.

Der ID-AEP ist der Index Ausgleichsenergiepreis aus BK6-19-552, die Zahl 120 €/MWh ist hier nur angenommen. Aus 1,5 MWh folgt kein bestimmter Eurobetrag für die eigentliche Vergütung: Die richtet sich nach Vermarktungsform und den Positionen von § 13a Abs. 2.

Abstimmung und Fristen

Die Ausfallarbeit wird zwischen den Beteiligten TR-scharf festgestellt, mit einem massengeschäftstauglichen Clearing. Die Fristen sind so zu legen, dass sie spätestens zum Ende des dritten Folgemonats nach der Maßnahme feststeht oder die Uneinigkeit nach dem Clearing festgestellt ist. Danach darf der Abstimmungsprozess nicht erneut starten (BilAReM, Kap. 6.4.3).

Für den bilanziellen Teil gelten die Fristen der „Anlage zur BilAReM“, die seit dem 1. Oktober 2026 aus der MaBiS herausgelöst anzuwenden ist (Tenor 5):

Wie Bilanzkreisabrechnung und Clearing im Normalfall laufen, steht in Bilanzkreisabrechnung verstehen.

Finanzieller Ausgleich nach § 13a Abs. 2 EnWG

Angemessen ist der Ausgleich, wenn er den Betreiber unter Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs weder besser noch schlechter stellt. Er umfasst, soweit durch die Anpassung verursacht:

1. die notwendigen Auslagen für die tatsächlichen Anpassungen (Erzeugungsauslagen),
2. den anteiligen Werteverbrauch der Anlage (Grundlage: handelsrechtliche Restwerte und Restnutzungsdauern, § 13a Abs. 3),
3. nachgewiesene entgangene Erlösmöglichkeiten, soweit sie die Summe aus 1 und 2 übersteigen,
4. Auslagen für die Herstellung der Betriebsbereitschaft oder die Verschiebung einer Revision,
5. bei EEG-Anlagen und KWK-Strom die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen.

Ersparte Aufwendungen erstattet der Anlagenbetreiber an den zuständigen Übertragungsnetzbetreiber. Bei nicht EEG-vergüteten TR sind sie schon in den gemeldeten spezifischen Kosten in Ansatz zu bringen (Kap. 4.2.21). Betriebsbereitschaftsauslagen und Kapitalverzinsung, die auch ohne Anforderung entstehen, werden nicht erstattet (Abs. 4). Die Höhe konkretisiert die Festlegung BK8-22-001-A vom 5. Juni 2024, die seit dem 1. Januar 2024 gilt.

Wer zahlt, hängt vom anweisenden Netzbetreiber ab. Liegt die Ursache im Netz eines Übertragungsnetzbetreibers, ersetzt dieser dem ausführenden oder anfordernden Netzbetreiber die Kosten für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich nach Abzug entstandener Erlöse, sofern kein Anspruch nach § 14 Abs. 1c Satz 2 besteht (§ 13a Abs. 5 Satz 3).

Verteilernetz: Aufwendungsersatz statt Ausgleich

Für Verteilernetzbetreiber gilt der gezielte bilanzielle Ausgleich bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 nur nach Festlegung der Bundesnetzagentur (§ 14 Abs. 1 Satz 3 und Abs. 1a EnWG). Soweit er nicht gilt, wird er als erfüllt behandelt, und der Verteilernetzbetreiber zahlt als Teil des finanziellen Ausgleichs einen angemessenen Aufwendungsersatz für den Ausgleich durch den BKV (Abs. 1b). Seine Höhe entspricht den Kosten, die der BKV für den Ausgleich aufwenden müsste. Wirtschaftliche Vorteile, die der BKV hätte erlangen können, erstattet der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber. Für Anlagen in der Einspeisevergütung nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 EEG gilt das nicht (Abs. 1b Satz 6).

Die Beschlusskammer 6 hat mit BK6-23-241 die Überführung von SR ins Planwertmodell geregelt. Wie sie abläuft, steht im Prozessartikel. Die Höhe des Aufwendungsersatzes ist nach BilAReM Kap. 2.2 nicht Gegenstand dieser Festlegung. Die Bundesnetzagentur teilte in der Mitteilung Nr. 12 mit, dass die Beschlusskammer 8 bis zu einer eigenen Festlegung das „Mischpreisverfahren“ der BDEW-Übergangslösung akzeptiert.

Fehlerfälle

• Modell verwechselt: Wird eine SR im Prognosemodell wie im Planwertmodell behandelt, fehlt die gemeinsame Planungsgrundlage, und Bilanzkreis und Netzbetreiber gleichen verschiedene Mengen aus. Cluster dürfen die Modelle nicht mischen (Kap. 2.3.1, 5.5).
• Planwerte fehlen oder kommen spät: Im Planwertmodell fehlen Plan-, Mindest- und beanspruchbare Leistung; die Spitzabrechnung nicht fluktuierender Anlagen hat keine Bezugsgröße.
• Wetter- oder Messdaten fehlen: Der ANB setzt Ersatzwerte ein, die die Menge verschieben.
• Messung nicht viertelstundenscharf: Pauschalabrechnung bei fluktuierender Erzeugung, und der ANB kann den Wechsel in den Aufforderungsfall ablehnen (Kap. 6.3.2).
• Frist verpasst: Nach dem Ende des dritten Folgemonats darf die Abstimmung nicht neu gestartet werden.
• Ersparte Aufwendungen doppelt abgezogen: im finanziellen Ausgleich und noch einmal in den gemeldeten Kosten.

Typische Missverständnisse

„Ausfallarbeit ist die Vergütung.“ Sie ist eine Menge. Die Vergütung ist der finanzielle Ausgleich.

„Der Netzbetreiber zahlt Marktwert und gleicht zusätzlich bilanziell aus.“ Der bilanzielle Ausgleich ist bei der Bemessung des finanziellen Ausgleichs anzurechnen, außer der Strom ist nach § 57 EEG zu vermarkten.

„Ausfallarbeit und Ausgleichsenergie sind dasselbe.“ Die Ausfallarbeit ist die Ursache, die Ausgleichsenergie wäre die Folge im Bilanzkreis, wenn der bilanzielle Ausgleich fehlt. Mehr dazu in Fahrplananmeldung und Ausgleichsenergie.

„Es gibt einen einheitlichen Preis je MWh Ausfallarbeit.“ Der finanzielle Ausgleich folgt den Positionen des § 13a Abs. 2 und der Festlegung BK8-22-001-A. Nur der Korrekturbetrag nutzt einen Index, den ID-AEP.

Quellen und Pflegehinweis

Rechenwege und Fristen stammen aus der BilAReM und ihrer Anlage (BK6-23-241 vom 7. Mai 2026), der Gesetzeswortlaut aus §§ 13a und 14 EnWG, abgerufen am 4. Oktober 2026. Zu prüfen sind bei jeder Aktualisierung: die EDI@Energy-Spezifikationen und Prozessbeschreibungen nach Tenor 6 bis 8, die Festlegung der Beschlusskammer 8 zum Aufwendungsersatz, die Überführungstermine der Verteilernetze und etwaige Änderungen von BK8-22-001-A. Für Anlagen vor der Überführung gelten die Übergangsregeln des § 14 EnWG bis zum 31. Dezember 2031.