Kurzantwort
Im Redispatch 2.0 behandelt die Marktkommunikation jede Anlage ab 100 kW als technische Ressource (TR), fasst steuerbare Anlagen zu steuerbaren Ressourcen (SR) zusammen und weist jeder SR genau einen Einsatzverantwortlichen (EIV) zu. Der anweisende Netzbetreiber ruft die SR über den EIV ab (Aufforderungsfall) oder steuert sie selbst (Duldungsfall). Ob der Netzbetreiber die abgeregelte Menge anschließend selbst bilanziell ausgleicht, hängt vom Bilanzierungsmodell ab: Im Planwertmodell ja, im Prognosemodell nicht.
Die Regeln dafür stehen seit dem 7. Mai 2026 in der Festlegung BK6-23-241. Das Prinzip erklärt Redispatch verständlich erklärt, die Berechnung der Menge und das Geld der Artikel Ausfallarbeit und Ausfallvergütung. Dieser Artikel beschreibt Rollen, Daten und Ablauf.
Objekte und Rollen
Die Namen der Rollen bezeichnen Aufgaben, nicht verschiedene Unternehmen. Ein Direktvermarkter kann zugleich Einsatzverantwortlicher und Lieferant sein.
| Begriff | Bedeutung nach BilAReM (Kap. 1) |
|---|---|
| Technische Ressource (TR) | Einzelne Erzeugungs- oder Speicheranlage ab 100 kW Nennleistung, identifiziert durch eine TR-ID |
| Steuerbare Ressource (SR) | Zusammenfassung von TR, die gemeinsam angewiesen werden; SR-ID. Jede TR gehört genau einer SR, jede SR genau einem EIV (Kap. 6.1.5) |
| Einsatzverantwortlicher (EIV) | Verantwortlich für den Einsatz der SR. Ohne andere Benennung ist es der Lieferant der betroffenen Marktlokation (Kap. 6.1.6) |
| Betreiber der technischen Ressource (BTR) | Verantwortlich für Einbau, Betrieb und Wartung der TR |
| Anlagenbetreiber | Betreibt die Anlage; Pflichtiger nach § 13a EnWG und Empfänger des finanziellen Ausgleichs |
| Anschlussnetzbetreiber (ANB) | Netzbetreiber, an dessen Netz die TR angeschlossen ist. Er verantwortet die Stammdaten von TR und SR und ist Data Provider, sofern er das nicht abgibt |
| Anweisender Netzbetreiber (anwNB) | Weist den EIV an (Aufforderungsfall) oder führt die Anpassung selbst aus (Duldungsfall); im Regelfall der ANB |
| Anfordernder Netzbetreiber (anfNB) | Erkennt den Engpass in seinem Netz und fordert die Maßnahme an, gegebenenfalls über zwischengelagerte Netzbetreiber |
| Cluster | Zwischen clusterndem und vorgelagertem Netzbetreiber abgestimmte Zusammenfassung von SR |
Das Objektmodell mit MaLo, NeLo, TR und SR beschreibt Netzlokation und technische Ressource; die Begriffe stehen auch im Glossar unter technische Ressource und steuerbare Ressource. Nicht direktvermarktete Anlagen sind von den Prozessen zum bilanziellen Ausgleich mit Lieferant und BKV ausgenommen (Kap. 6.1.8); ihre Stammdaten müssen sie nicht nach BilAReM melden, die Pflicht zur Eintragung im Marktstammdatenregister bleibt.
Planwertmodell und Prognosemodell
Jede SR gehört genau einem von zwei Bilanzierungsmodellen (Kap. 2). Das Modell entscheidet, wer die abgeregelte Energiemenge bilanziell ausgleicht und welche Daten fließen.
| Planwertmodell | Prognosemodell | |
|---|---|---|
| Planungsdaten | EIV übermittelt vorab seine geplante Fahrweise an den Netzbetreiber | keine Pflicht; der Netzbetreiber prognostiziert die Einspeisung selbst, der EIV kann freiwillig Planungsdaten liefern (Kap. 6.2.2.4) |
| Bilanzieller Ausgleich | durch den anweisenden Netzbetreiber, aus seinem Redispatch-Bilanzkreis, gegenüber dem BKV des Lieferanten | bis 31.12.2031 durch den BKV des Lieferanten, nicht durch den Netzbetreiber |
| Ausgleich der Kosten | siehe Abrechnungsartikel | Aufwendungsersatz des Netzbetreibers nach § 14 Abs. 1b EnWG |
| Vorab-Information | Zeitpunkt wird im Prozess definiert | in der Regel spätestens 30 Minuten vor Beginn (Kap. 6.3.1) |
| Anwendung | alle SR mit ÜNB als ANB; SR im Verteilnetz nur nach Überführung | alle übrigen SR |
Warum zwei Modelle? Die Beschlusskammer stützt sich auf ein Gutachten: Ohne gemeinsame Planungsgrundlage weichen die Menge, die der Vermarkter am Markt platziert, und die Menge, die der Netzbetreiber ausgleicht, voneinander ab. Das hatte in den Pilotprojekten für Verteilnetze zu erheblichen Abweichungen der Systembilanz geführt; die Übertragungsnetzbetreiber beendeten sie zum 1. August 2023 (Beschluss, Gründe I und 3.2.2).
Überführung ins Planwertmodell. Im Verteilnetz wandern SR schrittweise ins Planwertmodell (Kap. 2.3). Die Regeln:
- Der ANB teilt Lieferant, EIV und BTR elektronisch die SR-ID, das Wirksamkeitsdatum und seinen Redispatch-Bilanzkreis mit, mindestens sechs Monate vorher.
- Wirksam wird die Überführung nur zum 1. Januar, 1. April, 1. Juli oder 1. Oktober.
- Ein Cluster darf nicht beide Modelle mischen.
- Eine Rückkehr ins Prognosemodell ist nicht möglich.
- Bis zum 1. Januar 2031 sollen mindestens alle SR überführt sein, die zur Engpassbehebung im Übertragungsnetz beitragen können.
Der gesetzliche Hintergrund: Nach § 14 Abs. 1 Satz 3 EnWG gilt der gezielte bilanzielle Ausgleich in Verteilernetzen bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 nur nach Festlegung der Bundesnetzagentur. Diese Festlegung ist BK6-23-241.
Aufforderungsfall und Duldungsfall
Der Unterschied betrifft nur, wer die Anlage steuert (Kap. 1).
- Aufforderungsfall: Der anweisende Netzbetreiber fordert den EIV auf, die Wirkleistung der SR zu ändern. Der EIV führt die Steuerung durch.
- Duldungsfall: Der anweisende Netzbetreiber führt die Steuerung selbst durch, die Anlage duldet sie.
Der EIV kann einen Wechsel zwischen beiden Fällen veranlassen. Der ANB darf den Wechsel in den Aufforderungsfall ablehnen oder selbst in den Duldungsfall wechseln, wenn die Einspeisung nicht viertelstundenscharf gemessen wird oder begründete Zweifel an einer zuverlässigen Umsetzung bestehen (Kap. 6.3.2). Bei fluktuierender Erzeugung ohne viertelstundenscharfe Messung gilt zudem die Pauschalabrechnung der Ausfallarbeit.
Welche Daten fließen
Anlagenbetreiber müssen dem ANB Daten in vier Gruppen liefern (Kap. 4; jeweils für Leistungsklasse P ≥ 100 kW). Wo ein Datenpunkt bereits aus der Systemführungsleitlinie der EU oder dem Marktstammdatenregister vorliegt, entfällt die Doppelmeldung.
| Gruppe | Inhalt (Beispiele) | Wer liefert |
|---|---|---|
| Stammdaten | TR-ID, SR-ID, fahrbare Mindesterzeugungsleistung, bei Speichern Wirkungsgrad und Wirkleistungsgrenzen, Art der technischen Steuerbarkeit, Bearbeitungszeit beim EIV | BTR oder EIV an den ANB; der ANB verteilt sie an EIV und betroffene Netzbetreiber |
| Planungsdaten | im Planwertmodell Produktion, Mindest- und beanspruchbare Leistung, bei Wind und Photovoltaik die Dargebotsleistung, eigene Redispatch-Abrufe, Kosten nicht EEG-vergüteter TR | EIV |
| Nichtbeanspruchbarkeiten | Leistungseinschränkung durch Wartung, Umweltauflagen oder marktbedingte Abregelung; im Prognosemodell zusätzlich Selbstversorgung | Anlagenbetreiber, in der Regel über EIV oder BTR |
| Echtzeitdaten | bei Speichern der nutzbare Energiegehalt, mindestens im 60-Sekunden-Takt | Anlagenbetreiber |
Die Netzbetreiber tauschen untereinander weitere Daten viertelstündlich aus: Stammdaten von SR und Clustern, Flexibilitätsbeschränkungen und Potenziale zur Wirkleistungsanpassung (Kap. 5). Gibt ein Verteilernetzbetreiber keine Flexibilitätsbeschränkung an, gelten die Potenziale als voll abrufbar gemeldet.
Der Austausch läuft über XML-Dokumente der Expertengruppe EDI@Energy, etwa Stammdaten, Planungsdaten (PlannedResourceScheduleDocument), Abruf (ActivationDocument), Nichtverfügbarkeit (Unavailability_MarketDocument), Quittung (AcknowledgementDocument) und Kostenblatt (Quelle: BDEW zur Konsultation 2021). Welche Fassung gilt, bestimmt die jeweils von der Bundesnetzagentur veröffentlichte EDI@Energy-Spezifikation; Tenorziffer 8 der Festlegung schreibt die jeweils aktuell gültige Fassung vor.
Ablauf einer Maßnahme
Die Pflicht zur Information steht in § 13a Abs. 1a Satz 4 und 5 EnWG: Der Netzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen und den Anlagenbetreiber unverzüglich über geplanten Zeitpunkt, Umfang und Dauer sowie anschließend über die tatsächlichen Werte und Gründe unterrichten. Die Information muss auch dann erfolgen, wenn die Frist nicht eingehalten wurde, und erfolgt in der Regel höchstens einmal je Viertelstunde und Maßnahme (Kap. 6.3.1).
Nach der Maßnahme wird die Ausfallarbeit je TR bestimmt und abgestimmt. Die Frist ist so zu legen, dass sie spätestens zum Ende des dritten Folgemonats feststeht oder die Uneinigkeit nach dem Clearing festgestellt ist (Kap. 6.4.3). Der ANB teilt dem Lieferanten außerdem mit, über welchen Redispatch-Bilanzkreis der Ausgleich im Planwertmodell läuft (Kap. 6.4.5). Die Rechenwege stehen im Abrechnungsartikel.
Durchgehendes Beispiel
Ein Windpark hat drei Anlagen zu je 3 MW (9 MW installiert). Jede Anlage ist eine TR, zusammen bilden sie eine SR hinter einer Marktlokation. Der Direktvermarkter ist EIV und Lieferant. Die SR liegt im Planwertmodell, entweder weil der Park an einem Übertragungsnetz hängt oder weil der Verteilnetzbetreiber sie nach Kap. 2.3 überführt hat.
Für eine Viertelstunde meldet der EIV als Planwert 8 MW. Der Netzbetreiber ruft im Aufforderungsfall eine Begrenzung auf 3 MW ab. Er gleicht 5 MW × 0,25 h = 1,25 MWh aus seinem Redispatch-Bilanzkreis bilanziell in den Bilanzkreis des Lieferanten aus. Wie daraus die Ausfallarbeit und ein Korrekturbetrag entstehen, rechnet der Abrechnungsartikel vor. Das Beispiel ist vereinfacht und enthält keine echten Kennungen.
Stand der Festlegungen
Der Beschluss vom 7. Mai 2026 fasst die drei Festlegungen von 2020 und 2021 zusammen und setzt sie stufenweise außer Kraft:
| Datum | Was gilt |
|---|---|
| 01.07.2026 | Bilanzieller Ausgleich durch die Übertragungsnetzbetreiber nach Kap. 2.1 und 3 der BilAReM (Tenor 1); Tenorziffer 1 von BK6-20-059 ist mit Ablauf des 30.06.2026 aufgehoben |
| 01.10.2026 | Die Austauschprozesse der „Anlage zur BilAReM“ (bisher Kapitel 17 der MaBiS) sind anzuwenden (Tenor 5) |
| mit der Festlegung | Tenor 3 hebt BK6-20-061 (Informationsbereitstellung) auf, Tenor 4 BK6-20-060 (Netzbetreiberkoordinierung); ihre Inhalte stehen jetzt in Kap. 4 und 5 der BilAReM |
| später | Die Übertragungsnetzbetreiber legen bundesweit einheitliche Kommunikationsprozesse spätestens sechs Monate nach Bekanntmachung zur Konsultation vor, nach weiteren drei Monaten der Beschlusskammer (Tenor 7). Netzbetreiber müssen den Austausch spätestens sechs Monate nach Veröffentlichung der EDI@Energy-Spezifikationen ermöglichen (Tenor 6). Mit deren erstem Anwendungstag enden Tenorziffer 2 von BK6-20-059 und die Anlage zur BilAReM (Tenor 8) |
| 31.12.2031 | Ende der gesetzlichen Befristung (§ 14 Abs. 1, 1a EnWG); ab 2032 soll ein flächendeckender bilanzieller Ausgleich durch die Netzbetreiber gelten |
Die Bundesnetzagentur wies schon in der Mitteilung Nr. 12 vom 23. Dezember 2025 auf die neue Rechtslage in Verteilernetzen hin. Danach akzeptiert die Beschlusskammer 8 für den Aufwendungsersatz bis zu einer eigenen Festlegung das „Mischpreisverfahren“ der BDEW-Übergangslösung.
Fehlerfälle
- Falsche oder fehlende ID: Ein Abruf erreicht eine falsche SR, oder die Ausfallarbeit landet im falschen Bilanzkreis. Die Stammdaten verantwortet der ANB; Differenzen klärt ein Clearingprozess (Kap. 6.2.1.5).
- Gemischte Modelle im Cluster: Unzulässig, der Clusterzuschnitt ist zu ändern (Kap. 2.3.1).
- Nichtbeanspruchbarkeit nicht gemeldet: Wartung oder Auflagen fehlen in der Referenz, die Menge ist falsch.
- Nicht viertelstundenscharf gemessen: Der ANB kann den Wechsel in den Aufforderungsfall ablehnen.
- Abstimmungsfrist verpasst: Nach Ende des dritten Folgemonats darf die Abstimmung nicht neu gestartet werden.
Typische Missverständnisse
„Redispatch 2.0 gilt für alle Anlagen.“ Er gilt ab 100 kW Nennleistung und für jederzeit fernsteuerbare Anlagen. Anlagen mit Anschluss nur ans 16,7-Hz-Bahnstromnetz sind ausgenommen.
„EIV und Anlagenbetreiber sind dasselbe.“ Der EIV ist standardmäßig der Lieferant der Marktlokation, kann aber ein beliebiges benanntes Unternehmen sein; ein Wechsel hat eigene Prozesse (Kap. 6.1.6 und 6.1.7).
„Das Planwertmodell ist der alte Standard.“ Es gilt zwingend für Anlagen am Übertragungsnetz und für überführte Anlagen im Verteilnetz. Eine Rückkehr ins Prognosemodell ist ausgeschlossen.
„Die Festlegungen von 2020 und 2021 gelten weiter.“ Sie sind teilweise schon aufgehoben, teilweise läuft die Aufhebung gestaffelt. Maßgeblich ist die BilAReM.
Quellen und Pflegehinweis
Grundlage sind der Beschluss BK6-23-241 vom 7. Mai 2026 samt BilAReM und Anlage sowie der Wortlaut von §§ 13a und 14 EnWG, abgerufen am 4. Oktober 2026. Offen sind zum Redispatch 2.0: die Prozessbeschreibungen und EDI@Energy-Spezifikationen nach Tenor 6 bis 8, das Anwendungsdatum der Formate, die Festlegung der Beschlusskammer 8 zum Aufwendungsersatz und die Überführungszeitpunkte je Netzbetreiber. Der BDEW-Umsetzungsfragenkatalog ist Praxishilfe, kein verbindliches Recht.