Kurzantwort
Redispatch ist ein Eingriff in die Fahrweise von Erzeugungs- und Speicheranlagen, damit eine Leitung oder ein Transformator nicht überlastet wird. Der Netzbetreiber lässt die Einspeisung vor dem Engpass sinken (negativer Redispatch) und hinter dem Engpass steigen (positiver Redispatch). Die Gesamterzeugung bleibt ungefähr gleich, nur der Lastfluss über das Netzelement ändert sich.
Rechtsgrundlage sind § 13, § 13a und § 14 EnWG. Seit dem 1. Oktober 2021 laufen auch Erneuerbare-Energien- und KWK-Anlagen im selben Verfahren, das deshalb „Redispatch 2.0“ heißt. Redispatch sichert das Netz an einem Ort. Regelenergie hält dagegen die Frequenz im ganzen System.
Das Prinzip an einem Zahlenbeispiel
Strom fließt nach den physikalischen Eigenschaften des Netzes, nicht entlang des günstigsten Handelsgeschäfts. Windet es im Norden stark, kann die Leitung Richtung Süden mehr Leistung transportieren müssen, als sie thermisch verträgt. Der Netzbetreiber greift dann in die Fahrweise ein.
Das Beispiel ist vereinfacht und rechnet mit runden Werten. Es zeigt zwei Dinge. Erstens bleibt die Erzeugung insgesamt bei 3.000 MW, der Strom ist also nicht „zu viel“ oder „zu wenig“. Zweitens ist die Wirkung ortsabhängig: Nur eine Anlage vor dem Engpass kann ihn entlasten, und nur eine Anlage dahinter kann die Menge ersetzen. Deshalb sucht der Netzbetreiber Anlagen nach ihrer Wirksamkeit auf den konkreten Engpass aus.
Redispatch betrifft vor allem Wirkleistung. Nach § 13a Abs. 1 EnWG kann der Netzbetreiber aber auch die Blindleistungserzeugung anpassen lassen.
Rechtsrahmen
| Norm | Regelt |
|---|---|
| § 13 Abs. 1 EnWG | Übertragungsnetzbetreiber müssen Gefährdungen und Störungen beseitigen, unter anderem durch netzbezogene Maßnahmen (Schaltungen), marktbezogene Maßnahmen (darunter Maßnahmen nach § 13a Abs. 1) und zusätzliche Reserven. Bei mehreren geeigneten Maßnahmen gilt die mit den voraussichtlich geringsten Gesamtkosten. |
| § 13 Abs. 1a EnWG | Für das Abregeln von EEG-Anlagen setzt der Netzbetreiber einen einheitlichen kalkulatorischen Preis an. Er soll so hoch sein, dass dadurch in der Regel ein Vielfaches an nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt wird (Mindestfaktor zwischen 5 und 15). |
| § 13a Abs. 1 EnWG | Betreiber von Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW Nennleistung sowie von jederzeit fernsteuerbaren Anlagen müssen die Anpassung durchführen oder dulden. |
| § 13a Abs. 1a und 2 EnWG | Bilanzieller und finanzieller Ausgleich. Der Anlagenbetreiber soll weder besser noch schlechter stehen als ohne die Maßnahme. Das erklärt der Abrechnungsartikel. |
| § 14 Abs. 1, 1a–1c EnWG | Dieselben Regeln gelten entsprechend für Verteilernetzbetreiber. Bis zum 31. Dezember 2031 gilt der bilanzielle Ausgleich durch den Netzbetreiber dort nur nach Festlegung der Bundesnetzagentur. |
Anlagen unter 100 kW sind nur betroffen, wenn der Netzbetreiber sie jederzeit fernsteuern kann. Sie darf der Netzbetreiber nach § 13 Abs. 1 Satz 3 EnWG nachrangig und unabhängig von den Kosten heranziehen.
Die Prozessregeln für Redispatch 2.0 legt die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur fest. Seit dem Beschluss BK6-23-241 vom 7. Mai 2026 gilt die Regelwerksanlage „BilAReM“. Sie löst die Festlegungen BK6-20-059 (bilanzieller Ausgleich), BK6-20-060 (Netzbetreiberkoordinierung) und BK6-20-061 (Informationsbereitstellung) schrittweise ab; Einzelheiten stehen im Prozessartikel.
Redispatch und Regelenergie
Beide Instrumente verändern die Leistung von Anlagen, lösen aber verschiedene Probleme. Regelenergie ist ein Handelsprodukt zum Ausgleich der Systembilanz, Redispatch eine Anweisung zum Schutz eines Netzelements.
| Merkmal | Redispatch | Regelenergie |
|---|---|---|
| Ziel | Netzelement vor Überlastung schützen | Frequenz bei 50 Hz halten, Bilanz ausgleichen |
| Auslöser | erwartete oder eingetretene Überlastung | Abweichung zwischen Erzeugung und Verbrauch |
| Räumlicher Bezug | konkreter Netzabschnitt | ganze Regelzone, synchrones Verbundnetz |
| Verpflichtung | Anlagen ab 100 kW und fernsteuerbare Anlagen müssen anpassen oder dulden | freiwillige Teilnahme nach Präqualifikation |
| Ausgleich | bilanziell und finanziell nach § 13a EnWG | Leistungs- und Arbeitspreis aus der Ausschreibung bzw. Aktivierung |
Ein Redispatch-Abruf kann die Systembilanz verschieben und umgekehrt. Deshalb gleicht der Netzbetreiber die Redispatch-Menge bilanziell aus: Der Bilanzkreis der Anlage soll so stehen, als hätte es die Maßnahme nicht gegeben. Wie die Regelenergie funktioniert, steht in Regelenergie verstehen.
Ein dritter Begriff liegt nah: Countertrading. Dabei handeln Übertragungsnetzbetreiber kurzfristig am Intraday-Markt gegen die Flussrichtung, ohne eine einzelne Anlage anzuweisen. Die Bundesnetzagentur führt es im Monitoring neben dem Redispatch als eigenes Instrument des Engpassmanagements (Monitoringbericht 2025).
Wer macht was
Die Rollen und IDs erklärt der Prozessartikel genau. Hier der Überblick:
- Der anfordernde Netzbetreiber erkennt den Engpass in seinem Netz und fordert die Maßnahme an.
- Der anweisende Netzbetreiber gibt sie an die Anlage weiter oder führt sie selbst aus. Im Regelfall ist das der Anschlussnetzbetreiber.
- Der Einsatzverantwortliche nimmt für eine steuerbare Ressource die Planungsdaten und Abrufe entgegen. Das ist oft der Direktvermarkter.
- Der Bilanzkreisverantwortliche der Anlage bekommt den bilanziellen Ausgleich, damit er keine Ausgleichsenergie zahlt.
- Der Anlagenbetreiber erhält den finanziellen Ausgleich.
Die Koordination zwischen den Netzebenen ist Pflicht: Nach § 13a Abs. 5 EnWG erfolgt die Maßnahme in Abstimmung mit allen zwischengelagerten und betroffenen vorgelagerten Netzbetreibern. Konkurrieren Maßnahmen verschiedener Netzebenen, sollen die des nachgelagerten Netzbetreibers in der Regel Vorrang haben. Den Engpass im Verteilnetz behandelt Engpassmanagement im Verteilnetz.
Mengen und Kosten
Die Bundesnetzagentur weist Redispatch im Quartalsbericht Netzengpassmanagement und im Monitoringbericht aus. „Netzengpassmanagement“ umfasst dort Redispatch mit Markt- und Reservekraftwerken, die Abregelung erneuerbarer Anlagen und Countertrading.
| Jahr | Maßnahmenvolumen | Kosten gesamt | Quelle |
|---|---|---|---|
| 2023 | 34.298 GWh | rund 3,3 Mrd. € | Monitoringbericht 2025, S. 22 |
| 2024 | 30.318 GWh | 2.954 Mio. € | Quartalsbericht Q4 2025 (SMARD) |
| 2025 | 30.319 GWh | 3.071 Mio. € (vorläufig) | Quartalsbericht Q4 2025 (SMARD) |
Aus den Zahlen für 2025 lässt sich ablesen: Auf Redispatch mit konventionellen Kraftwerken entfielen 1.176 Mio. € (2024: 1.233 Mio. €), auf die finanzielle Entschädigung für abgeregelte erneuerbare Anlagen 433 Mio. € (2024: 554 Mio. €). Die Menge der abgeregelten erneuerbaren Erzeugung blieb stabil; die niedrigere Entschädigung führt der Quartalsbericht auf höhere Großhandelspreise und damit eine kleinere Marktprämie zurück (durchschnittlich 89,32 €/MWh statt 78,51 €/MWh). Etwa 4 Prozent der erneuerbaren Erzeugung wurden abgeregelt, rund 96 Prozent kamen bei den Letztverbrauchern an.
Die Kosten legen die Netzbetreiber über die Netzentgelte um. Der Monitoringbericht 2025 weist für 2024 rund 5,2 Mrd. € Systemdienstleistungskosten aus, davon etwa 2,9 Mrd. € für das Netzengpassmanagement.
Typische Missverständnisse
„Redispatch heißt, dass zu wenig Strom da ist.“ Es heißt, dass er an der falschen Stelle ist. Im Gesamtsystem kann genug oder zu viel Strom vorhanden sein.
„Redispatch ist Abregeln.“ Abregeln ist die eine Hälfte (negativer Redispatch). Die Festlegung BilAReM kennt ebenso den positiven Redispatch: die Anordnung, die Erzeugung zu erhöhen oder den Bezug zu mindern.
„Redispatch ist Regelenergie.“ Anlass, Verpflichtung und Abrechnung unterscheiden sich, siehe Tabelle oben.
„Nur fossile Kraftwerke sind betroffen.“ Seit Oktober 2021 sind Wind, Photovoltaik, KWK und Speicher ab 100 kW einbezogen, ebenso jede jederzeit fernsteuerbare Anlage.
„Der Anlagenbetreiber bekommt den Marktwert der fehlenden Energie.“ Er bekommt einen angemessenen finanziellen Ausgleich nach § 13a Abs. 2 EnWG mit bestimmten Positionen, mehr dazu im Abrechnungsartikel.
Quellen und Pflegehinweis
Gesetzeswortlaut §§ 13, 13a, 14 EnWG, Stand der Abfrage 4. Oktober 2026. Die Festlegung BK6-23-241 ist seit dem 7. Mai 2026 beschlossen; ihre Prozessbeschreibungen und EDI@Energy-Formate folgen in Stufen, weshalb sich Fristen und Formate ändern können. Mengen und Kosten für 2025 sind vorläufig. Fachbegriffe stehen im Glossar unter Redispatch, Redispatch 2.0 und Engpassmanagement.