Redispatch-Abregelungen Rechnung statt Gutschrift?

Seit dem 23. Dezember 2025 rechnet der Netzbetreiber Redispatch-Abregelungen direkt mit Betreibern von Wind- und PV-Anlagen ab, und zwar in der Regel nicht zu dem mit dem Direktvermarkter vereinbarten Vertragspreis, sondern zum sogenannten BDEW-Mischpreis. Nun erleben Betreiber von Wind- und Solaranlagen rund ein halbes Jahr später eine unangenehme Überraschung: Wo früher eine Redispatch-Entschädigung als Gutschrift kam, steht jetzt eine deutlich kleinere Gutschrift oder sogar eine Forderung des Netzbetreibers. Dieser Beitrag klärt, wie es dazu kommt, worin das eigentliche Problem liegt – und was Betreiber konkret tun können, um ihren Vergütungsanspruch zu sichern.

Wo die Vergütung früher eine kalkulierbare Größe war, ist sie nun zu einer volatilen geworden. Der BDEW-Mischpreis wird für jede Viertelstunde individuell ermittelt und kommt dann für die Strommenge zum Ansatz, die im Rahmen der Redispatch-Maßnahme abgeregelt wurde. Der abrechnungsrelevante Wert liegt bei vielen Anlagen unter dem energieträgerspezifischen Marktwert und kann in einzelnen Monaten sogar negativ werden. Die sichtbarste Zuspitzung eines Problems, das seit der EnWG-Novelle bei fast jeder Redispatch-Abregelung entstehen kann, ist: die Lücke zwischen dem, was der Direktvermarktungs- oder Stromliefervertrag Betreibern für ihre Einspeisung verspricht, und dem, was der Netzbetreiber für die abgeregelte Menge tatsächlich zahlt.

Warum für Redispatch plötzlich Rechnungen kommen

Bis zum 23. Dezember 2025 lief der finanzielle Ausgleich für Redispatch über den Bilanzkreisverantwortlichen, in der Regel den Direktvermarkter. Er erhielt die Entschädigung vom Netzbetreiber und reichte die gewohnte Vergütung an den Betreiber weiter, die je nach Vertrag und Dienstleistungsentgelt oftmals am technologiespezifischen Monatsmarktwert orientiert war. Lag die Entschädigung unter dem Monatsmarktwert, übernahm der Direktvermarkter die Differenz. Die Abweichungen sind zwar auch für Direktvermarkter schwer planbar, sie sind jedoch in ihren Vergütungsmodellen einkalkuliert.

Seit der Novelle rechnet der Netzbetreiber nach § 14 Abs. 1b EnWG direkt mit den Betreibern ab. Wo früher der gewohnte Vergütungsanspruch gegen den Direktvermarkter stand, kommt jetzt der BDEW-Mischpreis in einer Abrechnung direkt vom Netzbetreiber zum Tragen – eine Größe, die für Betreiber weder planbar noch vertraglich vereinbart ist und die auch negativ werden kann.

Wichtig ist, was sich dabei nicht geändert hat: Die Novelle hat nicht das gesamte Entschädigungssystem umgebaut oder Vergütungen gekürzt, jedoch das Risiko und die Zahlungswege verschoben. Das Grundprinzip von Redispatch gilt unverändert weiter: Betreiber sollen durch die Abregelung wirtschaftlich weder besser noch schlechter gestellt werden. Was sich geändert hat, ist allein, wer mit wem abrechnet und auf welcher Preisbasis.

Wie entsteht die Lücke?

Der abrechnungsrelevante Mischpreis kann negativ werden aufgrund des engen Zusammenhangs zwischen Redispatch-Maßnahmen und Börsenpreis: Redispatch-Maßnahmen finden verstärkt in Zeiten mit hoher Wind- und PV-Einspeisung statt, weil dann die Netze überlastet sind. In genau diesen Zeiten drehen auch oft die Preise an der Strombörse ins Negative. Und weil das Börsenpreisniveau in Form des sogenannten Intraday-Index (ID1) als stärkstes Gewicht in den Mischpreis eingeht, bittet der Netzbetreiber für Redispatch-Ausfallarbeit überdurchschnittlich oft zur Kasse, anstatt eine Entschädigung auszuzahlen.

Für Betreiber mit hohen Abregelungsquoten, etwa PV-Parks in überlasteten Netzgebieten, summieren sich die Abweichungen zwischen Mischpreis und Vertragspreis schnell zu einer existenziellen Größe. Bei Windparks fällt die Abregelung seltener mit negativen Börsenpreisen zusammen. Abweichungen entstehen hier aber ebenfalls und stellen ein Risiko dar.

Ein realistisches Beispiel für eine PV-Anlage mit Inbetriebnahmedatum 2015 für April dieses Jahres im Netzgebiet der Bayernwerk Netz GmbH: Für eine Viertelstunde Ausfallarbeit sieht der Direktvermarktungsvertrag den Marktwert vor, im Beispielmonat mit 1,3 ct/kWh zwar historisch niedrig, aber im positiven Bereich. Der vom Netzbetreiber abgerechnete durchschnittliche Mischpreis für die Redispatch-Ausfallarbeit lag im konkreten Fall jedoch bei - 6,9 ct/kWh. Aus der im letzten Jahr noch üblichen Gutschrift vom Direktvermarkter für die Entschädigung kam vom Netzbetreiber eine deftige Rechnung. Da im vorliegenden Fall mehr als ein Drittel der möglichen Stromerzeugung durch Redispatch abgeregelt wurde, klafft eine gewaltige Lücke im Cashflow.

Wer trägt die Lücke?

Für die Antwort auf diese Frage ist der Blick in den Direktvermarktungsvertrag erforderlich: Entscheidend ist, ob vor der Gesetzesnovelle der niedrige oder negative Preis für die Redispatch-Ausfallarbeit wirtschaftlich vom Anlagenbetreiber selbst oder vom Direktvermarkter getragen worden wäre. Wenn beispielsweise klar vereinbart wurde, dass dem Anlagenbetreiber auch für Redispatch-Ausfallarbeit die Zahlung des Monatsmarktwerts zusteht, dann ergibt sich daraus, dass der Direktvermarkter im alten Zahlungsstrom die Abweichungen ausgeglichen hätte.

Viele Direktvermarkter erkennen an, dass sich durch die Gesetzesnovelle zwar der Weg des Geldes verändert hat, nicht aber die wirtschaftlichen Ansprüche. Die logische Konsequenz: Sie gleichen die Differenz zwischen Mischpreis und Vertragspreis auch weiterhin aus. Viele Direktvermarkter tun das bereits oder planen entsprechende Anpassungen der Verträge an die neue Situation, einige kostenfrei, andere gegen ein zusätzliches Entgelt.

Einige Direktvermarkter interpretieren die Novelle jedoch so, als seien sie von ihren Zahlungspflichten für Redispatch-Maßnahmen vollständig entbunden und stellen keinen finanziellen Ausgleich her. Leider bieten einige Verträge Spielraum für Interpretationen und der Anspruch hängt an der juristischen Vertragsauslegung. Für Betreiber mit hohem Redispatch-Anteil ist genau das der Moment, in dem aus einem Abrechnungsdetail eine ernste wirtschaftliche Bedrohung wird.

Der Worst Case

Doch es geht noch schlimmer: Im oben beschriebenen Beispiel handelte es sich um eine Anlage aus dem Jahr 2015 – wie alle Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum vor 2016 hat sie einen Anspruch auf Zahlung der Marktprämie für jede eingespeiste oder im Rahmen von Redispatch abgeregelte Kilowattstunde. Das ist der Grund, weshalb diese Anlage auch während Phasen mit (moderat) negativen Börsenpreisen vom Direktvermarkter nicht marktbedingt abgeregelt wird.

Für Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum ab dem Jahr 2016 wurde die gesetzlich garantierte Förderung für eingespeiste und im Rahmen von Redispatch abgeregelte Strommengen schrittweise eingeschränkt. Seit der Verabschiedung des Solarspitzengesetzes im vergangenen Jahr regelt der § 51 im EEG, dass für neue Anlagen (auch Windkraftanlagen) die Marktprämie bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativen Preisen entfällt. Das hat zur Folge, dass Direktvermarkter üblicherweise diese Anlagen in Zeiten mit negativen Börsenpreisen marktbedingt abregeln.

Vor diesem Hintergrund ist es überraschend, dass zahlreiche Betreiber von §-51-Anlagen von Netzbetreibern Abrechnungen für Redispatch-Maßnahmen erhalten haben, die in Zeiten mit negativen Preisen stattgefunden haben sollen. Die Daten der Softwareplattform „opti.node“ zeigen deutlich: Die marktbedingten Abregelungen durch den Direktvermarkter und die Redispatch-Maßnahmen des Netzbetreibers überlagern sich zeitlich. Eine Situation, die bei einer vollständigen Abregelung der Anlage schlicht nicht sein kann – entweder die Anlage war marktbedingt abgeregelt oder aufgrund einer Redispatch-Maßnahme, aber in keinem Fall beides gleichzeitig.

Ein finanzieller Schaden entsteht in solchen Situationen für den Betreiber, wenn der Mischpreis negativ ist – und das war im Zeitraum Januar bis Juni 2026 in über 71 % der Viertelstunden mit negativen Preisen in der EPEX Spot Auktion der Fall. Würde die marktbedingte Abregelung des Direktvermarkters vorrangig zählen, entstände auch keine Redispatch-Ausfallarbeit, die der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber in Rechnung stellt.

Die Doppelzählung der Ausfallarbeit kann unterschiedliche Ursachen haben: Der Direktvermarkter hat die marktbedingte Abregelung nicht (rechtzeitig) beim Netzbetreiber angezeigt. In diesem Fall kann der Netzbetreiber nicht wissen, dass die Anlage für diesen Zeitraum nicht zur Verfügung steht, und initiiert zusätzlich zur bereits anliegenden marktbedingten Abregelung eine Redispatch-Maßnahme. Die vom Direktvermarkter rechtzeitig gemeldete marktbedingte Abregelung wird vom Netzbetreiber nicht ordnungsgemäß berücksichtigt, der eine überlagernde Redispatch-Maßnahme durchführt.

Derartige Doppelzählungen sind vermutlich auch früher schon vorgekommen. Jedoch bestand weniger Risiko für den Anlagenbetreiber, dass diese auch an ihn abgerechnet werden. Da bis zum 23.12.2025 der Direktvermarkter in der Abrechnungskette von Redispatch-Maßnahmen zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber stand, wurden Doppelzählungen durch den Direktvermarkter „herausgefiltert“. Seitdem der Netzbetreiber Redispatch-Maßnahmen direkt an den Anlagenbetreiber abrechnet, landen fehlerhafte Doppelzählungen ungefiltert beim Anlagenbetreiber.

Transparenz ist zur Pflichtaufgabe geworden

Mit dem Direktvermarkter ist der Beteiligte aus der Kette ausgeschieden, der die Abrechnungen bisher aus eigenem Interesse geprüft und Betreibern ihre gewohnte Vergütung gesichert hat. Diese Aufgabe liegt jetzt bei den Betreibern und ist Teil der kaufmännischen Betriebsführung geworden. Wer seine tatsächliche Einspeisung, die betroffenen Viertelstunden und die zugehörigen Preise zusammenführen und dokumentieren kann, geht bei der Prüfung von Redispatch-Entschädigungen und -Rechnungen mit Daten statt mit Vermutungen in die Klärung – gegenüber Direktvermarkter und Netzbetreiber. Auch da in der Praxis viele Netzbetreiber noch keine Prozesse für Redispatch-Entschädigungen implementiert haben, schaffen Betreiber durch eigenes Erlösmonitoring früher Klarheit über die eigene Erlössituation, bevor später ein böses Erwachen kommt.

Genau für diese Fälle unterstützt das Erlösmonitoring in opti.node Betreiber von Wind- und PV-Anlagen. Es beziffert die Ansprüche der Betreiber und macht die Lücke sichtbar, bevor Fristen ablaufen. Denn, ob die Vergütung stimmt, entscheidet am Ende nicht, wer am lautesten protestiert, sondern wer am schnellsten belegen und einfordern kann, was ihm vertraglich zusteht.