Die Problemstellung

Abregelung Photovoltaik Anlage Redispatch 2.0

Redispatch ist kein Gesetz und keine eigenständige Verordnung, sondern ein netzbetriebsbezogenes Instrument, das in Gesetzen und Verordnungen rechtlich verankert ist.

Rechtliche Grundlage von Redispatch 2.0

1. § 13, § 13a EnWG (Energiewirtschaftsgesetz):
   → Verpflichtet Netzbetreiber zur Gewährleistung der Netzstabilität und regelt Eingriffe in den Kraftwerkseinsatz.
   → § 13a EnWG verpflichtet zur Entschädigung bei Abregelung.

2. § 14 EEG 2023 (Erneuerbare-Energien-Gesetz):
   → Regelt die Vergütung bei netzbedingter Reduzierung der Einspeisung.

3. NABEG 2.0 (Netzausbaubeschleunigungsgesetz):
   → Diente als gesetzgeberischer Impuls zur Einführung von Redispatch 2.0 ab 2021.

4. Marktregeln / BNetzA-Festlegungen:
   → MaKo 2020, BK6-20-059 (Redispatch 2.0-Festlegung), BK6-23-241 u. a.
   → Regelt Rollen (EIV, BTR), Datenaustausch (z. B. EDIFACT, RAIDA) und Prozesse.

Redispatch 1.0 griff zunächst nur auf Großkraftwerke (> 10 MW) in konventionellen Netzen zurück. Mit dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0, Mai 2019) wurden die Grundlagen für ein modernes Engpassmanagement geschaffen.

Seit dem 1. Oktober 2021 gilt Redispatch 2.0: Erneuerbare‑, KWK‑ und Speicheranlagen ab 100 kW müssen teilnehmen, ihre Stammdaten und Prognosen melden, und Eingriffe erfolgen vorausschauend über EIV/BTR-Rollen .

Netzbetreiber koordinieren Einsätze über alle Netzebenen hinweg und gleichen die bilanziellen Ausfallmengen nach § 13a EnWG aus.

Es gibt zwei Bilanzierungsmodelle (Prognose- und Planwertmodell) und klare Anforderungen an Datenbereitstellung via RAIDA.

Seit März–Juli 2022 wurde das Meldeverfahren standardisiert und verpflichtend.

Early 2023 wurde ein Task-Force-Verfahren zur Weiterentwicklung initiiert (BNetzA BK6-23-241 …)

Im Zuge der Implementierung von Redispatch 2.0 wurden sanktionsbewehrte Maßnahmen gegenüber Anlagenbetreibern zunächst ausgesetzt, da eine vollumfängliche Umsetzung der standardisierten Prozesse gemäß BNetzA-Festlegung BK6-20-059 durch zahlreiche Verteilnetzbetreiber (VNB) infolge technischer, prozessualer und IT-seitiger Verzögerungen nicht fristgerecht realisierbar war.

Im Zuge der Einführung von Redispatch 2.0 (Festlegung BK6‑20‑059, 06.11.2020) wurde die branchenweite Übergangslösung des BDEW eingesetzt, wonach bis spätestens 31. Mai 2022 sanktionsbewehrte Maßnahmen gegen Anlagenbetreiber ausgesetzt blieben, da viele Verteilnetzbetreiber (VNB) technische, prozessuale und IT‑seitige Voraussetzungen erst bis zum Teststart zum 1. März 2022 vollständig bereitstellen konnten .

Technisch präzisiert: BK6‑20‑059 definiert Anforderungen an Datenlieferung, Melde‑ und Bilanzprozesse, die initial von vielen VNB nur verzögert umgesetzt werden konnten.

Datenhandling

Vergütung bei Stromabschaltung

Überblick:

Die Datenlieferung im Rahmen von Redispatch 2.0 wurde bislang weitgehend durch die Direktvermarkter übernommen – teils mit schwankender Zuverlässigkeit (Details folgen). Diese Leistung war bislang ein Nebenprodukt im Zuge der Direktvermarktung im Marktprämienmodell. Inzwischen sind jedoch die Kosten für Direktvermarkterverträge erheblich gestiegen, sodass zahlreiche Anlagenbetreiber entweder bestehende Verträge kündigen, sich aktiv nach kostengünstigeren Anbietern umsehen oder finanzielle Mehrbelastungen in Kauf nehmen müssen.

Problemstellung 1: Zuverlässigkeit

Wir möchten klarstellen, dass die Ursache für Datenübertragungsprobleme im Rahmen von Redispatch 2.0 in der Regel nicht beim Direktvermarkter liegt, sondern in der heterogenen und oftmals unzureichend abgestimmten EDV-Infrastruktur innerhalb der Solarparks.

Das Hauptproblem besteht darin, dass es weder standardisierte Schnittstellen noch definierte Systemmodule gibt. Jedes Gewerk – etwa Wechselrichter, Zähler, Kommunikations- und Regeltechnik – nutzt proprietäre Komponenten mit unterschiedlichen Protokollen. Häufig kommen neben industriellen auch haushaltsübliche Geräte wie Standardrouter zum Einsatz.

Selbst wenn diese Komponenten in Schutzbereichen wie Übergabestationen oder Trafogebäuden verbaut sind, sind sie dort Umwelteinflüssen wie Temperaturschwankungen und Feuchtigkeit ausgesetzt.

Nach unserer Erfahrung sind in über 90 % der Fälle EDV-seitige Ursachen – insbesondere der unsystematische Einsatz inkompatibler oder ungeeigneter Hardware – für Systemfehler verantwortlich.

Problemstellung 2: Tarifgetriebenes Wechselverhalten (Switching)

Netzbetreiber schaltet PV ab

Nachteile beim Wechsel des Direktvermarkters – Fokus auf technischen und zeitlichen Aufwand

Kurzum, der Betreiberwechsel des Direktvermarkters, um Kosten zu sparen, ist ein umständliches, zeitaufwändiges sowie kostenintensives Instrument.

Problemstellung 3: Sanktionsmaßnahmen durch den Netzbetreiber

Strom nicht eingespeist Entschädigung

Sanktionsmaßnahmen bei nicht regelbaren PV-Anlagen im Rahmen von Redispatch 2.0

Der VNB ist nicht nur angehalten Ausfälle zu bezahlen, wenn Strom nicht eingespeist werden konnte, sondern auch anders herum: Mit der Einführung von Redispatch 2.0 zum 1. Oktober 2021 sind alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung – unabhängig von der eingesetzten Technologie – verpflichtet, netzseitige Steuerbefehle empfangen und umsetzen zu können. Das betrifft insbesondere die Steuerung von Wirkleistung (Abregelung) und optional auch Blindleistung. Grundlage dafür ist § 13 und § 13a EnWG sowie die Bundesnetzagentur-Festlegung BK6-20-059.

Ist eine Anlage nicht regelbar – also weder fernwirktechnisch erreichbar noch steuerbar – gilt sie im Redispatch-Prozess als „nicht einsatzfähig“. In diesem Fall kann der Netzbetreiber folgende Sanktionsmaßnahmen ergreifen:

1. Marktprämienentzug
   Im Marktprämienmodell nach § 19 EEG entfällt der Anspruch auf Marktprämie vollständig für die Zeiträume, in denen die Anlage nicht regelbar war.

2. Rückforderungen
   Bereits gezahlte Marktprämien können rückwirkend vom Netzbetreiber oder Direktvermarkter zurückgefordert werden, wenn nachgewiesen wird, dass die Steuerbarkeit nicht gewährleistet war.

3. technischer Zwangseingriff
   Der Netzbetreiber kann eigenständig Maßnahmen zur Abregelung oder Trennung der Anlage vom Netz veranlassen, insbesondere wenn Netzsicherheit oder Systemstabilität gefährdet sind.

4. Vertragsstrafen oder Sonderkündigungen
   Direktvermarkter können bei dauerhafter Nichtkonformität Vertragsstrafen erheben oder bestehende Direktvermarktungsverträge kündigen.

PV Anlage vom Netz genommen was tun

Zur Vermeidung solcher Sanktionen ist es essenziell, dass Anlagenbetreiber die technischen Anforderungen (z. B. Fernwirktechnik, Kommunikationsschnittstellen, Prognosepflichten) vollständig umsetzen und die dauerhafte Funktionalität sicherstellen. Bei Systemfehlern, z. B. durch EDV-Probleme, ist umgehende Fehlerbehebung und Kommunikation mit dem Einsatzverantwortlichen erforderlich.

• Sanktionszahlung: Wird die Direktvermarktungspflicht nicht erfüllt UND zugleich keine Ausfallvergütung beantragt, bzw. ist die Anlage nicht fernsteuerbar, setzt der VNB die Strafe an:

  • 10 € × installierte kW × Kalendermonat.

Beispiel: Bei einer 5000 kW‑Anlage werden 5 0000 € fällig, wenn die Fernsteuerbarkeit einen Monat lang fehlt.

• Meldungspflicht: Seit dem 25. Februar 2025 müssen Direktvermarkter VNBs verpflichtend melden, wenn die Fernsteuerbarkeit nicht eingerichtet ist. Erfolgt die Einrichtung später, kann die Strafe auf 2 € pro kW rückwirkend reduziert werden

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