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Entschädigung für Betreiber von Photovoltaikanlagen bei netzbedingter Abschaltung: Ein umfassender Ratgeber zu Rechtslage und Ansprüchen



1. Einleitung: Abschaltung von PV-Anlagen und Ihr Recht auf Entschädigung

Die Energiewende in Deutschland schreitet voran, und Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen) leisten einen stetig wachsenden Beitrag zur Stromerzeugung. Diese Entwicklung ist politisch gewollt und ökologisch notwendig. Gleichzeitig stellt die zunehmende Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen, die naturgemäß Schwankungen unterliegt, die Betreiber von Stromnetzen vor große Herausforderungen hinsichtlich der Gewährleistung der Netzstabilität.1 Um Überlastungen des Netzes und daraus resultierende Stromausfälle zu vermeiden, sind Netzbetreiber (NB) unter bestimmten Voraussetzungen nicht nur berechtigt, sondern sogar verpflichtet, Erzeugungsanlagen, einschließlich PV-Anlagen, zeitweise vom Netz zu nehmen oder deren Einspeiseleistung zu reduzieren.3

Für Betreiber von PV-Anlagen stellt sich in solchen Fällen die drängende Frage: Welche Regelungen gelten für den finanziellen Ausgleich der entgangenen Einspeisevergütungen? Dieser Ratgeber zielt darauf ab, Anlagenbetreibern einen umfassenden Überblick über die komplexe Rechtslage, die verschiedenen Szenarien der Abschaltung und die konkreten Schritte zur Geltendmachung von Entschädigungsansprüchen zu verschaffen.

Die Notwendigkeit solcher Abregelungen ist ein direktes Resultat des Erfolgs der Energiewende. Der massive Ausbau erneuerbarer Energien, insbesondere der Photovoltaik und Windkraft 7, führt zu einer immer dezentraleren und volatileren Stromerzeugung. Wenn der Ausbau der Netzinfrastruktur nicht im gleichen Tempo Schritt hält, kommt es unweigerlich zu regionalen oder überregionalen Netzengpässen.3 Um diese Engpässe zu managen und die Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten, müssen Netzbetreiber auf Instrumente wie das Einspeisemanagement (früher) oder den Redispatch (aktuell) zurückgreifen.1 Folglich ist die Frage der Entschädigung für Betreiber von PV-Anlagen von stetig wachsender Bedeutung, und es ist davon auszugehen, dass die Häufigkeit von Abregelungen tendenziell zunehmen wird, bis der Netzausbau die erforderliche Kapazität erreicht hat.

Die Komplexität der hierfür relevanten Regelungen stellt für den durchschnittlichen Anlagenbetreiber eine erhebliche Hürde dar. Die Entschädigungsansprüche sind nicht in einem einzigen Gesetz übersichtlich geregelt, sondern ergeben sich aus einem Zusammenspiel verschiedener Rechtsquellen, primär dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), ergänzt durch zahlreiche detaillierte Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA).1 Hinzu kommen unterschiedliche Arten von Netzeingriffen und diverse Verfahren zur Berechnung der Ausfallarbeit.9 Auch die im Rahmen des sogenannten Redispatch 2.0 neu eingeführten Marktrollen des Einsatzverantwortlichen (EIV) und des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) erfordern ein neues Verständnis der Prozesse.20 Für Laien ist dieses System kaum durchschaubar. Ein klar strukturierter Ratgeber, der diese Komplexität reduziert und die Regelungen verständlich aufbereitet, ist daher unerlässlich, um Anlagenbetreibern zu ihrem Recht zu verhelfen.


2. Rechtliche Grundlagen: EnWG und EEG als Basis für Entschädigungsansprüche

Die Ansprüche von PV-Anlagenbetreibern auf finanziellen Ausgleich bei Abschaltungen durch den Netzbetreiber basieren auf einem komplexen Gefüge von Gesetzen, Verordnungen und spezifischen Festlegungen. Die zentralen rechtlichen Pfeiler sind das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).


Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) – Der Primärrahmen für Netzbetrieb und -eingriffe

Das EnWG bildet den übergeordneten Rechtsrahmen für die Elektrizitäts- und Gasversorgung in Deutschland. Für das Thema der Anlagenabschaltung und Entschädigung sind insbesondere folgende Paragraphen relevant:

  • § 13 EnWG: Dieser Paragraph legt die grundlegende Verantwortung der Netzbetreiber für ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz fest.1 Diese Verpflichtung ist die Basis, die Maßnahmen zur Netzstabilisierung wie den Redispatch legitimiert.

  • § 13a EnWG: Anpassung von Erzeugungsanlagen (Redispatch 2.0) und finanzieller Ausgleich: Dies ist seit dem 1. Oktober 2021 die zentrale Norm für Entschädigungen bei sogenannten Redispatch-Maßnahmen.1

  • Absatz 1 räumt dem Netzbetreiber das Recht ein, von Anlagenbetreibern Anpassungen der Wirkleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs zu verlangen, um Netzengpässe zu vermeiden oder zu beseitigen.22

  • Absatz 1a regelt den Anspruch des Bilanzkreisverantwortlichen (BKV), in dessen Bilanzkreis die Anlage einspeist, auf einen bilanziellen Ausgleich gegenüber dem Netzbetreiber.9 Dieser Aspekt betrifft primär das Verhältnis zwischen Netzbetreiber und Direktvermarkter/BKV, ist aber für das Gesamtverständnis des Systems wichtig.

  • Absatz 2 ist für den Anlagenbetreiber von entscheidender Bedeutung: Er begründet den Anspruch auf einen angemessenen finanziellen Ausgleich. Dieser Ausgleich soll den Betreiber wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellen, als er ohne die Redispatch-Maßnahme gestanden hätte.9

  • § 14 EnWG: Maßnahmen bei Gefährdung oder Störung der Netzsicherheit: Dieser Paragraph enthält Regelungen zur Steuerbarkeit von Anlagen und zur Pflicht der Anlagenbetreiber, Maßnahmen des Netzbetreibers zur Abwehr von Gefährdungen oder Störungen zu dulden.1 Er ist insbesondere relevant für die Verpflichtung zur technischen Ausstattung von Anlagen, um sie für das Netzmanagement zugänglich zu machen.


Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) – Einspeisevergütung und historische Entschädigungsregelungen

Das EEG ist das Kernstück der Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland. Es regelt unter anderem die Einspeisevergütung, die eine wesentliche Grundlage für die Berechnung der "entgangenen Einnahmen" im Falle einer Abregelung darstellt.7

  • § 15 EEG (alte Fassung, a.F.): Vor der Einführung des Redispatch 2.0 regelte dieser Paragraph die Entschädigung für Maßnahmen des sogenannten Einspeisemanagements. Mit der umfassenden Neuregelung des Netzengpassmanagements zum 1. Oktober 2021 wurde § 15 EEG in seiner damaligen Form weitgehend aufgehoben bzw. sein Anwendungsbereich stark eingeschränkt.4 Inzwischen ist § 15 EEG 2023 als "(weggefallen)" gekennzeichnet.33 Die Prinzipien des alten Einspeisemanagements können jedoch für das Verständnis der Systementwicklung oder in seltenen Altfällen noch von Bedeutung sein.

  • Aktuelle EEG-Fassungen (z.B. EEG 2023): Auch wenn die Entschädigung für Redispatch-Maßnahmen nun primär im EnWG geregelt ist, enthält das EEG weiterhin wichtige Bestimmungen für PV-Anlagenbetreiber. Dazu gehören die Festlegung der Vergütungssätze, Pflichten zur technischen Ausstattung (z.B. § 9 EEG 2023 zur Fernsteuerbarkeit von Anlagen 28) und spezielle Regelungen für Anlagen, deren ursprünglicher Förderzeitraum von 20 Jahren abgelaufen ist (sogenannte Ü20-Anlagen 28).


Wichtige Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA): Konkretisierung der gesetzlichen Vorgaben

Da die gesetzlichen Regelungen im EnWG und EEG oft allgemein gehalten sind, erlässt die Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde detaillierte Festlegungen, die diese Vorgaben konkretisieren und für die Praxis handhabbar machen. Für den finanziellen Ausgleich bei Redispatch-Maßnahmen sind insbesondere folgende Festlegungen von Bedeutung:

  • Festlegung BK8-22-001-A (Festlegung zum finanziellen Ausgleich, gültig ab 1. Januar 2024): Dies ist die aktuell maßgebliche und sehr detaillierte Regelung zur Bestimmung des angemessenen finanziellen Ausgleichs nach § 13a Abs. 2 EnWG.14 Sie hat ältere Regelungen und Leitfäden im Bereich des finanziellen Ausgleichs teilweise abgelöst oder präzisiert.16 Die Anlage 1 dieser Festlegung enthält die entscheidenden Vorgaben für die Berechnungsmethodik verschiedener Kostenpositionen.15

  • Festlegung BK6-20-059 (Festlegung zum bilanziellen Ausgleich): Diese Festlegung regelt den bilanziellen Ausgleich für Redispatch-Maßnahmen und ist somit entscheidend für das komplexe Zusammenspiel zwischen Netzbetreiber, Anlagenbetreiber (bzw. dessen EIV/BTR) und dem Bilanzkreisverantwortlichen.1

  • Festlegung BK6-20-061 (Festlegung zur Informationsbereitstellung): Hier wird definiert, welche Daten Anlagenbetreiber bzw. deren von ihnen beauftragte Einsatzverantwortliche (EIV) den Netzbetreibern für die Durchführung des Redispatch 2.0 zur Verfügung stellen müssen.


Leitfäden (z.B. vom BDEW)

Neben den verbindlichen Gesetzen und Festlegungen existieren auch Leitfäden, beispielsweise vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Diese bieten oft praktische Hilfestellungen und Interpretationen zur Umsetzung der regulatorischen Vorgaben, etwa zur Berechnung der Ausfallarbeit im Redispatch 2.0.13 Es ist jedoch wichtig zu verstehen, dass solche Leitfäden den Gesetzen und den Festlegungen der BNetzA nachgeordnet sind und keine eigene Rechtsverbindlichkeit besitzen. Der BDEW-Leitfaden zur Berechnung der Ausfallarbeit 17 ist eine häufig genutzte Referenz, muss aber stets im Lichte der aktuelleren und verbindlichen Festlegung BK8-22-001-A gelesen werden.

Die Rechtsgrundlagen für Entschädigungsansprüche sind somit fragmentiert und unterliegen einer klaren Hierarchie. Das EnWG bildet den grundlegenden Rahmen, das EEG liefert spezifische Aspekte für Anlagen der erneuerbaren Energien, und die Festlegungen der BNetzA füllen die Details mit Leben und operationalisieren die gesetzlichen Vorgaben. Für Anlagenbetreiber ist es entscheidend zu identifizieren, welche Norm oder Festlegung für ihre spezifische Situation – abhängig von Anlagengröße, Art des Eingriffs und Zeitpunkt des Vorfalls – maßgeblich ist. Insbesondere die Festlegung BK8-22-001-A 15 hat für den finanziellen Ausgleich ab dem 1. Januar 2024 eine zentrale Bedeutung und hat ältere Regelungen oder Interpretationsleitfäden in diesem Bereich abgelöst oder zumindest präzisiert.

Der Übergang von der früheren Entschädigungsregelung im § 15 EEG a.F. hin zur aktuellen Regelung im § 13a EnWG 4 markiert einen signifikanten Systemwechsel. Das frühere Einspeisemanagement, dessen Entschädigung in § 15 EEG geregelt war 11, wurde durch das umfassendere und prozessual veränderte System des Redispatch 2.0 abgelöst. Dieser Wechsel ist nicht nur eine terminologische Anpassung, sondern beinhaltet auch grundlegend neue prozessuale Anforderungen, wie beispielsweise die Einführung der Marktrollen EIV und BTR, die es im alten Einspeisemanagement in dieser Form nicht gab. Daher können ältere Erfahrungen oder Rechtsauffassungen zum Einspeisemanagement nicht ohne Weiteres auf die heutige Redispatch 2.0-Situation übertragen werden. Anlagenbetreiber müssen sich auf die neuen, EnWG-basierten Regelungen und die darauf aufbauenden, detaillierten Festlegungen der Bundesnetzagentur stützen.


3. Warum werden PV-Anlagen abgeschaltet? Netzengpassmanagement im Detail

Um die Ansprüche auf Entschädigung richtig einordnen zu können, ist ein Verständnis der Gründe und Mechanismen von Abschaltungen unerlässlich. Im Wesentlichen gibt es zwei Hauptkategorien von netzbedingten Eingriffen, die entschädigungspflichtig sein können, sowie automatische Schutzabschaltungen, die in der Regel nicht unter diese Entschädigungsregelungen fallen.


Redispatch 2.0: Das aktuelle System zur Sicherung der Netzstabilität (seit 01.10.2021)

Redispatch 2.0 ist das seit dem 1. Oktober 2021 geltende, umfassende System zur Bewirtschaftung von Netzengpässen in Deutschland. Es löste das frühere, getrennte System aus Redispatch (primär für konventionelle Großkraftwerke) und Einspeisemanagement (primär für EE- und KWK-Anlagen) ab.2

  • Definition und Ziele: Redispatch 2.0 bezeichnet die planbasierte Anpassung der Einspeiseleistung (oder des Bezugs) von Erzeugungsanlagen – seien es konventionelle Kraftwerke, EE-Anlagen, KWK-Anlagen oder Speicher – durch den Netzbetreiber, um prognostizierte oder akut auftretende Netzengpässe zu vermeiden oder zu beseitigen.1 Hauptziele sind eine effizientere und somit kostengünstigere Netzstabilisierung und eine Reduktion der Gesamtkosten für das Engpassmanagement, die letztlich von allen Stromkunden über die Netzentgelte getragen werden.2

  • Einbeziehung von Anlagen: In das Redispatch 2.0-Regime fallen grundsätzlich alle Erzeugungsanlagen und Speicher mit einer installierten Leistung von 100 kW oder mehr. Darüber hinaus können auch kleinere Anlagen, die bereits über eine Fernsteuerungseinrichtung durch den Netzbetreiber steuerbar sind, in Redispatch-Maßnahmen einbezogen werden.2

  • Duldungsfall vs. Aufforderungsfall: Im Rahmen von Redispatch 2.0 wird zwischen zwei Abrufarten unterschieden 5:

  • Duldungsfall: Der Netzbetreiber greift direkt auf die Steuerung der Anlage zu und reduziert die Einspeisung. Dieses Verfahren ähnelt dem Prinzip des früheren Einspeisemanagements und ist für den Anlagenbetreiber oft mit weniger Aufwand verbunden, da die Regelung extern erfolgt.20 Viele Netzbetreiber ordnen Anlagen standardmäßig dem Duldungsfall zu.5

  • Aufforderungsfall: Der Netzbetreiber sendet eine Aufforderung zur Leistungsanpassung an den vom Anlagenbetreiber benannten Einsatzverantwortlichen (EIV). Der EIV ist dann dafür verantwortlich, die Regelung an der Anlage umzusetzen. Dieses Verfahren ist zwingend, wenn die Anlage nicht direkt fernsteuerbar ist, oder kann gewählt werden, wenn der Betreiber die Kontrolle über die Anlagensteuerung behalten möchte.5

Der Übergang vom früheren Einspeisemanagement zu Redispatch 2.0 ist mehr als nur eine terminologische Anpassung; er stellt einen Paradigmenwechsel dar. Während das Einspeisemanagement primär eine kurzfristige, oft reaktive Maßnahme zur Behebung bereits eingetretener oder unmittelbar drohender Engpässe war 2, ist Redispatch 2.0 ein planwertbasiertes System. Das bedeutet, es beruht auf Prognosen der Netzlast und der Erzeugung sowie einer vorab koordinierten Einsatzplanung der beteiligten Anlagen.2 Diese verbesserte Planbarkeit soll die Effizienz des Engpassmanagements steigern. Für Anlagenbetreiber bringt dies jedoch erhebliche Veränderungen mit sich: Sie müssen umfangreiche Daten (Stammdaten, Plandaten, Nichtbeanspruchbarkeiten) bereitstellen 2 und die neuen Marktrollen des Einsatzverantwortlichen (EIV) und des Betreibers der Technischen Ressource (BTR) besetzen oder entsprechende Dienstleister beauftragen.6 Dies bedeutet einen höheren administrativen und potenziell auch technischen Aufwand.


Einspeisemanagement (EisMan): Das frühere System und seine heutige Relevanz

Das Einspeisemanagement (EisMan) war das vor dem 1. Oktober 2021 gültige Instrument zur Abregelung von EE- und KWK-Anlagen bei Netzengpässen, geregelt in den §§ 14, 15 EEG alter Fassung.11 Wie bereits erwähnt, wurden diese Regelungen im EEG mit der Einführung von Redispatch 2.0 weitgehend aufgehoben und die Materie in das EnWG überführt.2 § 15 EEG ist in der aktuellen Fassung als "(weggefallen)" markiert.33

Eine gewisse Relevanz könnte das alte Einspeisemanagement-Regime bzw. dessen Leitfaden (Version 3.0 der BNetzA 11) allenfalls noch für Altfälle haben, die vor dem Systemwechsel stattfanden. Es wird auch diskutiert, ob die Prinzipien des Einspeisemanagements für die Entschädigung von sehr kleinen, nicht fernsteuerbaren Anlagen herangezogen werden könnten, die nicht unter die Standardprozesse des Redispatch 2.0 fallen (siehe Abschnitt 4.2). Allerdings ist die normative Kraft des alten Leitfadens durch die neuere und umfassendere Festlegung BK8-22-001-A 16 für Redispatch-Fälle ab dem 1. Januar 2024 stark eingeschränkt.


Abgrenzung zu automatischen Schutzabschaltungen (NA-Schutz)

Es ist von entscheidender Bedeutung, die vom Netzbetreiber angeordneten Redispatch-Maßnahmen von automatischen Schutzabschaltungen der PV-Anlage selbst zu unterscheiden. Jede netzgekoppelte PV-Anlage verfügt über einen sogenannten Netz- und Anlagenschutz (NA-Schutz). Dieser sorgt dafür, dass sich die Anlage bei lokalen Netzstörungen – beispielsweise wenn die Netzspannung oder die Netzfrequenz vordefinierte Toleranzbereiche verlässt – automatisch und unverzüglich vom Netz trennt.42

Solche Abschaltungen durch den NA-Schutz dienen dem unmittelbaren Schutz der PV-Anlage selbst sowie der Aufrechterhaltung der lokalen Netzstabilität. Sie erfolgen nicht aufgrund einer direkten Anweisung des Netzbetreibers zur Behebung eines überregionalen oder regionalen Netzengpasses. Daher sind diese automatischen Schutzabschaltungen in der Regel nicht nach § 13a EnWG (Redispatch 2.0) oder den Prinzipien des ehemaligen Einspeisemanagements entschädigungspflichtig.42 Ein Urteil des OLG Hamm aus dem Jahr 2015 43 befasste sich zwar mit Entschädigungsansprüchen bei automatischer Abschaltung wegen Spannungsüberschreitung nach dem EEG 2012, dies stellt jedoch einen spezifischen Fall dar und ist nicht ohne Weiteres auf jede NA-Schutz-Auslösung übertragbar.

Für Anlagenbetreiber ist diese Unterscheidung finanziell entscheidend. Eine Fehlinterpretation der Ursache einer Abschaltung kann entweder zu unberechtigten Entschädigungsforderungen führen oder dazu, dass berechtigte Ansprüche nicht geltend gemacht werden. Im Zweifel sollte die Ursache der Abschaltung beim Netzbetreiber oder einem Fachbetrieb erfragt werden.


4. Ihr Anspruch auf Entschädigung: Was Ihnen zusteht

Wenn Ihre PV-Anlage aufgrund einer Maßnahme des Netzbetreibers im Rahmen des Netzengpassmanagements (Redispatch 2.0) abgeregelt wird, haben Sie grundsätzlich einen Anspruch auf finanziellen Ausgleich für die entgangenen Einnahmen.


Finanzieller Ausgleich nach § 13a Abs. 2 EnWG für Redispatch 2.0-Maßnahmen


Der zentrale Grundsatz des finanziellen Ausgleichs nach § 13a Abs. 2 EnWG ist, dass der Anlagenbetreiber durch die Redispatch-Maßnahme wirtschaftlich weder besser noch schlechter gestellt werden soll, als er ohne die Maßnahme gestanden hätte.9 Dieses Prinzip der "wirtschaftlichen Neutralität" ist leitend für alle Entschädigungsregelungen.

Umfang der Entschädigung für EE- und KWK-Anlagen:

Für Anlagen, die Strom nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) erzeugen, konkretisiert § 13a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG (in der aktuellen Fassung, z.B. Stand nach Gesetz vom 20.07.2022 22) den Umfang des Ausgleichs. Demnach umfasst der finanzielle Ausgleich:

  • Die entgangenen Einnahmen: Dies ist der Kern der Entschädigung und bezieht sich primär auf die verlorene Einspeisevergütung gemäß EEG oder die Erlöse, die aus der Direktvermarktung des Stroms erzielt worden wären.9

  • Die zusätzlichen Aufwendungen: Hierunter fallen Kosten, die dem Anlagenbetreiber direkt und nachweislich durch die Redispatch-Maßnahme entstanden sind. Ein Beispiel hierfür können Kosten für den Bezug von Ersatzstrom sein, wenn durch die Abregelung auch der Eigenverbrauch der Anlage betroffen war und dieser anderweitig gedeckt werden musste.9 Die Festlegung der Bundesnetzagentur BK8-22-001-A 15 enthält weitere Konkretisierungen, welche Kostenpositionen hierunter fallen können, beispielsweise fehlende Wärmeerlöse bei KWK-Anlagen.

  • Abzüglich der ersparten Aufwendungen: Kosten, die der Anlagenbetreiber dadurch eingespart hat, dass seine Anlage nicht oder nur reduziert Strom produziert hat, müssen von der Entschädigung abgezogen werden. Dies können variable Betriebskosten oder Brennstoffkosten sein. Bei PV-Anlagen sind diese ersparten Aufwendungen in der Regel vernachlässigbar gering, bei Biomasseanlagen können sie jedoch relevant sein. Diese ersparten Aufwendungen sind dem Netzbetreiber zu erstatten bzw. werden bei der Berechnung des Ausgleichs direkt gegengerechnet.9

Klärung der "95%-Regel"-Diskussion:

In einigen älteren Informationsquellen oder FAQs (z.B. 6) findet sich die Angabe, dass die Entschädigung für EEG- oder KWK-Anlagen im Falle einer Reduzierung der Wirkleistungserzeugung 95% der entgangenen Einnahmen (zuzüglich zusätzlicher Aufwendungen) betrage. Diese Darstellung bedarf einer Klarstellung im Lichte der aktuellen Rechtslage:

  • Der Wortlaut des § 13a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG in seiner aktuellen Fassung spricht von "den entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen".22 Eine pauschale Kürzung auf 95% ist in dieser zentralen gesetzlichen Norm nicht vorgesehen.

  • Die maßgebliche Festlegung der Bundesnetzagentur BK8-22-001-A, die seit dem 1. Januar 2024 die Details des finanziellen Ausgleichs regelt 15, zielt auf einen angemessenen finanziellen Ausgleich ab und konkretisiert die Berechnung verschiedener Kosten- und Erlöspositionen, ohne eine generelle 95%-Kappung für EE-Anlagen zu erwähnen.

  • Es ist plausibel, dass die 95%-Regel aus älteren Regelungen stammt, beispielsweise aus § 12 Abs. 1 EEG 2012, der für Anlagen, die nach dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen wurden, im Rahmen des damaligen Einspeisemanagements eine Entschädigung von 95% der entgangenen Einnahmen vorsah.31 Es ist auch möglich, dass es sich um eine vereinfachende Darstellung in bestimmten Kontexten oder eine Regelung in einer früheren Fassung des § 13a EnWG handelte, die aber durch die aktuelle Gesetzesfassung und die Festlegung BK8-22-001-A überholt ist.

  • Nach aktueller primärrechtlicher Lage und der neuesten detaillierten Festlegung der Bundesnetzagentur ist von einer vollen Kompensation der Netto-Verluste (entgangene Einnahmen plus zusätzliche Aufwendungen minus ersparte Aufwendungen) auszugehen. Der Fokus liegt auf dem Ausgleich des tatsächlichen wirtschaftlichen Nachteils, der dem Anlagenbetreiber durch die Maßnahme entsteht.


Entschädigung für Kleinanlagen (<100 kW, nicht fernsteuerbar)

Die Regelungen des Redispatch 2.0 sind primär auf Anlagen mit einer installierten Leistung von über 100 kW sowie auf kleinere Anlagen, die bereits fernsteuerbar sind, zugeschnitten.2 Was gilt jedoch, wenn eine kleinere PV-Anlage, die nicht standardmäßig unter diese Kriterien fällt, dennoch vom Netzbetreiber zur Netzstabilisierung abgeregelt wird?

  • § 13 Abs. 1 Satz 3 EnWG sieht die nachrangige Einbeziehung von fernsteuerbaren Anlagen mit einer Leistung unter 100 kW in Redispatch-Maßnahmen vor.24

  • Eine Stellungnahme von N-ERGIE zur Konsultation der BNetzA 24 weist darauf hin, dass der Adressatenkreis des § 13a EnWG durch BNetzA-Festlegungen (zum damaligen Zeitpunkt) noch auf Anlagen ab 100 kW beschränkt sei. Gleichzeitig wird aber für eine Ausweitung und für automatisierte Ausgleichsprozesse auch für kleinere Anlagen plädiert, da deren Anteil und Einfluss auf Netzengpässe steigt.

  • Einige Quellen legen nahe, dass für Anlagen unter 100 kW, die nicht unter die typischen Redispatch 2.0-Prozesse fallen, aber dennoch abgeregelt werden, weiterhin die Prinzipien des (ehemaligen) Einspeisemanagements und somit eine Entschädigung für die entgangene Vergütung gelten sollten, um finanzielle Nachteile für die Betreiber zu vermeiden.3

  • Obwohl § 15 EEG a.F. als spezifische Entschädigungsnorm für das Einspeisemanagement weggefallen ist 33, ist der Grundgedanke des finanziellen Ausgleichs bei netzbedingter Abregelung in § 13a EnWG universeller gefasst. Es ist daher davon auszugehen, dass auch für solche "atypischen" Abregelungen kleinerer Anlagen ein Entschädigungsanspruch nach den Grundsätzen des § 13a EnWG besteht, sofern die Abregelung netzbedingt durch den Netzbetreiber veranlasst wurde und es sich nicht um eine automatische Schutzabschaltung (NA-Schutz) handelt. Die Festlegung BK8-22-001-A 16 gilt für Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG in Verbindung mit § 13a Abs. 1 EnWG (und in Verbindung mit § 14 Abs. 1 EnWG), was potenziell auch solche Fälle abdecken könnte.

  • Ein Gesetzesentwurf 41 erwähnt, dass für Anlagen mit einer Nennleistung von unter 100 Kilowatt die testweise Vornahme von Anpassungen nach § 13a EnWG erst ab dem 1. Januar 2026 verpflichtend wird, was auf eine schrittweise, aber spätere vollständige Integration dieser Anlagengruppe in die standardisierten Prozesse hindeutet.

Für Betreiber kleinerer, nicht standardmäßig fernsteuerbarer Anlagen ist die Rechtslage und vor allem die praktische Abwicklung der Entschädigung somit potenziell weniger standardisiert als für größere Anlagen im etablierten Redispatch 2.0-Prozess. Im Falle einer Abregelung sollten Betroffene besonders sorgfältig dokumentieren und proaktiv das Gespräch mit dem Netzbetreiber suchen, um die Anspruchsgrundlage und das Verfahren zu klären.


Sonderfall: Ü20-Anlagen (nach Auslaufen der EEG-Förderung)

Für PV-Anlagen, deren 20-jähriger Förderzeitraum nach dem EEG ausgelaufen ist (sogenannte Ü20-Anlagen oder Post-EEG-Anlagen), gelten spezielle Anschlussregelungen.35 Diese Anlagen können weiterhin Strom ins Netz einspeisen und erhalten dafür eine Vergütung, die sich am sogenannten "Jahresmarktwert Solar" orientiert. Dieser Wert hängt vom Börsenstrompreis ab und beträgt typischerweise zwischen 3 und 8 Cent pro Kilowattstunde.35 Die Regelung für die Einspeisung und Vergütung von Ü20-Anlagen wurde mit dem "Solarpaket I" bis Ende 2032 verlängert.35

Im Falle einer Abregelung einer Ü20-Anlage im Rahmen von Redispatch 2.0 müssten die entgangenen Einnahmen auf Basis dieser spezifischen Anschlussvergütung (Jahresmarktwert Solar) entschädigt werden, entsprechend den allgemeinen Prinzipien des § 13a EnWG. Zu beachten ist, dass gemäß § 23b EEG 2023 der auszuzahlende Jahresmarktwert für ausgeförderte Anlagen bis 100 kW ab dem 1. Januar 2023 auf 10 Cent/kWh gedeckelt ist.29


Regelungen bei negativen Strompreisen

Eine besondere Situation ergibt sich, wenn Redispatch-Maßnahmen in Zeiten negativer Strompreise an der Börse erfolgen. Für viele Neuanlagen (und schrittweise auch für Bestandsanlagen bestimmter Größenklassen) entfällt nach § 51 EEG 2023 die EEG-Vergütung bzw. die Marktprämie für die Dauer der negativen Preise, wenn diese für eine bestimmte Anzahl von Stunden anhalten.7

Wenn eine Anlage während solcher Zeiten negativer Börsenstrompreise aufgrund einer Redispatch-Maßnahme zusätzlich abgeregelt wird, stellt sich die Frage nach der Entschädigung. Da § 13a EnWG darauf abzielt, den wirtschaftlichen Zustand herzustellen, der ohne die Maßnahme bestanden hätte, und in diesem Zustand aufgrund der negativen Preise ohnehin kein Vergütungsanspruch bestanden hätte, gäbe es in diesem spezifischen Fall auch keine "entgangenen Einnahmen" im Sinne der Einspeisevergütung zu entschädigen. Die Entschädigung könnte sich dann auf eventuelle zusätzliche Aufwendungen beschränken, oder im Ergebnis null betragen, wenn keine solchen Zusatzkosten anfallen. Die Festlegung BK8-22-001-A 15 enthält detaillierte Regelungen zur Berechnung "entgangener Erlösmöglichkeiten", die in solchen komplexen Fällen relevant sein könnten. Es ist wichtig zu verstehen, dass eine Redispatch-Maßnahme während Perioden negativer Strompreise nicht automatisch zu einer Entschädigung in Höhe der üblichen Einspeisevergütung führt.


5. Berechnung der Ausfallarbeit: Wie Ihr Verlust ermittelt wird

Die "Ausfallarbeit" ist der zentrale Begriff, wenn es um die Quantifizierung des Energieverlusts und damit um die Basis der finanziellen Entschädigung geht. Sie bezeichnet die Energiemenge in Kilowattstunden (kWh), die eine PV-Anlage aufgrund der angeordneten Redispatch-Maßnahme nicht ins Netz einspeisen konnte.6 Die Ermittlung dieser Ausfallarbeit erfolgt in der Regel viertelstundenscharf.11

Für die Berechnung der Ausfallarbeit im Rahmen von Redispatch 2.0 gibt es verschiedene Verfahren, die in der Anlage 1 der BNetzA-Festlegung BK6-20-059 19 und im BDEW-Leitfaden zur Ausfallarbeit 17 näher beschrieben sind. Die Wahl des Verfahrens hängt von verschiedenen Faktoren ab, unter anderem von der technischen Ausstattung der Anlage und der Datenverfügbarkeit.


Die verschiedenen Berechnungsmethoden im Redispatch 2.0

  1. Pauschalverfahren:Dieses Verfahren kommt häufig als Standardmethode zur Anwendung, insbesondere für Anlagen ohne registrierende Leistungsmessung (RLM) oder wenn vom Anlagenbetreiber keine spezifischeren Daten für genauere Verfahren geliefert werden.6

  2. Berechnungsgrundlage: Die Ausfallarbeit wird auf Basis typisierter Einspeiseprofile oder durch Fortschreibung des letzten gemessenen Einspeisewertes vor Beginn der Redispatch-Maßnahme ermittelt.

  3. Für PV-Anlagen: Häufig wird hier mit sogenannten Anlagenfaktoren (AF) gearbeitet. Diese Faktoren werden von der Bundesnetzagentur veröffentlicht und sind von der Jahreszeit und der Tageszeit abhängig. Sie sollen eine durchschnittliche, standortunabhängige Erzeugungsleistung repräsentieren.6 Die Formel zur Berechnung der Ausfallarbeit (WA,i​) pro Viertelstunde (i) lautet dann beispielsweise (vereinfacht nach 39): WA,i​=max{0;((AF⋅Pinst​)−Plim,i​)⋅0,25h} Dabei ist Pinst​ die installierte Leistung der Anlage und Plim,i​ die vom Netzbetreiber vorgegebene Leistungslimitierung in der jeweiligen Viertelstunde. Eine erweiterte Formel, die auch Nichtbeanspruchbarkeiten (PnbA,i​) und marktbedingte Anpassungen (PmbA,i​) berücksichtigt, findet sich z.B. in 38 für Solaranlagen: WA,i​=max{0;(min(AF⋅Pinst​;PmbA,i​;PnbA,i​)−Plim,i​)⋅0,25h} Alternativ oder für nicht-solare Anlagen wird oft der letzte gemessene Leistungsmittelwert vor der Maßnahme (P0​) als Basis für die theoretische Erzeugung herangezogen.11

  4. Datenbedarf: Installierte Leistung (Pinst​), Vorgaben zur Leistungslimitierung (Plim,i​), die entsprechenden Anlagenfaktoren (AF) bzw. der letzte bekannte Messwert (P0​).

  5. Genauigkeit: Das Pauschalverfahren ist das einfachste, aber auch potenziell ungenaueste Verfahren, da es standortspezifische Bedingungen und aktuelle Wetterverhältnisse nur generalisiert berücksichtigt. 37 weist auf potenziell große Differenzen bei der Pauschalabrechnung hin.

  6. Spitzabrechnungsverfahren:Dies ist das genaueste Verfahren zur Ermittlung der Ausfallarbeit, da es auf anlagenspezifisch gemessenen Daten beruht.9

  7. Berechnungsgrundlage: Die Ausfallarbeit wird auf Basis von an der Anlage oder in unmittelbarer Nähe gemessenen Wetterdaten (z.B. Globalstrahlung und Temperatur für PV-Anlagen) und einer anlagenspezifischen Leistungskennlinie (die das Erzeugungsverhalten der Anlage in Abhängigkeit der Wetterbedingungen beschreibt) ermittelt. Die Ausfallarbeit ergibt sich dann als Differenz zwischen der so ermittelten theoretischen Einspeisung (was die Anlage ohne die Abregelung erzeugt hätte) und der tatsächlichen, durch die Redispatch-Maßnahme limitierten Einspeisung.17

  8. Eine allgemeine Formel für die Ausfallarbeit pro Viertelstunde lautet 11: WA,i​=(Psoll,i​–max(Pist,i​,Pred,i​))⋅0,25h Hierbei ist Psoll,i​ die theoretisch mögliche (Soll-)Leistung, Pist,i​ die tatsächliche Ist-Einspeisung während der Maßnahme und Pred,i​ die vom Netzbetreiber vorgegebene reduzierte Leistung. Im Planwertmodell, das oft mit der Spitzabrechnung einhergeht, kann die Formel für negativen Redispatch auch lauten 19: WA,i​=max{0;Pplan,i​−Plim,i​}⋅0,25h wobei Pplan,i​ die geplante Einspeisung ist.

  9. Datenbedarf: Genaue, standortspezifische Wetterdaten, eine validierte Leistungskennlinie der Anlage, exakte Daten zur Leistungsreduktion. Dieses Verfahren erfordert oft spezielle Messtechnik an der Anlage und eine kontinuierliche Datenbereitstellung durch den Betreiber der Technischen Ressource (BTR) oder den Einsatzverantwortlichen (EIV).17

  10. Genauigkeit: Sehr hoch, da anlagen- und standortspezifische Bedingungen bestmöglich berücksichtigt werden.

  11. Spitz-Light-Verfahren (vereinfachte Spitzabrechnung):Dieses Verfahren stellt einen Kompromiss zwischen dem einfachen Pauschalverfahren und dem aufwendigen Spitzabrechnungsverfahren dar.9

  12. Berechnungsgrundlage: Die Ausfallarbeit wird auf Basis von Wetterdaten von nahegelegenen Referenzanlagen oder auf Basis von Wettermodellen (also nicht direkt an der betroffenen Anlage gemessenen Daten) ermittelt.

  13. Datenbedarf: Installierte Leistung, Wetterdaten von Referenzstandorten oder aus Wettermodellen, Daten zur Leistungsreduktion.

  14. Genauigkeit: In der Regel genauer als das Pauschalverfahren, da zumindest regionale Wettertrends besser abgebildet werden können, aber weniger genau als das volle Spitzabrechnungsverfahren. Es ist weniger aufwendig in der Datenerfassung als die Spitzabrechnung.40

Wahl des Verfahrens und dessen Voraussetzungen

Anlagenbetreiber bzw. deren beauftragte Einsatzverantwortliche (EIV) haben in der Regel ein initiales Wahlrecht bezüglich des anzuwendenden Abrechnungsverfahrens.6 Ein Wechsel des Verfahrens ist meist jährlich möglich, wobei bestimmte Fristen (z.B. bis zum 30.11. eines Jahres für das Folgejahr) einzuhalten sind.6

Die Wahl des optimalen Verfahrens ist eine strategische Entscheidung und hängt von mehreren Faktoren ab:

  • Anlagengröße und -typ: Für kleine Anlagen oder Anlagen ohne spezielle Messtechnik ist das Pauschalverfahren oft die einzige praktikable Option oder sogar vorgeschrieben (z.B. für PV-Anlagen ohne registrierende Leistungsmessung (RLM) 6).

  • Technische Ausstattung: Die Spitzabrechnung erfordert Investitionen in Messtechnik und Datenübertragungseinrichtungen.

  • Häufigkeit und Dauer von Abregelungen: Bei häufigen oder lang andauernden Redispatch-Maßnahmen kann sich der Aufwand für ein genaueres Verfahren wie die Spitzabrechnung lohnen, da die Entschädigung potenziell höher ausfällt und die tatsächlichen Verluste besser widerspiegelt.47

  • Kosten-Nutzen-Abwägung: Dem potenziellen Mehrertrag durch eine genauere Berechnung stehen die Kosten für Technik, Datenmanagement und ggf. Dienstleister gegenüber.

Das Pauschalverfahren ist oft die Standardeinstellung oder wird gewählt, wenn keine detaillierten Daten geliefert werden können oder sollen.6 Es ist administrativ am einfachsten, birgt aber das Risiko von Abweichungen zur tatsächlich entgangenen Energiemenge. Die Spitzabrechnung ist dann vorteilhaft, wenn Anlagen häufig betroffen sind und der Betreiber bereit ist, in die notwendige Infrastruktur und Datenbereitstellung zu investieren, um eine möglichst exakte Kompensation zu erhalten.47

Die folgende Tabelle fasst die wesentlichen Merkmale der Berechnungsmethoden zusammen:

Tabelle 1: Vergleich der Berechnungsmethoden für Ausfallarbeit im Redispatch 2.0

Merkmal

Pauschalverfahren

Spitz-Light-Verfahren

Spitzabrechnungsverfahren

Kurzbeschreibung

Berechnung basierend auf typisierten Profilen oder letztem Messwert

Berechnung basierend auf Referenzwetterdaten oder Wettermodellen

Berechnung basierend auf anlagenspezifisch gemessenen Wetterdaten und Leistungskennlinie

Haupt-Datenbasis

Anlagenfaktoren (AF), letzter Messwert (P0​), installierte Leistung (Pinst​)

Wetterdaten von Referenzanlagen/Modellen, Pinst​

Anlagenspezifische Wetterdaten (z.B. Globalstrahlung), Leistungskennlinie, Pinst​

Typische Eignung/ Voraussetzung

Anlagen ohne RLM, kleine Anlagen, wenn keine detaillierten Daten verfügbar sind

Anlagen, für die standortgenaue Wetterdaten nicht verfügbar/wirtschaftlich sind

Anlagen mit häufigen Abregelungen, bei denen höchste Genauigkeit angestrebt wird, RLM vorhanden

Vorteile für AB

Geringer Aufwand, keine spezielle Messtechnik erforderlich

Genauer als Pauschalverfahren, moderater Aufwand

Potenziell genaueste Entschädigung, bildet tatsächliche Verluste am besten ab

Nachteile für AB

Kann ungenau sein (Über- oder Unterkompensation möglich)

Ungenauer als Spitzabrechnung, Abhängigkeit von Qualität der Referenzdaten/Modelle

Hoher Aufwand für Messtechnik und Datenbereitstellung, ggf. Kosten für Dienstleister

AB = Anlagenbetreiber

6. Ihre Pflichten als Anlagenbetreiber und der Weg zur Entschädigung

Neben dem Recht auf finanziellen Ausgleich haben Anlagenbetreiber im Rahmen des Redispatch 2.0 auch eine Reihe von Pflichten zu erfüllen. Die korrekte und fristgerechte Erfüllung dieser Pflichten ist oft eine Voraussetzung für den Erhalt der (korrekten) Entschädigung. Fehler oder Versäumnisse können zu Problemen bei der Abrechnung oder im schlimmsten Fall sogar zum Verlust von Ansprüchen führen.

Notwendige technische Einrichtungen

Eine grundlegende Voraussetzung für die Teilnahme am Redispatch 2.0 ist oft die technische Fähigkeit der Anlage, vom Netzbetreiber gesteuert zu werden.

  • Fernsteuerbarkeit: Anlagen mit einer Leistung von über 100 kW sowie alle bereits fernsteuerbaren EE- und KWK-Anlagen fallen grundsätzlich unter die Redispatch 2.0-Regelungen.2 Die konkreten Anforderungen an die technische Einrichtung zur Fernsteuerung sind in § 9 EEG 2023 und den dazugehörigen technischen Anschlussregeln der Netzbetreiber festgelegt.28

  • Intelligente Messsysteme (iMSys): Für Neuanlagen ohne intelligentes Messsystem und ohne separate Steuereinheit kann eine generelle Begrenzung der Einspeiseleistung auf 60% der Maximalleistung gelten. Diese Begrenzung kann aufgehoben werden, wenn ein iMSys sowie eine Steuerbox vom Messstellenbetreiber eingebaut und deren Funktion durch den Netzbetreiber bestätigt wurde.7 Für Anlagen unter 7 kWp besteht zwar keine generelle Pflicht zum Einbau eines iMSys und einer Steuerbox; erfolgt dieser Einbau jedoch nicht, bleibt es bei der Notwendigkeit, die Einspeiseleistung auf 60% zu reduzieren, falls dies gesetzlich oder vertraglich vorgesehen ist.7 Ein Referentenentwurf deutete auf eine mögliche Absenkung der Steuerbarkeitspflicht auf 2 kWp und eine Übergangslösung mit 50%-Begrenzung bis zum iMSys-Einbau hin 45, hier ist jedoch die tatsächlich verabschiedete Gesetzeslage zu prüfen.

  • Ausnahmen für kleinere PV-Anlagen: Für PV-Anlagen bis zu einer installierten Leistung von 25 kWp, die ab dem 15. September 2022 in Betrieb genommen wurden, entfällt die frühere Pflicht zur pauschalen Leistungsreduzierung (z.B. die 70%-Regel). Allerdings müssen auch diese Anlagen ab dem Einbau eines intelligenten Messsystems für den Netzbetreiber fernsteuerbar sein.28

Datenbereitstellungspflichten

Eine zentrale Säule des planbasierten Redispatch 2.0 ist der Austausch von Daten zwischen Anlagenbetreibern (bzw. deren Dienstleistern) und den Netzbetreibern. Die Pflicht zur Bereitstellung dieser Informationen ergibt sich unter anderem aus der BNetzA-Festlegung BK6-20-061 1 und § 12 EnWG.4 Zu den bereitzustellenden Daten gehören typischerweise:

  • Stammdaten: Technische Details der Anlage, Standort, installierte Leistung, Informationen zur Steuerungseinrichtung etc..2

  • Bewegungsdaten/Plandaten: Prognosen über die geplante Einspeisung der Anlage, insbesondere im Planwertmodell relevant.2

  • Nichtbeanspruchbarkeiten: Informationen über geplante Wartungen, technische Störungen oder andere Gründe, aus denen die Anlage nicht oder nur eingeschränkt für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung steht.37

Die Datenübermittlung erfolgt in der Regel elektronisch über standardisierte Schnittstellen oder spezielle Plattformen der Netzbetreiber oder von Dienstleistern.4 § 12 Abs. 4 EnWG verpflichtet Anlagenbetreiber, den Netzbetreibern auf Verlangen die erforderlichen Informationen unverzüglich zur Verfügung zu stellen.4


Die Rollen des Einsatzverantwortlichen (EIV) und des Betreibers der Technischen Ressource (BTR)

Mit Redispatch 2.0 wurden neue Marktrollen eingeführt, um die komplexen Datenflüsse und Verantwortlichkeiten zu managen. Anlagenbetreiber müssen für ihre redispatchfähigen Anlagen einen Einsatzverantwortlichen (EIV) und einen Betreiber der Technischen Ressource (BTR) benennen.2 Der Anlagenbetreiber kann diese Rollen selbst wahrnehmen, was jedoch entsprechendes Know-how und technische Voraussetzungen erfordert. Alternativ können Dritte, häufig Direktvermarktungsunternehmen oder spezialisierte Dienstleister, mit der Wahrnehmung dieser Rollen beauftragt werden.4

  • Einsatzverantwortlicher (EIV): Der EIV ist primär für die Kommunikation mit dem Netzbetreiber vor und während einer Redispatch-Maßnahme zuständig. Zu seinen Aufgaben gehören die Übermittlung von Planungsdaten (Einsatzfahrplänen) und Nichtbeanspruchbarkeiten sowie die Umsetzung der Leistungsanpassung im sogenannten Aufforderungsfall.4

  • Betreiber der Technischen Ressource (BTR): Der BTR ist für die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten (je nach gewähltem Abrechnungsverfahren) und insbesondere für die Abstimmung der Ausfallarbeit nach einer Redispatch-Maßnahme mit dem Netzbetreiber verantwortlich.4

Die Beauftragung eines professionellen Dienstleisters für die Rollen des EIV und BTR kann den administrativen und technischen Aufwand für den Anlagenbetreiber erheblich reduzieren.18 Dies ist insbesondere für Betreiber relevant, die nicht über die personellen oder technischen Kapazitäten verfügen, diese komplexen Aufgaben selbst zu erfüllen. Allerdings können hierfür Kosten anfallen, die bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der Anlage berücksichtigt werden müssen.4


Prozess der Geltendmachung von Entschädigungsansprüchen

Der Netzbetreiber, der die Redispatch-Maßnahme angeordnet hat, ist gemäß § 13a Abs. 2 EnWG grundsätzlich zur Zahlung des finanziellen Ausgleichs verpflichtet. Der genaue Prozess kann je nach Konstellation variieren:

  1. Ermittlung der Ausfallarbeit: Abhängig vom gewählten Abrechnungsmodell (Pauschal, Spitz-Light, Spitz) und dem Bilanzierungsmodell (Prognosemodell oder Planwertmodell) wird die Ausfallarbeit entweder vom Netzbetreiber (typischerweise im Prognosemodell, das oft mit dem Pauschalverfahren für die Ausfallarbeitsberechnung einhergeht) oder vom BTR des Anlagenbetreibers (typischerweise im Planwertmodell, das oft die Spitzabrechnung nutzt) ermittelt. Diese Ermittlung erfolgt in Abstimmung zwischen Netzbetreiber und BTR.6 Im Prognosemodell berechnet der Netzbetreiber die Ausfallarbeit und übermittelt den Wert an den Anlagenbetreiber (bzw. dessen BTR). Dieser kann die übermittelten Werte prüfen und gegebenenfalls ablehnen und eigene, belegte Werte übermitteln.19

  2. Datenbereitstellung durch den Anlagenbetreiber: Unabhängig davon, wer die Berechnung durchführt, muss der Anlagenbetreiber (oder sein EIV/BTR) die dafür notwendigen Stamm- und Bewegungsdaten korrekt und fristgerecht bereitstellen.18

  3. Abrechnung und Auszahlung: Die finanzielle Abwicklung kann unterschiedlich gestaltet sein. Ist die Anlage in der Direktvermarktung, erfolgt die Auszahlung der Entschädigung für die Ausfallarbeit oft über den Direktvermarkter, der die entsprechenden Beträge vom Netzbetreiber erhält und mit dem Anlagenbetreiber verrechnet.20 Bei Anlagen, die nicht direktvermarktet werden, erfolgt die Abrechnung und Auszahlung in der Regel direkt durch den Netzbetreiber.

Einige Quellen 6 weisen darauf hin, dass der Anlagenbetreiber Daten zum Beleg seines Anspruchs aktiv an den Anschlussnetzbetreiber mitteilen muss. Andere Forenbeiträge oder Artikel 9 legen nahe, dass der Anspruch aktiv geltend gemacht und die Schadenshöhe sogar selbst berechnet werden muss. Dies steht teilweise im Widerspruch zur automatisierten Berechnung im Prognosemodell durch den Netzbetreiber. Hier sind die detaillierten Regelungen der Festlegung BK8-22-001-A 15 und der Festlegung BK6-20-059 19 maßgeblich, die den Prozess der Bestimmung des finanziellen Ausgleichs und die Abstimmung der Ausfallarbeit regeln.

Die Pflichten im Redispatch 2.0, insbesondere die umfangreichen Datenbereitstellungsanforderungen und die Notwendigkeit, die Rollen EIV und BTR zu besetzen, bedeuten für viele Anlagenbetreiber einen signifikanten Mehraufwand und erfordern eine zunehmende Professionalisierung. Dies gilt vor allem für Betreiber, die ihre Anlagen bisher eher passiv betrieben und lediglich Strom eingespeist haben. Die korrekte und fristgerechte Erfüllung dieser Pflichten ist jedoch direkt mit dem Erhalt einer korrekten Entschädigung verknüpft.

Die folgende Tabelle bietet eine Übersicht über die wesentlichen Pflichten des Anlagenbetreibers:

Tabelle 2: Pflichten des Anlagenbetreibers im Redispatch 2.0 Prozess


Pflicht

Detail/Inhalt

Gesetzliche Grundlage/Festlegung

Mögliche Konsequenz bei Nichterfüllung

Technische Ausstattung

Gewährleistung der Fernsteuerbarkeit der Anlage, ggf. Einbau intelligenter Messsysteme (iMSys) und Steuerboxen.

§ 9 EEG 2023, § 14 EnWG, Technische Anschlussregeln (TAR) der Netzbetreiber

Ggf. keine Teilnahme am Redispatch möglich, Leistungseinschränkungen, Bußgelder

Stammdatenmeldung

Übermittlung technischer und administrativer Daten der Anlage an den Netzbetreiber (oft über EIV).

BNetzA BK6-20-061, § 12 EnWG

Fehlerhafte oder verzögerte Redispatch-Planung, Probleme bei der Ausfallarbeitsberechnung, Bußgelder

Bewegungsdaten-/Plandatenmeldung

Übermittlung von Erzeugungsprognosen, geplanten Einspeisungen (insb. im Planwertmodell), Nichtbeanspruchbarkeiten (oft über EIV).

BNetzA BK6-20-061

Ungenaue Redispatch-Planung, fehlerhafte Ausfallarbeitsberechnung, ggf. geringere Entschädigung

Benennung EIV und BTR

Benennung eines Einsatzverantwortlichen und eines Betreibers der Technischen Ressource gegenüber dem Netzbetreiber.

BNetzA BK6-20-059, BK6-20-061

Keine ordnungsgemäße Teilnahme am Redispatch 2.0 möglich, Bußgelder 6

Mitwirkung bei der Ausfallarbeitsermittlung

Bereitstellung notwendiger Daten für die Berechnung (z.B. Wetterdaten bei Spitzabrechnung), Prüfung der vom NB/BTR ermittelten Ausfallarbeit.

BNetzA BK6-20-059 Anlage 1, BK8-22-001-A

Ungenaue Entschädigung, Verzicht auf mögliche Korrekturansprüche

Duldung von Maßnahmen

Pflicht zur Duldung von notwendigen Redispatch-Maßnahmen.

§ 13a EnWG, § 14 EnWG

Rechtliche Sanktionen bei Verweigerung

7. Häufige Probleme und praktische Handlungsempfehlungen

Trotz der gesetzlichen Regelungen und detaillierten Festlegungen kommt es in der Praxis immer wieder zu Unstimmigkeiten und Problemen im Zusammenhang mit der Entschädigung für abgeregelte PV-Anlagen. Die Komplexität des Systems und die unterschiedlichen Interessenlagen von Anlagenbetreibern (Erlösmaximierung) und Netzbetreibern (Kostenminimierung bei Gewährleistung der Netzstabilität) bergen naturgemäß Konfliktpotenzial.

Typische Streitpunkte bei der Entschädigung

  • Höhe der berechneten Ausfallarbeit: Ein häufiger Konfliktpunkt ist die Ermittlung der Ausfallarbeit, insbesondere wenn das Pauschalverfahren zur Anwendung kommt. Da dieses Verfahren auf standardisierten Faktoren beruht, kann die berechnete Ausfallarbeit von der Energiemenge abweichen, die der Anlagenbetreiber bei ungestörtem Betrieb tatsächlich hätte einspeisen können. Dies kann zu Diskussionen führen, ob die Entschädigung zu niedrig oder (seltener) zu hoch angesetzt wurde.9

  • Anerkennung von zusätzlichen Aufwendungen: Die Frage, welche Kosten konkret als entschädigungsfähige "zusätzliche Aufwendungen" im Sinne des § 13a Abs. 2 EnWG gelten, kann strittig sein. Dies betrifft beispielsweise Kosten für den Bezug von Ersatzstrom, wenn durch die Abregelung der PV-Anlage auch der Eigenverbrauch nicht mehr gedeckt werden kann.9 Die Kanzlei Rödl & Partner vertritt die Auffassung, dass solche Ersatzstromkosten erstattungsfähig sind.9 Die Festlegung BK8-22-001-A der BNetzA 15 enthält Konkretisierungen zu verschiedenen Kostenpositionen, die hier Klarheit schaffen sollen.

  • Abgrenzung Redispatch vs. NA-Schutz: Es kann zu Meinungsverschiedenheiten darüber kommen, ob eine Abschaltung der PV-Anlage eine entschädigungspflichtige Redispatch-Maßnahme des Netzbetreibers war oder eine nicht entschädigungspflichtige automatische Schutzabschaltung durch den Netz- und Anlagenschutz (NA-Schutz) der Anlage selbst, ausgelöst durch lokale Netzparameter.42

  • Verzögerungen bei der Abrechnung und Auszahlung: Die administrativen Prozesse bei den Netzbetreibern oder den beauftragten Dienstleistern (z.B. Direktvermarktern) können komplex sein und mitunter zu Verzögerungen bei der Abrechnung und Auszahlung der Entschädigungsbeträge führen.

  • Fehlende Transparenz und Nachvollziehbarkeit: Anlagenbetreiber berichten gelegentlich von unklaren Abrechnungen oder nicht nachvollziehbaren Berechnungen der Ausfallarbeit, was die Überprüfung der korrekten Entschädigung erschwert.31


Was tun bei Meinungsverschiedenheiten mit dem Netzbetreiber?

Sollten Unstimmigkeiten bezüglich der Entschädigung auftreten, empfiehlt sich folgendes Vorgehen:

  1. Sorgfältige Dokumentation: Führen Sie genaue Aufzeichnungen über alle relevanten Daten, insbesondere die Zeitpunkte und Dauer der Abregelung, die vom Netzbetreiber übermittelten Informationen zur Maßnahme, die Wetterbedingungen (falls relevant für das gewählte Abrechnungsverfahren) und Ihre eigenen Berechnungen oder Erzeugungsprognosen.

  2. Prüfung der Abrechnung: Kontrollieren Sie die erhaltene Entschädigungsabrechnung detailliert. Vergleichen Sie die ausgewiesene Ausfallarbeit und den Entschädigungsbetrag mit Ihren eigenen Daten und Erwartungen.

  3. Schriftliche Anfrage und Klärung: Wenden Sie sich bei Unklarheiten oder vermuteten Fehlern zunächst schriftlich an den Netzbetreiber oder den für die Abrechnung zuständigen Dienstleister (z.B. Ihren Direktvermarkter). Bitten Sie um eine detaillierte Erläuterung der Berechnung und legen Sie gegebenenfalls Ihre abweichende Sichtweise dar.

  4. Formaler Widerspruch: Sollte eine Klärung auf informellem Wege nicht möglich sein, können Sie formal Widerspruch gegen die Abrechnung einlegen. Beachten Sie hierbei etwaige Fristen.

  5. Clearingstelle EEG|KWKG: Bei grundlegenden Streitigkeiten über die Auslegung von Vorschriften des EEG oder des KWKG kann die Clearingstelle EEG|KWKG angerufen werden, um eine außergerichtliche Klärung herbeizuführen.13 Da die Entschädigung für Redispatch-Maßnahmen jedoch primär im EnWG geregelt ist, ist die Zuständigkeit der Clearingstelle hier begrenzt. Für Streitigkeiten im Rahmen des EnWG ist direkt die Bundesnetzagentur oder der ordentliche Zivilrechtsweg zuständig.

  6. Rechtliche Beratung: Bei komplexen Fällen, hohen Streitwerten oder wenn keine Einigung mit dem Netzbetreiber erzielt werden kann, ist es ratsam, frühzeitig juristischen Rat von einem auf Energierecht spezialisierten Rechtsanwalt einzuholen.4


Wichtigkeit der Vertragsprüfung

Neben den gesetzlichen Regelungen können auch vertragliche Vereinbarungen relevant sein:

  • Netzanschlussvertrag: Überprüfen Sie Ihren Netzanschlussvertrag auf eventuelle Klauseln zur Abregelung und Entschädigung. In der Regel haben jedoch die gesetzlichen Bestimmungen des EnWG und EEG sowie die Festlegungen der BNetzA Vorrang vor abweichenden vertraglichen Regelungen, sofern diese nicht zugunsten des Anlagenbetreibers günstiger sind.

  • Direktvermarktungsvertrag: Wenn Ihre PV-Anlage direktvermarktet wird, ist der Vertrag mit Ihrem Direktvermarkter von besonderer Bedeutung. Klären Sie genau, welche Pflichten im Rahmen des Redispatch 2.0 (insbesondere die Rollen des EIV und BTR) der Direktvermarkter übernimmt und wie die Entschädigung für Redispatch-Maßnahmen konkret abgewickelt wird.9 Achten Sie darauf, wie der Direktvermarkter mit negativen Börsenstrompreisen umgeht und welche Befugnisse er diesbezüglich über Ihre Anlage hat.9

Die Rolle von Direktvermarktern gewinnt im Kontext von Redispatch 2.0 an Bedeutung, da sie häufig die komplexen Aufgaben des EIV und BTR für die Anlagenbetreiber übernehmen.4 Der Direktvermarkter wird somit zur entscheidenden Schnittstelle zum Netzbetreiber im gesamten Redispatch-Prozess. Wie der Direktvermarkter die Ausfallarbeit berechnet (oder die Berechnung des Netzbetreibers prüft) und wie er die erhaltene Entschädigung an den Anlagenbetreiber weiterleitet, muss im Direktvermarktungsvertrag klar und transparent geregelt sein. Unklare oder nachteilige Vertragsklauseln können hier zu finanziellen Einbußen für den Anlagenbetreiber führen, beispielsweise wenn der Direktvermarkter eigene Pauschalen für die Entschädigung ansetzt oder die vom Netzbetreiber erhaltene Entschädigung nur teilweise oder mit erheblichen Abzügen an den Anlagenbetreiber weitergibt. Die sorgfältige Auswahl des Direktvermarkters und eine genaue Prüfung des Vertrags sind daher von kritischer Bedeutung.

Eine gute Vorbereitung, eine lückenlose Dokumentation und ein fundiertes Verständnis der eigenen Rechte und Pflichten stärken die Position des Anlagenbetreibers im Falle von Meinungsverschiedenheiten erheblich.


8. Fazit und Ausblick

Die Abschaltung von Photovoltaikanlagen durch Netzbetreiber zur Sicherung der Netzstabilität ist ein notwendiges Instrument im Zuge der fortschreitenden Energiewende. Für betroffene Anlagenbetreiber ist es jedoch entscheidend zu wissen, dass ihnen für die dadurch entgangenen Einspeisevergütungen ein finanzieller Ausgleich zusteht.

Zentrale Erkenntnisse dieses Ratgebers sind:

  • Der Anspruch auf finanziellen Ausgleich bei netzbedingter Abregelung ist primär in § 13a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) im Rahmen des Redispatch 2.0 verankert. Das Leitprinzip ist, dass der Anlagenbetreiber wirtschaftlich nicht schlechter gestellt werden darf, als er ohne die Maßnahme stünde.

  • Die Festlegung BK8-22-001-A der Bundesnetzagentur, gültig seit dem 1. Januar 2024, konkretisiert die Bestimmung des angemessenen finanziellen Ausgleichs und ist somit eine Schlüsseldokument für die Detailfragen der Entschädigungsberechnung.

  • Anlagenbetreiber haben im Redispatch 2.0-Prozess nicht nur Rechte, sondern auch Pflichten, insbesondere hinsichtlich der technischen Ausstattung ihrer Anlagen (Fernsteuerbarkeit) und der Bereitstellung von Stamm- und Bewegungsdaten. Die Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers der Technischen Ressource (BTR) ist oft erforderlich.

  • Die Berechnung der Ausfallarbeit, also der entgangenen Energiemenge, kann nach verschiedenen Verfahren (Pauschal, Spitz-Light, Spitz) erfolgen. Die Wahl des Verfahrens kann finanzielle Auswirkungen haben und sollte auf die Gegebenheiten der Anlage abgestimmt sein.

  • Eine sorgfältige Dokumentation aller relevanten Vorgänge und eine genaue Prüfung der Entschädigungsabrechnungen sind unerlässlich. Bei Unstimmigkeiten sollte frühzeitig das Gespräch mit dem Netzbetreiber oder Dienstleister gesucht und gegebenenfalls rechtliche Beratung in Anspruch genommen werden.

  • Die früher diskutierte "95%-Regel" für die Entschädigung von EEG-Anlagen scheint nach aktueller Rechtslage des § 13a EnWG und der Festlegung BK8-22-001-A nicht mehr pauschal anwendbar zu sein; vielmehr ist der tatsächliche wirtschaftliche Nachteil auszugleichen.

Das System des Netzengpassmanagements und der damit verbundenen Entschädigungsregelungen ist dynamisch und wird sich voraussichtlich weiterentwickeln. Anlagenbetreiber sollten daher aktuelle Entwicklungen im Blick behalten. Zu den absehbaren Trends gehören:

  • Eine zunehmende Digitalisierung und Automatisierung der Redispatch-Prozesse, was potenziell zu einer effizienteren Abwicklung führen kann.

  • Eine mögliche Ausweitung der Redispatch-Pflichten und -Prozesse auf weitere, auch kleinere Anlagen, um das gesamte Potenzial zur Netzstabilisierung zu nutzen.24 Die Pflicht zur testweisen Vornahme von Anpassungen für Anlagen unter 100 kW ab 2026 41 und Diskussionen um eine Absenkung der Steuerbarkeitsgrenze 45 deuten in diese Richtung.

  • Fortlaufende Anpassungen der rechtlichen Rahmenbedingungen durch Gesetzesnovellen und neue Festlegungen der Bundesnetzagentur sind zu erwarten, um auf technische Entwicklungen und praktische Erfahrungen zu reagieren.

  • Die Bedeutung von Flexibilität im Energiesystem wird weiter zunehmen. Steuerbare Verbrauchseinrichtungen, Batteriespeicher und eine intelligente Sektorkopplung können dazu beitragen, Netzengpässe und somit die Notwendigkeit von Abregelungen zu reduzieren.

Für Anlagenbetreiber bedeutet dies, dass die heutigen Regelungen nicht in Stein gemeißelt sind. Eine kontinuierliche Beobachtung der energierechtlichen Entwicklungen und eine gegebenenfalls notwendige Anpassung der eigenen Prozesse und Verträge sind wichtig, um auch langfristig die eigenen Rechte wahren und die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage sicherstellen zu können. Die Energiewende ist ein fortlaufender Prozess, und die Mechanismen zu ihrer erfolgreichen Umsetzung werden sich mit ihr verändern.


Referenzen

  1. Redispatch 2.0 - BDEW, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bdew.de/energie/redispatch-20/

  2. Redispatch 2.0 - Einspeisemanegement - WEMAG Netz, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.wemag-netz.de/Einspeisemanagement/redispatch-2.0

  3. Redispatch 2.0 - Was Anlagenbetreibende jetzt wissen müssen, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.interconnector.de/energieblog/redispatch-2-0-was-anlagenbetreiber-jetzt-wissen-muessen/

  4. Redispatch 2.0 – neue Aufgaben für Anlagenbetreiber - mein-pv-anwalt.de, Zugriff am Mai 13, 2025, https://mein-pv-anwalt.de/redispatch-2-0-neue-aufgaben-fuer-anlagenbetreiber/

  5. Redispatch 2.0 - Regensburg Netz GmbH, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.regensburg-netz.de/fuer-einspeiser/redispatch-20

  6. RD 2.0 FAQ „Anlagenbetreiber“ - Thüga Energie GmbH, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.thuega-energie-gmbh.de/fileadmin/redakteur_thuega/thuega/docs/direktvermarktung_FAQ_Anlagenbetreiber.pdf

  7. EEG 2023/24: Was heute für Photovoltaik-Anlagen gilt | Verbraucherzentrale.de, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.verbraucherzentrale.de/wissen/energie/erneuerbare-energien/eeg-202324-was-heute-fuer-photovoltaikanlagen-gilt-75401

  8. zum Entwurf der Photovoltaik-Strategie des BMWK - BDEW, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bdew.de/media/documents/Stn_20230327_BDEW-Stellungnahme_PV_Strategie.pdf

  9. Abregelung von EE-Anlagen: Redispatch 2.0 vs. Negative Börsenstrompreise, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.roedl.de/de-de/de/themen/Seiten/Stadtwerke-Kompass/2025/05/abregelung-von-ee-anlagen-redispatch-zweipunktnull-negative-boersenstrompreise.aspx

  10. Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) - Informationen. - Solarenergie, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.solarenergie.de/hintergrundwissen/rechtliches/erneuerbare-energien-gesetz

  11. Leitfaden zum Einspeisemanagement. Version 3.0 - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Einspeisemanagement/Leitfaden3_0_E/Leitfaden3.0final.pdf?__blob=publicationFile&v=1

  12. Entwurf - Leitfaden zum Einspeisemanagement Version 3.0 - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Einspeisemanagement/Leitfaden_3_0/LeitfadenEEGEinspeisemanagement_Version3_0.pdf?__blob=publicationFile&v=1

  13. In welchen Fällen steht Anlagenbetreibern bei Abschaltungen ihrer ..., Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/haeufige-rechtsfrage/162

  14. Redispatchkosten - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/BK08/BK8_07a_Redispatchkosten/BK8_Redispatchkosten.html

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  16. Beschlusskammer 8 - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK8-GZ/2022/2022_4-Steller/BK8-22-0001/Anlagen/BK8-22-0001-A_Festlegung_Download_BF.pdf?__blob=publicationFile&v=3

  17. BDEW-Leitfaden zur Berechnung der Ausfallarbeit Redispatch 2.0, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bdew.de/media/documents/Awh_2020-05_RD_2.0_LF_Ausfallarbeit.pdf

  18. Vergütung, Entschädigung und Abrechnung, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.nrm-netzdienste.de/de/einspeisungen/strom/faq-redispatch-2-0/verguetung-entschaedigung-und-abrechnung

  19. Anlage 1: „Bilanzierungsmodelle und Bestimmung der Ausfallarbeit“ - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2020/BK6-20-059/BK6-20-059_Anlage1_vom_06_11_2020.pdf?__blob=publicationFile&v=1

  20. Redispatch 2.0: To-dos für Anlagenbetreiber - Bayernwerk Netz GmbH, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bayernwerk-netz.de/de/energie-einspeisen/redispatch-2-0/fuer-anlagenbetreiber.html

  21. Für Anlagenbetreiber - Redispatch 2.0 - SH Netz, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.sh-netz.com/de/energie-einspeisen/redispatch-2-0/fuer-anlagenbetreiber.html

  22. § 13a EnWG Erzeugungsanpassung und ihr bilanzieller und ..., Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.buzer.de/13a_EnWG.htm

  23. Änderung § 13a EnWG vom 01.01.2023 - Buzer, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.buzer.de/gesetz/2151/al171275-0.htm

  24. N-ERGIE.pdf - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2023/BK6-23-241/Stellungnahmen/N-ERGIE.pdf?__blob=publicationFile&v=1

  25. Festlegung zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen (BK6-20-059), Anlage 1 Bilanzierungsmodelle und Bestimmung der A - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2020/BK6-20-059/BK6-20-059%20-%20Konsultaion_Anlage1.pdf?__blob=publicationFile&v=1

  26. BK8-022-001-A_Anlage 1_Bestimmung finanzieller Ausgleich - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK8-GZ/2022/2022_4-Steller/BK8-22-0001/Anlagen/BK8-22-0001-A_Festlegung_Anlage1_Download_BF.pdf?__blob=publicationFile&v=3

  27. Neuregelung § 14a EnWG - steuerbare Verbrauchseinrichtungen - Netze BW, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.netze-bw.de/neuregelung-14a-enwg

  28. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) - WEMAG Netz, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.wemag-netz.de/Verguetung-und-Abrechnung/eeg

  29. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2023 und dessen Neuerungen - Avacon Netz GmbH, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.avacon-netz.de/de/energie-einspeisen/gesetze-verordnungen/neuerungen-zum-eeg-2023.html

  30. Niedrige Einspeisevergütung für Photovoltaik - Solaranlage Ratgeber, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.solaranlage-ratgeber.de/photovoltaik/photovoltaik-wirtschaftlichkeit/einspeiseverguetung

  31. Klarheit bei Entschädigungszahlungen für Einspeisemanagement - PV Magazine, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.pv-magazine.de/2013/07/15/klarheit-bei-entschdigungszahlungen-fr-einspeisemanagement/

  32. Härtefallentschädigung bei EEG-Netzausbau - IWP Rechtsanwälte, Zugriff am Mai 13, 2025, https://iw-partner.de/haertefallentschaedigung-bei-eeg-netzausbau/

  33. § 15 EEG 2023 (aufgehoben) Erneuerbare-Energien-Gesetz - Buzer.de, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.buzer.de/15_EEG_2023.htm

  34. Redispatch 2.0 (früher: Einspeisemanagement) - Dortmunder Netz, Zugriff am Mai 13, 2025, https://do-netz.de/einspeisung/messung-und-technische-anforderungen/einspeisemanagement/redispatch-20

  35. Photovoltaik: Was tun mit der Ü20-Anlage, wenn die EEG-Förderung endet? | Verbraucherzentrale.de, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.verbraucherzentrale.de/wissen/energie/erneuerbare-energien/photovoltaik-was-tun-mit-der-ue20anlage-wenn-die-eegfoerderung-endet-50846

  36. Beschlüsse - Clearingstelle EEG|KWKG, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/beschluesse

  37. Sachverständigengutachten zum Festlegungsverfahren BK6-23-241 - Weiterentwicklung von Redispatch 2.0 - Bundesnetzagentur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/BK6-GZ/2023/BK6-23-241/BK6-23-241_gutachten.pdf?__blob=publicationFile&v=1

  38. Umsetzungsfragenkatalog zum Redispatch 2.0 - BDEW, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bdew.de/media/documents/Awh_20250328_Umsetzungsfragen_Redispatch-2-0_v1.23.pdf

  39. Erläuterung zur Entschädigungszahlung für PV-Anlagen im Redispatch 2.0 - Bayernwerk Netz GmbH, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.bayernwerk-netz.de/de/energie-einspeisen/redispatch-2-0/erlaeuterung-zur-entschaedigungszahlung.html

  40. Redispatch 2.0: Wir übernehmen Ihre Pflichten! - Next Kraftwerke, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.next-kraftwerke.de/virtuelles-kraftwerk/redispatch-2-0

  41. Deutscher Bundestag Drucksache 20/14235 Gesetzentwurf der Fraktionen SPD und BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN Entwurf eines Gesetzes zur, Zugriff am Mai 13, 2025, https://dserver.bundestag.de/btd/20/142/2014235.pdf

  42. Entschädigung bei PV-Abschaltung durch Einspeisemanagement - TFF Forum, Zugriff am Mai 13, 2025, https://tff-forum.de/t/entschaedigung-bei-pv-abschaltung-durch-einspeisemanagement/349480

  43. Entschädigung auch bei automatischer Abschaltung wegen Spannungsüberschreitung, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.maslaton.de/news/Entschaedigung-auch-bei-automatischer-Abschaltung-wegen-Spannungsueberschreitung--n336

  44. Redispatch 2.0 - Was Anlagenbetreibende jetzt wissen müssen ..., Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.interconnector.de/energieblog/redispatch-2-0-was-anlagenbetreiber-jetzt-wissen-muessen

  45. Stellungnahme zum Referentenentwurf einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes inklusive der geplanten Maßnah- men zur Stroms - Bundesverband Solarwirtschaft, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.solarwirtschaft.de/wp-content/uploads/2024/10/241026_BSW-Stellungnahme_EnWG-Novelle_nur-neue-Aenderungen-RefE-Stromspitzen.docx.pdf

  46. Ihre Redispatch-Gutschrift - EWE Netz, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.ewe-netz.de/-/media/ewe-netz/downloads/2024_12_02_erklaerung-der-gutschrifts-abrechnung.pdf

  47. Redispatch 2.0 | Statkraft, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.statkraft.de/kundenangebot/direktvermarktung/redispatch-22.0-informationen

  48. Redispatch 2.0 - Avacon Netz GmbH, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.avacon-netz.de/de/energie-einspeisen/redispatch-2-0.html

  49. OBERLANDESGERICHT NAUMBURG IM NAMEN DES VOLKES URTEIL - Clearingstelle EEG, Zugriff am Mai 13, 2025, https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/sites/default/files/OLG_Naumburg_160805_7_U_16-16.pdf

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