Nach der durchaus hektischen Einführungsphase des Redispatch 2.0 in den Jahren 2021 und 2022 war es um das Thema ruhiger geworden. Im Hintergrund wurden die gesetzlichen Grundlagen jedoch weiterentwickelt. Seit Dezember 2025 gilt nach § 14 Energiewirtschaftsgesetz, dass grundsätzlich bis Ende 2031 der Bilanzkreisverantwortliche des Direktvermarkters Redispatch-Maßnahmen bilanziell ausgleicht.
Der Verteilnetzbetreiber zahlt dem Anlagenbetreiber dafür einen angemessenen Aufwendungsersatz. Das bisherige Übergangsmodell wurde damit zumindest befristet gesetzlich verankert.
Zwei parallele Bilanzierungsmodelle
Mit der im Mai 2026 beschlossenen Festlegung BK6-23-241 leitet die Bundesnetzagentur zugleich den schrittweisen Übergang zum bilanziellen Ausgleich durch die Verteilnetzbetreiber ein. Die zugehörige Anlage "Bilanzieller Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen", kurz BilAReM, enthält die wesentlichen Vorgaben.
Damit bestehen bis Ende 2031 zwei parallele Bilanzierungsmodelle: Jede steuerbare Ressource ist entweder dem Prognosemodell oder dem Planwertmodell zugeordnet. Die Verteilnetzbetreiber geben den Wechsel ins Planwertmodell vor. Ein Zurück ist danach nicht mehr möglich.
Auch das bisherige Wahlrecht für Anlagenbetreiber entfällt. Der Wechsel muss zu einem der vier möglichen Quartalstermine erfolgen und mindestens sechs Monate vorher angekündigt werden.
Ab 2032 soll grundsätzlich wieder die Rechtslage von 2021 gelten. Dann müssen Netzbetreiber ihre Redispatch-Maßnahmen flächendeckend bilanziell ausgleichen, sodass die Bilanzkreise der betroffenen Anlagen so stehen, als hätten die Maßnahmen nicht stattgefunden.
Intransparente Zweiklassengesellschaft für steuerbare Ressourcen
Die BilAReM beschreibt in Kapitel 2.3 die Überführung ins Planwertmodell mit einem klaren Fokus auf eine effiziente Engpassbehebung durch die Übertragungsnetzbetreiber. Bis zum 1. Januar 2031 sollen alle dafür erforderlichen steuerbaren Ressourcen im Planwertmodell sein.
Im Mittelpunkt stehen vor allem Anlagen, die den Übertragungsnetzbetreibern durch Clusterbildung vereinfacht zur Verfügung stehen sollen. Das dürften insbesondere Wind- und Solaranlagen in den Regionalnetzen sein, die bereits heute Redispatch-Maßnahmen unterliegen. Allerdings können nach Abstimmung und Maßgabe der Netzbetreiber auch andere direktvermarktete Anlagen betroffen sein.
Ein genereller Zwang, sämtliche Anlagen ins Planwertmodell zu überführen, besteht nicht. Ohne genauere Spezifikation könnten zahlreiche Anlagen weiterhin im Prognosemodell verbleiben. Damit entsteht eine intransparente Zweiklassengesellschaft für steuerbare Ressourcen, deren Zuordnung wesentlich von den Entscheidungen der Netzbetreiber abhängt.
Terminvorgaben, aber kein Zeitplan
Obwohl die BilAReM bereits beschlossen ist, stehen wesentliche Voraussetzungen für ihre praktische Umsetzung noch aus. Die neuen Prozessregeln und Datenformate sollen erst gelten, wenn die Branche sie ausgearbeitet hat.
Die Bundesnetzagentur nennt dafür zwar einzelne Termine und Fristen. Die Kette setzt jedoch keinen verbindlichen Endtermin. Zudem sind die neuen Datenformate zeitlich nicht mit den Prozessneuerungen verknüpft.
Nach Veröffentlichung der Formate haben die Netzbetreiber weitere sechs Monate für die Umsetzung. Hinzu kommt die sechsmonatige Ankündigungsfrist gegenüber den Anlagenbetreibern. Fügt man alle Fristen zusammen, dürften die ersten Anlagen frühestens Anfang 2028 operativ ins Planwertmodell wechseln.
Auch die geforderte Testumgebung für die Marktmeldungen kann erst eingerichtet werden, wenn die Anforderungen feststehen. Diese hängen wiederum von den noch zu bestätigenden Prozessen ab.
Was jedoch heute schon gilt
Unabhängig vom späteren Modellwechsel hat die BilAReM bereits einige Neuregelungen direkt oder indirekt manifestiert.
Die gesetzliche Vorgabe, den finanziellen Ausgleich für die Ausfallarbeit direkt an den Anlagenbetreiber zu leisten, rückt diesen stärker in den Mittelpunkt des Erstattungsprozesses. Das angekündigte Clearingverfahren mit einer Frist von drei Monaten sowie die neuen Berechnungsansätze zur Ermittlung der Ausfallarbeit befinden sich noch in der Ankündigungsphase. Seit dem 1. Oktober 2026 läuft zudem eine Konsultation der Bundesnetzagentur zur Berechnung des Aufwendungsersatzes. Die vorgeschlagenen Formeln sind somit noch nicht verbindlich.
Auch die Verantwortlichkeiten ändern sich. Der Einsatzverantwortliche (EIV) ist nun formal für die Umsetzung des sogenannten Aufforderungsfalls zuständig und nicht mehr, wie in der ursprünglichen Festlegung, der Anlagenbetreiber. Bestimmt dieser kein anderes Unternehmen, übernimmt der Lieferant automatisch die Rolle des Einsatzverantwortlichen.
Die Pflicht zur Lieferung von Echtzeitdaten durch den Anlagenbetreiber entfällt weitgehend. Ausgenommen sind Daten zum Speicherfüllstand. Damit wird eine bisherige Schwachstelle der Umsetzung deutlich entschärft. Gleichzeitig kommen neue Meldungen des Einsatzverantwortlichen für Selbstversorger und Speicherbetreiber hinzu, für die allerdings noch die entsprechenden Anwendungsfälle fehlen.
Bei überbauten Netzanschlüssen muss der Netzbetreiber die verfügbare Anschlusskapazität nun als Flexibilitätsbeschränkung melden. Im Prognosemodell sollen Redispatch-Maßnahmen in der Regel spätestens 30 Minuten vor ihrem Beginn angekündigt werden, wobei weiterhin Ausnahmen zulässig sind.
Erweitert wurden außerdem die Bildungsregeln für steuerbare Ressourcen hinsichtlich der Kombination von Netz- und Marktlokationen. Hinzu kommt eine formale Definition für nicht direktvermarktete Anlagen.
Vier kritische Baustellen für die Marktteilnehmer
Die Bundesnetzagentur sorgt mit der selektiven, im Einzelfall nicht terminierten Ablösung des Prognosemodells für Unruhe in der Energiewirtschaft. Zudem steht die anlagenscharfe Einführung noch gar nicht fest und wird wohl stückweise erfolgen. Netzbetreiber, Anlagenbetreiber und deren Lieferanten können sich auf die Änderungen erst vollständig vorbereiten, wenn die Prozesse und Datenformate bestätigt sind.
Für Entscheider und operativ tätige Mitarbeiter bedeutet das aktuell eine Phase der Unsicherheit mit zumindest vier kritischen Baustellen.
- Steigender Kostendruck für Direktvermarkter: Die Unterscheidung der Bilanzierungsmodelle je Anlage, die fallweise verpflichtend zugewiesene Rolle des Einsatzverantwortlichen und geplante Änderungen der Bilanzierungsregeln erschweren das Bilanzkreismanagement. Ausgleichsenergiekosten könnten unkontrolliert steigen. Gleichzeitig müssen Systeme und Verträge angepasst werden.
- Prozess- und Kostenrisiko bei Speicherbetreibern: Sie müssen zusätzliche Meldungen als Einsatzverantwortliche liefern, während die gewohnte Echtzeitdatenlieferung bestehen bleibt. Ohne hochpräzise, teure Datenmodelle drohen Erlösverluste.
- Bilanzierungsrisiko bei Anlagenbetreibern mit Direktvermarktung: Anders als bei den vertraglichen Einnahmen erhält der Anlagenbetreiber einen auf Basis eines Mischpreises berechneten Aufwendungsersatz. Erfolgt die Erstattung der Ausfallarbeit verspätet und steht ihre Höhe erst mit dem nachträglich bekannten Preis fest, entstehen erhebliche Probleme für die handelsrechtliche Bilanzierung.
- Prozess- und Ausgabendilemma bei Verteilnetzbetreibern: Sie müssen die sofort gültigen Änderungen umsetzen und sich gleichzeitig auf das Planwertmodell vorbereiten. Dafür müssen eigene Redispatch-Abrufe früher und genauer eingeplant sowie die erforderlichen Gegengeschäfte bereits vor Abrufbeginn getätigt werden.
Die IT-Architektur für eigene Abrufe und die Bilanzkreismeldungen zumindest bei fremden Abrufen müssen nach der vorgesehenen Zeitplanung bis Ende 2027 stehen. Hinzu kommt die erforderliche parallele Testumgebung über alle Netzebenen hinweg.
Zwar endet die pauschale Abrechnung für fluktuierende Bestandsanlagen erst zum 31. Dezember 2028. Den Anlagenbetreibern einen deutlich früheren Umstieg anzubieten, würde jedoch ein stichtagsbezogenes Chaos vermeiden.
Spätestens mit den ersten Entwürfen zu den angepassten Prozessen im November 2026 sollten sich die Marktpartner deshalb intensiv mit der BilAReM beschäftigen, um ein Chaos wie Ende 2021 zu vermeiden.
