Redispatch 2.0

Mit den gesetzlichen Regelungen zum Redispatch 2.0 werden Netzbetreiber dazu berechtigt und verpflichtet, im Fall von Gefährdungen oder Störungen der Netzsicherheit (im Folgenden: Netzengpässe) unter anderem auf die Erzeugungsleistung von Stromerzeugungsanlagen zuzugreifen, um den Netzengpass zu beseitigen: Die Erzeugungsleistung einer Stromerzeugungsanlage wird (ggf. ferngesteuert) reduziert oder – was auch denkbar ist – erhöht. Der betroffene Anlagenbetreiber hat im Gegenzug für eine tatsächlich erfolgte Redispatch-Maßnahme einen Anspruch auf einen angemessenen finanziellen Ausgleich.

Bislang wurden vergleichbare Maßnahmen gegenüber den Betreibern von EE- und KWK-Anlagen in der Regel im Rahmen des sog. Einspeisemanagements durchgeführt. Mit dem Redispatch 2.0 gibt es einen neuen rechtlichen Rahmen, der zusätzliche Pflichten für Anlagenbetreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter mit sich bringt.

Der Begriff „Dispatch“ bezeichnet in der Energiewirtschaft die Einsatzplanung von Kraftwerken/Stromerzeugungsanlagen durch den Kraftwerksbetreiber. Der deutsche Begriff für „Dispatch“ lautet daher „Kraftwerkseinsatzplanung“. Der Begriff „Redispatch“ hingegen bezeichnet die kurzfristige Änderung des Kraftwerkseinsatzes auf Verlangen eines Netzbetreibers zur Vermeidung von Netzengpässen.

Ausgangspunkt sind die gesetzlichen Regelungen in §§ 13 ff. des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) in der Fassung ab dem 01.10.2021. Ergänzt werden diese Bestimmungen durch administrative Entscheidungen (sog. Festlegungen) der Bundesnetzagentur.

Hier muss man unterscheiden:

• Die Redispatch-Regelungen, mit denen den Netzbetreibern erlaubt wird, auf Anlagen zuzugreifen, gelten ab dem 01.10.2021.
• Um diesen Prozess vorzubereiten, gelten jedoch schon ab dem 01.07.2021 ggf. Datenmitteilungspflichten der Anlagenbetreiber an Netzbetreiber.

Nach bisheriger Rechtslage standen Netzbetreibern unter anderem Abregelungsbefugnisse für folgende Fälle zu: Zum einen für große Anlagen mit einer elektrischen Leistung ab 10 MW (sog. Redispatch 1.0) und zum anderen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen (sog. Einspeisemanagement oder nach § 13 Abs. 2 EnWG). Mit dem Redispatch 2.0 werden beide „Abregelungsregime“ zusammengeführt und insbesondere das Einspeisemanagement in seiner bisherigen Form aufgehoben.

In diesem Zusammenhang gibt es verglichen mit dem Einspeisemanagement vor allem drei wesentliche Änderungen:

• Während beim Einspeisemanagement Anlagen bislang auf Basis von Ist-Werten, also ungeplant, abgeregelt wurden, sollen die Maßnahmen mit dem Redispatch 2.0 auf Basis von Plan-Werten durchgeführt werden. Plan-Werte sind voraussichtliche Werte, beispielsweise bezogen auf die Stromeinspeisung einer Anlage. Zu diesem Zweck benötigt der Netzbetreiber – anders als früher – anlagenbezogene Informationen mit einem entsprechenden zeitlichen Vorlauf vom Anlagenbetreiber. Demgemäß entstehen neue Pflichten zur Datenmitteilung für Anlagenbetreiber.
• Während beim Einspeisemanagement bislang ein absoluter Einspeisevorrang von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien bzw. KWK-Anlagen galt, wird dieser Einspeisevorrang mit dem Redispatch 2.0 abgeschwächt.
• Bilanzkreisverantwortliche bzw. Direktvermarkter erhalten einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für die Bilanzkreisabweichungen, die infolge der Redispatch-Maßnahmen des Netzbetreibers entstehen. Die Entschädigungspflicht zugunsten der Anlagenbetreiber bei Redispatch-Maßnahmen, wie sie im Einspeisemanagement bestanden, bleibt daneben auch im Redispatch 2.0 erhalten.

Insbesondere durch den sukzessiven Ausstieg aus der Kernenergie und durch die vermehrte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien ergeben sich veränderte Lastflüsse im Netz. Sie führen dazu, dass Netzbetreiber immer häufiger Abregelungsmaßnahmen vornehmen müssen. Dadurch entstehen sehr hohe Kosten, die von allen Netznutzern getragen werden müssen. Mit dem Redispatch 2.0, das wie bereits erläutert planwertbasiert ablaufen soll, sollen die Maßnahmen zur Netzstabilität effizienter werden und damit die Kosten gesenkt werden.

Hier muss man unterscheiden:

• Die Regelungen, mit denen den Netzbetreibern erlaubt wird, auf Anlagen zuzugreifen, gelten zum einen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom ab einer Leistung von 100 kW und zum anderen für alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von Strom (unabhängig von ihrer Leistung), wenn sie durch den Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind.
• Die Datenmitteilungspflichten gelten jedoch grundsätzlich nur für Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW (siehe dazu sogleich unter III.). Betreiber von Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW treffen also insoweit zunächst keine neuen Pflichten.

Betreiber von Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW sind dazu verpflichtet, in einer ganz bestimmten Form und unter Einhaltung bestimmter Fristen Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten mitzuteilen. Diese Daten dienen den Netzbetreibern zur Identifikation von möglichen Netzengpässen und zur Dimensionierung von Maßnahmen, um Netzengpässen entgegenzuwirken. Zudem kann es in bestimmten Situationen dazu kommen, dass Anlagenbetreiber (oder der beauftragte Dienstleister) eine Erzeugungsprognose für die jeweilige Anlage erstellen müssen.

Die Anlagenbetreiber treffen nach einer Redispatch-Maßnahme schließlich Abrechnungsobliegenheiten; dies gilt unabhängig von der installierten Leistung der Anlage. Einzelheiten zu den Pflichten finden sich sogleich unter III. und IV.

Ja, aber nur wenn die Anlage eine Leistung von 100 kW oder mehr aufweist. Die Fernsteuerung der Anlage erfolgt dann nicht technisch (sog. Duldungsfall), sondern im Wege einer Aufforderung des Netzbetreibers an den Anlagenbetreiber, die Einspeise- oder Bezugsleistung anzupassen (sog. Aufforderungsfall). Wegen der Einzelheiten, insbesondere zur Frist für die Umsetzung von Aufforderungen, werden wir gesondert informieren.

Nein. Es müssen grundsätzlich alle betroffenen Anlagen am Redispatch 2.0 teilnehmen (siehe dazu die Frage zum Anwendungsbereich). In bestimmten Fällen können Anlagenbetreiber aber angeben, dass ihre Anlage nicht zum Redispatch 2.0 zur Verfügung steht, so bei Nichtbeanspruchbarkeiten wie beispielsweise Wartungsmaßnahmen an der Anlage.

Nein. Die Regelungen zum Redispatch 2.0 knüpfen, soweit erforderlich, an bestehende Fernsteuertechnik an. Nachrüstpflichten anlässlich des Redispatch 2.0 gibt es also nicht. Nachrüstpflichten können sich aber z. B. aus dem EEG ergeben.

Nicht zwingend. Anlagenbetreiber müssen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 zunächst bestimmte Datenmitteilungspflichten erfüllen. Hierdurch entsteht zwar Aufwand, es entstehen aber keine gesonderten Kosten. Sollte es zu Abregelungsmaßnahmen im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 kommen, können Einnahmeausfälle entstehen, die jedoch vom Netzbetreiber angemessen finanziell auszugleichen sind. Entsprechendes gilt bei Hochregelungsmaßnahmen. Aufwand kann in diesem Zusammenhang durch die Geltendmachung der Entschädigungsansprüche entstehen.

Ja. Stromspeicher sind genauso vom Redispatch 2.0 betroffen, wie (reine) Stromerzeugungsanlagen.

Anlagenbetreiber haben im Rahmen des Redispatch 2.0 Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten sowie Echtzeitdaten zu übermitteln. Details zu den erforderlichen Daten können der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 23.03.2021 (Az.: BK6-20-061) entnommen werden.

Stammdaten sind – vereinfacht ausgedrückt – wesentliche Eckdaten zur betriebenen Anlage, die nicht mit der konkreten Fahrweise der Anlage im Einzelfall zusammenhängen. Dazu zählen beispielsweise die Art der technischen Steuerbarkeit der Anlage (absolut auf einen bestimmten Leistungswert oder prozentual auf die installierte Leistung) oder die Mindesterzeugungswirkleistung. Auch ein eindeutiger Identifikator der Anlage (sog. ID der technischen Ressource) gehört zu den Stammdaten.

Planungsdaten betreffen im Wesentlichen die prognostizierte Fahrweise der Anlage. Dazu zählen beispielsweise die geplante Stromerzeugung oder bei Speichern der geplante Stromverbrauch („Einspeicherung“). Die meisten Planungsdaten spielen nur dann eine Rolle, wenn sich die Anlage im sog. Planwertmodell befindet; befindet sie sich dagegen im sog. Prognosemodell, sind (in der Regel) keine Planungsdaten mitzuteilen (zu Prognosemodell und Planwertmodell siehe sogleich in der folgenden Frage).

Mit den Daten zur Nichtbeanspruchbarkeit kann der Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber mitteilen, wann und in welchem Umfang die Anlage voraussichtlich nicht für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stehen wird. Das kann beispielsweise dann der Fall sein, wenn an der Anlage Wartungsarbeiten durchgeführt werden. Denn in diesem Fall kann die Anlage weder hoch- noch runtergeregelt werden.

Echtzeitdaten grenzen sich von den vorstehend genannten Daten dadurch ab, dass sie höchst aktuell sein müssen. So heißt es sinngemäß in der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061):

Echtzeit-Daten sind in einem Zeitintervall von  maximal 60 Sekunden zu aktualisieren und an den Anschlussnetzbetreiber zu übermitteln.

Vergangenheitsdaten sind im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 nicht zu melden.

Die zu liefernden Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten sind im Einzelnen in der Anlage zur Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 06.11.2020 (Az. BK6-20-061) aufgeführt entnommen werden.

Die unterschiedlichen Modelle beziehen sich in erster Linie auf die Frage, wer dazu verpflichtet ist, die Strommengen, die in der Anlage erzeugt werden, zu prognostizieren. Je nach einschlägigem Modell greifen daher unterschiedliche Datenmitteilungspflichten. Die prognostizierten Daten sind insbesondere für die Ermittlung des bilanziellen Ausgleichs relevant, den der Netzbetreiber an den Bilanzkreisverantwortlichen liefern muss.

Beim Planwertmodell ist der Anlagenbetreiber (unter anderem) dazu verpflichtet, dem Netzbetreiber mitzuteilen, wieviel Strom seine Anlage voraussichtlich erzeugen wird. Er muss dem Netzbetreiber also gewissermaßen einen Erzeugungsfahrplan mitteilen, daher der Begriff des Planwertmodells.

Beim Prognosemodell ist der Netzbetreiber zur Erstellung der entsprechenden Prognosen verpflichtet. Der Umfang der vom Anlagenbetreiber mitzuteilenden Daten ist daher geringer als im Planwertmodell.

Anlagen werden grundsätzlich dem Prognosemodell zugewiesen, wenn sie nicht verpflichtend dem Planwertmodell zugeordnet werden müssen. Das ist für den Anlagenbetreiber die aufwandsärmste Alternative. Zwar können Anlagenbetreiber auch freiwillig in das Planwertmodell wechseln, doch müssen sie hierfür vorab eine Art Qualifizierungsverfahren durchlaufen, in dem die Güte der von ihnen mitgeteilten Fahrpläne überprüft wird.

Stammdaten sind auf Aufforderung des Netzbetreibers frühestens ab dem 01.07.2021 und ab dann bei Änderungen mitzuteilen. Planungsdaten sind erstmals am 29.09.2021 um 14:30 Uhr und ab dann bei Änderungen jeweils stündlich mitzuteilen.

Nichtbeanspruchbarkeitsdaten sind unverzüglich, spätestens jedoch eine Stunde nach Bekanntwerden mitzuteilen. Echtzeitdaten sind ab dem 01.10.2021 um 0:00 Uhr mitzuteilen. Echtzeitdaten sind innerhalb eines Zeitintervalls von maximal 60 Sekunden zu aktualisieren.

Die Daten, die im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 zu melden sind, überschneiden sich grundsätzlich nicht mit den Daten, die dem Netzbetreiber bereits bekannt sind oder die bereits beim Marktstammdatenregister hinterlegt sind. Insoweit stellt sich die Frage also nicht.

Ja. Die initial übermittelten Stammdaten sind bei tatsächlichen Änderungen an der Anlage anzupassen. Alle weiteren Daten müssen im Rahmen der regelmäßigen Meldezyklen aktualisiert werden.

Die Daten sind anlagenscharf durch die Anlagenbetreiber in Erfahrung zu bringen. Dazu können z. B. das Herstellerzertifikat oder weiterführende Dokumentationen herangezogen werden. Ggf. ist auch eine Abstimmung mit dem Direktvermarkter zu empfehlen.

Unter der TR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Technischen Ressource (TR). Unter der Technischen Ressource wiederum versteht man die jeweilige Anlage selbst. Die TR-ID ist damit nichts anderes als ein eindeutiger Identifikator der jeweiligen Anlage. Als TR-ID kann daher die Marktstammdatenregisternummer der Anlage angegeben werden. Diese Nummer gibt es für jede Anlage bundesweit nämlich nur ein einziges Mal. Die eindeutige Identifikation der Anlage ist somit sichergestellt.

Unter der SR-ID versteht man den Identifikator (ID) der Steuerbaren Ressource (SR). Unter der Steuerbaren Ressource wiederum versteht man – vereinfacht ausgedrückt – die Summe der Technischen Ressourcen, die nur über einen gemeinsamen Punkt steuerbar sind. Ist eine Technische Ressource, also eine Anlage, selbst steuerbar, dann stellt sie selbst auch die Steuerbare Ressource dar. Sind mehrere Technische Ressourcen nur gemeinsam steuerbar, stellen diese Technischen Ressourcen eine einzige gemeinsame Steuerbare Ressource dar. Die SR-ID soll vom Anschlussnetzbetreiber vergeben werden.

Der Datenaustausch erfolgt im Redispatch 2.0 über einen sogenannten Data-Provider („Datendrehscheibe“). Die Rolle des Data-Providers wird in der Regel durch das Tool Connect+ eingenommen werden. Somit hat der Datenaustausch grundsätzlich über die Connect+-Plattform im XML-Format zu erfolgen. Allerdings können nicht alle Daten über die Connect+-Plattform gemeldet werden. Zu den weiteren Einzelheiten werden wir alle an unser Netz angeschlossenen Anlagenbetreiber gesondert informieren.

Die Datenmeldung des Anlagenbetreibers muss grundsätzlich richtig und genau sein. Zwar liegt es in der Natur der Sache, dass prognostische Daten, wie sie im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0 bisweilen mitzuteilen sind, Unsicherheiten unterliegen. Sollte jedoch absehbar sein, dass die zunächst mitgeteilten Daten nicht oder nicht mehr zutreffen, dann sind sie im Rahmen der bestehenden Fristen zu korrigieren.

Die Bundesnetzagentur hat angekündigt, dass sie auf Pflichtverstöße mit Maßnahmen des Verwaltungszwangs reagieren kann, z. B. also durch Festsetzung eines Zwangsgeldes. Außerdem drohen u. a. ggf. Schadensersatzansprüche des Netzbetreibers oder anderer Anlagenbetreiber, wenn durch die unterbliebene oder fehlerhafte Datenmitteilung Schäden entstehen.

Neben den Pflichten zur Mitteilung von Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten müssen Daten zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen mitgeteilt werden. Diese Daten betreffen im Wesentlichen Daten zum geplanten Einsatz der Anlage, wenn die bilanzielle Abwicklung im sog. Planwertmodell stattfindet. Die Daten sind im Einzelnen in der Festlegung zur Informationsbereitstellung vom 23.03.2021 (Az.: BK6-20-061) enthalten.

Die Pflichten im Zusammenhang mit dem Redispatch 2.0, insbesondere die Datenmitteilungspflichten, müssen nicht zwingend durch den Anlagenbetreiber selbst, sondern können auch durch einen Dienstleister erfüllt werden. Dies betrifft sowohl die Mitteilung der Stammdaten als auch alle Daten im Zusammenhang mit der Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource und die Übermittlung der Fahrpläne als Einsatzverantwortlicher. Die Rolle des Dienstleisters kann z. B. von Ihrem Direktvermarkter wahrgenommen werden. Die Beauftragung eines Dienstleisters obliegt dem jeweiligen Anlagenbetreiber und sollte entsprechend vertraglich geregelt werden, z.B. im Rahmen des Direktvermarktungsvertrags. Die Pflicht zur Datenmitteilung bleibt aber formal im Verhältnis zum Netzbetreiber immer beim Anlagenbetreiber, der sich nur zur Erfüllung seiner Pflicht eines Dienstleisters bedienen kann.

Viele Direktvermarkter oder Stromlieferanten bieten an, die Rolle des Dienstleisters bzw. Einsatzverantwortlichen zu übernehmen. Stimmen Sie sich bitte eigenständig dazu mit Ihrem Direktvermarkter oder Ihrem Stromlieferanten (oder einem anderen Dritten) ab.

Das hängt in erster Linie von der vertraglichen Ausgestaltung zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Dienstleister ab. Die vertraglichen Regelungen sollten das Leistungsspektrum des Dienstleisters und die Mitwirkungspflichten des Anlagenbetreibers klar umreißen.

Wichtig ist zunächst, dass der Anlagenbetreiber auch bei Beauftragung eines Dienstleisters nach außen hin der Verpflichtete bleibt. Der Anlagenbetreiber kann also die Aufgabenerfüllung an einen Dritten übertragen, nicht aber seine Pflichtenstellung selbst. Wenn also ein Pflichtverstoß vorliegt und damit Sanktionen verbunden sind, wird der Anlagenbetreiber in Anspruch genommen. Inwiefern der Anlagenbetreiber die sich daraus ergebenden Schäden vom Dienstleister ersetzt bekommt hängt insbesondere von den vertraglichen Vereinbarungen zwischen Anlagenbetreiber und Dienstleister ab und kann hier deshalb nicht bewertet werden.

Dazu lässt sich pauschal keine Aussage treffen. Es hängt von möglichen Netzengpässen sowohl im Netz des Anschlussnetzbetreibers als auch in den vorgelagerten Netzen und im Übertragungsnetz ab. Abhängig u.a. von den jeweiligen Netzzuständen und dem zukünftigen Ausbau von Stromerzeugungsanlagen kann sich die Wahrscheinlichkeit erhöhen oder – bei zukünftigen Netzausbaumaßnahmen – auch verringern.

Grundsätzlich ja. Es gibt aber eine wichtige und praxisrelevante Ausnahme: Für Strom, der nicht in das Netz für die allgemeine Versorgung eingespeist wird und der aus Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus hocheffizienten KWK-Anlagen stammt, ist der Zugriff auf die Anlage nur in besonderen Notfällen zulässig.

Im Rahmen des Redispatch 2.0 wird zwischen Aufforderungs- und Duldungsfall unterschieden:

• Im Aufforderungsfall erhalten Sie (oder Ihr Dienstleister) von uns eine Aufforderung zur Durchführung einer Maßnahme. Das Steuerungssignal wird dann durch Sie (oder durch Ihren Dienstleister) an der Anlage umgesetzt.
• Im Duldungsfall werden wir als Anschlussnetzbetreiber das Steuerungssignal direkt an die Anlage senden und diese unmittelbar steuern.

Für den Anlagenbetreiber am aufwandsärmsten ist der Duldungsfall. Daher werden wir die Anlagen in unserem Netzgebiet standardmäßig dem Duldungsfall zuordnen. Der Aufforderungsfall kann allerdings dann ratsam sein, wenn der Anlagenbetreiber jederzeit selbst auf seine Anlage zugreifen will. Zwingend ist die Zuordnung zum Aufforderungsfall, wenn die Anlage nicht fernsteuerbar ist.

Die Zuordnung der einzelnen Anlagen zu einem dieser Fälle ist insbesondere von den technischen Gegebenheiten vor Ort abhängig.

Für die Pflicht des Netzbetreibers, bei Netzengpässen auf die Anlage zuzugreifen, spielt die Tatsache, dass der erzeugte Strom direktvermarktet wird, keine Rolle. Allerdings kann der Direktvermarkter im Fall einer Redispatch-Maßnahme eigene Ausgleichsansprüche gegen den Netzbetreiber geltend machen (sog. bilanzieller Ausgleich). Dieser gesonderte Anspruch kann wiederum Auswirkungen auf Ihren Direktvermarktungsvertrag haben. Melden Sie sich bei Fragen am besten bei Ihrem Direktvermarkter.

Netzbetreiber sind dazu verpflichtet, die Anlagenbetreiber unverzüglich zu informieren, wenn ihre Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen worden ist. Dabei sind der tatsächliche Zeitpunkt, der Umfang, die Dauer und die Gründe für die Redispatch-Maßnahme mitzuteilen.

Ja, das Gesetz sieht in einem solchen Fall einen angemessenen finanziellen Ausgleich vor. Dabei ist der finanzielle Ausgleich angemessen, wenn er den Anlagenbetreiber weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Redispatch-Maßnahme stünde. Darüber hinaus gibt es einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich für Bilanzkreisverantwortliche/Direktvermarkter, auf deren Bilanzkreis sich die Abregelungsmaßnahme auswirkt. Für die Geltendmachung des Entschädigungsanspruchs muss der Anlagenbetreiber bestimmte Daten zum Beleg des Anspruchs an den Anschlussnetzbetreiber mitteilen.

Nach den gesetzlichen Bestimmungen umfasst der finanzielle Ausgleich – vereinfacht ausgedrückt – bei EEG- und KWK-Anlagen „die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen“ (vgl. § 13a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG in der Fassung ab 01.10.2021). Zu den entgangenen Einnahmen zählt beispielsweise eine entgangene Einspeisevergütung nach dem EEG. Anders als nach früherer Rechtslage werden nicht mehr nur 95 % der entgangenen Einnahmen ausgeglichen, sondern 100 %; das stellt also eine Verbesserung für den Anlagenbetreiber dar. Zu den zusätzlichen Aufwendungen können beispielsweise Mehrkosten durch zusätzliche Einsatzstoffe zählen. Für Anlagen, die nicht EEG- oder KWK-Anlagen sind, gelten nach den gesetzlichen Bestimmungen abweichende Vorgaben.

Das lässt sich am besten anhand eines Beispiels verdeutlichen. Befindet sich eine EEG-Anlage in der Direktvermarktung und wird diese Anlage zu einer Redispatch-Maßnahme herangezogen, bei der die Wirkleistungseinspeisung reduziert wird, werden zwei Beteiligte benachteiligt:

• Der Anlagenbetreiber, da er weniger Strom in das Netz einspeisen und damit weniger Erträge nach dem EEG generieren konnte, und
• der Bilanzkreisverantwortliche (häufig ist das der Direktvermarkter selbst), da er mit einer höheren Einspeisung gerechnet hat, diese aber nicht erfolgt ist, wodurch in seinem Bilanzkreis ein Ungleichgewicht entstanden ist.

Das bilanzielle Ungleichgewicht beim Bilanzkreisverantwortlichen wird durch den bilanziellen Ausgleich des Netzbetreibers neutralisiert. Der Bilanzkreisverantwortliche wird also letztlich so gestellt, wie wenn die von ihm prognostizierte Einspeisung erfolgt wäre. Hierdurch ist er auch in der Lage, dem Anlagenbetreiber weiterhin den Gegenwert für den (eigentlich nicht eingespeisten) Strom zu zahlen. Der Schaden beim Anlagenbetreiber besteht also nur noch in Höhe der vom Netzbetreiber nicht ausgezahlten Marktprämie. Diese Position erhält er als finanziellen Ausgleich.

Darüber hinaus kann ein Schaden dadurch entstehen, dass die tatsächlich nicht eingespeiste Strommenge (zur Berechnung siehe sogleich die nächste Frage) höher oder niedriger gewesen wäre, als die bilanziell in den Bilanzkreis des Direktvermarkters eingestellte und durch den Netzbetreiber bilanziell ausgeglichene Strommenge. Über den bilanziellen Ausgleich wird nur die bilanziell eingespeiste Strommenge entschädigt. Wenn die tatsächlich eingespeiste Strommenge höher ist, erhält der Anlagenbetreiber zusätzlich einen finanziellen Ausgleich für die Differenz zwischen der bilanziell eingespeisten Strommenge und der tatsächlich nicht eingespeisten Strommenge. Sollte die nicht eingespeiste Strommenge niedriger als die bilanziell eingespeiste und entschädigte Strommenge sein, wird der Anspruch des Anlagenbetreibers auf Entschädigung reduziert.

Hierzu gibt es drei unterschiedliche Verfahren:

• Sog. Spitzabrechnungsverfahren: Hier werden gemessene Wetterdaten „an“ der Anlage zugrunde gelegt, woraus die potenzielle Einspeisung ermittelt wird.
• Sog. vereinfachtes Spitzabrechnungsverfahren: Auch hier werden konkrete Wetterdaten zugrunde gelegt, die in Strommengen „umgerechnet“ werden, doch handelt es sich nicht um Wetterdaten „an“ der Anlage selbst, sondern um Wetterdaten „an“ (repräsentativen) Vergleichsanlagen im räumlichen Zusammenhang zu der herangezogenen Anlage. Alternativ können auch andere anerkannte wissenschaftliche Verfahren genutzt werden.
• Sog. Pauschalverfahren: Hier wird unterstellt, dass die herangezogene Anlage während der Redispatch-Maßnahme genauso viel Strom erzeugt hat, wie in der Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme.

Die Wahl des Verfahrens steht grundsätzlich im Belieben des Anlagenbetreibers, muss aber einheitlich für jedes Kalenderjahr erfolgen. Die Wahl des Abrechnungsverfahrens für das Jahr 2021 muss bis zum 30.06.2021 durch die Anlagenbetreiber erfolgen. Einzelheiten finden sich in der Anlage 1 zur Festlegung zum bilanziellen Ausgleich vom 06.11.2020 (Az.: BK6-20-059).