Warum Betreiber für Redispatch-Abregelungen plötzlich zahlen sollen
Node Energy hat die Auswirkungen der Änderungen beim Redispatch, wonach die Betreiber von Anlagen ihre Ansprüche direkt beim Netzbetreiber anmelden müssen und nach dem BDEW-Mischpreis entschädigt werden, ausgewertet.
Es zeigt sich, dass in manchen Fällen nun keine Entschädigung mehr gezahlt wird, sondern sogar eine Rechnung des Netz- an den Anlagenbetreiber gestellt wird. Die Direktvermarkter übernehmen teilweise den finanziellen Ausgleich.
Die Änderung im EnWG hat viele überrascht, doch mittlerweile hat sie sich in der Branche rumgesprochen. Seit 23. Dezember 2025 müssen Betreiber von großen Photovoltaik- und Windkraftanlagen ihre Redispatch-Entschädigungen im Falle von Abregelungen direkt beim Netzbetreiber einfordern. Der Direktvermarkter ist aus der Zahlungskette herausgefallen und damit auch die gesonderten Vereinbarungen zwischen ihm und dem Anlagenbetreiber über den Entschädigungspreis. Die Netzbetreiber entschädigen die Ansprüche in aller Regel mit dem sogenannten BDEW-Mischpreis. Dieser wird für jede Viertelstunde individuell ermittelt und dann für die entsprechende Strommenge, die vom Redispatch betroffen war, angewendet.
Node Energy berichtet nun von Fällen, wo der BDEW-Mischpreis bei vielen Anlagen unter dem energieträgerspezifischen Marktwert liegt und in einzelnen Monaten sogar negativ werden kann. „Der abrechnungsrelevante Mischpreis kann negativ werden aufgrund des engen Zusammenhangs zwischen Redispatch-Maßnahmen und Börsenpreis: Redispatch-Maßnahmen finden verstärkt in Zeiten mit hoher Wind- und Photovoltaik-Einspeisung statt, weil dann die Netze überlastet sind. In genau diesen Zeiten drehen auch oft die Preise an der Strombörse ins Negative“, schreibt Geschäftsführer Matthias Karger in einem längeren Blogbeitrag für Node Energy. „Und da das Börsenpreisniveau in Form des sogenannten Intraday-Index (ID1) als stärkstes Gewicht in den Mischpreis eingeht, bittet der Netzbetreiber für Redispatch-Ausfallarbeit überdurchschnittlich oft zur Kasse, anstatt eine Entschädigung auszuzahlen.“
Das dies nicht nur theoretisch so sein kann, sondern praktisch so sein wird, unterlegt die Aussage von Antonia Oppel vom Nürnberger Unternehmen Solarpower Project-Invest. „Wir haben allein unseren April durchgerechnet und liegen schon deutlich im Minus. Eine Rechnung wird also kommen. Der große Aufschrei steht noch bevor, weil viele ihre Abrechnungen noch gar nicht haben.“ Für Anlagenbetreiber zeige sich durch die Redispatch-Regelung nun verstärkt die Lücke zwischen den Einnahmen, die Direktvermarktungs- oder Stromliefervertrag versprechen, und dem, was Netzbetreiber im Falle der Abregelung wirklich zahlten.
Im pv magazine Podcast diskutieren wir mit Matthias Karger von Node Energy, warum Redispatch notwendig ist, wie er im Prinzip funktionieren sollte und welche Schwierigkeiten es dabei heute schon gibt, bevor wir über die kommenden Änderungen und ihre Auswirkungen sprechen.
Matthias Karger schreibt weiter, dass die hohen Abregelungsquoten, etwa für Photovoltaik-Anlagen in überlasteten Netzgebieten, somit schnell zu einer existenziellen Größe werden könnten. Windparks würden hingegen deutlich weniger in Zeiten negativer Börsenstrompreise abgeregelt, doch auch für sie stelle die Redispatch-Neuregelung ein Risiko dar. Node Energy gibt auch ein plastisches Beispiel. Eine Photovoltaik-Anlage, die seit 2015 im Verteilnetz von Bayernwerk in Betrieb ist und im April 2026 abgeregelt wurde, bekommt für eine Viertelstunde Ausfallarbeit nach dem Direktvermarktungsvertrag den Marktwert. Im Beispielmonat lag er mit 1,3 Cent pro Kilowattstunde sehr niedrig, war aber positiv. Nach dem neuen Modell und mit der Abrechnung über den BDEW-Mischpreis sinkt der Wert auf -6,9 Cent pro Kilowattstunde für die Redispatch-Ausfallarbeit. „Aus der im letzten Jahr noch üblichen Gutschrift vom Direktvermarkter für die Entschädigung kam vom Netzbetreiber eine deftige Rechnung. Da im vorliegenden Fall mehr als ein Drittel der möglichen Stromerzeugung durch Redispatch abgeregelt wurde, klafft eine gewaltige Lücke im Cashflow“, schreibt Karger.
Die Frage sei nun, wer für diese Lücke aufkommt. Dazu sei ein Blick in den Direktvermarktungsvertrag nötig. Wenn dieser vor der Gesetzesänderung vorsah, dass dem Anlagenbetreiber auch bei niedrigen oder negativen Preisen der Monatsmarktwert für die Redispatch-Ausfallarbeit zusteht, müsse der Direktvermarkter die Abweichungen nach dem neuen Modell ausgleichen, so Karger.
„Viele Direktvermarkter erkennen an, dass sich durch die Gesetzesnovelle zwar der Weg des Geldes verändert hat, nicht aber die wirtschaftlichen Ansprüche. Die logische Konsequenz: Sie gleichen die Differenz zwischen Mischpreis und Vertragspreis auch weiterhin aus. Viele Direktvermarkter tun das bereits oder planen entsprechende Anpassungen der Verträge an die neue Situation, einige kostenfrei, andere gegen ein zusätzliches Entgelt“, schreibt der Geschäftsführer von Node Energy. Einige Direktvermarkter sehen sich allerdings auch vollständig von den Zahlungspflichten entbunden und nehmen daher keinen finanziellen Ausgleich vor. Karger zufolge bieten einige Verträge diesen Spielraum.
Doch nicht nur die geänderte Abrechnung bei der Ausfallarbeit wirkt sich massiv auf den Anlagenbetreiber aus. Alle größeren Anlagen, die ab 2016 in Betrieb gingen, verlieren nach verschiedenen Fristen den Anspruch auf die Marktprämienzahlung bei negativen Börsenstrompreisen. Waren es am Anfang noch sechs aufeinanderfolgende Stunden, die dieses Szenario auslösten, gilt es mittlerweile mit der ersten Viertelstunde negativer Börsenstrompreise. Gerade neuere Anlagen werden deshalb von den Direktvermarktern in den Zeiten negativer Börsenstrompreise marktbedingt abgeregelt. Daher sei es dann auch überraschend, wenn die Betreiber auch noch eine Abrechnung für Redispatch-Maßnahmen von ihren Netzbetreibern erhielten, die zu genau diesen Zeiten stattgefunden haben sollen.
Die Software- und Datenplattform „opti.node“ zeige deutlich: Die marktbedingten Abregelungen durch den Direktvermarkter und die Redispatch-Maßnahmen des Netzbetreibers überlagern sich zeitlich. „Eine Situation, die bei einer vollständigen Abregelung der Anlage schlicht nicht sein kann – entweder die Anlage war marktbedingt abgeregelt oder aufgrund einer Redispatch-Maßnahme, aber in keinem Fall beides gleichzeitig“, so Karger. Ein finanzieller Schaden entstehe in solchen Situationen für den Betreiber, wenn der Mischpreis negativ gewesen sei. „Würde die marktbedingte Abregelung des Direktvermarkters vorrangig zählen, entstände auch keine Redispatch-Ausfallarbeit, die der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber in Rechnung stellt.“
Diese Doppelzählungen der Ausfallarbeit hat es vermutlich früher auch schon gegeben. Doch Node Energy zufolge sind diese dann vom Direktvermarkter herausgefiltert worden, während sie nach der EnWG-Novelle nun direkt beim Anlagenbetreiber landen. „Mit dem Direktvermarkter ist der Beteiligte aus der Kette ausgeschieden, der die Abrechnungen bisher aus eigenem Interesse geprüft und Betreibern ihre gewohnte Vergütung gesichert hat. Diese Aufgabe liegt jetzt bei den Betreibern und ist Teil der kaufmännischen Betriebsführung geworden“, so Kargers Fazit.
Quelle
Der Bericht wurde von der Redaktion „pv-magazine“ (Sandra Enkhardt) 2026 verfasst – der Artikel darf nicht ohne Genehmigung von Sandra Enkhardt weiterverbreitet werden! | „pv magazine“ 02/2026 | Online bestellen!
