Redispatch 2.0 ist das seit dem 1. Oktober 2021 erweiterte Engpassmanagement im deutschen Stromnetz. Es bezieht erstmals systematisch dezentrale Erzeuger — auch PV-Anlagen ab 100 kWp — in die Steuerung von Netzengpässen ein. Für Investoren bedeutet das: zusätzliche Pflichten, aber auch klare Entschädigungsregeln bei Drosselungen durch den Netzbetreiber.
Grundprinzip
Die wirtschaftliche Logik: Der Anlagenbetreiber wird für ausgefallene Erlöse entschädigt — entweder pauschal oder spitz abgerechnet, je nach gewähltem Bilanzierungsmodell.
Pflichten nach Anlagengröße
| Anlagenleistung | Redispatch-Pflicht | Bilanzierungspflicht |
|---|---|---|
| < 100 kWp | nicht betroffen | nicht relevant |
| 100–1.000 kWp | ja, vereinfacht | Pauschalmodell empfohlen |
| ≥ 1 MWp | ja, vollumfänglich | Spitz-Abrechnung üblich |
| Speicheranlagen ≥ 100 kWp | ja | komplexere Bilanzierung |
Bilanzierungsmodelle: Pauschal vs. spitz
Anlagenbetreiber können zwischen zwei Modellen wählen:
- Pauschalmodell: Der Netzbetreiber zahlt eine pauschale Entschädigung auf Basis Standardprofilen. Bürokratisch einfach, ideal für 100–500-kWp-Anlagen. Übliche Wahl in der Praxis.
- Spitz-Modell: Tatsächliche Mindererlöse werden auf Basis 15-Minuten-Daten exakt abgerechnet. Genauer, aber technisch und administrativ aufwendiger. Sinnvoll ab 1 MWp.
Die Wahl des Bilanzierungsmodells erfolgt einmalig beim Anschluss an Redispatch 2.0 und kann jährlich gewechselt werden.
Datenmeldungen
Verpflichtend sind zwei Datenflüsse:
- Anlagenstammdaten: Über das Connect+-Portal von TenneT/Amprion müssen Anlagenleistung, Standort, Einspeiseprofil, Bilanzkreiszuordnung gemeldet werden.
- Echtzeitdaten: Bei Anlagen über 100 kWp werden 15-Minuten-Werte automatisiert vom Direktvermarkter oder Messstellenbetreiber übermittelt.
Für die meisten Investmentanlagen erfolgt diese Meldung im Hintergrund über den Direktvermarkter — der Betreiber muss sich nicht selbst um die Daten-Schnittstellen kümmern.
Praxisbeispiel: 1-MWp-Freifläche
1-MWp-Solarpark in Schleswig-Holstein, anzulegender Wert 5,65 ct/kWh, Direktvermarktung über Next Kraftwerke. Im Q1 2025 traten 14 Redispatch-Anweisungen mit insgesamt 47 Stunden Drosselung auf:
- Ausgefallene Erzeugung: ca. 18.500 kWh (geschätzt nach Standardprofil)
- Entgangene EEG-Erlöse Pauschalmodell: 18.500 × 5,65 ct = 1.045 €
- Entschädigung Pauschalmodell: 1.045 € + 7 % Verwaltungspauschale = 1.118 €
- Auszahlungsfrist: 60 Tage nach Quartalsende
Bei Spitz-Modell hätten exakte Marktwertberechnungen ggf. 50–100 € mehr ergeben — bei deutlich höherem Verwaltungsaufwand.
Negative Strompreise und Redispatch
Wichtige Abgrenzung: Redispatch und Marktprämien-Aussetzung bei negativen Strompreisen (§ 51 EEG) sind unterschiedliche Mechanismen. Redispatch reduziert die Erzeugung wegen physischer Netzengpässe; die Negativ-Preis-Regel reduziert die staatliche Förderung. Beide können auch gleichzeitig wirken — in dem Fall greift typisch nur der Mechanismus mit der höheren wirtschaftlichen Wirkung für den Betreiber.
Bedeutung für Betreiber & Investoren
Aus Investorensicht ist Redispatch 2.0 ein systemischer Risikofaktor, der bei der Renditeplanung mit 2–5 % Drosselungsverlust pro Jahr berücksichtigt werden sollte. In Regionen mit starkem Netzengpass-Problem (Schleswig-Holstein, Bayern Süd, Niedersachsen Nordwest) kann dieser Wert deutlich höher liegen. Wichtigster Schutz: ein erfahrener Direktvermarkter, der die Redispatch-Meldungen, Datenflüsse und Entschädigungsabrechnungen vollständig automatisiert übernimmt.
Bei der Anlagenwahl sollten Investoren in Engpassregionen die Anschlussvoranfrage besonders sorgfältig prüfen — der VNB gibt im Anschlussbegehren Hinweise auf Engpass-Wahrscheinlichkeit. Manche Standorte sind aufgrund Redispatch-Häufigkeit faktisch unwirtschaftlich, auch wenn die EEG-Vergütung formal gleich ausfällt.
Verwandte Begriffe
Fernsteuerbarkeit · Wechselrichter · Netzanschluss · Direktvermarktung · Marktprämie · EEG 2025 · Verteilnetzbetreiber.
Häufige Fragen zu Redispatch 2.0
Ab welcher Anlagengröße greift Redispatch 2.0?
Ab 100 kWp installierter Leistung sowie bei allen Anlagen mit Fernwirktechnik nach EnWG, unabhängig von der Größe.
Wer veranlasst eine Drosselung?
Der zuständige Verteilnetzbetreiber oder Übertragungsnetzbetreiber. Die Signale werden über den Direktvermarkter oder direkt an den Wechselrichter übertragen.
Wie hoch sind typische Drosselungsverluste?
Im Bundesdurchschnitt 1–3 % der Jahreserzeugung. In Engpassregionen (Nord-/Ost-Deutschland) auch 4–8 %. Die ausgefallenen Erlöse werden im Pauschal- oder Spitz-Modell entschädigt.
Was bedeutet “Pauschalmodell” konkret?
Die Entschädigung wird auf Basis genormter Erzeugungsprofile und Standardpreise berechnet. Einfach, schnell, ohne aufwendige Messdatenauswertung. Für 100–1.000-kWp-Anlagen der Regelfall.
Muss ich mich selbst um Redispatch-Meldungen kümmern?
Nein. Bei Direktvermarktung übernimmt das der Direktvermarkter. Bei reinen Festvergütungsanlagen ab 100 kWp ist ein Bilanzkreis-Verantwortlicher beauftragt — bei den meisten gewerblichen Projekten ohnehin Standard.
