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veröffentlicht am 19. März 2025
Die europäischen Staaten haben sich darauf verständigt, den Anteil der erneuerbaren Energien am Gesamtenergieverbrauch bis 2030 auf 45% zu erhöhen1 . 2023 lag dieser Wert bei 24,5%2. Um dieses Ziel zu erreichen, ist folglich ein immenser Ausbau der Erneuerbaren Energien notwendig. EE-Anlagen werden insbesondere dort gebaut, wo hohe Erträge aus Wind und Sonne zu erwarten sind. Dies steht im Kontrast zur vergangenen Praxis, als Erzeugungsanlagen in die Nähe der großen Verbraucher in Süd- und Westdeutschland bzw. an Netzknotenpunkte gebaut wurden.
Die neue regionale und dezentrale Verteilung von EE-Anlagen und Verbrauchern führt dazu, dass dem Stromnetz eine entscheidende Rolle bei der Verteilung der Strommengen zukommt, die zunehmend über weitere Strecken transportiert werden müssen. In Zeiten, in denen vor allem EE-Erzeugungsanlagen viel Strom in das Netz einspeisen, kann es insbesondere ohne entsprechende Gegenmaßnahmen zur physikalischen Überlastung von Netzabschnitten kommen. In diesem Sinne bestimmen die Netzbetreiber (vor allem die Übertragungsnetzbetreiber) Maßnahmen, die in die Erzeugungsleistung von Erzeugungsanlagen eingreifen – sogenannte Redispatch-Maßnahmen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. In Summe bleibt die Strommenge im System gleich, sie wird nur anders örtlich verteilt3.
Abbildung 1 zeigt beispielhaft die Wirkungsweise einer Redispatch-Maßnahme auf: Im Norden wird viel Strom aus Windenergie erzeugt, was zu niedrigen Strompreisen führt. In Süddeutschland befinden sich Industriebetriebe, die einen Anreiz haben, Ihren Stromverbrauch auf Zeiten mit geringen Strompreisen zu legen und daher Strom beziehen wollen. Da die Netzkapazität jedoch nicht ausreicht, um den Strom aus dem Norden in den Süden zu transportieren, kommt es zu einem physikalischen Engpass im Netz. Der Netzbetreiber setzt daher eine Redispatch-Maßnahme ein und weist die Windenergieanlage im Norden an die Einspeisung zu reduzieren. Auf der anderen Seite des Engpasses werden Kraftwerke im Süden aufgefordert, ihre Erzeugung hochzufahren, um die Verbraucher mit dem nachgefragten Strom zu versorgen. So kann die Netz- und Systemstabilität erhalten und können Schäden am Stromnetz verhindert werden. Die Kosten für die Redispatch-Maßnahme werden auf die Allgemeinheit umgelegt.
Abbildung 1: Mechanismus einer Redispatch-Maßnahme
2019 wurde die Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) beschlossen, die das Ziel verfolgt, lokale Netzengpässe schneller, präventiv und kosteneffizienter zu beseitigen. Daraus ergeben sich auch Änderungen zum Thema Redispatch, die unter dem Begriff Redispatch 2.0 gebündelt werden und die seit dem 01.10.2021 gelten (Übergangsphase bis März 2022). Die umfassendsten Neuerungen betreffen den Einbezug aller Erzeugungsanlagen ab 100 kW in die Redispatch-Maßnahmen sowie Anlagen, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, so auch Erneuerbare Energie- und KWK-Anlagen (siehe auch §13a EnWG)4. Dennoch werden konventionelle Anlagen in der Regel weiterhin zuerst abgeregelt. Darüber hinaus wurden mehr Aufgaben und Verantwortlichkeiten auf die Verteilnetzbetreiber (VNB) übertragen und für die Betreiber von KWK- und EE-Anlagen gibt es zwei neue Rollen: der Betreiber einer technischen Ressource (BTR) und der Einsatzverantwortliche (EIV).5
Solange der Netzausbau nur langsam voranschreitet, werden Redispatch-Maßnahmen weiterhin häufig vorkommen, was wiederum hohe Kosten für die Allgemeinheit mit sich bringt.6 Denn die Redispatch 2.0 Maßnahmen gehen sowohl mit einem bilanziellen als auch finanziellen Ausgleich für den Bilanzkreisverantwortlichen und die Anlagenbetreiber einher (§13a EnWG7), die im nächsten Abschnitt erläutert werden.
Redispatch-Maßnahmen werden bilanziell und finanziell ausgeglichen. Gemäß §13a Abs. 1a EnWG hat der Bilanzkreisverantwortliche der betroffenen Einspeise- oder Entnahmestelle einen Anspruch auf einen bilanziellen und finanziellen Ausgleich der Maßnahme gegen den Übertragungsnetzbetreiber8. Im Redispatch 2.0 gibt es zwei Bilanzierungsmodelle: das Planwertmodell und das Prognosemodell. Im Planwertmodell berechnet der BTR die Ausfallarbeit und die Bilanzierung erfolgt auf Grundlage der vorher gemeldeten Fahrpläne (ex-ante). Im Prognosemodell wird die Ausfallarbeit vom Netzbetreiber im Nachhinein (ex-post) berechnet und stellt die Grundlage für die Bilanzierung dar.
Nach §13a Abs. 2 ist eine Redispatch-Maßnahme „zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie angemessen finanziell auszugleichen. Der finanzielle Ausgleich ist angemessen, wenn er den Betreiber der Anlage unter Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs nach Absatz 1a wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde.“9 Die Regelungen zum finanziellen Ausgleich sind im Juni 2024 von der Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur beschlossen worden10. Es gibt drei Abrechnungsmodelle, von denen eins gewählt werden muss: Spitz, Spitz-light und Pauschal. Beim Spitz-Modell werden bei fluktuierenden Erzeugern direkt an der Anlage gemessene Wetterdaten genutzt, um die Ausfallarbeit zu bestimmen, wodurch diese sehr realitätsnah ermittelt werden kann. Bei nicht-fluktuierenden Erzeugern wird die Ausfallarbeit basierend auf den übermittelten Fahrplan ex-ante berechnet. Im Spitz-light-Modell, das nur für fluktuierende Erzeuger gilt, wird die Ausfallarbeit basierend auf Daten von Referenzanlagen oder von mit dem Netzbetreiber abgeglichenen Wettermodellen berechnet. Das Pauschal-Modell schreibt die letzte Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme fort.
Abbildung 2 zeigt die gesamten Maßnahmenvolumen für das Netzengpassmanagement sowie die Gesamtkosten dieser Maßnahmen. Seit 2019 nahm das Maßnahmenvolumen jedes Jahr zu und betrug im Jahr 2023 rund 34 T GWh. Am häufigsten wurde die Erzeugung aus Wind abgeregelt (rund 9,7 TWh). Insgesamt konnten aber 97 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien zum Verbraucher transportiert werden.11 Die Kosten für das Netzengpassmanagement nahmen bis 2022 stark zu (4,2 Mrd. €), sanken 2023 jedoch auf rund 3,1 Mrd. € trotz gestiegener Mengen. Die Zusammensetzung der Kosten ist in Abbildung 3 aufgeschlüsselt.
Der Rückgang der Kosten von 2022 auf 2023 ist grundsätzlich auf die gesunkenen Großhandelspreise zurückzuführen, die nach dem extremen Anstieg im Zuge der Energiekrise 2022 im Jahr 2023 im Durchschnitt wieder das Niveau von 2021 erreicht haben.
Abbildung 2: Maßnahmenvolumen und Kosten des Netzengpassmanagements12
Abbildung 3: Kosten des Netzengpassmanagements13
Frage 1: Wo greifen die Redispatch-Maßnahmen? An welcher Stelle wird eingegriffen und abgeregelt? Welche Probleme können dabei auftreten?
Aktuell wird darüber diskutiert, an welcher Stelle die Redispatch-Maßnahmen greifen (sollten): direkt am Wechselrichter (Reduzierung der Erzeugung) oder am Netzanschlusspunkt (Reduzierung der Einspeisung). Da die Abregelung zum Erhalt der Netzstabilität dienen soll, ist es notwendig, die Einspeisung von Strom in das Netz zu reduzieren, wenn ein Engpass droht. Eine Abregelung am Netzanschlusspunkt verhindert die Einspeisung in das Netz, dennoch können EE-Anlagen, die für die Eigenversorgung genutzt werden, weiterhin Strom an ihre Eigenverbraucher liefern, da das Netz der allgemeinen Versorgung dafür nicht genutzt wird. In der Realität ist es jedoch so, dass die Abregelung am Wechselrichter erfolgt, wodurch die Erzeugung gedrosselt oder sogar komplett heruntergefahren wird und daher keine (vollständige) Eigenversorgung mehr möglich ist. Auch das Gesetz sieht keine Ausnahme für Anlagen für die Eigenversorgung vor.14
Die Abregelung der Erzeugungsleistung hat zur Folge, dass Verbraucher, die Strom während einer Redispatch-Maßnahme aus der Eigenversorgung bezogen hätten, Netzstrom zukaufen müssen. Dieser ist in der Regel teurer und somit fallen höhere Kosten für den Zeitraum der Redispatch-Maßnahme an.
Anlagenbetreiber können dem Risiko der Abregelung vorbeugen, indem sie die Mengen zur „Selbstversorgung mit EE- und KWK-Strom“ dem Netzbetreiber im Zuge der Informationsbereitstellung für Redispatch-Maßnahmen (BK6-20-061)15 als Teil der „Negativen Besicherungsleistung“ und der „Nichtbeanspruchbarkeiten“ übermitteln.
Dies soll den Netzbetreibern die Einhaltung der Vorgabe des Art. 13 Abs. 6 Bst. c BMVO ermöglichen. Danach darf „nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität aus Erzeugungseinrichtungen, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, nicht Gegenstand von negativem Redispatch sein, es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen.”16
§ 13a Abs. 1 EnWG erlaubt zwar grundsätzlich auch den negativen Redispatch von Erzeugung, die nicht in ein Energieversorgungsnetz eingespeist wird, jedoch ist diese Regelung dahingehend europarechtskonform auszulegen, dass von dieser Möglichkeit nur Gebrauch gemacht werden darf, soweit kein Fall des Art. 13 Abs. 6 Bst. c BMVO vorliegt.17
Strommengen für die Eigenversorgung sollten daher auch im Sinne der Kosteneffizienz nur in Ausnahmefällen abgeregelt werden.
Frage 2: Welche Entschädigungen stehen mir als Anlagenbetreiber bei einer Redispatch-Maßnahme zu? Wie läuft der Prozess ab, um eine Entschädigung zu bekommen? Welche Probleme können auftreten und wie kann mich Rödl & Partner dabei unterstützen?
Sollte ich als Anlagenbetreiber von einer Redispatch-Maßnahme betroffen sein, ist die gute Nachricht, dass mir in diesen Fällen eine Entschädigung zusteht. Da Anlagenbetreiber so gestellt werden sollen wie als hätte es die Maßnahme nicht gegeben, werden bei EE-Anlagen folgende Positionen im Zuge des finanziellen Ausgleichs berücksichtigt18:
Demnach sollen Anlagenbetreiber auch für die zusätzlichen Aufwendungen entschädigt werden, die im Zuge der Redispatch-Maßnahme entstanden sind. Nach der Auffassung von Rödl & Partner fallen darunter auch die Zusatzkosten für zugekauften Netzstrom als Ersatz für die Selbstversorgung mit (abgeregelten) EE-Strom.
Die meisten EE-Anlagen, die von Redispatch-Maßnahmen betroffen sind, befinden sich in der Direktvermarktung. Häufig übernimmt der Direktvermarkter daher die Rolle des BTR und des Bilanzkreisverantwortlichen. Der BTR ermittelt je nach Bilanzierungsmodell gemeinsam mit dem Netzbetreiber die Ausfallarbeit. Diese wird vom Netzbetreiber über den Direktvermarkter an den Bilanzkreisverantwortlichen geliefert, der die Ausfallarbeit bepreist und dem Netzbetreiber in Rechnung stellt. Der Netzbetreiber begleicht die Rechnung des BKV, der den Betrag weiter an den Direktvermarkter leitet. Die Auszahlung an den Anlagenbetreiber erfolgt in der Regel im Zuge der monatlichen Abrechnung durch den Direktvermarkter.19
Rödl & Partner kann für Sie prüfen, ob Sie die rechtlich und wirtschaftlich richtige Entschädigung gemäß der gewählten Abrechnungsmethodik erhalten haben.
Darüber hinaus kann es vorkommen, dass es Probleme bei der Abrechnung der Entschädigungszahlung gibt und dass Sie als Anlagenbetreiber einen anderen (höheren) Betrag erwarten. In diesen Fällen kann Rödl & Partner Ihnen bei rechtlichen Streitfragen Unterstützung leisten.
Wenn die Abschaltung von EE-Anlagen thematisiert wird, kommt es oft zu einer Vermischung von Redispatch und negativen Börsenstrompreisen. Nach dem Prinzip von Angebot und Nachfrage reagieren die Strompreise an der Börse und eben nicht auf die physikalische Situation im Netz. Grund hierfür ist, dass dem Marktmodell in dem die (Strom-)Preisfindung stattfindet das physikalische Modell der Kupferplatte unterstellt wird, welches keine Netzengpässe bei der Lieferung von Strom berücksichtigt.
Wenn viel Strom eingespeist und wenig abgenommen wird, sinken die Preise und es kann unter Umständen sogar zu negativen Börsenstrompreisen kommen.20 Dies bedeutet, dass man zu diesen Zeiten bezahlen muss, wenn man Strom einspeist und Geld erhält, wenn man Strom kauft. Dieses Phänomen tritt meistens dann auf, wenn EE-Anlagen bei hoher Sonneneinstrahlung und guten Windverhältnissen überproportional viel Strom produzieren und ins Netz einspeisen. Abbildung 4 zeigt die Stunden mit negativen Börsenstrompreisen von 2014 bis 2024.
Abbildung 4: Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen in Deutschland in den Jahren 2014-202421
Bei negativen Börsenstrompreisen ist es aus Sicht des Anlagenbetreibers (bzw. seines Direktvermarkters) rational, die Erzeugung ihrer Anlagen drosseln oder komplett abschalten, da sie sonst für die Einspeisung Geld zahlen müssen. Eine Abschaltung würde wiederum der Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage entgegenwirken. Hier zeigt sich der wesentliche Unterschied zum Redispatch: Die Abregelung der Anlagen bei negativen Börsenstrompreisen erfolgt freiwillig durch die Anlagenbetreiber basierend auf wirtschaftlichen Faktoren und nicht durch den Netzbetreiber basierend auf technisch-physikalischen Faktoren wie bei den Redispatch-Maßnahmen.
Wenn es für Anlagenbetreiber rational ist, die Anlage zu Zeiten von negativen Börsenstrompreisen abzuschalten - warum treten dann noch (so viele) Stunden mit negativen Preisen auf?Nicht alle Anlagen reduzieren ihre Einspeisung bei negativen Börsenstrompreisen: Verschiedene technische und rechtliche Restriktionen können die Entscheidung der Betreiber konventioneller Anlagen beeinflussen, die Erzeugung in Stunden mit negativen Börsenstrompreisen zu reduzieren oder weiterhin zu produzieren, um die Kosten für Ab- und Anschaltvorgänge zu vermeiden.
Auch EE-Anlagen, die eine feste Einspeisevergütung bekommen, haben keinen Grund auf negative Preise am Markt zu reagieren, da der Erhalt der Zahlung unabhängig vom Börsenstrompreis ist. In gleicher Weise erhalten EE-Anlagen in der Direktvermarktung über die Marktprämie einen Ausgleich für die Schwankungen des Börsenstrompreises und haben daher zunächst nur einen geringen Anreiz, ihre Erzeugung bei negativen Börsenstrompreisen herunterzufahren. Um marktorientiertes Verhalten zu fördern, sieht das EEG jedoch eine Vergütungsgrenze für EE-Anlagen in der Direktvermarktung im Marktprämienmodell vor: Gemäß §51 Abs. 1 EEG verringert sich der anzulegende Wert für alle Anlagen größer 400 kW – und damit auch die Marktprämie - auf null, wenn der Spotmarktpreis in einem gewissen Zeitraum ohne Unterbrechung negativ ist (seit 2023 „3-Stunden-Regel“, bis 2027 Reduzierung auf „1-Stunden-Regel“ geplant)22. Laut der Wachstumsinitiative der Bundesregierung sollte diese Regelung bereits ab dem 01.01.2025 verschärft werden und dann ab der ersten Stunde greifen.
Frage 3: Wie ist mein Direktvermarktungsvertrag ausgestaltet? Was darf mein Direktvermarkter mit meiner Anlage (bei negativen Börsenstrompreisen) machen? Welche Probleme können auftreten und wie kann mich Rödl & Partner dabei unterstützen?
Ein weiterer Grund, wieso EE-Anlagen in der Direktvermarktung bei negativen Börsenstrompreisen nicht abgeschaltet werden, kann das Verhalten des Direktvermarkters sein. Dieser hat über die Fernsteuerbarkeit Zugriff auf die Anlage und vermarktet den erzeugten Strom gemäß Direktvermarktungsvertrag an der Strombörse. In diesem Sinne ist er auch für die Abschaltung der Anlage bei negativen Strompreisen verantwortlich. Je nachdem wie der Direktvermarktungsvertrag ausgestaltet ist, kann es jedoch sein, dass der Direktvermarkter keinen Anreiz hat, die Anlage abzuregeln. Dies wäre zum Bespiel der Fall, wenn der Vertrag ein fixes Entgelt vorsieht und die negativen Preise an den Anlagenbetreiber weitergereicht werden könnten. Daher ist es als Anlagenbetreiber essenziell, den Direktvermarktungsvertrag so zu gestalten, dass beide Parteien die größten Erlöse mit der Anlage erzielen wollen.
Rödl & Partner übernimmt hier gerne die Prüfung Ihrer Direktvermarktungsverträge und unterstützt Sie bei der Ausschreibung und Ausschreibung neuer Vertragswerke.
Zusammenfassend machen aus unserer Erfahrung folgende Maßnahmen regelmäßig Sinn: Im Bereich Redispatch 2.0 ist die Überprüfung der erhaltenen Rückzahlungen und der dahinterstehenden Berechnungsmethodik zu empfehlen. Vor dem Hintergrund negativer Börsenstrompreise ist die optimale Ausgestaltung der Direktvermarktungsverträge sowie eine sorgfältige Vorbereitung der Ausschreibung der Verträge essenziell.
Gerne unterstützt Sie Rödl & Partner bei diesen Aufgaben. Wir freuen uns auf Ihre Kontaktaufnahme!
Quellen:
1 Europäische Kommission: Renewable Energy Targets (Renewable energy targets - European Commission)
2 Statistisches Bundesamt (EU-Umwelt und Energie - Statistisches Bundesamt)
3 Bundesnetzagentur - Redispatch
4 Redispatch 2.0 | BDEW
5 BDEW hinweis-fur-anlagenbetreiber-zur-marktpartner-id-im-redispatch-20.pdf
6 Bundesnetzagentur - Netzengpassmanagement
7 §13a EnWG 2011 (Stand v. 23.12.2024)
8 §13a EnWG 2011 (Stand v. 23.12.2024
9 §13a EnWG 2011 (Stand v. 23.12.2024)
10 Festlegung zur Bestimmung des angemessenen finanziellen Ausgleichs für Anpassungen der Wirkleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs (BK8-22-001-A)
11 BMWK: *Strommarktdesign der Zukunft
12 SMART 2024: SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023
13 SMART 2024: SMARD | Netzengpassmanagement im Jahr 2023
14 §13a EnWG 2011 (Stand v. 23.12.2024)
15 Bundesnetzagentur: Beschluss BK6-20-061
16 VERORDNUNG (EU) 2019/ 943 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES - vom 5. Juni 2019 - über den Elektrizitätsbinnenmarkt
17 Voraussetzung 1: Art. 13 Abs. 6 Bst. c BMVO umfasst nur Strommengen, die aus erneuerbaren Energiequellen oder hocheffizienter KWK stammen. Nicht erfasst wird der sog. Kondensationsstrom
18 Vgl. §13a Abs. 2 EnWG 2011 (Stand v. 23.12.2024)
19 Finanzieller Ausgleich
20 Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Negativer Spotmarktpreis – Übersichtstabellen
21 SMARD 2024
22 §51 EEG 2023 (Stand v. 23.10.2024)
Michael Rogoll
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Vanessa Dietz
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