Redispatch steht Kopf

Kurz vor Weihnachten trat eine wichtige Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes in Kraft, die in der vorweihnachtlichen Hektik leicht übersehen werden konnte. Die Gesetzesänderung wurde am 22.12.2025 beschlossen und ist schon zum 23.12.2025 in Kraft getreten.

Insbesondere die Änderung des § 14 Abs. 1b EnWG ist bedeutsam, da sie sich auf alle bestehenden Direktvermarktungsverträge auswirkt. Seit dem 23.12.2025 hat nicht mehr der Direktvermarkter (in seiner Rolle als Bilanzkreisverantwortlicher) einen Anspruch auf den finanziellen Ausgleich bei Redispatch-Abregelungen durch den Verteilnetzbetreiber, sondern der Anlagenbetreiber. Die Neuregelung stellt somit die bisherige Praxis bei der Abrechnung der Redispatch-Ausfallarbeit (wieder) auf den Kopf.

Wie wirkt sich Redispatch auf den Direktvermarkter aus?

Eine Redispatch-Maßnahme verursacht immer ein Ungleichgewicht im Bilanzkreis des Direktvermarkters. Die durch Redispatch fehlenden Energiemengen müssen vom Direktvermarkter am Intraday-Markt und in Form von Regelenergie beschafft werden. Um die dabei entstandenen Kosten des Direktvermarkters finanziell auszugleichen, wurde der Mischpreis eingeführt, der sich aus den Intraday- und den Ausgleichsenergiepreisen zusammensetzt. Die Entschädigung des Direktvermarkters berechnet sich aus dem Mischpreis multipliziert mit der Redispatch-Ausfallarbeit. Der Mischpreis bildet den Kern der BDEW-Übergangslösung, die als Ersatz für die gescheiterte Einführung des bilanziellen Ausgleichs entwickelt wurde.

Seit der Einführung von Redispatch 2.0 im Oktober 2021 wurde der Direktvermarkter also vom Verteilnetzbetreiber bei Redispatch-Abregelungen entschädigt. Die Direktvermarkter entschädigten ihrerseits wieder die Anlagenbetreiber. Sie gaben dabei nicht einfach die vom Verteilnetzbetreiber gezahlte Entschädigung in Höhe des Mischpreises weiter, sondern vergüteten die Redispatch-Ausfallarbeit (in der Regel):

• in der geförderten Direktvermarktung mit dem energieträgerspezifischen Monatsmarktwert
• in der sonstigen Direktvermarktung mit dem Spotmarktpreis.

Der Direktvermarkter übernahm damit auch bei Redispatch das Preis- und Mengenrisiko für den Betreiber.

Wo verbergen sich die Risiken für den Direktvermarkter?

Bei Übernahme der Vermarktung für einen Wind- oder Solarpark weiß der Direktvermarkter nicht, wie oft und in welchem Umfang Redispatch-Abregelungen auftauchen werden → das ist das Mengenrisiko.

Da der Direktvermarkter den Anlagenbetreiber nicht mit dem Mischpreis, sondern mit dem energieträgerspezifischen Marktwert oder Spotmarktpreis kompensiert, ergibt sich aus der Differenz aus Mischpreis zu energieträgerspezifischem Marktwert oder Spotmarktpreis ein weiteres Risiko für den Direktvermarkter → das ist das Preisrisiko.

Was sind die Folgen der Neuregelung des § 14 Abs. 1b EnWG?

Mit der Neuregelung des § 14 Abs. 1b EnWG erhält der Anlagenbetreiber anstatt des Direktvermarkters in Zukunft den finanziellen Ausgleich in Höhe des Mischpreises vom Verteilnetzbetreiber. Der Direktvermarkter verliert damit seine zentrale Stellung bei der Abrechnung der Redispatch-Ausfallarbeit. Zudem wirft das die Frage auf: Was passiert jetzt mit dem Anspruch des Anlagenbetreibers gegenüber dem Direktvermarkter auf Vergütung der Redispatch-Mengen mit dem energieträgerspezifischen Marktwert oder dem Spotmarktpreis?

Hier herrscht noch große Unsicherheit unter den Marktakteuren. In der Praxis gibt es unterschiedliche Ansätze, wie die Gesetzesänderung in den Direktvermarktungsverträgen umgesetzt werden kann:

Was für einen Unterschied macht die Vergütung der Ausfallarbeit mit dem Mischpreis?

Wir haben die Mischpreise, energieträgerspezifischen Monatsmarktwerte, Spotmarktpreise, die gesamte Onshore-Wind- und PV-Einspeisung sowie die Redispatch-Einsätze von fünf großen Verteilnetzbetreibern (Avacon, Bayernwerk, E.DIS, EWE und Schleswig-Holstein Netz) ausgewertet. Mit diesen Daten haben wir gewichtete Mittelwerte für den Mischpreis, die energieträgerspezifischen Monatsmarktwerte und den Spotmarktpreis berechnet. Gewichtet bedeutet hierbei, dass

• je höher die Einspeisung (nach Energieträger),
• je mehr Redispatch-Maßnahmen und
• je stärker die Leistungsreduzierungen in einer Viertelstunde,

desto größer die Gewichtung dieser Viertelstunde bei der Berechnung des Durchschnitts. Wir haben die drei Faktoren multipliziert und nicht addiert. Die einzelnen Faktoren gleichen sich somit nicht aus, aber verstärken sich, wenn alle Faktoren in dieselbe Richtung zeigen (eine hohe Einspeisung, viele Redispatch-Maßnahmen und eine hohe mittlere Leistungsreduzierung führen zu der stärksten Gewichtung). Das Ganze haben wir uns für die unterschiedlichen Monate und Kalenderjahre angeschaut. Der Betrachtungszeitraum hat sich aus der Verfügbarkeit der Mischpreise ergeben: 01.10.2021 bis 30.11.2025.

Unsere Auswertung der Kalenderjahre 2021 bis 2025 zeigt, dass der mittlere gewichtete Mischpreis deutlich unter den Werten der Monatsmarktwerte Wind und Solar liegt. 2025 lag das Delta bei Wind bei −14,73 €/MWh und bei Solar bei −10,85 €/MWh. Bei einer Vergütung der Redispatch-Ausfallarbeit mit dem Mischpreis sind also hohe Abschläge gegenüber dem energieträgerspezifischen Monatsmarktwert möglich.

Gleichzeitig lag der mittlere gewichtete Mischpreis bei Windenergieanlagen über dem gewichteten Spotpreis. Das deutet darauf hin, dass Windparkbetreiber, die bisher bei Redispatch nur den Spotpreis ausgezahlt bekommen haben, mit der Vergütung in Höhe des Mischpreises besser gestellt werden. Das Delta fällt hier jedoch deutlich kleiner aus (2025: +2,54 €/MWh).

Bei Solar lag der gewichtete Spotpreis in den vergangenen beiden Jahren knapp über dem Mischpreis (2024: −0,74 €/MWh; 2025: −1,39 €/MWh). Es macht hier also keinen großen Unterschied, ob ich als Betreiber bei Redispatch mit dem Mischpreis oder dem Spotpreis vergütet werde.

Auf Monatssicht gibt es große Schwankungen bei den Differenzen. Im November 2025 lag die Differenz aus Mischpreis und Monatsmarktwert Wind beispielsweise bei +6,28 €/MWh, während sie im März bei −39,15 €/MWh lag. Das zeigt, dass das Preisrisiko real ist.

Auch wenn wir eine große Anzahl an Redispatch-Maßnahmen ausgewertet haben, lassen sich die Ergebnisse nicht pauschal auf alle Wind- und Solarparks übertragen! Die großen Unterschiede bei Häufigkeit, Umfang sowie den Zeitpunkten von Redispatch-Maßnahmen zusammen mit den großen Preisschwankungen werden je nach Anlage zu sehr unterschiedlichen Ergebnissen bei der Bewertung der Redispatch-Ausfallarbeit führen.

Welche Strategien lassen sich hieraus ableiten?

Die Varianten a) und b) sind für den Direktvermarkter in jedem Fall mit einem Mehraufwand in der Abrechnung verbunden. Zusätzlich trägt der Direktvermarkter bei diesen Varianten weiterhin das Mengen- und Preisrisiko bei Redispatch. Beides wird zu Preisaufschlägen bei den Dienstleistungsentgelten führen.

Während ein höheres Dienstleistungsentgelt sich immer auf die gesamte Einspeisung auswirkt, sichere ich damit als Anlagenbetreiber vielleicht nur einen sehr kleinen Teil meiner Erträge (die Redispatch-Ausfallarbeit) ab. Ich sollte mich deshalb als Anlagenbetreiber fragen:

• Wie groß war der Anteil von Redispatch in der Vergangenheit? Wie groß war mein Redispatch-Mengenrisiko in der Vergangenheit? → Redispatch-Ausfallarbeit mit der gesamten Einspeisung ins Verhältnis setzen.
• Wie hätte sich eine Kompensation mit dem Mischpreis auf meine Vergütung der Redispatch-Ausfallarbeit ausgewirkt? Wie groß war mein Redispatch-Preisrisiko in der Vergangenheit? → Redispatch-Ausfallarbeit mit dem Mischpreis/Marktwert/Spotpreis bewerten und sich die Differenzen anschauen.
• Wie viel Erzeugungsleistung wird an meinem Netzanschlusspunkt zugebaut und wie stark wird das Netz um meine Anlagen herum ausgebaut? Wie werden sich die Redispatch-Abregelungen in der Zukunft entwickeln?

Eine pauschale Handlungsempfehlung kann also nicht abgegeben werden. Letztendlich muss für jeden Wind- und Solarpark die Redispatch-Ausfallarbeit individuell analysiert und das Mengen-Risiko (Summe der Redispatch-Ausfallarbeit) sowie Preis-Risiko (Summe Differenz aus Mischpreis zu energieträgerspezifischem Marktwert bzw. Spot) errechnet werden. Das Risiko muss dann mit den Mehrkosten für eine Absicherung durch den Direktvermarkter ins Verhältnis gesetzt werden, um eine Entscheidung zu treffen.