Wenn der Netzbetreiber zur Kasse bittet

Negative Börsenpreise im Redispatch 2.0 und die Umkehr der Zahlungsrichtung

Der Ausbau der erneuerbaren Energien führt in immer mehr Stunden des Jahres zu einem Überangebot an Strom – mit der Folge, dass die Börsenstrompreise ins Negative fallen. Was auf den ersten Blick paradox wirkt, hat in Kombination mit dem Redispatch‑2.0‑Regime eine praxisrelevante Konsequenz, die viele Anlagenbetreiber überrascht: In bestimmten Konstellationen ist es nicht der Netzbetreiber, der Zahlungen an den Anlagenbetreiber leistet, sondern umgekehrt. Dieser Beitrag erläutert, wie es dazu kommt, auf welcher gesetzlichen und regulierungsrechtlichen Grundlage der bilanzielle und der finanzielle Ausgleich nach §§ 13a, 14 EnWG sowie den hierzu ergangenen Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA) erfolgen und welche Folgen sich daraus für Betreiber von Erzeugungsanlagen konkret ergeben.

1. Redispatch 2.0: Das System hinter der Netzstabilisierung

Wenn im deutschen Stromnetz Engpässe oder Überlastungen drohen, greifen die Netzbetreiber gezielt in die Einspeisesituation ein. Dieses Instrument nennt sich Redispatch: Anlagen werden auf Anforderung des Netzbetreibers hoch- oder heruntergeregelt, um physikalische Lastflüsse im Netz zu korrigieren.

Mit dem Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus (NABEG 2.0) wurden die bis dahin im EEG geregelten Vorschriften zum Einspeisemanagement zum 1. Oktober 2021 in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) überführt. § 13a Abs. 1 EnWG (i.V.m. § 14 Abs. 1 EnWG) verpflichtet Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie ab 100 kW Nennleistung sowie von fernsteuerbaren Anlagen, auf Aufforderung durch Übertragungs‑ oder Verteilernetzbetreiber ihre Wirkleistungs‑ bzw. Blindleistungserzeugung oder ihren Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden. Soweit im Folgenden von Anlagen die Rede ist, sind damit aufgrund dieser Prämisse nur solche mit einer Nennleistung ab 100 kW gemeint.

Für diese erzwungene Anpassung hat der Anlagenbetreiber nach § 13a Abs. 2 S. 1 EnWG einen Anspruch auf finanziellen Ausgleich, der „unter Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs“ nach § 13a Abs. 1a EnWG erfolgt. Der finanzielle Ausgleich ist angemessen, wenn der Anlagenbetreiber wirtschaftlich weder besser noch schlechter steht als ohne die Redispatch‑Maßnahme. Dieser Grundsatz der wirtschaftlichen Neutralität bildet den Schlüssel zum Verständnis der Systematik des bilanziellen und finanziellen Ausgleichs im Redispatch 2.0 – und erklärt zugleich, warum es insbesondere bei negativen Preisen zu einer Umkehr der Zahlungsrichtung kommen kann.

Der finanzielle Ausgleich ist seit Oktober 2021 über eine BDEW-Übergangslösung praktiziert worden, da der im Gesetz vorgesehene bilanzielle Ausgleich in der Praxis nicht umgesetzt wurde. Mit der Neuregelung des § 14 EnWG zum 23. Dezember 2025 hat der Gesetzgeber klargestellt, dass bis zum 31. Dezember 2031 ein bilanzieller Ausgleich im Verteilnetz nur nach Maßgabe einer Festlegung der Bundesnetzagentur (BNetzA) Anwendung findet. Diese Festlegung ist mittlerweile mit Beschluss vom 07.05.2026 erfolgt und gilt ab dem 01.07.2026; sie regelt die Voraussetzungen und Modalitäten des bilanziellen Ausgleichs im Verteilnetz, insbesondere den Anwendungsbereich für Anlagen ab 100 kW im Verteilnetz, die Übergangsfristen für die technische Umsetzung sowie das Verhältnis zum weiterhin parallel bestehenden finanziellen Ausgleich.

2. Der BDEW-Mischpreis – und was passiert, wenn er negativ wird

Die konkrete Abrechnung des finanziellen Ausgleichs erfolgt auch weiterhin auf Basis des sogenannten BDEW-Mischpreises, der je Viertelstunde wie folgt ermittelt wird:

• 72,5 % des ID1-Preisindex (Intraday-Eröffnungsauktion) und
• 27,5 % des reBAP (regelzonenübergreifender einheitlicher Bilanzausgleichsenergiepreis).

Die Ausfallarbeit (die abgeregelte Energiemenge in MWh) wird weiterhin monatlich mit dem maßgeblichen Mischpreis nach der BDEW-Systematik multipliziert. Aus dem so ermittelten Wert ergibt sich der finanzielle Ausgleichsanspruch des Anlagenbetreibers gegenüber dem Netzbetreiber. Dessen Zahlung wird anschließend über den BKV und den Direktvermarkter an den Anlagenbetreiber weitergereicht.

Das Problem: Gerade in Stunden mit hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien bei gleichzeitig geringer Nachfrage können sowohl der ID1-Index als auch der reBAP negativ werden. Fällt der gewichtete Durchschnitt insgesamt unter null, ist der Mischpreis negativ. Die mathematische Konsequenz ist eindeutig: Positive Ausfallarbeit multipliziert mit einem negativen Mischpreis ergibt einen negativen Betrag. Die Zahlungsrichtung kehrt sich um – es entsteht dann ein Zahlungsanspruch des Netzbetreibers gegen den Anlagenbetreiber.

Ein Rechenbeispiel verdeutlicht den Mechanismus: Wird eine Anlage in einer Viertelstunde mit 5 MWh Ausfallarbeit abgeregelt und beträgt der Mischpreis in dieser Viertelstunde −20 €/MWh, ergibt sich ein finanzieller Ausgleich von 5 MWh × (−20 €/MWh) = −100 €. Der Anlagenbetreiber muss dem Netzbetreiber somit 100 € erstatten.

Die wirtschaftliche Logik dahinter ist plausibel: Hätte die Anlage in dieser Viertelstunde tatsächlich eingespeist, hätte der Direktvermarkter für den eingespeisten Strom bei negativem Börsenpreis zahlen müssen. Die Abregelung im Rahmen des Redispatch erspart dem Anlagenbetreiber diese Aufwendungen, sodass er ohne Korrektur durch den finanziellen Ausgleich wirtschaftlich bessergestellt würde. Genau dies soll der Grundsatz der wirtschaftlichen Neutralität verhindern, weshalb ersparte Aufwendungen im Sinne von § 13a Abs. 2 EnWG an den Netzbetreiber zu erstatten sind.

3. Die gesetzliche Grundlage: Erstattung ersparter Aufwendungen

Dieser Mechanismus ist kein Systembruch, sondern ausdrücklich im Gesetz angelegt. § 13a Abs. 2 S. 4 EnWG  bestimmt wörtlich: „Ersparte Aufwendungen erstattet der Anlagenbetreiber an den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes.” Dies gilt entsprechend für den Verteilernetzbetreiber. Die Bundesnetzagentur bestätigt diese Einordnung in ihrer Festlegung BK8-22-001-A: Der finanzielle Ausgleich umfasst auch die ersparten Aufwendungen, die beim negativen Redispatch an den Netzbetreiber auszukehren sind.

Je nach Vermarktungsform des betroffenen Anlagenbetreibers ergeben sich dabei wichtige Unterschiede:

• Direktvermarktung mit Marktprämie (EEG): Bei EEG-Anlagen in der Direktvermarktung entfällt bei negativen Spotmarktpreisen der Anspruch auf die Marktprämie, da sich der anzulegende Wert nach § 51 Abs. 1 EEG auf null reduziert, wenn der Spotmarktpreis in mindestens vier aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist (bei Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2016) bzw. nach Maßgabe der jeweils geltenden Stundenschwellen. Es besteht daher kein Entschädigungsanspruch aus der Marktprämie; zugleich erspart der Anlagenbetreiber durch die Abregelung den negativen Spotmarkterlös, und diese ersparten Aufwendungen sind im Rahmen des finanziellen Ausgleichs an den Netzbetreiber zu erstatten.
• Einspeisevergütung: Auch hier verringert sich die Vergütung nach §§ 51 ff. EEG bei negativen Preisen auf null, sodass kein Anspruch auf finanziellen Ausgleich aus der Einspeisevergütung besteht.
• Sonstige Direktvermarktung (ohne Marktprämie): Die ersparten Aufwendungen in Form vermiedener negativer Vermarktungserlöse können ebenfalls eine Zahlungspflicht des Anlagenbetreibers gegenüber dem Netzbetreiber im Rahmen des finanziellen Ausgleichs begründen.

Es gibt jedoch eine wichtige Ausnahme in Gestalt von § 5 EEV. Seit der Novellierung der EEG-Ausführungsverordnung (EEV) zum 25. Februar 2025 gilt für fernsteuerbare Anlagen eine Sonderregelung: Wenn bei negativen Preisen die Strommenge am Day-Ahead-Markt nicht vollständig veräußert werden kann und der Übertragungsnetzbetreiber deshalb die Reduzierung der Einspeisung als Redispatch-Maßnahme veranlasst, erfolgt weder ein bilanzieller Ausgleich noch ein finanzieller Ausgleich – und umgekehrt entsteht auch kein Zahlungsanspruch des Netzbetreibers. Die Abregelung erfolgt in diesem Fall ersatzlos.

4. Praxisfolgen für Anlagenbetreiber

Für Betreiber von Stromerzeugungsanlagen, insbesondere solche, die am Redispatch-2.0-Regime teilnehmen, ergeben sich aus den beschriebenen Vorgaben zum bilanziellen und finanziellen Ausgleich konkrete Handlungsfelder:

1. Forderungen des Netzbetreibers infolge negativer Mischpreise sind dem Grunde nach rechtmäßig, wenn die gesetzlichen Voraussetzungen für den finanziellen Ausgleich und die Erstattung ersparter Aufwendungen vorliegen (insbesondere negativer Mischpreis, keine Ausnahme nach § 5 Abs. 3 EEV n.F.). Eine sorgfältige Prüfung der Quartals- und Monatsabrechnungen ist daher geboten.
2. Die Zahlungspflicht infolge negativen Redispatches wirkt sich je nach Vermarktungsform unterschiedlich aus. Wer in der sonstigen Direktvermarktung ohne Marktprämie tätig ist, trägt ein vergleichsweise höheres Risiko, da kein Schutzmechanismus nach § 51 EEG greift, der die Marge auf null begrenzt. Es kann daher zweckmäßig sein, die Vermarktungsform zu überdenken.
3. Eine Abregelung bei negativen Börsenpreisen, die der Direktvermarkter aus wirtschaftlichen Gründen eigeninitiativ vornimmt (sogenannte freiwillige Abregelung), ist keine Redispatch-Maßnahme im Sinne der §§ 13a, 14 EnWG und unterliegt anderen bilanziellen und finanziellen Regeln. Diese Abgrenzung ist in der Praxis von erheblicher Bedeutung und sollte vertraglich sowie operativ eindeutig geregelt sein.
4. Die Festlegung der Bundesnetzagentur BK8-22-001-A vom 5. Juni 2024 konkretisiert den angemessenen finanziellen Ausgleich und setzt den Rahmen für die Abrechnungspraxis. Mit der Festlegung nach § 14 EnWG zum bilanziellen Ausgleich, die  ab dem 1. Juli 2026 gilt, werden zudem die Voraussetzungen und Modalitäten des bilanziellen Ausgleichs im Verteilnetz verbindlich vorgegeben. Anlagenbetreiber sollten prüfen, wie sich diese Vorgaben auf ihre künftigen Redispatch-Abrechnungen auswirken.

Bei Fragen zur rechtlichen Einordnung von Redispatch-Abrechnungen, zur Vertragsgestaltung mit Direktvermarktern oder zur Abgrenzung von bilanziellen und finanziellen Ausgleichsmechanismen stehen wir Ihnen gerne beratend zur Seite.