Redispatch-Entschädigung bei gewerblichen PV-Anlagen: Was sich 2026 ändert
Seit dem 23. Dezember 2025 müssen Betreiber großer Photovoltaik- und Windkraftanlagen ihre Redispatch-Entschädigung direkt beim Netzbetreiber einfordern. Grundlage ist der BDEW-Mischpreis, der in einzelnen Monaten sogar negativ ausfallen kann. Dadurch erhalten manche Anlagenbetreiber statt einer Gutschrift eine Rechnung vom Netzbetreiber. Die Änderung betrifft ausschließlich größere Anlagen, faktisch ab der Direktvermarktungspflicht bei etwa 100 kWp. Der Direktvermarkter fällt als Zwischeninstanz aus der Zahlungskette heraus. Damit tragen Betreiber die Prüfung ihrer Ansprüche jetzt selbst. Eine aktuelle Auswertung von Node Energy zeigt, wie groß die finanziellen Auswirkungen sein können.
Was hat sich beim Redispatch konkret geändert?
Die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes verlagert die Zahlungspflicht vom Direktvermarkter zum Netzbetreiber. Bis Ende 2025 rechnete meist der Direktvermarkter die Entschädigung für abgeregelte Strommengen ab. Seit der Gesetzesänderung entfällt diese Kontrollinstanz. Betreiber müssen ihre Ansprüche nun selbst beim Netzbetreiber geltend machen. Für die Berechnung der ausgefallenen Strommenge gibt es drei anerkannte Methoden. Die Bundesnetzagentur unterscheidet zwischen folgenden Verfahren: Pauschal-Methode: vereinfachte Schätzung ohne detaillierte Anlagendaten. Spitz-Light-Methode: differenzierte Berechnung mit reduziertem Datenaufwand. Spitz-Methode: präzise Ermittlung auf Basis vollständiger Anlagen- und Wetterdaten. Für die Vergütung der ermittelten Menge gilt seither einheitlich der BDEW-Mischpreis. Dieser wird viertelstündlich veröffentlicht und bei Netztransparenz eingesehen.
Wie funktioniert die Abrechnung über den BDEW-Mischpreis?
Der BDEW-Mischpreis setzt sich aus zwei Börsenkomponenten zusammen. Zu 72,5 Prozent fließt der Intraday-Index ID1 ein, zu 27,5 Prozent der reBAP. Beide Werte bilden das aktuelle Preisniveau am Regelenergiemarkt ab. Deshalb reagiert der Mischpreis unmittelbar auf Marktschwankungen. Genau darin liegt das Problem für Anlagenbetreiber. Redispatch-Maßnahmen finden bevorzugt bei hoher Wind- und Solareinspeisung statt, wenn Netze überlastet sind.
In denselben Zeitfenstern fallen an der Strombörse häufig auch die Preise. Der Mischpreis kann dadurch unter dem energieträgerspezifischen Marktwert liegen und in einzelnen Viertelstunden negativ werden. Node Energy nennt dazu ein Beispiel aus dem April 2026. Eine Bayernwerk-Anlage aus 2015 hätte nach altem Direktvermarktungsvertrag 1,3 Cent pro Kilowattstunde für die Ausfallarbeit erhalten. Nach dem neuen Modell mit BDEW-Mischpreis sank der Wert auf minus 6,9 Cent pro Kilowattstunde. Aus einer erwarteten Gutschrift wurde damit eine tatsächliche Rechnung.
Warum reicht ein Blick in die Statistik allein nicht aus?
Ob eine Rechnung droht, hängt entscheidend vom Direktvermarktungsvertrag ab. Entscheidend ist, wer nach altem Vertrag das Preisrisiko für Redispatch-Ausfallarbeit getragen hätte. Sicherte der Vertrag dem Betreiber den Monatsmarktwert zu, muss der Direktvermarkter die Differenz zum Mischpreis ausgleichen. Viele Direktvermarkter erkennen diese wirtschaftliche Verpflichtung inzwischen an. Allerdings handhaben nicht alle Anbieter das gleich. Manche Verträge lassen Interpretationsspielraum zu und schließen einen Ausgleich vollständig aus. Ob ein Ausgleich erfolgt, ist deshalb reine Vertragsauslegung, nicht Gesetzeslage. Betreiber sollten ihren bestehenden Vertrag daher gezielt auf diese Klausel prüfen. Andernfalls bleibt die Differenz zwischen Marktwert und Mischpreis vollständig beim Betreiber hängen.
Warum kommt es zu doppelt gezählter Ausfallarbeit?
Ein weiteres Risiko entsteht durch überlappende Abregelungen. Anlagen, die seit 2016 in Betrieb sind, verlieren bei negativen Börsenpreisen früh ihren Anspruch auf Marktprämie. Schon die erste Viertelstunde mit negativem Preis löst eine marktbedingte Abregelung durch den Direktvermarkter aus. Fällt in dasselbe Zeitfenster zusätzlich eine Redispatch-Maßnahme des Netzbetreibers, kann es zu Doppelzählungen kommen. Früher filterte der Direktvermarkter solche Überschneidungen aus eigenem Interesse heraus. Diese Prüfung entfällt nun, weil der Direktvermarkter aus der Zahlungskette ausgeschieden ist. Node Energy verweist hier auf Auswertungen der Plattform opti.node. Diese zeigen, dass sich marktbedingte und redispatch-bedingte Abregelung zeitlich häufig überlagern. Eine vollständige Abregelung kann jedoch faktisch nur einen einzigen Grund haben.
Was sollten Betreiber jetzt konkret prüfen?
Wer Redispatch-Rechnungen vermeiden oder korrekt einordnen will, braucht ein systematisches Erlösmonitoring. Folgende Punkte gehören auf die Prüfliste: Direktvermarktungsvertrag auf eine Ausgleichsklausel für Redispatch-Ausfallarbeit prüfen. Abrechnungen des Netzbetreibers mit eigenen Einspeisedaten viertelstundengenau abgleichen. Überschneidungen zwischen marktbedingter und redispatch-bedingter Abregelung dokumentieren.
Fristen für Widerspruch und Nachforderung beim jeweiligen Netzbetreiber klären. Diese Aufgabe war früher Teil des Direktvermarktungsvertrags. Sie zählt jetzt zur kaufmännischen Betriebsführung der Anlage selbst. Wer sie vernachlässigt, riskiert stille Cashflow-Lücken über viele Monate. Für Betreiber, die ihre gewerbliche Photovoltaik-Anlage wirtschaftlich neu bewerten müssen, verschiebt sich damit ein wichtiger Baustein der Kalkulation. Die neue Regelung betrifft nicht nur Neuprojekte. Auch bestehende Anlagen mit laufenden Direktvermarktungsverträgen sind unmittelbar betroffen.
Anlagenbetreiber, die durch die Redispatch-Neuregelung unerwartete Rechnungen erhalten, stehen vor einer doppelten Aufgabe. Sie müssen die eigene Abrechnung technisch nachvollziehen und gleichzeitig die vertragliche Situation gegenüber dem Direktvermarkter klären. Beides gehört von Anfang an in die Wirtschaftlichkeitsplanung neuer und bestehender gewerblicher PV-Projekte, ebenso wie Fragen zu Direktvermarktung, Regulatorik und Speicherintegration. Eine strukturierte Beratung für gewerbliche Photovoltaik berücksichtigt diese Punkte von Beginn an und verhindert, dass regulatorische Änderungen wie diese die Kalkulation nachträglich aushebeln.
Fazit
Die Redispatch-Novelle verlagert Verantwortung und Risiko spürbar zu den Anlagenbetreibern. Der BDEW-Mischpreis kann in ungünstigen Marktphasen negativ werden und aus Gutschriften Rechnungen machen. Deshalb lohnt sich jetzt ein genauer Blick in bestehende Direktvermarktungsverträge. Wer Abrechnungen aktiv prüft, vermeidet unnötige Cashflow-Verluste und behält die Kontrolle über die eigene Wirtschaftlichkeit.
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