Stellungnahme des bne zum Festlegungsverfahren zur Bestimmung des angemessenen Aufwendungs-ersatzes für die Durchführung des bilanziellen Ausgleichs (GBK-25-01-1#1)
Berlin, 21.10.2026: Der bne begrüßt, dass die Bundesnetzagentur die Bilanzierung der Redispatch bei Verteilnetzbetreibern im Prognosemodell reformiert. Das bisherige System setzt Fehlanreize, indem Direktvermarkter Kosten dafür tragen mussten, wenn Verteilnetzbetreiber fehlerhafte Redispatch-Signale übermittelten. Positiv zu bewerten sind insbesondere der Wechsel zum ID-AEP als Preisreferenz und die Einführung einer Overhead-Pauschale für Mehraufwände auf Seite der BKV. Auch das auf die Erlöse der VNB wirkende Anreizsystem zur Fristentreue bei den Redispatchmeldungen ist sehr zu begrüßen. Die Toleranzschwelle sollte wie im Festlegungsentwurf vorgeschlagen bei 20 % der gesamten jährlichen Ausfallarbeit liegen. Darüber sollen VNB bei verspätetet angekündigten Maßnahmen pauschal pönalisiert werden.
Der bne kritisiert hingegen, dass kein zentrales Datenaustausch- und Clearing-Portal vorgegeben wird, das eine massengeschäftstaugliche Abwicklung des Redispatch sowie eine effiziente Rechnungsprüfung wesentlich verbessern würde. Der Aufbau eines solchen Portals oder zumindest die Festlegung eines entsprechenden Standards ist verhältnismäßig, da standardisierte und digitalisierte Clearing-Prozesse sowohl bis 2031 als auch darüber hinaus erforderlich sein werden.
bne begrüßt Overhead-Pauschale und fordert regelmäßige Überprüfung
Der bne begrüßt die Einführung der Overhead-Pauschale von 1,35 EUR/MWh (TZ 2.6). Sie greift die Empfehlung des bne nach einem pauschalierten Ersatz des Mehraufwands der BKV sachgerecht auf. Die Pauschale orientiert sich entsprechen des Gutachtens am gewichteten Mittelwert einer Bandbreite von 0,70 bis 2,60 EUR/MWh (Rn. 76). Durch den Pauschalansatz wird zugleich der individuelle Kostennachweis künftig ausgeschlossen (Rn. 60). Die Pauschale soll bis Ende 2031 unverändert bleiben.
Der bne sieht es kritisch, dass steigende Personal- und IT-Kosten über den Betrachtungszeitraum von fünf Jahren unberücksichtigt bleiben sollen. Denn die Einbindung von Co-Location-Batteriespeichern in den Redispatch sowie die absehbaren Maßnahmen im Rahmen des Systembetriebs 2030, insbesondere im Umgang mit Prognoseabweichungen, führen dazu, dass ein Großteil des Datenmanagements und der Kostenabwicklung im Redispatch weiterhin bei den BKV liegt. Damit gehen entsprechende personelle und IT-seitige Aufwände einher, die sich im Zeitverlauf verändern können. Eine über fünf Jahre unverändert festgeschriebene Overheadkostenpauschale würde diese Kostenentwicklung nicht angemessen abbilden. Daher sollte die Pauschale beispielsweise in den Jahren 2028 und 2030 überprüft und bei Bedarf angepasst werden.
Mischpreis und Selbstbehalt
Es ist sehr zu begrüßen, dass die BNetzA den alten ID1-Index (der nur die Geschäfte bis 30 Minuten vor Lieferung abbildet) verwirft und stattdessen anerkennt, dass der ID-AEP die tatsächliche kontinuierliche Beschaffungsrealität der BKV bis kurz vor die Echtzeit genauer widerspiegelt.
Allerdings gibt der Entwurf die vom bne unterstützte Differenzierung auf, dass bei rechtzeitiger Meldung der ID-AEP ohne Abzug an den BKV gezahlt werden muss und bei verspäteter Meldung der volle reBAP. Stattdessen gilt laut Festlegungsentwurf für alle Maßnahmen derselbe Mischpreis aus 72,5 % ID-AEP und 27,5 % reBAP (TZ 2.3), unabhängig von der Rechtzeitigkeit der Meldung. Der Mischpreis ist eine Durchschnittspauschale, die nicht danach fragt, ob der BKV handeln konnte. Die BNetzA rechtfertigt das damit, dass sich Über- und Unterdeckungen „im Zeitverlauf“ ausgleichen (Rn. 130). Das trifft jedoch nur dann zu, wenn ein BKV in einem Netzgebiet mit üblicher Verspätungsquote liegt. Bei einem VNB, der fast immer zu spät meldet, überwiegt die Unterdeckung dauerhaft. Die Folgen verspäteter oder fehlerhafter Vorab-Informationen tragen dann weitgehend die Bilanzkreisverantwortlichen (BKV). Zusammengefasst kürzt der Selbstbehalt nur die Wälzbarkeit beim Netzbetreiber und fließt nicht an diejenigen, denen die Mehrkosten entstehen. Die Toleranzschwelle sollte daher möglich niedrig ausfallen und maximal bei den vorgeschlagen 20 % der gesamten jährlichen Ausfallarbeit liegen.
Problem: Meldung einer Maßnahme, aber keine /verringerte Ausführung
Der bne hat bereits auf folgenden Fall hingewiesen: Der Netzbetreiber versendet eine Vorab-Information (A96), schaltet die Anlage aber nicht oder in geringerem Umfang als angekündigt. Der BKV hat den angekündigten Ausgleich bereits beschafft. Da keine oder nur geringere Ausfallarbeit entsteht, erhält er nach TZ 2.2 keinen oder nur einen geringeren Ersatz. Der Entwurf greift diesen Fall weder im Tenor noch in den Gründen auf. Durch die Ausgestaltung des Anreizsystems verstärkt sich das Problem sogar. Für die Rechtzeitigkeit zählen nur Maßnahmen, die tatsächlich Ausfallarbeit erzeugen. Eine frühe, vorsorglich großzügige Ankündigung ist für den Netzbetreiber damit kostenlos und verbessert seine Quote. Die Kosten der Fehlankündigung trägt allein der BKV. Die Regel, dass die jeweils letzte Vorab-Information maßgeblich ist (Rn. 93), greift nur, wenn der Netzbetreiber eine Korrektur überhaupt versendet. Für die Differenz zwischen angekündigter und tatsächlicher Ausfallarbeit ist ein Aufwendungsersatz zu gewähren, sofern keine rechtzeitige Korrektur der Vorab-Information erfolgt ist. Als Preis ist der reBAP sachgerecht, da der BKV die zurückzunehmende Position nicht mehr marktlich schließen kann. Diese Mengen sind zudem bei der Berechnung der Toleranzschwelle als verspätete Maßnahmen zu werten.
Kostenwälzung und Anreizsystem
Der bne unterstützt ausdrücklich, dass die Wälzbarkeit an die Rechtzeitigkeit der Vorab-Information geknüpft wird. Damit greift die Beschlusskammer den Befund des Consentec-Gutachtens auf, dass Vorab-Informationen bislang im Regelfall unterbleiben (Rn. 81). In der vorliegenden Ausgestaltung ist der Anreiz jedoch lückenhaft und in seiner Wirkung begrenzt. Nach TZ 3.5 und Rn. 102 werden für den Selbstbehalt nur Maßnahmen berücksichtigt, bei denen anweisender und anfordernder Netzbetreiber identisch sind. Ein Verteilernetzbetreiber, der Maßnahmen bevorzugt über nachgelagerte Netze umsetzt, kann sich dem Anreiz somit vollständig entziehen. Darüber hinaus besteht das Risiko, dass VNBs eigene Redispatch-Maßnahmen zurückhaltend einsetzen, weil sie erwarten, dass der nachgelagerte ÜNB ohnehin eine Maßnahme anfordern wird. Auch dieses Szenario ist realistisch und schwächt die Anreizwirkung des Selbstbehalts.
Der bne empfiehlt deswegen, dass der Selbstbehalt auch für solche Maßnahmen gelten soll, bei denen der anweisender und anfordernder Netzbetreiber nicht identisch sind. Maßgeblich für Fristen sollte der Zeitpunkt sein, zu dem die Anforderung beim nachgelagerten Netzbetreiber eingeht. Die Weiterleitungszeit in der Kaskade bleibt so außer Betracht. Verzögerungen in der Kaskade dürfen nicht dem BKV angelastet werden. Geht eine Meldung aufgrund einer zu langsamen Kaskade verspätet beim BKV ein, muss dieser für die daraus entstehenden Nachteile vollständig auf Basis des vollen reBAP entschädigt werden. Denn Verzögerungen in der Kommunikation zwischen den beteiligten Netzbetreibern liegen außerhalb des Einflussbereichs des BKV und dürfen nicht zu finanziellen Nachteilen für den Direktvermarkter führen. Die Verantwortung für die interne Zuordnung und Verteilung der Kosten einer solchen Ineffizienz liegt daher bei den beteiligten Netzbetreibern und darf nicht zulasten des Direktvermarkters gehen. Die Toleranzschwelle von 20% ist aktuell angebracht. Sie sollte aber stufenweise sinken, etwa von 20 % im Jahr 2028 auf 10 % ab 2030.
Ausdrückliche Regelung zu marktbedingten Abregelungen
Positiv hervorzuheben ist, dass marktbedingte Abregelungen und Nichtbeanspruchbarkeiten bei der Ermittlung der Ausfallarbeit berücksichtigt und in Abzug gebracht werden, sofern sie vor Beginn der Redispatch-Maßnahme gemeldet wurden (TZ 2.5). Dies ist ein wichtiger Schutz für die BKV, da hierdurch sichergestellt wird, dass marktbedingte Abmeldungen einer Anlage nicht fälschlicherweise als durch Redispatch verursachte Ausfallarbeit gewertet werden. Insbesondere bei negativen Preisen kann sich eine Anlage aus wirtschaftlichen Gründen freiwillig abmelden. Würde diese Abmeldung bei der Ermittlung der Ausfallarbeit nicht berücksichtigt, könnte dem Anlagenbetreiber aufgrund des vorzeichengerechten Mischpreises ein finanzieller Nachteil entstehen, indem er zu Zahlungen an den Verteilernetzbetreiber (VNB) verpflichtet würde, obwohl die Nichtproduktion nicht durch die Redispatch-Maßnahme verursacht wurde.
Transparenzpflichten, Notwendigkeit einheitlicher Clearingprozesse/-plattformen
Die Beschlusskammer erkennt das Interesse der Marktteilnehmer an einer belastbaren Datenbasis an (Rn. 111). Die vorgesehene Veröffentlichung auf der eigenen Internetseite des Netzbetreibers erfüllt diesen Anspruch jedoch nur eingeschränkt:
- Die Angaben sind aggregiert und erscheinen mit bis zu drei Monaten Verzug.
- Netzbetreiber unter 10 GWh Ausfallarbeit je Quartal sind befreit.
- Es gibt kein einheitliches Format und keinen zentralen Ort, ein Vergleich zwischen Netzbetreibern ist kaum möglich.
- Die Angaben werden weder geprüft noch ist eine Folge fehlerhafter Angaben geregelt.
Der bne hält an seiner Forderung nach einer zentralen, maßnahmenscharfen Transparenzplattform fest. Die nötigen Daten liegen den Netzbetreibern bereits vor (Rn. 112) und könnten direkt aus den Leitsystemen übernommen werden. Der Aufbau eines zentralen Portals oder Standards wäre durchaus verhältnismäßig, denn standardisierte Clearing-Prozessen werden sowohl bis 2031, als auch danach benötigt.
Der bne empfiehlt:
- ein einheitliches, maschinenlesbares Format vorzugeben,
- die Angaben zentral bei der Bundesnetzagentur oder auf einer gemeinsamen Plattform der Netzbetreiber zusammenzuführen,
- die Maßnahmen aus Anforderungsketten gesondert ausweisen zu lassen
Folgearbeit nötig: Redispatch und Colocation-Batteriespeicher
Weiterhin besteht das Problem, das Erneuerbare-Energien-Anlagen überwiegend im Prognosemodell geführt werden. Da das Planwertmodell und der bilanzielle Ausgleich vielfach nicht umgesetzt wurden, weicht die tatsächliche physikalische Situation im Netz regelmäßig von der Prognose der Netzbetreiber ab. Insbesondere die zunehmend wichtigen und netzentlastenden Co-Location-Batteriespeicher werden bei einer netzbedingten Abregelung der Erzeugungsanlage oftmals aktuell nicht im Redispatch adäquat abgebildet.
Neue Batteriespeicher sollten daher in räumlicher und technischer Verbindung mit Erneuerbare-Energien-Anlagen (Co-Location) schnellstmöglich in das Zielmodell des Redispatch 2.0, konkret in das Planwertmodell mit Bilanzausgleich, überführt werden. Bereits vor 2031 sollten bei der Einbindung von Co-Location-Batteriespeicher substanzielle Fortschritte erreicht werden. Diese Maßnahme würde das Problem der kurzfristigen Engpassbefunde der ÜNBs erheblich reduzieren. Wir bitten daher dringend darum, solchen Reparaturen am Redispatch zu priorisieren.
Falsches Zielsystem:
Des weiteren hält Deutschland beim Redispatch weiterhin an einem kostenbasierten Beschaffung fest, bei der die BNetzA die Methodik des finanziellen Ausgleichs festlegt (§ 13a Abs. 2 EnWG). Dies steht im Spannungsverhältnis zum Grundsatz der marktbasieren Beschaffung nach Art. 13 Abs. 2 der EBM-VO, von dem bislang Ausnahmen genutzt werden. Auch der geplante Network Code Demand Response sieht dagegen die marktbasierte Beschaffung lokaler Flexibilitätsdienste als Regelfall vor. Ausnahmen sollen von der nationalen Regulierungsbehörde genehmigt und zeitlich befristet werden (Art. 29 und 30 des ACER-Entwurfs; maximal zwei Jahre).
Der kostenbasierte Ansatz erfordert eine dezentrale, einzelfallbezogene Abrechnung zwischen Anlagen- und Netzbetreibern. Immer weitere Fehlerkorrekturen rund um den kostenbasierten Redispatch 2.0 sind die Konsequenz. Beispielsweise werden Anlagen mit PPA teilweise nicht von Netzbetreibern für etwaige finanzielle Schäden im Redispatch kompensiert. Darüber hinaus erzeugen die aktuellen Auszahlung der VNB an den Anlagenbetreiber massive und unnötige vertragliche sowie administrative Reibungsverluste. Zugleich werden Flexibilitätskosten, insbesondere Opportunitätskosten aus entgangener Vermarktung am Day-Ahead- und Intraday-Markt, nicht berücksichtigt und in einem Bietwettbewerb sichtbar.
Dadurch bleibt insbesondere nachfrageseitige Flexibilität unzureichend erschließbar. Marktbasierte lokale Flexibilitätsmärkte, wie sie Großbritannien und die Niederlande nutzen, können Flexibilität effizienter mobilisieren und Engpässe frühzeitig entschärfen. Lokaler Marktmacht muss dabei gezielt begegnet werden z.B. durch Baseline-Monitoring. Eine mögliche Implementierungshürde besteht darin, dass Netzbetreiber die durch marktbasierte Redispatch-Maßnahmen entstehenden Kosten in Deutschland derzeit nicht geltend machen können. Dies betrifft freiwillige Maßnahmen, zu denen auch § 14c EnWG zählt.
