Redispatch ohne bilanziellen Ausgleich: Was der Entwurf BK8-26-001-A Verteilnetzbetreibern ab 2027 abverlangt

Worum es in der Konsultation geht

Seit dem 1. Oktober 2026 liegt der Entwurf BK8-26-001-A auf dem Tisch, und bis Mittwoch, 21. Oktober, nimmt die Beschlusskammer 8 Stellungnahmen an. Sie will zwei Dinge festlegen: was ein Verteilnetzbetreiber zahlt, wenn ein Bilanzkreisverantwortlicher die Folgen einer Redispatch-Maßnahme ausgleicht. Und wie viel davon er über die Netzentgelte zurückbekommt.

Das Gesetz dahinter ist jung. Zehn Monate.

Am 23. Dezember 2025 trat das Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts in Kraft (BGBl. 2025 I Nr. 347) und schrieb § 14 EnWG in den Absätzen 1 bis 1c neu. Gezielt bilanziell ausgleichen müssen Verteilnetzbetreiber bis Ende 2031 nur noch die Anlagen, für die das die Festlegung BK6-23-241 vom 7. Mai 2026 vorsieht. Bei allen anderen gilt der Ausgleich als erfüllt, und der Netzbetreiber schuldet dem Anlagenbetreiber stattdessen einen angemessenen Aufwendungsersatz.

Wer fällt heraus? Anlagen, die der Netzbetreiber schon im Planwertmodell nach BK6-23-241 selbst ausgleicht, und Anlagen in der Einspeisevergütung, deren Strom der Übertragungsnetzbetreiber nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 EEG vermarktet. Der große Rest, die direkt vermarkteten Wind- und Solarparks im Verteilnetz, fällt hinein. Ein Randthema ist das nicht.

Eingereicht wird als PDF an Poststelle.BK8@BNetzA.de. Geschäftsgeheimnisse kennzeichnen und eine geschwärzte Fassung beilegen, denn die Kammer stellt alle Eingaben online.

Warum es überhaupt einen Ersatz braucht

Weil der bilanzielle Ausgleich im Verteilnetz nie funktioniert hat. Pflicht war er seit dem 1. Oktober 2021, über Pilotprojekte kam er nicht hinaus, und auch die wurden zum 1. August 2023 beendet, weil die Systembilanz immer wieder erheblich abwich. Das schreibt die Bundesnetzagentur in ihrem eigenen Entwurf.

Was dann kam, war eine Übergangslösung des BDEW. Der Bilanzkreisverantwortliche gleicht aus, der Netzbetreiber zahlt pauschal einen Mischpreis aus 72,5 Prozent ID1 und 27,5 Prozent reBAP, und die Beschlusskammern 6 und 8 trugen das mit ihrer Mitteilung Nr. 11 vom 13. November 2023 mit. Gedacht für ein paar Monate. Gehalten hat es fast drei Jahre.

Ende 2025 hat der Gesetzgeber aufgegeben, zumindest bis 2031. Er setzt den Ausgleich im Verteilnetz aus und lässt die Behörde die Kosten pauschal bestimmen, weil der Nachweis im Einzelfall, so der Entwurf, "schwierig und aufwendig sein kann". Ehrlich ist das schon.

Um welche Mengen es geht, zeigen die Zahlen für 2025. Das Netzengpassmanagement lag bei rund 30,3 TWh, rund ein Drittel der abgeregelten erneuerbaren Erzeugung ging auf Engpässe im Verteilnetz zurück (im Vorjahr ein Viertel), und die Bundesregierung beziffert die Kosten des Engpassmanagements auf rund 3,08 Milliarden Euro. Der Verteilnetzanteil wächst. Jede dieser Abregelungen ist künftig ein Abrechnungsfall nach BK8-26-001-A.

Was der Entwurf rechnet

Zwei Bausteine, beide in Euro je MWh, beide mal Ausfallarbeit der Viertelstunde: ein Mischpreis und eine Overhead-Pauschale. Der eigentliche Wechsel steckt im Index.

Den ID-AEP berechnen die regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber: mengengewichteter Durchschnitt der letzten Geschäfte eines Viertelstundenprodukts, bis 500 MW Volumen. Damit sieht er den Handel bis kurz vor Lieferung, während der ID1 bei 30 Minuten vorher aufhört. Consentec hält ihn im Gutachten aus BK6-23-241 für sachgerecht, und in der Konsultation zum Eckpunktepapier stimmten ihm fast alle zu. Einer der wenigen Punkte ohne Streit.

Der reBAP-Anteil bleibt bei 27,5 Prozent. Er steht für die Fälle, in denen die Vorab-Information zu spät kommt und der Bilanzkreis eine Weile in der Ausgleichsenergie hängt, bevor der Händler gegensteuern kann.

Und die 1,35 Euro? Sie kommen aus einem zweiten Consentec-Gutachten über die Kosten mehrerer Bilanzkreisverantwortlicher, gewichtetes Mittel, Bandbreite 0,70 bis 2,60 Euro je MWh. Die Kammer nimmt absichtlich den Mittelwert, nicht die Kosten einzelner Händler. Wer teurer arbeitet, hat Pech.

Marktbedingte Abregelungen mindern die Ausfallarbeit nur, wenn sie vor Beginn der Maßnahme gemeldet waren. Eine Meldung danach zählt nicht.

Die 30-Minuten-Grenze und der Selbstbehalt

Hier sitzt der Anreiz, und zwar nicht in der Abrechnung, sondern in der Erlösobergrenze. Das Eckpunktepapier vom 8. Juni 2026 hatte beides noch vermischt, mit vier Fallkonstellationen und maßnahmenscharfen Nachweisen. Davon ist nichts übrig.

Rechtzeitig heißt: Die Vorab-Information geht dem Anlagenbetreiber spätestens 30 Minuten vor Beginn zu. Maßgeblich ist der Zugang in seinem Empfangsbereich. Für diese Fälle ist der Aufwendungsersatz voll wälzbar, als volatiler Kostenanteil nach § 11 Abs. 5 ARegV und ab 2029 nach RAMEN Strom.

Und wenn es später wird? Dann wälzt der Netzbetreiber trotzdem, bis zu einer Toleranzschwelle von 20 Prozent seiner jährlichen Ausfallarbeit aus negativen Maßnahmen. Erst darüber fällt ein Selbstbehalt von 3,90 Euro je MWh an, erstmals für das Kalenderjahr 2028.

Gegriffen ist die Zahl nicht. Die Kammer hat alle von Verteilnetzbetreibern angewiesenen Maßnahmen aus 2025 genommen, die Lücke zwischen reBAP und ID-AEP in den ersten vier Viertelstunden gemessen und sie auf die mittlere Dauer hochgerechnet, 6,8 Stunden bei Solar und 6,7 bei Wind. Nach einer Stunde, so die Annahme, kann der Händler wieder handeln.

Für Netzbetreiber mitten in einer Kaskade gibt es eine Entlastung. Was ein vorgelagerter Netzbetreiber nach § 14 Abs. 1c EnWG angefordert hat, bleibt voll wälzbar und zählt bei der Schwelle nicht mit. Den Selbstbehalt trägt nur, wer selbst anfordert und selbst anweist.

Transparenzpflicht ab 2027

Zwei Zahlen pro Quartal, öffentlich auf der eigenen Website: die Ausfallarbeit aus selbst angewiesenen Maßnahmen wegen eigener Engpässe, und der Teil davon, der rechtzeitig angekündigt war.

Drei Monate nach Quartalsende muss sie stehen, drei Jahre bleibt sie stehen, und mit dem jährlichen Antrag zum Regulierungskontosaldo geht sie zusätzlich an die Kammer. Unter 10 GWh im Quartal entfällt die Pflicht.

Klingt nach Formalie. Ist aber die erste öffentliche Rangliste, welcher Netzbetreiber seine Marktpartner rechtzeitig informiert. Direktvermarkter werden sie lesen.

Unverzüglich gegen 30 Minuten: der Streit um den Vorlauf

Seit dem Eckpunktepapier wird über die 30 Minuten gestritten. Der Entwurf hat den Streit nicht beendet, nur verschoben, von der Abrechnung in die Wälzung.

Der BDEW schrieb am 1. Juli 2026, die vorgesehene Logik führe "zu einer deutlichen Erhöhung der Komplexität in der operativen Abwicklung" und zu einer "sachlich nicht gerechtfertigten Benachteiligung kurzfristig erforderlicher Redispatch-Maßnahmen". Das Gesetz verlange Information "unverzüglich nach Kenntniserlangung". Von 30 Minuten steht dort nichts. Der Verband will, dass die "vollständige Wälzbarkeit sämtlicher Redispatch-Kosten gewährleistet bleiben" muss.

Die Direktvermarkter halten dagegen. Im Workshop am 20. August 2026 hielten sie laut Entwurf "einen Vorlauf von 30 Minuten für erforderlich, um überhaupt handelsseitig auf Redispatch-Maßnahmen reagieren zu können". Und sie trugen vor, "dass es Netzbetreiber gebe, die heute fast ausschließlich in der letzten Viertelstunde oder danach Informationen zu ihren Maßnahmen übermitteln würden".

Die Beschlusskammer hat sich in diesem Punkt festgelegt. Sie habe "darauf verwiesen, dass die Netzbetreiber in der Pflicht seien, die Prozesse und die Kommunikation mit den Marktteilnehmern zu verbessern", heißt es im Entwurf, und sie nennt die Steuerbarkeitschecks nach § 12 Abs. 2b EnWG.

Die Netzbetreiber antworteten im selben Workshop mit dem Wetter: Plötzliche Windfronten ließen sich nicht exakt vorausplanen.

Was im Entwurf noch offen ist

Bewegen lässt sich bis zum 21. Oktober vor allem eine Zahl: die 20 Prozent. Die Kammer hat sie als Pauschale für Fälle gesetzt, in denen der Vorlauf ohne eigenes Verschulden nicht zu halten ist. Ob das reicht, weiß nur, wer seine eigene Quote aus 2025 und 2026 kennt, und wer sie vorlegt, hat das stärkste Argument im Verfahren.

Dann der Nachweis. Der Entwurf stellt auf den Empfangsbereich des Anlagenbetreibers ab, sagt aber nicht, wer dort einen Zeitstempel erzeugt, wenn ein Dienstleister oder drei Netzbetreiber in der Kette sitzen.

Anlagenbetreiber wollten den Ersatz direkt zwischen Netzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichem abrechnen, weil ihnen die Daten fehlen. Abgelehnt. Das Gesetz nenne den Anlagenbetreiber, und in die Verträge mit dem Direktvermarkter mischt sich die Kammer nicht ein. Wer dort negative Mischpreise weiterreicht, klären die beiden unter sich.

Was Netzbetreiber jetzt tun sollten

Erst rechnen, dann schreiben. Bis zum 21. Oktober bringt eine Zahl aus den eigenen Abrufdaten mehr als jede Grundsatzkritik, danach geht es um Systeme, die am 1. Januar laufen müssen.

Fünf Schritte, vor dem 21. Oktober und danach

1. Eigene Quote auswerten

   Wie viele Ihrer selbst angewiesenen Maßnahmen 2025 und 2026 hatten 30 Minuten Vorlauf, gemessen am Zugang beim Anlagenbetreiber und nicht am Versand? Das steht in den Abrufzeitstempeln. Unter 20 Prozent verspäteter Fälle trifft Sie der Selbstbehalt kaum. Darüber lohnt eine Hochrechnung für 2028, bevor Sie Stellung nehmen.

2. Mit Zahlen Stellung nehmen

   Eine Quote überzeugt die Kammer eher als ein Verweis auf § 13a.

3. Abrechnung umstellen

   ID-AEP statt ID1, Pauschale, Beträge in beide Richtungen: Preisdatenbezug, Abrechnungslogik und Gutschriften ändern sich zum 1. Januar 2027.

4. Kaskadenfälle kennzeichnen

   Anforderungen vorgelagerter Netzbetreiber gehören nicht in die Schwelle. Im System müssen sie dafür auch als solche erkennbar sein, und das sind sie heute oft nicht.

5. Veröffentlichung je Quartal vorbereiten

   Über 10 GWh im Quartal? Dann ist die erste Veröffentlichung für Januar bis März 2027 Ende Juni fällig.

Direktvermarkter fangen woanders an: bei den Verträgen mit den Anlagenbetreibern und der Frage, wer negative Mischpreise trägt. Danach kommt die eigene Intraday-Logik, die auf den ID-AEP umzustellen ist, eng verwandt mit dem, was der Artikel zu KI im Bilanzkreismanagement beschreibt. Und der nächste Schritt wartet schon. Redispatch 3.0 holt kleine Flexibilitäten ins Engpassmanagement, und dieselben Abrechnungsfragen kommen dort wieder.

Weiterführende Informationen

Häufig gestellte Fragen