Redispatch 2.0: Praxisleitfaden für Entscheider, Betreiber und Asset Manager

Der Kern des neuen Ansatzes ist das Planwertmodell. Anders als beim Prognosemodell, bei dem der Netzbetreiber selbst die erwartete Einspeisung einer Anlage schätzt, liefern im Planwertmodell die Anlagenbetreiber oder ihre Direktvermarkter dem Netzbetreiber vorab Fahrpläne und Prognosedaten. Auf dieser Basis berechnet der Netzbetreiber, wie viel Strom die Anlage ohne Redispatch-Eingriff eingespeist hätte, und kann daraus den bilanziellen Ausgleich ableiten. Das Modell ist präziser, stellt aber höhere Anforderungen an die Datenprozesse der Anlagenbetreiber.

Die Überführung ins Planwertmodell soll nicht für alle Anlagen gleichzeitig erfolgen, sondern priorisiert nach der operativen Relevanz eines Netzknotens. Die Übertragungsnetzbetreiber bestimmen, welche Netzknoten zuerst umgestellt werden müssen. Anlagen an weniger kritischen Knoten können bis zum Abschluss des Überführungsprozesses weiterhin im Prognosemodell verbleiben.

Bis zum 31. Dezember 2031 läuft die gesetzliche Übergangsregelung. Danach muss eine dauerhafte Nachfolgelösung gelten, über deren genaue Ausgestaltung die Branche und die Bundesnetzagentur parallel zur laufenden Implementierung bereits diskutieren müssen. Die BNetzA hat angekündigt, rechtzeitig vor 2032 eine entsprechende Festlegung zu erlassen. Was das konkret bedeutet, ist noch offen, aber es zeichnet sich ab, dass das Prognosemodell mit Pauschalabrechnung für fluktuierende Erzeuger wie Wind und Solar langfristig durch einfachere Abrechnungsmodelle ersetzt werden könnte, da Prognosemodell und Pauschalvergütung in der praktischen Abwicklung schlecht zusammenpassen.

Bilanzielle und finanzielle Ausgleichsmechanismen

Planwertmodell vs. Prognosemodell – Folgen für Betreiber

Der Unterschied zwischen den beiden Modellen liegt in einer einfachen Frage: Wer liefert die Prognose darüber, wie viel Strom eine Anlage ohne Redispatch-Eingriff eingespeist hätte?

Im Prognosemodell erstellt der Netzbetreiber diese Prognose selbst. Der Anlagenbetreiber muss dafür keine Fahrpläne oder Planungsdaten liefern, sondern nur technische Stammdaten, gemeldete Ausfallzeiten und Echtzeitdaten der tatsächlichen Einspeisung. Der Aufwand für den Betreiber ist gering, aber die Prognosequalität des Netzbetreibers ist zwangsläufig begrenzt, weil er keinen direkten Einblick in die Betriebsplanung der Anlage hat. Der bilanzielle Ausgleich wird im Prognosemodell nachträglich auf Basis der ermittelten Ausfallarbeit berechnet, also der Differenz zwischen prognostizierter und tatsächlicher Einspeisung.

Im Planwertmodell dreht sich die Verantwortung um. Der Anlagenbetreiber oder sein Direktvermarkter übermittelt dem Netzbetreiber vorab Fahrpläne, aus denen hervorgeht, wie viel Leistung die Anlage zu jedem Viertelstundenintervall erbringen soll. Diese Planwerte bilden die Grundlage für die Redispatch-Planung des Netzbetreibers und für die Berechnung des bilanziellen Ausgleichs. Wenn der Netzbetreiber die Anlage um 500 Kilowattstunden drosselt, weiß er auf Basis des Fahrplans genau, welche Energiemenge ausgefallen ist und muss keine eigene Schätzung vornehmen. Das Ergebnis ist ein präziserer Ausgleich, aber der Betreiber muss dafür einen deutlich höheren Datenprozessaufwand betreiben.

Für Betreiber hat die Wahl des Modells konkrete operative Konsequenzen. Im Prognosemodell fallen keine zusätzlichen Datenlieferpflichten an, aber der Betreiber hat wenig Einfluss darauf, wie die Ausfallarbeit berechnet wird. Wenn die Prognose des Netzbetreibers von der tatsächlichen Betriebsplanung abweicht, kann der berechnete Ausgleich niedriger ausfallen als der tatsächliche Einnahmeverlust. Im Planwertmodell ist der Ausgleich präziser, weil er auf den eigenen Planungsdaten des Betreibers basiert, aber die Pflicht zur regelmäßigen Fahrplanübermittlung erfordert automatisierte Datenprozesse und eine enge Abstimmung mit dem Direktvermarkter.

Anlagen werden standardmäßig dem Prognosemodell zugeordnet. Der Übergang ins Planwertmodell ist kein freiwilliger Schritt, sondern wird durch die Netzbetreiber initiiert, sobald ein Netzknoten vom zuständigen Übertragungsnetzbetreiber als operativ relevant eingestuft wird. Die Priorisierung richtet sich danach, wie stark ein bestimmter Knoten zum Netzengpassgeschehen beiträgt. Anlagen an weniger kritischen Knoten können bis zum Abschluss des gesamten Überführungsprozesses im Prognosemodell verbleiben. Das Ziel ist, bis zum 1. Januar 2031 alle relevanten Anlagen im Planwertmodell zu haben.

Für Betreiber bedeutet das: Wer eine Anlage an einem netzrelevanten Knoten betreibt, muss sich früher oder später auf die Anforderungen des Planwertmodells einstellen. Wer noch kein System zur automatisierten Fahrplanübermittlung hat, sollte die verbleibende Zeit nutzen, um diese Infrastruktur aufzubauen, bevor die Umstellung verpflichtend wird.

Bestimmung des angemessenen finanziellen Ausgleichs (BK8-22-001-A) und Zahlungsflüsse

Wenn eine Anlage durch eine Redispatch-Maßnahme weniger einspeist als geplant, verliert der Betreiber Einnahmen. Der finanzielle Ausgleich nach § 13a Abs. 2 EnWG stellt sicher, dass dieser Verlust ersetzt wird. Die Bundesnetzagentur hat dafür am 5. Juni 2024 die Festlegung BK8-22-001-A erlassen, die rückwirkend ab dem 1. Januar 2024 gilt und bundesweit einheitliche Berechnungsregeln vorschreibt.

Die Festlegung gilt für alle Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speichern ab 100 Kilowatt Nennleistung sowie für alle jederzeit fernsteuerbaren Anlagen unabhängig von ihrer Größe. Sie regelt, welche Kostenbestandteile in den finanziellen Ausgleich einfließen:

• Erzeugungsauslagen: Brennstoff- und Betriebskosten, die durch die Maßnahme tatsächlich angefallen oder gespart wurden
• Entgangene Erlösmöglichkeiten: Der Erlös, den der Betreiber am Strommarkt erzielt hätte, wenn die Anlage wie geplant eingespeist hätte
• Anteiliger Wertverzehr: Abnutzung der Anlage durch den Redispatch-Eingriff, soweit dieser nachweisbar ist
• Betriebsbereitschaftsauslagen: Kosten für die Vorhaltung der Anlage im einsatzbereiten Zustand
• Auslagen für Revisionsverschiebungen: Kosten, die entstehen, wenn eine geplante Wartung aufgrund einer Redispatch-Maßnahme verschoben werden muss
• Ersparte Aufwendungen: Diese werden gegengerechnet, also Kosten, die der Betreiber durch die Maßnahme nicht hatte, zum Beispiel eingesparte Brennstoffkosten bei einer gedrosselten Gasanlage

Ausdrücklich nicht von BK8-22-001-A erfasst sind Biogasanlagen und Batteriespeicher. Die Bundesnetzagentur hat begründet, dass beide Anlagentypen aufgrund ihrer komplexen Betriebsweise und unterschiedlichen Kostenstrukturen gesonderte Regelungen erfordern. Wann diese kommen, hat die Beschlusskammer 8 bislang nicht konkret angekündigt. Betreiber dieser Anlagen operieren damit bis auf Weiteres ohne spezifische bundeseinheitliche Berechnungsgrundlage für den finanziellen Ausgleich.

Die Zahlungsflüsse haben sich durch die Energierechtsnovelle 2025 strukturell verändert. Bisher zahlte der Verteilnetzbetreiber den Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich direkt an den Direktvermarkter, der als Bilanzkreisverantwortlicher die Ausgleichsarbeit übernahm. Nach der neuen Regelung in § 14 Abs. 1b EnWG fließt dieser Aufwendungsersatz künftig als Bestandteil des finanziellen Ausgleichs an den Anlagenbetreiber, der ihn dann vertraglich an seinen Direktvermarkter weitergibt.

Das klingt nach einer formalen Umleitung, hat aber praktische Konsequenzen: Direktvermarkter müssen ihre Verträge mit Anlagenbetreibern anpassen, um sicherzustellen, dass der Aufwendungsersatz tatsächlich an sie weitergeleitet wird. Netzbetreiber müssen ihre Abrechnungssysteme umstellen, weil sich der Empfänger der Zahlung geändert hat. Bis die Bundesnetzagentur eine neue Festlegung zur genauen Berechnung des Aufwendungsersatzes erlassen hat, akzeptiert sie laut ihrer Mitteilung Nr. 12 vom 23. Dezember 2025 das sogenannte Mischpreisverfahren aus der bisherigen BDEW-Übergangslösung als Berechnungsgrundlage.

Technische Anforderungen und Datenmanagement

Stammdaten, Planungsdaten und Echtzeitdaten – Mindestanforderungen

Redispatch 2.0 funktioniert nur, wenn Netzbetreiber zu jeder Zeit wissen, welche Anlagen in ihrem Netz vorhanden sind, wie diese voraussichtlich einspeisen werden und was sie gerade tatsächlich leisten. Dafür sind drei unterschiedliche Datenkategorien erforderlich, die Anlagenbetreiber oder ihre Dienstleister an den zuständigen Netzbetreiber übermitteln müssen.

Stammdaten sind die technischen und organisatorischen Basisdaten einer Anlage. Sie umfassen die installierte Nennleistung, die Technologie (zum Beispiel Wind onshore, Photovoltaik, Biogas oder KWK), den genauen Netzanschlusspunkt, die Netzanschlussebene, die zugeordnete Bilanzgruppe sowie Identifikationsmerkmale wie die Marktstammdatenregisternummer. Diese Daten ändern sich in der Regel nicht kurzfristig und bilden die Grundlage, auf der der Netzbetreiber die Anlage im System führt. Die Qualität dieser Stammdaten ist ein bekanntes Strukturproblem: Energy Traders Deutschland hat in seiner Stellungnahme zum Festlegungsverfahren BK6-23-241 ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die Datenqualität im Marktstammdatenregister deutlich verbessert werden muss, bevor darauf umfassend zugegriffen werden kann.

Planungsdaten sind Prognosen oder Fahrpläne der erwarteten Einspeisung oder des erwarteten Verbrauchs einer Anlage. Sie werden dem Netzbetreiber vorab übermittelt, typischerweise tagesgleich oder einen Tag im Voraus, aufgelöst nach Viertelstundenintervallen. Ob ein Anlagenbetreiber zur Übermittlung von Planungsdaten verpflichtet ist, hängt davon ab, in welchem Modell die Anlage geführt wird. Im Planwertmodell besteht diese Pflicht ausdrücklich, weil der Netzbetreiber die Planwerte als Grundlage für den bilanziellen Ausgleich benötigt. Im Prognosemodell entfällt die Pflicht zur Planwertübermittlung, weil der Netzbetreiber die Prognose selbst erstellt.

Echtzeitdaten sind aktuelle Messwerte der tatsächlichen Einspeisung oder des tatsächlichen Verbrauchs einer Anlage, die kontinuierlich oder in kurzen Zeitabständen an den Netzbetreiber übertragen werden. Der Anschlussnetzbetreiber kann laut BNetzA-Mitteilung Nr. 7 vom 23. September 2021 Echtzeitdaten in einem Intervall von bis zu 60 Sekunden verlangen, ist dazu aber nicht verpflichtet. Wenn eine Anlage voraussichtlich geringe Auswirkungen auf mögliche Engpassleitungen hat und eine Nachrüstung auf 60-Sekunden-Übertragung unverhältnismäßige Kosten verursachen würde, kann der Netzbetreiber auch eine viertelstündliche Datenlieferung akzeptieren. Diese Entscheidung ist individuell zwischen Netzbetreiber und Anlage abzustimmen.

Für Anlagenbetreiber bedeutet das konkret: Stammdaten müssen vollständig und aktuell im Marktstammdatenregister hinterlegt sein. Wer im Planwertmodell betrieben wird oder in absehbarer Zeit dorthin überführt wird, braucht automatisierte Prozesse zur tagesaktuellen Fahrplanübermittlung. Und die technische Infrastruktur zur Echtzeitdatenübertragung muss dem Intervall entsprechen, das der Netzbetreiber anforderungsseitig festlegt.

Fernwirktechnik, Messsysteme (iMSys) und Umsetzungspflichten

Damit ein Netzbetreiber eine Anlage tatsächlich steuern kann, braucht er mehr als Daten: Er braucht eine technische Schnittstelle, über die er Steuerbefehle an die Anlage senden und deren Reaktion überwachen kann. Diese Infrastruktur fällt unter den Begriff der Fernwirktechnik.

Im Duldungsfall, in dem die meisten Anlagen standardmäßig eingeordnet sind, sendet der Netzbetreiber Steuersignale direkt an die Anlage, die diese ohne aktives Zutun des Betreibers umsetzt. Dafür muss die Anlage technisch in der Lage sein, ihren aktuellen Einspeisewert in Echtzeit zu messen, diesen Wert an den Netzbetreiber zu übertragen und Sollwertvorgaben zur Leistungsbegrenzung automatisch umzusetzen. Die Leistungsregelung erfolgt typischerweise über potentialfreie Schließerkontakte in mehreren definierten Stufen, üblicherweise 100, 60, 30 und 0 Prozent der installierten Leistung. Alle Sollwertvorgaben müssen spätestens innerhalb einer Minute nach Empfang des Steuersignals an der Anlage umgesetzt sein, damit die Redispatch-Maßnahme operativ wirksam sein kann. Die Kommunikation zwischen Anlage und Netzbetreiber läuft über standardisierte Protokolle wie Modbus/TCP. Ein typisches Fernwirkgerät wird direkt am Erzeugungsanlagenregler installiert, benötigt eine 230-Volt-Versorgung und ist mit einer Außenantenne für die Kommunikation ausgestattet.

Für EEG- und KWKG-Anlagen ab mehr als 7 Kilowatt installierter Leistung schreibt § 29 Abs. 1 Nr. 2 Messstellenbetriebsgesetz die Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem, kurz iMSys, und einer Steuerungseinrichtung vor. Das iMSys erfasst Verbrauch und Einspeisung in standardisierten Intervallen und übermittelt diese Daten sicher und verschlüsselt an berechtigte Marktakteure. Die Steuerungseinrichtung ermöglicht es dem Netzbetreiber, Steuerbefehle an die Anlage zu senden, also beispielsweise die Einspeisung zu drosseln oder zu stoppen.

Für Solaranlagen, die nach dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurden, gilt eine Sonderregelung: Bis ein iMSys eingebaut und erstmalig erfolgreich getestet wurde, darf die maximale Wirkleistungseinspeisung 60 Prozent der installierten Leistung nicht überschreiten, sofern die Anlage der gesetzlichen Einspeisevergütung zugeordnet ist.

Die jährliche Steuerbarkeit aller eingebundenen Anlagen wird seit 2026 aktiv überprüft. Nach den Leitlinien der Übertragungsnetzbetreiber vom 30. Januar 2026 umfasst der Steuerbarkeitscheck 2026 alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 Kilowatt sowie alle fernsteuerbaren Anlagen unabhängig von ihrer Größe, also auch Anlagen unter 100 Kilowatt, sofern sie eine Fernsteuerung besitzen. Neu in diesem Jahr sind erstmals auch Prüfvorgaben zur Blindleistungssteuerung, nicht nur zur Wirkleistung. Die Ergebnisse aller Tests müssen in einheitlichen Erhebungsbögen dokumentiert und über die Datenportale der Übertragungsnetzbetreiber übermittelt werden. Anlagen, die seit dem 30. September des Vorjahres erfolgreich im Redispatch aktiviert oder per Fernsteuerung eingesetzt wurden, gelten als bereits geprüft und müssen nicht erneut getestet werden.

Plattformen und Schnittstellen: MonEDA, DA/RE und Marktkommunikation

Der Datenaustausch im Redispatch 2.0 läuft nicht über bilaterale E-Mails oder individuelle Schnittstellen, sondern über standardisierte Plattformen und Kommunikationsformate, die bundesweit einheitlich eingesetzt werden.

Die Plattform MonEDA wird von der Bundesnetzagentur betrieben und steht seit 2019 allen Unternehmen zur Verfügung, die Daten an die Behörde übermitteln müssen. Über MonEDA übermitteln anfordernde und anweisende Netzbetreiber die standardisierten Erhebungsbögen zu Redispatch-Maßnahmen an die BNetzA. Die Plattform bietet verschlüsselte Datenübertragung, Hashwert-Berechnung zur Autorisierung und stellt sicher, dass die gelieferten Daten integer und nachvollziehbar sind. Für Netzbetreiber ist MonEDA kein optionales Werkzeug, sondern der vorgeschriebene Weg zur Erfüllung ihrer Meldepflichten gegenüber der Bundesnetzagentur.

Für die operative Koordination zwischen Netzbetreibern und Anlagenbetreibern hat der BDEW gemeinsam mit der Branche eine eigene Lösung entwickelt: die Plattform DA/RE, die von den Unternehmen Netze BW und TransnetBW betrieben wird. DA/RE stellt eine deutschlandweit nutzbare Infrastruktur bereit, über die Netzbetreiber die gesetzlichen Anforderungen aus den Redispatch-Prozessen abwickeln können. Die RAIDA-Gegenstelle von Connect+ ermöglicht dabei insbesondere die vertikale Abstimmung zwischen Netzbetreibern verschiedener Spannungsebenen in der gesamten Prozesskette, also vom Übertragungsnetz über die Hochspannung bis hin zur Mittel- und Niederspannungsebene. Das ist technisch anspruchsvoll, weil an einem einzigen Redispatch-Eingriff in der Praxis oft zwei bis drei Netzebenen beteiligt sind, die jeweils koordiniert werden müssen.

Die Kommunikation zwischen den einzelnen Marktteilnehmern, also zwischen Netzbetreibern, Direktvermarktern und Anlagenbetreibern, erfolgt in standardisierten, maschinenlesbaren XML-Formaten und ist verschlüsselt. Diese Marktkommunikation ist rund um die Uhr aktiv, weil Redispatch-Maßnahmen zu jeder Tages- und Nachtzeit angefordert werden können. Das bedeutet für Anlagenbetreiber und ihre Dienstleister, dass die technischen Systeme für den Datenaustausch dauerhaft betriebsbereit sein müssen und Ausfälle der Kommunikationsinfrastruktur direkt dazu führen können, dass Redispatch-Anforderungen nicht rechtzeitig umgesetzt werden.

Wer noch keine automatisierte Anbindung an die relevanten Kommunikationskanäle hat, sollte dies als prioritären Handlungsbedarf einstufen. Denn die Anforderungen an Datentiefe, Übertragungsfrequenz und Verfügbarkeit steigen mit der schrittweisen Überführung ins Planwertmodell weiter an.

Marktrollen, Prozesse und Verantwortlichkeiten

Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der Technischen Ressource (BTR)

Mit Redispatch 2.0 wurden zwei neue Marktrollen eingeführt, die klar regeln, wer welche Aufgaben im laufenden Betrieb übernimmt. Diese Trennung war notwendig, weil die Anforderungen an Datenaustausch und physische Anlagensteuerung so unterschiedlich sind, dass sie sinnvollerweise von spezialisierten Akteuren übernommen werden.

Der Einsatzverantwortliche, kurz EIV, ist für den kontinuierlichen Datenaustausch mit dem Netzbetreiber zuständig. Er meldet dem Netzbetreiber vorab, wie viel Strom die Anlage voraussichtlich einspeisen oder verbrauchen wird, und übermittelt dafür regelmäßig Fahrpläne oder Prognosedaten. Diese Daten sind die Grundlage dafür, dass der Netzbetreiber Engpässe im Voraus erkennen und Redispatch-Maßnahmen planen kann. Im Aufforderungsfall ist der EIV auch derjenige, der die Redispatch-Maßnahme operativ umsetzt, also die Betriebsführung der Anlage entsprechend der Anforderung des Netzbetreibers anpasst. Diese Rolle übernimmt in der Praxis typischerweise der Direktvermarkter, weil er ohnehin die Betriebsplanung der Anlage verantwortet und die notwendigen Prognose- und Handelsprozesse bereits betreibt. Es ist aber auch möglich, dass der Anlagenbetreiber die Rolle des EIV selbst übernimmt, wenn er über die entsprechenden Ressourcen verfügt.

Der Betreiber der Technischen Ressource, kurz BTR, verantwortet die physische Seite der Maßnahme. Er stellt sicher, dass die Anlage technisch steuerbar ist, stimmt die durch eine Redispatch-Maßnahme entstandene Ausfallarbeit mit dem Netzbetreiber ab und ist Ansprechpartner für alle Fragen rund um die technische Umsetzung. Die Ausfallarbeit ist dabei die Strommenge, die die Anlage durch den Redispatch-Eingriff weniger eingespeist hat als geplant. Diese muss nachvollziehbar dokumentiert und gegenüber dem Netzbetreiber bestätigt werden, damit der finanzielle Ausgleich korrekt berechnet werden kann. Die Rolle des BTR wird typischerweise vom Anlagenbetreiber selbst oder von einem beauftragten technischen Betriebsführer übernommen.

In der Praxis gibt es zwei organisatorische Modelle. Im Zwei-Marktrollen-Modell werden EIV und BTR von verschiedenen Akteuren besetzt, also zum Beispiel der Direktvermarkter als EIV und der Anlagenbetreiber als BTR. Das ermöglicht eine klare Aufgabenteilung, erfordert aber präzise vertragliche Absprachen und saubere Schnittstellen zwischen den Beteiligten, damit Daten und Zuständigkeiten eindeutig zugeordnet sind. Im Ein-Marktrollen-Modell übernimmt ein einzelner Akteur beide Rollen gleichzeitig, was organisatorisch einfacher ist, aber umfassendere Kompetenzen und technische Kapazitäten bei diesem Akteur voraussetzt.

Die Kommunikation zwischen EIV, BTR und Netzbetreiber läuft vollständig in standardisierten, maschinenlesbaren XML-Formaten und ist rund um die Uhr aktiv. Da Redispatch-Anforderungen zu jeder Tages- und Nachtzeit kommen können, müssen alle technischen Systeme dauerhaft betriebsbereit sein. Wer diese Infrastruktur noch nicht vollständig aufgebaut hat, trägt das Risiko, dass Anforderungen nicht rechtzeitig umgesetzt werden, was wiederum Folgen für den finanziellen Ausgleich und die Beziehung zum Netzbetreiber haben kann.

Anfordernder vs. anweisender Netzbetreiber – Koordinationsprozesse

Wenn eine Redispatch-Maßnahme notwendig wird, sind daran nicht immer dieselben Netzbetreiber beteiligt. Das System unterscheidet deshalb klar zwischen zwei Rollen: dem anfordernden Netzbetreiber und dem anweisenden Netzbetreiber.

Der anfordernde Netzbetreiber ist derjenige, in dessen Netz der Engpass droht. Er beobachtet kontinuierlich den Zustand seines Netzes, identifiziert eine drohende Überlastung auf einem bestimmten Leitungsabschnitt und leitet daraus eine Anforderung ab, welche Anlagen ihre Einspeisung wie anpassen sollen, um den Engpass aufzulösen. Liegt die Anlage, die für den Eingriff benötigt wird, in seinem eigenen Netzgebiet, kann er die Maßnahme direkt anweisen. Liegt sie in einem anderen Netzgebiet, schickt er die Anforderung an den zuständigen Netzbetreiber weiter.

Der anweisende Netzbetreiber ist derjenige, in dessen Netz die betroffene Anlage tatsächlich angeschlossen ist. Er empfängt die Anforderung des anfordernden Netzbetreibers und ist verantwortlich dafür, das Steuerungssignal an die Anlage zu übermitteln. Im Duldungsfall sendet er das Signal direkt an die Anlage per Fernsteuerung. Im Aufforderungsfall kontaktiert er den EIV der Anlage und fordert ihn auf, die Maßnahme eigenständig umzusetzen.

Bei einem Engpass im Übertragungsnetz, der durch eine Windenergieanlage im Mittelspannungsnetz eines regionalen Verteilnetzbetreibers aufgelöst werden soll, sind anfordernder und anweisender Netzbetreiber also zwei verschiedene Akteure, die koordiniert zusammenarbeiten müssen: Der Übertragungsnetzbetreiber erkennt den Engpass und stellt die Anforderung, der Verteilnetzbetreiber weist die Anlage in seinem Netz an.

Wie diese Koordination konkret abläuft, regelt die BNetzA-Festlegung zur Netzbetreiberkoordinierung, BK6-20-060 vom 12. März 2021. Auf dieser Basis hat der BDEW das sogenannte Netzbetreiberkoordinationskonzept erarbeitet, das die Anforderungen der Festlegung in konkrete Prozessschritte übersetzt. Kern des Konzepts ist der strukturierte Informationsaustausch: Alle beteiligten Netzbetreiber tauschen laufend Daten über den Zustand ihres Netzes, identifizierte Engpässe, verfügbare Flexibilitäten und durchgeführte Maßnahmen aus, damit jeder Akteur in der Kette ein konsistentes Bild der aktuellen Lage hat. Ohne diesen Informationsfluss entstünden Doppelmaßnahmen oder widersprüchliche Anweisungen an dieselbe Anlage.

Die technische Infrastruktur für diese vertikale Koordination zwischen den Netzebenen stellt unter anderem die Plattform DA/RE bereit, über deren RAIDA-Gegenstelle die Abstimmung zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Verteilnetzbetreibern in der vollständigen Prozesskette organisiert wird. Das ermöglicht es, eine Anlage, die mehrere Netzebenen betrifft, koordiniert anzusteuern, ohne dass jeder Netzbetreiber bilateral mit allen anderen kommunizieren muss.

Für Anlagenbetreiber ist diese Rollenaufteilung vor allem dann relevant, wenn Anforderungen ankommen, die nicht vom direkten Anschlussnetzbetreiber stammen, sondern von einem vorgelagerten Netzbetreiber initiiert wurden. Der Anlagenbetreiber kommuniziert in jedem Fall nur mit seinem Anschlussnetzbetreiber, der als anweisender Netzbetreiber die Koordination mit vorgelagerten Ebenen eigenständig übernimmt. Die Komplexität der netzübergreifenden Koordination bleibt damit für den einzelnen Anlagenbetreiber im Hintergrund, ist aber der Grund dafür, warum das gesamte System so hohe Anforderungen an Datenverfügbarkeit, Systemzuverlässigkeit und standardisierte Kommunikationsprozesse stellt.

Prüfverfahren und Steuerbarkeitscheck 2026

Umfang, Ablauf und Dokumentationspflichten

Dass eine Anlage technisch steuerbar ist, muss nicht einfach vorausgesetzt werden, sondern wird seit 2026 aktiv und jährlich überprüft. Die Rechtsgrundlage dafür schuf die sogenannte kleine EnWG-Novelle vom Februar 2025, die in § 12 Abs. 2b EnWG eine Pflicht für Netzbetreiber verankert, die Steuerbarkeit aller eingebundenen Anlagen regelmäßig zu testen und zu dokumentieren.

Die Leitlinien der Übertragungsnetzbetreiber vom 30. Januar 2026 konkretisieren, welche Anlagen im Steuerbarkeitscheck 2026 berücksichtigt werden müssen. Einbezogen sind alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 Kilowatt Nennleistung sowie alle Anlagen, die jederzeit fernsteuerbar sind, unabhängig davon, ob sie die 100-Kilowatt-Schwelle überschreiten. Das ist eine Erweiterung gegenüber dem Vorjahr: Der Steuerbarkeitscheck 2025 erfasste Anlagen unter 100 Kilowatt noch nicht, sofern diese fernsteuerbar waren.

Der Test selbst prüft zwei Dinge. Erstens, ob die Anlage Wirkleistungssollwerte des Netzbetreibers empfangen und innerhalb von einer Minute umsetzen kann, also ob sie ihre Einspeisung auf Anweisung zuverlässig drosselt oder stoppt. Zweitens prüft der Check im Jahr 2026 erstmals auch die Blindleistungssteuerung, also ob die Anlage auf Anforderung des Netzbetreibers ihre Blindleistungsabgabe anpassen kann. Diese Erweiterung ist neu und stellt für viele Betreiber eine zusätzliche technische Anforderung dar, die bislang im Rahmen des Steuerbarkeitschecks nicht abgeprüft wurde.

Nach dem Test sind die Ergebnisse einheitlich in den Erhebungsbögen zu dokumentieren, die die Übertragungsnetzbetreiber bereitstellen. Diese Bögen werden über die Datenportale der Übertragungsnetzbetreiber übermittelt. Vorgelagerte Netzbetreiber sind außerdem verpflichtet, die ihnen gemeldeten Testergebnisse ihrer nachgelagerten Netzbetreiber auf Plausibilität zu prüfen. Das bedeutet, dass ein Mittelspannungsnetzbetreiber die Testergebnisse, die ihm seine angeschlossenen Niederverteilnetzbetreiber melden, nicht einfach ungeprüft weiterreicht, sondern inhaltlich bewertet, bevor er sie an den Übertragungsnetzbetreiber weitergibt.

Zusätzlich hat der Messstellenbetreiber einmal jährlich zu prüfen, ob die Messtellen der betroffenen Anlagen mit intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen ausgestattet sind, und den jeweiligen Netzbetreiber über den aktuellen Stand zu informieren. Diese Pflicht besteht parallel zum eigentlichen Steuerbarkeitscheck und läuft nicht automatisch mit ihm zusammen, sondern ist eine eigenständige Meldepflicht.

Priorisierung, Ausnahmen und Meldewege

Nicht alle Anlagen müssen im selben Zeitraum geprüft werden. Die Übertragungsnetzbetreiber haben in ihren Leitlinien vorgegeben, dass Anlagen mit der höchsten operativen Relevanz für das Redispatch-Geschehen vorrangig abgearbeitet werden sollen. Das sind in der Praxis Anlagen an Netzknoten, an denen häufig Engpässe auftreten oder die eine hohe installierte Leistung haben und damit stark in das Netzgeschehen eingreifen können. Kleinere Anlagen an unkritischen Knoten können später geprüft werden, ohne dass die Netzstabilität dadurch gefährdet wird.

Drei Ausnahmen sind ausdrücklich definiert. Erstens müssen neue Anlagen, die erst im laufenden Kalenderjahr in Betrieb genommen wurden, nicht im selben Jahr geprüft werden. Sie werden erstmals im darauffolgenden Prüfzyklus erfasst. Zweitens gelten Anlagen als bereits geprüft, wenn sie seit dem 30. September des Vorjahres nachweislich im Rahmen einer Redispatch-Maßnahme aktiviert wurden oder per Fernsteuerung durch den Netzbetreiber angesteuert wurde. Der tatsächliche Eingriff im Betrieb gilt damit als hinreichender Nachweis der Steuerbarkeit, ein separater Testlauf ist dann nicht erforderlich. Drittens sind Notstromversorgungsanlagen und Anlagen, die grundsätzlich nicht ins öffentliche Netz einspeisen, vom Steuerbarkeitscheck ausgenommen.

Die Meldewege folgen der Netzstruktur. Der Anschlussnetzbetreiber führt den Test durch und dokumentiert das Ergebnis im Erhebungsbogen. Dieser Bogen wird über das Datenportal des zuständigen Übertragungsnetzbetreibers übermittelt. Ist zwischen dem Anschlussnetzbetreiber und dem Übertragungsnetzbetreiber noch eine weitere Netzebene zwischengeschaltet, also zum Beispiel ein Hochspannungsverteilnetzbetreiber, dann prüft dieser die eingehenden Meldungen auf Plausibilität und gibt sie gebündelt weiter. Jede Ebene trägt damit eine eigene Verantwortung für die Qualität der Daten, die sie weiterleitet.

Für Anlagenbetreiber bedeutet das konkret: Sie selbst sind nicht direkt Adressat der Prüfpflicht, diese liegt beim Netzbetreiber. Aber sie tragen dafür Sorge, dass ihre Anlage technisch in einem Zustand ist, der einen erfolgreichen Test überhaupt ermöglicht. Wer eine veraltete Fernwirkeinheit hat, die keine Steuersignale mehr korrekt verarbeitet, oder wessen Kommunikationsverbindung zum Netzbetreiber instabil ist, wird beim Steuerbarkeitscheck scheitern. Ein fehlgeschlagener Test hat zwar keine unmittelbare gesetzliche Strafe für den Anlagenbetreiber, führt aber dazu, dass der Netzbetreiber die Anlage als nicht steuerbar einordnet, was die Einbindung in den Redispatch-Prozess und damit den Anspruch auf finanziellen Ausgleich bei künftigen Maßnahmen gefährden kann.

Operative Auswirkungen, Volumina und Kosten

Aktuelle Redispatch-Volumina und Kostenentwicklung (2023–2025)

Wie oft und in welchem Ausmaß tatsächlich in das Netz eingegriffen werden muss, zeigen die Monitoringdaten der Bundesnetzagentur. Die Zahlen für 2023 und 2024 machen deutlich, dass Redispatch kein Randphänomen ist, sondern eines der kostenintensivsten Instrumente im deutschen Stromsystem.

Im Jahr 2023 wurden insgesamt 34.297 GWh an Redispatch-Volumen durch Netzbetreiber angefordert. 2024 sank dieses Volumen auf 30.304 GWh, was einem Rückgang von rund 12 Prozent entspricht. Die Gesamtkosten fielen im gleichen Zeitraum von 3.335 Millionen Euro auf rund 2.776 Millionen Euro, also um etwa 17 Prozent. Dieser Rückgang erklärt sich vor allem durch zwei Faktoren: gesunkene Brennstoffpreise bei konventionellen Anlagen sowie eine unterdurchschnittliche Windgeschwindigkeit im Jahr 2024, die dazu führte, dass weniger Windstrom abgeregelt werden musste als im Vorjahr.

Von den 30.304 GWh im Jahr 2024 entfielen rund 14.454 GWh auf Einspeisereduktionen, also das Drosseln von Anlagen, die zu viel in Richtung eines Engpasses eingespeist hätten. Weitere 9.374 GWh wurden durch das Hochfahren von Anlagen auf der anderen Seite des Engpasses erbracht. Der Löwenanteil der Reduktionen entfiel auf Windenergieanlagen.

Was die Kosten pro Maßnahme betrifft, zeigt sich ein strukturell wichtiger Unterschied: Die Abregelung von erneuerbaren Energieanlagen kostete im Jahr 2024 im Durchschnitt rund 200 Euro pro Megawattstunde, während der Redispatch mit konventionellen Kraftwerken bei rund 142 Euro pro Megawattstunde lag. Der Grund: Bei erneuerbaren Anlagen entgehen dem Betreiber sowohl die Markterlöse als auch die gesetzlich garantierte Einspeisevergütung, was den finanziellen Ausgleich teurer macht. Bei konventionellen Kraftwerken, die im Redispatch hochgefahren werden, entstehen zwar Brennstoffkosten, aber keine entgangene Vergütung in diesem Umfang.

Für 2025 zeichnet sich auf Basis der Quartalsdaten keine grundlegende Entspannung ab. Die Bundesnetzagentur prognostizierte für das Gesamtjahr 2025 rund 19.500 Maßnahmeneingriffe. Dabei ist ein methodischer Unterschied wichtig: Das Energievolumen pro Maßnahme kann sinken, weil dezentrale Anlagen kleiner sind und weniger Leistung pro Eingriff abgeregelt wird. Die Anzahl der Einzelmaßnahmen, also die Koordinationslast für Netzbetreiber, bleibt aber hoch. Weniger GWh bedeuten nicht automatisch weniger Aufwand im operativen Betrieb.

Verlagerungseffekte in Verteilernetze und wirtschaftliche Konsequenzen

Neben den absoluten Volumenzahlen ist ein struktureller Trend im Redispatch-Geschehen entscheidend: Die Verursachung von Engpässen verlagert sich zunehmend aus dem Übertragungsnetz in die Verteilernetze. Das hat direkte wirtschaftliche und operative Konsequenzen für Betreiber, Netzbetreiber und das System als Ganzes.

Im zweiten Quartal 2025 wurden Redispatch-Maßnahmen mit erneuerbaren Energieanlagen im Gesamtumfang von 2.299 GWh durchgeführt. Davon wurden 29 Prozent durch Anlagen verursacht, die in Verteilernetzen angeschlossen sind, während 71 Prozent auf das Übertragungsnetz entfielen. Der Anteil der Verteilernetze ist damit nicht mehr vernachlässigbar und wächst mit dem weiteren Ausbau dezentraler Erzeugungsanlagen weiter.

Der Grund für diese Verschiebung liegt in der Ausbaudynamik der erneuerbaren Energien. Neue Windenergieanlagen entstehen zunehmend in ländlichen Regionen, wo sie direkt an Mittel- oder Hochspannungsnetze regionaler Verteilnetzbetreiber angeschlossen sind, nicht an das Übertragungsnetz. Photovoltaikanlagen verteilen sich flächendeckend über das gesamte Niederspannungsnetz. Die Folge ist, dass Engpässe nicht mehr primär an den großen Übertragungsleitungen entstehen, sondern immer häufiger in Netzabschnitten, für die kleinere, ressourcenärmere Verteilnetzbetreiber zuständig sind.

Das hat unmittelbare wirtschaftliche Konsequenzen. Zum einen entstehen höhere Kosten im Verteilnetz, weil die Vergütung für abgeregelte erneuerbare Anlagen wie oben beschrieben teurer ist als der klassische Redispatch mit konventionellen Kraftwerken. Zum anderen müssen Verteilnetzbetreiber Infrastruktur, IT-Systeme und Prozesse aufbauen, die bislang vor allem bei den vier Übertragungsnetzbetreibern vorhanden waren. Für viele der rund 890 deutschen Verteilnetzbetreiber, darunter zahlreiche mittelgroße Stadtwerke und Regionalversorger, bedeutet das erhebliche Investitionen in Fernwirktechnik, Datenmanagementsysteme und qualifiziertes Personal.

Hinzu kommt, dass die wirtschaftliche Verantwortung für diese Maßnahmen mit dem bilanziellen Ausgleich verknüpft ist, den Verteilnetzbetreiber bis 2031 noch nicht selbst durchführen müssen. Solange das der Fall ist, entstehen für sie zwar Zahlungspflichten in Form des Aufwendungsersatzes an die Anlagenbetreiber, aber der operative und buchhalterische Aufwand für den tatsächlichen Ausgleich bleibt beim Direktvermarkter. Ab 2031 ändert sich das, und Verteilnetzbetreiber werden diesen Prozess vollständig selbst beherrschen müssen. Wer die verbleibende Zeit nicht nutzt, um die dafür notwendigen Systeme aufzubauen, wird 2031 in derselben Lage sein wie 2022, als der erste Anlauf zum Scheitern verurteilt war.

Für Anlagenbetreiber bedeutet diese Verlagerung konkret: Wer seine Anlage in einem Verteilnetz betreibt, muss damit rechnen, häufiger von Redispatch-Maßnahmen betroffen zu sein als noch vor einigen Jahren. Die Häufigkeit der Eingriffe steigt, auch wenn das Energievolumen pro Maßnahme sinkt. Das hat direkte Auswirkungen auf die Einnahmen aus der Direktvermarktung und auf die Qualität des finanziellen Ausgleichs, die stark davon abhängt, ob die eigenen Stammdaten, Fahrpläne und Echtzeitdaten korrekt und vollständig beim Netzbetreiber vorliegen.

Risiken, Herausforderungen und offene Umsetzungsfragen

Datenqualität, MaStR-Probleme und Integrationsrisiken

Redispatch 2.0 steht und fällt mit der Qualität der Daten, die ins System einfließen. Wenn Stammdaten unvollständig oder veraltet sind, wenn Fahrpläne nicht rechtzeitig übermittelt werden oder wenn Echtzeitwerte nicht mit der tatsächlichen Einspeisung übereinstimmen, dann liefert das System fehlerhafte Ergebnisse, egal wie gut die regulatorische Architektur dahinter ist.

Das grundlegendste Datenproblem liegt im Marktstammdatenregister, kurz MaStR. Das Register soll die zentrale Datenquelle für Stammdaten aller Erzeugungsanlagen in Deutschland sein, also die Ausgangsbasis dafür, welche Anlagen überhaupt in den Redispatch eingebunden werden und mit welchen technischen Parametern sie geführt werden. Die Realität ist, dass ein erheblicher Teil der dort hinterlegten Einträge fehlerhaft, unvollständig oder veraltet ist. Energy Traders Deutschland hat in seiner Stellungnahme zum Festlegungsverfahren BK6-23-241 ausdrücklich gefordert, dass die Datenqualität im MaStR deutlich verbessert werden muss, bevor das System in größerem Umfang auf diese Daten zugreift. Konkrete Probleme sind falsch eingetragene Nennleistungen, fehlende Netzanschlusspunkte oder nicht aktualisierte Zuordnungen zu Bilanzgruppen. Wenn ein Netzbetreiber auf Basis solcher Daten plant, berechnet er den bilanziellen Ausgleich für eine Anlage, die in Wirklichkeit anders angebunden ist als im Register verzeichnet. Das führt entweder zu falschen Ausgleichszahlungen oder zu Redispatch-Anforderungen, die an die falsche Anlage gehen.

Ein zweites strukturelles Problem ist die mangelnde Synchronisierung der Meldefristen. Das MaStR und das Redispatch-System haben unterschiedliche Anforderungen daran, wann Änderungen gemeldet werden müssen. Wenn eine Anlage ihre installierte Leistung durch ein Repowering erhöht, muss dieser Wert sowohl im MaStR als auch in den Stammdaten beim Netzbetreiber aktualisiert werden. Beide Meldewege laufen nicht automatisch zusammen, und wenn zwischen den Aktualisierungen zeitliche Lücken entstehen, arbeiten Netzbetreiber mit veralteten Anlagedaten. Energy Traders Deutschland hat in derselben Stellungnahme gefordert, diese Fristen zu vereinheitlichen, damit Anlagenbetreiber ihre Meldepflichten koordiniert und einmalig erfüllen können, anstatt dieselben Informationen auf mehreren Wegen in unterschiedlichen Rhythmen zu übermitteln.

Neben den Stammdaten entstehen Integrationsrisiken an den Schnittstellen zwischen den verschiedenen IT-Systemen der Marktteilnehmer. Im Planwertmodell müssen Direktvermarkter täglich Fahrplandaten in standardisierten XML-Formaten an den Netzbetreiber übermitteln. Das setzt voraus, dass die IT-Systeme des Direktvermarkters und des Netzbetreibers dieselbe Formatversion interpretieren, dass Übertragungsfehler erkannt und automatisch behoben werden und dass die Systeme auch dann stabil laufen, wenn viele Anlagen gleichzeitig ihre Planwerte aktualisieren. In der Praxis führen Versionskonflikte bei XML-Schemata, fehlende Fehlerbehandlungsroutinen oder einfach instabile API-Verbindungen dazu, dass einzelne Datenpakete verloren gehen oder falsch interpretiert werden. Solche Fehler fallen oft erst dann auf, wenn ein Redispatch-Eingriff falsch abgerechnet wird, also im Nachhinein.

Für Batteriespeicher kommt ein spezifisches technisches Integrationsproblem hinzu: Sie reagieren auf Steuersignale im Millisekundenbereich, während eine Redispatch-Maßnahme typischerweise über Viertelstundenintervalle geplant und abgerechnet wird. Das bedeutet, dass ein Speicher eine Redispatch-Anforderung theoretisch vollständig umgesetzt und wieder in seinen ursprünglichen Betriebsmodus zurückgekehrt sein kann, bevor die Maßnahme bilanziell erfasst wurde. Weder das Prognosemodell noch das Planwertmodell sind für diese Zeitkonstanten ausgelegt, und eine bundeseinheitliche Regelung für den finanziellen Ausgleich bei Batteriespeichern fehlt bis heute, weil die Bundesnetzagentur in der Festlegung BK8-22-001-A Batteriespeicher ausdrücklich ausgenommen hat und einen separaten Regelungsprozess angekündigt hat, ohne einen konkreten Zeitplan zu nennen.

IT- und Testaufwand bei rund 890 Verteilnetzbetreibern und realistischer Zeitplan

Der zweite Festlegungsentwurf BK6-23-241 sieht vor, dass der bilanzielle Ausgleich für Übertragungsnetzbetreiber ab dem 1. Juni 2026 im Planwertmodell läuft und Verteilnetzbetreiber ihre Anlagen danach schrittweise überführen. In der Branche wird der Starttermin 1. Juni 2026 weitgehend als unrealistisch eingeschätzt, und die Gründe dafür sind konkret.

Die Konsultationsfrist für den zweiten Entwurf endete am 9. Februar 2026. Bis die BNetzA die eingegangenen Stellungnahmen ausgewertet, eine finale Festlegung formuliert und veröffentlicht hat, vergehen erfahrungsgemäß mehrere Wochen bis Monate. Wenn die finale Festlegung frühestens im Frühjahr 2026 vorliegt, bleiben den betroffenen Netzbetreibern und Marktteilnehmern bis zum 1. Juni 2026 wenige Wochen, um ihre IT-Systeme auf die neuen Anforderungen umzustellen, interne Tests durchzuführen, bilaterale Verbindungstests mit Geschäftspartnern abzuschließen und den produktiven Betrieb hochzufahren. Dieser Zeitplan ist bei einem regulatorischen Vorhaben dieser Komplexität nicht umsetzbar. Ein Betriebsstart im dritten oder vierten Quartal 2026 gilt in der Branche als deutlich realistischer.

Der IT-Aufwand, der dabei entsteht, ist nicht mit einer einzelnen Softwareaktualisierung vergleichbar. Netzbetreiber müssen ihre Leitsysteme so anpassen, dass sie Planwertdaten von Anlagenbetreibern und Direktvermarktern empfangen, speichern, plausibilisieren und für die Redispatch-Planung sowie den bilanziellen Ausgleich weiterverarbeiten können. Direktvermarkter müssen ihre Handelssysteme um automatisierte Fahrplanübermittlungsprozesse erweitern, die täglich für jede verwaltete Anlage korrekte Planwerte im richtigen Format an den zuständigen Netzbetreiber senden. Netzbetreiber auf Verteilnetzebene müssen außerdem Schnittstellen zu vorgelagerten Netzbetreibern aufbauen, über die Redispatch-Anforderungen empfangen und Testergebnisse aus dem Steuerbarkeitscheck gemeldet werden.

All das muss nicht nur gebaut, sondern auch ausgiebig getestet werden, bevor es produktiv geht. Seriöse IT-Projekte in der Energiewirtschaft sehen vor dem Go-live einen Parallelbetrieb vor, bei dem das neue System zunächst neben dem alten läuft und die Ergebnisse verglichen werden. Dieser Parallelbetrieb dauert in der Regel drei bis sechs Monate. Wer diese Phase überspringt oder verkürzt, riskiert Fehlabrechnungen und Systemausfälle in einem Bereich, der direkte Auswirkungen auf die Netzstabilität und auf die Einnahmen tausender Anlagenbetreiber hat.

Besonders anspruchsvoll ist die Lage bei kleineren Verteilnetzbetreibern. Von den rund 890 deutschen Verteilnetzbetreibern verfügt ein erheblicher Teil nicht über eigene IT-Entwicklungsabteilungen. Viele nutzen standardisierte Softwarelösungen externer Anbieter für ihr Netzleitsystem und ihre Marktkommunikation. Das bedeutet, dass die notwendigen Funktionen zunächst von diesen Softwareanbietern entwickelt, freigegeben und ausgeliefert werden müssen, bevor ein kleiner Verteilnetzbetreiber überhaupt mit seinen eigenen Tests beginnen kann. Wenn die finale Festlegung der BNetzA spät im Jahr 2026 vorliegt, müssen Softwareanbieter ihre Produkte aktualisieren, bevor ihre Kunden irgendetwas testen können. Diese Abhängigkeitskette ist ein strukturelles Verzögerungsrisiko, das bei der Terminplanung regelmäßig unterschätzt wird.

Zusätzlich kommt die Herausforderung der Priorisierung: Die schrittweise Überführung von Anlagen ins Planwertmodell soll sich daran orientieren, welche Netzknoten die Übertragungsnetzbetreiber als operativ relevant einstufen. Für jeden solchen Knoten müssen der zuständige Verteilnetzbetreiber, die dort angeschlossenen Anlagenbetreiber und deren Direktvermarkter koordiniert ihre Systeme umstellen. Das erfordert bilaterale Abstimmungen, gemeinsame Testkampagnen und klar definierte Verantwortlichkeiten, die derzeit für viele dieser Konstellationen noch nicht ausreichend etabliert sind.

Das Ziel, bis zum 1. Januar 2031 alle relevanten Anlagen im Planwertmodell zu haben, ist erreichbar, wenn die Umsetzung konsequent und strukturiert angegangen wird. Wer auf einen frühen Platz in der Priorisierungsliste der Übertragungsnetzbetreiber wartet, bevor er beginnt, seine technischen Voraussetzungen zu schaffen, wird die Überführung unter Zeitdruck vornehmen müssen. Netzbetreiber, Direktvermarkter und Anlagenbetreiber an netzrelevanten Standorten sollten jetzt damit beginnen, Stammdatenqualität zu prüfen, Datenprozesse für die Fahrplanübermittlung aufzubauen und ihre Fernwirktechnik auf den aktuellen Stand zu bringen.

Konkrete Handlungsempfehlungen für Entscheider

Sofortmaßnahmen für Betreiber und Asset Manager

Bevor der Übergang ins Planwertmodell verpflichtend wird, gibt es mehrere Dinge, die Betreiber jetzt tun müssen, ohne auf regulatorische Klarheit warten zu müssen.

Der erste Schritt ist eine vollständige Prüfung der eigenen Stammdaten im Marktstammdatenregister. Für jede Anlage muss geprüft werden, ob die eingetragene Nennleistung aktuell ist, ob der Netzanschlusspunkt korrekt erfasst ist und ob die Zuordnung zur richtigen Bilanzgruppe stimmt. Fehler in diesen Grunddaten führen dazu, dass der Netzbetreiber Redispatch-Maßnahmen auf Basis falscher Annahmen plant und der bilanzielle sowie finanzielle Ausgleich falsch berechnet wird. Wer von einer Maßnahme betroffen ist und fehlerhafte Stammdaten im System hat, trägt das Risiko, weniger ausgeglichen zu bekommen als ihm tatsächlich zusteht.

Parallel dazu ist die technische Steuerbarkeit aller relevanten Anlagen zu prüfen. Kann die Anlage Steuersignale des Netzbetreibers empfangen und innerhalb einer Minute umsetzen? Überträgt die Fernwirkeinheit aktuelle Einspeisewerte zuverlässig? Gibt es Kommunikationsverbindungen zum Netzbetreiber, die instabil oder veraltet sind? Der Steuerbarkeitscheck 2026 läuft, und eine Anlage, die dabei als nicht steuerbar eingestuft wird, gefährdet den Anspruch auf finanziellen Ausgleich bei künftigen Redispatch-Eingriffen. Wer Mängel jetzt identifiziert, kann sie beheben, bevor es im laufenden Betrieb zu Problemen kommt.

Wer eine Anlage über einen Direktvermarkter führt, muss außerdem die Vertragsgrundlage auf die neuen Zahlungsflüsse prüfen. Durch die Energierechtsnovelle 2025 fließt der Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich künftig als Teil des finanziellen Ausgleichs an den Anlagenbetreiber, nicht mehr direkt an den Direktvermarkter. Wenn der bestehende Vertrag nicht regelt, dass der Anlagenbetreiber diesen Betrag an den Direktvermarkter weitergibt, entsteht eine vertragliche Lücke, die im Streitfall teuer werden kann. Diese Anpassung ist kein mittelfristiges Projekt, sondern muss jetzt angegangen werden, da die Energierechtsnovelle bereits seit dem 23. Dezember 2025 gilt.

Für Asset Manager, die mehrere Anlagen unterschiedlicher Größe und Technologie verwalten, empfiehlt sich außerdem eine Priorisierung nach Netzrelevanz. Anlagen an Netzknoten, die von den Übertragungsnetzbetreibern als operativ relevant eingestuft werden, werden als erste ins Planwertmodell überführt. Welche das konkret sind, kommunizieren die Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen des Überführungsprozesses. Wer seine Anlagen kennt und deren Netzlage einschätzen kann, weiß, wo Handlungsbedarf entsteht, bevor eine offizielle Aufforderung kommt.

Mittelfristige Roadmap: Technik, Prozesse und Governance

Die Überführung ins Planwertmodell ist kein einmaliger Vorgang, sondern ein mehrstufiger Prozess, der Technik, interne Prozesse und klare Zuständigkeiten gleichermaßen betrifft.

Auf der technischen Seite steht als wichtigste Investition die Automatisierung der Fahrplanübermittlung. Im Planwertmodell müssen Anlagenbetreiber oder ihre Direktvermarkter dem Netzbetreiber täglich Planwerte für jede Viertelstunde des Folgetages liefern. Das kann nicht manuell geschehen, wenn mehrere Anlagen gleichzeitig verwaltet werden. Wer noch kein System hat, das Prognosen automatisch generiert und in den richtigen XML-Formaten an den zuständigen Netzbetreiber übermittelt, muss dieses aufbauen oder von einem Dienstleister beziehen. Für Direktvermarkter bedeutet das eine Erweiterung der bestehenden Handels- und Prognoseinfrastruktur. Für Anlagenbetreiber, die die EIV-Rolle selbst übernehmen, ist es ein vollständig neues IT-Anforderungsprofil.

Gleichzeitig müssen die Fernwirksysteme aller betroffenen Anlagen auf den aktuellen Stand gebracht werden. Das umfasst die Prüfung und gegebenenfalls den Austausch veralteter Fernwirkgeräte, die Sicherstellung stabiler Kommunikationsverbindungen zum Netzbetreiber und die Verifizierung, dass Blindleistungssteuerung technisch möglich ist. Letzteres wurde im Steuerbarkeitscheck 2026 erstmals als Prüfkriterium aufgenommen und ist für ältere Anlagen oft nicht ohne Hardware-Nachrüstung erfüllbar.

Auf der Prozessebene ist die klarste Priorität die Festlegung interner Zuständigkeiten für die beiden Marktrollen EIV und BTR. Wer übernimmt die Fahrplanübermittlung, wer kommuniziert mit dem Netzbetreiber im Störungsfall, wer dokumentiert die Ausfallarbeit nach einem Redispatch-Eingriff und wer prüft, ob der berechnete Ausgleich korrekt ist? Diese Fragen müssen intern oder vertraglich zwischen Anlagenbetreiber und Direktvermarkter eindeutig geregelt sein, bevor die Überführung ins Planwertmodell erfolgt. Fehlende Zuständigkeiten führen in der Praxis dazu, dass Datenfehler nicht bemerkt werden und der finanzielle Ausgleich auf Basis falscher Grundlagen berechnet wird.

Für Unternehmen, die mehrere Anlagen in verschiedenen Netzgebieten betreiben, empfiehlt sich darüber hinaus der Aufbau eines zentralen Monitorings, das die Steuerbarkeit aller Anlagen, den Status der Stammdaten und die Vollständigkeit der Datenmeldeprozesse kontinuierlich überwacht. Mängel lassen sich so frühzeitig identifizieren, bevor sie in einem Steuerbarkeitscheck oder einer Redispatch-Abrechnung sichtbar werden.

Auf der Governance-Seite sollte der Redispatch-Prozess fest in die regulatorischen Compliance-Prozesse eines Unternehmens integriert werden. Das bedeutet, dass die jährlichen Änderungen in den BNetzA-Festlegungen und ÜNB-Leitlinien systematisch verfolgt und in operative Handlungsanweisungen übersetzt werden. Die Festlegung BK6-23-241 wird in 2026 finalisiert, aber das System entwickelt sich bis 2031 weiter, und jede Stufe der Überführung ins Planwertmodell bringt neue Anforderungen mit sich.

Vertrags-, Abrechnungs- und Zahlungsfluss-Anpassungen

Die Energierechtsnovelle 2025 hat den Zahlungsfluss beim bilanziellen Ausgleich strukturell verändert, und dieser Wechsel zieht direkte vertragliche Konsequenzen nach sich, die Netzbetreiber, Direktvermarkter und Anlagenbetreiber gleichermaßen betreffen.

Bis zur Novelle zahlte der Verteilnetzbetreiber den Aufwendungsersatz für den bilanziellen Ausgleich direkt an den Direktvermarkter, der als Bilanzkreisverantwortlicher den Ausgleich durchführte. Nach § 14 Abs. 1b EnWG in der neuen Fassung fließt dieser Betrag nun als Teil des finanziellen Ausgleichs an den Anlagenbetreiber. Der Direktvermarkter ist damit nicht mehr direkter Empfänger dieser Zahlung, sondern erhält sie nur noch, wenn der Anlagenbetreiber sie vertraglich weiterleitet.

Für Anlagenbetreiber bedeutet das: Die bestehenden Direktvermarktungsverträge müssen daraufhin geprüft werden, ob sie eine Regelung enthalten, die den Anlagenbetreiber verpflichtet, den erhaltenen Aufwendungsersatz an den Direktvermarkter weiterzugeben. Wenn das nicht geregelt ist, behält der Anlagenbetreiber formal einen Betrag, der wirtschaftlich dem Direktvermarkter zusteht, was im Streitfall zu Rückforderungen führen kann. Diese Vertragslücke sollte geschlossen werden, bevor der erste Aufwendungsersatz unter der neuen Regelung fließt.

Für Direktvermarkter ist die Konsequenz umgekehrt: Sie erhalten die Zahlung nicht mehr automatisch, sondern sind auf eine vertragliche Regelung mit dem Anlagenbetreiber angewiesen. Wer als Direktvermarkter viele Anlagen unter Vertrag hat, muss systematisch prüfen, welche dieser Verträge die neue Zahlungslogik abbilden und welche angepasst werden müssen.

Netzbetreiber müssen ihre Abrechnungssysteme so anpassen, dass der finanzielle Ausgleich künftig an den Anlagenbetreiber ausgezahlt wird und nicht mehr an den Bilanzkreisverantwortlichen. Das klingt nach einer technischen Kleinigkeit, bedeutet in der Praxis aber eine Änderung in den Abrechnungsworkflows und den Stammdaten für Zahlungsempfänger in den eigenen Systemen. Wer das nicht anpasst, zahlt an die falsche Stelle, was Rückbuchungen und manuelle Korrekturen nach sich zieht.

Zur Berechnung des Aufwendungsersatzes gilt bis zur Veröffentlichung einer neuen BNetzA-Festlegung durch die Beschlusskammer 8 das sogenannte Mischpreisverfahren aus der bisherigen BDEW-Übergangslösung. Die Bundesnetzagentur hat das in ihrer Mitteilung Nr. 12 vom 23. Dezember 2025 ausdrücklich akzeptiert. Sobald die neue Festlegung vorliegt, ersetzt sie das Mischpreisverfahren, und Abrechnungen müssen auf die neue Berechnungsmethode umgestellt werden. Wann das konkret der Fall sein wird, hat die BNetzA noch nicht kommuniziert.

Für Betreiber von Biogasanlagen und Batteriespeichern besteht in der Abrechnungsfrage eine besondere Unsicherheit. Die Festlegung BK8-22-001-A, die seit dem 1. Januar 2024 die bundeseinheitliche Berechnungsgrundlage für den finanziellen Ausgleich bildet, gilt ausdrücklich nicht für diese Anlagentypen. Die Bundesnetzagentur hat gesonderte Regelungen angekündigt, aber keinen Zeitplan genannt. Betreiber dieser Anlagen haben damit derzeit keine gesicherte einheitliche Grundlage dafür, wie ihr finanzieller Ausgleich berechnet wird, und müssen im Zweifelsfall bilateral mit dem Netzbetreiber klären, auf welcher Basis die Abrechnung erfolgt. Das ist kein Zustand, der mittelfristig akzeptabel ist, und die Branche sollte aktiv eine rasche Klarstellung durch die BNetzA einfordern.

Praxisbeispiele und Checkliste zur Umsetzung

Use Cases: Windpark, PV-Feld, Batteriespeicher, KWK-Anlage

Die folgenden vier Anlagentypen zeigen, wie Redispatch 2.0 in der Praxis funktioniert und wo die jeweiligen Fallstricke liegen. Jeder Typ bringt andere technische und organisatorische Anforderungen mit sich.

**Windpark (onshore, 10 MW, Mittelspannungsnetz)**

Ein Windpark mit 10 Megawatt installierter Leistung, der an das Mittelspannungsnetz eines regionalen Verteilnetzbetreibers angeschlossen ist, gehört zu den Anlagen, die am häufigsten von Redispatch-Maßnahmen betroffen sind. Windenergie ist der Hauptverursacher von Einspeisereduktionen im deutschen Redispatch-System: Im Jahr 2024 entfielen 14.454 der insgesamt 22.777 GWh an Einspeisereduktionen auf Windenergieanlagen.

Der Windpark ist dem Duldungsfall zugeordnet, das heißt der Netzbetreiber sendet Steuersignale direkt an die Anlage, ohne dass der Betreiber aktiv eingreifen muss. Voraussetzung dafür ist, dass jede Windenergieanlage im Park mit einem Fernwirkgerät ausgestattet ist, das Sollwertvorgaben des Netzbetreibers empfängt und innerhalb einer Minute auf der gewünschten Leistungsstufe, also 100, 60, 30 oder 0 Prozent der Nennleistung, arbeitet. Echtzeitdaten der tatsächlichen Einspeisung müssen kontinuierlich an den Netzbetreiber übertragen werden, typischerweise alle 60 Sekunden oder, falls vereinbart, viertelstündlich.

Der Direktvermarkter übernimmt die Rolle des Einsatzverantwortlichen und liefert dem Netzbetreiber täglich Einspeiseprognosen. Sobald der Windpark in das Planwertmodell überführt wird, müssen diese Prognosen als verbindliche Planwerte in standardisierten XML-Formaten übermittelt werden, auf deren Basis der Netzbetreiber den bilanziellen Ausgleich berechnet. Wenn der Park beispielsweise für eine Viertelstunde auf 30 Prozent gedrosselt wird, obwohl der Planwert 8 Megawatt vorsah, ergibt sich daraus eine Ausfallarbeit von rund 1,5 Megawattstunden, die finanziell ausgeglichen wird.

Die häufigste Fehlerquelle bei Windparks im Redispatch ist eine veraltete oder falsche Leistungsangabe im Marktstammdatenregister, zum Beispiel nach einem Repowering einzelner Turbinen. Wenn die eingetragene Nennleistung nicht der tatsächlichen entspricht, berechnet der Netzbetreiber den Ausgleich auf falscher Basis, und der Betreiber erhält weniger ausgeglichen als ihm zusteht.

Photovoltaikanlage (500 kW, Niederspannungsnetz)

Eine PV-Anlage mit 500 Kilowatt, die an das Niederspannungsnetz eines kommunalen Verteilnetzbetreibers angeschlossen ist, liegt zwar über der 100-Kilowatt-Schwelle und ist damit grundsätzlich redispatchpflichtig, aber in der Praxis ist die Einbindung kleinerer PV-Anlagen in das Planwertmodell bislang noch nicht flächendeckend vollzogen. Das liegt daran, dass die Überführung priorisiert nach Netzrelevanz erfolgt, und eine einzelne 500-Kilowatt-Anlage typischerweise keinen Einfluss auf die Engpasssituation im Übertragungsnetz hat.

Was aber heute schon gilt: Die Anlage muss technisch steuerbar sein. Für Solaranlagen, die nach dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, gilt bis zum Einbau und zur erfolgreichen Erstprüfung eines intelligenten Messsystems eine Einspeiselimitierung auf 60 Prozent der installierten Leistung. Das bedeutet konkret: Eine 500-kW-Anlage ohne iMSys darf maximal 300 Kilowatt ins Netz einspeisen. Diese Begrenzung fällt erst weg, wenn das iMSys installiert, in Betrieb genommen und erfolgreich getestet wurde.

Ältere PV-Anlagen, die vor diesem Stichtag in Betrieb genommen wurden, sind davon nicht betroffen, müssen aber trotzdem im Steuerbarkeitscheck 2026 überprüft werden, sofern sie fernsteuerbar sind. Für den Betreiber einer solchen Anlage ist der praktische Handlungsbedarf überschaubar: Stammdaten im Marktstammdatenregister prüfen, technische Steuerbarkeit sicherstellen und sichergehen, dass die Anlage für den Steuerbarkeitscheck zur Verfügung steht, also nicht gerade für Wartungsarbeiten abgeschaltet ist, wenn der Netzbetreiber den Test durchführt.

Batteriespeicher (2 MW, Mittelspannungsnetz)

Batteriespeicher sind im Redispatch-System eine Sonderkategorie, und das aus einem technischen Grund, der erhebliche praktische Konsequenzen hat. Ein Batteriespeicher reagiert auf Steuersignale im Millisekundenbereich, kann seine Leistung also vollständig anpassen, bevor die meisten anderen Systemkomponenten überhaupt begonnen haben zu reagieren. Redispatch-Maßnahmen hingegen werden in Viertelstundenintervallen geplant und abgerechnet. Das bedeutet, dass ein Speicher eine Anforderung theoretisch vollständig erfüllt und wieder in seinen ursprünglichen Betriebsmodus zurückgekehrt sein kann, bevor die Maßnahme bilanziell erfasst wurde.

Dieses Missverhältnis hat regulatorische Konsequenzen: Die Bundesnetzagentur hat Batteriespeicher ausdrücklich aus der Festlegung BK8-22-001-A zum finanziellen Ausgleich ausgenommen, weil die Betriebsweise und Kostenstruktur eines Speichers nicht mit den Berechnungsregeln kompatibel ist, die für Erzeuger gelten. Ein Speicher hat keine Brennstoffkosten, keinen anteiligen Wertverzehr im klassischen Sinne, und seine entgangenen Erlösmöglichkeiten hängen davon ab, ob er im Moment der Redispatch-Maßnahme gerade laden oder entladen wollte. Für Batteriespeicher gilt damit bis auf Weiteres keine bundeseinheitliche Berechnungsgrundlage für den finanziellen Ausgleich. Betreiber müssen den Ausgleich bilateral mit dem Netzbetreiber klären, was im Einzelfall zu erheblichen Abrechnungsunsicherheiten führt.

Was der Betreiber eines 2-Megawatt-Batteriespeichers jetzt tun muss: technische Steuerbarkeit sicherstellen, Stammdaten korrekt hinterlegen und vertraglich mit dem Netzbetreiber absichern, auf welcher Basis der finanzielle Ausgleich bei Redispatch-Eingriffen berechnet wird, solange eine bundeseinheitliche Regelung fehlt. Wer das offen lässt, riskiert, nach einem Redispatch-Eingriff in eine Abrechnungsdiskussion zu geraten, bei der keine klare Rechtsgrundlage vorhanden ist.

KWK-Anlage (300 kW, Niederdrucknetz eines Industriebetriebs)

Eine KWK-Anlage, die Strom und Wärme gekoppelt erzeugt, bringt eine besondere Komplexität mit sich: Sie kann nicht einfach gedrosselt werden, ohne dabei auch die Wärmeversorgung des angeschlossenen Gebäudes oder Prozesses zu beeinträchtigen. Bei einem Industriebetrieb, der auf die Prozesswärme der KWK angewiesen ist, kann eine Redispatch-Anforderung, die die elektrische Einspeisung auf null reduziert, zu einem Produktionsstillstand führen.

Diese Situation ist im Redispatch-Rahmen als sogenannte Nichtbeanspruchbarkeit geregelt. Der Anlagenbetreiber kann dem Netzbetreiber mitteilen, zu welchen Zeiträumen die Anlage aus betrieblichen Gründen nicht oder nur eingeschränkt für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung steht. Diese Meldung ist aber keine Freistellung von der Redispatchpflicht, sondern eine Information, die der Netzbetreiber bei seiner Planung berücksichtigt. Ob und inwieweit ein Netzbetreiber eine solche Einschränkung akzeptiert, hängt von der Netzsituation und der verfügbaren Flexibilität anderer Anlagen ab.

Die KWK-Anlage ist wie alle anderen Anlagen ab 100 Kilowatt technisch steuerbar auszurüsten. Sie fällt unter die Festlegung BK8-22-001-A zum finanziellen Ausgleich, sofern es sich nicht um eine Biogasanlage handelt. Der finanzielle Ausgleich umfasst neben entgangenen Stromerlösen auch die Mehrkosten, die entstehen, wenn die Wärmeversorgung durch einen alternativen Wärmeerzeuger, zum Beispiel einen Spitzenkessel, sichergestellt werden muss. Diese Kosten müssen gegenüber dem Netzbetreiber nachgewiesen werden, was eine klare Dokumentation der Betriebskosten voraussetzt.

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Kompakte Checkliste: Technisch, organisatorisch, rechtlich

Die folgende Checkliste fasst die wesentlichen Anforderungen zusammen, die Betreiber, Asset Manager und Netzbetreiber erfüllen müssen, um die Redispatch-Pflichten zu erfüllen und den finanziellen Ausgleich vollständig zu sichern.

Technisch

• Fernwirktechnik installiert und funktionsfähig: Die Anlage kann Sollwertvorgaben des Netzbetreibers empfangen und innerhalb von einer Minute auf der geforderten Leistungsstufe arbeiten (100, 60, 30, 0 Prozent der Nennleistung)
• Echtzeitdatenübertragung aktiv: Einspeisewerte werden kontinuierlich oder im vereinbarten Intervall, maximal 60 Sekunden, an den Netzbetreiber übertragen
• Steuerbarkeitscheck 2026 absolviert oder vorbereitet: Die Anlage ist technisch in einem Zustand, der einen erfolgreichen Test sicherstellt, einschließlich der erstmals geprüften Blindleistungssteuerung
• iMSys vorhanden (für EEG- und KWKG-Anlagen ab 7 kW): Das intelligente Messsystem ist installiert, in Betrieb genommen und erstmalig erfolgreich getestet
• PV-Anlagen ab 25. Februar 2025: Einspeiselimitierung auf 60 Prozent der installierten Leistung aufgehoben, sobald das iMSys eingebaut und getestet ist, oder bis dahin aktiv eingehalten
• Kommunikationsanbindung stabil: Die Verbindung zwischen Anlage und Netzbetreiber ist ausfallsicher und auf dem aktuellen technischen Stand der eingesetzten Kommunikationsprotokolle

Organisatorisch

• Stammdaten im Marktstammdatenregister vollständig und aktuell: Nennleistung, Netzanschlusspunkt, Technologie und Bilanzgruppenzuordnung sind korrekt eingetragen und nach Änderungen wie Repowering oder Erweiterungen umgehend aktualisiert
• Marktrollen EIV und BTR klar zugeordnet: Es ist schriftlich festgelegt, wer die Fahrplanübermittlung und den Datenaustausch mit dem Netzbetreiber übernimmt und wer die technische Umsetzung von Redispatch-Maßnahmen verantwortet
• Fahrplanübermittlung automatisiert (für Anlagen im Planwertmodell): Ein System für die tagesaktuell automatisierte Übermittlung von Planwerten in standardisierten XML-Formaten ist in Betrieb
• Nichtbeanspruchbarkeiten gemeldet: Geplante Wartungsfenster und betriebliche Einschränkungen werden dem Netzbetreiber rechtzeitig mit den vorgesehenen Fristen gemeldet
• Ausfallarbeit dokumentiert: Nach jedem Redispatch-Eingriff wird die entstandene Differenz zwischen geplanter und tatsächlicher Einspeisung nachvollziehbar dokumentiert und mit dem Netzbetreiber abgestimmt
• Abrechnungsprüfung etabliert: Es gibt einen internen Prozess, der prüft, ob der berechnete finanzielle Ausgleich mit den eigenen Betriebs- und Planungsdaten übereinstimmt

Rechtlich

• Direktvermarktungsvertrag auf neue Zahlungsflüsse angepasst: Der Vertrag regelt ausdrücklich, dass der Anlagenbetreiber den nach § 14 Abs. 1b EnWG erhaltenen Aufwendungsersatz an den Direktvermarkter weitergibt
• Grundlage für den finanziellen Ausgleich geklärt: Für Anlagen unter BK8-22-001-A ist die Berechnungsgrundlage mit dem Netzbetreiber abgestimmt; für Batteriespeicher und Biogasanlagen, die nicht unter die Festlegung fallen, ist bilateral geregelt, auf welcher Basis der Ausgleich erfolgt
• Meldepflichten im Einklang: Stammdatenänderungen werden sowohl im Marktstammdatenregister als auch beim Netzbetreiber zeitgleich gemeldet, um Abweichungen zwischen den Datenquellen zu vermeiden
• Regulatorische Änderungen verfolgt: Die finale Festlegung BK6-23-241 wird nach ihrer Veröffentlichung im Jahr 2026 systematisch auf neue Pflichten geprüft und in operative Handlungsanweisungen übersetzt
• Modellzuordnung bekannt: Es ist bekannt, ob die Anlage im Prognosemodell oder Planwertmodell geführt wird, und es ist intern geregelt, welche zusätzlichen Datenpflichten eine Überführung ins Planwertmodell auslöst

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