Bei einer Anlage, die ihren Strom weitgehend selbst verbraucht, hängt im Redispatch alles an einer Frage, die in keinem Anschlussvertrag prominent steht: Worauf bezieht sich der Wirkleistungs-Sollwert, den der Netzbetreiber schickt — auf die Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt oder auf die Erzeugung der Anlage? Im ersten Fall läuft ein Abruf bei Nulleinspeisung ins Leere und kostet nichts. Im zweiten Fall verliert der Betrieb genau den Strom, den er selbst gebraucht hätte, und muss ihn zum vollen Arbeitspreis zurückkaufen. Entschädigt wird dieser Verlust nicht automatisch: Die Ausfallarbeit, nach der abgerechnet wird, bemisst sich an der Einspeisung — und die ist null. Dieser Beitrag zeigt, wo die Lücke entsteht, was sie kostet und welche drei Wege es aus ihr heraus gibt.
Redispatch 2.0 gilt für Erzeugungsanlagen und Speicher ab 100 kW sowie für dauerhaft steuerbare Anlagen nach § 9 EEG. Der Netzbetreiber ruft in Stufen ab — üblich sind 60, 30 und 0 Prozent. Die Prozentangabe allein sagt aber nichts darüber, welche Größe reduziert wird.
Für eine Anlage, die vollständig ins Netz einspeist, ist die Unterscheidung bedeutungslos. Erzeugung und Einspeisung sind dort dasselbe: Was die Anlage produziert, geht über den Netzverknüpfungspunkt hinaus. Ob der Sollwert die eine oder die andere Größe meint, führt zum identischen Ergebnis.
Bei einer Anlage im Eigenverbrauch fallen beide Größen auseinander. Erzeugt werden dort 600 Kilowatt, eingespeist wird nichts, weil der Betrieb alles selbst aufnimmt. Jetzt entscheidet die Bezugsgröße darüber, was ein Abruf überhaupt bewirkt — und wer ihn bezahlt.
Wirkt der Sollwert auf den Netzverknüpfungspunkt, passiert nichts. Die Vorgabe lautet, die Einspeisung auf 30 Prozent zu begrenzen; die Einspeisung liegt bereits bei null. Der Betrieb produziert und verbraucht weiter wie zuvor, und am Netzverknüpfungspunkt bleibt es bei der ausgeglichenen Bilanz. Für das Netz ändert sich damit nichts — der Abruf verpufft.
Wirkt der Sollwert auf die Erzeugung, wird die Anlage heruntergefahren. Der Betrieb verliert seinen Eigenverbrauch und deckt den Bedarf in dieser Zeit aus dem Netz — zum vollen Arbeitspreis inklusive Netzentgelt, Umlagen und Konzessionsabgabe. Für das Netz ist dieser Eingriff wirksam — und zwar als einziger von beiden. Am Netzverknüpfungspunkt wird aus einer ausgeglichenen Bilanz ein Bezug in Höhe der weggenommenen Leistung: Werden 600 kW Erzeugung abgeregelt, zieht der Betrieb 600 kW aus dem Netz. In einer Stunde, in der der Netzabschnitt zu viel Erzeugung hat, zeigt das genau in die gewünschte Richtung.
Damit ist auch klar, warum die Frage überhaupt strittig ist: Der Netzbetreiber gibt mit der Umstellung auf die Einspeisung etwas auf. Gegenüber einer einspeisenden Anlage gleicher Größe ist der Beitrag nämlich nicht kleiner, sondern gleich groß — dort verschwinden 600 kW Einspeisung, hier entstehen 600 kW Last, beides verschiebt die Bilanz um denselben Betrag in dieselbe Richtung. Wer also erwartet, der Netzbetreiber werde die Bezugsgröße wechseln, weil es für ihn ohnehin auf dasselbe hinausläuft, argumentiert an der Physik vorbei.
Der eigentliche Befund liegt woanders: Die technische Wirkung und die kaufmännische Bemessung greifen auf zwei verschiedene Größen zu. Abgeregelt wird die Erzeugung, entschädigt wird nach der Einspeisung — und die ist hier null. Die Kosten entstehen real, laufen im Standardprozess aber ins Leere.
Praktisch relevant ist das nicht wegen der Zahl der Fälle, sondern wegen ihrer Richtung: Die PV-Abregelung im Verteilnetz wächst, während die gesamte Ausfallarbeit stagniert. Wer heute eine große Dachanlage in den Eigenverbrauch baut, trifft auf ein Regime, das für einspeisende Anlagen entworfen wurde.
| Sollwert 30 % bezogen auf … | Wirkung bei Volleinspeisung | Wirkung bei Eigenverbrauch nahe 100 % |
|---|---|---|
| Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt | Erzeugung sinkt auf 30 % | kein Eingriff — die Einspeisung ist bereits null |
| Anschlusswirkleistung der Erzeugungsanlage | Erzeugung sinkt auf 30 % | Eigenverbrauch bricht weg, Ersatzbezug aus dem Netz |
| Ausfallarbeit als Bemessungsgröße | entgangene Einspeisung, entschädigungsfähig | rechnerisch null — kein automatischer Anspruch |
Die dritte Zeile ist der eigentliche Befund: Die technische Vorgabe und die kaufmännische Bemessung greifen auf zwei verschiedene Größen zu. Solange beide zusammenfallen, fällt das nicht auf.
Die gesamte EE-Ausfallarbeit stagniert seit 2023 (10.478 → 9.389 → 9.379 GWh). Was wächst, ist der PV-Anteil daran: von 7 auf 29 Prozent. Quelle: BNetzA/SMARD, Netzengpassmanagement Gesamtjahr 2025, Stand 30.03.2026.
Betroffen sind Anlagen ab 100 kW mit hohem oder vollständigem Eigenverbrauch: die Megawatt-Dachanlage über der Produktion, die PV-Fläche neben der Biogasanlage, das BHKW im Gewerbebetrieb, jede Konstellation mit einer Nulleinspeise-Regelung am Netzverknüpfungspunkt. Nicht betroffen sind reine Einspeiseanlagen — dort fallen Erzeugung und Einspeisung zusammen, und die Entschädigung nach § 13a EnWG greift wie vorgesehen. Ebenfalls nicht betroffen sind Anlagen unterhalb der 100-kW-Schwelle ohne dauerhafte Steuerbarkeit; für sie gilt Redispatch 2.0 gar nicht.
Modellrechnung an einer frei gewählten Beispielanlage — keine Kundendaten, alle Annahmen offengelegt und nachrechenbar.
Die Modellanlage ist eine PV-Dachanlage mit 1.000 kWp auf einem Betrieb mit hoher, gleichmäßiger Grundlast. Der erzeugte Strom wird praktisch vollständig selbst verbraucht; ins Netz geht nichts. Der Netzbetreiber ruft eine Reduzierung auf 0 Prozent ab, und der Sollwert wirkt auf die Erzeugung.
In den Mittagsstunden eines sonnigen Tages liefert die Anlage im Mittel 600 kW. Über vier Stunden Abrufdauer sind das 2.400 kWh, die der Betrieb nicht selbst erzeugt und stattdessen aus dem Netz bezieht. Bewertet wird dieser Ersatzbezug mit dem vollen Arbeitspreis — nicht mit dem Börsenpreis, denn Netzentgelt, Umlagen und Konzessionsabgabe fallen auf jede bezogene Kilowattstunde an.
Ersparte Aufwendungen gibt es bei Photovoltaik praktisch nicht: kein Brennstoff, kaum leistungsabhängiger Verschleiß. Bei einem BHKW sähe die Rechnung anders aus — dort sind ersparte Brennstoffkosten gegenzurechnen, und der Verlust fällt entsprechend kleiner aus.
Die Höhe des Schadens hängt an drei Größen: der Leistung, die im Abrufzeitpunkt tatsächlich anlag, der Dauer des Abrufs und dem Arbeitspreis des Ersatzbezugs. Die erste ist der entscheidende Hebel — ein Abruf in der Mittagsspitze kostet ein Vielfaches eines Abrufs am späten Nachmittag.
| Kostenbaustein Netzbezug | ct/kWh |
|---|---|
| Beschaffung (Spot-Mittel) | 10,00 |
| Service-Fee des Lieferanten | 0,90 |
| Netzentgelt Arbeitspreis | 2,00 |
| Umlagen und Konzessionsabgabe | 1,69 |
| Stromsteuer nach § 9b StromStG | 0,05 |
| Arbeitspreis Ersatzbezug | 14,64 |
Die 0,05 ct/kWh Stromsteuer gelten für Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie der Land- und Forstwirtschaft mit Entlastung nach § 9b StromStG. Ohne Entlastung liegt der Satz bei 2,05 ct/kWh, der Arbeitspreis entsprechend bei 16,64 ct/kWh — der Schaden je Abruf steigt dann um rund 14 Prozent.
Je Abruf 600 kW über vier Stunden, bewertet mit 14,64 ct/kWh. Die flache Linie ist kein Trick: Wirkt der Sollwert auf die Einspeisung, entstehen bei Nulleinspeisung tatsächlich keine Kosten, weil kein Eingriff stattfindet.
Ersatzbezugskosten in Euro je Abruf auf Stufe 0 %, Arbeitspreis 14,64 ct/kWh. Zwölf solcher Abrufe im Jahr — eine Größenordnung, die in süddeutschen Netzgebieten im Sommer 2026 beobachtet wurde — ergeben bei 600 kW und vier Stunden rund 4.200 € jährlich, bei 850 kW und sechs Stunden knapp 9.000 €.
Sie ist eine Modellrechnung mit runden Annahmen, kein Kundenfall und keine Prognose. Die Zahl der Abrufe schwankt stark nach Netzgebiet und Jahr; sie lässt sich nicht aus Bundeszahlen ableiten. Der Arbeitspreis ist ein plausibler Gewerbewert für 2026 und in jedem Einzelfall durch den eigenen zu ersetzen. Und die anliegende Leistung im Abrufzeitpunkt ist die unsicherste Größe von allen — belastbar wird sie nur aus dem eigenen Viertelstunden-Lastgang.
Rechtsgrundlage des finanziellen Ausgleichs ist § 13a Abs. 2 EnWG, ausgestaltet über die Festlegung BK6-20-059 der Bundesnetzagentur. Die Mengengrundlage ist die Ausfallarbeit je Viertelstunde.
Der Anspruch setzt sich zusammen aus entgangenen Einnahmen zuzüglich zusätzlicher Aufwendungen abzüglich ersparter Aufwendungen. Für eine EEG-Anlage in der Direktvermarktung sind die entgangenen Einnahmen im Wesentlichen die Marktprämie; seit der EnWG-Novelle vom 23.12.2025 zahlt der Netzbetreiber die Entschädigung direkt an den Anlagenbetreiber, nicht mehr über den Direktvermarkter.
Bei einer Anlage ohne Einspeisung ist der erste Posten null. Es gibt keine entgangene Vermarktung, keine entgangene Marktprämie, keinen entgangenen Erlös — der Strom wäre ohnehin nie an einen Markt gegangen. Die Standardabrechnung des Netzbetreibers endet damit bei null Euro, obwohl der Betrieb real Geld ausgegeben hat.
Der zweite Posten ist der entscheidende: zusätzliche Aufwendungen. Die Mehrkosten aus dem Ersatzbezug sind dem Grunde nach ersatzfähig — aber nur, wenn sie kausal zugeordnet und belegt werden. Der Netzbetreiber rechnet sie nicht von sich aus. Er kennt den Verbrauch hinter dem Anschluss oft gar nicht: Wo nur der Übergabezähler misst und die Anlage vor dem Verbrauch abgeht, ist die Eigenverbrauchsmenge für ihn schlicht unsichtbar.
Praktisch heißt das: Die Beweisführung liegt beim Betreiber, und sie ist viertelstundenscharf zu führen — Ausfallarbeits-Zeitreihe gegen Eigenverbrauchslastgang, multipliziert mit dem tatsächlichen Arbeitspreis im Abrufzeitraum, abzüglich ersparter Aufwendungen. Ohne eigenes Monitoring ist dieser Nachweis nicht zu führen. Einzelne Netzbetreiber haben dafür einen etablierten Weg: bezifferte Berechnung einreichen, Prüfung durch den Redispatch-Dienstleister. Ein automatisierter Prozess ist es nirgends.
Davon zu trennen ist die Frage, wie die Ausfallarbeit überhaupt ermittelt wird. Dafür gibt es drei Varianten, und der Betreiber wählt sie je Anlage bis zum 30. November für das Folgejahr. Für eine Anlage mit hohem Eigenverbrauch ist diese Wahl weniger wichtig als für einen Einspeiser — sie entscheidet aber darüber, wie belastbar die Mengen sind, auf die sich eine spätere Forderung stützt.
| Variante | Datengrundlage | Wer misst |
|---|---|---|
| Pauschal | Fortschreibung der letzten Viertelstunde vor der Maßnahme | niemand — reine Rechenregel |
| Spitz light | Referenzmesswerte bzw. Wetterdaten des Standorts | Dienstleister |
| Spitz | am Objekt gemessene Einstrahlungsdaten | Anlagenbetreiber |
Für die Spitzabrechnung gilt eine formale Anforderung, die gern übersehen wird: Messaufbau und Ausrichtung des Strahlungssensors müssen im Vergleichszeitraum und während der Maßnahme unverändert bleiben. Ein nachträglich gedrehter Sensor entwertet den Nachweis.
Bis dahin wird die Abrechnungsvariante je Anlage für das Folgejahr bestimmt (Anlage 1 zu BK6-20-059). Wer nichts tut, bleibt bei der zugeordneten Variante. Für Anlagen, die der Pauschalabrechnung zugeordnet waren, läuft zudem eine Übergangsfrist bis zum 30.11.2026 im Zuge der Umstellung auf BilAReM (BK6-23-241).
Im Markt kursiert die Aussage, seit dem 01.01.2026 liege die Beweislast beim Betreiber und ohne eigene Messdaten gebe es keine Entschädigung. In dieser Zuspitzung ist das falsch. Es gibt keine Umkehr der Beweislast zu diesem Datum; wer keine eigenen Einstrahlungsdaten hat, wird nach einer gröberen Variante abgerechnet. Was sich tatsächlich verschoben hat, ist die Initiativlast: Seit der EnWG-Novelle muss der Betreiber seine Ansprüche vielfach selbst geltend machen.
Wer wissen will, was der Sollwert im eigenen Fall bedeutet, findet die Antwort nicht im EnWG, sondern in den technischen Anschlussbedingungen des zuständigen Verteilnetzbetreibers.
Ein Beispiel aus der Praxis: In der Netzrichtlinie NT-10-24 eines großen norddeutschen Verteilnetzbetreibers, Fassung 3.2 vom 05.05.2023, definiert der Anhang zur Vorgabe Wirkleistung die Stufen 60, 30 und 0 Prozent ausdrücklich als „die maximal zulässige Wirkleistung der Erzeugungsanlage bezogen auf die Anschlusswirkleistung der Erzeugungsanlage". Das ist die Erzeugung, nicht der Netzverknüpfungspunkt — und damit genau die Variante, die den Eigenverbrauch kostet.
Dieselbe Richtlinie stellt an anderer Stelle klar, dass keine einzelanlagenscharfen Vorgaben gemacht werden, sondern energieartenscharf, und dass die Aufteilung auf die einzelnen Anlagen beim Netzanschlusskunden liegt. In der Fassung 3.2 erlaubt sie zusätzlich, die einzelnen steuerbaren Ressourcen direkt über die IEC-101-Schnittstelle anzusprechen. Wer die Regelung aufsetzt, hat also mehr Spielraum, als die Stufenlogik zunächst vermuten lässt.
Die Nummer NT-10-24 gilt nur für diesen einen Netzbetreiber. Jeder Verteilnetzbetreiber pflegt eigene technische Anschlussbedingungen mit eigener Systematik und eigener Nummerierung. Die Formulierungen ähneln sich, die Bezugsgröße nicht immer. Es lohnt der Blick in das eigene Regelwerk, bevor argumentiert wird — und der Blick in die Anlage zum Anschlussvertrag, in der die technische Umsetzung konkretisiert wird.
Was sich dagegen nicht unterscheidet, ist die gesetzliche Ebene darüber. Sie gilt bundesweit und steht in der Rangfolge über jeder technischen Richtlinie.
Wer die Steuerung eigenmächtig auf den Netzverknüpfungspunkt einstellt, statt die Abweichung abzustimmen, fliegt spätestens beim Funktionstest auf. Der Netzbetreiber prüft das Verhalten der Anlage bei Sollwertvorgabe. Die Klärung gehört deshalb vor die Inbetriebnahme und schriftlich — nicht in die Werkstatt.
Art. 13 Abs. 6 Buchst. c der Verordnung (EU) 2019/943 nimmt selbst erzeugten und nicht ins Netz eingespeisten Strom grundsätzlich vom negativen Redispatch aus — es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen.
Diese Vorgabe ist nicht neu, sie hat aber im Dezember 2025 einen deutlich schärferen Anker im deutschen Recht bekommen: § 13a Abs. 1 EnWG verpflichtet den Netzbetreiber seit der Novelle ausdrücklich darauf, Art. 13 Abs. 6 Buchst. c der Verordnung zu beachten. Über § 14 Abs. 1 EnWG gilt das auch für Verteilnetzbetreiber. Eine technische Netzrichtlinie aus dem Jahr 2023 verdrängt diese Pflicht nicht.
Der Nebensatz mit der Netzsicherheit wird oft als Generalvorbehalt gelesen. Das ist er nicht — er beschreibt die Ausnahme, nicht die Regel. Und für genau diese Ausnahme hält der Netzbetreiber ohnehin ein Instrument bereit: den Not-Aus, der nach denselben technischen Anschlussbedingungen auf die der Erzeugung zugeordnete Schalteinrichtung wirkt. Die Rückfallebene existiert also unabhängig davon, worauf der reguläre Sollwert bezogen ist.
Wichtig ist, diese Argumentation nicht auf ein falsches Fundament zu stellen. Sie trägt nicht über die Netzwirkung: Der Zugriff auf die Erzeugung ist beim Null-Einspeiser der wirksamere, weil die Begrenzung der Einspeisung dort nichts bewirkt. Der Netzbetreiber gibt also tatsächlich Flexibilitätspotenzial auf. Genau diese Abwägung hat der Verordnungsgeber aber getroffen — er hat die Selbstversorgung bewusst aus dem negativen Redispatch herausgenommen und den Preis dafür in Kauf genommen. Wer mit „es macht für Sie ohnehin keinen Unterschied" argumentiert, bekommt zu Recht Widerspruch.
Damit die Privilegierung überhaupt angewendet werden kann, muss der Netzbetreiber allerdings wissen, dass es sie gibt. Das ist keine rhetorische Feststellung, sondern eine Prozessanforderung: Ohne gemeldeten Selbstversorgungsanteil gilt die volle Anlagenleistung als Redispatch-Potenzial.
Sollwert auf die Einspeisung, Not-Aus als Rückfallebene. Der Netzbetreiber verliert dabei den Regelzugriff auf den selbst verbrauchten Anteil — genau das ist die Rechtsfolge der Privilegierung, und für den Fall, dass es wirklich keine andere Möglichkeit gibt, bleibt ihm der Not-Aus.
Viele Netzbetreiber antworten auf solche Anfragen gar nicht oder erst spät, und die Umstellung ist am Ende ein Aushandlungsergebnis. Deshalb gehört der zweite Weg immer dazu, unabhängig davon, wie die Anfrage ausgeht.
Der erste wirkt an der Ursache, der zweite schützt vorbeugend, der dritte holt Geld zurück, wenn es doch passiert ist. In der Praxis wird man alle drei brauchen.
Zuerst im eigenen Anschlussvertrag und in den technischen Anschlussbedingungen nachsehen, worauf sich der Wirkleistungs-Sollwert bezieht. Steht dort die Erzeugung, den Netzbetreiber schriftlich um Bezug auf den Netzverknüpfungspunkt bitten — mit dem Hinweis auf § 13a Abs. 1 EnWG in Verbindung mit Art. 13 Abs. 6 Buchst. c der Verordnung (EU) 2019/943 und auf den Not-Aus als Rückfallebene. Antwort und Zusage dokumentieren, denn beim Funktionstest wird gegen die vereinbarte Bezugsgröße geprüft.
Die Nichtbeanspruchbarkeit wirkt bereits in der Einsatzplanung des Netzbetreibers, also bevor überhaupt ein Abruf ergeht — und sie ist der einzige verbleibende Schutz, falls die Bezugsgröße nicht umgestellt wird. Im Prognosemodell wird der Selbstversorgungsanteil als Leistungszeitreihe gemeldet oder als Mindesterzeugungsleistung in die Stammdaten aufgenommen, im Planwertmodell werden die Redispatch-Meldungen um die Leistung der Verbrauchsanlage hinter demselben Netzverknüpfungspunkt reduziert. Einen eigenen Datenpunkt „Selbstversorgung" gibt es nicht; die Meldung läuft bewusst über die Nichtbeanspruchbarkeit.
Aus der Praxis von Einsatzverantwortlichen wird berichtet, dass die Höhe der gemeldeten Nichtbeanspruchbarkeit darüber entscheidet, welche Reduzierungsstufe überhaupt noch gefahren werden kann — ein Wert unterhalb von 30 Prozent der Anlagenleistung kann dazu führen, dass im Ernstfall direkt auf 0 Prozent abgeregelt wird statt auf die Zwischenstufe. Ob und wie das im eigenen Netzgebiet greift, ist beim Einsatzverantwortlichen zu erfragen. Der praktische Rat bleibt in jedem Fall derselbe: nicht knapp am Mindestbedarf entlang melden, sondern prüfen, welcher Wert sich aus Lastgang, Monitoring und absehbaren neuen Verbrauchern belegen lässt. Eine saisonale Differenzierung ist üblich.
Wird trotz gemeldeter Nichtbeanspruchbarkeit abgeregelt, sind die Mehrkosten aus dem Ersatzbezug als zusätzliche Aufwendungen nach § 13a Abs. 2 EnWG geltend zu machen. Dafür braucht es drei Dinge: die viertelstundenscharfe Kausalität zwischen Maßnahme und Ersatzbezug, die Bewertung mit dem tatsächlichen Arbeitspreis im Abrufzeitraum abzüglich ersparter Aufwendungen, und die formale Einreichung je Maßnahme über die Vorlage des Netzbetreibers. Wer die Selbstversorgung zuvor gemeldet hat, kann die Mehrkosten besonders gut begründen.
Die Variante der Ausfallarbeitsermittlung wird je Anlage bis zum 30. November für das Folgejahr bestimmt. Danach ist sie gesetzt. Prüfen, welche Variante aktuell hinterlegt ist und ob ein Wechsel lohnt — bei Anlagen mit häufigen Maßnahmen und vorhandenem Monitoring ist der Schritt auf Spitz oder Spitz light meist ein kleiner Zusatz mit klarer Begründung.
Alle drei Wege hängen an denselben Daten: Erzeugung und Eigenverbrauch in Viertelstunden, rückwirkend auswertbar. Ohne diese Zeitreihen lässt sich weder ein belastbarer Nichtbeanspruchbarkeits-Wert begründen noch eine Mehrkostenforderung führen. Wo nur der Übergabezähler auf der Mittelspannungsseite misst, sieht auch der Netzbetreiber den Verbrauch vor Ort nicht — der Nachweis muss dann vollständig aus dem eigenen Monitoring kommen.
Vier Punkte, die sich aus Gesetzestext und Festlegungen nicht abschließend beantworten lassen und die von der Praxis des jeweiligen Netzbetreibers abhängen.
Wie der Netzbetreiber die Ausfallarbeit einer Nulleinspeise-Anlage bildet. Ob er die Erzeugungs- oder die Einspeisezeitreihe heranzieht, ist in der Praxis nicht einheitlich, und die Festlegungen sind für den Fall der reinen Selbstversorgung nicht mit derselben Schärfe geschrieben wie für Einspeiser. Das ist kein Randproblem: Von dieser Zuordnung hängt ab, ob überhaupt eine Menge existiert, an die eine Forderung anknüpfen kann.
Wie der einzelne Netzbetreiber auf die Bitte um Umstellung reagiert. Belastbare Erfahrungswerte gibt es dazu kaum; die Rückmeldungen reichen von zügiger Zusage bis zu monatelangem Schweigen. Wer plant, sollte den ersten Weg nicht als sicher einkalkulieren.
Wie die Prüfung beim Funktionstest tatsächlich abläuft, wenn eine vom Standard abweichende Bezugsgröße vereinbart wurde. Hier fehlt es an dokumentierter Praxis — was ein weiteres Argument dafür ist, die Vereinbarung schriftlich zu führen und in die Anlagendokumentation zu nehmen.
Wie sich die Umstellung auf BilAReM auswirkt. Die Festlegung BK6-23-241 löst den bilanziellen Ausgleich nach BK6-20-059 schrittweise ab. Ob sie an den Ermittlungsvarianten oder den Wahlfristen inhaltlich etwas ändert, ist an dieser Stelle nicht abschließend gegen den Volltext geprüft; die Termine stammen aus dem Beschlusstext, die Variantenbeschreibung aus Anlage 1 zu BK6-20-059.
Die Beträge in diesem Beitrag sind keine, die einen Betrieb gefährden. Ein paar tausend Euro im Jahr fallen neben den übrigen Energiekosten kaum auf — und genau deshalb bleibt die Lücke meist unbemerkt. Sie wird nicht dadurch teuer, dass ein einzelner Abruf viel kostet, sondern dadurch, dass sie über die gesamte Lebensdauer der Anlage bestehen bleibt und mit jedem zusätzlichen Abruf mitwächst.
Der entscheidende Punkt ist ein anderer: Alle drei Wege sind vor der Inbetriebnahme günstig und danach mühsam. Die Bezugsgröße lässt sich in der Projektierungsphase in einem Schriftwechsel klären; ist die Anlage einmal in Betrieb und der Funktionstest bestanden, wird daraus eine Änderungsanfrage gegen eine bestehende Konfiguration. Die Nichtbeanspruchbarkeit lässt sich mit Planungsdaten begründen, solange noch niemand einen Ist-Zustand gegen sie halten kann. Und das Monitoring, das für alles Weitere die Grundlage liefert, ist beim Anlagenbau ein Bruchteil dessen, was eine Nachrüstung kostet.
Wer eine Anlage im Eigenverbrauch plant, sollte die Frage nach der Bezugsgröße deshalb zusammen mit dem Messkonzept stellen — nicht, wenn die erste Abregelung im Monitoring auftaucht.
Sie brauchen dafür weder ein Gutachten noch ein Projekt — nur den Anschlussvertrag, die technischen Anschlussbedingungen Ihres Netzbetreibers und einen Blick in Ihre Redispatch-Meldedaten.
Steht in Ihren technischen Anschlussbedingungen die Anschlusswirkleistung der Erzeugungsanlage oder der Netzverknüpfungspunkt? Diese eine Formulierung entscheidet darüber, ob ein Abruf Sie überhaupt etwas kostet.
Fragen Sie Ihren Einsatzverantwortlichen, welcher Wert als Nichtbeanspruchbarkeit oder Mindesterzeugungsleistung hinterlegt ist. Ist dort nichts eingetragen, gilt Ihre volle Anlagenleistung als abregelbar.
Liegen Erzeugung und Eigenverbrauch als Viertelstundenwerte vor, rückwirkend auswertbar? Ohne diese Zeitreihen ist eine Mehrkostenforderung nach einem Abruf praktisch nicht zu führen.
Wenn Sie diese drei Punkte für Ihre Anlage einmal durchgehen möchten: Melden Sie sich gern, kostenlos und unverbindlich. Wir sagen Ihnen auch, wenn bei Ihnen nichts zu holen ist — das ist häufiger der Fall, als es diesem Beitrag nach scheinen mag.