Redispatch-Reform trifft Wind- und Solarbetreiber mit Rechnungen statt Gutschrift

Seit dem 23. Dezember 2025 läuft der finanzielle Ausgleich für Redispatch-Abregelungen nicht mehr über den Direktvermarkter, sondern direkt zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber. Das schreibt das Windkraft-Journal unter Berufung auf einen Blogbeitrag von Matthias Karger, CEO von node.energy. Statt des vertraglich vereinbarten Preises zahlt der Netzbetreiber jetzt den sogenannten BDEW-Mischpreis, eine für jede Viertelstunde neu berechnete Größe. Das Ergebnis: Wo früher eine Gutschrift kam, flattert jetzt manchmal eine Rechnung ins Haus.

Der Mischpreis orientiert sich stark am Intraday-Index an der Strombörse. Und genau in den Stunden, in denen Netze wegen hoher Wind- und PV-Einspeisung überlastet sind und deshalb abgeregelt wird, rutschen die Börsenpreise oft ins Negative. Ein konkretes Beispiel aus dem Netzgebiet von Bayernwerk zeigt das Ausmaß: Eine PV-Anlage aus dem Jahr 2015 hatte laut Direktvermarktungsvertrag Anspruch auf 1,3 Cent pro Kilowattstunde für abgeregelte Mengen im April. Abgerechnet wurden am Ende minus 6,9 Cent pro Kilowattstunde durch den Netzbetreiber. Da mehr als ein Drittel der möglichen Erzeugung durch Redispatch wegfiel, entstand laut Karger eine „gewaltige Lücke im Cashflow“.

Antonia Oppel vom Nürnberger Unternehmen Solarpower Project-Invest bringt es im Zitat auf den Punkt: Ihr Unternehmen habe den April durchgerechnet und liege bereits deutlich im Minus. Der große Aufschrei in der Branche stehe noch bevor, weil viele Betreiber ihre Abrechnungen schlicht noch nicht vorliegen haben.

Besonders brisant ist ein Nebeneffekt, den node.energy über die eigene Datenplattform opti.node aufgedeckt hat: Bei jeder vierten untersuchten Liegenschaft überlagern sich marktbedingte Abregelung durch den Direktvermarkter und Redispatch-Abregelung durch den Netzbetreiber zeitlich, obwohl das eigentlich ausgeschlossen sein sollte. Eine Anlage kann nicht gleichzeitig aus Marktgründen und aus Netzgründen abgeregelt sein. Trotzdem stellt der Netzbetreiber in solchen Fällen offenbar Rechnungen für Ausfallarbeit, die gar nicht hätte anfallen dürfen. Betroffen sind vor allem Anlagen, die unter Paragraf 51 EEG fallen: Für sie entfällt die Marktprämie bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativen Börsenpreisen, weshalb Direktvermarkter sie in solchen Phasen ohnehin regelmäßig abregeln.

Die Zahlen dazu sind deutlich: Im Zeitraum Januar bis Juni 2026 lag der Mischpreis in über 71 Prozent der Viertelstunden mit negativen Preisen an der EPEX Spot Auktion selbst im negativen Bereich. Genau dann schlägt die Doppelzählung finanziell voll durch.

Ob Betreiber die Differenz zwischen Mischpreis und ursprünglichem Vertragspreis erstattet bekommen, hängt laut Karger von der Vertragsauslegung ab. Manche Direktvermarkter erkennen an, dass sich nur der Zahlungsweg geändert hat, nicht der wirtschaftliche Anspruch, und gleichen die Lücke weiterhin aus, teils kostenfrei, teils gegen Entgelt. Andere sehen sich durch die Gesetzesnovelle vollständig entbunden. Da der Direktvermarkter als prüfende Instanz aus der Abrechnungskette verschwunden ist, liegt die Kontrolle jetzt bei den Betreibern selbst. Wer seine Einspeisedaten, betroffenen Viertelstunden und Preise dokumentiert, hat laut Karger bessere Karten in der Klärung mit Netzbetreiber und Direktvermarkter, denn am Ende entscheide nicht, wer am lautesten protestiert, sondern wer am schnellsten belegen kann, was ihm zusteht.