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Was ist Redispatch 2.0 bei der Agri-PV?
Redispatch 2.0 ist das seit dem 1. Oktober 2021 geltende einheitliche Verfahren zur Bewältigung von Netzengpässen im deutschen Stromnetz, geregelt in den §§ 13, 13a und 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Es löste das frühere Einspeisemanagement nach dem EEG ab und bezieht erstmals auch Erneuerbare-Energien-Anlagen ab 100 kW in das netzbetreiberseitige Engpassmanagement ein. Werden Anlagen im Rahmen einer Redispatch-Maßnahme abgeregelt, haben Anlagenbetreiber einen gesetzlichen Anspruch auf bilanziellen und finanziellen Ausgleich – die entgangenen Erlöse werden also kompensiert.
Inhaltsverzeichnis
Redispatch 2.0 auf den Punkt gebracht
- Definition: Einheitliches Netzengpassmanagement nach §§ 13, 13a, 14 EnWG, das seit dem 1. Oktober 2021 das frühere EEG-Einspeisemanagement ablöst
- Betroffene Anlagen: Alle Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW installierter Leistung sowie kleinere, jederzeit fernsteuerbare Anlagen
- Zweck: Vorausschauende, planwertbasierte Steuerung der Einspeisung zur Vermeidung von Leitungsüberlastungen
- Ausgleich: Gesetzlicher Anspruch auf bilanziellen und finanziellen Ausgleich nach § 13a Abs. 2 EnWG – der Betreiber soll wirtschaftlich weder besser noch schlechter stehen
- Abrechnungsmodelle: Spitzabrechnung, vereinfachte Spitzabrechnung und Pauschalabrechnung zur Ermittlung der Ausfallarbeit
- Relevanz für Investoren: Abregelung mindert nicht dauerhaft die Erlöse, erfordert aber funktionierende Prozesse zwischen Betreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter
Was bedeutet Redispatch 2.0 konkret?
Redispatch bezeichnet den gezielten Eingriff eines Netzbetreibers in die Einspeise- oder Bezugsleistung von Anlagen, um einen drohenden Engpass im Stromnetz zu entlasten. Droht an einem Leitungsabschnitt eine Überlastung, werden Anlagen vor dem Engpass in ihrer Einspeisung gedrosselt, während Anlagen hinter dem Engpass hochgefahren werden. Mit dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) wurde dieses Verfahren reformiert und zum 1. Oktober 2021 als Redispatch 2.0 in den §§ 13, 13a und 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zusammengeführt.
Der entscheidende Unterschied zum früheren System: Das bis dahin geltende Einspeisemanagement (EinsMan) regelte Erneuerbare-Energien-Anlagen nach dem EEG separat und reagierte überwiegend ad hoc auf gemessene Ist-Werte. Redispatch 2.0 dagegen integriert die Erneuerbare-Energien-Anlagen in ein einheitliches, planwert- beziehungsweise prognosebasiertes Verfahren gemeinsam mit konventionellen Kraftwerken und Speichern. Ziel ist eine netzübergreifend optimierte Auswahl der wirksamsten und kostengünstigsten Eingriffe – und damit perspektivisch weniger und kostengünstigere Abregelungen.
Für den Anlagenbetreiber bedeutet Redispatch 2.0: Die Anlage wird Teil des aktiven Netzmanagements. Eine Abregelung ist kein wirtschaftlicher Totalverlust, sondern ein gesetzlich ausgleichspflichtiger Eingriff.
Welche Anlagen fallen unter Redispatch 2.0?
In das Regime einbezogen werden grundsätzlich alle steuerbaren Stromerzeugungs- und Speicheranlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW. Kleinere Anlagen sind nur dann betroffen, wenn sie bereits heute durch den Netzbetreiber fernsteuerbar sind. Für die meisten gewerblichen Freiflächen- und Agri-Photovoltaik-Anlagen ist die 100-kW-Schwelle damit klar überschritten – sie unterliegen den Pflichten des Redispatch 2.0 vollumfänglich.
Mit der Einbeziehung entstehen für den Anlagenbetreiber neue Rollen und Datenpflichten. Stammdaten, Planungsdaten und Echtzeitdaten müssen bereitgestellt werden, häufig über einen Dienstleister oder den Direktvermarkter, der typischerweise die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernimmt. In der Praxis werden diese Aufgaben bei professionell strukturierten Investments im Rahmen der technischen und kaufmännischen Betriebsführung abgedeckt, sodass der einzelne Investor damit nicht unmittelbar belastet ist.
Wie funktioniert der finanzielle Ausgleich?
Der Kern des Verfahrens aus Investorensicht ist der Ausgleich. § 13a Abs. 2 EnWG schreibt vor, dass ein abgeregelter Betreiber durch die Maßnahme wirtschaftlich weder besser noch schlechter gestellt werden darf. Der Ausgleich besteht aus zwei Komponenten:
- Bilanzieller Ausgleich: Die nicht eingespeiste Energiemenge wird bilanziell so behandelt, als wäre sie geliefert worden, damit der Bilanzkreis nicht aus dem Gleichgewicht gerät.
- Finanzieller Ausgleich: Entgangene Erlöse – etwa die Einspeisevergütung beziehungsweise die Markterlöse in der Direktvermarktung – werden ersetzt, ebenso zusätzliche Kosten und ersparte Aufwendungen werden berücksichtigt.
Zur Ermittlung der sogenannten Ausfallarbeit – also der Strommenge, die ohne den Eingriff eingespeist worden wäre – stehen mehrere Verfahren zur Verfügung. Bei der Spitzabrechnung wird die Ausfallarbeit dynamisch je Viertelstunde anhand anlagenscharfer Wetterdaten berechnet. Die vereinfachte Spitzabrechnung greift auf Referenzdaten zurück, wenn keine eigenen Wetterdaten vorliegen. Die Pauschalabrechnung schreibt die zuletzt gemessene Einspeisung vor dem Eingriff fort. Die Wahl des Modells trifft der Anlagenbetreiber und sie hängt von Technologie und Bilanzierungsmodell ab.
Am 5. Juni 2024 hat die Bundesnetzagentur eine neue Festlegung zum angemessenen finanziellen Ausgleich erlassen, die für Redispatch-Maßnahmen ab dem 1. Januar 2024 gilt und den zuvor weitergeltenden Leitfaden zum Einspeisemanagement ablöst. Die konkrete Höhe und Abwicklung des Ausgleichs unterliegen damit weiterhin der laufenden regulatorischen Konkretisierung.
Welche wirtschaftliche Bedeutung hat Redispatch für Agri-PV-Investments?
Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung einer Agri-PV-Investition ist Redispatch 2.0 ein doppelter Faktor. Einerseits bedeutet jede Abregelung zunächst entgangene Stromproduktion. Andererseits ist diese Abregelung gesetzlich ausgleichspflichtig, sodass die wirtschaftliche Wirkung deutlich abgemildert wird. Anders als ein technischer Ausfall, der vollständig zulasten des Betreibers geht, ist eine netzbedingte Abregelung im Grundsatz kompensiert.
Dennoch sollten Investoren das Thema nicht ausblenden. Die abgeregelten Strommengen sind in Deutschland zuletzt erheblich gewesen, und der Ausgleich erfasst regelmäßig nicht jede denkbare wirtschaftliche Position vollständig und zeitnah. Eine sorgfältige Standortwahl in netztechnisch belastbaren Regionen, eine verlässliche Betriebsführung und ein professioneller Direktvermarkter sind daher relevante Qualitätsmerkmale eines Investments. Auch der Zusammenhang zum Day-Ahead-Markt ist zu beachten: In Stunden hoher Einspeisung und niedriger Preise kann Abregelung mit ohnehin geringen Markterlösen zusammenfallen.
Hinweis: Die hier dargestellten Zusammenhänge sind eine allgemeine, vereinfachte Information zum Netzengpassmanagement und keine individuelle Steuer-, Rechts- oder Anlageberatung. Die konkrete wirtschaftliche Auswirkung von Redispatch-Maßnahmen hängt vom jeweiligen Standort, Netzgebiet und Vermarktungsmodell ab und sollte im Einzelfall fachlich geprüft werden.
Welche Risiken und Pflichten sind zu beachten?
Redispatch 2.0 ist ein etabliertes, aber prozessual anspruchsvolles Regime. Die wichtigsten Punkte:
- Datenpflichten: Stamm-, Plan- und Echtzeitdaten müssen fristgerecht bereitgestellt werden; Versäumnisse können den Ausgleichsanspruch beeinträchtigen.
- Wahl des Abrechnungsmodells: Die Festlegung auf ein Abrechnungsverfahren erfolgt durch den Betreiber innerhalb regulatorischer Fristen und beeinflusst die ermittelte Ausfallarbeit.
- Regulatorische Dynamik: Die Festlegungen der Bundesnetzagentur – etwa zum finanziellen Ausgleich ab 2024 – entwickeln sich fort; bestehende Annahmen sind regelmäßig zu überprüfen.
- Keine garantierte Vollkompensation: Der gesetzliche Grundsatz der wirtschaftlichen Neutralität bedeutet nicht, dass jede mittelbare Folge einer Abregelung in jedem Fall vollständig erstattet wird.
Bei professionell aufgesetzten Direktinvestments werden diese Pflichten regelmäßig über die Betriebsführung und den Direktvermarkter abgedeckt, sodass der Investor den administrativen Aufwand nicht selbst trägt. Die genaue Ausgestaltung sollte vor einer Investitionsentscheidung anhand der konkreten Projektunterlagen geprüft werden.
Häufig gestellte Fragen
Grundsätzlich eignen sich die meisten Flächen, auf denen Landwirtschaft betrieben wird. Problematisch sind Flächen in bestimmten Naturschutzgebieten, wie bspw. Vogelschutzgebiet oder Flora-Fauna-Habitat. Ein wirtschaftlicher Betrieb der Agri-PV Anlage ist je nach Standort, Flächenstruktur und Netzinfrastruktur oft aber erst ab einer bestimmten Flächengröße möglich: Jede landwirtschaftliche Fläche bis 2,5ha in Hofnähe sowie Grünland ab 5 ha und Acker ab 10ha.
Generell kann die Fläche bei Agri-PV sowohl als Dauergrünland als auch für Ackerbau oder den Anbau von Dauerkulturen genutzt werden. Bei bodennahen nachgeführten Agri-PV-Systemen ist der Anbau von hochwachsenden Pflanzen ab einer Wuchshöhe von 1,50m (z.B. Mais, Sonnenblumen) problematisch, da diese die Module verschatten und somit den Stromertrag reduzieren können.
Grundsätzlich kann Agri-PV auch mit Nutztierhaltung kombiniert werden. Hier bieten sich insbesondere hoch aufgeständerte Solaranlagen sowie nachgeführten Tracker Systemen Module an. Die Anlage und die Nutztierhaltung muss in einem landwirtschaftlichen Gesamtkonzept umgesetzt werden, aus dem ersichtlich ist, dass die Nutztiere von der Anlage profitieren.
Die Breite des Bewirtschaftungsstreifens bei Agri-PV-Anlagen liegt typischerweise zwischen 9 und 12 Metern, abhängig von der Bewirtschaftungsform. Unter den Modulen wird ein 1–2 Meter breiter Biodiversitätsstreifen angelegt, der zur ökologischen Aufwertung dient und als Pufferzone rechts und links zur Modulaufständerung fungiert. Mindestens 9 Meter Arbeitsbreite sind notwendig, um Verschattungen zwischen den Modulreihen zu vermeiden und sicherzustellen, dass gemäß DIN SPEC 91434 auf Ackerflächen mindestens 85 % und auf Grünland mehr als 90 % der Fläche bewirtschaftet werden können. Der Reihenabstand wird so gewählt, dass er sowohl die statischen Anforderungen (z.B.: Windlasten) als auch eine ausreichende Energieerzeugung und eine effiziente landwirtschaftliche Nutzung ermöglicht.
Selbstverständlich bringt der Aufbau einer Agri-PV-Anlage gewisse Einschränkungen für die Bearbeitung des Feldes mit sich. Diese sind jedoch aufgrund der individuell auf Ihre Bedürfnisse abgestimmten Reihenabstände (i.d.R. 11-14 m; auch größer möglich), die an die Größe der Maschinen angepasst werden können, überschaubar. Zudem bleibt das Vorgewende erhalten mit einer Breite, die individuell mit Ihnen abgestimmt wird.
Nach derzeitigen Erkenntnissen (v.a. Studien des Frauenhofer ISE und Technologieförderzentrum Bayern) gibt es – je nach Reihenabstand, Feldfrucht und konkreten Wetterbedingungen – z.T. leicht positiven, z.T. leicht negative Auswirkungen auf Menge und Qualität des Ertrags. Hervorzuheben ist jedoch, dass die Vorgaben, die für die gesetzliche Förderung nach dem EEG erfüllt sein müssen (Erzielen von 66 % des landwirtschaftlichen Referenzertrags, s. DIN SPEC 91434), in allen Versuchen unproblematisch erreicht wurden.
Agri-PV-Anlagen tragen wesentlich zur ökologischen Aufwertung landwirtschaftlicher Flächen bei. Sie bieten Schutz vor Winderosion, indem die Solarmodule als Barriere wirken und den Boden stabilisieren. Zudem schützen sie vor Extremwetterphänomenen wie Hagel und Starkregen, wodurch Schäden an Erntepflanzen minimiert werden. Die teilweise Beschattung der Pflanzen verhindert Austrocknung, erhöht die Bodenfeuchtigkeit und kann in heißen Sommern zu gesteigerten Erträgen führen. Darüber hinaus erhalten Agri-PV-Anlagen der Fläche eine „Pause“ von intensiver Landwirtschaft, was die Bodengesundheit fördert und die Biodiversität unterstützt.
Grundsätzlich lässt sich das sehr klar unterscheiden – je nachdem, ob es sich um eine kleinere privilegierte Agri-PV-Anlage bis ca. 2,5 ha oder um eine großskalige Agri-PV-Anlage handelt:
Kleinere Anlagen bis ca. 2,5 ha (privilegiert nach § 35 Abs. 9 Nr. 1 BauGB):
Diese Anlagen sind planungsrechtlich privilegiert und benötigen daher kein Bauleitplanverfahren gemeinsam mit der Gemeinde. In der Regel reicht ein Bauantrag beim zuständigen Landratsamt.
Wenn die Kriterien Hofnähe, direkt-räumlich funktionaler Zusammenhang zur Hofstelle sowie eine Anlage pro Hofstelle erfüllt sind, ist eine Genehmigung innerhalb von ca. 4 Monaten grundsätzlich möglich.
Große Agri-PV-Anlagen:
Bei größeren Projekten ist der Prozess in der Regel umfangreicher und umfasst häufig ein Bauleitplanverfahren (Flächennutzungsplan/Bebauungsplan) inklusive der dazugehörigen Gutachten und Beteiligungen (z. B. Umweltprüfung, Artenschutz, Fachbehörden, Öffentlichkeit).
Wir übernehmen die Koordination der gesamten Schritte, binden Behörden und Fachgutachter ein und sorgen für eine saubere, prüffähige Dokumentation. Die Dauer variiert entsprechend – von mehreren Monaten (bei kleineren Anlagen, je nach Rahmenbedingungen) bis länger bei großskaligen Projekten. Parallel läuft meist die Klärung der Netzanbindung, die den Zeitplan wesentlich beeinflussen kann.
Artenschutz und Biodiversität sind fester Bestandteil unserer Projektentwicklung. Wir prüfen frühzeitig, welche Schutzgüter betroffen sein können (z. B. Brutvögel, Feldhamster, Fledermäuse oder Biotope) und stimmen die Vorgehensweise mit den zuständigen Behörden und Gutachtern ab. Wenn nötig, werden Kartierungen über geeignete Zeiträume durchgeführt und konkrete Maßnahmen eingeplant – etwa Schutz- und Rückzugsräume, angepasste Pflegekonzepte oder Bauzeitenregelungen. Ziel ist eine Lösung, die Landwirtschaft und Natur gleichermaßen berücksichtigt.
Nein — Agri-PV ist darauf ausgelegt, die landwirtschaftliche Nutzung zu erhalten und die Fläche jederzeit in den Ursprungszustand zurückzuversetzen. In der Regel werden keine Fundamente gegossen: Die Unterkonstruktion wird gerammt, sodass keine dauerhafte Bodenversiegelung entsteht, sondern nur temporäre und sehr punktuelle Eingriffe (typischerweise < 1 % der Fläche).Die Fläche bleibt weiterhin bewirtschaftbar, und durch angepasste Pflege- und Nutzungskonzepte können je nach Standort sogar positive Effekte entstehen – etwa Bodenschutz, Mikroklima-Vorteile und mehr Biodiversität. Außerdem ist die Anlage grundsätzlich vollständig rückbaubar; das ist vertraglich geregelt.
Grundsätzlich werden alle steuerbaren Erzeugungs- und Speicheranlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW einbezogen. Kleinere Anlagen fallen nur dann unter das Regime, wenn sie bereits durch den Netzbetreiber fernsteuerbar sind. Gewerbliche Agri-PV-Anlagen liegen typischerweise deutlich über dieser Schwelle und unterliegen den Pflichten vollständig.
Nein, eine netzbedingte Abregelung ist nach § 13a Abs. 2 EnWG ausgleichspflichtig. Der Betreiber erhält einen bilanziellen und finanziellen Ausgleich und soll wirtschaftlich weder besser noch schlechter gestellt werden als ohne den Eingriff. Anders als ein technischer Ausfall führt eine Abregelung daher im Grundsatz nicht zu einem dauerhaften Erlösverlust.
Das frühere Einspeisemanagement nach dem EEG behandelte Erneuerbare-Energien-Anlagen separat und reagierte überwiegend ad hoc auf gemessene Ist-Werte. Redispatch 2.0 integriert diese Anlagen seit Oktober 2021 in ein einheitliches, planwert- und prognosebasiertes Verfahren gemeinsam mit konventionellen Kraftwerken und Speichern. Ziel ist eine netzübergreifend optimierte und kostengünstigere Engpassbewirtschaftung.
Der Anlagenbetreiber muss Stamm-, Planungs- und Echtzeitdaten bereitstellen und ein Abrechnungsmodell für die Ausfallarbeit wählen. Diese Rollen werden häufig an den Direktvermarkter oder einen spezialisierten Dienstleister delegiert. Bei professionell strukturierten Direktinvestments übernimmt die technische und kaufmännische Betriebsführung diese Aufgaben in der Regel für den Investor.
Ja, eine sorgfältige Planung berücksichtigt mögliche Abregelungen und deren Ausgleich als Faktor der Erlösprognose. Da die Festlegungen der Bundesnetzagentur fortlaufend angepasst werden und der Ausgleich nicht zwingend jede mittelbare Folge erfasst, ist eine konservative Modellierung sinnvoll. Eine individuelle steuerliche und wirtschaftliche Beratung im Einzelfall bleibt unverzichtbar.
Durch die der Sonne folgenden Tracker produzieren Agri-PV Anlagen deutlich mehr Strom ("Volllaststunden") als konventionelle Freiflächen-PV Anlagen. Je nach Standort können problemlos 1.400 kWh/kW im Jahr erzeugt werden.
Durch die der Sonne folgenden Tracker produzieren Agri-PV Anlagen vermehrt Strom in den Morgen- und Abendstunden. In diesen Zeiten ist der Strombedarf bereits hoch, da die Industrie schon/noch Strom benötigt, während das Stromangebot durch die vor allem nach Süden ausgerichteten Freiflächen- und Dachanlagen noch gering ist. Agri-PV Anlagen können dann stark von den hohen Strompreisen profitieren.
Unter dem Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) bekommen Agri-PV Anlagen wegen ihrem netzdienlichem und sozialverträglichem Konzept eine höhere Vergütung als konventionelle Freiflächen-PV Anlagen.
Die Pachtverträge für unsere Anlagen laufen mind. 30 Jahre, wobei hier die letzten 10 Jahre durch die in der Regel dann zurückgeführte Finanzierung am ertragreichsten sind. Nach Ablauf der 30 Jahre müssen mit den Flächeneigentümern neue Pachtverträge abgeschlossen werden, damit die Anlage weiter Strom produzieren kann.