Wissenswertes über Energie einspeisen
Vielleicht helfen Ihnen unsere Kategorien weiter.
Alle notwendigen Schritte zum Anmelden Ihrer Anlagen finden Sie unter steckerfertige Anlage, Einspeiser werden (Niederspannungsnetz) und Einspeiser werden (Mittel- und Hochspannungsnetz), um Ihre Anlage ans Netz anschließen zu lassen und die Vergütung für den eingespeisten Strom zu beantragen.
Aktuell erreichen uns sehr viele Anfragen rund um das Thema Einspeisen. Vor diesem Hintergrund stehen momentan die Telefone bei uns nicht still und sekündlich treffen E-Mails ein. Darüber freuen wir uns sehr, möchten Sie allerdings um Ihr Verständnis für entsprechend längere Wartezeiten bitten. Wir werden niemanden vergessen und uns selbstverständlich um Ihr Anliegen kümmern.
Nach Inbetriebsetzung Ihrer Anlage melden Sie über unser Kundenportal die vergütungsrelevanten Daten. Mit der Einreichung der Daten – Ihre Bankverbindung, Daten zum Marktstammdatenregister sowie Angaben zur Art der Besteuerung – sichern Sie sich die Auszahlung Ihrer Einspeisevergütung.
- Registrieren Sie sich oder loggen Sie sich im Kundenportal ein.
- Über die Kachel „Vergütungsrelevante Daten“ gelangen Sie zu einer Eingabemaske zur Identifikation Ihrer Erzeugungsanlage. Hierfür müssen Sie Ihre Meldungsnummer und Ihre persönliche PIN eingeben. Die PIN wird Ihnen nach erfolgter Inbetriebnahme per E-Mail zugeschickt. Dies gilt nur für Anlagen, deren Inbetriebnahme ab 19.08.2024 über das Portal genehmigt wurden.
- Das Portal leitet Sie durch alle erforderlichen Eingabemasken.
- Sollten Sie zwischenzeitlich die Eingabe unterbrechen, speichert das System Ihre bereits getätigten Angaben. Über die Kachel „Meine Anfragen“ können Sie Ihre Eingabe jederzeit wieder fortsetzen.
Bitte halten Sie folgende Dokumente für die Erfassung bereit:
- Anmeldebestätigung Ihrer Erzeugungsanlage und, falls vorhanden, Ihres Speichers im Marktstammdatenregister
- Ihre Bankverbindung und Ihre Angaben zur Besteuerung für die Gutschrift der Einspeisevergütung
- Gegebenenfalls die Abtretungserklärung für die Vergütung der eingespeisten Strommengen
Eine detaillierte Beschreibung finden Sie in unserem Anleitungshandbuch.
Wenn Sie ihre vergütungsrelevanten Daten im Kundenportal gepflegt haben, werden wir diese überprüfen und Sie erhalten im Anschluss von uns ein Begrüßungsschreiben mit dem entsprechenden monatlichen Abschlag.
Schreiben Sie uns hier eine E-Mail oder rufen uns an unter 0621 585-2945. Halten Sie bitte unbedingt die Meldungsnummer Ihrer Anlage aus der Einspeisezusage bereit (5000xxxxx).
Sie haben eine Erzeugungsanlage in Betrieb genommen? Die Meldung der vergütungsrelevanten Daten, also Ihrer Bank- und Steuerdaten, erfolgt über unser Kundenportal. Den Antrag für sonstige Erzeugungsanlagen finden Sie hier.
Besitzen Sie bereits eine Einspeiseanlage? Sie erkennen dies daran, dass Sie ein Begrüßungsschreiben mit Abschlagsplan von uns erhalten haben. Daraufhin erhalten Sie von uns jedes Jahr im Dezember ein Anschreiben zur Zählerablesung. Wenn Sie nach Vorgabe des § 71 EEG erfolgreich zum Stichtag 31.12. Ihre Zählerstände an uns übermitteln haben, erhalten Sie Ihre Jahresabrechnung und den neuen Abschlagsplan bis spätestens Ende März des Folgejahres. Diese Frist ist gesetzlich vorgegeben.
Ihre Meldungsnummer finden Sie auf der Einspeisezusage, die Ihnen nach der Anmeldung und Netzverträglichkeitsprüfung der Erzeugungsanlage und/oder des Speichers ausgestellt wurde.
Das Solarspitzengesetz ist eine neue gesetzliche Regelung für Photovoltaikanlagen, die ab dem 25. Februar 2025 gilt. Ziel ist es, die Einspeisung erneuerbarer Energien gezielter zu steuern und Netzüberlastungen zu vermeiden. Betreiber von neuen PV-Anlagen, die nach Inkrafttreten des Gesetzes ihre Anlage in Betrieb nehmen, dürfen maximal 60 % der installierten Leistung ins Netz einspeisen.
Weitere Informationen zum Solarspitzengesetz finden Sie auch auf der Seite des Bundesverbands Solarwirtschaft e.V.
Das Gesetz betrifft ausschließlich neue PV-Anlagen, die ab dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen werden. Bestehende Anlagen sind nicht betroffen.
Ab dem 25. Februar 2025 gelten für alle neu in Betrieb genommenen Photovoltaikanlagen folgende Änderungen:
- Keine Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen:
Wenn die Strompreise an der Börse ins Negative fallen, entfällt die Einspeisevergütung für PV-Anlagen ab 2 kWp mit Smart Meter sowie für alle Anlagen ab 100 kWp. Allerdings werden die ausgefallenen Vergütungsstunden an die 20-jährige Förderdauer angehängt, sodass langfristig kein finanzieller Nachteil für Anlagenbetreiber entsteht. - Pflicht zur Nutzung eines Smart Meters mit Steuerungseinrichtung:
PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 7 kWp müssen mit einem intelligenten Messsystem (Smart Meter) und einer Steuereinrichtung ausgestattet sein. Dies ermöglicht es Netzbetreibern, die Einspeisung flexibel zu regulieren und die Netzstabilität zu sichern. - Erleichterter Zugang zur Direktvermarktung:
Betreiber von PV-Anlagen können ihren erzeugten Solarstrom einfacher direkt an der Strombörse verkaufen. Eine Mindestvergütung sorgt für finanzielle Planungssicherheit und macht die Direktvermarktung attraktiver.
Die Einspeisung ins öffentliche Stromnetz ist auf maximal 60 % der Nennleistung begrenzt. Das bedeutet nicht, dass Ihre PV-Anlage nur zu 60 % arbeitet – sie kann weiterhin 100 % Leistung erzeugen. Die Begrenzung betrifft lediglich die Menge an Solarstrom, die ins Netz eingespeist wird. Falls Sie einen Batteriespeicher haben, können Sie überschüssigen Strom speichern und später nutzen.
Die Begrenzung erfolgt über ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) mit Steuerungsfunktion. Dieses regelt die Netzeinspeisung automatisch und kann vom Netzbetreiber ferngesteuert werden.
Nein, die Regelung gilt nur für neue Solaranlagen, die nach dem 25. Februar 2025 ans Netz gehen. Bestandsanlagen müssen nicht nachgerüstet werden.
Ihr Eigenverbrauch bleibt unverändert. Sie können weiterhin den selbst erzeugten Solarstrom direkt nutzen. Nur die Einspeisung ins Netz ist begrenzt.
Betreiber von Photovoltaikanlagen, die sich nicht an die 60-%-Regelung halten, müssen mit finanziellen Sanktionen rechnen. Die genaue Höhe der Strafen ist in der Gesetzgebung geregelt.
Bitte rufen Sie uns an unter 0621 57057-2945. Halten Sie bitte unbedingt die Vertragskontonummer/n bereit. Wir erzeugen gerne einen Nachdruck für Sie.
Eine Korrektur kann notwendig sein, wenn sich nachträglich Änderungen ergeben, zum Beispiel:
- Wechsel des Anlagenbetreibers (rückwirkend)
- Umstellung auf die Kleinunternehmerregelung
- Stilllegung der Anlage
- Korrektur von Zählerständen
Die Anpassung erfolgt automatisch – Sie müssen in der Regel nichts tun.
„Sonstige Forderungen“ sind Beträge, die zusätzlich zu den regulären Positionen entstehen. Sie können auftreten:
- Bei einer Schlussabrechnung:
Wenn Abschläge zurückgefordert werden oder der ursprüngliche Rechnungsbetrag aus der Jahresabrechnung korrigiert wird.
Beispiele: Betreiberwechsel, Kleinunternehmerregelung, Anlagenstilllegung, Zählerkorrektur. - Bei einer Jahresabrechnung:
Wenn sich aus der ursprünglichen Abrechnung ein Guthaben ergab und dieses nun angepasst wird.
Im Falle von korrigierten EEG-Abrechnungen werden in der Abrechnungsübersicht oft sonstige Forderungen / sonstige Guthaben aufgelistet.
Sonstige Forderungen (Jahresabrechnung):
Ergeben sich aus dem Saldo der ursprünglichen Jahresabrechnung (wenn dieser ein Guthaben auswies).
„Sonstige Guthaben“ entstehen, wenn sich nach einer Korrektur ein zusätzlicher Betrag zu Ihren Gunsten ergibt:
- Bei einer Schlussabrechnung:
Wenn die ursprüngliche Abrechnung eine Forderung auswies und diese korrigiert wird. - Bei einer Jahresabrechnung:
Wenn die ursprüngliche Abrechnung eine Forderung auswies und sich nun ein Guthaben ergibt.
Sonstige Guthaben (Jahresabrechnung):
Ergeben sich aus dem Saldo der ursprünglichen Jahresabrechnung (wenn dieses eine Forderung auswies).
Hier erklären wir Ihnen anhand einer Beispieljahresabrechnung, wie sich Ihre Einspeiseabrechnung zusammensetzt und wo Sie welche Informationen finden.
Sollten Sie darüber hinaus noch Fragen zur Abrechnung haben, stellen Sie diese bitte hier per E-Mail oder telefonisch unter 0621 57057-2946.
Wenn Sie Ihre Bankverbindung für die Einspeisevergütung ändern möchten, senden Sie uns bitte das Formular Änderung der Bankverbindung ausgefüllt und unterschrieben hier per E-Mail.
Erkundigen Sie sich bei Ihrem zuständigen Finanzamt oder Ihrem*Ihrer Steuerberater*in, ob Sie berechtigt sind, die Kleinunternehmerregelung in Anspruch zu nehmen. Falls ja, nutzen Sie einfach und bequem unser Online-Formular. Weitere Informationen erhalten Sie hier.
Die Zählerstände für die Vergütung der eingespeisten Strommengen melden Sie uns bitte jährlich zum 31.12 über unser Zählerstandsportal. Sie erhalten dazu im Dezember ein entsprechendes Anschreiben von uns.
Um das Ablesen Ihrer Verbrauchs- und Einspeisezähler zu erleichtern, stellen wir Ihnen eine Schritt-für-Schritt-Anleitung zur Verfügung.
Wenn bei Ihnen ein intelligentes Messsystem (iMSys) installiert ist, werden die Zählerstände automatisch ausgelesen und an uns übermittelt. Eine manuelle Ablesung ist dann nicht erforderlich – deshalb erhalten Sie kein Ableseschreiben.
Sollten Sie kein Ableseschreiben erhalten haben und kein iMSys besitzen, senden Sie uns bitte die Zählerstände aller Zählwerke stichtagsgenau zum 31.12. per E-Mail hier – unter Angabe Ihrer Zählernummer und Vertragskontonummer. Gerne können Sie auch ein Foto der Zählerstände mitschicken. Bitte teilen Sie uns außerdem Ihre Adresse mit, damit wir Ihre Kontaktdaten abgleichen können.
Nein. Solange Ihr intelligentes Messsystem (iMSys) ordnungsgemäß funktioniert, müssen Sie keine Zählerstände selbst ablesen oder übermitteln.
Sollte es ausnahmsweise zu einer technischen Störung kommen, informieren wir Sie rechtzeitig und teilen Ihnen mit, falls eine manuelle Ablesung erforderlich sein sollte.
Bei einem intelligenten Messsystem (iMSys) werden alle für die Abrechnung relevanten Zählerstände automatisch erfasst und übertragen – auch die für die EEG-Abrechnung, zum Beispiel die eingespeisten Strommengen aus einer Photovoltaikanlage.
Es tut uns leid, wenn auf Ihrem Schreiben zur Übermittlung des Zählerstandes falsche Daten abgedruckt sind. Um diese zu korrigieren, schreiben Sie uns einfach hier eine E-Mail. Wichtig: Halten Sie unbedingt Ihre Zählernummer und Vertragskontonummer bei der Übermittlung bereit.
Wenn Ihre Daten erfolgreich übermittelt wurden, erscheint nach dem Absenden folgende Einblendung:
Wenn Sie uns mit der Angabe der Zählerstände eine korrekte E-Mail-Adresse mitgeteilt haben, bestätigen wir Ihnen den Erhalt in einer E-Mail an die von Ihnen angegebene E-Mail-Adresse. Bitte prüfen Sie auch den Spam-Ordner Ihres E-Mail-Accounts, falls Sie die Bestätigung nicht erhalten haben.
- Kennzahl 1.8.0: Dieser Wert zeigt den Strombezug.
- Kennzahl 2.8.0: Dieser Wert zeigt die Menge an Strom, welche durch Ihre Erzeugungsanlage (z.B. Photovoltaikanlage) in das Stromnetz des Netzbetreibers eingespeist wurde.
In der folgenden Grafik haben wir dies für Sie dargestellt:
Haben Sie Ihre Zählerstände gemäß unserem Anschreiben zur Zählerablesung aus dem Dezember des Vorjahres nach Vorgabe des § 71 EEG erfolgreich zum Stichtag 31.12. an uns übermittelt, erhalten Sie Ihre Jahresabrechnung bis spätestens Ende März des Folgejahres. Diese Frist ist gesetzlich vorgegeben.
Haben Sie nach dieser Frist noch keine Jahresabrechnung von uns erhalten? Dann schreiben Sie uns bitte eine E-Mail unter Angabe Ihrer Zählernummer und Ihrer Vertragskontonummer. Wir melden uns schnellstmöglich bei Ihnen.
Wenn Sie uns eine Änderung der Adresse, Telefonnummer, Ihres Namens oder anderer Stammdaten mitteilen möchten, schreiben Sie uns bitte hier eine E-Mail.
Liegt bei Ihrem Einspeisezähler ein Fehler oder Defekt vor, wenden Sie sich bitte hier per E-Mail oder telefonisch an das Einspeiserteam unter 0621 585-2945.
In diesem Fall kontaktieren Sie bitte einen Installateurbetrieb, im Idealfall den Einrichter Ihrer Anlage.
Soll eine Erzeugungsanlage dennBetreiber wechseln, muss dies beim Netzbetreiber angezeigt werden. Die entsprechenden Papiere und auszuführenden Schritte finden Sie hier.
Soll eine Erzeugungsanlage den Betreiber wechseln, muss dies beim Netzbetreiber angezeigt werden. Die entsprechenden Papiere und auszuführenden Schritte finden Sie hier.
Alle relevanten Formulare für Einspeiser finden Sie in unserem Formularcenter.
Ja, folgen Sie hierzu den 7 Schritten zur Inbetriebnahme einer Erzeugungsanlage und / oder Speicher.
Bitte folgen Sie den 6 Schritten für technische Änderungen.
Auf der Seite Post-EEG haben wir aktuelle Informationen für Sie zusammengestellt.
Beim Redispatch werden Engpässe bei der Stromübertragung im Höchstspannungsnetz ausgeglichen. Dazu wird die Stromerzeugung für die Dauer des Netzengpasses geregelt: Auf der einen Seite wird die Stromeinspeisung reduziert und auf der anderen Seite erhöht. In Summe soll die Erzeugung während des Engpasses konstant bleiben. So wird der Energiebedarf gedeckt und die Versorgungssicherheit gewährleistet. Bis 30.09.2021 erfolgte der sog. Redispatch 1.0 durch Regelung konventioneller Kraftwerke mit einer Leistung Pinst ≥ 10 MW.
Warum nun Redispatch 2.0?
Aktuell werden stetig dezentrale Erzeugungsanlagen gebaut. Zudem fallen Erzeugungskapazitäten aufgrund des Atom- und Kohleausstiegs weg. Daher sollen nun auch dezentrale Stromerzeugungs- und Stromspeicheranlagen in das Netzengpassmanagement mit einbezogen werden. Für diese Anlagen galten bisher die Anforderungen des sog. Einspeisemanagements, die im Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) und Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) festgehalten sind. Die Regelungen des Redispatch 2.0 führen das konventionelle Redispatch und das Einspeisemanagement zusammen und sind seit dem 01.10.2021 von allen Marktpartnern, wie z. B. Anlagenbetreiber*innen, Direktvermarktern und Netzbetreibern, verpflichtend umzusetzen.
Die Erfordernisse des Redispatch 2.0 sind im Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG 2.0, Inkrafttreten am 17.05.2019) begründet. Die rechtlichen Grundlagen zum Redispatch 2.0, insbesondere zu Informationspflichten, fassen § 12 Abs. 4 und die §§ 13 ff. EnWG in den ab dem 01.10.2021 geltenden Fassungen sowie die Beschlüsse und Festlegungen der Bundesnetzagentur zusammen (mehr Infos finden Sie hier).
Das Ziel von Redispatch 2.0 ist eine Entlastung und Optimierung der Netzführung und seiner Kosten. Außerdem sollen durch Redispatch 2.0 planbare und nicht planbare Netzengpässen bereinigt werden. Sicherheit und Zuverlässigkeit der Stromversorgung werden so ausgebaut und die Kosten der bisherigen Einspeisemanagementmaßnahmen reduziert.
Die Regelungen des Redispatch 2.0 sind für alle durch den Netzbetreiber steuerbaren Stromerzeugungsanlagen, wie Erneuerbare-Energien- oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, sowie Stromspeicheranlagen ab einer installierten Leistung von Pinst ≥ 100 kW verpflichtend. Anlagen mit einer installierten Leistung unter 100 kW werden nur hinzugezogen, wenn sie bereits heute durch den Netzbetreiber geregelt werden können. Dies kann beispielsweise bei Verklammerungen gemäß EEG oder Anbindungen einer Stromerzeugungsanlage mit einer weiteren Stromerzeugungsanlage (bei einer installierten Leistung von Pinst ≥ 100 kW) über denselben Netzanschluss der Fall sein.
- Abstimmung und Festlegung der grundsätzlichen Angaben:
- Benennung eines Einsatzverantwortlichen (EIV) und eines Betreibers einer technischen Ressource (BTR), falls diese Rollen nicht durch den Anlagenbetreiber selbst ausgeübt werden
- Prüfung der Zuordnungen Technische- zu Steuerbare Ressourcen-ID
- Festlegung des Bilanzierungsmodells (Planwert- oder Prognosemodell)
- Festlegung des Abrechnungsmodells (Spitz-, Spitz-Light- oder Pauschalwertverfahren)
- Festlegung der Wetterdatenbereitstellung (nur für fluktuierende Einspeiser in Abhängigkeit von Bilanzierungsmodell und Abrechnungsverfahren)
- Festlegung der Abrufart für die Leistungsreduzierung (Aufforderungsfall oder Duldungsfall)
- Beantragung von Marktpartner-IDs, falls die Rollen EIV und BTR nicht durch den*die Anlagenbetreiber*in selbst ausgeübt werden
- Registrierung und Bereitstellung von Stammdaten bei RAIDA
- Teilnahme an den Prozessen von Redispatch 2.0:
- Bereitstellung von Planungsdaten (nur im Planwertmodell) über RAIDA
- Bereitstellung von Nichtbeanspruchbarkeiten (nur im Prognosemodell) über RAIDA
- Bereitstellung von marktbedingten Anpassungen (nur bei Prognosemodell) über RAIDA
- Bereitstellung von Echtzeitdaten nach Aufforderung durch uns als Netzbetreiber
- Durchführung Abruf der Einspeiseanlage durch uns als Netzbetreiber im Duldungsfall
- Abruf der Einspeiseanlage über RAIDA, falls wir als Netzbetreiber Sie dazu auffodern
Ein für Anlagenbetreiber*innen essenzieller Teil im Redispatch 2.0 ist der Stammdatenaustausch, in dem der Austausch von anlagenspezifischen Stammdaten und Planungsdaten abgehandelt wird.
In diesem Kontext wurden auf Anlagenbetreiber*innenseite zwei neue Marktrollen geschaffen: Der Einsatzverantwortliche (EIV) und Betreiber einer technischen Ressource (BTR). Die Rollen können von dem Anlagenbetreiber selbst oder durch einen von ihm beauftragten Dienstleister übernommen werden. Eine offene Dienstleisterliste mit Anbietern hat der BDEW hier veröffentlicht. Hierzu zählen u. a. Direktvermarkter.
Zum verbesserten Datenaustausch wurde eine neue deutschlandweite Plattform ins Leben gerufen: Die Kommunikation zwischen Anlagenbetreiber*innen und Netzbetreibern wird über die im Netzbetreiberprojekt connect+ entwickelte IT-Plattform RAIDA realisiert. RAIDA übernimmt die neue Marktrolle des "Data-Provider". Zur Kommunikation sind verschiedene Übertragungswege möglich: AS2, E-Mail via SMTP, SFTP oder REST. Der Versand und Empfang von Abrechnungs-, Bilanzierungs- und Echtzeitdaten sowie von Steuerbefehlen erfolgt allerdings weiterhin über die bestehenden Datenwege.
Der Anlagenbetreiber ist für den Einsatz der Anlage zuständig. Zur Rolle des EIV gehört die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource und der Austausch von Stamm-, Planungs- bzw. Bewegungsdaten mit dem Netzbetreiber. Der Einsatzverantwortliche (EIV) ist die durch den Anlagenbetreiber der Stromerzeugungs- oder Stromspeicheranlagen gegenüber dem Netzbetreiber benannte juristische Person, die im Namen dessen die notwendigen Abstimmungen im Rahmen des Redispatch 2.0 führt.
Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource zuständig. Er ist bei der Abstimmung der Ausfallarbeit mittels EDIFACT-Nachrichten nach einem Redispatch-Abruf involviert.
Die eigentlichen Stromerzeugungs- oder Stromspeicheranlagen (bspw. ein Windrad in einem Windpark) werden im Rahmen von Redispatch 2.0 als Technische Ressourcen (TR) bezeichnet. Eine oder mehrere Technische Ressourcen (TR) können über eine gemeinsame Steuerbare Ressource (bspw. eine Fernwirkanlage oder ein Tonfrequenzrundsteuerempfänger) am Netzanschluss abgerufen bzw. geregelt werden. Jede TR ist genau einer SR zugeordnet. Eine SR kann aus mehreren TR aufgebaut sein. Damit die sichere Marktkommunikation im Redispatch 2.0 für alle Marktpartner gewährleistet werden kann, wurden neue BDEW-Codes eingeführt. Unter anderem sind dies der BDEW-Code für TR beginnend mit „D“ und der BDEW-Code für SR beginnend mit „C“. Diese Codenummern beantragt der Netzbetreiber und ordnet diese den entsprechenden Ressourcen zu.
Für den im Redispatch 2.0 vorgesehenen bilanziellen Ausgleich sind zwei Bilanzierungsmodelle definiert:
- Planwertmodell
- Prognosemodell
Jede Steuerbare Ressource muss einem der beiden Bilanzierungsmodelle zugeordnet werden. Einspeiseanlagen, die Fahrpläne liefern müssen, werden dem Planwertmodell zugeordnet. Alle übrigen Anlagen werden dem Prognosemodell zugeordnet. Unter bestimmten Bedingungen können Anlagen mit fluktuierender Stromerzeugung auch dem Planwertmodell zugeordnet werden.
Der wesentliche Unterschied besteht darin, dass im Planwertmodell der*die Anlagenbetreiber*in bzw. der*die EIV die geplanten Einspeisewerte an den Netzbetreiber übermitteln muss, wohingegen im Prognosemodell vom Netzbetreiber eine Einspeiseprognose erstellt wird.
Im Duldungsfall führt der anweisende Netzbetreiber die Steuerung der SR selbst durch. Dies stellt den häufigsten Regelfall dar.
Im Aufforderungsfall fordert der anweisende Netzbetreiber den*die EIV dazu auf, die Stromerzeugung oder den Strombezug seiner SR zu verändern.
Zur Bestimmung der Ausfallarbeit stehen im Prognosemodell prinzipiell drei Abrechnungsvarianten zur Verfügung:
- Spitzabrechnung (Nutzung von gemessenen Wetterdaten an der Anlage)
- Spitzabrechnung Light (Nutzung von Referenzmesswerten in der Nähe des Standorts der Anlage)
- Pauschal-Abrechnung (Fortschreibung des Einspeiselastgangs der letzten vollen Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme)
Zur Bestimmung der Ausfallarbeit stehen im Planwertmodell prinzipiell zwei Abrechnungsvarianten zur Verfügung:
- Spitzabrechnung (Ex-ante-Fahrplan)
- Pauschal-Abrechnung (Fortschreibung des Einspeiselastgangs der letzten vollen Viertelstunde vor der Redispatch-Maßnahme)
Die Festlegung auf eine Abrechnungsvariante erfolgt für jede Anlage durch den Anlagenbetreiber bis zum 30.11. eines Jahres für das nachfolgende Kalenderjahr. Die initiale Zuordnung zum 01.10.2021 zu einer Abrechnungsvariante bei Bestandsanlagen erfolgt durch den Anschlussnetzbetreiber, wenn nicht der Anlagenbetreiber bis zum 30.06.2021 eine Festlegung getroffen hat.
Die von Anlagenbetreiber zu übermittelnden Daten werden in Stammdaten, Planungsdaten, Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten unterteilt.
- Stammdaten betreffen im Wesentlichen allgemeine Daten zur Anlage. Einige Daten hierzu sind uns auch bereits bekannt.
- Im Planwertmodell sind von Anlagenbetreiber bzw. EIV bis 14:30 Uhr Planungsdaten für den nachfolgenden Tag zu melden.
- Im Prognosemodell sind von Anlagenbetreiber bzw. EIV Nichtbeanspruchbarkeiten seiner Anlage mitzuteilen. Daten zur Nichtbeanspruchbarkeit beziehen sich beispielsweise darauf, ob Strom aus der Anlage im Kundennetz selbst verbraucht wird. Im Prognosemodell muss der Anlagenbetreiber bzw. EIV auch die marktbedingte Anpassung melden.
- Echtzeitdaten stellen akute Veränderungen der Fahrweise der Anlage dar, etwa aus marktbezogenen oder technischen Gründen.
Einzelheiten zu den zu übermittelnden Daten sind bei der Bundesnetzagentur hier abrufbar.
Der Austausch der Stamm- und Planungsdaten soll automatisiert mittels definierter Formate zwischen der*dem EIV und dem Anschlussnetzbetreiber der jeweiligen Einspeiseanlage erfolgen.
Informationen zu den notwendigen Formaten für den Datenaustausch im Redispatch 2.0 sind in der „Mitteilung Nr. 16 zu den Datenformaten zur Abwicklung der Marktkommunikation“ der Bundesnetzagentur einsehbar. Anlagenbetreiber können uns die Daten also nicht formfrei zukommen lassen, sondern müssen den Kommunikationsweg über RAIDA einhalten.
Bei einer Redispatch-Maßnahme erfolgt eine Anpassung bzw. Aufforderung zur Anpassung der Wirkleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs einer Stromerzeugungs- oder Stromspeicheranlage durch den Netzbetreiber. Der Anlagenbetreiber erhält vom Netzbetreiber eine finanzielle und der Bilanzkreisverantwortliche ggf. eine bilanzielle Entschädigung. Hierfür wird die Ausfallarbeit vom Netzbetreiber ermittelt und mit dem BTR abgestimmt. Eine ausgebliebene Stammdatenmeldung führt jedoch dazu, dass die Ausfallarbeit bei Redispatch-Maßnahmen nicht mit den Betreiber*innen der technischen Ressourcen (BTR) abgestimmt werden kann. Ohne eine Festlegung zur Ausfallarbeit ist eine finanzielle Entschädigung nicht möglich.
Die Steuerbox ist mit dem intelligenten Messsystem verbunden. Ihre Aufgabe ist das Dimmen von steuerbaren Lasten und Erzeugern bei netzkritischen Situationen. Über diese Steuerbox kann der Netzbetreiber ein Steuersignal an die steuerbaren Einrichtungen (zum Beispiel Wallbox, Wärmepumpe oder auch PV-Anlagen) senden.
Die Steuerbox und das intelligente Messsystem werden von Ihrem zuständigen Messstellenbetreiber, der Pfalzwerke Netz AG, oder einem Dienstleister geliefert und eingebaut. Sofern Sie einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber haben, ist dieser für die Installation und den Betrieb dieser Komponenten zuständig.
Der Einbau der Steuerbox erfolgt im Rahmen des regulären Rollouts für den Kunden kostenfrei. Die jährlichen Kosten betragen 50 Euro und entsprechen damit der bundesweit gültigen Preisobergrenze. Die Kosten werden mit dem Anschlussnehmer (z.B. Eigentümer) abgerechnet.
Die Installation einer Steuerbox kann unmittelbar nach Einbau Ihrer steuerbaren Verbraucheinrichtung oder einer Erzeugungsanlage erfolgen, sofern die Geräte verfügbar sind. Über den genauen Zeitpunkt werden Sie rechtzeitig informiert.
Nein, der Einbau einer Steuerbox ist gesetzlich vorgeschrieben. Auch für bereits eingebaute elektronische Zähler ist ein Widerspruch nicht möglich, da diese den technischen Anforderungen nicht entsprechen. Das neue Messsystem muss in der Lage sein, die Verbrauchswerte der letzten 24 Monate dokumentieren zu können.
Die Steuerbox kommuniziert über das intelligente Messsystem (Basiszähler + Smart Meter-Gateway). Dabei nutzt das intelligente Messsystem LTE, Breitband-Powerline oder zukünftig das 450MHz-Netz.
Der MSB kann mit einer einzelnen Steuerbox mehrere steuerbaren Einrichtungen ansteuern. Sollte dies allerdings bei mehreren Geräten, die unter § 14a fallen, nicht möglich sein, muss der Betreiber den Steuerkontakt des MSB vervielfältigen oder ein Energiemanagementsystem (EMS) einsetzen.
Die Steuerbox wird im sogenannten Raum für die Zusatzanwendungen (RfZ) eingebaut. Gemäß VD-AR-N 4100 befindet sich dieser je nach eingesetzter Zählertechnologie entweder auf der integrierten Hutschiene des Basiszählers (3. Zähler) oder bei eHZ-Stecktechnik auf der vorgesehenen Hutschiene im oberen Bereich des Zählerfeldes.
Im Falle einer Überlastung des Stromnetzes darf ihr Netzbetreiber ein steuerbares Gerät vorübergehend dimmen. Allerdings wird diese Dimmung nur in absoluten Notfällen erforderlich sein. Gut zu wissen: Weil die Dimmung nur bis zur Mindestleistung von 4,2 kW möglich ist, wird Verbrauchenden die reduzierte Leistung im Regelfall nicht auffallen. Der normale Haushaltsstrom ist davon nicht betroffen. Weitere Informationen zur Dimmung im Rahmen von § 14a EnWG finden Sie auf unserem Blog
Der Steuerbarkeitscheck ist ein gesetzlich vorgeschriebener Funktionstest nach § 12 EnWG. Dabei prüfen wir einmal im Jahr aus der Ferne, ob Ihre Erzeugungsanlage korrekt auf Steuersignale reagieren kann, also ob sie sich bei Bedarf ferngesteuert in der Einspeiseleistung reduzieren lässt.
Der Steuerbarkeitscheck sorgt dafür, dass wir im Stromnetz schnell und zuverlässig reagieren können, wenn es zu besonderen Netzsituationen kommt. Ziel ist es, die Netzstabilität und Versorgungssicherheit zu gewährleisten und sicherzustellen, dass alle Erzeugungsanlagen technisch korrekt eingebunden sind.
Alle Betreiberinnen und Betreiber von Erzeugungsanlagen ab 25 kW (darunter Biomasse, Photovoltaik, Erdgas, Wasserkraft). Bei PV Anlagen bedeutet das: Anlagen, deren Modulleistung auf dem Dach in diesem Bereich liegt.
Steuerbarkeit heißt: Ihre Anlage kann aus der Ferne ein Steuersignal empfangen und darauf reagieren, zum Beispiel die Einspeiseleistung reduzieren. Das ist wichtig, um Überlastungen im Netz zu vermeiden und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
- Reagiert Ihre Anlage auf ein Steuersignal?
- Kann die Einspeiseleistung reduziert werden (Wirkleistungstest)?
- Funktionieren die Kommunikationswege zuverlässig?
- Sind die Ergebnisse technisch plausibel?
- Wir testen Ihre Anlage aus der Ferne.
- Ihre Einspeiseleistung wird kurzzeitig (für maximal eine Stunde) reduziert.
- Die Ergebnisse werden ausgewertet.
- Falls der Test nicht funktioniert, wird er wiederholt.
- Die finalen Ergebnisse werden an den vorgelagerten Netzbetreiber übermittelt (Pflichtprozess).
Der Gesetzgeber schreibt vor, dass bestimmte Anlagen fernsteuerbar sein müssen. Damit können Netzbetreiber im Notfall die Einspeiseleistung kurzzeitig reduzieren, um das Stromnetz stabil zu halten. Der Steuerbarkeitscheck ist ein bundesweit einheitlicher, jährlicher Pflichtprozess nach § 12 EnWG.
Als Betreiberin oder Betreiber sind Sie verpflichtet, die Fernsteuerbarkeit Ihrer Anlage sicherzustellen. Das bedeutet: Ihre Steuerungstechnik (z. B. TRE oder Fernwirktechnik) muss funktionieren, die Anlage muss ein Steuersignal empfangen und die Einspeiseleistung reduzieren können (§ 9 EEG). Falls die Steuerbarkeit nicht gegeben ist, müssen Sie sie nachrüsten oder instand setzen.
In der Regel: nein. Der Steuerbarkeitscheck findet vollständig aus der Ferne statt und erfordert keine Vorbereitung Ihrerseits. Wenn Sie unsicher sind, ob bei Ihnen TRE oder eine Steuerbox verbaut ist, kann Ihr Elektroinstallateur dies für Sie prüfen.
Nein. Der gesamte Check erfolgt remote, also aus der Ferne, über unsere Netzleitstelle.
Nur einmal jährlich. Außerhalb dieses Prozesses werden Anlagen nur in besonderen Netzsituationen gesteuert, das ist derzeit äußerst selten.
Die Testphase dauert nur kurz. Die Auswirkungen auf Ihre Einspeisevergütung sind minimal bis praktisch nicht spürbar.
Nein. Der Steuerbarkeitscheck ist gesetzlich vorgeschrieben und findet entschädigungsfrei statt.
Weil sie sicherstellt, dass Ihre Anlage in moderne Netzstrukturen eingebunden bleibt.
Mit funktionierender Fernsteuertechnik ist Ihre Anlage zukunftssicher und kann zuverlässig mit neuen Netzprozessen kommunizieren.
Dann informieren wir Sie. Sie sind gesetzlich verpflichtet, die Steuerbarkeit herzustellen (z. B. durch Reparatur oder Nachrüstung). Sollte der Test nicht erfolgreich sein, werden wir erneut testen. Bleibt die Herstellung der Steuerbarkeit dauerhaft aus, können für den Zeitraum ohne erfüllte Pflicht Zahlungen nach § 52 EEG anfallen:
- 10 € pro kW installierter Leistung pro Monat für die Zeit, in der die Pflicht nicht eingehalten wird
- nach Behebung rückwirkend nur 2 €/kW pro Monat
Ja. Die Steuerung und Prüfungen entsprechen sämtlichen gesetzlichen Datenschutzvorgaben.
Es werden keine personenbezogenen Daten verarbeitet. Die Daten werden ausschließlich für gesetzlich vorgeschriebene Prozesse verwendet und nicht an Dritte weitergegeben.
Sie werden von uns informiert, wenn der Check nicht erfolgreich war oder wenn Maßnahmen notwendig sind. Wenn alles funktioniert, erhalten Sie keine gesonderte Rückmeldung – in diesem Fall gilt Ihre Anlage als erfolgreich geprüft.
Ein Tonfrequenzrundsteuerempfänger (TRE) ist ein kleines Gerät, das ein Steuersignal über das Stromnetz empfängt. Wenn Sie nicht sicher sind, ob bei Ihnen ein TRE eingebaut ist, kann Ihre Elektroinstallationsfirma das schnell klären.
Weitere technische Details zu den gesetzlichen Vorgaben finden Sie außerdem hier.
Sie haben weitere Fragen? Nutzen Sie unser Kontaktformular.
Energy Sharing (§ 42c EnWG) bezeichnet die gemeinsame Nutzung von Strom aus Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien. Beim Energy Sharing können mehrere Teilnehmer*innen erneuerbar erzeugten oder gespeicherten Strom gemeinsam nutzen. Der erzeugte Strom wird dabei nicht direkt vor Ort verbraucht, sondern über das Stromnetz transportiert und verteilt. Die Abrechnung und Vermarktung übernehmen Energielieferanten oder spezialisierte Dienstleister. Sie stellen außerdem die Stromversorgung sicher, wenn der gemeinsam erzeugte Strom nicht ausreicht. Nicht genutzte Strommengen werden vermarktet.
Weiterführende Informationen finden Sie hier:
- Bundesnetzagentur - Energy Sharing
- Bundesnetzagentur - GPKE - Mitteilung Nr. 73 zur Umsetzung des Beschlusses GPKE
Grundsätzlich kann Energy Sharing nach § 42c EnWG genutzt werden, sofern die gesetzlichen Voraussetzungen erfüllt sind. Die organisatorische und energiewirtschaftliche Abwicklung erfolgt jedoch nicht durch den Netzbetreiber, sondern über Stromlieferanten und spezialisierte Direktvermarkter. Wenn Sie an einer Energy-Sharing-Lösung interessiert sind, wenden Sie sich bitte an Ihren Stromlieferanten oder einen entsprechenden Anbieter.
Nein. Die Pfalzwerke Netz AG bietet als Verteilnetzbetreiber keine Energy-Sharing-Produkte oder entsprechenden Dienstleistungen an. Die Umsetzung von Energy Sharing erfolgt durch Marktteilnehmer wie Stromlieferanten oder spezialisierte Direktvermarkter.
Die Umsetzung von Energy Sharing erfolgt durch die beteiligten Lieferanten und gegebenenfalls beauftragten Dienstleister. Wenn Sie an einem Energy-Sharing-Modell teilnehmen möchten, wenden Sie sich daher an den jeweiligen Anbieter. Dieser informiert Sie über die Voraussetzungen und die weiteren erforderlichen Schritte.
