Redispatch und Photovoltaik: Noch nicht massentauglich

Die Bundesnetzagentur definiert Redispatch als „Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen“.

Schon diese knappe Beschreibung mag eine Vorstellung davon vermitteln, wie komplex der Vorgang bereits mit den ursprünglich zur Teilnahme verpflichteten Einheiten ab zehn Megawatt Leistung war. Und wie sich die Komplexität gesteigert hat, als im Oktober 2021 der Redispatch 2.0 eingeführt und alle Anlagen ab 100 Kilowatt (sowie kleinere, wenn sie fernsteuerbar sind) mit eingebunden wurden. Auf einen Schlag waren viel mehr Akteure beteiligt, und bei der bis dahin von den Übertragungsnetzbetreibern durchgeführten Regelung mussten jetzt auch die Verteilnetzbetreiber mitwirken.

Für die Photovoltaik, die zuvor nur im sogenannten Einspeisemanagement von Abregelungen betroffen war, sind die Auswirkungen besonders deutlich spürbar. 2021 wurden 237 Gigawattstunden Solarstrom abgeregelt, 2025 waren es 2,7 Terawattstunden (siehe Grafik). Während sich die installierte Leistung in diesem Zeitraum knapp verdoppelt hat (von 60,2 auf 117,8 Gigawatt), stieg der Redispatch-Umfang also um mehr als das Zehnfache.

Trotzdem machen die 2025 vorgenommenen Abregelungen weniger als drei Prozent der Solarstrom-Gesamterzeugung aus und auch nur 0,7 Prozent des gesamten Redispatch-Volumens. Doch erstens muss ein, wenn auch kleiner, Teil dieses Gesamtvolumens mit in die Betrachtung, nämlich die zum Ausgleich von Photovoltaik-Abregelungen an anderer Stelle und durch andere Energieträger erforderlichen Erhöhungen. Zweitens wird der Redispatch-Aufwand absehbar nicht kleiner, wofür man je nach Sichtweise vor allem den seit Jahrzehnten vertrödelten Netzausbau und die mangelnde Nutzung von Flexibilitäten verantwortlich machen kann oder hauptsächlich den schnellen Erneuerbaren-Zubau. Oder eben das Zusammenwirken von beidem.

Es läuft nicht zufriedenstallend

Im Praxisbetrieb ist zunächst einmal gleichgültig, welchem Erklärungsmuster man folgt. Fest steht, dass die Koordination zehntausender Photovoltaikanlagen und die Begleichung der für Redispatch-Maßnahmen geltenden Entschädigungsansprüche bei den vielen kleineren Anlagen nicht zufriedenstellend verläuft – um es vorsichtig auszudrücken. Und dass deren Wirtschaftlichkeit vor allem dann auf der Kippe steht, wenn die Abregelung auch den Eigenverbrauch verhindert.

Für die Entschädigungsabrechnung soll es nun eine neue Grundlage geben. Nach einer Ende letzten Jahres erfolgten Änderung in Paragraf 14 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) legte die Bundesnetzagentur Anfang Mai einen entsprechenden „Beschluss zur Fortentwicklung des bilanziellen Ausgleichs von Redispatch-Maßnahmen“ vor. Im Kern geht es darum, die Abrechnungen für die an Verteilnetze angeschlossenen Anlagen – also die allermeisten Photovoltaikanlagen – nach und nach über das sogenannte Planwertmodell in die Hände der Verteilnetzbetreiber zu legen. Schon seit Dezember gilt, dass Zahlungen direkt an Anlagenbetreiber zu leisten sind. Wo sie bislang an einen Direktvermarkter gingen, macht das neue Verfahren die Angelegenheit tendenziell komplizierter. Für Anlagen ohne Direktvermarkter – meist unter 100 Kilowatt – könnte es einfacher werden, tatsächlich eine Redispatch-Entschädigung zu erhalten.

Es sind auch Vereinfachungen beim Datenaustausch vorgesehen oder Möglichkeiten für kleinere Netzbetreiber, sich zwecks gemeinsamer Bewirtschaftung von Bilanzkreisen zusammenzuschließen. Abgesehen von den ab Juli geltenden neuen Regeln für den bilanziellen Ausgleich enthält die Festlegung der Bundesnetzagentur aber bislang noch viele mehrjährige Übergangsfristen und bewusst allgemein gehaltene Rahmenbedingungen, deren konkrete Ausgestaltung die Beteiligten nun vornehmen sollen. Übergeordnetes Ziel sei es, „Redispatch in einem massengeschäftstauglichen Verfahren zu gestalten“.

Neue Projekte in Gefahr

Wird dieses Vorhaben von der Erneuerbaren-Branche bislang noch mit skeptischer Zurückhaltung verfolgt, stößt die Idee für einen „Redispatch-Vorbehalt“ auf einhellige Ablehnung. Als Teil des sogenannten Netzpakets von Wirtschaftsministerin Katherina Reiche war das Konzept bei Redaktionsschluss dieser Ausgabe noch zusammen mit EEG-Novelle in der Ressortabstimmung (seit dem 17. Juli ist beides in der Verbändeanhörung).

Verteilnetzbetreiber sollen demnach künftig „kapazitätslimitierte Gebiete“ ausweisen können, in denen im jeweiligen Vorjahr Redispatch-Maßnahmen mehr als drei Prozent der technisch möglichen Stromeinspeisung aller in diesem Gebiet ans Netz angeschlossenen Anlagen ausmachten. In einem solchen Gebiet sollen dann zehn Jahre lang neu installierte Anlagen keinen Anspruch auf Redispatch-Entschädigung haben.

Es gibt zwar einige Stellschrauben, mit denen sich die Auswirkungen in der Gesetzesabstimmung noch reduzieren ließen, etwa eine Erhöhung der Drei-Prozent-Auslöseschwelle. Doch schon das Prinzip als solches trifft auf vehemente Kritik. In den betroffenen Gebieten, die voraussichtlich vor allem im windreichen Norddeutschland und in sonnenreichen Regionen im Süden lägen, könnte künftig zwischen Planungsbeginn und Inbetriebnahme einer Anlage die Ausrufung des Vorbehalts durch den Netzbetreiber liegen. „Unter diesen Bedingungen wären Planung, Finanzierung und wirtschaftlicher Betrieb neuer Solarprojekte in weiten Teilen Deutschlands kaum noch möglich“, erklärt Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer beim Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar). Und das beträfe nicht allein große, von Investoren geplante Erzeugungsanlagen und Batteriespeicher. Auch ein vor allem für Mittelständler aktiver Solar-Installateur in Bayern erklärt gegenüber pv magazine: „Wenn das so kommt, kann ich meinen Laden zumachen.“