Abregelung und Redispatch: Wann der Netzbetreiber eingreift und was du bekommst

Die Frage, die fast jeder falsch beantwortet bekommt

„Redispatch betrifft dich nicht, das gilt erst ab 100 kW.“ Diesen Satz hören Betreiber kleiner Dachanlagen oft – und er ist nur zur Hälfte richtig. Die Grenze von 100 kW steht tatsächlich im Gesetz, aber sie ist nicht die einzige Tür in diese Pflicht hinein.

§ 13a Absatz 1 Satz 1 EnWG verpflichtet Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie „mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt sowie von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind“, auf Aufforderung die Wirk- oder Blindleistungserzeugung anzupassen oder die Anpassung zu dulden.

Das kleine Wort „sowie“ trägt die ganze Aussage. Es sind zwei Anknüpfungspunkte, nicht einer: die Leistung oder die jederzeitige Fernsteuerbarkeit. Sobald deine Anlage mit 12 kW über das intelligente Messsystem ansteuerbar ist, erfüllt sie die zweite Voraussetzung – ganz ohne die 100 kW.

Nachrangig heißt nicht ausgenommen

Der Gesetzgeber hat kleine fernsteuerbare Anlagen aber nicht einfach in denselben Topf geworfen. § 13 Absatz 1 Satz 3 EnWG sagt wörtlich: Maßnahmen gegenüber Anlagen mit einer Nennleistung „unter 100 Kilowatt, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, dürfen die Betreiber von Übertragungsnetzen unabhängig von den Kosten nachrangig ergreifen“.

Das ist eine bemerkenswerte Regel, weil sie die sonst geltende Kostenlogik aushebelt. Nach Satz 2 desselben Absatzes sind bei strom- und spannungsbedingten Anpassungen unter mehreren geeigneten Maßnahmen diejenigen auszuwählen, „die voraussichtlich insgesamt die geringsten Kosten verursachen“. Für Anlagen unter 100 Kilowatt gilt das ausdrücklich nicht: Sie sind nachrangig, auch wenn ihre Abregelung im Einzelfall billiger wäre.

Die Reihenfolge, in der abgeregelt wird

§ 13 Absatz 1 Satz 1 EnWG gibt drei Stufen vor, und sie werden in dieser Reihenfolge eingesetzt, wenn Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Systems in der Regelzone gefährdet oder gestört sind.

Deine Anlage taucht in Stufe 2 auf – über den Verweis auf § 13a Absatz 1. Reicht das alles nicht, greift Absatz 2: Dann sind die Übertragungsnetzbetreiber berechtigt und verpflichtet, „sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen“ anzupassen oder die Anpassung zu verlangen. Das ist die Notbremse, und sie kennt keine Größengrenze mehr – auch keine bei 100 kW.

Der Einspeisevorrang gilt weiter – über einen Preisaufschlag

Ein Punkt, der in der Diskussion über Abregelungen regelmäßig untergeht: Der Einspeisevorrang für erneuerbare Energien ist nicht abgeschafft worden. § 11 Absatz 1 EEG 2023 verpflichtet Netzbetreiber, den gesamten Strom aus erneuerbaren Energien „unverzüglich vorrangig physikalisch abzunehmen, zu übertragen und zu verteilen“ – vorbehaltlich abweichender Vorgaben unter anderem in § 13 EnWG.

Technisch umgesetzt wird dieser Vorrang über die Kostenauswahl. Nach § 13 Absatz 1a EnWG sind für Maßnahmen zur Reduzierung von EE-Anlagen „kalkulatorische Kosten“ anzusetzen, die anhand eines für alle EE-Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises bestimmt werden. Erfahrungsgemäß wird das missverstanden als „Rechentrick“ – tatsächlich ist es der Mechanismus, der den Vorrang in einer Kostenauswahl überhaupt abbildbar macht: Erneuerbare werden künstlich teuer gerechnet, damit sie zuletzt drankommen.

Was du für eine Abregelung bekommst

Hier liegt der eigentlich wichtige Teil, und er ist erfreulich klar formuliert. § 13a Absatz 2 Satz 1 EnWG ordnet an, dass eine Anpassung „angemessen finanziell auszugleichen“ ist. Und Satz 2 definiert, was angemessen bedeutet: Der Ausgleich ist angemessen, wenn er den Betreiber der Anlage „wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde“.

Das ist der Maßstab. Nicht Kulanz, nicht ein pauschaler Satz, sondern die wirtschaftliche Neutralität. Satz 3 zählt fünf Bestandteile auf, aus denen sich der Ausgleich zusammensetzt, soweit sie durch die Maßnahme verursacht sind.

Nummer 5 ist der Posten, um den es bei einer Solaranlage geht: die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen. Nummer 3 dagegen greift bei PV selten, weil sie einen Nachweis verlangt und nur den übersteigenden Teil erfasst. In der Praxis läuft die Abrechnung einer Dachanlage mit 10 kW oder 20 kW deshalb fast vollständig über Nummer 5.

Die zwei Punkte, die den Ausgleich wieder kleiner machen

Wirtschaftlich weder besser noch schlechter – das schneidet in beide Richtungen. § 13a Absatz 2 Satz 4 EnWG ordnet an: „Ersparte Aufwendungen erstattet der Anlagenbetreiber an den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes.“ Was du durch die Abregelung nicht ausgeben musstest, wird also gegengerechnet.

Und der Werteverbrauch aus Nummer 2 wird nicht geschätzt, sondern gerechnet. Nach § 13a Absatz 3 EnWG sind Grundlage „die handelsrechtlichen Restwerte und handelsrechtlichen Restnutzungsdauern in Jahren“; als Schlüssel dient das Verhältnis der anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen der Maßnahme zu den bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden.

Wie oft die Abregelung Photovoltaik trifft – und wo der Engpass entsteht

Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Mengen des Netzengpassmanagements auf ihrer Informationsplattform SMARD. Die Auswertung für das Gesamtjahr 2025, veröffentlicht am 30. März 2026, zeigt eine Bewegung, die in der Gesamtsumme untergeht.

Das gesamte Maßnahmenvolumen blieb praktisch stehen: 30.319 GWh im Jahr 2025 gegen 30.318 GWh im Jahr 2024. Auch die Abregelung erneuerbarer Anlagen insgesamt bewegte sich kaum – 9.379 GWh gegen 9.389 GWh im Vorjahr.

Innerhalb dieser Summe hat sich die Last jedoch verschoben. Photovoltaik wurde 2025 mit 2.704 GWh abgeregelt und damit rund 94 Prozent mehr als 2024 (1.394 GWh). Offshore-Wind ging im selben Zeitraum um rund 27 Prozent zurück, von 4.565 auf 3.351 GWh; Onshore-Wind blieb mit 3.225 GWh nahezu unverändert (2024: 3.394 GWh).

Als Ursachen für den Sprung bei Photovoltaik nennt die Bundesnetzagentur den Zubau von fast 10 GW und eine überdurchschnittlich hohe Sonneneinstrahlung in Frühjahr und Sommer. Wer aus der stabilen Gesamtzahl schließt, das Thema betreffe ihn als Solaranlagenbetreiber nicht stärker als früher, liest die falsche Zeile.

Eine zweite Zahl aus derselben Meldung ordnet das Ganze ein: Über das Jahr 2025 machten die Abregelungen 3,5 Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus, mehr als 96 Prozent kamen also beim Verbraucher an. Im vierten Quartal allein lag der Anteil bei rund 4 Prozent. Beide Werte stammen aus derselben Quelle und widersprechen sich nicht – sie haben nur verschiedene Bezugszeiträume, und wer sie ohne diesen Zusatz zitiert bekommt, sollte nachfragen.

Für die Frage, wen du anrufen musst, ist eine dritte Zahl die wichtigste. 59 Prozent der reduzierten EE-Anlagen hängen im Verteilernetz. Die auslösenden Engpässe lagen 2025 aber zu etwa 65 Prozent im Übertragungsnetz und nur zu rund 35 Prozent im Verteilernetz.

Diese Schere erklärt die Erfahrung, die viele Betreiber machen: Abgeschaltet wird unten, verursacht wurde es meist oben. Bemerkenswert ist die Richtung der Verschiebung – 2024 lag das Verhältnis noch bei 74 zu 26 Prozent, die Verursachung wandert also in die Verteilernetze. Im Quartalsvergleich ist die Bewegung noch deutlicher: 71 zu 29 Prozent im vierten Quartal 2025 gegenüber 83 zu 17 Prozent im Vorjahresquartal.

Dein Ansprechpartner ist der Verteilnetzbetreiber, nicht der Übertragungsnetzbetreiber

Die Normen sprechen durchgehend von Übertragungsnetzbetreibern – deine Anlage hängt aber am Verteilnetz. Die Brücke schlägt § 14 Absatz 1 Satz 1 EnWG: Die §§ 12 und 13 bis 13c gelten für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen „entsprechend“, soweit sie für die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung in ihrem Netz verantwortlich sind.

Nach Absatz 1c müssen Verteilnetzbetreiber außerdem auf Aufforderung eines Übertragungsnetzbetreibers oder eines vorgelagerten Netzbetreibers in ihrem eigenen Netz Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 und 2 ausführen. Die Anweisung kommt also von oben, ausgeführt und abgerechnet wird sie unten – und dort sitzt auch dein Ansprechpartner.

Für die bilanzielle Seite gilt eine Übergangskonstruktion: Nach § 14 Absatz 1a EnWG regelt die Regulierungsbehörde durch eine bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 befristete Festlegung, unter welchen Voraussetzungen § 13a Absatz 1a Satz 1 und 2 für Verteilernetzbetreiber entsprechend anzuwenden ist. Wo das nicht gilt, greift Absatz 1b mit der Maßgabe, dass der bilanzielle Ausgleich als erfüllt gilt.

Was als Entschädigung ausgezahlt wird – und warum die Summe 2025 gesunken ist

Die vorläufigen Gesamtkosten des Netzengpassmanagements lagen 2025 laut derselben SMARD-Auswertung bei 3.071 Mio. Euro und damit rund 4 Prozent über dem Vorjahr (2.954 Mio. Euro). Wie viel davon bei den Betreibern abgeregelter Anlagen ankommt, ist die Zahl, die in Diskussionen über „Milliardenkosten der Abregelung" fast immer fehlt.

Der finanzielle Ausgleich an die Betreiber abgeregelter Erneuerbare-Energien-Anlagen betrug 2025 433 Mio. Euro – rund 22 Prozent weniger als die 554 Mio. Euro des Vorjahres. Der größte Kostenblock ist ein anderer: 1.359 Mio. Euro für Reservekraftwerke, davon 952 Mio. Euro reine Vorhaltung und 407 Mio. Euro Einsatz. Für Redispatch mit konventionellen Anlagen fielen 1.176 Mio. Euro an, für Countertrading 102 Mio. Euro.

Nach unserer eigenen Rechnung sind die 433 Mio. Euro rund 14,1 Prozent der Gesamtkosten; 2024 waren es mit 554 von 2.954 Mio. Euro noch 18,8 Prozent. Rechnet man den Ausgleich auf die abgeregelte Menge um, ergeben sich rund 46 Euro je MWh für 2025 gegen rund 59 Euro je MWh für 2024 – ein Rückgang um gut ein Fünftel bei praktisch gleicher Menge.

Der Grund dafür steht in der Meldung selbst und ist für die eigene Erwartung entscheidend: Die Bundesnetzagentur führt den Rückgang auf höhere Großhandelspreise zurück – im Mittel 89,32 Euro je MWh im Jahr 2025 gegenüber 78,51 Euro je MWh im Jahr 2024 – und die daraus folgende geringere Marktprämie.

Für dich heißt das: Der Ausgleich hängt nicht an der abgeregelten Menge allein, sondern an dem, was du ohne die Maßnahme verdient hättest. Steigt der Börsenpreis, sinkt bei geförderten Anlagen die Marktprämie – und damit der entgangene Betrag, den § 13a Absatz 2 EnWG ersetzt. Zwei Jahre mit derselben Abregelungsmenge können deshalb sehr verschieden ausfallen.

Wo die Clearingstelle hilft – und wo ausdrücklich nicht

Die Clearingstelle EEG|KWKG beantwortet die Frage nach Entschädigungen bei Abschaltungen in ihrer häufigen Rechtsfrage 162 – und stellt dabei eine Zuständigkeitsgrenze klar, die man besser vor dem ersten Schreiben kennt.

Zum 1. Oktober 2021 wanderten Einspeisemanagement und Entschädigung aus den §§ 14, 15 EEG 2021 in die §§ 13 ff. EnWG. Für Anwendungsfragen dieser EnWG-Paragrafen ist die Clearingstelle nach eigener Angabe nicht zuständig. Jede Abregelung ab diesem Datum fällt damit aus ihrem Verfahrensangebot heraus, obwohl sie für EEG-Fragen die naheliegende Anlaufstelle wäre.

Als maßgebliche Konkretisierung des Ausgleichs nennt dieselbe Antwort die Festlegung der Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur, Aktenzeichen BK8-22-001-A, veröffentlicht am 5. Juni 2024. Wer über die Höhe streitet, streitet nicht nur über § 13a Absatz 2 EnWG, sondern über diese Festlegung.

Eine Ausnahme benennt die Clearingstelle ausdrücklich: Bei Notfallmaßnahmen nach § 13 Absatz 2 EnWG bestehen keine Ersatzansprüche aus dem EnWG. Diese Ausnahme ist enger, als sie klingt – die Antwort verweist auf das BGH-Urteil mit dem Aktenzeichen EnZR 27/20, nach dem der Netzbetreiber kein Wahlrecht zwischen marktbezogener Maßnahme und Notfallmaßnahme hat.

Wie unterschiedlich dieselbe Frage ausgehen kann, zeigt die Rechtsprechung zur alten EEG-Lage, die dieselbe Antwort zusammenstellt. Am 11. Februar 2020 entschied der Bundesgerichtshof (Az. XIII ZR 27/19), dass netzausbaubedingte Abschaltungen sowie Reparatur- und Wartungsarbeiten entschädigungspflichtig sind, sofern andere Anlagen im Netzabschnitt weiter einspeisen.

Knapp ein Jahr später, am 26. Januar 2021, entschied dasselbe Gericht (Az. XIII ZR 17/19) genau umgekehrt: Das Spannungsfrei-Schalten eines Netzabschnitts sei keine Maßnahme des Einspeisemanagements und entschädigungslos zu dulden, weil in einem stromlosen Netzabschnitt physikalisch kein Engpass vorliegen kann. Der Unterschied liegt nicht im Ergebnis der Abschaltung, sondern in ihrer Rechtsgrundlage – und genau danach solltest du in der Mitteilung deines Netzbetreibers suchen.

Was du konkret tun solltest

Die dauerhafte Begrenzung der Einspeiseleistung und die Pflicht zur Fernsteuerbarkeit behandelt der Ratgeber zum Fernzugriff auf die PV-Anlage. Warum die Spannung im Ortsnetz eine eigene Abschaltursache ist, die mit Redispatch nichts zu tun hat, steht unter Netzspannung zu hoch. Und wie sich negative Börsenpreise auf deine Vergütung auswirken, erklärt der Ratgeber zu negativen Strompreisen.

Was dieser Text nicht beantwortet

Zwei Zahlen fehlen hier bewusst. Erstens: Wie häufig Anlagen unter 100 Kilowatt tatsächlich abgeregelt werden – dazu wurde für diesen Ratgeber keine per Direktabruf lesbare, benannte Quelle gefunden. Zweitens: die aktuelle Höhe des einheitlichen kalkulatorischen Preises nach § 13 Absatz 1a EnWG; er wird durch Festlegung bestimmt, und die Festlegung wurde für diesen Text nicht im Original gelesen.

Beide Zahlen kursieren in Foren und Verkaufsgesprächen. Wenn du sie hörst, frag nach der Fundstelle. Ein Ratgeber, der eine Zahl nennt, die er nicht belegen kann, ist an dieser Stelle weniger wert als einer, der die Lücke benennt.

Von diesem Eingriff zu unterscheiden ist die selbst vereinbarte Begrenzung nach § 8a EEG: Dort beschränkt § 11 Absatz 1 Satz 3 EEG die Abnahmepflicht auf den vereinbarten Anteil, und für die Energie darüber gibt es keinen Ausgleich. Mehr dazu im Ratgeber Flexible Netzanschlussvereinbarung nach § 8a EEG.