Energie-Glossar · E
Einspeisemanagement
Einspeisemanagement war die bis September 2021 geltende Maßnahme der Netzbetreiber zur temporären Abregelung von EE- und KWK-Anlagen bei Netzengpässen nach §§ 14, 15 EEG. Zum 1. Oktober 2021 wurde es durch das Redispatch 2.0 nach §§ 13, 13a und 14 EnWG abgelöst, das Anlagen ab 100 kW und auch kleinere, vom Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbare Anlagen erfasst.
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Historischen und heutigen Rahmen trennen
Die wichtigsten Informationen zu Einspeisemanagement
- Historischer Begriff: seit 1. Oktober 2021 durch das Redispatch 2.0 nach §§ 13, 13a, 14 EnWG abgelöst
- Erfasst Erzeugungs- und Speicheranlagen ab 100 kW sowie kleinere jederzeit durch den Netzbetreiber fernsteuerbare Anlagen
- Anlagen müssen nach § 9 EEG technisch steuerbar sein (Funkrundsteuerempfänger, Fernwirktechnik, künftig iMSys mit Steuerungstechnik)
- EE- und KWK-Anlagen werden über Mindestfaktoren geschützt und erst nachrangig abgeregelt
- Angemessener finanzieller Ausgleich; bilanzielle Abwicklung richtet sich nach Netzebene und geltenden Festlegungen
Warum wurde das Einspeisemanagement abgelöst?
Das Einspeisemanagement nach §§ 14, 15 EEG war ein Sonderregime nur für Erneuerbare- und KWK-Anlagen: Bei Netzengpässen durften Netzbetreiber diese Anlagen abregeln und mussten die Betreiber entschädigen. Konventionelle Kraftwerke wurden parallel über den klassischen Redispatch gesteuert – zwei getrennte Systeme mit unterschiedlichen Regeln. Zum 1. Oktober 2021 hat der Gesetzgeber beide Welten im Redispatch 2.0 nach §§ 13, 13a und 14 EnWG zusammengeführt: Alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung sind seither in ein einheitliches Engpassmanagement einbezogen.
Die Mechanik ist geblieben, der Rechtsrahmen hat sich geändert: Bei drohender Netzüberlastung kann der Netzbetreiber Erzeugungsanlagen weiterhin ferngesteuert drosseln oder abschalten. Wer heute noch von „Einspeisemanagement“ oder „EinsMan“ spricht, meint in der Sache die Abregelung im Redispatch 2.0 – der alte Begriff hält sich in der Praxis, ist rechtlich aber überholt.
Wie läuft die Abregelung im Redispatch 2.0 ab?
Netzbetreiber prognostizieren Engpässe und wählen geeignete Anpassungen anhand von Wirksamkeit, Kosten und gesetzlichen Vorrangregeln. EE- und KWK-Erzeugung werden dabei besonders berücksichtigt; daraus folgt keine starre Regel, dass ausnahmslos jedes konventionelle Kraftwerk zuerst angepasst wird. Für die Abwicklung bestehen unterschiedliche Modelle und aktualisierte Festlegungen, insbesondere BilAReM.
Technische Voraussetzung ist die Steuerbarkeit: Anlagenbetreiber müssen nach § 9 EEG gewährleisten, dass der Netzbetreiber die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren kann – je nach Anlagengröße etwa über Funkrundsteuerempfänger, Fernwirktechnik oder künftig intelligente Messsysteme mit Steuerungstechnik. Ohne funktionierende Steuertechnik drohen Konflikte mit dem Netzbetreiber bis hin zu Nachteilen beim Vergütungsanspruch.
Bei der praktischen Umsetzung unterscheidet das Redispatch 2.0 zwei Abwicklungsvarianten: Im Aufforderungsfall setzt der Anlagenbetreiber beziehungsweise sein Einsatzverantwortlicher die Anweisung des Netzbetreibers selbst um, im Duldungsfall greift der Netzbetreiber direkt auf die Steuertechnik der Anlage zu und der Betreiber duldet den Eingriff. Welche Variante gilt, wird je Anlage festgelegt – kleinere EE-Anlagen laufen typischerweise im Duldungsfall, größere Kraftwerke im Aufforderungsfall.
Welche Entschädigung erhalten betroffene Anlagenbetreiber?
§ 13a EnWG verlangt einen angemessenen finanziellen Ausgleich: Unter Berücksichtigung des bilanziellen Ausgleichs soll der Betreiber wirtschaftlich weder besser noch schlechter stehen als ohne Maßnahme. Bei EE- und KWK-Abregelung sind entgangene Einnahmen und zusätzliche Aufwendungen sowie ersparte Aufwendungen zu berücksichtigen. Für den bilanziellen Ausgleich in Verteilernetzen gelten seit Ende 2025 besondere Übergangsregeln bis Ende 2031 und die einschlägigen Bundesnetzagentur-Festlegungen. Ein unmittelbarer Ausgleich durch jeden Netzbetreiber darf deshalb nicht pauschal zugesagt werden.
Damit die Ansprüche nicht verloren gehen, müssen die Marktrollen sauber organisiert sein: Für jede Anlage sind ein Einsatzverantwortlicher (EIV) und ein Betreiber der technischen Ressource (BTR) zu benennen, die Stammdaten und Planwerte an die Netzbetreiber liefern. In der Praxis übernehmen Direktvermarkter diese Rollen häufig mit – Anlagenbetreiber sollten aber prüfen, dass die Zuordnung vertraglich klar geregelt ist, da sonst Entschädigungsansprüche gefährdet sein können.
Was sagen häufige Abregelungen über das Netz aus?
Häufig betroffen sind windstarke Regionen wie Schleswig-Holstein und Niedersachsen, wo das Netz die Einspeisung nicht vollständig aufnehmen kann; auch PV-Anlagen werden regional bei hoher Mittagseinspeisung gedrosselt. Abregelungen sind damit ein Symptom struktureller Netzengpässe: Erzeugung und Verbrauch liegen räumlich auseinander, und die Transportkapazität reicht in Spitzenstunden nicht aus.
Abhilfe schaffen mittelfristig Netzausbau, Speicher und flexible Lasten, die Strom dort aufnehmen, wo er erzeugt wird. Für Anlagenbetreiber in engpassgeprägten Regionen lohnt es sich, die Abregelungsstatistik des zuständigen Netzbetreibers zu kennen und bei Neuprojekten die zu erwartenden Abregelungsverluste in die Ertragsprognose einzurechnen – die Entschädigung kompensiert zwar weitgehend, aber Planungssicherheit entsteht erst durch realistische Annahmen.
Quellen & Verweise
- Bundesnetzagentur — Einspeisemanagement. bundesnetzagentur.de · Abruf
- Bundesministerium der Justiz und Bundesamt für Justiz — § 13a EnWG. gesetze-im-internet.de · Abruf
- Bundesnetzagentur — Redispatchkosten. bundesnetzagentur.de · Abruf
Häufige Fragen zu Einspeisemanagement
Gibt es das Einspeisemanagement heute noch?
Als eigenständiges Rechtsinstrument nicht mehr: Es wurde zum 1. Oktober 2021 durch das Redispatch 2.0 nach §§ 13 ff. EnWG abgelöst. Die Abregelung von Anlagen bei Netzengpässen gibt es weiterhin, sie folgt aber heute einheitlichen Regeln für alle Erzeugungsanlagen ab 100 kW.
Wird meine PV-Anlage unter 100 kW auch abgeregelt?
Ja. § 13a erfasst neben Anlagen ab 100 kW auch kleinere Anlagen, die durch den Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind. Zusätzlich sind die technischen EEG-Anforderungen und die konkrete Umsetzung durch den Anschlussnetzbetreiber zu beachten.
Verliere ich durch Abregelungen Geld?
Die gesetzlichen Ausgleichsregeln sollen die wirtschaftliche Position ohne Maßnahme nachbilden; eine pauschale 95-Prozent-Regel gilt hier nicht. Abrechnung, Nachweise, ersparte Aufwendungen und die bilanzielle Abwicklung müssen stimmen. Prüfen Sie die vertragliche Aufgabenverteilung mit Vermarkter und Dienstleister.
Warum werden Windräder abgeschaltet, obwohl der Strom gebraucht wird?
Weil das Netz den Strom nicht vom Erzeugungsort zum Verbrauchsort transportieren kann – der Engpass liegt in der Leitung, nicht in der Nachfrage. Abregelungen zeigen strukturelle Netzengpässe; Abhilfe schaffen Netzausbau, Speicher und flexible Verbraucher in Erzeugungsregionen.