Auf einen Blick
Was eine Produktionsdrosselung beim Solarpark bedeutet – und wer dafür zahlt
Wer ein Monitoring-Dashboard für seinen Solarpark im Blick hat, sieht es gelegentlich: Die erzeugte Strommenge bricht ein, obwohl die Sonne scheint. Was ist passiert? In den meisten Fällen liegt die Ursache nicht in einem technischen Defekt, sondern in einem geregelten Eingriff von außen – entweder durch den Netzbetreiber oder durch den Direktvermarkter. Beide Vorgänge folgen klaren gesetzlichen Regeln und haben unterschiedliche Konsequenzen für die Vergütung.
Dieser Artikel erklärt, was hinter dem Begriff Redispatch steckt, wie er sich von marktbedingten Abschaltungen unterscheidet und was beides konkret für Investoren in Freiflächenanlagen bedeutet.
Stromerlöse im Solarpark: Einspeisung und Abschaltung
Übersicht
Alle sechs Vergütungstatbestände ergeben sich aus zwei Fragen: Was passiert mit der Anlage und liegt eine § 51-Zeit vor. Als § 51-Zeit gelten Stunden, in denen der Börsenstrompreis über mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden negativ ist. In diesen Fenstern entfällt der Anspruch auf die Marktprämie, unabhängig davon, ob die Anlage einspeist oder abgeschaltet ist. Die Balken zeigen, welcher Teil der Vergütung jeweils ankommt.
Vergütungstatbestände und Rechtsgrundlage
| Tatbestand | Vergütung | Rechtsgrundlage | Marktprämie |
1Einspeisung im Normalfall | Marktwert und Marktprämie | Marktprämie nach EEG | Anspruch |
2Einspeisung während der § 51-Zeiten | nur Marktwert | § 51 EEG | kein Anspruch |
3Abschaltung durch den Direktvermarkter wegen negativer Preise | Marktwert* | § 51 EEG | kein Anspruch |
4Sonstige Abschaltung durch den Direktvermarkter | Marktwert und Marktprämie | Marktprämie nach EEG | Anspruch |
5Ausfallarbeit Redispatch | Marktwert und Marktprämie | § 13a EnWG | Anspruch |
6Ausfallarbeit Redispatch während der § 51-Zeiten | nur Marktwert* | § 51 EEG und § 13a EnWG | kein Anspruch |
Die Balken sind schematisch und maßstabslos. Das Verhältnis von Marktwert und Marktprämie schwankt mit dem Börsenpreis und dem individuellen anzulegenden Wert. * Der Marktwert Solar wird derzeit vertraglich ausgezahlt. Es ist möglich, dass diese Zahlung nach § 51 EEG zukünftig entfällt. Seit der EnWG-Novelle vom 23.12.2025 erfolgt die Redispatch-Entschädigung direkt zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber. Bei Anlagen ohne EEG-Förderung, etwa Merchant-Parks oder nach Auslaufen der Vergütung, besteht grundsätzlich kein Marktprämienanspruch. Vereinfachte Darstellung, keine Rechtsberatung.
Was ist Redispatch?
Redispatch bezeichnet die gezielte Anpassung der Stromerzeugung zur Beseitigung von Netzengpässen. Wenn an einem Punkt im Stromnetz mehr Energie eingespeist wird, als die Leitungen transportieren können, ist der Netzbetreiber berechtigt und verpflichtet, einzugreifen. Er weist Erzeugungsanlagen in der überlasteten Region an, ihre Leistung zu reduzieren.
Bis Oktober 2021 betraf das ausschließlich konventionelle Großkraftwerke ab zehn Megawatt. Mit dem Inkrafttreten des Redispatch 2.0 auf Basis des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG 2.0) wurde der Anwendungsbereich erheblich ausgeweitet: Seither sind alle Erneuerbaren-Energien-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 Kilowatt verpflichtet, an Redispatch-Maßnahmen teilzunehmen. Das betrifft damit jeden Freiflächensolarpark im Betrieb.
Die gesetzliche Grundlage findet sich in § 13 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). In der Praxis übernimmt der Direktvermarkter die Rolle des sogenannten Einsatzverantwortlichen (EiV) und wickelt den Datenaustausch mit dem Netzbetreiber ab – für den Investor läuft dieser Prozess vollständig im Hintergrund.
Marktbedingte Abschaltungen: wenn der Direktvermarkter eingreift
Neben dem netzseitigen Redispatch gibt es eine zweite Ursache für Produktionsrückgänge: die marktbedingte Abregelung durch den Direktvermarkter. Diese tritt auf, wenn die Strompreise an der Börse in den negativen Bereich fallen – ein Phänomen, das bei hoher Einspeisung erneuerbarer Energien bei gleichzeitig geringer Nachfrage regelmäßig vorkommt, insbesondere an sonnenreichen Wochenenden.
In solchen Situationen würde die Einspeisung von Strom zu einem finanziellen Verlust führen. Der Direktvermarkter regelt die Anlage daher eigenverantwortlich ab. Das ist keine Fehlfunktion, sondern aktives Risikomanagement. Die Vergütung für diese Zeiträume erfolgt auf Basis des Monatsmarktwerts Solar – ein Durchschnittspreis, der Extremphasen des Handelsmonats ausgleicht. Ein Anspruch auf die Marktprämie besteht für diese Stunden nicht, da § 51 EEG den Marktprämienanspruch bei negativen Stundenpreisen ausschließt.
Für Anlagen mit integriertem Batteriespeicher verändert sich die Ausgangslage: Überschüssiger Strom kann bei negativen Marktpreisen im Speicher gehalten und zu einem späteren Zeitpunkt mit besseren Preisen vermarktet werden. Die Häufigkeit solcher Abregelungsereignisse sinkt damit strukturell.
Was Investoren wissen sollten
Redispatch-Maßnahmen werden in den kommenden Jahren zunehmen. Der Netzausbau in Deutschland hinkt dem Tempo des Ausbaus erneuerbarer Energien strukturell hinterher. Da die Ausfallarbeit jedoch entschädigungspflichtig ist, stellt das kein direktes Ertragsrisiko dar – solange die Datenpflichten gegenüber dem Netzbetreiber vollständig erfüllt werden. Ein professioneller Direktvermarkter, der die Rolle des Einsatzverantwortlichen übernimmt, ist die Voraussetzung dafür, dass Entschädigungsansprüche nicht verfallen.
Seit der EnWG-Novelle liegt der Anspruch direkt beim Anlagenbetreiber. Das bedeutet auch: Abrechnungen sollten aktiv geprüft werden. Laut Marktbeobachtungen ist etwa jede zehnte Redispatch-Abrechnung fehlerhaft – durch falsche Stammdaten, Leistungswerte oder Zeitzuordnungen. Wer auf automatische Gutschriften vertraut, ohne sie gegenzuprüfen, riskiert stille Erlösverluste.
Für Investoren in Freiflächenanlagen ist es daher relevant, bei der Projektprüfung zu klären: Welche Rolle übernimmt der Direktvermarkter im Redispatch-Prozess? Wie wird die Ausfallarbeit ermittelt und abgerechnet? Und bietet die Anlage durch einen integrierten Speicher strukturelle Vorteile im Umgang mit negativen Strompreisen?
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Mehr erfahrenFazit
Abschaltungen sind Teil des Systems – kein Grund zur Sorge, wenn die Strukturen stimmen
Wer in einen Freiflächensolarpark investiert, sollte Redispatch und marktbedingte Abregelungen kennen und einordnen können. Beide Vorgänge sind regulär, vorhersehbar und in ihrer Wirkung auf die Ertragsrechnung begrenzt.
Häufige Fragen
Das frühere Einspeisemanagement nach § 14 EEG war eine Sofortmaßnahme ohne standardisierte Abrechnung der Ausfallarbeit. Mit Redispatch 2.0 (Oktober 2021) wurde das Einspeisemanagement in ein planwertbasiertes System überführt: Anlagen liefern Prognosedaten, Abschaltungen erfolgen vorausschauend und die Ausfallarbeit wird in einem standardisierten Verfahren abgerechnet und entschädigt.
In der Regel nicht. § 13a EnWG verpflichtet den verursachenden Netzbetreiber zur Entschädigung der Ausfallarbeit. Der Investor wird so gestellt, als hätte die Abschaltung nicht stattgefunden. Voraussetzung ist, dass alle Datenpflichten gegenüber dem Netzbetreiber korrekt erfüllt werden – ein weiterer Grund, warum die Qualität des Direktvermarkters investitionsrelevant ist.
Bei negativen Börsenpreisen schaltet der Direktvermarkter die Anlage in der Regel ab, um Verluste durch die Einspeisung zu verhindern. Die Vergütung für diese Zeiträume basiert auf dem Monatsmarktwert Solar. Ein Anspruch auf die Marktprämie besteht nicht (§ 51 EEG). Anlagen mit integriertem Batteriespeicher können überschüssigen Strom zwischenspeichern und später zu besseren Preisen vermarkten.
Professionelle Asset-Management-Plattformen unterscheiden zwischen netzseitigen Eingriffen und marktbedingten Abregelungen. Auf Anfrage ist der Direktvermarkter verpflichtet, Art und Grund einer Abschaltung zu dokumentieren. Redispatch-Ereignisse lassen sich ergänzend über netztransparenz.de nachvollziehen – allerdings mit zeitlichem Verzug.