Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht

Ein Solarpark produziert, wenn die Sonne scheint, und nicht, wenn das Netz es braucht. Deshalb gibt es Stunden, in denen der Netzbetreiber die Einspeisung herunterfährt, weil eine Leitung oder ein Umspannwerk sonst überlastet wäre. Dazu kommen Stunden, in denen der Direktvermarkter die Anlage abschaltet, weil der Börsenpreis unter null liegt. Für den Betreiber sehen beide Fälle im Monitoring gleich aus: Die Kurve fällt. Wirtschaftlich sind sie das Gegenteil voneinander, denn im einen Fall zahlt jemand, im anderen nicht.

Dieser Beitrag sortiert die Fälle, erklärt, was § 13a EnWG dem Betreiber tatsächlich zusichert, was sich mit der Gesetzesänderung vom 23. Dezember 2025 an der Abrechnung geändert hat, warum daraus mittags eine Rechnung statt einer Gutschrift werden kann und was der Gesetzentwurf zum Netzpaket für neue Standorte bedeuten würde. Er beschreibt Größenordnungen für den Markt, kein konkretes Projekt.

Wann darf ein Solarpark abgeregelt werden?

In vier Fällen, und der Unterschied zwischen ihnen entscheidet über das Geld. Die Pflicht, sich abregeln zu lassen, trifft nach § 13a Abs. 1 EnWG jede Erzeugungsanlage ab 100 Kilowatt Nennleistung sowie jede Anlage, die der Netzbetreiber jederzeit fernsteuern kann; die technische Voraussetzung dafür schreibt § 9 EEG vor. Ein Solarpark im Direktinvestment liegt immer darüber. Wer aber abregelt und aus welchem Grund, bestimmt die Rechtsfolge:

Die marktbedingte Abregelung hat mit dem Netz nichts zu tun. Sie ist die Antwort des Direktvermarkters auf negative Börsenpreise: Sobald der Spotpreis unter null fällt, kostet jede eingespeiste Kilowattstunde Geld, und für Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb sind, gibt es nach § 51 EEG in diesen Zeiträumen auch keine Marktprämie. Wie oft das vorkommt und was es für den Marktwert Solar bedeutet, behandelt Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten. Hier zählt nur: Diese Stunden sind nicht entschädigungsfähig, und sie überlappen sich zunehmend mit den Stunden, in denen auch das Netz voll ist. Genau diese Überlappung macht die Abrechnung seit Dezember 2025 heikel.

Wie viel Solarstrom wurde 2025 tatsächlich abgeregelt?

2.704 Gigawattstunden, nach den Zahlen der Bundesnetzagentur zum Netzengpassmanagement im Gesamtjahr 2025. Das sind 94 Prozent mehr als 2024 (1.394 Gigawattstunden) und, bezogen auf die von SMARD ausgewiesene PV-Erzeugung von 73,8 Terawattstunden, rund 3,7 Prozent des deutschen Solarstroms. Über alle erneuerbaren Energien lag der abgeregelte Anteil bei 3,5 Prozent; Windkraft an Land kam auf 3.225 und Windkraft auf See auf 3.351 Gigawattstunden. Photovoltaik ist damit noch nicht die größte, aber die am schnellsten wachsende Position.

Zwei Zeilen dieser Tabelle sind für Solarparks wichtiger als die Summen. Erstens verschiebt sich die Ursache ins Verteilnetz: 2024 gingen 26 Prozent der Maßnahmen an erneuerbaren Anlagen auf Engpässe im Verteilnetz zurück, 2025 waren es 35 Prozent, im ersten Quartal 2026 34 Prozent. Freiflächenanlagen hängen fast immer am Verteilnetz, meist an der Mittelspannung eines regionalen Umspannwerks; die Engpässe entstehen also dort, wo Solarparks stehen. Zweitens sinkt die Entschädigungssumme, obwohl die Menge steigt: 433 Millionen Euro für alle erneuerbaren Anlagen 2025 gegenüber 554 Millionen im Jahr davor, im ersten Quartal 2026 noch 55 Millionen. Ein Teil davon erklärt sich über die niedrigeren Marktwerte, ein Teil über die neue Abrechnung, zu der wir gleich kommen. Im ersten Quartal 2026 stieg die abgeregelte PV-Menge erneut um 23 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal.

Die Zahlen sind Bundesdurchschnitte. Die Begründung des Netzpakets geht davon aus, dass sich die Abregelung auf wenige Umspannwerke konzentriert; ein Solarpark am falschen Umspannwerk kann ein Vielfaches des Durchschnitts verlieren, einer am richtigen praktisch nichts. Deshalb gehört die Frage nach der Abregelungshistorie des konkreten Netzanschlusspunkts in jede Projektprüfung, nicht die Bundeszahl.

Was zahlt der Netzbetreiber nach § 13a EnWG?

Das, was der Betreiber ohne die Maßnahme verdient hätte, nicht mehr und nicht weniger. So formuliert es § 13a Abs. 2 Satz 2 EnWG: Der finanzielle Ausgleich ist angemessen, wenn er den Anlagenbetreiber wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde. Für Anlagen nach dem EEG konkretisiert Nummer 5 des dritten Satzes das als die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen; ersparte Aufwendungen muss der Betreiber nach Satz 4 gegenrechnen. Bei einem Solarpark sind das praktisch die entgangene Marktprämie und der entgangene Vermarktungserlös für die Strommenge, die er hätte einspeisen können.

Diese Strommenge heißt Ausfallarbeit, und sie ist der eigentliche Streitpunkt jeder Abrechnung, weil niemand messen kann, was eine abgeregelte Anlage produziert hätte. Die Bundesnetzagentur hat dafür in der Festlegung BK6-20-059 Verfahren vorgegeben: Entweder liefert der Betreiber Planwerte (Planwertmodell), oder der Netzbetreiber erstellt eine Prognose (Prognosemodell); die Ausfallarbeit selbst wird im Spitzverfahren aus gemessenen Wetterdaten am Standort, im vereinfachten Spitzverfahren oder im Pauschalverfahren aus der letzten vollständig gemessenen Leistung vor der Maßnahme bestimmt. Welches Verfahren gilt, steht in den Stammdaten der Anlage und wirkt direkt auf die Höhe der Entschädigung: Wer mittags im Pauschalverfahren mit der Leistung von 9 Uhr fortgeschrieben wird, bekommt weniger als im Spitzverfahren mit der tatsächlichen Einstrahlung.

Bis Dezember 2025 gab es dazu einen zweiten Baustein, den bilanziellen Ausgleich nach § 13a Abs. 1a EnWG: Der Netzbetreiber stellte dem Bilanzkreis des Direktvermarkters die abgeregelte Energie bilanziell zur Verfügung, der Direktvermarkter verkaufte den ursprünglichen Fahrplan weiter an der Börse, als wäre nichts geschehen, und zahlte dem Betreiber den vertraglichen Preis. Der Betreiber merkte von der Maßnahme finanziell wenig. Dieses System gilt für Maßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber weiter. Für das Verteilnetz, wo die meisten Solarparks hängen, hat der Gesetzgeber es ausgesetzt.

Was hat sich am 23. Dezember 2025 geändert?

Der Zahlungsweg und die Preisbasis. Mit dem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts vom 18. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347), in Kraft seit dem 23. Dezember 2025, bestimmt § 14 Abs. 1 Satz 3 EnWG, dass der bilanzielle Ausgleich für Maßnahmen der Verteilnetzbetreiber bis zum 31. Dezember 2031 nur noch gilt, wenn die Bundesnetzagentur ihn per Festlegung anordnet. Solange das nicht geschieht, greift § 14 Abs. 1b EnWG: Der bilanzielle Ausgleich gilt als erfüllt, und der Verteilnetzbetreiber zahlt den finanziellen Ausgleich direkt an den Anlagenbetreiber, zuzüglich eines Aufwendungsersatzes dafür, dass der Bilanzkreisverantwortliche die Maßnahme in seinem Bilanzkreis ausgleichen muss. Die Höhe dieses Aufwendungsersatzes legt die Bundesnetzagentur fest; das Wirtschaftsministerium evaluiert die Regelung zum 1. Juli 2028.

Der Direktvermarkter ist damit aus dem Zahlungsfluss verschwunden. Vorher schuldete er dem Betreiber den vertraglich vereinbarten Preis für die Ausfallarbeit, häufig den Monatsmarktwert Solar, und holte sich das Geld beim Netzbetreiber. Jetzt schuldet der Netzbetreiber dem Betreiber die entgangenen Einnahmen, und als Preisbasis dient in der Praxis der BDEW-Mischpreis der Übergangslösung: ein einheitlicher Preis je Viertelstunde, der zu 72,5 Prozent aus dem Intraday-Index ID1 und zu 27,5 Prozent aus dem Ausgleichsenergiepreis reBAP gebildet und monatlich auf netztransparenz.de veröffentlicht wird. Dazu kommt die entgangene Marktprämie, sofern in der betreffenden Viertelstunde eine anfiel.

Der Unterschied klingt technisch, ist aber grundsätzlich. Der Monatsmarktwert ist ein Durchschnitt über alle Stunden eines Monats, in denen Solarstrom eingespeist wurde; er glättet die Mittagsstunden mit den Morgen- und Abendstunden. Der Mischpreis ist der Preis genau der Viertelstunde, in der abgeregelt wurde. Und abgeregelt wird ein Solarpark fast nur mittags, wenn die Einspeisung am höchsten ist. In diesen Viertelstunden ist der Preis im Sommer regelmäßig niedrig, und immer öfter negativ.

Warum kann aus der Gutschrift eine Rechnung werden?

Weil der Mischpreis mittags unter null liegen kann und die Abrechnung ihn dann mit umgekehrtem Vorzeichen anwendet. Wir haben die veröffentlichten Viertelstundenwerte für vier Monate des Jahres 2026 selbst ausgewertet:

Im April 2026 war also fast jede zweite Mittagsviertelstunde negativ, im Schnitt mit 87 Euro je Megawattstunde unter null; der tiefste Viertelstundenwert des Monats lag bei minus 2.574 Euro, weil der Ausgleichsenergiepreis in einzelnen Viertelstunden extrem ausschlägt. Für die Entschädigung heißt das: Die entgangenen Einnahmen für eine Redispatch-Viertelstunde mit negativem Mischpreis sind negativ. Der Betreiber hätte, so die Logik, ohne die Maßnahme Geld bezahlt, um einspeisen zu dürfen; also erspart ihm die Maßnahme Kosten, und die muss er nach § 13a Abs. 2 Satz 4 EnWG erstatten. Aus der Gutschrift wird eine Rechnung.

Der Denkfehler steckt in der Annahme, die Anlage hätte in dieser Viertelstunde eingespeist. In der Praxis hätte der Direktvermarkter sie bei negativem Preis selbst abgeschaltet, marktbedingt und ohne Anspruch auf irgendetwas. Vor Dezember 2025 fiel das nicht auf, weil der Direktvermarkter beide Fälle in seiner Abrechnung sortierte und den Netzbetreiber nur für die Viertelstunden in Anspruch nahm, in denen er tatsächlich eingespeist hätte. Seit die Abrechnung direkt zwischen Netzbetreiber und Betreiber läuft, fehlt dieser Filter, sofern nicht der Direktvermarktungsvertrag ihn ersetzt. Manche Verträge enthalten inzwischen eine Differenzklausel, mit der der Direktvermarkter die Lücke zwischen Mischpreis und vertraglichem Preis ausgleicht, gegen Gebühr oder ohne; andere Verträge sehen den Direktvermarkter mit der Gesetzesänderung von jeder Zahlungspflicht befreit. Welche Fassung im konkreten Projekt gilt, entscheidet über mehrere tausend Euro im Jahr.

Die Spanne zwischen der zweiten und der dritten Zeile beträgt gut 21.000 Euro bei identischer Anlage und identischer Ausfallarbeit. Der einzige Unterschied ist, in welchen Viertelstunden der Netzbetreiber eingegriffen hat. Und weil Netzengpässe und negative Preise dieselbe Ursache haben, nämlich zu viel Solarstrom zur selben Zeit, ist die dritte Zeile im Sommer nicht die Ausnahme, sondern der Regelfall an einem belasteten Umspannwerk.

Wie Marktprämie und Marktwert grundsätzlich zusammenspielen, erklärt Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient. Ab 2027 kommt für neue Zuschläge der Refinanzierungsbeitrag hinzu, der die Rechnung in Hochpreisstunden in die andere Richtung verändert; das behandelt EEG 2027: Was der Refinanzierungsbeitrag für ein Solarpark-Direktinvestment bedeutet.

Was würde das Netzpaket an neuen Standorten ändern?

Es würde an belasteten Umspannwerken die Entschädigung für neue Anlagen zum Teil abschaffen. Die Bundesregierung hat den Entwurf eines Gesetzes zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau am 29. Juli 2026 im Kabinett beschlossen und als Drucksache 21/7866 vom 7. September 2026 in den Bundestag eingebracht; die erste Lesung ist für den 24. September 2026 angesetzt. Der Kern für Solarparks steht in drei neuen Vorschriften:

• § 14 Abs. 1d EnWG-E: Verteilnetzbetreiber dürfen Umspannanlagen und die sie verbindenden Leitungsabschnitte für bis zu sechs Jahre als kapazitätslimitiert ausweisen, wenn die Einspeisung der dort angeschlossenen Anlagen im vorangegangenen Kalenderjahr um mehr als fünf Prozent per Redispatch reduziert wurde. Die Ausweisung ist technologiespezifisch für Freiflächen-Solaranlagen und Windkraft an Land, wird der Bundesnetzagentur zum 31. März angezeigt und auf der Website des Netzbetreibers veröffentlicht. Liegt der Dreijahresmittelwert wieder unter der Schwelle, ist sie aufzuheben; der Netzbetreiber muss diese Gebiete vorrangig ausbauen.
• § 8 Abs. 4 EEG-E: In einem solchen Gebiet besteht kein unbedingter Anspruch auf Netzanschluss mehr. Stattdessen muss der Netzbetreiber einen Anschlussvertrag anbieten, in dem der Betreiber für die Dauer der Ausweisung auf den finanziellen Ausgleich nach § 13a Abs. 2 EnWG verzichtet, begrenzt auf 20 Prozent des in einem Jahr erzeugten Stroms (18 Prozent bei Windkraft in Windenergiegebieten). Der Verzicht kann sich einmalig um 18 Monate verlängern, wenn die Voraussetzungen fortbestehen und der Netzbetreiber den fehlenden Ausbau nicht zu vertreten hat. § 13a Abs. 6 EnWG-E stellt klar, dass der Ausgleichsanspruch dann nur nach Maßgabe dieses Vertrags besteht.
• § 8 Abs. 1 Satz 4 EEG-E: Für Freiflächen-Solaranlagen, die ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden, besteht der Anschlussanspruch nur noch mit der Maßgabe, dass die maximale Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzt ist. Das ist eine planerische Kappung der Mittagsspitze für alle neuen Anlagen, unabhängig vom Netzgebiet.

Bestandsanlagen behalten nach der Begründung des Entwurfs ihren Anspruch auf finanziellen Ausgleich, auch wenn ihr Umspannwerk später als kapazitätslimitiert ausgewiesen wird; der Verzicht trifft nur Anlagen, die während der Ausweisung dort einen Anschluss beantragen. Die Begründung beruft sich für die Zulässigkeit auf Art. 13 Abs. 7 der EU-Strommarktverordnung 2019/943, der für nicht marktbasierten Redispatch einen finanziellen Ausgleich mindestens in Höhe der zusätzlichen Betriebskosten oder der entgangenen Nettoerlöse verlangt; ob ein gesetzlich erzwungener vertraglicher Verzicht damit vereinbar ist, wird im Gesetzgebungsverfahren diskutiert werden. Der Entwurf sieht das Inkrafttreten am Tag nach der Verkündung vor, nicht zu einem festen Stichtag.

Für ein Direktinvestment ist die praktische Folge schon jetzt greifbar: Die Abregelungshistorie des Umspannwerks wird zum Standortkriterium. Ein Netzgebiet, das 2025 oder 2026 mehr als fünf Prozent abgeregelt hat, könnte nach Inkrafttreten ausgewiesen werden, und ein Projekt, dessen Anschlussbegehren dann noch offen ist, bekäme nur noch den Vertrag mit Verzicht. Was zum Netzanschluss ohnehin geprüft gehört, behandelt Netzanschluss, Dienstbarkeit, Baurecht: Woran Sie erkennen, dass ein Direktinvestment seinen Standort wirklich gesichert hat.

Was heißt das für die Rendite eines Direktinvestments?

Dass Abregelung eine eigene Zeile im Ertragsmodell braucht, mit einer Annahme, die zum Standort passt, und dass die Wirkung auf das Eigenkapital größer ist als die Prozentzahl vermuten lässt. Ein Solarpark trägt in den ersten Jahren einen Kapitaldienst, der einen großen Teil der Erlöse bindet; jeder Euro, der oben fehlt, fehlt unten vollständig. Am Beispiel von oben, mit einem Jahreserlös von 260.000 Euro und einem Kapitaldienst, der 60 Prozent davon bindet, bleibt ein Eigenkapital-Cashflow von 104.000 Euro:

Die Tabelle rechnet bewusst ohne Entschädigung, weil das der Fall ist, gegen den ein Anleger sich absichern muss: marktbedingte Abregelung, Redispatch mit negativem Mischpreis ohne Differenzklausel, oder ein Anschlussvertrag mit Verzicht nach dem Netzpaket. Ein Verlust von 20 Prozent der Erlöse halbiert in diesem Beispiel den Cashflow auf das Eigenkapital. Drei Dinge verändern das Bild:

• Der Standort. Die Bundeszahl von 3,7 Prozent sagt über ein einzelnes Umspannwerk nichts. Netzbetreiber veröffentlichen Redispatch-Maßnahmen anlagenscharf; für einen Anschlusspunkt lässt sich die Abregelung der Nachbaranlagen in den Vorjahren nachvollziehen, und ein Ertragsgutachten sollte sie als eigenen Abschlag ausweisen, wie Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten beschreibt.
• Die Auslegung. Eine Ost-West- oder vertikale Anordnung verschiebt Ertrag aus der Mittagsspitze in die Randstunden und verringert damit sowohl die Negativstunden als auch die Redispatch-Betroffenheit; die Zahlen dazu stehen in Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet. Die 70-Prozent-Grenze des Netzpakets nimmt diese Logik für alle Neuanlagen vorweg.
• Der Speicher. Ein Batteriespeicher am selben Netzanschluss nimmt die Mittagsspitze auf, statt sie abzuregeln, und verkauft sie abends; er macht aus der Abregelungsstunde eine Ladestunde. Ob sich das rechnet, hängt von Auslegung und Erlösmodell ab, wie Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt zeigt; er beseitigt die Abregelung nicht, er verschiebt sie in die Stunden, in denen der Speicher voll ist.

Welche Fragen stellen Sie Anbieter und Direktvermarkter?

Sieben, und jede gehört mit der Antwort in die Projektunterlagen:

1. Mit welcher Abregelung rechnet das Ertragsmodell, in Prozent des Jahresertrags, getrennt nach netzbedingt und marktbedingt, und woher stammt die Annahme: aus dem Ertragsgutachten, aus der Abregelungshistorie des Umspannwerks oder aus einem Pauschalwert?
2. Wie oft wurden die Anlagen am selben Umspannwerk in den letzten zwei Jahren per Redispatch abgeregelt, und liegt die Reduzierung über fünf Prozent? Diese Schwelle entscheidet nach dem Netzpaket über die Ausweisung als kapazitätslimitiertes Netzgebiet.
3. Was regelt der Direktvermarktungsvertrag für den finanziellen Ausgleich seit dem 23. Dezember 2025: Gibt es eine Differenzklausel zwischen Mischpreis und vertraglichem Preis, was kostet sie, und wer stellt die Redispatch-Abrechnung gegenüber dem Netzbetreiber?
4. Nach welchem Verfahren wird die Ausfallarbeit bestimmt, Spitz-, vereinfachtes Spitz- oder Pauschalverfahren, und wer prüft die Abrechnungen des Netzbetreibers auf Vollständigkeit und Frist?
5. Ist die Anlage nach § 9 EEG fernsteuerbar, mit welcher Technik, und ist die Ansteuerung durch den Netzbetreiber getestet? Eine nicht steuerbare Anlage wird notfalls ganz vom Netz genommen.
6. Unterscheidet das Monitoring zwischen einer Redispatch-Maßnahme und einer Abschaltung durch den Direktvermarkter, und erhält der Anleger diese Aufteilung im Reporting? Ohne sie lässt sich eine Entschädigung weder prüfen noch einfordern.
7. Liegt eine Netzanschlusszusage ohne Verzicht auf den finanziellen Ausgleich vor, und was passiert vertraglich, wenn der Netzbetreiber das Gebiet vor dem Anschluss als kapazitätslimitiert ausweist: Gibt es ein Rücktrittsrecht oder eine Anpassungsklausel?

Ein Anbieter, der diese Fragen mit Zahlen und Vertragsseiten beantwortet, hat sein Projekt verstanden. Einer, der auf die gesetzliche Entschädigung verweist und es dabei belässt, hat die Abrechnung seit Dezember 2025 nicht gelesen. Woran Sie seriöse Anbieter sonst erkennen, steht in Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen.

Wie wir das im Projekt-Check prüfen

Bei jedem Solarpark, den wir Anlegern vorstellen, legen wir die Abregelungsannahme des Modells neben die veröffentlichten Redispatch-Daten des zuständigen Netzbetreibers für die Umgebung des Anschlusspunkts, lesen im Direktvermarktungsvertrag die Klausel zum finanziellen Ausgleich nach und rechnen die Beispielrechnung von oben mit den Projektzahlen nach, einmal mit und einmal ohne Entschädigung. Renditezusagen geben wir dabei keine; wir zeigen, welche Zahl auf welcher Annahme steht und wie sich die Rendite verschiebt, wenn die Annahme nicht hält. Genau das tun wir in einem unverbindlichen Erstgespräch, gern anhand eines konkreten Exposés.