Was ist Einspeisemanagement?

Definition

Mit dem Begriff Einspeisemanagement, abgekürzt auch Eisman oder Einsman genannt, ist die vom Netzbetreiber vorgenommene Abregelung der Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien sowie KWK- und Grubengasanlagen in das Stromnetz gemeint. Diese Zwangsabregelung der Einspeisung wird notwendig, wenn einzelne Abschnitte eines Verteil- oder Übertragungsnetzes überlastet sind und ein solcher Engpass die Versorgungssicherheit bedroht. Konkret bedeutet dies, dass z.B. Windkraftanlagen aus dem Wind gedreht oder Wechselrichter bei Solaranlagen ausgeschaltet werden. Die dabei abgeregelte Energie wird als Ausfallarbeit bezeichnet.

Eisman in Netzausbaugebieten

Besonders in Gebieten, in denen der Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) rasch fortgeschritten ist, z.B. in Küstennähe, „hinken“ die Netzkapazitäten zum Abtransport des produzierten Stroms hinterher. Bis der notwendige Netzausbau vollbracht ist, dürfen die Netzbetreiber über das Einspeisemanagement kritische Situationen abwenden. Dabei ist das Einspeisemanagement als allerletzte Maßnahme zu verstehen, die der Netzbetreiber erst ergreifen darf, wenn andere Möglichkeiten, den Engpass zu umgehen, gescheitert sind. Abgeschaltet werden dürfen nur EE-Anlagen mit einer Leistung > 100kW (bei Solar > 30 kW, siehe EEG 2012, §6, Abs. 2).

Was versteht man unter dem Begriff der Ausfallarbeit?

Ausfallarbeit, seltener Ausfallenergie, beschreibt den entstehenden Energieverlust bei der Abregelung durch das Einspeisemanagement. Die unter dem Schlagwort Ausfallarbeit zusammengefasste Energiemenge ist es, die über die Netznutzungsentgelte entschädigt wird. Der Anlagenbetreiber bekommt demnach eine Entschädigung für die Energie, die bei einem normalen Netzbetrieb erzeugt worden wäre. In den letzten Jahren ist die Ausfallarbeit kontinuierlich angestiegen.

Umfang und Kosten der Einspeisemanagementmaßnahmen seit 2013

Umfang und somit auch die Kosten der Einspeisemanagementmaßnahmen sind seit 2013 stark angestiegen. Grund hierfür ist ein Ungleichgewicht zwischen dem Ausbau der Erneuerbaren und dem zu langsam voranschreitenden Netzausbau. Insbesondere sind die Bundesländer im Norden, allen voran Schleswig-Holstein, vom Einsman betroffen.

Eine Diskrepanz zwischen Menge der Ausfallarbeit und Höhe der Zahlungen kann, wie beispielsweise im Jahr 2016, darauf zurückgeführt werden, dass die Ausgleichszahlungen nicht nur die in dem jeweiligen Jahr angefallenen Mengen widerspiegeln. Um beim Beispiel von 2016 zu bleiben wurden hier zusätzlich Ausfallarbeiten der Vorjahre kompensiert.

Wind an Land ist der Energieträger, der bisher mit Abstand am häufigsten vom Einspeisemanagement betroffen ist. Auf Platz zwei waren vor 2015 entweder Solar oder Biomasse anzutreffen. Windenergie auf See war 2015 zum ersten Mal vom Einspeisemanagement betroffen und der Anteil an Eisman steigt seitdem an. Grund für den Anstieg der Abregelungen von Windenergie auf See ist der Zubau von Offshore-Windenergieanlagen.

JahrUmfang in GWhKosten in Mio. EuroAm häufigsten vom Einspeisemanagement betroffener Energieträger
2013555441) Windkraft (86,6 %) | 2) Solar (11,8 %)
20141.581831) Windkraft (77,3 %) | 2) Solar (15,5 %)
20154.722 4781) Windkraft an Land (87,3 %) | 2) Biomasse (7,7 %)
20163.743 3731) Windkraft an Land (94 %) | 2) Solar (4,9 %)
20175.5186101) Windkraft an Land (81 %) | 2) Wind auf See (15 %)
20185.403635,41) Windkraft an Land (72 %) | 2) Wind auf See (25 %)
20196.482 709,5
Datengrundlage: Monitoringberichte der BNetzA

Hintergründe: Kosten des Einspeisemanagements und Entschädigungspflicht

Betreiber von EE-Anlagen, etwa Windkraft-, Solar- oder Biogasanlagen, werden für die erzwungene Abregelung ihrer Anlagen vom Verteilnetzbetreiber entschädigt. Diese Entschädigungspflicht der Verteilnetzbetreiber ist im Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) in §14 und §15 geregelt. Zur praktischen Umsetzung des Einspeisemanagements hat die Bundesnetzagentur zudem einen Leitfaden veröffentlicht, in dem sie ihre Einschätzungen zur Thematik erläutert. Umstritten ist momentan, ob die Entschädigungspflicht der Netzbetreiber 100% des abgeregelten Stroms aus Erneuerbaren Energien umfasst oder nur 95%.

Der Verteilnetzbetreiber haftet gesamtschuldnerisch mit dem Übertragungsnetzbetreiber, selbst wenn die Abregelung durch einen Engpass im Übertragungsnetz verursacht wurde. EE-Anlagenbetreiber, deren Anlage im Zuge des Einspeisemanagements ausgeschaltet wurde, können ihre Forderung daher grundsätzlich an ihren Ansprechpartner beim Verteilnetzbetreiber richten. Die entstandenen Kosten des Einspeisemanagements werden auf die Netznutzungsentgelte umgelegt. Oftmals findet die Abregelung auf einer anderen Netzebene statt als die Verursachung. Es besteht eine deutliche Diskrepanz zwischen Verursacher- und Abregelungsebene. Wie die folgende Tabelle zeigt, werden 89,3 % der Maßnahmen auf Ebene des Übertragungsnetzes verursacht, die Abregelungen finden jedoch zu 83,8 % im Verteilnetz statt. Viele EE-Anlagen sind im Verteilnetz angeschlossen. Die hohe Menge an Abregelungen der Erneuerbaren Energien im Verteilnetz bedeutet jedoch nicht, dass diese auch die Verursacher der Netzengpässe sind.

ÜbertragungsnetzVerteilnetz
Ausfallarbeit in GWh892,414.625,56
Prozentuale Aufteilung der Ausfallarbeit16,2 %83,8 %
Verursachung der Maßnahmen in GWh4.927,11590,87
Prozentuale Verteilung der Verursachung89,3 %10,7 %
Quelle: BNetzA: Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen. Gesamtjahr 2017.

Betreiber von konventionellen Kraftwerken, etwa Kohle-, Erdgas- oder auch Atomkraftwerken, unterliegen ebenfalls der Zwangsabregelung zur Unterstützung der Versorgungssicherheit (siehe §13 EnWG), sind jedoch von einer Entschädigung ausgeschlossen, da sie ihre Brennstoffe im Gegensatz zu EE-Anlagenbetreibern zwischenspeichern können. Beim Einspeisemanagement hat der Netzbetreiber die Möglichkeit, die betroffenen Anlagen in drei Schaltstufen abzuregeln - auf 60%, 30% oder auf 0%. In allen drei Fällen ist er nach der Abregelung zu Entschädigungszahlungen an EE-Anlagenbetreiber verpflichtet.

Technisch werden die Signale der Netzbetreiber per Fernsteuerung übertragen. Die Technik der Umsetzung richtet sich nach der Leistung der Anlage. Für Anlagen mit einer Einspeisung von mehr als 100 kW kann von den Netzbetreibern der Einsatz von Fernwirktechnik gefordert werden. Für Solaranlagen mit einer installierten Leistung von unter 100 kW kann der Netzbetreiber keine Fernwirktechnik fordern, sondern einfachere Technologien, wie einen Funkrundsteuerempfänger. Ausnahmen sind PV-Anlagen unter 30kWp. Diese können statt eines Funkrundsteuerempfängers auch die Spitzenkappung wählen. Konkret bedeutet die Spitzenkappung, dass die maximale Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt von Anlage und Netz auf 70% der installierten Leistung begrenzt wird. Es ist jedoch umstritten, ob sich dieser Aufwand für Kleinanlagen lohnt oder nötig ist. Anlagenbetreibende sind nach § 6 Absatz 2 EEG 2012 selbst dafür verantwortlich die technischen Voraussetzungen für die Bereitstellung einer Prozessdatenschnittstelle, über welche die Netzbetreiber auf die Anlage zugreifen können, zu erfüllen. Ebenfalls tragen die Anlagenbetreibenden die Kosten der technischen Aufrüstung.

EinsMan: EU-Recht sieht volle Entschädigung vor

Erstattung von 100 Prozent oder 95 Prozent der ausgefallenen Erlöse?

Wie der Tagesspiegel zum Jahresanfang 2020 berichtet, gibt es derzeit Unklarheiten bei der Höhe der Erstattung entgangener Einnahmen durch die Abregelung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien via Einspeisemanagement:

Seit dem 1. Januar 2020 gilt die Neufassung der EU-Verordnung über den Elektrizitätsbinnenmarkt (2019/943), die eine hundertprozentige Entschädigung bei der Abregelung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien vorsieht. Demgegenüber steht die deutsche sogenannte "Härtefallregelung", die eine Entschädigung in Höhe von maximal 95 Prozent der entgangenen Einnahmen zugesteht.

Nicht nur für die Netzbetreiber, sondern auch für die Anlagenbesitzer herrscht nun rechtliche Unklarheit, da eigentlich eine EU-Verordnung das nationale Recht bricht. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) empfiehlt nun den Verteilnetzbetreibern unter seinen Mitgliedern, vorerst eine einhundertprozentige Entschädigung zu zahlen – allerdings vorbehaltlich, bis die europäische Regelung in deutsches Recht umgesetzt sei. Dies soll mögliche Klagen von Anlagenbetreibern, die sich auf die EU-Verordnung 2019/943 beziehen, vermeiden.

Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) sieht derzeit nach Tagesspiegel-Angaben keinen Handlungsbedarf, es seien keine gesetzlichen Änderungen erforderlich, so eine Sprecherin des Ministeriums. Thorsten Müller, wissenschaftlicher Leiter der Stiftung Umweltenergierecht, sieht dies jedoch anders: Das europäische Primärrecht verpflichte Deutschland dazu, alles zu tun was zur Umsetzung einer europäischen Verordnung erforderlich sei. Hierzu gehöre auch, die bestehenden deutschen Regulierungen aufzuheben, um eine eindeutige Rechtslage zu schaffen.

Alternativen zum Einspeisemanagement

Bevor der Netzbetreiber zum Instrument der Zwangsabregelung von EE-Anlagen greift, hat er mehrere andere Möglichkeiten, den Engpass in seinem Stromnetz zu lösen. Er kann zum einen über Umschaltungen auf andere Teile seines Netzes zugreifen und den Strom um den Engpass „herumleiten“ (sogenannte „netzbezogene Maßnahmen“). Zum anderen kann er sowohl mit konventionellen als auch mit EE-Anlagen eine Einzelvereinbarung schließen, die zwar ebenfalls das Recht auf eine Abschaltung nach Absprache, aber auch eine gesonderte Vergütung zwischen Netz- und Anlagenbetreiber beinhaltet (sogenannte „marktbezogene Maßnahmen“). Besonders in Gebieten, in denen der Netzbetreiber ebenfalls über eigene Kraftwerke verfügt, ist diese Möglichkeit des Redispatch gegeben. Zusätzlich kann der Netzbetreiber nicht nur die Einspeisung, sondern auch die Ausspeisung aus dem Netz regeln, wenn er dies in Einzelvereinbarungen mit Verbrauchern verhandelt. In einem vorletzten Schritt vor der Abregelung von EE-Anlagen darf der Netzbetreiber schließlich wie oben erwähnt konventionelle Kraftwerke auf ein „netztechnisch erforderliches Minimum“ abregeln. Erst in einem letzten Schritt dürfen EE-Anlagen abgeregelt werden, da diese grundsätzlich den Einspeisevorrang nach §8 Abs. 1 EEG genießen.

Die Netzbetreiber haben eine Informationspflicht gegenüber den Betreibern von EE-Anlagen, die sie im Zuge des Einspeisemanagements abgeregelt haben – auch wenn viele Anlagenbetreiber natürlich in der Praxis die Abregelung ihrer Anlage bereits über ihre Lastgangdaten bemerken.

Linktipp: Auf der Webseite des Übertragungsnetzbetreibers 50hertz findet sich eine interaktive Karte, die die aktuelle Netzbelastung in der Regelzone zeigt.
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