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 der Einspeisemanagementmaßnahmen seit 2013

2017-2018

Mit 5.518 GWh ist der Bedarf an Einspeisemanagement-Maßnahmen im Jahr 2017 auf dem bisher höchsten Stand. Im Vergleich zum Vorjahr steigen die Kosten um 237 Mio. Euro auf 610 Mio. Euro. 2018 sinkt die Ausfallarbeit leicht auf 5.403 GWh, die Kosten stiegen leicht auf 635,4 Mio. Euro.

Auch 2017 ist mit 81 % der Ausfallarbeiten Wind an Land der am häufigsten abgeregelte Energieträger. Auf Platz zwei ist, im Gegensatz zum Vorjahr, Wind auf See (offshore) mit etwa 15 % der Ausfallarbeiten. Grund dafür ist der verstärkte Zubau von Offshore-Windenergieanlagen in den Vorjahren.

2018 verstärkt sich dieser Trend nochmals. Wind an Land (onshore) ist mit 72% der Ausfallarbeit der am häufigsten abgeregelte Energieträger. 25 % und damit 10% mehr als noch im Vorjahr fallen auf Wind auf See (offshore) (Die Zahlen sowie weitere Infomationen zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen können Sie dem Jahresbericht der BNetzA entnehmen: 2017, 2018).

2015-2016

2016 ist der Bedarf an Maßnahmen zum Einspeisemanagement im Vergleich zu 2015 um rund ein Viertel gesunken. Wurden 2015 noch 4.722 GWh benötigt waren es 2016 nur noch 3.743 GWh, entsprechend sanken die Kosten von rund 478 Mio. Euro auf rund 373 Mio. Euro. Gegenüber 2015 ergibt sich so eine Minderung der Menge an Ausfallarbeit um etwa 979 GWh und eine Kostenersparnis von 105 Mio. Euro. Mit einem Anteil von 94 Prozent hat die Windkraft an Land mit Abstand den größten Anteil an der Ausfallarbeit, fünf Prozent entfallen auf die Photovoltaik. (Alle Zahlen sind dem Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen, Viertes Quartal und Gesamtjahr 2016 der BNetzA entnommen)

2013-2014

Der Umfang der Einspeisemanagementmaßnahmen verdreifachte sich nahezu von 555 GWh im Jahr 2013 auf 1.581 GWh im Jahr 2014. Die Summe der Entschädigungszahlungen belief sich 2014 auf insgesamt 83 Mio. Euro, was einer Steigerung von 89% entspricht. Der Anteil der zwangsweise abgeregelten Strommengen gemessen an der gesamten EEG-Stromproduktion machte dabei 2014 1,16% aus. Windkraftanlagen waren mit einem Anteil von 77,3% bei weitem am häufigsten von Einspeisemanagementmaßnahmen betroffen. (Alle Zahlen sind dem Monitoringbericht 2015 der Bundesnetzagentur entnommen.)

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 §12 geregelt. Zur praktischen Umsetzung des Einspeisemanagements hat die Bundesnetzagentur zudem einen Leitfaden veröffentlicht, in dem sie ihre Einschätzungen zur Thematik erläutert.

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.

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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