Der Eigenverbrauch von Photovoltaikanlagen ist für gewerbliche Betreiber und Prosumer ein zentrales Element zur Sicherung von Wirtschaftlichkeit und Investitionsschutz. Im Rahmen des Redispatch 2.0 wird jedoch zunehmend am Wechselrichter gedrosselt, wodurch der lokal erzeugte Strom verloren geht und teurer Netzbezug entsteht. Die Kombination aus europarechtlichen Vorgaben, technischer Steuerungslogik und steigenden Abregelungsvolumina stellt Betreiber vor komplexe Herausforderungen, die sowohl rechtliche als auch operative Antworten erfordern.
Europarechtlicher Vorrang des Eigenverbrauchs nach Art. 13 Abs. 6 lit. c VO (EU) 2019/943
Die EU-Strombinnenmarktverordnung (Verordnung (EU) 2019/943, Fassung vom 13. Juni 2024) schreibt in Artikel 13 Absatz 6 Buchstabe c vor, dass selbst erzeugter, nicht in das Netz eingespeister Strom nur als letztes Mittel gedrosselt werden darf, wenn die Netzsicherheit akut gefährdet ist. Die im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) verankerte Bezugnahme auf diese Vorschrift stellt sicher, dass dieser Grundsatz unmittelbar in Deutschland gilt.
- Rechtsgrundlage EU-Recht: Art. 13 Abs. 6 lit. c, Verordnung (EU) 2019/943 (2024)
- Juristische Begründung: Die Abschaltung des Eigenverbrauchs kann europarechtswidrig sein, wenn mildere Maßnahmen zur Netzsicherheit verfügbar sind.
- Schutzansprüche: Anlagenbetreiber können verlangen, dass Abregelungen nur am Netzanschlusspunkt erfolgen, sofern technisch machbar.
Damit liefert die Verordnung die genaue juristische Basis, warum eine reine Wechselrichter-Abregelung problematisch ist und welche Rechte Betreiber daraus ableiten können.
Technischer Systemkonflikt: Wechselrichter-Steuerung versus Begrenzung am Netzanschlusspunkt (NAP)
Aktuelle Steuerungskonzepte, etwa Rundsteuerempfänger oder starre Eingriffe am Wechselrichter, kappen die gesamte Bruttoerzeugung. Fachverbände wie das VDE FNN fordern eine Harmonisierung mit den Standards nach § 14a EnWG, bei denen ein Energiemanagementsystem (EMS) und ein Smart-Meter-Gateway lediglich die Einspeisung am Netzanschlusspunkt auf das geforderte Maß reduzieren.
- Standardisierte Begrenzungsebene: Netzanschluss / Netzverknüpfungspunkt (NAP) gemäß § 14a EnWG (2024)
- Technische Umsetzung: Dynamische Dimm- und Begrenzungsfunktionen, die lokale Verbraucher und Speicher weiterhin mit eigenem Strom versorgen.
- Notwendigkeit: Umstellung des Verteilnetzbetriebs auf intelligente Steuerboxen, die die NAP-Drosselung digital unterstützen.
Diese Lösung ermöglicht den Weiterbetrieb lokaler Verbraucher und die Ladung von Batteriespeichern, während die Netzsicherheit über die gesteuerte Reduktion am NAP gewährleistet wird.
Dynamik des Abregelungsvolumens bei Photovoltaik im Netzengpassmanagement
Die Bundesnetzagentur berichtet, dass das Abregelungsvolumen von PV-Strom im Jahr 2024 auf rund 1.400 GWh anstieg – eine Verdopplung gegenüber dem Vorjahr. Gleichzeitig beliefen sich die Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement auf 2,8 Mrd. Euro. Zusätzlich wurden 554 Mio. Euro als Entschädigungszahlungen für abgeregelte Erneuerbare-Energien geleistet.
- Abregelungsvolumen PV-Strom (2024): 1.400 GWh (Quelle S1)
- Gesamtkosten Netzengpassmanagement (2024): 2,8 Mrd. Euro (Quelle S1)
- Entschädigungszahlungen (2024): 554 Mio. Euro (Quelle S1)
Diese Zahlen verdeutlichen die wachsende Belastung des Netzes und das erhebliche wirtschaftliche Schadenspotenzial, das durch ungezielte Wechselrichter-Abregelungen entsteht.
Wirtschaftliche Folgen für Gewerbebetreiber
Die vollständige Abschaltung einer PV-Anlage am Wechselrichter zwingt Unternehmen, ihren gesamten Verbrauch aus dem öffentlichen Netz zu decken. Das erhöht nicht nur die Energiekosten, sondern kann in lokalen Engpässen die Netzbelastung sogar weiter verschärfen. Zusätzlich müssen Betreiber im Redispatch-2.0-Regelwerk Nicht-Beanspruchbarkeiten für Eigenverbrauch prognostizieren und über den Einsatz-Verantwortlichen (EIV) einsteuern – ein Aufwand, der besonders für mittelständische Unternehmen hoch und fehleranfällig ist.
- Erhöhte Netzentnahme bei Vollabschaltung: Paradoxe Verschärfung lokaler Netzengpässe.
- Hoher bürokratischer und IT-Aufwand: Prognose und Eingabe über EIV sind komplex.
Praxisnahe Fragen – FAQ
Warum schalten viele Netzbetreiber den Wechselrichter ab, statt nur die Einspeisung zu drosseln?
Den meisten Verteilnetzbetreibern fehlen flächendeckend intelligente Messsysteme und moderne Steuerboxen mit Anbindung an lokale Energiemanagementsysteme. Historisch verbaute Rundsteuerempfänger können technisch oft nur das Gesamtsystem abschalten.
Was besagt Artikel 13 Absatz 6 Buchstabe c der EU-Strombinnenmarktverordnung?
Die EU-Vorgabe legt fest, dass selbst erzeugter und vor Ort verbrauchter Strom von EE-Anlagen bei nicht-marktbasiertem Redispatch geschützt ist und nur abgeregelt werden darf, wenn keine milderen Alternativen zur Aufrechterhaltung der Netzsicherheit bestehen.
Welche technische Lösung verhindert den Verlust des Eigenverbrauchs?
Die dynamische Abregelung am Netzanschlusspunkt (NAP): Ein Energiemanagementsystem drosselt dabei lediglich den Leistungsfluss ins öffentliche Netz auf 0 kW, während die PV-Anlage den Betriebsstrom und die Batterieladung vor Ort weiter bedient.
Fazit
Der Schutz des PV-Eigenverbrauchs vor pauschaler Wechselrichter-Abregelung ist sowohl rechtlich als garantiert als auch technisch umsetzbar. Artikel 13 Abs. 6 lit. c der EU-Strombinnenmarktverordnung und die Einbindung in das EnWG geben Betreibern einen klaren Anspruch auf milde Eingriffe, die am Netzanschlusspunkt erfolgen. Gleichzeitig zeigen die stark wachsenden Abregelungszahlen (1.400 GWh) und die hohen Kosten (2,8 Mrd. Euro) die Dringlichkeit, digitale Steuerboxen und EMS-Lösungen flächendeckend zu etablieren. Nur durch eine koordinierte rechtliche Durchsetzung und den konsequenten Einsatz standardisierter technischer Schnittstellen kann der Eigenverbrauch gesichert, Netzengpässe effizient gemanagt und die Wirtschaftlichkeit von gewerblichen PV-Anlagen langfristig gewährleistet werden.
