Was ist Ausfallarbeit?

Ausfallarbeit ist die Differenz zwischen der Strommenge, die eine Anlage ohne Eingriff erzeugt hätte, und der Menge, die sie nach der Leistungsbegrenzung durch den Netzbetreiber tatsächlich erzeugt. Sie wird nach den Vorgaben der Bundesnetzagentur in Viertelstundenwerten ermittelt und ist die Bemessungsgrundlage für die Entschädigung.

Bekomme ich Geld, wenn meine Anlage abgeregelt wird?

Ja, für netzbedingte Abregelung besteht ein Entschädigungsanspruch. Anlagen ab 100 kW laufen seit dem 1. Oktober 2021 über das Redispatch 2.0 nach §§ 13 und 13a EnWG. Kleinere Anlagen sind davon nicht erfasst. Der Regierungsentwurf zum Netzanschlusspaket will diesen Anspruch in kapazitätslimitierten Netzgebieten teilweise einschränken.

Wie hoch waren die Entschädigungen zuletzt?

Der finanzielle Ausgleich für Betreiber abgeregelter Erneuerbaren-Anlagen lag 2025 laut BWE bei rund 433 Millionen Euro und ist gegenüber dem Vorjahr um über 20 Prozent gesunken. Die Gesamtkosten des Netzengpassmanagements lagen 2025 nach vorläufigen Zahlen bei rund 3,1 Milliarden Euro – der Großteil entfällt auf konventionelle Kraftwerke und Netzreserve.

Abregelung und Ausfallarbeit

Abregelung, Ausfallarbeit, Curtailment – die Begriffe

Abregelung bedeutet, dass ein Netzbetreiber die Einspeiseleistung einer Erzeugungsanlage vorübergehend begrenzt, weil das Netz die Leistung nicht abtransportieren kann. Im Englischen heißt das Curtailment.

Die Ausfallarbeit ist die dabei nicht erzeugte Energie. Die Bundesnetzagentur definiert sie in ihrer Festlegung BK6-20-059 als Differenz zwischen der theoretischen Einspeisung und dem Wert der Leistungslimitierung, gemessen in Viertelstundenmittelwerten. Bei negativem Redispatch – also Drosselung – ist die Ausfallarbeit positiv; bei positivem Redispatch spricht man von Mehrarbeit.

Wichtig: Abregelung ist nicht dasselbe wie eine Einspeisebegrenzung am eigenen Anschluss. Die eine ist ein Eingriff des Netzbetreibers wegen eines Netzengpasses, die andere eine dauerhaft eingestellte Grenze in der Anlagensteuerung.

Der Rechtsrahmen: Redispatch 2.0 statt Einspeisemanagement

Bis 2021 lief die netzbedingte Drosselung von Erneuerbaren-Anlagen über das Einspeisemanagement nach § 14 EEG 2017. Seit dem 1. Oktober 2021 sind EE-Anlagen ab 100 kW in das Redispatch 2.0 nach §§ 13 und 13a EnWG integriert. Das Einspeisemanagement in der alten Form ist damit abgelöst.

Praktisch heißt das: Erneuerbare, konventionelle und KWK-Anlagen werden im selben Verfahren behandelt. Der Netzbetreiber plant Eingriffe vorausschauend, die Abrechnung erfolgt über Spitz- oder Pauschalabrechnung der Ausfallarbeit. Für Anlagen unter 100 kW gilt das Verfahren nicht; sie werden bei Bedarf über Rundsteuerempfänger oder die Regelungen des § 14a EnWG angesprochen.

Die Kosten – und ein weit verbreitetes Missverständnis

In der politischen Debatte wird häufig die Zahl „drei Milliarden Euro” mit abgeregeltem Ökostrom gleichgesetzt. Das ist eine Verwechslung: Die drei Milliarden sind die Gesamtkosten des Netzengpassmanagements, nicht die Entschädigung für Erneuerbaren-Anlagen.

Kostenblock 2025 (vorläufig)	Betrag
Netzengpassmanagement gesamt	rund 3,1 Mrd. €
davon konventioneller Redispatch	über 1,2 Mrd. €
davon Reservekraftwerke	rund 1,4 Mrd. €
davon Countertrading	102 Mio. €
Entschädigung abgeregelte EE-Anlagen	rund 433 Mio. €

Zum Vergleich 2024: Das Maßnahmenvolumen lag bei rund 30,3 TWh, die Gesamtkosten bei rund 3,0 Milliarden Euro. Die ÜNB-Prognose, die die Bundesnetzagentur im Juni 2025 veröffentlichte, erwartete für 2026 Gesamtkosten von 3,129 Milliarden Euro bei 16,87 TWh positivem Redispatch. Die Entschädigungszahlungen an EE-Betreiber sind laut Antwort des Bundeswirtschaftsministeriums auf eine parlamentarische Anfrage seit 2023 rückläufig: 580 Millionen Euro (2023), 554 Millionen Euro (2024), rund 435 Millionen Euro (2025).

Der BWE führt zusätzlich an, dass 2025 laut Bundesnetzagentur 96,5 Prozent des Erneuerbaren-Stroms zu den Verbrauchern transportiert werden konnten – die Abregelungen betrafen 3,5 Prozent der EE-Erzeugung.

Warum das für die aktuelle Gesetzgebung zentral ist

Genau dieser Zahlenvergleich ist das Kernargument der Erneuerbaren-Verbände gegen den Redispatch-Vorbehalt im Netzanschlusspaket. Der Vorbehalt setzt an den 433 Millionen Euro EE-Entschädigung an – also an dem kleinsten der vier Kostenblöcke. Das BMWE erwartet dennoch eine Redispatch-Kostenersparnis von über 3 Milliarden Euro jährlich; wie diese Summe zustande kommt, ist aus den veröffentlichten Unterlagen nicht nachvollziehbar.

Der Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 sieht vor, dass Betreiber in kapazitätslimitierten Netzgebieten für 18 bis 20 Prozent ihres Jahresstromertrags auf die Entschädigung verzichten. Das Vorhaben ist noch nicht in Kraft.

Was Anlagenbetreiber tun können

Für Betreiber größerer Anlagen gibt es drei Stellschrauben gegen Abregelungsverluste:

Standortwahl: Die Abregelungshäufigkeit unterscheidet sich regional stark. 2025 gingen die höchsten Entschädigungen nach Bayern (165 Mio. €), Niedersachsen (120 Mio. €) und Schleswig-Holstein (54 Mio. €).
Speicher am Anschlusspunkt: Ein Großbatteriespeicher kann Energie aufnehmen, die sonst als Ausfallarbeit verloren ginge – wobei die Verwertbarkeit vom konkreten Anschlusskonzept abhängt.
Anlagenauslegung: Ein flacheres Erzeugungsprofil – etwa durch Ost-West-Ausrichtung – reduziert die Einspeisespitzen, die typischerweise von Abregelung betroffen sind.

Für private Dachanlagen unter 100 kW ist Abregelung im Redispatch-Sinn kein Thema. Relevanter sind hier die im EEG-2027-Entwurf vorgesehene Wirkleistungsbegrenzung und Zeiten negativer Strompreise.