Im vergangenen Jahr mussten die Netzbetreiber Netzengpassmanagement-Maßnahmen mit einem Volumen von 30.304 Gigawattstunden ergreifen – im Vorjahr waren es noch 34.297 Gigawattstunden. Das zeigt eine Auswertung der Bundesnetzagentur. Die Abregelung der Photovoltaik-Anlagen summierte sich 2024 auf 1.389 Gigawattstunden, ein Plus von 97 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Als Hauptgründe nennt die Bundesnetzagentur den Ausbau der installierten Leistung sowie die außergewöhnlich hohe Sonneneinstrahlung im Sommer 2024.
Die Kosten des gesamten Netzengpassmanagements beliefen sich nach vorläufigen Auswertungen auf 2,776 Milliarden Euro, nach 3,335 Milliarden Euro in 2023. Die Kosten liegen damit so niedrig wie seit 2021 nicht mehr.
Beim Netzengpassmanagement wird die Einspeisung von Anlagen vor einem Engpass reduziert, während dahinter andere Erzeugungsanlagen hochgefahren werden. Dies hilft, die Netzlast zu optimieren und Versorgungsengpässe zu verhindern. Wird eine Anlage im Rahmen eines Redispatch abgeregelt, bekommen die Anlagenbetreiber einen finanziellen Ausgleich – so, als hätte es gar keinen Eingriff der Netzbetreiber gegeben.
Ausgleichszahlung für Erneuerbare-Abregelung sinkt
Insgesamt machten die Abregelungen von Erneuerbare-Anlagen 3,5 Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus. Damit konnten 96,5 Prozent der Erneuerbaren-Erzeugung ins Netz eingespeist werden. Insgesamt 554 Millionen Euro flossen 2024 als Ausgleich für die Abregelungen an Erneuerbare-Anlagenbetreiber. Das entspricht einem Rückgang von vier Prozent gegenüber dem Vorjahr – obwohl das abgeregelte Erneuerbaren-Volumen 2024 um zehn Prozent niedriger ausfiel. Die Bundesnetzagentur begründet diese Diskrepanz mit den gesunkenen Großhandelspreisen.
Mit Abstand am meisten wurde die Photovoltaik in Bayern abgeregelt. Das Volumen beläuft sich hier auf 986 Gigawattstunden. Nach Ansicht der Grünen im Freistaat sind die Probleme im bayerischen Stromnetz hausgemacht, da der Ausbau und die Ertüchtigung der Netze über Jahre hinweg von der Söder-Regierung und seinem Vorgänger Horst Seehofer blockiert worden sei. Ein von der Landesregierung vorgelegtes Maßnahmenpaket zum Netzausbau ist völlig unzureichend, erklärte Martin Stümpfig, Sprecher für Energie und Klimaschutz der grünen Landtagsfraktion, im Interview mit pv magazine.
Bild: Bundesnetzagentur
Windenergie-Abregelung deutlich geringer als 2023
Noch deutlich stärker als die Photovoltaik wurde einmal mehr die Windenergie abgeregelt. Bei der Offshore-Windenergie betrug das Volumen 4.562 Gigawattstunden, bei den Anlagen an Land waren es 3.384 Gigawattstunden. Diese Zahlen liegen um 20 beziehungsweise 15 Prozent unter denen des Vorjahres. Die Bundesnetzagentur begründet dies damit, dass 2024 trotz eines windstarken Dezembers insgesamt windärmer war als 2023.
Zum Ausgleich der Abregelungen haben die Netzbetreiber die Einspeisung fossiler Kraftwerke um insgesamt 8.322 Gigawattstunden erhöht. Das entspricht einem Rückgang von fast 25 Prozent im Vergleich zu 2023. Die Bundesnetzagentur führt diese Entwicklung im Wesentlichen auf zwei Umstände zurück: Zum einen wurde weniger abgeregelt, so dass weniger Ausgleich nötig war. Zum anderen wurden Kraftwerke, die im dritten Quartal 2022 aus der Netzreserve in den Markt überführt wurden, nach dem Auslaufen des Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes im zweiten Quartal 2024 wieder in die Netzreserve aufgenommen.
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
Das wir weniger Strom abregeln mussten, lag vor allem daran, dass das Ende des Jahres so windarm war, während der Ende des Jahres 2023 windreich war. Ablesbar an den Strompreisen. Nov+Dez 2023 75 Stunden mit Strompreisen unter 0, Nov+Dez 2024 nur 19 Stunden.
Wenn wir die nächsten Jahre wie geplant 22 GW PV pro Jahr zubauen, während die Last im Sommer stagniert und wir bei Batterien nicht voran kommen, dann wird sich die Menge an abzuregelndem PV-Strom vervielfachen. Idealerweise sollte für jedes GW an weiterem PV-Ausbau eine GWh an Batteriekapazität dazu kommen.
Allerdings kommen wir ja beim Speicherausbau, grade den Großspeichern, hinterher, wie vielfach zu lesen war.
Allerdings produziert jedes GW PV Zubau an einem schönen Tag 5 GWh Strom. Wenigstens die Hälfte davon sollte mit Hilfe von Batterie Speicher zeitversetzt ins Netz gespeist werden.
Aus meiner Sicht bedient sich hier die Bundesnetzagentur einer sachlich falschen Begründung. Es war zwar 2024 ein warmes Jahr, jedoch ohne „die außergewöhnlich hohe Sonneneinstrahlung im Sommer 2024“. Das lässt sich immer sehr ordentlich und nachweislich ablesen an den erzielten Ertrag der PV Anlagen. Sowohl bei meiner PV Anlage, als auch bei den PV Anlagen meiner vielen Freunde und Bekannten war der Ertrag in 2024 unterdurchschnittlich! Es war das schlechteste Jahr der letzten 10 Jahre.
Absolut richtig Gernot. Zudem sollten die Menschen in Deutschland verstehen, dass es jetzt an der Zeit ist elektrisch zu fahren statt Öl aus Terrorstaaten zu importieren.
Sie Verbotsapologet!
FREIHEIT !
(ich gehe davon aus, Sie verstehen schon…)
Bezüglich Elektroautos bin ich persönlich ganz zuversichtlich. Ich rechne immer noch damit, dass der Markt in den nächsten Jahren zügig kippt und wir 2030 bei 90+% Anteil BEV bei den Neuzulassungen sind. Die Vorteile sind groß und bei einer korrekten TCO-Rechnung, also wenn man auf die Gesamtkosten und nicht nur auf den Kaufpreis eines Autos schaut, dann rechen sich BEV schon heute in den meisten Konstellationen. Auf dauer wird die propaganda der fossilen gegen die realität nicht verfangen.
Aber selbst mit Millionen an BEV: Die große Mehrheit davon wird um die Mittagszeit, wenn wir die großen PV-Überschüsse haben, nicht laden können. Auch da brauchen wir Batterien, damit wir den BEVs nachts den Sonnenstrom in die Autobatterien drücken können.
Absolut „HD“
ich verstehe das sehr gut 
@Gernot: „Die große Mehrheit davon wird um die Mittagszeit, wenn wir die großen PV-Überschüsse haben, nicht laden können.“ ### warum nicht ? Nur weil wir am Arbeitsplatz oder auf den P&R Parkplätzen keine Lademöglichkeiten haben. Na, dann hin damit, mit Regelung der Lade-Leistung und KEINE Zeitbegrenzung. Und nix mit Mehrwertzugewinn beim Arbeitgeber !!
Wo sind die Strommengen,die mit finanzielen Verlust z.B. nach Norwegen oder Österreich (Wasserspeicher Kraftwerke) verschenkt wurden?
Bei Rückkauf/Reimport haben wir den Strom dann doppelt bezahlt.
Aber behaupten , die Sonne /Wind schreibt keine Rechnung.
das Ganze ist so komplex dass ich langsam glaube – KEINER überblickt das. Und ich unterstelle mal – bestimmte Gruppen / ÜNB haben keine Ambitionen – dies genau transparent – offen zu legen. Norwegen ist oben – Österreich unten. Als mal an Österreich Strom versprochen wurde, der sollte von OBEN kommen, hat man festgestellt – oh – da ist ja ein Engpass, und hat dann die fossilen Kraftwerke angeworfen, um den verhandelten Bedarf zu decken. Das sind die Spielchen.
Können Sie Ihre Behauptung auch mit Zahlen belegen?
Raimund Kamm
„Zum Ausgleich der Abregelungen haben die Netzbetreiber die Einspeisung fossiler Kraftwerke um insgesamt 8.322 Gigawattstunden erhöht. Das entspricht einem Rückgang von fast 25 Prozent im Vergleich zu 2023. “
Verstehe ich nicht. Zum Ausgleich der Abregelungen wurden fossiler Kraftwerke hochgefahren und somit 8.322 Gigawattstunden eingespeist ?
Komischer Satz. Auch die beiden nachfolgenden erkläre es MIR nicht. „erhöht“ müsste mit „verringert“ heißen. Dann macht es aus meiner Sicht Sinn.
Wieso sollte bei einer Abreglung die fossiler Kraftwerke hochgefahren werden. Verwirrend
Der Grund ist Redispatch. Vorallem für Windstrom im Norden, der nicht Richtung Süden kann.
In der Einleitung steht:
„Beim Netzengpassmanagement reduzieren die Netzbetreiber die Einspeisung von Anlagen vor einem Engpass, während hinter dem Engpass andere Erzeugungsanlagen hochgefahren werden.“
Diese sind dann meistens Fossil.
Ich hoffe Dir mit diesen Angabe helfen zu können.
Martin Kutscher schreibt am 04 April um 9.11 Uhr.
Aus meiner Sicht bedient sich hier die Bundesnetzagentur einer sachlich falschen Begründung.
@ Martin Kutscher
Natürlich ist die Begründung falsch. Die Versorger passen ihre Langzeitverträge nicht an, deshalb müssen die Erneuerbaren ab geregelt werden. Das hat mir sogar ein Vertreter eines Verteilnetzbetreibers bestätigt .
Siehe den folgenden Link ab Kommentar 9. März 2025 um 11:25 Uhr
https://www.pv-magazine.de/2025/03/07/marktwert-solar-bei-111-cent-pro-kilowattstunde-keine-negativen-strompreisstunden/#comments
Zitat:..Zwischen 12 und 13 Uhr gab es schlich zu weniger Abnehmer. Daher der negative Preis. Als Beispiel: In unserem Versorgungsgebiet mit wenig Industrielast war zu diesem Zeitpunkt Rücklieferung ins Vorlergernetz angesagt. Wir mussten also verkaufen (bezahlen) und konnten leider keine Energie von der Börse abnehmen.
So ging es vielen Versorgen. Wenn man als Versorger für diesen Zeitraum bereits vor 2-3 Jahren Energie bestellt hat (zur Versorgungssicherheit), war dies doppelt ärgerlich. Diese Vorab bestellte Energie musste ebenfalls an der Börse zu negativ Preis verkauft werden. Zitat Ende.
Bis 2010 war das gesetzlich geregelt. Da wurden die Erneuerbaren den Versorgern mit sogenannten Ökobändern zwingend zugeteilt, und die Langzeitverträge mussten automatisch angepasst werden.
Siehe hier unter Auswirkungen.
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Nach der Gesetzeslage bis 2010, wäre ab regeln heute kein Thema.
@Herr Diehl
Sie müssten mich schon richtig zitieren. Und nicht wieder alles verdrehen
Kein Lieferant von langfristigen Verträgen lässt sein fossiles Kraftwerk freiwillig laufen, wenn er an der Börse günstiger Energie beschaffen kann. Er regelt dies nur schon aus finanzieller Sicht runter. Nur wird das Kraftwerk nie ganz auf Null gefahren aus diversen Gründen.
Grund 1: Kraftwerk wieder anfahren und synchronisieren dauert zu lange, vorallem wenn es Abend wieder benötigt wird. Zu wenig flexibel.
Grund 2: Systemrelevant. Grosse Kraftwerke stellen Momentanreserve und oder Primärregelungleistung zu Verfügung. Je nach Netzknotenpunkt werden Sie zur Spannungshaltung benötigt. Oder als Phasenschieber zur Blindleistungskompensation, was mit der Spannungshaltung zusammenfällt. Zudem wird auch die notwendige Kurzschlussleistung erhöht.
In Zukunft können grosse Batteriespeicher diese Aufgaben übernehmen. Zurzeit jedoch noch nicht.
Und zuletzt Herr Diehl erklären Sie mir mal wie über 100% EE an der Last ohne Abregelung ins Netz integriert werden sollen. Bitte physikalisch. Und nicht wieder mit ihrem lächerlichen faulen Ei. Weiter bitte ich Sie mich korrekt zu zitieren.
Jörg Eberl schreibt
Und zuletzt Herr Diehl erklären Sie mir mal wie über 100% EE an der Last ohne Abregelung ins Netz integriert werden sollen. Bitte physikalisch. Und nicht wieder mit ihrem lächerlichen faulen Ei. Weiter bitte ich Sie mich korrekt zu zitieren.
@ Jörg Eberl
Physikalisch wird der PV Strom ja nach wie vor in euer Netz aufgenommen, und vergütet. Nur bilanziert wird er seit dem faulen Ei da nicht mehr. Da wurde er 2010 raus genommen, und muss separat an der Börse verkauft werden. Das müsste doch einem Laien schon auffallen, dass das physikalisch mit der Realität nicht in Einklang zu bringen ist.
Was das bedeutet, hat das „IWR“ schon gleich nach dem das faule Ei im Nest lag, wie folgt Kommentiert.
Zitat:…Der steigende Anteil erneuerbarer Energien hat am Spot- und Terminmarkt zu immer niedrigeren Strom-Einkaufspreisen geführt. Grund ist ein von der Politik beschlossener Wechsel der EEG-Lieferung ab 2010 (Wälzungsmechanismus). Bis 2009 erhielten die Stadtwerke den EEG-Strom als sog. EEG-Stromband monatlich tatsächlich physisch geliefert, so dass die großen Vorlieferanten (RWE, E.ON, Vattenfall, EnBW, etc.) auch faktisch weniger an die Stadtwerke liefern konnten. Seit 2010 muss der EEG-Strom an der Börse verkauft werden und das hat weitreichende Folgen: RWE, E.ON & Co. beliefern Stadtwerke seit 2010 wieder weitgehend vollständig mit konventionellem Strom, der EEG-Strom an der Börse kommt zusätzlich auf den Markt und drückt auf die Preise. Zitat Ende.
Der EEG Strom kommt zusätzlich auf den Markt, obwohl Sie ihn nach wie vor physisch „vorrangig“ ins Netz aufnehmen, und physisch auch verbrauchen, kommt er „zusätzlich“ auf den Markt.
Und nun zu den über 100% EE im Netz. Das erklärt sich oder regelt sich von ganz alleine, wenn die Erneuerbaren wieder Day Ahead in euren Bilanzkreisen „Physikalisch“ behandelt würden. Das heißt mit Ökobändern zugeteilt würden, wie das bis 2010 Gesetz war. Dort wird, wie Sie wissen, am Vortag auf Prognosebasis in Stunden und Zeitpaketen Strom, angeboten und nachgefragt.
Die über 100% EE fallen mit Sicherheit nicht über den ganzen Tag an, und die Prognoseabweichungen liegen etwa bei 2%, sagt einer Ihrer Kollegen.
Siehe hier.
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html
Zitat:…Es fängt bei den Prognosen an. Es gibt inzwischen gute Vorhersagen, wie viel Wind- oder Solarstrom voraussichtlich ins Netz eingespeist werden wird. Das weicht bei Wind nur noch um etwa zwei Prozentpunkte von der Realeinspeisung ab. Zitat Ende.
Wenn da mal in einzelnen Stunden über 100% EE im Netz sind, lässt sich das plus oder minus am Intraday ausgleichen. Und zudem lauern ja die Speicherbetreiber auch noch.
Für mich steht jedenfalls fest, wer die Energiewende mag, dem fällt da mehr ein, als einfach die EE abzuregeln.
Jörg Eberl schreibt.
.Zwischen 12 und 13 Uhr gab es schlich zu wenige Abnehmer. Daher der negative Preis. Als Beispiel: In unserem Versorgungsgebiet mit wenig Industrielast war zu diesem Zeitpunkt Rücklieferung ins Vorlergernetz angesagt. Wir mussten also verkaufen (bezahlen) und konnten leider keine Energie von der Börse abnehmen.
So ging es vielen Versorgen. Wenn man als Versorger für diesen Zeitraum bereits vor 2-3 Jahren Energie bestellt hat (zur Versorgungssicherheit), war dies doppelt ärgerlich.
@ Jörg Eberl.
Was mussten Sie denn da ins vorgelagerte Netz zurückliefern. War das nicht der Strom aus den Langzeitverträgen.?
Und wieso gab es zwischen 12 und 13 Uhr zu wenig Abnehmer. Was zwischen 12 und 13 Uhr abgenommen wird, war doch Day Ahead dem Vortagshandel prognostiziert schon bekannt. Wäre zu mindestens bekannt gewesen, wenn die EE noch in Ihren Bilanzkreisen berücksichtigt worden wären, wie es bis 2010 dem Faulen Ei Gesetz war. Ich bleibe dabei seit dem die EE nicht mehr in euren Bilanzkreisen bilanziert werden, aber physisch eingespeist, und verbraucht werden, sind die Fossilen nicht mehr angepasst, und deshalb sollen die EE ab geregelt werden.
Hans Diehl sagt
Wenn da mal in einzelnen Stunden über 100% EE im Netz sind, lässt sich das plus oder minus am Intraday ausgleichen.
Schon fast auf dem Niveau von Annalena Bärbock, die Strom im Netz speichern will.
Wie bitte wollen Sie am Intraday verkaufen wenn der Bedarf schon zu mehr als 100% gedeckt wird? Es wird keinen Käufer geben.
Man merkt sofort, dass Sie mit der Materie nicht wirklich vertraut sind.
Die Speicher sind eben (noch) nicht vorhanden.
@Jörg Eberl: ich würde sie bitten so Aussagen wie: ### Schon fast auf dem Niveau von Annalena Bärbock, die Strom im Netz speichern will. ### zu unterlassen. Woher soll die Dame das wissen ?
Es war einmal: dass die Wechselrichter einfach ins Netz eingespeist haben; dort wurden sie ihren Strom los. Sie haben auch mal an der gleichen Grenze der Frequenz abgeschaltet. Und so geht es weiter. Man denkt in „Kupferplatte“ – aber geht nicht. Man hält Leistung vor, um reagieren zu können. Und nun senden dezentrale Einheiten ihre Leistung ins „Netz“ und die „Alten“ wundern sich. Wer hat dann hier geschlafen ? Dass die Bereitstellung von elektrischer Leistung umgebaut werden muss – steht außer Frage. Also her mit den Anforderungen – ich würde sie gerne lesen
Jörg Eberl schreibt.
Man merkt sofort, dass Sie mit der Materie nicht wirklich vertraut sind.
@ Jörg Eberl
Es gibt seit 2010 zwei Materien. Die physikalische und die Virtuelle
Die Virtuelle siehe hier:
https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Hinweispapiere/Hinweis_kaufmannische.pdf?__blob=publicationFile&v=4
Wir reden von zwei verschiedenen Varianten, im Stommarkdesign.
Sie sind der Mann von der Praxis, das heißt der „Physikalischen“ Variante und mich interessiert die „Virtuelle“ die ich das „Faule Ei“ nenne das der Energiewende 2010 ins Nest gelegt wurde.
Ich behaupte, wenn die Erneuerbaren, noch zwingend mit sogenannten Ökobändern in ihre Bilanzkreise gewälzt würden, wie das bis 2010 gesetzlich geregelt war, wären negative Preise heute vernachlässigbar.
Jörg Eberl schreibt.
Wie bitte wollen Sie am Intraday verkaufen wenn der Bedarf schon zu mehr als 100% gedeckt wird? Es wird keinen Käufer geben.
@ Jörg Eberl.
Ich dachte an die Prognoseabweichungen die anfallen können, wenn der EEG Strom wieder am Vortag prognostiziert verkauft ist.
Jörg Eberl schreibt.
Man merkt sofort, dass Sie mit der Materie nicht wirklich vertraut sind.
@ Jörg Eberl.
Nach dem ich nun deutlich gemacht habe, dass wir es seit 2010 mit zwei Materien zu tun haben, wäre es für die Leser hier bestimmt interessant, wenn wir die beiden mal gegeneinander laufen lassen würden. Ich erkläre wie ich seit 2010 die gesetzlichen Vorgaben sehe, und Sie – als Mann vom Netz – halten dagegen, wie es tatsächlich praktiziert wird.
Die Materie mit der ich mich beschäftige ist die Gesetzesänderung, sprich die Ermächtigungsverordnung von 2010. Bis 2010 wurden die Erneuerbaren mit sogenannten Ökobändern zwingend in Ihre Bilanzkreise gewälzt. Sie mussten diese abnehmen, vergüten und physikalisch bedingt „vorrangig“ ihre Kunden damit bedienen. Beim Day Ahead, dem Vortagshandel wo u.a. durch zukaufen am Spotmarkt, die stunden scharfe Feinabstimmung ihrer fixen Langzeitverträge vom Terminmarkt stattfindet, waren die Erneuerbaren somit gesetzt. Ab 2010 ist das nicht mehr der Fall. Die Erneuerbaren sind aus ihren Bilanzkreisen raus genommen worden, und werden seit dem separat an der Börse verkauft. Separat verkauft, physisch aber immer noch in ihrem Bilanzkreis eingespeist, und von Ihren Kunden verbraucht. So ist gegenwärtig das Gesetz, und die Materie mit der ich mich beschäftige.
Meine Frage lautet. Wie geht ihr mit der Tatsache um, dass die Erneuerbaren seit 2010 Day Ahead dem Vortagshandel ( Feinabstimmung ) nicht mehr berücksichtigt werden, aber am nächsten Tag in den Bilanzkreisen eingespeist, und vorrangig verbraucht werden.
Über die Netztransparenzplattform von Blindleister lassen sich übrigens die Abregelungen auf ÜNB und VNB Ebene visualisieren und quantifizieren: https://blindleister.de/gdi